Указ Главы КБР от 30.04.2015 N 62-УГ "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике на 2015 - 2019 годы"

30 апреля 2015 года N 62-УГ

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

УКАЗ

ГЛАВЫ КАБАРДИНО-БАЛКАРСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В КАБАРДИНО-БАЛКАРСКОЙ РЕСПУБЛИКЕ
НА 2015 - 2019 ГОДЫ

В соответствии с пунктом 25 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" постановляю:
1. Утвердить прилагаемую схему и программу перспективного развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике на 2015 - 2019 годы.
2. Настоящий Указ вступает в силу со дня его подписания.

Глава
Кабардино-Балкарской Республики
Ю.КОКОВ
город Нальчик
30 апреля 2015 года
№ 62-УГ





Утверждена
Указом
Главы
Кабардино-Балкарской Республики
от 30 апреля 2015 г. № 62-УГ

СХЕМА И ПРОГРАММА
ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
В КАБАРДИНО-БАЛКАРСКОЙ РЕСПУБЛИКЕ
НА 2015 - 2019 ГОДЫ

Паспорт

Наименование Программы
Схема и программа перспективного развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике на 2015 - 2019 годы (далее - СиПР)
Государственный заказчик - координатор Программы
Государственный комитет Кабардино-Балкарской Республики по энергетике, тарифам и жилищному надзору
Основной разработчик Программы
Государственный комитет Кабардино-Балкарской Республики по энергетике, тарифам и жилищному надзору
Исполнители Программы
Государственный комитет Кабардино-Балкарской Республики по энергетике, тарифам и жилищному надзору;
исполнительные органы государственной власти Кабардино-Балкарской Республики;
субъекты электроэнергетики:
филиал ОАО "РусГидро" - "Кабардино-Балкарский филиал" (по согласованию);
ОАО "МРСК Северного Кавказа" (по согласованию);
ОАО "Каббалкэнерго" (по согласованию);
МУП "Каббалккоммунэнерго" (по согласованию);
ОАО "Городские электрические сети", г. Прохладный (по согласованию)
Цели и задачи Программы
формирование стратегии развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике, включая приоритеты технической, экологической и инновационной политики, размещение и структуру собственных генерирующих мощностей, параметры электрических сетей и межрегиональных связей;
разработка прогноза развития электроэнергетики на период формирования схемы и программы, основанного на системе инвестиционных приоритетов развития, обеспечивающей устойчивость электроснабжения Кабардино-Балкарской Республики при максимизации вклада отрасли в развитие экономики, конкурентоспособность и инвестиционную привлекательность отрасли;
скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;
обеспечение координации прогнозов социально-экономического развития Кабардино-Балкарской Республики и схем и программ перспективного развития электроэнергетики;
информационное обеспечение деятельности исполнительных органов государственной власти Кабардино-Балкарской Республики при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;
формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов энергетики в Кабардино-Балкарской Республике;
разработка мероприятий по обеспечению баланса между производством (покупкой) и потреблением электрической энергии в Кабардино-Балкарской Республике, в том числе предотвращение ограничения пропускной способности электрических сетей;
разработка рекомендаций по размещению собственных генерирующих мощностей, определение потребности в видах топлива, типах электростанций с учетом требований покрытия максимума нагрузки;
определение приоритетных направлений строительства, реконструкции, технического перевооружения и размещения объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
обеспечение применения новых технологических решений при реализации мероприятий перспективного развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике;
разработка мероприятий по обеспечению надежного функционирования энергетической системы Кабардино-Балкарской Республики в долгосрочной перспективе
Важнейшие целевые индикаторы и показатели
обеспеченность собственными энергетическими ресурсами (доля выработки электрической энергии станциями, расположенными на территории Кабардино-Балкарской Республики, в общем электропотреблении) до 100%
Сроки и этапы реализации Программы
сроки реализации СиПР: 2015 - 2019 годы
Объемы и источники финансирования с разбивкой по этапам реализации Программы
объем внебюджетных средств ежегодно будет формироваться с учетом разработки и утверждения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики на основе Программы;
Ожидаемые конечные результаты социальной и бюджетной эффективности Программы
СиПР Кабардино-Балкарской Республики должна использоваться в качестве:
основы для разработки схем выдачи мощности региональных электростанций;
основы для формирования предложений по определению зон свободного перетока электрической энергии (мощности) с использованием перспективной расчетной модели;
основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.
По итогам реализации Программы прогнозируется достижение следующих показателей социально-экономического развития Кабардино-Балкарской Республики:
развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
обеспечение надежной и бесперебойной работы объектов электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике;
обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность;
формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики;
Контроль за исполнением Программы
Контроль за исполнением Программы осуществляется Государственным комитетом Кабардино-Балкарской Республики по энергетике, тарифам и жилищному надзору

Введение

СиПР на 2015 - 2019 годы разработана в соответствии с:
Федеральными законами от:
26 марта 2003 г. № 35-ФЗ "Об электроэнергетике";
23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";
27 июля 2010 г. № 190-ФЗ "О теплоснабжении";
постановлениями Правительства Российской Федерации от:
17 октября 2009 г. № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";
15 мая 2010 г. № 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности";
поручением Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 г. (перечень поручений Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. № Пр-839 пункт 5);
схемой и программой развития ЕЭС России на семилетний период;
прогнозом спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого по субъектам Российской Федерации (региональным энергосистемам) и основным узлам нагрузки, расположенным на территории субъекта Российской Федерации;
ежегодным отчетом о функционировании ЕЭС России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики;
сведениями о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;
федеральной целевой программой "Юг России (2014 - 2020 годы)";
предложениями системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, а также предложениями сетевых организаций и исполнительных органов государственной власти Кабардино-Балкарской Республики по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Кабардино-Балкарской Республики.
Основными задачами разработки настоящей Программы являются развитие электросетевой инфраструктуры, а также генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию, мощность, формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций, создание эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие Кабардино-Балкарской Республики.
Программа послужит информационным обеспечением деятельности органов государственной власти республики при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также основой для разработки инвестиционных программ организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики.

1. Общая характеристика Кабардино-Балкарской Республики

Кабардино-Балкарская Республика расположена на юге европейской части Российской Федерации, на северных склонах центральной части Главного Кавказского хребта и прилегающей к ней части Предкавказской равнины. Входит в состав Северо-Кавказского федерального округа.
Общая площадь территории составляет 12,5 тыс. км2, из них сельскохозяйственные угодья (пашни, многолетние насаждения, сенокосы и пастбища) - 6,99 тыс. км2 (56%), леса - 2,10 тыс. км2 (17%), прочие земли (земли поселений, ледники, скалы и прочие малопригодные территории) - 3,39 тыс. км2 (27%). На западе она граничит с Карачаево-Черкесской Республикой, на севере и северо-востоке - со Ставропольским краем, на востоке и юго-востоке - с Республикой Северная Осетия - Алания, а на юге по Главному Кавказскому хребту проходит государственная граница Российской Федерации с сопредельным государством - Грузией (130,7 км). Максимальная протяженность республики с севера на юг - 167 км, с запада на восток - 123 км.
Рельеф чрезвычайно сложный и разнообразный. При этом господствующим типом рельефа, занимающим большую часть территории республики, являются горы и предгорья.
Территория республики делится на три природные зоны: степную с засушливым климатом, предгорную с умеренно влажным климатом, высокогорную с влажным климатом.
Численность населения, по итогам Всероссийской переписи населения 2010 года, составляет 859,7 тыс. человек (городское население - 54,5%, сельское население - 45,5%). Плотность населения - 69 человек/км2. Кабардино-Балкарская Республика занимает в общей численности населения Российской Федерации 0,6% при 0,1% по территории; а Северо-Кавказского федерального округа - 9,1% при 7,2% по территории.
В состав Кабардино-Балкарской Республики входят 135 муниципальных образований, в том числе 3 городских округа, 10 муниципальных районов, 7 городских поселений, 112 сельских поселений, общее количество населенных пунктов - 178. Города с населением более 20 тыс. жителей: Нальчик (265,9 тыс. человек), Прохладный (59,6 тыс. человек), Баксан (57,1 тыс. человек), Нарткала (31,7 тыс. человек), Майский (26,8 тыс. человек), Тырныауз (21,0 тыс. человек). В географическом центре региона находится город Нальчик - административный центр Кабардино-Балкарской Республики (в нем проживает около 30 процентов населения региона).
Территория Кабардино-Балкарской Республики покрыта густой сетью водотоков - около 0,57 км водотоков на 1 км2 площади - общей протяженностью 3796 км, большинство рек относятся к категории малых. Речная сеть представлена 206 реками бассейна Терека общей протяженностью 3794 км. Самая крупная река - Терек (транзитная река, протяженность в пределах республики - 76 км) и ее притоки ледникового происхождения: Малка (216 км), Баксан (173 км), Черек (131 км), Чегем (102 км). В равнинной части территории естественная речная сеть сгущается разветвленной ирригационной сетью - каналами протяженностью 3287 км. Большая часть озер (а их более 100) ледникового происхождения, и расположены они на высотах свыше 2000 м над уровнем моря. Общая площадь оледенения превышает 600 км2, насчитывается до 294 ледников различных размеров и мощности. Разнообразие гидроминеральных ресурсов, которые представлены пресными, минеральными и термальными водами. Гидроэнергетический потенциал рек оценивается в размере около 18500 млн кВт*ч. (см. стр. 87)
Минерально-сырьевая база представлена месторождениями нефти (балансовые запасы - 96 млн т, извлекаемые - 14 млн т, разведано 2 месторождения, добыча несущественная), каменного угля (балансовые запасы - 10 млн т), вольфрама (балансовые запасы - 518 тыс. т).
Объем валового регионального продукта в 2014 году оценивается в размере 117596,6 млн рублей, темп роста данного показателя составил 106,3% к уровню 2013 года.
За 2014 год отгружено товаров собственного производства, выполнено работ и услуг на сумму 37333,5 млн рублей, что составляет 99,2% от уровня 2013 года и 74,3% от прогноза на 2014 год, в том числе по видам деятельности: "добыча полезных ископаемых" - 115,6 млн рублей (104,8% и 98,7%), "обрабатывающие производства" - 30062,6 млн рублей (115,5% и 76,7%), "производство и распределение электроэнергии, газа и воды" - 7155,3 млн рублей (98,3% и 65,3%).
Индекс промышленного производства за отчетный год составил 109,3% (по Российской Федерации 101,7%) при 90,2% по факту за 2013 год и 108,1% по прогнозу на 2014 год.
Территорию Кабардино-Балкарской Республики пересекает главная транспортная артерия, связывающая Центральную Россию с Закавказьем - автомагистраль Р-217 "Кавказ" и главный участок Северо-Кавказской железной дороги. Федеральная дорога выполняет функцию опорного маршрута, формирующего основу автомобильной сети региона. Железнодорожный транспорт не играет существенной роли в перевозках грузов и пассажиров внутри самой республики.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики
Кабардино-Балкарской Республики

2.1. Характеристика энергосистемы

Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики работает в составе объединенной энергосистемы (ОЭС) Юга параллельно с ЕЭС России, связь с которой организована по линиям электропередач напряжением 330 кВ и 110 кВ через электрические сети сопредельных регионов. Энергосистема региона имеет 4 межсистемные связи 330 кВ (2 - с энергосистемой Ставропольского края, 1 - с энергосистемой Республики Северная Осетия - Алания и 1 - с энергосистемой Карачаево-Черкесской Республики) и 7 межсистемных связей 110 кВ (4 - с энергосистемой Ставропольского края и 3 - с энергосистемой Республики Северная Осетия-Алания). В настоящее время ведется строительство воздушной линии напряжением 330 кВ, соединяющей опорные подстанции Нальчик-330 - Владикавказ-2.
Уровень обеспеченности населенных пунктов Кабардино-Балкарской Республики электрической энергией составляет 100%.
Диспетчерское управление функционированием Кабардино-Балкарской энергосистемы, управление режимами работы существующих ГЭС, системообразующими линиями 330 кВ и линиями выдачи мощности с электрических станций напряжением 110 кВ осуществляется диспетчерским центром филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ. Распределительные и тупиковые линии напряжением 35 - 110 кВ, оборудование подстанций 35 - 110 кВ находятся в оперативно-технологическом управлении Кабардино-Балкарского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа", входящего в состав ОАО "Россети".
Генерирующие источники на территории Кабардино-Балкарской Республики на 2015 год представлены:
шестью гидравлическими электрическими станциями филиала ОАО "РусГидро" - "Кабардино-Балкарский филиал";
двумя независимыми производителями (блок-станциями ООО "Росс-Спирт" и ОАО "Гидрометаллург").
В 2014 году в регионе осуществляют деятельность следующие энергосбытовые компании:
1. ОАО "Каббалкэнерго" имеет статус гарантирующего поставщика.
2. ОАО "Энерго-сбытовая компания" г.о. Прохладный - сбыт электрической энергии по г.о. Прохладный в границах балансовой принадлежности электрических сетей МУП "Городские электрические сети".
3. ООО "Оборонэнергосбыт" - сбыт электрической энергии объектам и подведомственным учреждениям Министерства обороны Российской Федерации в границах балансовой принадлежности их электрических сетей.
На территории Кабардино-Балкарской Республики находятся в эксплуатации около 226 км воздушных линий и 3 подстанции напряжением 330 кВ, являющихся центрами питания для Кабардино-Балкарской Республики. Электросетевые объекты напряжением 330 кВ, относящиеся к ЕНЭС, находятся в собственности ОАО "ФСК ЕЭС":
ПС 330 кВ Нальчик;
ПС 330 кВ Прохладная-2;
ПС 330 кВ Баксан;
ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Машук (№ Л-330-04);
ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок (№ Л-330-05);
ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Буденновск (№ 44).
ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 (№ Л-25);
ВЛ 330 кВ Баксан - Черкесск (№ Л-330-26);
ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик (№ 30);
ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ.
По состоянию на конец 2014 года насчитывается 7 электросетевых организаций:
1. Кабардино-Балкарский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа".
2. МУП "Каббалккоммунэнерго".
3. ОАО "Городские электрические сети", г. Прохладный.
4. МУП "Чегемэнерго".
5. ООО "Промэлектросеть".
6. Филиал ОАО "РЖД" Трансэнерго Северо-Кавказская дирекция по
энергообеспечению.
7. ОАО "Оборонэнерго".

2.2. Динамика и структура потребления электроэнергии

Общее потребление электроэнергии в Кабардино-Балкарской Республике в 2014 году составило 1543,957 млн кВт*ч, что на 2,7% больше электропотребления 2013 года. Динамика электропотребления с 2010 года представлена в таблице 1 (данные Росстата).

Таблица 1. Динамика электропотребления в энергосистеме КБР

№ п/п
Наименование
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
1
2
3
4
5
6
7
1
Электропотребление, млн кВт*ч
1429,5
1482,9
1510,4
1479,2
1544,0
2
Абсолютный прирост электропотребления, млн кВт*ч
20,6
53,4
27,5
-31,2
64,8
3
Среднегодовые темпы прироста, %
1,4
3,6
1,8
-2,1
4,2

С 2010 года наблюдается стабильный рост электропотребления республики.



Рис. 1. Динамика потребления электроэнергии в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики за 2010 - 2014 годы

Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики характеризуется низкими среднегодовыми темпами прироста электропотребления среди регионов, входящих в ОЭС Юга, и в среднем по стране. Основной прирост потребления складывался за счет увеличения отпуска электроэнергии населению и промышленных потребителей. В таблице 2 представлены структура электропотребления за 2013 и 2014 годы. Среднегодовой прирост потребления электроэнергии в республике за анализируемый период (2010 - 2014 годы) составляет в среднем около 2,0% ежегодно.

Таблица 2. Структура электропотребления в Кабардино-Балкарской Республике за 2013 и 2014 годы

№ п/п
Наименование
2013 год
2014 год
млн кВт*ч
%
млн кВт*ч
%
1
2
3
4
5
6
1
Промышленное производство
267,287
17,8
272,944
17,7
2
Организации жилищно-коммунального хозяйства
121,182
8,1
134,327
8,7
3
Бюджетофинансируемые потребители
109,314
7,3
115,23
7,5
4
Население
391,526
26,1
402,197
26
5
Прочие потребители
181,719
12,1
176,131
11,4
6
Потери в электрических сетях
408,175
27,8
443,126
28,7
10
Всего
1479,2
100,0
1543,957
100,0

Основной спрос на электроэнергию в экономике Кабардино-Балкарской Республики формируют промышленное производство и население. На их долю в 2014 году приходится порядка 44% от всего потребления.
Высокий % потерь обусловлен изношенностью существующих электрических сетей (% износа в эл. сетях), а также уменьшением финансирования мероприятий инвестиционных программ субъектов электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики с целью обеспечения пропускной способности.



Рис. 2. Структура общего электропотребления Кабардино-Балкарской Республике в 2014 году

Динамика электропотребления республики характеризуется следующими особенностями:
устойчивым ростом потребления электроэнергии населением и промышленным предприятиям;
высоким показателем интегральных потерь электроэнергии (достигающим в некоторых районах более 30%), превышающим общероссийские показатели больше чем в 2 раза.

2.3. Перечень и характеристика основных
крупных потребителей электроэнергии

Крупными потребителями электроэнергии в республике являются в основном предприятия жилищно-коммунального хозяйства и промышленности. По итогам 2014 года у трех хозяйствующих субъектов потребление электроэнергии составило порядка 4,7% от общего потребления республики: ОАО "Теплоэнергетическая компания" (37,5 млн кВт*ч или 2,4% от общего потребления), МУП "Управляющая компания "Водоканал" (20,31 млн кВт*ч, или 1,3% от общего потребления), ЗАО "Кавказкабель" (15,5 млн кВт*ч, или 1,0% от общего потребления).
Показатели по потреблению электроэнергии по крупным предприятиям представлены в таблице 3.

Таблица 3. Крупные потребители электроэнергии за 2010 - 2014 годы

№ п/п
Наименование потребителя
Годовой объем электропотребления, тыс. кВт*ч

2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год (прогноз)
1
2
3
4
5
6
7
8
1
ОАО "Теплоэнергетическая компания"
33839.1
35716,9
34179,2
34572,8
37464,0
39800,0
2
ООО "ДЕКС"
696,8
997,1
1068,2
1125,8
2948,0
3700,0
3
ООО "Баксан-Автозапчасть"
4439,9
4457,2
4076,2
3389,4
3104,9
3500,0
4
ОАО "Халвичный завод "Нальчикский"
5645,7
5658,4
6267,6
6628,4
6947,5
7250,0
5
ЗАО "Кабельный завод "Кавказкабель"
18765,9
20551,6
20273,7
17083,7
15496,3
20700,0
6
Открытое акционерное общество "Терский завод алмазных инструментов"
3208,9
3925,6
3986,9
3811,1
3167,0
5265,0
7
ООО "Стандарт-Спирт"
3718,2
4173,4
3322,2
7389,3
2116,0
2650,0
8
ООО "Концерн-ЗЭТ"
4026,4
3956,6
3787,1
1877,3
1725,0
1970,0
9
ЗАО "Эрпак"
4513,6
4466,1
3832,1
4238,8
3792,0
6900,0
10
ООО "НДСМ"
2005,7
1791,6
1684,4
2078,7
2341,5
2040,0
11
ООО "Титан"
277,2
177,3
387,4
157,3
88,0
225,0
12
ОАО "Прохладненский завод полупроводниковых приборов"
1467,8
1420,8
1385,6
1399,5
1371,1
1527,0
13
МУП "Управляющая компания "Водоканал"
26655,1
27815,4
25586,3
21358,2
20310,7
22000,0
14
ОАО "Гидрометаллург"
1997,7
3571,0
4442,5
5571,0
5986,0
5800,0
15
МУП "Троллейбусное управление"
3170,2
3220,0
2927,3
2946,9
2790,8
3265,0

2.4. Потребление электроэнергии
по муниципальным образованиям

Ввиду небольшой площади и незначительного развития промышленных зон на территории Кабардино-Балкарской Республики нет ярко выраженных крупных зон потребления электроэнергии. Это вынуждает представить характеристику потребления, полезного отпуска и потерь согласно административно-территориальному делению республики.
В таблице 4 представлены перечисленные данные.

Таблица 4. Потребление, полезный отпуск и потери электроэнергии по муниципальным образованиям за 2010 - 2014 годы, млн кВт*ч.

№ п/п
Наименование
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
1
2
3
4
5
6
7
1.
г. Нальчик
1.1.
Потребление электроэнергии
479,11
490,61
501,5
508,55
521,334
1.2.
Полезный отпуск электроэнергии
368,11
401,67
401,67
388,14
395,052
1.3.
Потери электроэнергии
111,0
88,94
99,83
120,41
126,282
2.
г. Прохладный
2.1.
Потребление электроэнергии
99,086
92,434
94,676
93,970
92,316
2.2.
Полезный отпуск электроэнергии
83,376
77,438
79,767
77,988
76,301
2.3.
Потери электроэнергии
15,71
14,996
14,909
15,982
16,015
3.
г. Баксан
3.1.
Потребление электроэнергии
68,51
71,518
73,768
68,556
75,587
3.2.
Полезный отпуск электроэнергии
40,249
44,575
47,694
46,213
50,574
3.3.
Потери электроэнергии
28,261
26,943
26,074
22,343
25,013
4.
Баксанский район
4.1.
Потребление электроэнергии
61,985
66,543
68,285
64,494
69,627
4.2.
Полезный отпуск электроэнергии
42,725
46,143
47,265
48,262
51,319
4.3.
Потери электроэнергии
19,26
20,4
21,02
16,232
18,308
5.
Зольский район
5.1.
Потребление электроэнергии
55,123
59,4
58,119
55,373
59,463
5.2.
Полезный отпуск электроэнергии
36,894
39,721
39,592
40,399
43,58
5.3.
Потери электроэнергии
18,229
19,679
18,527
14,974
15,883
6.
Лескенский район
6.1.
Потребление электроэнергии
26,642
28,989
30,071
28,499
27,261
6.2.
Полезный отпуск электроэнергии
18,604
20,445
21,05
21,526
20,908
6.3.
Потери электроэнергии
8,038
8,544
9,021
6,973
6,353
7.
Майский район
7.1.
Потребление электроэнергии
51,623
53,42
55,161
55,66
52,4
7.2.
Полезный отпуск электроэнергии
42,787
44,903
46,811
47,456
45,093
7.3.
Потери электроэнергии
8,836
8,517
8,35
8,204
7,307
8.
Прохладненский район
8.1.
Потребление электроэнергии
177,915
179,334
189,883
112,858
116,622
8.2.
Полезный отпуск электроэнергии
165,175
165,72
174,346
97,056
100,169
8.3.
Потери электроэнергии
12,74
13,614
15,537
15,802
16,453
9.
Терский район
9.1.
Потребление электроэнергии
47,722
51,554
52,029
52,909
55,706
9.2.
Полезный отпуск электроэнергии
35,298
38,44
38,451
40,096
42,028
9.3.
Потери электроэнергии
12,424
13,114
13,578
12,813
13,678
10.
Урванский район
10.1.
Потребление электроэнергии
93,672
96,772
98,642
102,164
99,308
10.2.
Полезный отпуск электроэнергии
71,268
73,32
74,649
78,379
76,828
10.3.
Потери электроэнергии
22,404
23,452
23,993
23,785
22,48
11.
Чегемский район
11.1.
Потребление электроэнергии
136,618
138,658
139,783
141,729
146,054
11.2.
Полезный отпуск электроэнергии
104,513
101,103
117,06
120,954
125,651
11.3.
Потери электроэнергии
32,105
37,555
22,723
20,775
20,403
12.
Черекский район
12.1.
Потребление электроэнергии
24,881
22,603
22,994
23,79
24,701
12.2.
Полезный отпуск электроэнергии
19,013
17,354
18,219
18,977
19,77
12.3.
Потери электроэнергии
5,868
5,249
4,775
4,813
4,931
13.
Эльбрусский район
13.1.
Потребление электроэнергии
54,635
51,256
50,997
51,18
52,72
13.2.
Полезный отпуск электроэнергии
42,651
39,728
40,628
40,96
42,48
13.3.
Потери электроэнергии
11,984
11,528
10,369
10,22
10,24

Наиболее высокие потери в 2014 году наблюдаются по г. Баксану (33,09%), Баксанскому (26,29%) и Зольскому (26,71%) районам, несмотря на то, что за пять лет тенденция снижения уровня потерь в этих районах и по республике в целом сохраняется.
Такая ситуация складывается из-за ежегодного увеличения износа электросетевого комплекса республики. Для решения сложившейся ситуации необходимо проводить работу по реализации мероприятий инвестиционных программ субъектов электроэнергетики республики. Кроме того немаловажным фактором уменьшения коммерческих потерь в сетях является проведение работы по выявлению, локализации случаев хищения электроэнергии недобросовестными потребителями.

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки

Изменение максимума нагрузки за 2010 - 2014 годы приведено в таблице 5 и рисунке 3.



Рис. 3. Динамика изменения максимума нагрузки в энергосистеме КБР

За период с 2010 по 2014 год наибольшее значение максимума нагрузки было зафиксировано в 2010 году - 293 МВт.

Таблица 5. Динамика изменения собственного максимума нагрузки в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики

№ п/п
Наименование показателя
годы
2010
2011
2012
2013
2014
1
2
4
5
6
7
8
1
Собственный максимум нагрузки, МВт
270
284
316
289
305
2
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт
51
14
32
-27
15,5
3
Среднегодовые темпы прироста, %
-15,9
5,2
11,3
-8,5
5,3

В таблице 6 представлен максимум нагрузки по муниципальным образованиям за 2010 - 2014 годы. Наиболее высокий показатель собственной нагрузки за 2014 год наблюдается по г.о. Нальчику (121,1,0 МВт), г.о. Прохладному (18,5 МВт) и Чегемскому муниципальному району (24,5 МВт).

Таблица 6. Максимум нагрузки по муниципальным образованиям за 2010 - 2014 годы (зимний режимный день), МВт

№ п/п
Наименование
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
1
г.о. Нальчик
93,0
116,0
118,4
119,1
121,1
2
г.о. Прохладный
18,5
15,7
15,3
15,7
14,7
3
г.о. Баксан
15,0
17,8
14,7
14,0
15,0
4
Баксанский муниципальный район
14,0
14,0
10,9
11,4
13,2
5
Зольский муниципальный район
11,0
15,5
14,7
23,9
17,9
6
Лескенский муниципальный район
6,5
5,3
6,4
5,1
5,3
7
Майский муниципальный район
9,5
11,0
12,9
13,1
12,7
8
Прохладненский муниципальный район
14,5
16,5
21,1
20,8
21,4
9
Терский муниципальный район
9,0
8,4
9,7
10,1
10,1
10
Урванский муниципальный район
16,5
21,5
19,8
21,9
20,2
11
Чегемский муниципальный район
24,0
17,4
18,1
21,7
19,6
12
Черекский муниципальный район
6,0
3,5
5,5
4,8
4,2
13
Эльбрусский муниципальный район
11,0
9,0
10,9
11,4
9,8
14
Всего:
248,5
271,6
278,4
293,0
285,2

2.6. Динамика потребления и структура отпуска тепловой
энергии в системах централизованного теплоснабжения

Система теплоснабжения Кабардино-Балкарской Республики на 1 января 2015 г. включает в себя 268 отопительных котельных суммарной тепловой мощностью 775,72 Гкал/ч и 2 блок-станции установленной тепловой мощностью 1132,85 Гкал/ч.
Количество котельных с разбивкой по мощностям приведены в таблице 7.

Таблица 7. Количество котельных в Кабардино-Балкарской Республике с разбивкой по мощностям за 2014 год

№ п/п
Наименование организации
Всего
Котельные мощностью, Гкал/ч
Совокупная мощность котельных
до 5
от 5 до 25
от 20 до 100
Гкал/ч
1
2
3
4
5
6
7
1
ОАО "Теплоэнергетическая компания"
60
37
20
3
675,4
2
ОАО "Прохладный теплоэнерго"
49
42
7
-
116,013
3
МУП "Баксангортеплосбыт"
14
11
3
-
61,37
4
ООО "Зольское теплоэнерго"
13
11
2
-
23
5
МП ММР "Майская теплоснабжающая управляющая компания"
12
11
1
-
42,136
6
МУП "Теректеплосбыт"
24
22
2
-
46,14
7
ОАО "Урваньтеплосервис"
33
28
5
-
71,311
8
МП "Чегемская теплоснабжающая управляющая компания"
24
24
-
-
23,3
9
ОАО "Черектеплоэнерго"
18
18
-
-
6,013
10
ООО "Эльбрус Теплоком"
20
16
4
-
57,667
11
МУП КЭЧ п. Звездный
1
-
1
-
10,5
12
Всего:
268
220
45
3
1132,85

В структуре котельных маломощные с установленной мощностью до 5 Гкал/ч составляют 220 шт. (82,1%), от 5 до 25 Гкал/ч составляет 45 (16,8%) и только в 3-х котельных (1.1%), расположенных в г.о. Нальчик, установленная мощность составляет более 20 Гкал/ч. На г.о. Нальчик приходится 59,63% установленной мощности, 22,4% общего числа котельных. Все котельные работают на природном газе. Коэффициент полезного действия котлов находится в пределах от 70 до 92%.
Общая протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении по республике на 1 января 2015 г. составляет 438,2 км, при этом износ сетей составляет порядка 60%.
Общая выработка тепловой энергии в Кабардино-Балкарской Республике в 2014 году составила 1412,1 тыс. Гкал., что на 4,2% больше показателя 2013 года.
Отпуск тепловой энергии потребителям Кабардино-Балкарской Республики осуществляется только от котельных. В таблице 8 приводится динамика выработки, отпуска и потерь.

Таблица 8 Динамика выработки, отпуска и потерь тепловой энергии по теплоснабжающим организациям за 2010 - 2014 годы

№ п/п
Наименование показателей
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
1
2
3
4
5
6
7
1.
ОАО "Теплоэнергетическая компания"
1.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
819,16
955,4
873,47
853,13
922,67
1.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
798,91
931,99
852,67
831,97
899,77
1.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
203,41
236,99
259,68
232,85
288,92
1.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
595,50
695,0
592,99
599,11
610,85
2.
ОАО "Прохладный теплоэнерго"
2.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
138,77
140,66
145,11
132,05
136,21
2.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
135,99
137,83
128,93
109,46
133,27
2.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
23,16
24,21
20,85
19,78
20,97
2.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
112,83
113,62
121,42
109,46
112,3
3.
МУП "Баксангортеплосбыт"
3.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
40,72
44,96
40,1
36,84
45,81
3.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
39,92
44,06
39,31
36,09
44,91
3.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
4,12
4,5
3,99
3,67
4,58
3.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
35,80
39,56
35,32
32,42
40,33
4.
ГП КБР "Баксанская управляющая компания"
4.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
4,03
4,17
8,78
8,78
-
4.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
3,92
4,06
8,67
8,67
-
4.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
0,48
0,56
1,05
1,05
-
4.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
3,44
3,5
7,62
7,62
-
5.
ООО "Зольское теплоэнерго"
5.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
15,17
17,0
4,5
13,2
14,2
5.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
14,82
16,7
4,3
12,9
13,8
5.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
1,90
1,7
0,7
2,18
2,75
5.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
12,92
15,0
3,6
10,72
11,05
6.
МП ММР "Майская теплоснабжающая управляющая компания"
6.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
45,65
46,1
46,13
43,46
44,47
6.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
44,73
45,17
45,21
42,6
43,58
6.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
7,70
6,14
6,46
6,44
7,35
6.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
37,03
39,04
38,75
36,16
36,23
7.
МУП "Теректеплосбыт"
7.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
36,20
40,5
11,6
36,4
41,4
7.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
35,48
39,7
11,37
35,68
40,58
7.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
4,38
4,9
1,37
4,41
4,78
7.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
31,10
34,8
10,0
31,27
35,08
8.
ОАО "Урваньтеплосервис"
8.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
70,67
80,38
76,42
72,69
76,28
8.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
69,24
78,65
74,84
71,23
74,64
8.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
8,15
11,07
9,76
9,29
11,72
8.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
61,09
67,58
65,08
61,94
2,92
9.
МП "Чегемская теплоснабжающая управляющая компания"
9.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
26,90
30,1
22,9
25,0
28,7
9.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
26,30
29,5
27,0
24,1
28,05
9.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
2,50
3,4
4,5
3,1
0,8
9.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
23,80
67,58
22,5
21,0
27,24
10.
МУП КЭЧ п. Звездный
10.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
18,22
18,55
15,62
14,78
14,33
10.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
17,71
18,1
15,15
14,45
13,81
10.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
0,58
0,81
1,57
1,37
0,65
10.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
17,13
17,29
13,58
13,08
13,16
11.
ОАО "Черектеплоэнерго"
11.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
18,40
18,8
14,8
1,48
15,51
11.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
18,10
18,5
14,5
14,18
15,18
11.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
1,50
1,6
1,2
1,14
1,2
11.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
16,60
16,9
13,3
13,04
13,98
12.
ООО "Эльбрус Теплоком"
12.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
82,70
84,6
22,1
60,4
67,2
12.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
80,60
82,8
21,8
59,5
59,2
12.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
19,80
23,5
9,2
24,54
19,1
12.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
60,80
59,3
12,6
44,9
40,1
13.
Всего по теплоснабжающим организациям КБР
13.1.
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
1316,59
1481,22
1281,53
1298,21
1412,1
13.2.
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
1285,72
1447,06
1243,75
1260,83
1372,01
13.3.
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал
277,68
319,38
320,33
309,82
363,9
13.4.
Реализация тепловой энергии, тыс. Гкал
1008,04
1169,17
936,76
980,72
1008,1

За последние пять лет уровень потерь возрос с 21,09% в 2010 году до 25,8% в 2014 году, что говорит об увеличении износа тепловых сетей и отсутствии у теплоснабжающих организаций систематической работы по санации имеющихся тепловых нагрузок.
В 2014 году основное количество выработанной и потребленной тепловой энергии приходится на г. Нальчик (63,6%), г. Прохладный и Прохладненский район (12,1%).

2.7. Перечень основных потребителей тепловой энергии

Перечень крупных потребителей тепловой энергии (с присоединенной нагрузкой более 1 Гкал/ч или потребление более 3 Гкал/год) по Кабардино-Балкарской Республике приведен в таблице 9.

Таблица 9. Перечень основных потребителей тепловой энергии за 2014 год

№ п/п
Наименование потребителей
Место расположения (адрес)
Годовой объем потребления Гкал
Источник покрытия тепловой нагрузки
Параметры пара
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1
2
3
4
5
6
7
1
ФГБОУ ВПО "Кабардино-Балкарский государственный университет им. Х.М. Бербекова"
г. Нальчик, ул. Чернышевского, д. 36
25,368
ОАО "Теплоэнергетическая компания"
не потребляется
12,721
2
ГУЗ "Урванская центральная районная больница"
Урванский район, г. Нарткала, ул. Толстого, д. 185
8,885
ОАО "Урвань-теплосервис"
не потребляется
1,942
3
ГУЗ "Городская клиническая больница № 1 г. Нальчика"
г. Нальчик, ул. Кешокова, 56
7,582
ОАО "Теплоэнергетическая компания"
не потребляется
1,832
4
ГОУ ВПО "Кабардино-Балкарская государственная сельскохозяйственная академия им. В.М. Кокова"
г. Нальчик, ул. Толстого, 185
6,773
ОАО "Теплоэнергетическая компания"
не потребляется
3,411
5
ГУЗ "Городская клиническая больница г. Прохладного"
г. Прохладный, ул. Ленина, 113
5,244
ОАО "Прохладный теплоэнеро"
не потребляется
1,809
6
ГУЗ "Психоневрологический диспансер"
г. Нальчик, ул. Толстого, 185
4,440
ОАО "Теплоэнергетическая компания"
не потребляется
1,305
7
ГУЗ "Противотуберкулезный диспансер"
г. Нальчик, ул. Толстого, 185
3,698
ОАО "Теплоэнергетическая компания"
не потребляется
1,112

2.8. Основные характеристики
теплосетевого хозяйства

Относительно развитые системы централизованного теплоснабжения в Кабардино-Балкарской Республике имеются в городах Нальчике, Баксане, Нарткале, Прохладном, Майском, Тереке, Тырныаузе, Чегеме. В подавляющем большинстве сельских поселений тепловая энергия поставляется для отопления школ, амбулаторий и административных зданий. В настоящее время местными администрациями городских и сельских поселений ведется работа по разработке комплексных схем теплоснабжения, учитывающими перспективное развитие. Согласно постановлениям местных администраций городских и сельских поселений по состоянию на 1 марта 2015 г. из 122 городских и сельских поселений Кабардино-Балкарской Республики схемы теплоснабжения, водоснабжения и водоотведения разработаны и утверждены в 89 поселениях.
Основные сведения о тепловых хозяйствах городских округов и муниципальных районов приведены далее по тексту.
1. Городской округ Нальчик.
Крупнейшим производителем и поставщиком тепловой энергии в Кабардино-Балкарской Республике является ОАО "Теплоэнергетическая компания" г. Нальчика. Предприятие производит тепловую энергию собственными источниками.
На балансе организации находятся 60 котельных (37 маломощных котельных - до 5 Гкал/ч, 20 котельных - от 5 до 20 Гкал/ч а также 3 котельных мощностью более 20 Гкал/ч). Суммарная мощность котельных 675,4 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 206,77 км.
2. Городской округ Прохладный и Прохладненский муниципальный район.
В городском округе Прохладный и сельских поселениях Прохладненского муниципального района теплоснабжающей организацией является ОАО "Прохладный теплоэнерго".
На балансе организации находятся 49 котельных (42 маломощные котельные - до 5 Гкал/ч, а также 7 котельных мощностью от 5 до 25 Гкал/ч). Суммарная мощность котельных - 116,013 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 60,129 км.
3. Городской округ Баксан.
В городском округе Баксан теплоснабжающей организацией является МУП "Баксангортеплосбыт".
На балансе организации находятся 14 котельных (11 маломощных котельных - до 5 Гкал/ч, а также 3 котельных мощностью от 5 до 25 Гкал/ч). Суммарная мощность котельных - 61,37 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 13,28 км.
4. Баксанский муниципальный район.
В Баксанском муниципальном районе теплоснабжающей организацией является ГП "Баксанская управляющая компания".
На балансе организации находятся 5 маломощных котельных - до 3 Гкал/ч с установленными 11 котлами. Суммарная мощность котельных - 6,8 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 3,9 км.
5. Зольский муниципальный район.
В Зольском муниципальном районе теплоснабжающей организацией является ООО "Зольское теплоэнерго".
На балансе организации находятся 13 котельных (11 маломощных котельных - до 5 Гкал/ч, а также 2 котельные мощностью от 5 до 25 Гкал/ч). Суммарная мощность котельных - 23,0 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 2,9 км.
6. Майский муниципальный район.
В Майском муниципальном районе теплоснабжающей организацией является МП ММР "Майская теплоснабжающая управляющая компания".
На балансе организации находятся 12 котельных (11 маломощных котельных - до 5 Гкал/ч, а также 1 котельная мощностью от 5 до 25 Гкал/ч). Суммарная мощность котельных - 42,136 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 14,95 км.
7. Терский муниципальный район.
В Терском муниципальном районе теплоснабжающей организацией является МУП "Теректеплосбыт".
На балансе организации находятся 24 котельные (22 маломощных котельных - до 5 Гкал/ч, а также 2 котельные мощностью от 5 до 25 Гкал/ч). Суммарная мощность котельных - 46,14 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 19,8 км.
8. Урванский муниципальный район.
В Урванском муниципальном районе теплоснабжающей организацией является ОАО "Урваньтеплосервис".
На балансе организации находятся 33 котельные (28 маломощных котельных - до 5 Гкал/ч, а также 5 котельных мощностью от 5 до 25 Гкал/ч. Суммарная мощность котельных - 71,311 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 15,501 км.
9. Чегемский муниципальный район.
В Чегемском муниципальном районе теплоснабжающей организацией является МП "Чегемская теплоснабжающая управляющая компания".
На балансе организации находятся 24 котельных (24 котельные - до 5 Гкал/ч. Суммарная мощность котельных - 23,3 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 8,0 км.
10. Черекский муниципальный район.
В Черекском муниципальном районе теплоснабжающей организацией является ОАО "Черектеплоэнерго".
На балансе организации находятся 18 котельных (18 - до 5 Гкал/ч). Суммарная мощность котельных - 6,013 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 5,7 км.
11. Эльбрусский муниципальный район.
В Эльбрусском муниципальном районе теплоснабжающей организацией является ООО "Эльбрус теплоком".
На балансе ООО "Эльбрус теплоком" находятся 20 котельных (16 маломощных котельных - до 5 Гкал/ч, а также 4 котельные мощностью от 5 до 25 Гкал/ч). Суммарная мощность котельных - 57,667 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 54,0 км.

2.9. Предложения по развитию теплосетевого хозяйства

Тепловая энергия производится на крупных и мелких (децентрализованных) ТЭЦ и котельных.
Развитие централизованного теплоснабжения (ЦТ), в том числе комбинированного производства тепла и электрической энергии, предполагает уменьшение числа КЭС и увеличение числа ТЭЦ за счет действующих котельных установок, чтобы добиться наиболее высокого производства электрической энергии на базе потребителей тепловой энергии. А это значит, что нужно строить мини - ТЭЦ мощностью 20 - 1000 кВт на базе действующих котельных путем надстройки паровых и газовых турбин.
Для оценки эффективности ЦТ важными являются два демографических показателя: плотность сельского населения и степень концентрации городского и сельского населения.
Помимо концентрации населения, необходимо оценить величину рынка тепла, КПД используемых установок и соотношение между электрическим и тепловым КПД. Идеальной установкой для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии является ТЭЦ.
Увеличение производства дешевой электроэнергии на существующем тепловом потреблении возможно путем применения газотурбинных технологий. При применении ГТУ существующие промышленные и отопительные котельные становятся потребителями тепла, утилизирующие их выхлопные газы. Температура выхлопных газов отечественных установок марки НК составляет 450 - 530 °C. Модернизация и надстройка промышленных и отопительных котельных, а также ТЭЦ конвертируемыми газотурбинными двигателями малой и средней мощности (1 - 30 МВт) позволяет получить коэффициент использования топлива 89% и более.
Высокая степень готовности газотурбинного оборудования позволяет снизить сроки строительно-монтажных и пусконаладочных работ на площадках заказчика до 2 - 3 месяцев.
В Кабардино-Балкарской Республике есть все возможности для реализации строительства мини-ТЭЦ: все села газифицированы, плотность и концентрация населения высокая.
С учетом транспортной обеспеченности, наличия развитой социальной и иных инфраструктур сельских районов, условия для развития систем центрального теплоснабжения весьма благоприятны.
Строительство ТЭЦ малой мощности и перевод действующих отопительных котельных на режим ТЭЦ путем установки на них газовых или паровых турбин, а также снижение температуры сетевой воды на выходе от абонента (с разработкой более совершенных отопительных приборов или установкой температурных клапанов) и на входе теплообменник ТЭЦ (с установкой ТНУ) позволит значительно сократить потребление природного газа регионом.
Наиболее перспективным проектом в части повышения степени когенерации в Кабардино-Балкарской Республике является замещение крупных тепловых котельных, расположенных в районах г. Нальчика с максимальными тепловыми нагрузками.
Котельная "Юго-западная" обеспечивает тепловой энергией порядка 30% потребителей г. Нальчика, оборудована тремя котлами ПТВМ-30 и одним котлом КВГМ-50-150. Установленная тепловая мощность котельной - 155 Гкал/ч. Общая присоединенная тепловая нагрузка в зимний период при температуре наружного воздуха минус 18°C - 94,9 Гкал/ч, в том числе по ГВС - 7,9 Гкал/ч. Пиковая потребляемая электрическая мощность котельной составляет в зимний период - 1,5 МВт, в летний период - 0,6 МВт.
Для обеспечения максимальной загрузки ПГУ-ТЭЦ в период максимальной нагрузки системы теплоснабжения предполагается параллельная работа установки с существующими котлами. В данном варианте характеристики ПГУ должны подбираться для летнего режима работы теплового центра, т.е. обеспечение ГВС. При условии организации мини-ТЭЦ на базе когенерационных установок на территории котельной "Юго-Западная" или вблизи нее максимальная тепловая мощность установки составит 7,9 Гкал/ч, электрическая мощность соответственно 9,3 МВт.
По предварительной оценке для выдачи электрической мощности потребуется строительство распределительного пункта РП-6 кВ с 10 линейными ячейками, прокладка высоковольтных кабельных линий около 1,2 км, установка и модернизация узлов учета.
Для организации отбора тепловой энергии от мини-ТЭЦ потребуется дополнительно теплообменные установки и насосное оборудование.
Котельная "Завокзальная" в г. Нальчике оснащена 3 котлами КВГМ-50-150, выработавшими ресурс и требующими замены, и 2 котлами ДЕ-10.
Общая установленная тепловая мощность котельной составляет 163 Гкал/ч. Максимальная присоединенная тепловая нагрузка микрорайона составляет 62,8 Гкал/ч при температуре наружного воздуха минус 18°C. В летний период потребляемая тепловая мощность составляет 11 Гкал/ч - на нужды горячего водоснабжения. Предлагается замена трех котлов КВГМ-50-150 на ПГУ из расчета параллельной работы с относительно новыми котлами ДЕ-10 с установленной мощностью 13 Гкал/ч. В данном варианте минимальная тепловая мощность когенерационной установки должна составить 50 Гкал/ч, электрическая - 60 МВт.
Также имеются возможности по замене тепловых котлов на ПГУ в следующих котельных г. Нальчика:
котельная "Толстого 175" - 3 котла ТГВ-8 с присоединенной тепловой мощностью 24 Гкал/ч;
котельная "Пушкина" - 3 котла ДКВР-10 с присоединенной нагрузкой 30 Гкал/ч;
котельная "Калмыкова" - 2 котла ТВГ-8 с присоединенной нагрузкой 16 Гкал/ч.

2.10. Структура установленной электрической мощности

Установленная мощность электростанций энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики на 1 января 2015 г. составила 179,5 МВт.
Структура установленной мощности электростанций приведена в таблице 10.

Таблица 10. Структура установленной мощности

№ п/п
Наименование объекта
Установленная мощность, МВт
Структура, %
1
2
3
4
1.
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)
1.1.
Блок-станция ОАО "Гидрометаллург"
6,0
3,3
1.2.
Блок-станция ООО "Росс-Спирт"
16,0
8,9
1.3.
Всего:
22,0
12,3
2.
Гидравлические электростанции (ГЭС)
2.1.
Баксанская ГЭС
27,0
15,0
2.2.
Мухольская ГЭС
0,9
0,5
2.3.
Акбашская ГЭС
1,0
0,6
2.4.
ГЭС-3 на канале "Баксан-Малка"
3,5
2,0
2.5.
Аушигерская ГЭС
60,0
33,4
2.6.
Кашхатау ГЭС
65,1
36,3
2.7.
Всего:
157,5
87,7
3.
Итого:
179,5
100,0

До 90% установленной мощности приходится на ГЭС, при этом практически 70% от общей установленной мощности составляют Аушигерская ГЭС и Кашхатау ГЭС.

2.11. Состав существующих электростанций

Данные по объектам генерации по состоянию на 1 января 2015 г. с группировкой по принадлежности по компаниям приведены в таблице 11 и на рисунке 4.



Рис. 4. Структура установленной мощности по видам собственности на 2015 год

Баксанская ГЭС располагается в среднем течении р. Баксан, на территории с.п. Атажукино и с.п. Заюково Баксанского муниципального района. Баксанская ГЭС является одной из старейших гидроэлектростанций России.
Станция имела 3 гидроагрегата с установленной мощностью по 8,26 МВт, общая мощность станции составляет 25 МВт, среднегодовая выработка - 110,00 млн кВт*ч.
Баксанская ГЭС представляет собой гидравлическую станцию высоконапорного типа с деривационным каналом. Конструктивно это представлено гидротехническим комплексом протяженностью порядка 10 км и пропускной способностью 35 м3/с, разделяющимся на три части: головной узел, деривацию и напорно-станционный узел.
21 июля 2010 г. Баксанская ГЭС подверглась диверсионно-террористической атаке. В результате нескольких взрывов были полностью разрушены два гидроагрегата и частично один.
Мощность Баксанской ГЭС после реконструкции была увеличена до 27 МВт, а среднегодовая выработка электроэнергии может достигать 144 млн кВт*ч.
В ходе реконструкции было полностью заменено все гидросиловое оборудование (турбины и генераторы), гидромеханическое оборудование (затворы головного и напорно-станционного узла и их приводы), крановое оборудование, электротехническое оборудование, релейная защита и автоматика. Заменены силовые трансформаторы, вместо открытого распределительного устройства смонтировано первое на Северном Кавказе КРУЭ 110 кВ. Смонтированы новые напорные водоводы и все три акведука. Капитально отремонтированы все гидротехнические сооружения, в ряде случаев с разбором старых конструкций и монтажом новых: головной узел, деривационный канал (на значительной части длины канала смонтирована новая облицовка), тоннели, напорный бассейн и водоприемник, холостой водосброс, отводящий канал. Здание ГЭС полностью перестроено с сохранением исторического внешнего облика. Создана современная комплексная система безопасности.
Мухольская ГЭС располагается в течении р. Черек Балкарский, на территории с.п. Верхняя Балкария Черекского муниципального района. Полностью была введена на проектную мощность в 1962 году. В октябре 2009 года станция была остановлена для проведения работ по замене устаревшего оборудования, за время которой были реконструированы головной узел, деривация, здание машинного зала, заменено все гидросиловое и электротехническое оборудование. Пуск реконструированной станции состоялся в марте 2011 года.
Станция имеет 2 гидроагрегата с установленной мощностью по 0,45 МВт (до реконструкции - по 0,32 МВт), общая мощность составляет 0,9 МВт (до реконструкции - 0,64 МВт), среднегодовая выработка - 4,00 млн кВт*ч (до реконструкции - 1,8 млн кВт*ч). Мухольская ГЭС представляет собой гидравлическую станцию средненапорного типа с деривационным каналом без тоннелей. Конструктивно это представлено гидротехническим комплексом протяженностью порядка 2,5 км и пропускной способностью 3,5 м3/с, разделяющимся на три части: головной узел, деривацию и напорно-станционный узел.
В состав станции входит следующее основное оборудование:
две горизонтальные турбины гидравлические радиально-осевого типа РО-140-60 производства АОЗТ "Завод "Красный Октябрь" г. Харьков, Украина (до реконструкции - марки ГМ-59РО-82, производства Уральского завода гидромашин) с генератором типа СГ-450-10В4 УХЛ4 с системой возбуждения СТС-1п-48-250 УХЛ4 производства Научно-производственного закрытого акционерного общества "Электромаш" г. Тирасполь, Приднестровская Молдавская Республика, работающих при расчетном напоре 28,5 м.
Акбашская ГЭС располагается на ирригационном Акбашском (Малка-Терек) канале, работает в летний период на ирригационном стоке, на территории с.п. Верхний Акбаш Терского муниципального района. Станция имеет 2 гидроагрегата с установленной мощностью по 0,5 МВт, общая мощность составляет 1,0 МВт, среднегодовая выработка - 1,80 млн кВт*ч. Акбашская ГЭС представляет собой гидравлическую станцию деривационного типа. Конструктивно это представлено гидротехническим комплексом протяженностью порядка 1,3 км и пропускной способностью 5 м3/сек, разделяющимся на три части: головной узел, деривацию и напорно-станционный узел.
В состав станции входит следующее основное оборудование:
две пропеллерные турбины типа Пр 15-Г-100 производства ЗАО "ИНСЕТ" с генератором типа СГ2-15-46-12 УХЛ4, работающих при расчетном напоре 15,5 м.
Требующее расчистки плохое состояние Акбашского канала не позволяет довести выработку до проектной среднегодовой величины - 4,00 ГВт-ч.
ГЭС-3 на канале "Баксан-Малка" располагается на ирригационном Баксан-Малка канале, работает в летний период на ирригационном стоке, на территории с.п. Псыхурей Баксанского муниципального района. Пуск первого гидроагрегата состоялся в 2000 году, после чего и до настоящего времени достройка еще двух гидроагрегатов была заморожена в связи с нехваткой средств.
Станция имеет 1 гидроагрегат с установленной мощностью 3,5 МВт, среднегодовая выработка - 9,10 млн кВт*ч. ГЭС-3 на канале "Баксан-Малка" представляет собой гидравлическую станцию средненапорного типа с деривационным каналом. Конструктивно это представлено гидротехническим комплексом протяженностью порядка 2,0 км и пропускной способностью 11 м3/с, разделяющимся на три части: головной узел, деривацию и напорно-станционный узел.
В состав станции входит следующее основное оборудование:
одна вертикальная гидравлическая турбина радиально-осевого типа РО-45 В-140 производства предприятия "Турбоатом" (г. Харьков, Украина) с генератором типа СМВ 4000-18 УХЛ-4 производства ОАО "Новая сила", работающего при расчетном напоре 35,8 м.
Планируется достройка станции за счет инвестиционной программы ОАО "РусГидро" с установкой еще 2 гидроагрегатов по 3,5 МВт и доведением мощности до 10,5 МВт и среднегодовой выработки до 37,8 млн кВт*ч. В настоящее время завершение строительства ГЭС-3 приостановлено до решения вопроса о расширении существующего канала Баксан-Малка. Гидросиловое оборудование для станции закуплено и находится на хранении.
Аушигерская ГЭС располагается в нижнем течении р. Черек, на территории с.п. Жемтала, с.п. Зарагиж, с.п. Аушигер и г.п. Кашхатау Черекского муниципального района. Входит в состав станций Нижне-Черекского каскада ГЭС. Строительство Аушигерской ГЭС началось в 1994 году, официально введена в эксплуатацию 25 декабря 2002 года.
Станция построена по деривационной схеме и является частью единого производственного комплекса - каскада Нижне-Черекских ГЭС. Каскад состоит из двух гидроэлектростанций - Кашхатау ГЭС, являющейся верхней ступенью, и Аушигерской ГЭС, составляющей нижнюю ступень.
Станция имеет 3 гидроагрегата с установленной мощностью по 20 МВт, общая мощность станции составляет 60 МВт, среднегодовая выработка - 222,00 млн кВт*ч. Аушигерская ГЭС является деривационной высоконапорной гидроэлектростанцией. Сооружения ГЭС разделяются на головной узел, деривацию и станционный узел. Конструктивно это представлено гидротехническим комплексом протяженностью 6,2 км и пропускной способностью 75 м3/с, разделяющимся на три части: головной узел, деривацию и напорно-станционный узел.
В состав станции входит следующее основное оборудование:
три вертикальные гидравлические турбины радиально-осевого типа РО 115/872ж-В-170 производства ОАО "Силовые машины" с генераторами типа СВ-375/120-14 УХЛ4 производства ОАО НПО "Элсиб", работающих при расчетном напоре 93,0 м.
Кашхатау ГЭС располагается в нижнем течении р. Черек, на территории с.п. Бабугент, с.п. Жемтала и г.п. Кашхатау Черекского муниципального района. Входит в состав станций Нижне-Черекского каскада ГЭС. Строительство Кашхатау ГЭС началось в 1993 году, официально введена в эксплуатацию 26 декабря 2010 г.
Станция построена по деривационной схеме и является частью единого производственного комплекса - каскада Нижне-Черекских ГЭС. Каскад состоит из двух гидроэлектростанций - Кашхатау ГЭС, являющейся верхней ступенью, и Аушигерской ГЭС, составляющей нижнюю ступень. Вода, отработавшая на Кашхатау ГЭС, подается напрямую в деривацию Аушигерской ГЭС. Сооружения Кашхатау ГЭС обеспечивают забор воды, очистку ее от наносов и суточное регулирование стока в интересах всего каскада.
Станция имеет три гидроагрегата с установленной мощностью по 21,7 МВт, общая мощность станции составляет 65,1 МВт, среднегодовая выработка - 241,00 млн кВт*ч. Кашхатау ГЭС является деривационной высоконапорной гидроэлектростанцией. Напор на гидроагрегатах создается путем отвода большей части стока р. Черек с помощью деривационного канала и тоннеля. Сооружения ГЭС разделяются на головной узел, деривацию и станционный узел. Конструктивно это представлено гидротехническим комплексом протяженностью 6,2 км и пропускной способностью 78 м3/с, разделяющимся на три части: головной узел, деривацию и напорно-станционный узел.
Головной узел состоит из плотины с водосбросом, шугосбросом и рыбоходным каналом, а также водозаборного устройства с отстойником. Длина плотины по гребню - около 400 м, максимальная высота - 37 м. Напорные сооружения ГЭС образуют небольшое водохранилище полным объемом 7,5 млн м3. Ввиду того, что река Черек несет большое количество наносов, согласно расчетам водохранилище при отсутствии будет заилено в течение 5 лет. Деривация Кашхатау ГЭС имеет общую длину 6,24 км и состоит из открытого и закрытого участков. Длина закрытого участка - деривационного тоннеля - 4,14 м. Здание ГЭС располагается на террасе р. Кудахурт вблизи п. Кашхатау. Отработавшая на турбинах вода сбрасывается в отводящий канал, который сопрягается с деривацией Аушигерской ГЭС. Рядом с ГЭС размещено ОРУ 110 кВ, с которого осуществляется выдача электроэнергии, вырабатываемой станцией, в энергосистему.
В состав станции входит следующее основное оборудование:
три вертикальные гидравлические турбины радиально-осевого типа РО 180/1128-В-170 производства ОАО "Тяжмаш" с генераторами типа СВ-375/130-14 УХЛ4 производства ОАО НПО "Элсиб", работающих при расчетном напоре 94,5 м.
Блок-станция ОАО "Гидрометаллург" располагается на северо-западной окраине г.о. Нальчик. Сооружение указанной электростанции с общей электрической мощностью 6 МВт и тепловой 49 Гкал/ч (57 МВт) было необходимо для обеспечения глубокой переработки вольфрамовой руды, добываемой Тырныаузским вольфрамо-молибденовым комбинатом.
Блок-станция представляет собой теплоэлектроцентраль с паровыми турбинами противодавленческого типа, обеспечивающими комбинированную выработку тепловой и электрической энергии.
В состав блок-станции входит следующее основное оборудование:
турбинная установка типа Р-6-35/5 производства 1972 года Калужского турбинного завода с турбогенератором типа ТВФГ-160-2МУЗ производства ОАО "Электросила". Рассчитана на начальные параметры давления 3,44 МПа и температуру 435°C, противодавление (т.е. давление на выходе турбины) - 0,49 МПа;
два паровых газомазутных котла типа БГ-35 производства 2008 года ОАО "Белэнергомаш".
Блок-станция ООО "Росс-Спирт" располагается в г. Нарткале Урванского муниципального района. Сооружение указанной электростанции с общей электрической мощностью 16 МВт и тепловой 110 Гкал/ч (128 МВт) было необходимо для химического производства.
Блок-станция представляет собой теплоэлектроцентраль с паровыми турбинами противодавленческого типа, обеспечивающими комбинированную выработку тепловой и электрической энергии.
В состав блок-станции входит следующее основное оборудование:
турбинная установка типа Р-12-35/5 производства 1972 года Калужского турбинного завода с турбогенератором типа ТВФГ-160-2МУЗ производства ОАО "Электросила". Рассчитана на начальные параметры давления 3,44 МПа и температуру 435°C, противодавление (т.е. давление на выходе турбины) - 0,49 МПа;
турбинная установка типа Р-4-35/5М производства 1956 года Калужского турбинного завода с турбогенератором типа ТВФГ-160-2МУЗ производства ОАО "Электросила". Рассчитана на начальные параметры давления 3,44 МПа и температуру 435°C, противодавление (т.е. давление на выходе турбины) - 0,49 МПа;
два паровых газомазутных котла типа БЭМ-25/4 производства 2008 года ОАО "Белэнергомаш";
два паровых газомазутных котла типа БКЗ-75/39 производства 1971 и 1981 года завода котельного оборудования (г. Алексеевка Белгородской области).
Особенность паровых турбин с противодавлением такого типа в том, что пар после турбины полностью идет на промышленные нужды. Поэтому количество вырабатываемой электроэнергии зависит от потребления пара. Если не будет промышленного потребителя отработавшего в турбинах пара, то соответственно паровые турбины с противодавлением работать не в состоянии. Блок-станция ООО "Росс-Спирт" в среднем за год вырабатывала примерно 75% электроэнергии от установленной проектной величины. Это говорит о том, что даже при наличии промышленного потребителя пара его потребление было недостаточным для работы указанной блок-станции в оптимальном режиме.
Необходимо отметить, что паровые турбины с противодавлением Р-12-35 и Р-4-35 нельзя переделать в конденсационные турбины, что делает невозможным выработку электрической энергии без промышленного потребителя пара.

Таблица 11. Состав (перечень) электростанций по энергоагрегатам на 2014 год

№ п/п
Наименование
Номер агрегата
Тип оборудования (марка турбины)
Год ввода
Энергоноситель
Место расположения
Установленная мощность блока
МВт
Гкал/ч
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1.
ОАО "РусГидро"
-
-
-
-
-
155,60
-
1.1.
Баксанская ГЭС
ГА-1
РО-82-В-130
2012
вода
на р. Баксан (Баксанский муниципальный район, с.п. Атажукино, с.п. Заюково)
9,00
-
ГА-2
РО-82-В-130
2012
9,00
-
ГА-3
РО-82-В-130
2012
9,00
-
1.2.
Мухольская ГЭС
ГА-1
РО-140-60
2011
вода
на р. Черек Балкарский (Черекский муниципальный район, с.п. Верхняя Балкария)
0,45
-
ГА-2
РО-140-60
2011
0,45
-
1.3.
Акбашская ГЭС
ГА-1
Пр 15-Г-100
1995
вода
на канале "Малка-Терек" (Терский муниципальный район, с.п. Верхний Акбаш)
0,50
-
ГА-2
Пр 15-Г-100
1995
0,50
-
1.4.
ГЭС 3 на канале "Баксан-Малка"
ГА-3
РО-45 В-140
2000
вода
на канале "Баксан-Малка" (Баксанский муниципальный район, с.п. Псыхурей)
3,50
-
1.5.
Аушигерская ГЭС
ГА-1
РО 115/872ж-В-170
2002
вода
на р. Черек (Черекский муниципальный район, г.п. Кашхатау, с.п. Жемтала, с.п. Зарагиж, с.п. Аушигер)
20,00
-
ГА-2
РО 115/872ж-В-170
2002
20,00
-
ГА-3
РО 115/872ж-В-170
2002
20,00
-
1.6.
Кашхатау ГЭС
ГА-1
РО 180/1128-В-170
2010
вода
на р. Черек (Черекский муниципальный район, г.п. Кашхатау, с.п. Бабугент, с.п. Жемтала)
21,70
-
ГА-2
РО 180/1128-В-170
2010
21,70
-
ГА-3
РО 180/1128-В-170
2010
21,70
-
2.
ОАО "Гидрометаллург"
-
-
-
-
-
6,00
-
2.1.
Блок-станция
П-1
Р-6-35/5
1972
газ
г.о. Нальчик
6,00
49,00
3.
ООО "Росс-Спирт"
-
-
-
-
-
16,00
-
3.1.
Блок-станция
П-1
Р-4-35/5
1956
газ
Урванский муниципальный район, г.п. Нарткала
4,00
27,50
П-2
Р-12-35/5
1972
12,00
72,50

2.12. Структура выработки электроэнергии

Среднегодовая выработка электроэнергии электростанциями, находящимися на территории Кабардино-Балкарской Республики, после пуска в эксплуатацию Аушигерской ГЭС с 2010 по 2014 годы находилась на уровне 438,3 млн кВт*ч.
Данные по выработке электроэнергии в динамике по станциям представлены в таблице 12 и на рисунке 5.

Таблица 12. Структура выработки электроэнергии на территории КБР

№ п/п
Наименование объекта
Выработка электроэнергии, млн кВт*ч
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
1
2
3
4
5
6
7
1
Баксанская ГЭС
76,68
2,6
12,1
119,19
119,15
2
Мухольская ГЭС
0,000
2,9
4,3
4,85
4,53
3
Акбашская ГЭС
1,95
1,9
2,2
2,49
2,45
4
ГЭС 3 на канале "Баксан-Малка"
13,77
13,5
15,1
14,43
13,32
5
Аушигерская ГЭС
234,43
217,4
233,8
223,29
218,87
6
Кашхатау ГЭС
27,38
157,3
212,9
207,52
206,38
7
Блок-станция
31,19
27,0
25,0
7,4
10,0
9
Всего
385,4
423,0
506,3
589,8
574,7



Рис. 5. Динамика выработки электроэнергии на генерирующих объектах за 2010 - 2014 годы

2.13. Характеристика балансов
электрической энергии и мощности

Баланс электрической мощности в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики обеспечивается за счет выработки собственной электрической энергии на ГЭС и блок-станциях, которая составляет до 40% от электропотребления, а также сальдированного перетока электроэнергии в сечении "энергосистема Ставропольского края - энергосистема Кабардино-Балкарской Республики" и "энергосистема Республики Северная Осетия - Алания - энергосистема Кабардино-Балкарской Республики". Сведения по балансу электроэнергии приводятся в таблице 13.

Таблица 13. Баланс мощности энергосистемы на максимум нагрузки за 2014 год, МВт

№ п/п
Показатели
Отчетные значения, МВт
1.
Потребность
1.1.
Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России на 31 января 2014 г.)
270,0
1.2.
Максимум нагрузки (совмещенный с ОДУ Юга на 3 февраля 2014 г.)
304,6
1.3.
Собственный максимум нагрузки (3 февраля 2014 г.)
304,6
1.4.
Передача мощности
0,0
1.5.
Итого потребность
288,8
2.
Покрытие
2.1.
Установленная мощность на 2014 год, в т.ч.
179,5
2.1.1.
АЭС
0,0
2.1.2.
ГЭС
157,5
2.1.3.
ГАЭС
0,0
2.1.4.
ТЭС, из них
22,0
2.1.4.1.
КЭС
0,0
2.1.4.2.
ТЭЦ
22,0
2.1.5.
ВИЭ
-
2.2.
Используемая в балансе мощность (с территории Кабардино-Балкарской Республики)
15,8
2.3.
Получение мощности с ОРЭМ
288,8
3.
Избыток (+) / Дефицит (-)
288,8
3.1.
Фактический резерв
0,0

Энергосистема республики является дефицитной, ограничение по мощности во время прохождения зимнего максимума нагрузки покрывается за счет сальдированной передачи мощности из смежных энергосистем. При прохождении максимума нагрузки недостаток располагаемой мощности на территории Кабардино-Балкарской Республики не приводит к вводу ограничения потребителей, так как имеющиеся межсистемные связи позволяют осуществлять сальдо-переток.

Баланс электрической энергии

Баланс электрической энергии по большей части обеспечивается за счет сальдо-перетока из смежных энергосистем, лишь только в летнее время (в период максимальной выработки по гидравлическим станциям) большая часть потребности республики покрывается за счет собственной генерации, как это представлено на рисунке 6.



Рис. 6. Годовой график потребления и собственной выработки электроэнергии за 2014 год

Поквартальные дефициты покрываются за счет получения электроэнергии из смежных энергосистем.
Баланс электроэнергии по энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики представлен в таблице 14.

Таблица 14. Баланс электрической энергии энергосистемы за 2014 год

№ п/п
Показатели
Единицы измерения
Отчетные значения
1
2
3
4
1.
Электропотребление по территории КБР
млн кВт*ч
1543,957
2.
Передача электроэнергии
млн кВт*ч
-
3.
Выработка, в том числе
млн кВт*ч
566,954
3.1.
АЭС
млн кВт*ч
-
3.2.
ГЭС
млн кВт*ч
564,691
3.3.
ТЭС
млн кВт*ч
-
3.4.
КЭС
млн кВт*ч
-
3.5.
ТЭЦ (блок-станции)
млн кВт*ч
2,263
3.6.
ВИЭ
млн кВт*ч
-
4.
Получение электроэнергии с ОРЭМ
млн кВт*ч
1521,791

2.14. Объемы и структура топливного баланса
блок-станций и муниципальных котельных

Топливная промышленность представлена небольшой нефтедобывающей компанией, входящей в структуру ОАО "Роснефть". Добываемая в республике нефть относится к тяжелой, с большим содержанием серы и парафинов. Нефтяные месторождения расположены в Терском муниципальном районе. В последние пять лет добыча нефти осуществлялась в небольших объемах, в среднем около 2 тыс. т в год, и имеет тенденцию к уменьшению.
Газоснабжение осуществляется природным и сжиженным газом. Природный газ поступает по магистральному газопроводу. Сжиженный газ используется для автотранспорта и частично для бытовых нужд населения, поставляется в республику железнодорожным транспортом.
Топливно-энергетический баланс Кабардино-Балкарской Республики за период с 2010 по 2014 год приведен в таблице 15.
За последние пять лет в Кабардино-Балкарской Республике существенно изменился топливно-энергетический баланс как в его приходной, так и расходной части. Связано это с уменьшением объемов требуемой энергии и с кардинальной перестройкой структуры конечного потребления энергии. В итоге данное обстоятельство привело к доминированию в конечном потреблении энергоресурсов такой категории потребителей, как население. Необходимо заметить, что с увеличением газификации республики доля природного газа в абсолютных и относительных величинах возрастала.
В 2014 году фактическое потребление энергоресурсов составило 2170,99 тыс. т.у.т., при этом доля природного газа составляет 77%.

Таблица 15. Топливно-энергетический баланс КБР

№ п/п
Показатель
Единица измерения
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
1
2
3





1.
Ресурсы
1.1.
Природный газ
млн м3
1415,26
1521,7
1373,9
1375,3
1438,1
тыс. т у.т.
1627,5
1750,0
1580,0
1581,6
1653,8
1.2.
Нефть и нефтепродукты
тыс. т
145,10
143,2
149,3
152,4
155,7
тыс. т у.т.
227,8
224,8
234,4
239,3
244,4
1.3.
Электроэнергия
млн кВт*ч
1429,5
1482,9
1510,4
1479,2
1543,96
тыс. т у.т.
457,4
477,5
483,3
473,3
494,1
1.4.
Уголь
тыс. т
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1.5.
Всего
тыс. т у.т.
2312,7
2452,3
2297,7
2294,2
2392,3
2.
Производство
2.1.
Природный газ
млн м3
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2.2.
Нефть и нефтепродукты
тыс. т
0,00
1,73
2,17
1,759
1,438
тыс. т у.т.
0,00
0,11
0,41
0,33
0,27
2.3.
Электроэнергия
млн кВт*ч
385,3
423,0
506,3
589,8
566,95
тыс. т у.т.
123,3
135,4
162,0
188,7
181,4
2.4.
Уголь
тыс. т
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2.5.
Всего
тыс. т у.т.
123,3
135,51
162,41
189,03
181,67
3.
Распределение

4.1.
Природный газ
млн м3
1415,26
1521,7
1373,9
1375,3
1438,1
тыс. т у.т.
1627,5
1750,0
1580,0
1581,6
1653,8
4.2.
Нефть и нефтепродукты
тыс. т
145,10
143,2
149,3
152,4
155,7
тыс. т у.т.
227,8
224,8
234,4
239,3
244,4
4.3.
Электроэнергия
тыс. кВт*ч
1429,5
1482,9
1510,4
1479,2
1543,96
тыс. т у.т.
457,4
477,5
483,3
473,3
494,1
4.4.
Уголь
тыс. т
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
4.5.
Всего
тыс. т у.т.
2312,7
2452,3
2297,7
2294,2
2392,3
4.
Внутреннее потребление
5.1.
Природный газ
млн м3
1415,26
1521,7
1373,9
1375,3
1438,1
тыс. т у.т.
1627,5
1750,0
1580,0
1581,6
1653,8
5.2.
Нефть и нефтепродукты
тыс. т
145,10
143,2
149,3
152,4
155,7
тыс. т у.т.
227,8
224,8
234,4
239,3
244,4
5.3.
Электроэнергия
тыс. кВт*ч
1429,5
1482,9
1510,4
1479,2
1543,96
тыс. т у.т.
457,4
477,5
483,3
473,3
494,1
5.4.
Уголь
тыс. т
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
5.5.
Всего
тыс. т у.т.
2312,7
2452,3
2297,7
2294,2
2392,3
5.
Вывоз
6.1.
Природный газ
млн м3
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
6.2.
Нефть и нефтепродукты
тыс. т
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
6.3.
Электроэнергия
тыс. кВт*ч
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
6.4.
Уголь
тыс. т
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
6.5.
Всего
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00

Распределение энергоресурсов по группам потребителей
7.
Прочие потребители
7.1.
Природный газ
млн м3
445,00
446,7
396,3
412,857
408,839
тыс. т у.т.
511,8
513,7
455,8
474,8
470,2
7.2.
Нефть и нефтепродукты
тыс. т
30,30
28,1
33,5
36,0
38,5
тыс. т у.т.
47,6
44,1
52,6
56,5
60,4
7.3.
Электроэнергия
тыс. кВт*ч
693,90
721,1
702,6
679,499
698,632
тыс. т у.т.
222,0
230,8
224,8
217,4
223,6
7.4.
Уголь
тыс. т
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
7.5.
Всего
тыс. т у.т.
781,4
788,6
733,2
748,7
754,2
8.
Отпущено населению
8.1.
Природный газ
млн м3
658,46
832,9
554,1
654,552
656,603
тыс. т у.т.
757,2
957,8
637,2
752,7
755,1
8.2.
Нефть и нефтепродукты
тыс. т
114,80
115,1
115,8
116,4
117,2
тыс. т у.т.
180,2
180,7
181,8
182,7
184,0
8.3.
Электроэнергия
тыс. кВт*ч
361,44
353,1
398,0
391,526
402,197
тыс. т у.т.
115,7
113,0
127,4
125,3
128,7
8.4.
Уголь
тыс. т
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
8.5.
Всего
тыс. т у.т.
1054,1
1251,5
946,4
1060,7
1067,8
9.
Потери
9.1.
Природный газ
м м3
302,30
232,78
413,9
306,96
363,13
тыс. т у.т.
347,6
267,7
476,0
353,0
417,6
9.2.
Нефть и нефтепродукты
тыс. т
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
9.3.
Электроэнергия
тыс. кВт*ч
404,97
371,1
373,7
430,5
443,13
тыс. т у.т.
129,6
118,8
119,6
137,8
141,8
9.4.
Уголь
тыс. т
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
тыс. т у.т.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
9.5.
Всего
тыс. т у.т.
488,2
397,5
606,6
491,8
570,4
10.
Итого потребление
тыс. т у.т.
2312,7
2452,3
2297,7
2294,2
2392,3

2.15. Динамика основных показателей
энерго- и электроэффективности

Экономика Кабардино-Балкарской Республики имеет многоотраслевой характер и представлена предприятиями промышленности, транспорта, строительства и агропромышленным комплексом. Среди отраслей промышленности выделяются пищевая, машиностроение, топливно-энергетическая.
Рост валового регионального продукта (ВРП) за 2014 год, по данным Министерства экономического развития Кабардино-Балкарской Республики, составил 106,3% к уровню 2013 года. В структуре ВРП в 2014 году преобладает торговля, промышленное производство, транспорт, связь и сельское хозяйство.
Динамика энергоемкости ВРП за период с 2010 по 2014 год представлена в таблице 16.

Таблица 16. Основные показатели энергоэффективности

№ п/п
Наименование показателя
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
1
2
5
6
7
8
9
1
ВРП, млрд руб. (в текущих ценах)
77,086
90,595
106,711
113,229
117,596
2
Потребление энергоресурсов, тыс. т.у.т.
2312,7
2452,3
2297,7
2294,2
2392,3
3
Энергоемкость ВРП, кг у.т./тыс. руб.
30,0
27,07
21,53
20,26
20,34

Необходимо отметить, что темпы роста объемов выпускаемой продукции опережают рост потребления топливно-энергетических ресурсов.

2.16. Основные характеристики электросетевого хозяйства
Кабардино-Балкарской Республики

Электросетевое хозяйство классом напряжения 330 кВ, относимых к Единой национальной (общероссийской) электрической сети, обслуживается ОАО "ФСК ЕЭС", электросетевое хозяйство 35 кВ и 110 кВ обслуживаются Кабардино-Балкарским филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа", ни у одной из коммунальных сетевых компаний и хозяйствующих субъектов не имеется на балансе объектов данного класса напряжения. Сводная информация по протяженности электрических сетей и трансформаторной мощности на территории Кабардино-Балкарской Республики представлена в таблице 17.

Таблица 17. Протяженность ВЛ и КЛ и трансформаторная мощность ПС по классам напряжения на 2014 год

№ п/п
Наименование
Ед. измерения
Числен. значения показателей
в т.ч. РЭС
в т.ч. УКЭС
Установленная мощность, МВА
Итого:
1
ВЛ 110 кВ
км
841,049



1304,34 км
2
ВЛ 35 кВ
км
463,290



3
ВЛ 6-10 кВ
км
4237,08
4015,5
221,58

10158,32 км
4
ВЛ 0,4 кВ
км
5735,94
5146,0
589,94


КЛ 20 кВ и выше
км
-



5
КЛ до 10 кВ
км
185,3
35,3
150

6
ПС 110 кВ
ед.
35


840,164
1533,1 МВА
7
ПС 35 кВ
ед.
38


209,478
8
ТП, РП
ед.
2392
2080
312

Мощность ТП, РП
МВА
483,466
381,77
101,696
483,466

Информация по протяженности существующих ВЛ 35 - 110 кВ на территории Кабардино-Балкарской Республики представлена в таблице 18.

Таблица 18. Протяженность ВЛ 35 - 110 кВ на 2014 год

№ п/п
Наименование ВЛ
Длина, км

ВЛ 110 кВ

1
3
4
1
ВЛ110 кВ Машук - Залукокоаже (Л-1)
7,500
2
КВЛ 110 Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 (Л-3)
9,040
3
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - ЦРУ (Л-4)
49,500

Отпайка КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС-ЦРУ на ПС - "110 кВ Гунделен"
1,200
4
ВЛ 110 кВ Ст. Лескен - Змейская (Л-5)
19,361
5
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
13,039
6
ВЛ 110 ПТФ-Нарткала (Л-8)
21,670

отпайка ВЛ 110 ПТФ-Нарткала на ПС 110 Кв - "Герменчик"
0,015
7
ВЛ 110 кВ Кахун - Ст. Лескен (Л-9)
22,613
8
ВЛ 110 Ст. Лескен (Л-10)
16,526
9
ВЛ 110 Баксан - ЦРУ (Л-35/174)
47,791
10
ВЛ 110 БГЭС - Баксан-330 (Л-37)
2,797
11
ВЛ 110 кВ Нальчик - СКЭП (Л-39)
2,492
12
ВЛ 110 кВ СКЭП - ТМХ-1 (Л40)
2,909
13
ВЛ 110 кВ Нальчик - Долинск (Л-41)
5,156
14
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
8,774
15
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Майская (Л-85)
23,992

отпайка ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Майская на ПС "Котляревская"
0,050
16
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Прх. Тяговая (Л-86)
6,897
17
ВЛ 110 кВ Нарткала - Прохладная-1 (Л-87)
33,794
18
ВЛ 110 кВ Прохладная-1 - Прохладная-2 (Л-88)
2,230

отпайка ВЛ 110 кВ Прохладная-1 - Прохладная-2 на ПС 110 кВ "Екатериноградская" (Л-89)
0,008
19
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик (Л-99)
56,337
20
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
2,76
21
ВЛ 110 кВ Искож - Дубки (Л-101)
6,870
22
ВЛ 110 кВ Дубки - КашхатауГЭС (Л-102)
3,143
32,3
23
ВЛ 110 кВ Баксан-330 - Баксан-110 (Л-103)
20,802
24
ВЛ 110 кВ Нальчик - Водозабор (104)
13,728
25
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (105)
5,2
26
ВЛ 110 кВ ПТФ - Заводская (106)
14,147
27
ВЛ 110 кВ Заводская - Кахун (Л-107)
12,991
28
ВЛ 110 кВ Нальчик - ПТФ (Л-109)
8,308
29
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-11)
2,56
30
ВЛ 110 кВ Малка - Каменномостская (Л-172)
31,639
31
ВЛ 110 Баксан - Гунделен (Л-173)
15,869

отпайка ВЛ 110 кВ Баксан-Гунделен
на ПС 110 кВ -"Плотина"
0,150
32
ВЛ 110 кВ Нальчик - ПТФ (Л-178)
5,506
33
ВЛ 110 кВ ЦРУ - Адыл-Су (Л-181/182)
32,558

отпайка ВЛ 110 ЦРУ - Адыл-Су (Л-181)
на ПС 110 кВ "Соцгородок"
0,150

отпайка ВЛ 110 ЦРУ - Адыл-Су (Л-182) на ПС "110 кВ Нейтрино" (Л-182)
0,030
34
ВЛ 110 кВ Терек-2 - В.Акбаш (Л-185)
11,307
35
ВЛ 110 кВ Прохладная Тяговая - Майская (Л-186)
16,681
36
ВЛ 110 кВ Майская-Терек-2 (Л-187)
17,500
37
ВЛ 110 кВ Терек-2 - Муртазово - Тяговая (Л-188)
8,763
38
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
26,00
39
ВЛ 110 кВ КашхатауГЭС - Кашхатау (Л-190)
0,770
40
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Кашхатау (Л-191)
18,772
41
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)
30,898

отпайка ВЛ 110 Аушигерская ГЭС - ТМХ-1
на ПС 110 кВ - "Аушигер"
1,475
42
ВЛ 110 кВ КашхатауГЭС - Аушигерская ГЭС (Л-193)
6,495
43
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик (Л-203)
8,598
44
ВЛ 110 кВ Муртазово - Эльхотово (Л-209)
22,000
45
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)
29,500
46
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС-Малка (Л-211)
21,779
47
ВЛ 110 кВ Баксан-110-Водозабор (Л-243)
10,060

ВЛ 35 кВ

1
ВЛ 35 кВ Чегем-2 - Лечинкай (Л-451)
8,015
2
ВЛ 35 кВ Сармаково - Каменномостская (Л-454)
17,699
3
ВЛ 35 кВ Н. Полтавская - Саратовская (Л-455)
15,556
4
ВЛ 35 кВ Чалмас - Адыл-Су (Л-457)
22,416

ВЛ 35 кВ отпайка на ПС "Нейтрино" (Л-457)
0,030

ВЛ 35 кВ отпайка на ПС "Джайлык" (Л-457)
0,050
5
ВЛ 35 кВ Адыл-Су - Терскол (Л-458)
10,830

ВЛ 35 отпайка на ПС "Чегет" (Л-458)
0,555
6
ВЛ 35 Соцгородок - Чалмас (Л-459)
4,805
7
ВЛ 35 Чегем-2 - Лечинкай (Л-460)
8,712

ВЛ 35 отпайка на ПС "Каменка" (Л-460)
3,100

ВЛ 35 отпайка на ПС "Чегем-1" (Л-460)
1,380
8
ВЛ 35 Лечинкай - Н. Чегем (Л-461)
17,645
9
ВЛ 35 Баксан-110 - Баксаненок (Л-464)
2,759
10
ВЛ 35 Кр. Нива - Александровская (Л-465)
7,928
11
ВЛ 35 Нарткала - Майская (Л-466)
19,640

ВЛ 35 отпайка на ПС "Н. Ивановская" (Л-466)
2,800
12
ВЛ 35 Ст. Лескен - Аргудан (Л-467)
6,200
13
ВЛ 35 Ст. Лескен - Лескен-1 (Л-468)
15,470
14
ВЛ 35 Ст. Лескен - Ст. Урух (Л-469)
9,830
15
ВЛ 35 Аушигер - Советская (Л-470)
10,246

ВЛ 35 отпайка на ПС "Кашхатау" (Л-470)
0,855

ВЛ 35 отпайка на ПС "ЦСБ" (Л-470)
0,120
16
ВЛ 35 Советская - Кара-Су (Л-471)
20,800

ВЛ 35 отпайка на ПС "Бабугент" (Л-471)
0,300
17
ВЛ 35 Майская - Пенькозавод (Л-472)
22,250
18
ВЛ 35 Кр. Константиновка - ГЭС-3 (Л-473)
9,000
19
ВЛ 35 Майская - Кр. Нива (Л-474)
6,439
20
ВЛ 35 Баксан-35 - Кр. Константиновка (Л-475)
15,300

ВЛ 35 отпайка на ПС "Карагач" (Л-475)
0,050
21
ВЛ 35 Кр. Константиновка - Солдатская (Л-476)
21,200
22
ВЛ 35 Прохладная-1 - Н. Полтавская (Л-477)
6,311
23
ВЛ 35 Прохладная-1 - Прималкинская (Л-478)
19,719

ВЛ 35 отпайка на ПС "Пролетарская" (Л-478)
0,100
24
ВЛ 35 Саратовская - Солдатская" (Л-479)
10,200
25
ВЛ 35 Прималкинская - Заречная (Л-480)
15,030
26
ВЛ 35 Малка - Куркужин (Л-481)
10,560
27
ВЛ 35 Малка - Залукодес (Л-482)
19,100
28
ВЛ 35 Малка - Сармаково (Л-483)
16,600
29
ВЛ 35 Обсерватория - Аурсентх (Л-484)
6,400
30
ВЛ 35 Терек-1 - В. Акбаш (Л-485)
12,778

ВЛ 35 отпайка на Акбашскую ГЭС (Л-485)
0,090
31
ВЛ 35 Баксан-35 - Куркужин (Л-488)
15,094
32
ВЛ 35 Терек-1 - ЗАИ (Л-489)
1,475
33
ВЛ 35 Терек-2 - Терек-1 (Л-490)
2,870
34
ВЛ 35 ЗАИ - Александровская (Л -491)
9,582
35
ВЛ 35 В. Акбаш - Н. Курп (Л-493)
16,600

ВЛ 35 отпайка на ПС "В. Курп" (Л-493)
0,100
36
ВЛ 35 Баксан-35 - Баксан-110 (Л-496)
5,353
37
ВЛ 35 Терек-110 - Терекская (Л-497)
6,863
38
ВЛ 35 Терекская - Пенькозавод (Л-498)
6,417

ВЛ 35 отпайка на ПС "Дальняя" (Л-512)
0,003

Ввод новых линий электропередач и трансформаторных мощностей напряжением 110 кВ и выше за 2014 год не производилось.

2.17. Основные внешние электрические связи энергосистемы

Энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики имеют связи с энергосистемами Ставропольского края, Республики Северная Осетия - Алания и Карачаево-Черкесской Республики через ПС 330 кВ Прохладная-2 и ПС 330 кВ Баксан-330. Связи с энергосистемами зарубежных стран не имеется.
Поименный перечень ВЛ напряжением 110 кВ и выше, обеспечивающих внешние связи энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики, представлен в таблице 19.

Таблица 19. Внешние электрические связи энергосистемы КБР

№ п/п
Класс напряжения
Наименование объекта
Протяженность, км
1
2
3
4
1.
С энергосистемой Ставропольского края
1.1.
330 кВ
ВЛ 330 кВ Машук - Прохладная-2 (нормально включена в транзит)
87,94
1.2.
330 кВ
ВЛ 330 кВ Буденновск - Прохладная-2 (нормально включена в транзит)
159,96
1.3.
110 кВ
ВЛ 330 кВ Машук - Залукокоаже (нормально включена в транзит)
24,98
1.4.
110 кВ
ВЛ 110 кВ Прогресс - Малка (Л-290) (нормально включена в транзит)
5,54
1.5.
110 кВ
ВЛ 110 кВ Новопавловская - Прохладная-2 (Л-36) (нормально включена в транзит)
44,76
1.6.
110 кВ
ВЛ 110 кВ Ростовановская - Прохладная-2 (Л-90) (нормально включена в транзит)
36,52
2.
С энергосистемой Карачаево-Черкесской Республики
2.1.
330 кВ
ВЛ 330 кВ Баксан - Черкесск (нормально включена в транзит)
138,4
3.
С энергосистемой Республики Северная Осетия - Алания
3.1.
330 кВ
ВЛ 330 кВ Прохладная-2 Моздок (нормально включена в транзит)
63,5
3.2.
110 кВ
ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Терек
24,41
3.3.
110 кВ
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5) (нормально включена в транзит)
19,36
3.4.
110 кВ
ВЛ 110 кВ Муртазово-Тяговая - Эльхотово (нормально включена в транзит)
22,00

Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы приведена на рисунке 7.



Рис. 7. Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы КБР на 2014 год

3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы
Кабардино-Балкарской Республики

Кабардино-Балкарская Республика относится к регионам России, энергетически критически зависимым от смежных энергосистем. С вводом в 2010 году второй очереди Нижне-Черекского каскада ГЭС - Кашхатау ГЭС в регионе значительно улучшилась балансовая ситуация в летний период, когда потребление практически полностью покрывается за счет собственной генерации. Резервирование работы энергосистемы осуществляется за счет поставок из смежных энергосистемах.
Конфигурация сетей высокого напряжения выполнена по кольцевой схеме. Преимуществом такой схемы является то, что повреждение любой линии 110 кВ не приводит к отключению потребителей. Практически почти все подстанции 110 кВ имеют двухстороннее питание по сетям 110 кВ, а также частичное резервирование по сетям среднего напряжения.
Диапазон уровней напряжения в сети 110 - 330 кВ находится в допустимых пределах. Для регулирования напряжения в энергосистеме используются генераторы РПН трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях энергосистемы, а также компенсирующие устройства.
Небольшие расстояния и развитая сеть дорог позволяют в кратчайшие сроки организовать ремонтные работы. С учетом изложенных факторов магистральные и распределительные сети в целом обеспечивают надежное электроснабжение существующих потребителей.
Установленная мощность трансформаторного парка напряжением 110 кВ составляет 800,5 МВА при общем количестве трансформаторов 64 шт., а напряжением 35 кВ - 209,5 МВА, при общем количестве трансформаторов 53 шт. При этом фактическая загруженность трансформаторов мощностью 110 кВ составляет 33%, а мощностью 35 кВ - около 25%. Собственный максимум трансформаторной нагрузки в 2014 году равнялся 270,4 МВт. Загруженность трансформаторов напряжением 330 кВ за 2014 год представлена в таблице 19, а трансформаторов 110 - 35 кВ за 2010 - 2014 годы - в таблице 20.


Таблица 19. Загрузка трансформаторов напряжением 330 кВ за 2014 год

№ п/п
Наименование ПС
Диспозиция обозначения трансформатора
Мощность трансформатора, МВА
Максимальная загруженность трансформаторов, %
1
2
3
4
5
1
Прохладная-2
АТ-302
125,0
67,3
АТ-303
125,0
60,9
2
Баксан-330
АТ-301
125,0
24,3
АТ-302
125,0
24,3
3
Нальчик-330
АТ-301
125,0
72,1

Всего по 330 кВ
-
625,0
-

Таблица 20. Данные по загрузке трансформаторов подстанций 35 - 110 кВ за 2010 - 2014 годы

№ п/п
Наименование ПС
Дисп. наим. тр-ра
Ном. мощн. тр-ра МВА
ЗРД 15.12.2010 МВА
% загрузки
ЗРД 21.12.2011 МВА
% загрузки
Ном. мощн. тр-ра МВА
ЗРД 19.12.2012 МВА
% загрузки
Ном. мощн. тр-ра МВА
ЗРД 18.12.2013 МВА
% загрузки
Ном. мощн. тр-ра МВА
ЗРД 17.12.2014 МВА
% загрузки
1
Нальчик
Т-1
20
0,0
0,0
0,0
0,0
20
12,0
60,0
25
0
0,0
25
14,5
58,2


Т-2
25
22,0
88,0
20,5
82,0
25
13,5
54,1
25
21,3
85,3
25
15,6
62,5


Т-3
25
11,0
44,0
3,8
15,2
25
4,7
18,7
25
4,5
18,2
25

0,0
2
СКЭП
Т-1
25
8,8
35,2
7,8
31,2
25
9,4
37,7
25
10,6
42,3
25
10,3
41,2


Т-2
25
6,7
26,6
7,8
31,2
25
6,8
27,3
16
10,5
41,9
25
8,7
34,9
3
ТМХ -1
Т-1
25
4,7
18,8
4,2
16,8
25
4,6
18,5
25
5,1
20,4
25

0,0


Т-2
40
11,1
27,6
9,0
22,5
40
11,2
28,1
40
10,0
24,9
40
12,2
30,5
4
Искож
Т-1
16
11,3
70,5
5,8
36,3
16
4,8
30,3
16
9,8
61,1
16
5,8
36,4


Т-2
16
0,0
0,0
10,6
66,3
16
6,3
39,3
16
откл.

16
5,2
32,4
5
Долинск
Т-1
25
11,7
46,8
6,0
24,0
25
12,6
50,5
25
10,6
42,3
25
11,2
44,9


Т-2
25
4,1
16,6
10,0
40,0
25
5,8
23,3
25
9,2
36,8
25
8,9
35,6


Т-3
25

0,0
8,8
35,2
25
9,8
39,3
25
9,6
38,4
25
11,0
44,1
6
Дубки
Т-1
10
5,3
52,6
12,0
120,0
16
9,9
61,6
16
5,3
33,1
16
5,2
32,5


Т-2
15
5,3
35,1
откл.

15
0,0
0,0
16
5,7
35,9
16
5,5
34,4
7
П Т Ф
Т-1
6,3
6,9
110,0
2,5
39,7
6,3
3,3
51,9
6,3
3,4
54,0
6,3

0,0


Т-2
10
2,3
23,4
3,2
32,0
10
3,7
36,9
10
3,5
34,5
10
7,0
69,8
8
Чегем-2
Т-1
16
3,4
21,4
2,8
17,5
16
3,4
21,5
16
3,8
23,8
16
5,1
31,9


Т-2
16
2,3
14,4
7,9
49,4
16
8,7
54,4
16
10,9
68,1
16
10,1
63,1
9
Водозабор
Т-1
6,3
3,2
50,8
2,6
41,3
6,3
2,8
44,8
6,3
2,9
46,0
6,3
2,0
31,7


Т-2
6,3
3,4
53,9
4,1
65,1
6,3
3,2
50,4
6,3
4,1
65,7
6,3
2,4
38,1
10
Баксан-110
Т-1
16
0,0
0,0
12,8
80,0
16
8,5
53,4
16
8,6
53,9
16
9,0
55,9


Т-2
16
8,2
51,1
7,6
47,5
16
8,8
54,8
16
6,5
40,8
16
8,1
50,6
11
Кызбурун
Т-1
10
2,1
20,6
3,2
32,0
10
0,0
0,0
10
3,1
31,0
10
3,9
38,9


Т-2
10
3,4
33,9
5,4
54,0
10
5,8
57,9
10
4,2
41,5
10
4,9
49,2
12
Гунделен
Т-1
6,3
5,2
82,5
2,0
31,7
6,3
1,7
27,1
6,3
2,3
36,5
6,3
1,7
27,3


Т-2
6,3
0,0
0,0
0,0
0,0
6,3
откл.

6,3
откл

6,3

0,0
13
Плотина
Т-1
6,3
0,9
13,6
0,8
12,7
6,3
0,8
12,1
6,3
0,7
11,4
6,3
0,6
10,0
14
Малка
Т-1
10
1,1
10,9
4,0
40,0
10
4,7
46,7
10
откл

10
5,1
51,4


Т-2
25
0,0
0,0
6,0
24,0
25
9,5
37,9
25
13,1
52,4
25
7,5
29,9
15
Залукокоаже
Т-1
10
0,0
0,0
2,3
23,0
10
2,1
21,2
10
5,6
56,0
10
2,4
24,0


Т-2
6,3
3,5
55,6
1,6
25,4
6,3
1,6
24,6
6,3
3,7
58,9
6,3
1,6
24,9
16
Каменномостская
Т-1
6,3
10,0
158,7
1,6
25,4
6,3
1,5
24,5
6,3
откл

6,3
1,3
21,1


Т-2
6,3
1,4
22,1
0,0
0,0
6,3
0,0
0,0
6,3
1,5
24,0
6,3

0,0
17
Нарткала
Т-1
6,3
4,4
69,6
5,2
82,5
6,3
5,6
89,4
6,3
4,6
73,0
6,3
5,4
85,6


Т-2
10
2,0
20,0
3,2
32,0
10
2,6
25,8
10
3,4
34,4
10
1,9
19,0
18
Кахун
Т-1
6,3
2,0
31,6
2,3
36,5
6,3
2,3
36,8
6,3
2,4
38,7
6,3
5,7
90,3


Т-2
6,3
0,0
0,0
3,2
50,8
6,3
2,9
45,8
6,3
3,5
55,6
6,3

0,0
19
Герменчик
Т-1
6,3
0,0
0,0
2,6
41,3
6,3
2,0
32,1
6,3
2,5
38,9
6,3
2,5
38,9
20
Заводская
Т-1
16
3,0
19,0
0,0
0,0
16
2,6
16,0
16
2,7
16,6
16
0,0
0,0


Т-2
16
2,3
14,4
2,9
18,1
16
0,0
0,0
16
откл

16
2,8
17,6
21
Псыгансу
Т-1
6,3
0,0
0,0
1,6
25,4
6,3
0,0
0,0
6,3
2,8
44,6
6,3
1,9
30,2


Т-2
6,3
1,7
26,9
0,5
7,9
6,3
1,8
28,0
6,3
откл

6,3

0,0
22
Ст. Лескен
Т-1
10
5,1
51,2
5,3
53,0
10
2,7
26,6
10
3,0
30,0
10
5,3
52,8


Т-2
10
5,0
49,8
0,0
0,0
10
3,7
37,0
10
2,1
21,0
10

0,0
23
Кашхатау
Т-1
10
1,7
16,6
2,0
20,0
10
3,9
39,3
10
1,1
11,0
10

0,0


Т-2
16
0,0
0,0
0,7
4,4
16
0,0
0,0
16
2,7
17,1
16
3,5
21,8
24
Аушигер
Т-1
10
0,0
0,0
0,8
8,0
10
1,6
15,5
10
1,0
10,0
10
0,7
7,3
25
Прохладная-1
Т-1
16
1,0
6,6
15,5
96,9
16
10,8
67,5
16
10,9
68,1
16
11,0
68,6


Т-2
10
9,0
89,7
откл.

16
9,1
91,2
16
8,7
87,3
16
9,4
93,5
26
Екатериноградская
Т-1
2,5
1,8
73,1
1,0
40,0
2,5
1,2
49,1
2,5
1,2
46,0
2,5
1,0
38,0
27
Майская
Т-1
10
10,8
107,6
0,0
0,0
10
0,0
0,0
10
3,2
32,0
10

0,0


Т-2
16
0,0
0,0
9,6
60,0
16
11,4
71,4
16
8,9
55,9
16
11,6
72,7
28
Котляревская
Т-1
10
9,6
96,4
1,4
14,0
10
1,5
15,0
10
1,0
10,0
10
1,1
10,6
29
Терек-2
Т-1
16
1,0
6,4
7,2
45,0
16
0,0
0,0
16
5,0
31,2
16

0,0


Т-2
10
7,0
69,7
0,0
0,0
10
8,2
81,7
10
3,8
38,0
10
8,9
89,4
30
В. Акбаш
Т-1
6,3
0,0
0,0
1,2
19,0
6,3
1,5
24,1
6,3
1,3
20,3
6,3
1,2
19,0
31
ЦРУ
Т-1
6,3
0,0
0,0
1,8
28,6
6,3
2,2
34,9
6,3
2,0
31,7
6,3
1,7
27,3


Т-2
6,3
4,2
66,6
1,9
30,2
6,3
2,2
35,0
6,3
2,5
39,8
6,3
1,9
29,7
32
Адыл-Су
Т-1
10
5,2
51,8
4,0
40,0
6,3
0,0
0,0
6,3
2,3
23,1
6,3
3,1
30,8


Т-2
6,3
5,5
87,0
0,0
0,0
6,3
2,9
46,5
6,3
0,8
12,1
6,3

0,0
33
Соцгородок
Т-1
10
0,3
2,6
0,0
0,0
16
2,1
20,8
16
2,2
22,1
16
1,9
18,9
34
Нейтрино
Т-1
6,3
0,0
0,0
1,1
17,5
6,3
1,3
20,2
6,3
1,5
24,0
6,3
1,1
16,8
35
РМЗ
Т-1
10
0,3
2,7
0,2
2,0
10
0,2
2,2
10
0,1
1,4
10
0,1
1,0

Итого 110кВ:

800,5
241,9

251,9

814,8
267,8

811,8
277,3

820,8
270,4

1
Чегем-1
Т-31
4
2,1
51,5
2,3
57,5

1,7
42,5

1,9
47,5

1,8
44,8


Т-32
6,3
3,7
59,1
3,7
58,7

4,3
68,3

4,4
69,0

4,2
66,0
2
Лечинкай
Т-31
4
1,3
32,6
1,4
35,0

1,7
42,6

1,6
40,0

1,4
35,8
3
Н. Чегем
Т-31
2,5
0,3
13,1
0,4
16,0

0,4
16,5

0,5
20,8

0,4
16,8
5
Баксан-35
Т-31
6,3
5,0
78,6
5,5
87,3

5,4
85,7

5,0
79,4

4,1
64,8


Т-32
6,3
2,3
36,3
2,0
31,7

1,5
23,9

1,8
28,6

1,4
22,5
6
Куркужин
Т-31
4
1,6
40,9
1,5
37,5

1,5
37,8

1,6
40,0

1,5
37,5


Т-32
4
1,9
47,7
2,0
50,0

1,9
46,4

2,1
52,5

1,9
48,3
7
Крем-Константиновка
Т-31
2,5
1,8
73,5
0,0
0,0

0,0
0,0


0,0

0,0
0,0


Т-32
2,5
0,3
13,8
0,3
12,0

0,3
13,6

0,4
16,0

0,6
23,2
8
Баксаненок
Т-31
4
0,8
20,5
2,0
50,0

1,7
42,6

1,6
38,8

1,8
43,8
9
Залукодес
Т-31
6,3
0,0
0,0
1,1
17,5

1,7
26,4


0,0


0,0


Т-32
6,3
0,3
4,3
0,0
0,0

0,0
0,0

1,4
22,2

1,6
25,2
10
Сармаково
Т-31
4
1,2
30,9
1,2
30,0

1,9
46,5

0,9
23,3


0,0


Т-32
6,3
1,3
20,2
1,4
22,2

1,6
25,1

1,4
22,4

1,8
27,8
11
Аргудан
Т-31
4
1,6
40,9
1,9
47,5

1,9
47,7

1,9
47,5

1,6
38,8
12
Ст. Урух
Т-31
4
1,7
43,2
1,8
45,0

1,8
44,8

1,8
45,0

1,7
41,3
13
Лескен-1
Т-31
2,5
0,3
11,6
0,2
8,0

0,2
8,5

0,2
9,2

0,2
6,8
14
Советская
Т-31
4
1,4
35,0
1,2
30,0

1,9
47,4

1,2
30,0

1,2
30,8
15
ЦСБ
Т-31
4
0,6
14,3
0,4
10,0

0,1
3,5

0,1
2,8

0,2
5,5
16
Бабугент
Т-31
2,5
1,3
51,1
1,1
44,0

1,2
47,0

0,4
16,0

0,5
20,0
17
Кара-Су
Т-31
1,8
0,0
2,0
0,4
22,2

0,4
24,9

0,5
25,0

0,5
28,3
18
Н-Полтавская
Т-31
4
1,9
46,7
2,4
60,0

2,7
68,4


0,0

0,0
0,0


Т-32
4
0,0
0,0
0,0
0,0

0,0
0,0

2,2
55,0

2,3
58,5
19
Саратовская
Т-31
4
0,0
0,0
0,0
0,0

0,0
0,0


0,0


0,0


Т-32
4
2,4
59,5
2,7
67,5

3,1
77,9

2,6
65,0

2,7
66,8
20
Солдатская
Т-31
4
3,1
76,4
0,0
0,0

3,3
81,8

3,1
78,0

2,6
65,0


Т-32
4
0,0
0,0
3,0
75,0

0,0
0,0


0,0


0,0
21
Пролетарская
Т-31
2,5
0,7
29,8
0,9
36,0

0,9
37,4

0,9
36,8

0,9
34,4
22
Прималкинская
Т-31
4
0,6
15,0
0,7
17,5

0,7
17,4

0,6
16,0

0,6
14,0


Т-32
6,3
0,0
0,0
0,0
0,0

0,0
0,0


0,0


0,0
23
Заречная
Т-31
4
1,0
25,7
0,5
12,5

0,4
10,3

1,2
30,0

1,0
24,8
24
Дальняя
Т-31
1,6
0,2
10,7
0,2
12,5

0,2
12,3

0,2
12,5

0,2
10,0
25
Малакановская
Т-31
1,6
0,1
4,5
0,1
6,3

0,1
5,1

0,1
4,4

0,1
4,4
26
Н-Ивановка
Т-31
2,5
0,0
0,0
0,0
0,0

0,0
0,0


0,0


0,0


Т-32
2,5
0,7
28,4
0,6
24,0

0,7
27,7

0,7
27,2

0,8
32,4
27
Кр. Нива
Т-31
2,5
0,4
15,3
0,6
24,0

0,5
19,0

0,5
19,2

0,6
23,6
28
Александровская
Т-31
3,2
0,0
0,0
0,0
0,0

0,0
0,0


0,0


0,0


Т-32
6,3
2,3
36,3
2,5
39,7

2,4
37,3

2,1
32,5

2,3
35,7
29
Терек- 1
Т-31
4
2,3
56,8
1,7
42,5

2,1
52,5

2,0
50,0

1,7
41,3
30
ЗАИ
Т-31
6,3
1,6
25,7
1,5
23,8

2,0
31,2

1,7
27,5

1,1
17,0


Т-32
6,3
0,0
0,0
0,0
0,0
откл.
0,0
0,0


0,0


0,0
31
Акбаш-35
Т-31
4
0,3
7,6
0,5
12,5

0,6
16,2

0,3
6,3

0,5
12,3
32
В.Курп
Т-31
4
0,5
13,6
0,6
15,0

0,8
18,9

0,8
19,3

1,1
28,0
33
Н. Курп
Т-31
4
0,3
8,6
0,3
7,5

0,3
7,5

0,3
7,5

0,2
5,8
34
Пенькозавод
Т-32
2,5
0,7
29,1
0,7
28,0

0,8
30,3

0,7
29,2

0,7
29,2
35
Терекская
Т-31
4
1,4
33,8
1,0
25,0

1,2
30,3

1,2
28,8

1,0
24,5
36
Терскол
Т-31
6,3
1,1
17,1
0,0
0,0

1,0
16,5

1,2
19,4

1,6
26,0


Т-32
6,3
0,0
0,0
0,9
14,3

0,5
8,7

0,5
8,6

1,2
18,7
37
Чегет
Т-31
1,8
0,8
42,4
0,1
5,6

0,3
18,4


0,0


0,0


Т-32
2,5
0,0
0,0
0,0
0,0

0,0
0,0

0,3
12,8

0,3
10,8
38
Джайлык
Т-31
1
0,1
14,6
0,2
20,0

0,2
15,6

0,2
17,0

0,2
15,0
39
Чалмас
Т-31
1,6
0,3
18,9
0,2
12,5

0,1
7,6

0,1
8,1

0,1
6,9

Нейтрино
Т-32
1,8
1,7
93,9
0,0
0,0
откл.

0,0



резерв



Итого 35 кВ:

209,5
55,4

53,7


58,0


54,1


51,8


Таблица 21. Данные по нагрузке ВЛ 35 - 110 кВ за 2010 - 2014 годы

№ п/п
Наименование линии
Диспетчерское обозначение
Длит. доп.
Нагрузка ЗРД
% загрузки
Нагрузка ЗРД
% загрузки
Нагрузка ЗРД
% загрузки
Нагрузка ЗРД
% загрузки
Нагрузка ЗРД
% загрузки
ток при
15.12.2010
21.12.2011
19.12.2012
18.12.2013
17.12.2014
+25 °C, А
А
А
А
А
А
1
ВЛ 110 "Машук-Залукокоаже" (Л-1) уч. № 266-340
Л-1
380
80
21,1
100
26,3
30
7,8
58
15,3
79
20,8
2
ВЛ 110 "БГЭС-Кызбурун" (Л-3)
Л-3
450
325
72,2
99
22,0
253
56,2
277
61,6
260
57,7
3
ВЛ 110 "БГЭС-ЦРУ" (Л-4)
Л-4
450
откл.

откл.

26
5,8
24
5,3
19
4,1
4
ВЛ 110 "Ст. Лескен-Змейская" (Л-5)
Л-5
450
270
60,0
290
64,4
295
65,6
360
80,0
275
61,1
5
ВЛ 110 "Кызбурун-Чегем-2" (Л-6)
Л-6
450
240
53,3
65
14,4
215
47,8
243
54,0
225
50,0
6
ВЛ 110 "ПТФ-Нарткала" (Л-8)
Л-8
380
50
13,2
70
18,4
74
19,5
70
18,4
54
14,2
7
ВЛ 110 "Кахун-Ст. Лескен" (Л-9)
Л-9
450
160
35,6
150
33,3
175
38,9
156
34,7
118
26,2
8
ВЛ 110 "Ст. Лескен-Псыгансу" (Л-10)
Л-10
450
130
28,9
165
36,7
210
46,7
185
41,1
190
42,2
9
ВЛ 110 "Баксан-330-ЦРУ" (Л-35)
Л-35
690
21
3,0
21
3,0
30
4,3
30
4,3
21
3,0
10
ВЛ 110 "Баксан-330-ЦРУ" (Л-174)
Л-174
690
21
3,0
21
3,0
30
4,3
30
4,3
21
3,0
11
ВЛ 110 "БГЭС-Баксан-330"
Л-37
510
360
70,6
100
19,6
290
56,9
270
52,9
286
56,1
12
ВЛ 110 "Нальчик-110 - СКЭП" (Л-39)
Л-39
380
150
39,5
159
41,8
184
48,4
179
47,1
163
42,9
13
ВЛ 110 "СКЭП-ТМХ-1" (Л-40)
Л-40
380
80
21,1
80
21,1
100
26,3
100
26,3
80
20,9
14
ВЛ 110 "Нальчик-110 - Долинск" (Л-41)
Л-41
380
120
31,6
131
34,5
160
42,1
190
50,0
152
40,0
15
ВЛ 110 "Дубки-Долинск" (Л-42)
Л-42
380
100
26,3
25
6,6
45
11,8
86
22,6
40
10,5
16
ВЛ 110 "Прохладная-2-Майская" (Л-85)
Л-85
450
107
23,8
127
28,2
148
32,9
120
26,7
256
56,9
17
ВЛ 110 "Прохладная-2-Прх. Тяговая" (Л-86)
Л-86
510
38
7,5
59
11,6
0
0,0
27
5,3
54
10,6
18
ВЛ 110 "Нарткала-Прохладная-1" (Л-87)
Л-87
380
90
23,7
116
30,5
102
26,8
98
25,8
69
18,2
19
ВЛ 110 "Прохладная-1-Прохладная-2" (Л-88)
Л-88
510
189
37,1
187
36,7
190
37,3
190
37,3
155
30,4
20
ВЛ 110 "Прохладная-2-Нальчик-110" (Л-99)
Л-99
610
130
21,3
100
16,4
119
19,5
откл.

77
12,6
21
ВЛ 110 "ПТФ-Нальчик-Тяговая" (Л-100)
Л-100
450
140
31,1
140
31,1
112
24,9
145
32,2
136
30,2
22
ВЛ 110 "Искож-Дубки" (Л-101)
Л-101
450
100
22,2
90
20,0
50
11,2
91
20,2
72
16,0
23
ВЛ 110 "Дубки-Кашхатау ГЭС" (Л-102)
Л-102
450
70
15,6
67
14,9
45
10,0
56
12,4
52
11,6
24
ВЛ 110 "Баксан-330-Баксан-110" (Л-103)
Л-103
610
120
19,7
250
41,0
205
33,6
234
38,4
217
35,6
25
ВЛ 110 "Водозабор-Нальчик-330" (Л-104)
Л-104
610
56
9,2
146
23,9
100
16,4
131
21,5
111
18,2
26
ВЛ 110 "Нальчик-110 - Нальчик-330" (Л-105)
Л-105
380
115
30,3
300
78,9
245
64,5
310
81,6
231
60,8
27
ВЛ 110 "ПТФ-Заводская" (Л-106)
Л-106
450
160
35,6
180
40,0
155
34,4
191
42,4
151
33,6
28
ВЛ 110 "Заводская-Кахун" (Л-107)
Л-107
450
150
33,3
155
34,4
176
39,1
185
41,1
143
30,0
29
ВЛ 110 "Нальчик-330-ПТФ" (Л-109)
Л-109
610
425
69,7
130
21,3
160
26,2
180
29,5
160
26,2
30
ВЛ 110 "Нальчик-Тяговая-Искож" (Л-111)
Л-111
450
130
28,9
143
31,8
105
23,2
144
32,0
126
28,1
31
ВЛ 110 "Малка-Каменномостская" (Л-172)
Л-172
380
7,6
2,0
8
2,1
8
2,1
9
2,4
8
2,2
32
ВЛ 110 "Баксан-330-Гунделен" (Л-173)
Л-173
510
10
2,0
14
2,7
20
3,9
27
5,3
27
5,3
33
ВЛ 110 "ЦРУ-РМЗ" (Л-175)
Л-175
380
0,5
0,1
1
0,3
1
0,2
1
0,2
1
0,1
34
ВЛ 110 "ЦРУ-РМЗ" (Л-176)
Л-176
380
отк.

отк.

отк.

отк.

отк.
резерв
35
ВЛ 110 "Нальчик-330-ПТФ" (Л-178)
Л-178
450

0,0
170
37,8
160
35,6
181
40,2
180
40,0
36
ВЛ 110 "ЦРУ-Адыл-Су" (Л-181)
Л-181
380
0
0,0
0
0,0
22
5,8
13
3,3
9
2,4
37
ВЛ 110 "ЦРУ-Адыл-Су" (Л-182)
Л-182
380
24
6,3
26
6,8
7
1,8
17
4,3
16
4,2
38
ВЛ 110 "Прохладная-2-ЗКИ" (Л-183)
Л-183
380
56
14,7
58
15,3
72
18,9
отк.

отк.
резерв
39
ВЛ 110 "Прохладная-2-ЗКИ" (Л-184)
Л-184
380
отк.

отк.

отк.

65
17,1
55
14,5
40
ВЛ 110 "Терек-2-В.Акбаш" (Л-185)
Л-185
357
5,6
1,6
7
2,0
7
2,0
7
1,9
7
1,8
41
ВЛ 110 "Прохладная-Тяговая-Майская" (Л-186)
Л-186
450
отк.

отк.

27
6,0
отк.

отк.
резерв
42
ВЛ 110 "Майская-Терек-2" (Л-187)
Л-187
450
51
11,3
45
10,0
50
11,1
62
13,8
199
44,2
43
ВЛ 110 "Терек-2 - Муртазово-Тяговая" (Л-188)
Л-188
450
16
3,6
15
3,3
11
2,4
25
5,6
153
34,0
44
ВЛ 110 "ПТФ-Аушигерская ГЭС" (Л-189)
Л-189
380
50
13,2
72,1
19,0
82
21,7
81
21,2
61
16,1
45
ВЛ 110 "Кашхатау ГЭС-Кашхатау" (Л-190)
Л-190
450
158
35,1
209
46,4
238
52,9
267
59,4
230
51,2
46
ВЛ 110 "Псыгансу-Кашхатау" (Л-191)
Л-191
450
130
28,9
160
35,6
219
48,7
248
55,1
214
47,5
47
ВЛ 110 "ТМХ-1-Аушигерская ГЭС" (Л-192)
Л-192
450
27
6,0
47
10,4
70
15,4
60
13,3
80
17,8
48
ВЛ 110 "Кашхатау ГЭС-Аушигерская ГЭС" (Л-193)
Л-193
450

0,0
137
30,4
102
22,6
147
32,6
126
28,0
49
ВЛ 110 "Чегем-2 - Нальчик-110" (Л-203)
Л-203
450
171
38,0
76
16,9
166
36,9
173
38,4
175
38,9
50
ВЛ 110 "Муртазово-Тяговая.-Эльхотово" (Л-209)
Л-209
450
отк.

отк.

отк.

отк.

153
34,0
51
ВЛ 110 "БГЭС-Залукокоаже" (Л-210)
Л-210
380
44
11,6
99
26,1
19
5,1
60
15,8
82
21,4
52
ВЛ 110 "БГЭС-Малка" (Л-211)
Л-211
450
91
20,2
100
22,2
80
17,8
91
20,1
72
16,0
53
ВЛ 110 "Баксан-110-Водозабор" (Л-243)
Л-243
510
75
14,7
169
33,1
117
22,9
149
29,2
126
24,7
Данные по нагрузке ВЛ 35 кВ за 2010 - 2014 годы
№ п/п
Наименование линии
Диспетчерское обозначение
Длит. доп.
Нагрузка ЗРД
% загрузки
Нагрузка ЗРД
% загрузки
Нагрузка ЗРД
% загрузки
Нагрузка ЗРД
% загрузки
Нагрузка ЗРД
% загрузки
ток при
15.12.2010
21.12.2011
19.12.2012
18.12.2013
17.12.2014
+25 °C, А
А
А
А
А
А
1
"Чегем-2 - Лечинкай"
Л-451
330
27
8,2
29
8,8
33
10
32
9,7
32,0
9,7
2
"Сармаково-Каменномостская"
Л-454
265
отк

откл.

откл.

откл.
откл.
откл.
откл.
3
"Н. Полтавская-Саратовская"
Л-455
210
94
44,8
43,2
20,6
108
51,4
110
52,4
106,4
50,7
4
"Чалмас-Адыл-Су"
Л-457
265
38
14,3
31
11,7
3
1,1
3
1,1
откл.
откл.
5
"Адыл-Су-Терскол"
Л-458
265
30
11,3
16
6,0
20
7,5
25
9,4
28,0
10,6
6
"Соцгородок-Чалмас"
Л-459
265
отк.

78,7
29,7
7
2,5
5
2,0
4,3
1,6
7
"Чегем-2-Лечинкай"
Л-460
265
93
35,1
97
36,6
94
35,5
121
45,7
112,0
42,3
8
"Лечинкай - Н. Чегем"
Л-461
210
5
2,4
1,9
0,9
8
3,8
9
4,4
11,3
5,4
9
"Баксан-110-Баксаненок"
Л-464
330
26,8
8,1
28
8,5
33
10,0
30
9,1
33,8
10,2
10
"Кр. Нива-Александровская"
Л-465
330
39
11,8
38
11,5
39
11,8
41
12,4
37,4
11,3
11
"Нарткала-Майская"
Л-466
210
10
4,8
31
14,8
30
14,3
10
4,8
16,2
7,7
12
"Ст. Лескен - Аргудан"
Л-467
210
27
12,9
26
12,4
35
16,7
36
17,1
28,0
14,0
13
"Ст. Лескен - Лескен-1"
Л-468
265
3
1,1
4
1,5
5
1,9
5
1,9
3,0
2,0
14
"Ст. Лескен - Ст. Урух"
Л-469
265
28
10,6
30
11,3
35
13,2
32
12,1
32,0
22,0
15
"Аушигер - Советская" (для нор. реж.)
Л-470
210
25
11,9
50
23,8
64
30,5
45
21,4
40,0
19,0
16
"Советская-Кара-Су"
Л-471
330
19
5,8
25
7,6
25
7,6
20
6,1
18,0
5,5
17
"Майская - Пенькозавод"
Л-472
330
45
13,6
40
12,1
34
10,3
40
12,1
37,0
11,2
18
"Кр. Константиновка - ГЭС-3"
Л-473
265
0
0,0
0
0,0
1
0,4
1
0,4
0,4
0,2
19
"Майская - Кр. Нива"
Л-474
330
45
13,6
68,4
20,7
50
15,2
50
15,2
48,6
14,7
20
"Баксан-35 - Кр. Константиновка"
Л-475
265
34
12,8
76
28,7
10
3,8
20
7,5
2,8
1,1
21
"Кр. Константиновка - Солдатская"
Л-476
265
отк.

47
17,7
откл.

откл.
откл.
откл.
0,0
22
"Прохладная-1 - Н. Полтавская"
Л-477
210
122
58,1
88
41,9
150
71,4
150
71,4
150,0
71,4
23
"Прохладная-1 - Прималкинская"
Л-478
265
34
12,8
52
19,6
34
12,8
43
16,2
42,0
15,8
24
"Саратовская - Солдатская"
Л-479
265
56
21,1
откл.

54
20,4
66
24,9
57,8
21,8
25
"Прималкинская - Заречная"
Л-480
265
15
5,7
6,8
2,6
7
2,6
20
7,7
31,7
12,0
26
"Малка - Куркужин"
Л-481
265
60
22,6
58
21,9
86
32,5
66
24,9
66,0
24,9
27
"Малка - Залукодес"
Л-482
210
15
7,1
22
10,5
31
14,8
26
12,4
28,4
13,5
28
"Малка - Сармаково"
Л-483
265
45
17,0
40
15,1
58
21,9
36
13,6
29,0
10,9
29
"Обсерватория - Аурсентх"
Л-484
265
отк.

откл.

откл.

откл.
демонтаж
откл.
демонтаж
30
"Терек-1 - В.Акбаш"
Л-485
210
0
0,0
7
3,3
9
4,3
3
1,4
5,3
2,5
31
"Баксан-35 - Куркужин"
Л-488
265
отк.

откл.

откл.

откл.
резерв
откл.
резерв
32
"Терек-1 - ЗАИ"
Л-489
330
25,4
7,7
30
9,1
28
8,5
27
8,2
14,2
4,3
33
"Терек-2 - Терек-1"
Л-490
265
60
22,6
53
20,0
73
27,5
55
20,8
48,0
18,1
34
"ЗАИ - Александровская"
Л-491
330
отк.

откл.

откл.

откл.
резерв
откл.
резерв
35
"В. Акбаш - Н. Курп"
Л-493
330
14
4,2
18
5,5
19
5,8
15
4,5
15,4
4,7
36
"Баксан-35 - Баксан-110"
Л-496
330
110
33,3
170
51,5
130
39,4
130
39,4
102,8
31,2
37
"Терек-110 СОФ - Терекская"
Л-497
210
отк.

откл.

откл.

откл.
резерв
откл.
резерв
38
"Терекская - Пенькозавод"
Л-498
265
20
7,5
15
5,7
22
8,3
28
10,6
25,4
9,6

В таблице 21 представлена нагрузка ВЛ 35 - 110 кВ по энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики за 2010 - 2014 годы.
Несмотря на существенные резервы трансформаторной мощности на уровне 110 кВ и выше, требуется провести некоторые мероприятия по ликвидации "узких мест" в энергосистеме, которые представлены в таблице 22.

Таблица 22. Мероприятия по ликвидации "узких мест"

№ п/п
Наименование объекта ввода (реконструкции), мероприятие
Необходимые сроки реализации строительства (реконструкции)
Обоснование необходимости строительства (реконструкции)
1.
ПС 110 кВ СКЭП: замена трансформаторов тока 110 кВ, ограничивающих пропускную способность ВЛ 110 кВ (320А), на оборудование с номинальным током не менее 400 А
2015 г.
(до ввода в работу Зарагижской МГЭС)
Для обеспечения выдачи полной мощности вновь вводимой Зарагижской МГЭС, недопущения перегрузки ТТ 110 кВ на ПС 110 кВ СКЭП выше аварийно допустимой величины в послеаварийных режимах
2.
Аушигерская ГЭС: установка АОПО ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) с воздействием с первой выдержкой времени - на сигнал, со второй выдержкой времени - на отключение одного агрегата 20 МВт Аушигерской ГЭС
Для обеспечения выдачи полной мощности вновь вводимой Зарагижской МГЭС, недопущения перегрузки ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) выше аварийно-допустимой величины в послеаварийных режимах
3.
Увеличение трансформаторной мощности или выполнение мероприятий в распределительных сетях по переводу нагрузок на энергообъекты, имеющие резервы (с учетом критерия "N-1") трансформаторной мощности, на следующих энергообъектах энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики: ПС 110 кВ Нарткала, ПС 110 кВ Прохладная-1
2019 г.
Для исключения недопустимых перегрузов трансформаторов 110 кВ в нормальном режиме (в схеме ремонта одного из трансформаторов), а также в послеаварийном режиме отключения другого трансформатора энергообъекта с наибольшей установленной мощностью
4.
ПС 110 кВ Искож: замена оборудования, ограничивающего пропускную способность ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111) (замена ТТ в ячейке Л-111 (400 А) и в ячейке С-1 (400 А) на оборудование с большей пропускной способностью) *
2015 - 2019 гг.
Обеспечение возможности ТП новых потребителей величиной более 20 МВт в энергоузел ПС 110 кВ Искож, ПС 110 кВ Нальчик-Тяговая, ПС 110 кВ Дубки, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Долинск

К энергодефицитным районам можно отнести некоторые сети напряжением 0,4 кВ и коммунальные сети г. Нальчика и г. Прохладного. Подробный перечень энергодефицитных городских и сельских поселений с необходимыми для их устранения мероприятиями представлен в таблице 32.

Таблица 22. Перечень энергодефицитных городских и сельских поселений КБР

№ п/п
Наименование
Причина возникновения дефицита
Дефицит
МВт
Тыс. кВт*ч
1
2
3
4
5
1.
Баксанский муниципальный район
1.1.
г.о. Баксан
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,80
321,00
1.2.
г.о. Баксан, с. Дыгулыбгей
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,34
136,00
1.3.
с.п. Атажукино
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,24
98,00
1.4.
с.п. Баксаненок
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,10
38,00
1.5.
с.п. Заюково
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,40
161,00
1.6.
с.п. Исламей
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,28
113,00
1.7.
с.п. Псыхурей
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,06
26,00
1.8.
Всего:
-
2,22
893,00
2.
Майский муниципальный район
2.1.
г.п. Майский
необходима установка КТП
0,70
291,00
2.2.
с.п. Александровская
строительство КТП
0,50
193,00
2.2.
с.п. Котляревская
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,50
215,00
2.4.
с.п. Ново-Ивановское
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-0,4 кВ
0,63
253,00
2.5.
Всего:
-
2,33
952,00
3.
Прохладненский муниципальный район
3.1.
с.п. Алтуд
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
1,30
505,00
3.2.
с.п. Екатериноградская
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,30
118,00
3.3.
с.п. Карагач
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,54
217,00
3.4.
с.п. Ново-Полтавское
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,13
54,00
3.5.
с.п. Прималкинское, с. Прималкинское
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,17
703,00
3.6.
с.п. Прималкинское, х. Матвеевский
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,13
54,00
3.7.
с.п. Пролетарское
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,36
145,00
3.8.
с.п. Янтарное, с. Янтарное
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,13
55,00
3.9.
Всего:
-
2,93
1796,00
4.
Терский муниципальный район
4.1.
с.п. Плановое
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,02
8,00
4.2.
Всего:
-
0,02
8,00
5.
Урванский муниципальный район
5.1.
с.п. Герменчик
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,83
334,00
5.2.
с.п. Кахун
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,73
294,00
5.3.
с.п. Морзох
замена трансформатора
0,30
122,00
5.3.
с.п. Нижний Черек
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,63
253,00
5.4.
с.п. Псыгансу
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,10
41,00
5.5.
с.п. Псынабо
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,18
72,00
5.8.
с.п. Старый Черек
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,50
197,00
5.9.
с.п. Урвань
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,18
72,00
5.10.
с.п. Черная Речка
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,47
190,00
5.11.
с.п. Шитхала
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,43
174,00
5.12.
Всего:
-
4,35
1749,00
6.
Чегемский муниципальный район
6.1.
г.п. Чегем
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-6/0,4 кВ
0,54
217,00
6.2.
с.п. Верхний Чегем, с. Булунгу
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,22
91,00
6.3.
с.п. Лечинкай
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-6/0,4 кВ
0,18
73,00
6.4.
с.п. Нартан
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-6/0,4 кВ
0,54
217,00
6.5.
с.п. Чегем Второй
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,54
216,00
6.7.
с.п. Шалушка
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,54
216,00
6.8.
с.п. Шалушка, п. Мир
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,13
55,00
6.9.
с.п. Яникой, с. Каменка
необходимо строительство сетей КТП, ВЛ-10/0,4 кВ
0,13
55,00
6.10.
Всего:
-
2,82
1140,00
7.
Черекский муниципальный район
7.1.
г.п. Кашхатау
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,20
82,00
7.2.
с.п. Аушигер
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,13
55,00
7.3.
с.п. Бабугент
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,12
46,00
7.4.
с.п. Верхняя Жемтала
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,07
28,00
7.5.
с.п. Жемтала
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,05
23,00
7.6.
с.п. Зарагиж
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,06
26,00
7.7.
Всего:
-
0,63
260,00
8.
Эльбрусский муниципальный район
8.1.
с.п. Былым
необходимо строительство сетей ВЛ-6/0,4 кВ
0,20
87,00
8.2.
с.п. Эльбрус, п. Тегенекли
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,04
15,00
8.3.
с.п. Эльбрус, с. Эльбрус
необходимо строительство сетей ВЛ-0,4 кВ
0,22
10,00
8.4.
Всего:
-
0,46
112,00
9.
Итого:
-
15,76
6910,00

На основании таблицы 22 составлена карта-схема населенных пунктов Кабардино-Балкарской Республики, испытывающих дефицит в электрический энергии, которая представлена на схеме 1.

Схема 1



Коммунальные сети г.о. Нальчика

Коммунальные электрические сети г. Нальчика в последнее десятилетие испытывают существенные нагрузки в связи с активным строительством в юго-западной и центральной части города. По 15 питающим фидерам МУП "Каббалккоммунэнерго" ввело ограничение на технологическое присоединение новых потребителей. Перечень трансформаторных подстанций и кабельных линий, подлежащих реконструкции, представлен в таблицах 23 и 24.

Таблица 23. Перечень трансформаторных подстанций МУП "Каббалккоммунэнерго" подлежащих реконструкции (замене)

№ п/п
Наименование питающего центра
Диспетчерское наименование ТП
Тип ТП, РП
Суммарная установленная мощность трансформаторов (МВА)
Год ввода в эксплуатацию ПС
Место расположения питающего центра
1
ПС 110 кВ Долинск
ТП-14
К-531
1250
1957
г. Нальчик, ул. Балкарская, 3
2
ПС 110 кВ Долинск
ТП-44
КТПН
1250
-
г. Нальчик, пр. Ленина - ул. Кирова
3
ПС 110 кВ Долинск
ТП-49
К-531
1400
1961
г. Нальчик, Долинск, р-н "Эльбрус"

4
ПС 110 кВ Долинск
ТП-50
В-531
1,400
1962
г. Нальчик, ул. Головко, 67
5
ПС 110 кВ Долинск
ТП-52
В-531
1400
1955
г. Нальчик, ул. Головко - ул. Мечиева, 50
6
ПС 110 кВ Долинск
ТП-61
В-431
1250
1955
г. Нальчик, ул. Свободы - ул. Мало-Кабардинская, 9
7
ПС 110 кВ Долинск
ТП-81
В-431
1250
1960
г. Нальчик, Долинск, Курортный проезд, оранжерея
8
ПС 110 кВ Долинск
ТП-82
встр.
1400
1996
г. Нальчик, Горпарк, нижний резервуар
9
ПС 110 кВ Долинск
ТП-97
К-531
1400
1961
г. Нальчик, Долинск, санаторий "Терек"
10
ПС 110 кВ Долинск
ТП-105
К-432
2250
1957
г. Нальчик, ул. Балкарская - ул. Бехтерева, 8
11
ПС 110 кВ Долинск
ТП-107
встр.
1160
1957
г. Нальчик, пр. Ленина, 18 - ул. Советская
12
ПС 110 кВ Долинск
ТП-109
встр.
1400
1959
г. Нальчик, пр. Ленина, 10 - ул. Головко
13
ПС 110 кВ Долинск
ТП-118
КТПН
1160
1974
с. Белая Речка, 3-й поселок
14
ПС 110 кВ Долинск
ТП-123
К-431
1200
1960
г. Нальчик, ул. Балкарская, Дворец спорта
15
ПС 110 кВ Долинск
ТП-138
К-531
1160
1960
г. Нальчик, Долинск, санаторий им. Калмыкова
16
ПС 110 кВ Долинск
ТП-143
К-431
1320
1962
г. Нальчик, ул. Ленина - ул. Лермонтова, 19
17
ПС 110 кВ Долинск
ТП-148
КТПН
1100
1961
с. Белая Речка, мечеть
18
ПС 110 кВ Долинск
ТП-151
К-431
1400
1962
г. Нальчик, ул. Кешокова - ул. Шогенцукова, 53
19
ПС 110 кВ Долинск
ТП-153
К-32-400
2400
1984
г. Нальчик, ул. Кешокова, 1 - ул. Октябрьская
20
ПС 110 кВ Долинск
ТП-184
КТПН
1160
1975
с. Белая Речка, 4-й поселок
21
ПС 110 кВ Долинск
ТП-280
К-31-400
1250
1983
г. Нальчик, ул. Ватутина, 10,12
22
ПС 110 кВ Долинск
ТП-406
В-431
1100
1980
п. Кенже, школа № 22, ул. Тургенева
23
ПС 110 кВ Долинск
РП-2
П-РПК-2Т


г. Нальчик, ул. И. Арманд - Пушкина
24
ПС 110 кВ Нальчик
ТП-46
К-431
1400
1957
г. Нальчик, пр. Ленина, 55, Парламент КБР
25
ПС 110 кВ Нальчик
ТП-53
К-532
1250
1320
1963
г. Нальчик, пр. Ленина, гостиница "Россия"
26
ПС 110 кВ Нальчик
ТП-74
В-431
1400
1957
г. Нальчик, ул. Кирова, АТК-1
27
ПС 110 кВ Нальчик
ТП-76
В-431
1160
1957
г. Нальчик, ул. Мальбахова / ул. Интернациональная, 41
28
ПС 110 кВ Нальчик
ТП-84
встр.
2250
1961
г. Нальчик, ул. Ногмова - ул. Шогенцукова, котельная
29
ПС 110 кВ Нальчик
ТП-100
К-431
1100
1958
г. Нальчик, ул. Мальбахова, автотранспортные мастерские
30
ПС 110 кВ Нальчик
ТП-112
встр.
1100
1960
г. Нальчик, ул. Ногмова, Государственная национальная библиотека КБР им. Т.К. Мальбахова
31
ПС 110 кВ Нальчик
ТП-139
К-431
1160
1320
1960
г. Нальчик, пр. Ленина, 45
32
ПС 110 кВ Нальчик
ТП-150
К-431
1400
1961
г. Нальчик, ул. Толстого, столовая университета
33
ПС 110 кВ Нальчик
ТП-162
К-431
1160
1962
г. Нальчик, ул. Толстого, фильмобаза
34
ПС 110 кВ Нальчик
ТП-163
встр.
1400
1962
г. Нальчик, пр. Ленина, 31 - ул. Лермонтова
35
ПС 110 кВ Нальчик
РП-1
П-РПК-2Т


г. Нальчик, ул. Горького, Центральный рынок
36
ПС 110 кВ СКЭП
ТП-36
К-431
1320
1956
г. Нальчик, пр. Ленина, 48 - пл. Коммунаров
37
ПС 110 кВ СКЭП
ТП-66
В-532
1250
1950
г. Нальчик, ул. Семашко/ ул. Вологирова, 179
38
ПС 110 кВ СКЭП
ТП-106
В-431
1400
1961
г. Нальчик, ул. Северная, очистные МП УК "Водоканал"
39
ПС 110 кВ СКЭП
ТП-125
В-431
1320
1959
г. Нальчик, ул. Газовая, асфальтобитумный завод
40
ПС 110 кВ СКЭП
ТП-126
К-431
1400
1959
г. Нальчик, ул. Первомайская, 151 - ул. Мечникова
41
ПС 110 кВ СКЭП
ТП-127
К-432
2320
1962
г. Нальчик, ул. Ахохова, 98, хлебоприемное предприятие
42
ПС 110 кВ СКЭП
ТП-136
К-531
1630
1960
г. Нальчик, ул. Садовая, 6, обувная фабрика
43
ПС 110 кВ СКЭП
ТП-146
В-431
1100
1962
г. Нальчик, ул. Кабардинская, 151, нефтебаза
44
ПС 110 кВ СКЭП
ТП-147
встр.
1250
1962
г. Нальчик, ул. Газовая, 8
45
ПС 110 кВ СКЭП
ТП-155
В-431
1400
1962
г. Нальчик, ул. Циолковского, 17- ул. Идарова
46
ПС 110 кВ Телемеханика
ТП-34
В-431
1400
1954
г. Нальчик, ул. Суворова, 72
47
ПС 110 кВ Телемеханика
ТП-89
В-431
1250
1947
г. Нальчик, ул. Калинина - ул. Ленинградская, 19
48
ПС 110 кВ Искож
ТП-90
В-431
1400
1952
г. Нальчик, ул. Канкошева, 135

Таблица 24. Перечень электрических сетей МУП "Каббалккоммунэнерго", подлежащих реконструкции (замене)

№ п/п
Наименование КЛ-6-10 кВ
Протяженность, м
Дата ввода в эксплуатацию
1
от ТП-14 до ТП-59
354
01.1957
2
от ТП-2 до ТП-39
250
01.1958
3
от ТП-59 до ТП-143
350
01.1960
4
от ТП-59 до ТП-204
547
01.1964
5
от ТП-126 до ТП-127
460
01.1959
6
от РП-1 до ТП-41
450
01.1958
7
от ТП-47 до ТП-53
225
01.1963
8
от ТП-139 до ТП-169
200
07.1963
9
от РП-1 до ТП-2
1100
01.1960
10
от ТП-69 до ТП-169
193
01.1963
11
от РП-1 до ТП-46
353
01.1956
12
от РП-3 до ТП-99
600
01.1965
13
от РП-1 до ТП-226
98
01.1966
14
от РП-1 до ТП-3
304
01.1966
15
от ТП-2 до ТП-83
308
01.1960
16
от ТП-3 до ТП-36
508
01.1962
17
от ТП-162 до ТП-246
120
01.1962
18
от РП-3 до ТП-262
380
01.1965
19
от ТП-152 до ТП-214
95
01.1965
20
от ТП-99 до ТП-144
234
01.1962
21
от ТП-13 до ТП-69
230
01.1961
22
от ТП-69 до ТП-164
300
01.1963
23
от ТП-2 до ТП-56
400
01.1964
24
от ТП-48 до ТП-99
235
01.1962
25
от ТП-14 до ТП-123
340
01.1962
26
от ТП-123 до ТП-198
420
01.1964
27
от ТП-3 до ТП-226
250
01.1966
28
от ТП-151 до ТП-232
320
01.1966
29
от ТП-82 до ТП-144
734
02.1961
30
от ТП-227 до ТП-228
467
01.1966
31
от ТП-56 до ТП-112
389
01.1959
32
от ТП-48 до ТП-343
150
01.1963
33
от ТП-54 до ТП-203
285
01.1964
34
от ТП-55 до ТП-83
630
01.1964
35
от ТП-109 до ТП-206
1090
01.1957
36
от ТП-1 до ТП-55
300
01.1964
37
от ТП-168 до ТП-199
135
01.1964
38
от ТП-199 до ТП-202
240
01.1964
39
от РП-1 до ТП-235
530
01.1965
40
от ТП-198 до ТП-211
330
01.1965
41
от ТП-206 до ТП-207
517
01.1965
42
от ТП-199 до ТП-205
234
01.1965
43
от ТП-151 до ТП-153
259
01.1966
44
от ТП-210 до ТП-213
340
01.1966
45
от ТП-210 до ТП-237
280
01.1966
46
от РП-4 до ТП-273
145
01.1972
47
от ТП-228 до ТП-213
343
01.1966
48
от ТП-83 до ТП-244
250
01.1967
49
от ТП-240 до ТП-241
280
01.1967
50
от ТП-243 до ТП-266
320
01.1967
51
от ТП-1 до ТП-84
596
01.1967
52
от ТП-85 до ТП-55
380
01.1967
53
от ТП-241 до ТП-247
285
02.1968
54
от ТП-245 до ТП-273
250
02.1968
55
от ТП-237 до ТП-243
325
02.1968
56
от РП-3 до ТП-122
900
01.1969
57
от ТП-97 до ТП-271
240
01.1969
58
от ТП-122 до ТП-138
435
01.1969
59
от ТП-138 до ТП-156
358
01.1969
60
от ТП-245 до ТП-255
350
02.1969
61
от ТП-245 до ТП-265
265
01.1970
62
от ТП-162 до ТП-150
490
01.1970
63
от ТП-165 до ТП-327
599
01.1969
64
от ТП-199 до ТП-258
330
01.1969
65
от ТП-36 до ТП-167
250
02.1968
66
от ТП-167 до ТП-254
350
01.1968
67
от ПС110 кВ Нальчик до РП-5 (Ф-610)
550
-
68
от ПС 110 кВ Нальчик до РП-1 (Ф-69)
2800
-
69
от ПС 110 кВ Нальчик до РП-7 (Ф-69, Ф-612)
2900
-
70
от ПС 110 кВ Дубки до РП-4 (Ф-610, Ф-622)
23500
-

На основании таблицы 23 на карте-схеме электросетевого хозяйства МУП "Каббалккоммунэнерго" нанесены энергодефицитные зоны с ограничением по трансформаторной мощности. Карта схема представлена на схеме 2.

Схема 2



Коммунальные сети г.о. Прохладного

Основные мероприятия по реконструкции и замене объектов электросетевого хозяйства ОАО "ГЭС" г. Прохладного включают в себя первоочередные меры по увеличению надежности энергоснабжения, которые представлены в таблице 25.

Таблица 25. Перечень электросетевого хозяйства ОАО "Городские электрические сети" г. Прохладный, подлежащий реконструкции (замене)

№ п/п
Наименование объекта
Проектная мощность / протяженность сетей, км /МВА
Годы строительства
начало
конец
1
Реконструкция кл-10 кВ РП-3 ГНС Ф-33
1,0
2015
2015
2
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 36 Ф-2
1,9
2015
2015
3
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 54 Ф-2
2,4
2015
2015
4
Реконструкция ТП № 32
0,25
2015
2015
5
Реконструкция ТП № 42
0,25
2015
2015
6
Реконструкция ТП № 45
0,25
2015
2015
7
Реконструкция ТП № 57
0,25
2015
2015
8
Реконструкция ТП № 56
0,5
2015
2015
9
Реконструкция ТП № 118 т-1
0,25
2015
2015
10
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 25 Ф-1 Ф-4
1,9
2016
2016
11
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 81 Ф-1
2,4
2016
2016
12
Реконструкция ТП № 130
0,25
2016
2016
13
Реконструкция ТП № 137
0,25
2016
2016
14
Реконструкция ТП № 15
0,25
2016
2016
15
Реконструкция ТП № 134
0,25
2016
2016
16
Реконструкция ТП № 142
0,25
2016
2016
17
Реконструкция ТП № 131
0,25
2016
2016
18
Реконструкция ТП № 7 т-1
0,40
2016
2016
19
Реконструкция ТП № 7 т-2
0,40
2016
2016
20
Реконструкция ТП № 119 т-1
0,40
2016
2016
21
Реконструкция ТП № 119 т-2
0,40
2016
2016
22
Реконструкция ТП № 9 т-1
0,40
2016
2016
23
Реконструкция ТП № 187
КСО-298 8.1. ВВ-600
2017
2017
24
Реконструкция ТП № 98
КСО-298 8.1. ВВ-600
2017
2017
25
Реконструкция ТП № 93
КСО-298 8.1. ВВ-600
2017
2017
26
Реконструкция ТП № 33
КСО-298 8.1. ВВ-600
2017
2017
27
Реконструкция ТП № 2
КСО-298 8.1. ВВ-600
2017
2017
28
Реконструкция ТП № 121
КСО-298 8.1. ВВ-600
2017
2017
29
Реконструкция ТП № 116
КСО-298 8.1. ВВ-600
2017
2017
30
Реконструкция ТП № 17
0,16
2017
2017
31
Реконструкция ТП № 78
0,16
2017
2017
32
Реконструкция ТП № 31
0,16
2017
2017
33
Реконструкция ТП № 36
0,16
2017
2017
34
Реконструкция ТП № 39
0,16
2017
2017
35
Реконструкция ТП № 160
0,16
2017
2017
36
Реконструкция ТП № 54
0,16
2017
2017
37
Реконструкция ТП № 95
0,8
2018
2018
38
Реконструкция ТП № 117
0,40
2018
2018
39
Реконструкция ТП № 118
0,40
2018
2018
40
Реконструкция ТП № 82
0,25
2018
2018
41
Реконструкция ТП № 40
0,25
2018
2018
42
Реконструкция ТП № 69
0,25
2018
2018
43
Реконструкция ТП № 93
0,25
2018
2018
44
Реконструкция ТП № 109
0,25
2018
2018
45
Реконструкция ТП № 151
0,25
2018
2018
46
Реконструкция ТП № 153
0,25
2018
2018
47
Реконструкция ТП № 157
0,25
2018
2018
48
Реконструкция ТП № 170
0,25
2018
2018
49
Реконструкция ТП № 6
0,25
2018
2018
50
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 2 Ф-2,3,8
2,0
2018
2018
51
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 20 Ф-1
0,8
2018
2018
52
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 7 Ф-1,3
0,4
2018
2018
53
Реконструкция ТП № 1 водозабор
0,1
2019
2019
54
Реконструкция ТП № 2 водозабор
0,1
2019
2019
55
Реконструкция ТП № 3 водозабор
0,16
2019
2019
56
Реконструкция ТП № 5 водозабор
0,16
2019
2019
57
Реконструкция ТП № 6 водозабор
0,25
2019
2019
58
Реконструкция РП № 3 тр. № 2
0,25
2019
2019
59
Реконструкция ТП 2-го подъема тр. № 1
0,63
2019
2019
60
Реконструкция ТП 2-го подъема тр. № 2
0,63
2019
2019
61
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 54 Ф-1
0,85
2019
2019
62
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 54 Ф-4
0,88
2019
2019
63
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 54 Ф-6
0,74
2019
2019
64
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 160 Ф-4
1,12
2019
2019
65
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП № 160 Ф-4
0,3
2019
2019

Фактически осуществленные технологические присоединения по муниципальным образованиям за 2013 - 2014 годы представлены в таблице 26.

Таблица 26. Фактически осуществленные заявки на технологические присоединения к электрическим сетям по всем уровням напряжения в разрезе муниципальных образований

Реестр фактически осуществленных тех. присоединений за 2013 - 2014 годы
Наименование муниципального образования
ИНФОРМАЦИЯ О ЗАЯВИТЕЛЕ
ИНФОРМАЦИЯ ОБ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВАХ ИЗ ЗАЯВКИ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ
Наименование заявителя (для юр. лиц) Ф.И.О. (для физ. Лиц)
Наименование энергопринимающих устройств
Местонахождение энергопринимающих устройств (область, город, поселок и др.)
Запрашиваемая максимальная мощность (без учета ранее присоединенной)

кВт
ПС с высшим классом напряжения не менее 35 кВ
1
2
3
4
5
6
Терский район
ООО "Тлепш"
комплекс жилых домов
г. Терек, ул. Панагова, 134
800
ПС Терек-2
Урванский район
ООО "Концерн ЗЭТ"
производственные цеха
Урванский район, с. Ч. Речка
1200
ПС "Герменчик"
Чегемский район
ООО "Нальчикский мясоперерабатывающий комбинат"
комбинат
Прохладненское шоссе, 5-й км.
760
ПС "ПТФ"
г.о. Нальчик
ООО Риал Истейт
производственная база
г. Нальчик, ул. Мусукаева, 1
730
ПС "ТМХ"
Эльбрусский район
ООО "Каббалкгипс"
административное здание
г. Тырныауз
1530
ПС ЦРУ
Урванский район
ЗАО "ЭРПАК"
административное здание
с. Герменчик
800
сущ. Ячейка Ф-424 ПС "Герменчик
Чегемский район
ООО "ЛВТ"
стекольный завод
г. Чегем, ул. Набережная, 1
6400
Чегем-2
Баксанский район
Филиал ОАО "РусГидро" - "Кабардино-Балкарский филиал" Баксанская ГЭС
объект генерации - Баксанская ГЭС
Баксанский район, с. Атажукино
2000

Нальчик
ГКП КБР "Дирекция единого заказчика"
жилой микрорайон "Восточный"
Кабардино-Балкарская Республика, г. Нальчик
25000
ПС Искож - ПС Дубки (Л-101)
Чегемский район
ООО "Агросоюз"
животноводческий комплекс
КБР, по объездной а/д Чегем - Майский, 10 км
685
ПТФ Водозабор
Баксанский район
ООО "Добрые всходы"
фруктохранилище
г. Баксан, ул. Революционная, б/н
1985
Кызбурун

4. Основные направления развития электроэнергетики
в Кабардино-Балкарской Республике

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики
в Кабардино-Балкарской Республике

Энергетика в Кабардино-Балкарской Республике является составной частью экономики, которая надежно и безопасно, по экономически обоснованным для потребителей ценам обеспечивает энергией все отрасли хозяйства республики, мощности которой гарантируют необходимое и бесперебойное обеспечение потребителей энергией установленного качества и не оказывают негативное воздействие на окружающую среду.
Анализ ситуации в топливно-энергетическом комплексе свидетельствует о том, что пропускная способность электросетевого хозяйства достаточно высокая. К проблемам можно отнести высокий износ электросетевого и энергетического оборудования. Энергетическую независимость КБР снижает отсутствие собственных запасов традиционных видов топлива.
Инвестиции в обновление, модернизацию оборудования топливно-энергетического комплекса республики вкладывались в недостаточном объеме, что приводит к его старению и повышению вероятности выхода из работы.
В качестве приоритетного направления следует выделить развитие системы коммунального электроснабжения, которое включает в себя в основном задачи развития электросетевого комплекса г. Нальчика.
Кроме того, необходимость развития генерации обусловлена существенным гидроэнергетическим потенциалом республики. Решением на местном уровне доступа к энергетическим мощностям для обеспечения населения тепловой энергией (также круглогодичным горячим водоснабжением) по обоснованным тарифам, а также необходимостью максимально эффективного использования топливных ресурсов. Для этого предполагается реализация ряда инвестиционных проектов по реконструкции существующих генерирующих объектов и строительству новых.
Реализация Схемы и программы развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике на 2015 - 2019 годы в части развития электросетевого комплекса направлена на новое строительство и реконструкцию существующего с целью увеличения пропускной способности магистральных, распределительных сетей и трансформаторных мощностей подстанций, что позволит обеспечить необходимыми объемами электроэнергии вновь создаваемые или расширяющиеся объекты, а также повысить надежность электроснабжения всех потребителей.
Основными стратегическими задачами, позволяющими решить существующие проблемы в сфере развития энергетики, являются:
строительство новых подстанций, расширение, реконструкция и техническое перевооружение действующих подстанций в г. Нальчике;
реализация проекта освоения гидроэнергетического потенциала бассейна р. Черек (окончание строительства Зарагижской ГЭС) совокупной мощностью 30,6 МВт;
строительство, реконструкция (модернизация) морально и физически устаревших систем передачи и распределения централизованного теплоснабжения с повышением при этом их эффективности и надежности;
реконструкция и расширение действующих теплогенерирующих установок;
строительство новых электро- и теплогенерирующих установок парогазового цикла в узлах электрической нагрузки и теплопотребления;
снижение доли использования природного газа в производстве энергии в годовом топливном балансе за счет развития альтернативных источников энергии и увеличения использования возобновляемых источниках энергии;
использование передовых технологий для выработки электрической и тепловой энергии, повышение эффективности потребления всех видов энергии, внедрение энергоэффективных технологий;
обеспечение действующих требований в части охраны окружающей среды в энергетическом секторе.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии
и мощности до 2019 года

Информация по перспективному электропотреблению наиболее крупных предприятий и компаний представлена в таблице 27.

Таблица 27. Прогноз электропотребления крупных потребителей электроэнергии, млн кВт*ч

№ п/п
Наименование предприятия, место расположения (адрес)
Вид деятельности
2014 год
2015 год
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
ЗАО "Кавказкабель", г. Прохладный
Машиностроение и металлообработка
20,590
20,790
21,000
21,210
21,420
21,634
2
ООО "Премиум", с. Сармаково
Пищевая промышленность
8,090
8,170
8,250
8,330
8,420
8,504
3
ОАО "Халвичный завод "Нальчикский"
Пищевая промышленность
5,700
5,760
5,820
5,880
5,930
5,989
4
ООО "Кабардинский крахмал", ст. Александровская
Пищевая промышленность
5,520
5,570
5,630
5,680
5,740
5,797
5
Институт ядерных исследований РАН, п. Нейтрино
Исследования в области физики
5,100
5,100
5,100
5,100
5,100
5,100
6
ООО "Росс-Стандарт", г. Нарткала
Пищевая промышленность
5,040
5,040
5,040
5,040
5,040
5,040
7
ЗАО "Эрпак", с. Герменчик
Деревообработка и целлюлознобумажная промышленность
4,560
4,600
4,650
4,700
4,740
4,787
8
ООО "Автозапчасть", г. Баксан
Машиностроение
4,800
4,700
5,000
5,100
5,200
5,300
9
ОАО "Терекалмаз", г. Терек
Машиностроение и металлообработка
3,240
3,270
3,310
3,340
3,370
3,404
10
МУП "Троллейбусное управление", г. Нальчик
Городской электрифицированный транспорт
3,500
4,100
4,300
4,700
5,100
5,500
11
ЗАО "Киево-Жураки АПК", с. Заречное, ст. Солдатская
Сельское хозяйство
3,190
3,220
3,250
3,290
3,320
3,353
12
ООО ИПК "Майский", г. Майский
Пищевая промышленность
3,180
3,210
3,240
3,280
3,310
3,343

Прогноз электропотребления энергосистемы до 2020 года, разработанный филиалом ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское Региональное Диспетчерское Управление (Северокавказское РДУ), представлен в таблице 28.

Таблица 28. Прогноз электропотребления, млн кВт*ч

№ п/п
Показатель
2014 год (факт)
2015 год
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Основной вариант (филиал ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ)

1.1
Электропотребление, млн кВт*ч
1544
1621
1630
1637
1642
1647
1654
1.2
Годовые темпы прироста, %
2,82
1,06
0,56
0,43
0,31
0,30
0,43
2
Прогноз собственного максимума нагрузки энергосистемы КБР, МВт

2.1
Электропотребление, млн кВт*ч
-
-
-
-
-
-
-
2.2
Годовые темпы прироста, %
-
-
-
-
-
-
-

Среднегодовые темпы прироста потребления электроэнергии за 2014 - 2020 годы составит 2,1 процента.

Прогноз максимума нагрузки

Прогноз максимума нагрузки на период до 2020 года представлен в таблице 29

Таблица 29. Прогноз собственного максимума нагрузки энергосистемы КБР на период до 2020 года

№ п/п
Наименование
2014 год (факт)
2015 год
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Основной вариант (филиал ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ)

1.1
Максимум нагрузки, МВт
305
310
311
312
313
314
315
1.2
Среднегодовые темпы прироста, %
5,54
1,64
0,32
0,32
0,32
0,32
0,32
2
Дополнительный вариант

2.1
Максимум нагрузки, МВт
-
-
-
-
-
-
-
2.2
Среднегодовые темпы прироста, %
-
-
-
-
-
-
-

Среднегодовые темпы прироста максимума нагрузки за 2014 - 2020 годы составят 3,0%. Предполагается, что рост потребления в 2020 года по отношению к 2014 году составит 3,3% и достигнет 315 МВт.

4.3. Прогноз выработки тепловой энергии

Прогноз выработки тепловой энергии по Кабардино-Балкарской Республике на период до 2019 года приведен в таблице 30.

Таблица 30. Прогноз выработки тепловой энергии на 2014 - 2019 годы

№ п/п
Наименование
2014 год
2015 год
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
1
2
3
4
5
6
7
8
1
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
1412,1
1351,3
1358,0
1361,5
1365,7
1371,8
2
Абсолютный прирост выработки тепловой энергии, тыс. Гкал
6,6
6,7
6,8
3,5
4,2
6,1
3
Среднегодовые темпы прироста, %
0,5
0,5
0,5
0,3
0,4
0,5

Представленный прогноз не учитывает возможного колебания среднегодовых температур и мероприятий по энергосбережению.

4.4. Перечень планируемых к строительству и выводу
из эксплуатации генерирующих мощностей

Кабардино-Балкарская Республика характеризуется развитой гидрографической сетью, но пока еще слабо освоенными гидроэнергетическими ресурсами, с теоретическим потенциалом в 18500,00 млн кВт*ч. Существующие предпроектные работы выявили техническую возможность строительства в республике до 50 ГЭС. Возможная энергетическая отдача этих объектов в зависимости от схем энергетического использования водотоков оценивается до 2,0 ГВт, с выработкой электроэнергии до 8500,00 млн кВт*ч.
Основным объектом гидроэнергетического строительства в регионе является строительство гидравлических станций на р. Черек, как обладающей наиболее высоким потенциалом гидростроительства. В соответствии с инвестиционной программой ОАО "РусГидро" закончено строительство пускового комплекса первой и второй очереди каскада Нижне-Черекских ГЭС - Аушигерской ГЭС и Кашхатау ГЭС. Инвестиционная программа ОАО "РусГидро" предусматривает до 2016 года дальнейшее освоение потенциала р. Черек, а также строительство других ГЭС:
Зарагижская ГЭС. Планируется завершение строительства и ввод в эксплуатацию Зарагижской ГЭС на р. Черек у с. Псыгансу. Установленная мощность - 30,6 МВт, среднегодовая выработка 114,00 млн кВт*ч. Схема работы станции по водотоку на использованном стоке Аушигерской ГЭС. Ввод в эксплуатацию планируется в конце 2015 года.
Верхне-Балкарская ГЭС. Приостановлено строительство Верхне-Балкарской ГЭС на р. Черек Балкарский у с. Верхняя Балкария. Установленная мощность - 29,6 МВт, среднегодовая выработка - 114,00 млн кВт*ч. Схема работы станции по водотоку без создания водохранилища. Строительные работы выполнены более чем на 20%. Сроки окончания строительства и ввода в эксплуатацию не определены.
Таким образом, только одна станция (Зарагижская ГЭС) вошла в инвестиционную программу ОАО "РусГидро". При этом строительство Верхне-Балкарской ГЭС в настоящее время приостановлено из-за отсутствия финансирования.
ГЭС "Голубое озеро". Планируется строительство ГЭС "Голубое озеро" на р. Черек Балкарский, в 3 км южнее озера Чирик-Кель (Голубое озеро). Установленная мощность - 110,0 МВт, среднегодовая выработка - 317,00 млн кВт*ч. Схема работы станции по водотоку без создания водохранилища. Предварительная полная стоимость строительства - 6800,00 млн руб. Инвестор по данному проекту не определен.
Каскад Курпских ГЭС. Планируется строительство каскада Курпских ГЭС на р. Терек, состоящего из трех ГЭС, мощностью по 61,33 МВт. Суммарная установленная мощность - 184,0 МВт, среднегодовая выработка - 1018,00 млн кВт*ч. Схема работы станции по водотоку без создания водохранилища. Предварительная полная стоимость строительства - 17960,00 млн руб. Инвестор по данному проекту не определен.
Жанхотекская ГЭС. Планируется строительство Жанхотекского ГЭС на р. Баксан возле с. Лашкута мощностью 100 МВт и среднегодовой выработкой 366 млн кВт*ч. Предварительная полная стоимость строительства станции - 10500 млн рублей.
Указанные станции включены в проект Схемы территориального планирования Российской Федерации в области энергетики до 2030 года.
После утверждения федеральной схемы будет решаться вопрос о финансировании строительства гидроэлектростанций.
Вводы мощностей по умеренному варианту представлены в таблице 31.

Таблица 31. Перечень новых и расширяемых энергоблоков (электростанций) в КБР до 2019 года

№ п/п
Наименование электростанции
Номер блока
Принадлежность к компании
Год ввода
Обоснование необходимости ввода
Выводимая мощность, МВт
Удельные капиталовложения (ориентировочная стоимость строительства)
1
2
3
4
5
6
7
8
2
Зарагижская ГЭС
ГА-1
ОАО "РусГидро"
2015
Инвестиционная программа ОАО "РусГидро" на 2012 - 2014 годы
10,2
62,15 тыс. руб./кВт (1790,00 млн руб.)
ГА-2
10,2
ГА-3
10,2



К 2019 году по умеренному варианту развития выработка на территории Кабардино-Балкарской Республики будет достигать 40 - 45% от общего прогнозного потребления, что можно увидеть из таблицы 32.

Таблица 32. Прогнозная структура выработки электроэнергии на территории КБР (оптимальный вариант развития), млн кВт*ч

№ п/п
Наименование электростанции
Годы
2014
2015
2016
2017
2018
2019
1
2
3
4
5
6
7
8
1
Баксанская ГЭС
119,200
119,200
119,200
119,200
119,200
119,200
2
Мухольская ГЭС
4,850
4,850
4,850
4,850
4,850
4,850
3
Акбашская ГЭС
2,450
2,450
2,450
2,450
2,450
2,450
4
ГЭС 3 на канале "Баксан-Малка"
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
13,500
5
Аушигерская ГЭС
220,000
220,000
220,000
220,000
220,000
220,000
6
Кашхатау ГЭС
210,000
210,000
210,000
210,000
210,000
210,000
7
Зарагижская ГЭС
0,000
0,000
114,000
114,000
114,000
114,000
8
Блок-станции (ОАО "Гидрометаллург", ООО "Росс-Спирт")
2,300
2,300
2,300
2,400
2,500
2,500
9
Всего:
572,3
572,3
686,3
686,4
686,5
686,5

Для выдачи мощности Зарагижской ГЭС в энергосистему Кабардино-Балкарской Республики построено:
двухцепная ВЛ 110 кВ протяженностью 0,7 км, подключенную в рассечку существующей ВЛ 110 кВ № 191 "Кашхатау-Псыгансу";
сооружение при Зарагижской ГЭС ПС 110/6 кВ мощностью 225 МВА для обеспечения выдачи полной мощности станции, а в случае выхода из строя одного из трансформаторов обеспечить его взаимозаменяемость из трансформаторного парка каскада ГЭС.
Кроме электросетевого строительства напряжением 110 кВ, для обеспечения резервного питания собственных нужд проектируемой Зарагижской ГЭС потребителя I категории надежности электроснабжения и нагрузок главного водозаборного сооружения на обводном канале отводящего деривационного канала Аушигерской ГЭС введена в эксплуатацию ВЛ 10 кВ "Аушигерская ГЭС - Зарагижская ГЭС" протяженностью 6 км.
Для выдачи мощности Верхне-Балкарской ГЭС в энергосистему Кабардино-Балкарской Республики, в случае продолжения строительства, требуется выполнить:
строительство от ОРУ 110 кВ Верхне-Балкарской ГЭС двухцепной ВЛ 110 кВ протяженностью порядка 35,0 км, подключенную к ОРУ 110 кВ Кашхатау ГЭС;
сооружение при Верхне-Балкарской ГЭС ПС 110/6 кВ мощностью 230 МВА, чтобы каждый из силовых трансформаторов смог обеспечить выдачу полной мощности станции в случае выхода из строя одного из трансформаторов.
В таблице 33 представлены гидравлические станции, которые могут быть потенциально построены на реках Кабардино-Балкарской Республики. Совокупная установленная мощность нового строительства может достигнуть около 2 ГВт. Наибольшим гидроэнергетическим потенциалом обладают реки Черек, Малка и Баксан.

Таблица 33. Гидравлические станции, которые могут быть потенциально построены на реках КБР

№ п/п
Наименование
Мощность, МВт
Выработка эл. эн., млн кВт*ч
Предполагаемые годы начала строительства
Река
Бассейн реки
1
2
3
4
5
6
7
1.
Баксанский район
1.1
МГЭС № 1
4,0
15,0
2016 - 2017
канал "Баксан-Малка"
Баксан
1.2
МГЭС № 3
4,0
15,0
2018 - 2019
канал "Баксан-Малка"
Баксан

Всего:
8,0


-
-
2.
Зольский район
2.1
Сармаковская ГЭС
24,0
92,0
2018 - 2019
Малка
Малка
2.2
Каменномостская ГЭС
16,0
61,0
2018 - 2019
Малка
Малка
2.3
Каменномостская ГЭС-2
8,0
30,0
2016 - 2017
Малка
Малка
2.4
Хабазская ГЭС
22,0
84,0
2018 - 2019
Малка
Малка
2.5
Большой Лахран ГЭС
27,6


Малка
Малка
2.6
Долина нарзанов ГЭС
3,5
14,0
2018 - 2019
Малка
Малка
2.7
Джилы-Су ГЭС
0,5
3,0
2018 - 2019
Малка
Малка
2.8
Шау-Кол ГЭС № 1
15,0


Шау-Кол
Малка
2.9
Шау-Кол ГЭС № 2
25,0


Шау-Кол
Малка
2.10
Кичмалкинская ГАЭС
360,0


Кичмалка
Малка
2.11
Шау-Кол ГЭС-ГАЭС
100,0


Шау-Кол
Малка

Всего:
601,6


-
-
3.
Лескенский район
3.1
Урухская МГЭС
11,1
40,0
2018 - 2019
Урух
Урух
3.2
Хазнидон ГЭС-1
5,1
18,0
2018 - 2019
Хазнидон
Урух
3.3
Хазнидон ГЭС-2
5,1
18,0
2018 - 2019
Хазнидон
Урух
3.4
Хазнидон ГЭС-3
5,3
17,0
2018 - 2019
Хазнидон
Урух
3.5
Хазнидон ГЭС-4
5,3
17,0
2018 - 2019
Хазнидон
Урух

Всего:
31,9


-
-
4.
Терский район
4.1
Акбашская ГЭС
0,8
5,0
2016 - 2017
Акбашский канал
Терек
4.2
Акбашская ГЭС
1,5
9,0
2016 - 2017
Акбашский канал
Терек
4.3
Малокабардинская ГЭС
5,0


Малокабардинский ОК
Терек
4.4
Курпская ГЭС-1
61,3


Терек
Терек
4.5
Курпская ГЭС-2
61,3


Терек
Терек
4.6
Курпская ГЭС-3
61,3


Терек
Терек

Всего:
191,2


-
-
5.
Урванский район
5.1
Псыгансу ГЭС-1
3,7
15,0
2018 - 2019
Черек
Черек
5.2
Псыгансу ГЭС-2
3,7
15,0
2018 - 2019
Черек
Черек

Всего:
7,4


-
-
6.
Чегемский район
6.1
Булунгу ГЭС
3,3
12,0
2018 - 2019
Чегем
Чегем
6.2
Средне-Чегемская ГЭС № 1
3,2
12,0
2018 - 2019
Чегем
Чегем
6.3
Средне-Чегемская ГЭС № 2
3,2
12,0
2018 - 2019
Чегем
Чегем
6.4
Нижне-Чегемская ГЭС
1,0
4,0
2018 - 2019
Чегем
Чегем
6.5
Верхне-Чегемская ГЭС
0,7
3,0
2018 - 2019
Чегем
Чегем
6.6
Лечинкайская ГЭС
3,0
12,0
2016 - 2017
Чегем
Чегем

Всего:
14,4


-
-
7.
Черекский район
7.1
Кара-Су ГЭС
5,0
25,0
2018 - 2019
Карасу
Черек
7.2
Жемталинская ГЭС
6,4


Жемтала
Черек
7.3
Мухольская ГЭС № 2
1,8
6,0
2018 - 2019
Черек Балкарский
Черек
7.4
Чайнашки ГЭС
13,8


Чайнашки
Черек
7.5
Ишкырты ГЭС
15,0


Ишкырты
Черек
7.6
Голубое озеро ГЭС
110,0


Черек Балкарский
Черек
7.7
Балкарская ГЭС
87,0


Черек Балкарский
Черек
7.8
Высокогорная ГЭС
100,0


Черек Балкарский
Черек
7.9
Черекская ГЭС
94,0


Черек Балкарский
Черек
7.10
Безенгийская ГЭС
70,0


Черек Безенгийский
Черек

Всего:
503,0


-
-
8.
Эльбрусский район
8.1
Адыр-Су ГЭС
24,0
99,0
2018 - 2019
Адыр-Су
Баксан
8.2
Донгуз-Орун-Кель ГЭС
3,5


Баксан
Баксан
8.3
Адыл-Су ГЭС № 1
5,0


Адыл-Су
Баксан
8.4
Адыл-Су ГЭС № 2
4,6


Адыл-Су
Баксан
8.5
Адыл-Су ГЭС № 3
2,9


Адыл-Су
Баксан
8.6
Тютю-суу
5,3
14,0
2016 - 2017
Тютю-суу
Баксан
8.6
ТВМК ГЭС № 1
0,55


на ГТС НЭН
Баксан
8.7
ТВМК ГЭС № 2
0,55


на ГТС НЭН
Баксан
8.8
ТВМК ГЭС № 3
0,5


на ГТС НЭН
Баксан
8.9
Былымская ГЭС
85,0


Баксан
Баксан
8.10
Былымская ГЭС № 1
0,5


на напорно-оросительном водоводе
Баксан
8.11
Жанхотекская ГЭС
100,0


Баксан
Баксан
8.12
Верхне-Баксанская ГЭС
86,0


Баксан
Баксан
8.13
Тырныаузская ГЭС
80,0


Баксан
Баксан
8.14
Юсеньги ГЭС-ГАЭС
100,0


Шхельда
Баксан

Всего:
498,4


-
-
9.
Итого:
1855,9


-
-

Карта-схема генерирующих мощностей, которые могут быть потенциально построены на реках Кабардино-Балкарской Республики в 2015 - 2019 годах представлена на схеме 3.

Схема 3



4.5. Прогноз возможных объемов развития энергетики на основе
использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ)

Ветровая энергетика

Ветер как источник энергии является одним из направлений получения дешевой электроэнергии. Постоянное присутствие в атмосфере из-за движения воздушных масс, позволяет избежать сложных устройств по передачи его кинетической энергии. В то же время ветер имеет переменчивый характер и неравномерность распределения воздушного давления. Для повышения эффективности ветровых установок необходимо аккумулировать выработанную ими энергию с последовательной ее реализацией. Количество вырабатываемой электроэнергии, которое может быть получено от ветра, зависит от градиента скорости, на величину которой влияет характер поверхности земли, и аэродинамической эффективности ротора.
Согласно данным наблюдений метеорологической службы при скорости ветра меньше 10 км/ч дальнейшие разработки в развитии ветровой энергетики для данной местности являются неактуальными. Следует искать участки, на которых скорости ветра выше средних скоростей за счет топографических условий. Любые данные, полученные через метеослужбу, пригодны только для проработки основных решений. Каждый конкретный участок может иметь ветровые характеристики, отличные от тех, что дает метеослужба, так как этот участок и метеостанция находятся в различных топографических условиях.
Для принятия решения о начале развития ветровой энергетики необходимо учесть результаты наблюдений непосредственно на участке, предполагаемого строительства, продолжительность которых должна быть, как правило, не менее двух лет. Наблюдение следует проводить в разных точках участка и на разных отметках (высотах). Наблюдения, проведенные на различных высотах, позволяют оценить постоянство ветровых характеристик. При большом "разбросе" результатов наблюдений чем большей переменчивостью и турбулентностью характеризуется ветер, тем выбранный участок менее пригоден для строительства ветряной электрической станции.
Кроме того, основными данными для разработки проектной документации ветровых установок необходимо использование данных, занесенных в Ветроэнергетический кадастр (система учета (свод данных) ветроэнергетических ресурсов, представляющих собой совокупность объективных и необходимого количества сведений, характеризующих режим скорости ветра в той или иной местности). На основании этой системы можно судить о будущей производительности и режиме работы ветроэнергетических агрегатов.
В Кабардино-Балкарской Республике ветроэнергетический кадастр отсутствует, каких-либо конкретных изысканий на этот счет не проводилось, в связи с чем не представляется возможным говорить о конкретных площадках для строительства ветреных электрических станций и их энергетическом потенциале.
На данном этапе актуальным становится организация проведения системных исследований по оценке ветроэнергетического потенциала Кабардино-Балкарской Республики.

Биотопливо

Биомассу разделяют на две группы: бытовые и производственные отходы, лес и сельскохозяйственные культуры, специально выращенные для получения органического топлива. В то же время ликвидация как органических, так и неорганических отходов (использованная биомасса, солома, щепа, мусор) представляет собой серьезную проблему с точки зрения охраны окружающей среды. Основными источниками образования биологических отходов являются города и населенные пункты, сельскохозяйственное производство, деревообрабатывающая и пищевая промышленность.
Для получения топлива из биомассы используют специальные сельскохозяйственные культуры, такие как сахарный тростник, рапс и др. В республике наиболее перспективно выращивание рапса с его дальнейшей переработкой в рапсовое масло.
В Кабардино-Балкарском государственном аграрном университете им. В.М. Кокова проводились исследования на кафедре растениеводства фермерского хозяйства с пятипольным севооборотом. Урожайность достигала 2 т/га семян рапса, из которых по экструзивной технологии производится 13,2 т масла и 26,8 т жмыха. Таким образом, с одного гектара в климатических условиях равнинной части КБР получали до 660 кг рапсового масла, теплота сгорания которого примерно такая же, как и у дизельного топлива. В настоящее время острая необходимость в развитии данного направления энергетики отсутствует, но тем не менее необходимо проведение дополнительных исследований по оценке использования энергии биомассы. Предпосылки для этого имеются, так как проведенные в последние годы исследования повысили эффективность выращивания и переработки рапса.

Геотермальные воды

В число наиболее перспективных районов для поиска, разведки и использования глубинного тепла наряду с полуостровом Камчатка, островами Курильской гряды, Западной Сибири, относится и Северный Кавказ. На территории Кабардино-Балкарской Республики геотермальные воды использовались давно. В 1955 году на южной окраине г. Нальчика в центре курортного лесопарка была пробурена скважина № 1-Р, которая дала геотермальную воду. Затем были пробурены скважины № 2-Р и № 3-Р. Однако системное изучение запасов геотермальных вод началось в 1963 году и продолжалось до 1968 года.
В течение нескольких лет геотермальная вода скважины 1-Р использовалась для отопления теплиц и корпуса № 1 санатория "Эльбрус", а также в гигиенических душевых. Геотермальная вода с температурой 78°C направлялась в теплообменные аппараты теплиц, а затем в теплообменные аппараты горячего водоснабжения и ванные отделения, т.к. она использовалась в лечебных целях. В дальнейшем по мере расширения санатория от этой схемы отказались, и вся геотермальная вода этой скважины стала использоваться в бальнеологии без отбора тепла на теплоснабжение.
Использование для теплоснабжения геотермальных вод с температурой 50 - 80°C, которая довольно часто встречается в районах республики, для ее более эффективного применения научными исследованиями в этом направлении рекомендована необходимость повышения температуры воды до 95°C и выше. Не опровергая экономическую целесообразность такого нагрева, следует отметить, что его осуществление значительно усложняет работу и эксплуатацию системы геотермального теплоснабжения, т.к. приходится устанавливать пиковые котельные или тепловые насосы, которые в этом новом качестве еще плохо освоены. Эксплуатация этих дополнительных устройств оказывается периодической, поскольку зависит от погодных условий.
Работы, проведенные в нашей стране, а также зарубежный опыт показывают возможность создания эффективных геотермальных станций для получения тепловой и электрической энергии при использовании теплоты горных пород на глубине порядка 244 км.
Применение геотермальных вод в Кабардино-Балкарской Республике сдерживается из-за отсутствия детальных проработок технического и технологического характера. Отсутствуют технические решения по созданию теплиц, парников и т.п., рекомендации по применению сантехнического оборудования, труб, обладающих антикоррозионными свойствами. Для решения всех этих вопросов необходимо принятие комплексных мер:
разработать по каждому разведанному месторождению геотермальных вод перспективный план их использования;
принять меры по дооборудованию и вводу в действие скважин, не эксплуатируемых в настоящее время по различным причинам;
завести учет всех скважин, т.к. для правильной эксплуатации геотермальных вод большое значение имеет состояние скважин;
при планировании геологических исследований предусмотреть увеличение объема детальных разведок, т.к. важным фактором широкого использования геотермальных вод является увеличение количества утвержденных запасов по промышленным категориям.
Без выполнения указанных мероприятий строительство геотермальных установок в настоящее время не является актуальным.

Солнечная энергия

При существующем в настоящее время ценообразовании на тепловую и электрическую энергию альтернативную себестоимость энергоносителя и приемлемые сроки окупаемости имеют только системы солнечного горячего водоснабжения (ГВС), под которыми понимаются системы, использующие солнечную энергию для нагрева воды и обеспечивающие частичное или полное покрытие нагрузки ГВС потребителя.
Проектирование гелиоустановок начинается с определения достоверных значений интенсивности солнечной радиации, которая на границе верхних слоев атмосферы Земли составляет в среднем 1395 Вт/м2. Данное значение, называемое солнечной постоянной, может изменяться в зависимости от солнечной активности и на при изменении расстояния между Землей и Солнцем. Интенсивность солнечной радиации на поверхности Земли зависит от длины пути через атмосферу и определяется географическим положением точки измерения, а также ее высотой над уровнем моря.
Солнечная радиация представляет собой электромагнитное излучение, которое по длине волны подразделяется на три области: ультрафиолетовую, видимого света и инфракрасную. Поглощение, рассеивание и отражение лучей атмосферой значительно уменьшает интенсивность солнечной радиации. Большая часть коротковолнового излучения рассеивается водяными парами, находящимися в атмосфере, поэтому количество солнечной радиации, достигающей земной поверхности, зависит от состояния атмосферы. Интенсивность солнечной радиации, получаемой земной поверхностью, также зависит от высоты над уровнем моря: чем она выше, тем больше солнечная радиация. Горизонтальные поверхности получают почти в два раза больше энергии, чем вертикальные поверхности.

Таблица 34. Солнечная радиация (прямая и рассеянная) на горизонтальную поверхность при безоблачном небе по месяцам по территории КБР, МДж/м2

№ п/п
Наименование месяца
Солнечная радиация, МДж/м2
1
2
3
1
Январь
261
2
Февраль
365
3
Март
603
4
Апрель
724
5
Май
872
6
Июнь
889
7
Июль
886
8
Август
768
9
Сентябрь
619
10
Октябрь
465
11
Ноябрь
308
12
Декабрь
234
13
Итого за год:
6994

При определении технического и экономического показателей работы гелиоустановок целесообразно использовать усредненную за определенный период интенсивность солнечной радиации, так как эффективность гелиоустановок не зависит от распределения радиации в течение дня, важна ее общая сумма. Для проектирования гелиоустановок в Кабардино-Балкарской Республике необходимо выполнить исследования по получению достоверных значений солнечной радиации по всей ее территории, а не только данные о солнечной радиации с территорий, где имеется метеостанция. Соответствующие данные пока только для Нальчика, но они не характерны для других населенных пунктов (применимы для ровного рельефа). Поэтому необходимо получить и проанализировать данные за 10 последних лет наблюдений со всех имеющихся в регионе метеостанций.
Только после таких исследований можно приступить к большим проектам, таким, как строительство солнечно-тепловых котельных, анализ работы которых на современном этапе показывает их достаточно высокую эффективность как в части экономии топлива и обеспечения экологической безопасности, так и по капитальным затратам. Это могут быть как новые котельные, так и модернизация уже действующих котельных с установкой солнечных коллекторов на их плоских крышах и специальных эстакадах.
В Кабардино-Балкарской Республике солнечная энергия для теплоснабжения не использовалась никогда, в связи с этим отсутствует необходимый банк данных, тем не менее для дальнейших исследований наибольший интерес представляет прямое использование солнечной радиации для обеспечения ГВС.
В соответствии с климатическими условиями в КБР на 4,2 м2 горизонтальной поверхности при безоблачном небе за год поступает 29,3 МДж солнечной энергии, что равноценно 1 кг условного топлива. При коэффициенте использования солнечной энергии, равной 0,25 площади коллектора, для получения 29,3 МДж тепловой энергии должна составлять 16,8 м2.
В некоторых зонах республики (с. Былым, с. Булунгу, с. Верхняя Балкария, с. Хабаз, с. Эльбрус) значительное число солнечных дней в году. Поэтому при строительстве зданий и сооружений необходимо предусмотреть использование солнечной энергии для нужд ГВС.

4.6. Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше

Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше согласно Инвестиционной программе Кабардино-Балкарского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" и Инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" представлены в таблице 35.

Таблица 35. Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше на период до 2019 года

Наименование ЛЭП
Ном. U
Протяженность, км
Марка и сечение провода/ кабеля
Год ввода
Источники информации
Примечание
ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко
330
68 (2,44 км заход)
2*АС-300
2014
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Заход ВЛ 330 кВ Черкесск - Баксан на ПС 330 кВ Ильенко с образованием новых ВЛ
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2
330
63,7
2*АС-300
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг./ ПД по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск-Моздок с ПС 500 кВ Моздок"
Заходы ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 500 кВ Алания (Моздок) с образованием 2-х новых ВЛ 330 кВ
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС-Кашхатау
110
11,4
АС-185
2015
ТУ на ТП от 13.09.2013 с изм. ДТП № 762/2013 от 08.10.2013
Заход ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191) на Зарагижскую МГЭС с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу
110
7,5
АС-185
2015
ВЛ 110 кВ Восточная - Дубки
110
2,6
АС-120
2015
ТУ от 16.12.2010, ДТП № 508/2011 от 26.08.2011
Заход ВЛ 110 кВ Дубки - Искож (Л-101) на ПС 110 кВ Восточная с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Восточная - Искож
110
4,3
АС-120
2015
ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2
330
144
2*АС-300
2016
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг. / ИП ФСК 2014 - 2018
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Трудовая
110
46
АС-120
2017
ТУ на ТП от 18.06.2013/ДТП № 345/ТП-М5
Новое строительство. Электроснабжение потребителей НПС ОАО Черномортранснефть (ПС 110 кВ Трудовая в Ставропольском крае)

Таблица 36. Перечень объектов, включенных в утвержденную инвестиционную программу КБФ ОАО "МРСК Северного Кавказа" 2015 - 2019 гг.

№ п/п
Наименование объекта
год включения в ИПР
км/шт ТП в 2015 г.
км/шт ТП в 2016 г.
км/шт ТП в 2017 г.
км/шт ТП в 2018 г.
км/шт ТП в 2019 г.
1
Реконструкция ВЛ 110 кВ Л-87 от ПС "Нарткала" до ПС "Прохладная"
2015
10,33 км




2
Реконструкция ВЛ - 110 кВ Л-8 ПС "ПТФ"-ПС "Нарткала"
2019





3
Реконструкция ВЛ - 110 кВ Л-39 ПС "СКЭП"-ПС "Нальчик"
2015

2,5 км



4
Реконструкция ВЛ - 35 кВ Л-477 "Прохладная-1- Ново-Полтавская"
2018





5
Реконструкция ВЛ - 35 кВ Л-479 "Саратовская-Солдатская"
2018





6
Реконструкция ПС 110/6 кВкВ "Водозабор" с заменой АБ, ОРУ 110 кВ с заменой строительной части. И замена Т-1 6.3 МВА на 10 МВА, Т-2 6.3 МВА на 10 МВА
2016/2017





7
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Адыл-Су" с заменой Т-1 6.3 МВА на 10 МВА и Т-2 6.3 МВА на 10 МВА, с заменой КРУН, МВ
2015 - 2017





8
Реконструкции ПС 110/35/10 кВ "Кахун" с заменой АБ и ЩПТ
2016





9
Реконструкции ПС 110/35/10 кВ "Ст. Лескен" с заменой АБ и ЩПТ
2016





10
Реконструкции ПС 110/35/10 кВ "Залукокоаже" с заменой АБ и ЩПТ
2015





11
Реконструкции ПС 110/35/10 кВ "Псыгансу" с заменой АБ и ЩПТ
2017





12
Реконструкции ПС 110/35/10 кВ "Заводская" с заменой АБ и ЩПТ
2017





13
Реконструкции ПС 110/35/10 кВ "Баксан-110" с заменой АБ и ЩПТ
2017





14
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Нарткала" (1 этап до 2018; 2 этап до 2020)
2018/2019





15
Реконструкция ПС 110 кВ "СКЭП" (с заменой ТТ в ячейке секционного выключателя 110 кВ)
2015





16
Реконструкция ПС 110 кВ "Долинск" (2 ячейки)
2019





17
Реконструкция ПС 35/0,4 "Чалмас"
2015





18
Реконструкция ПС 35/10 кВ "Чегет"
2018/2019





19
Вынос из городской черты ВЛ - 35 кВ "Терек-1" -"Терек-2"
2015





20
Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Долинск. (техприсоединение ИП Абазов договор № 227/2011 от 06.06.2011)
2015





21
Реконструкция ПС "Ново Полтавская "(техприсоединение ООО "Тлепш" договор ТП № 657/2013 10.09.2013)
2017





22
Реконструкция ПС 110 кВ "СКЭП" (техприсоединение ООО "Дисана" договор ТП № 735/2013 26.09.2013)
2017





23
Реконструкция ПС 110 кВ "Заводская" (техприсоединение ООО "СВ-ЮГ" договор ТП № 734/2013 26.09.2013)
2017





24
Строительство ВЛ 1 - 20 кВ для нужд техприсоединения
2015 - 2019
1/10
1/10
1/10
1/10
1/10
25
Строительство ВЛ 0.4 кВ для нужд техприсоединения
2015 - 2019
0/8
0/8
0/8
0/8
0/8
26
Реконструкция ВЛ 6 - 10 кВ замена провода
2015 - 2019
14,57 км
19,32 км
23,99 км
18,17 км
15,96 км
27
ЛЭП-0,4; замена опор, установка СИП
2015 - 2019
16,02 км
29,4 км
23,02 км
27,14 км
24,66 км
28
Реконструкция ТП 6, 10/0,4 кВ: замена трансформаторов, КТП
2015 - 2019
21 шт
50 шт
30 шт
54 шт
31 шт
29
Строительство распредсетей 0,4/6/10 кВ
2015 - 2019
12,31 км
15,78 км
27,37 км
10,93 км
11,12 км
30
Реконструкция ПС 110 Майская с УРЗА на ВЛ 110 кВ № 85
2019





31
Реконструкция ПС 110 кВ "Ст. Лескен" (УРЗА на ВЛ 110 кВ Л-10 ПС "Ст. Лескен" - ПС "Псыгансу")
2016





32
Реконструкция ПС Прохладная-1 с УРЗА на ВЛ-110 кВ Л-88
2019





33
Реконструкция ПС "Нальчик-110" с УРЗА на ВЛ 110 кВ Л-99 ПС "Нальчик-110" - ПС "Прохладная-2"
2019






На сегодняшний день в связи с политикой сдерживания темпов роста тарифа на услуги по передаче электрической энергии для конечных потребителей, идет согласование корректированной инвестиционной программы Кабардино-Балкарского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" на 2015 - 2020 годы с существенным снижением источников финансирования.

4.7. Сводные данные по инвестиционным проектам

Реализованные в 2014 году и предлагаемые к реализации инвестиционные проекты представлены в таблице 37.

Таблица 37. Перечень наиболее энергоемких инвестиционных проектов на территории КБР на период до 2019 года

№ п/п
Наименование заявителя
Наименование объекта присоединения
Присоединяемая мощность нагрузки, МВт (ЗМ)
Заявленные сроки ввода по годам (этапам)
Варианты схемы подключения
1
ООО "КабБалкАгро"
Тепличный комплекс в Баксанском районе
2,2
2014
ПС 110 кВ Баксан-110
2
ГУ 2-й центр заказчика-застройщика ВВ МВД по Северо-Кавказскому региону РФ в/ч № 6895
Военный городок ("Нальчик-20") в Чегемском районе
3,2
2014
ПС 110 кВ Нальчик-110
3
ООО "Дея"
ТРЦ "Дея" г. Нальчик
0,75
2014
ПС 110 кВ СКЭП
4
ООО "Агро-Ком"
Тепличный комплекс с. Кишпек
1
2014
ПС 110 кВ Баксан-110, ПС 110 кВ Чегем-2
5
ЗАО "ЭРПАК"
Завод по производству бумаги и картона в с. Герменчик Урванского района
0,8
2014
ПС 110 кВ Герменчик
6
Министерство строительства и архитектуры КБР
Спорткомплекс
0,8
2014
ПС 110 кВ Долинск
7
ИП Абазов
Торговый центр в г. Нальчике
0,76
2015
ПС 110 кВ Долинск
8
ООО "Майский мукомольный завод"
Тепличный комплекс в г. Майском
3
2015
ПС 110 кВ Котляревская
9
ООО "Каббалкгипс"
Завод по производству гипсовых вяжущих смесей в г. Тырныаузе
6,56
2015
Проектируемая ПС 110 кВ Каббалгипс
10
ООО "Стрит"
Жилые дома на 750 квартир в г. Нальчике по ул. Байсултанова
3
2015
ПС 110 кВ Долинск
11
ООО "Стрит"
Жилые дома на 1000 квартир в г. Нальчике по ул. Тарчокова
4
2015
ПС 110 кВ Долинск
12
ГКП КБР "Дирекция единого заказчика"
Микрорайон "Восточный" в г. Нальчике
25
2015
Проектируемая ПС 110 кВ Восточная
13
ООО "Этана"
Строительные площадки завода чистых полимеров в Майском районе
1,7
2015
ПС 110 кВ Котляревская
14
ООО "Этана"
Завод чистых полимеров в Майском районе
10,6
2016
Проектируемая ПС 110 кВ Этана
15
ООО СП "Джеха"
Мебельная фабрика г. Баксан
1,5
2016
ПС 110 кВ Баксан-110
16
ООО "Кабардино-Балкарский хладокомбинат"
Фруктохранилище г. Нальчик
3
2016
ПС 110 кВ Кызбурун
17
ООО "Дисана"
Торговый комплекс в г. Нальчик
0,7
2017
ПС 110 кВ СКЭП
18
ООО "Тлепш"
Жилые дома в с. Прималкинское
1
2017
ПС 110 кВ Прохладная-1 (ПС 35 кВ Ново-Полтавская)

Совокупный размер присоединяемой по перечисленным объектам мощности оценивается в 70 МВт (данные КБФ ОАО "МРСК Северного Кавказа").
Самым крупным проектом является строительство горнолыжного курорта "Эльбрус-Безенги". Курорт будет включать две зоны "Безенги" и "Чегем" в Черекском и Чегемском районах, а также "Эльбрус" - в Эльбрусском и Зольском районах (данные взяты из Концепции создания туристического кластера в СКФО Краснодарского края и Республики Адыгея, разработанной ОАО "Курорты Северного Кавказа" в 2012 году).
Потребность курорта в электроэнергии рассчитывается в соответствии с нормативами по горнолыжной инфраструктуре исходя из основных показателей по курортной деревне по проекту-аналогу и технологической части мастер - плана.
Расчет потребностей курортного поселка Безенги в электроэнергии приведен в таблице 38.
Потребность канатных дорог в электрической мощности составит 12,915 МВА, а для системы искусственного оснежения будет необходимо 12,550 МВА. Летом система искусственного оснежения будет использоваться для целей полива склонов с загрузкой 15 процентов.
Показатели курортного поселка Чегем можно рассматривать как полностью аналогичные соответствующим энергетическим характеристикам курортного поселка Безенги.

Таблица 38. Расчет потребности курортного поселка Безенги в электроэнергии

№ п/п
Потребитель
Количество
Установленная (удельная) мощность, кВт
Коэффициент использования
Коэффициент совпадения, max
Коэффициент активной мощности
Расчетная мощность, кВА
1
Номерной фонд, в том числе для персонала (мест)
9220
0,460
1,0
0,8
0,95
3571,50
2
Оздоровительно-развлекательный центр
1
1500,000
0,9
0,7
0,9
1050,00
3
Администрация курортного поселка, прокат инвентаря,
3700
199,800
0,7
0,8
0,9
124,30
4
Кинотеатры, кафе, клубы (мест)
753
346,500
0,7
0,8
0,9
215,60
5
Рестораны (мест)
2700
0,860
1,0
0,7
0,95
1710,90
6
Освещение внутренней территории (м)
6000
0,015
1,0
1,0
0,85
105,90
7
Инфраструктура (15% от номерного фонда)
-
-
-
-
-
437,00
8
Всего:
-
-
-
-
-
7215,00

Для расчетов необходимых ресурсов на искусственное освещение трасс за условие принимается 35 процентов трасс с освещенностью 45 лк и 5 процентов трасс с освещенностью 1400 лк для проведений спортивных мероприятий. Часть трасс (с освещенностью 45 лк) планируется использовать в летний период. Результат расчетов приведен в таблице 39.

Таблица 39. Расчет потребности электроэнергии на освещение трасс курортного поселения Безенги

№ п/п
Длина трасс, км
Из 40% освещаемых трасс
Мощность трассы 45 лк, кВА
Мощность трассы 1400 лк, кВА
Итого, кВА
освещенность 45 лк, %
освещенность 1400 лк, %







1
165
35
5
802,08
1833,33
2635,42

Среднегодовое потребление зоны Безенги и Чегем планируется в объеме 70 - 75 млн кВт*ч. Суммарные нагрузки приведены в таблице 40.

Таблица 40. Суммарная нагрузка сегмента Безенги по электрической мощности

№ п/п
Потребитель
Мощность, кВА
Протяженность, км
Приведенная мощность, МВА
Примечания
1
2
3
4
5
6
1
Курортный поселок Безенги
7215,00
1
7215,00
Вторая категория электроснабжения
2
Курортный поселок Чегем
7215,00
1
7215,00
Вторая категория электроснабжения
3
Канатные дороги
21525,00
0,6
12915,00
СИС работает либо в ночное время, либо до начала основного катания на курорте, поэтому за условие принимается нерабочее положение остальных систем горнолыжных склонов
4
Система искусственного оснежения (СИС)
20916,80
0,6
12550,10
5
Искусственное освещение трасс
2635,42
0,5
1317,70
6
Всего:
59507,30
-
41212,90
-

Для обеспечения зоны Безенги и Чегем электроэнергией в качестве сетей для присоединения планируется использовать распределительные сети Кабардино-Балкарского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа". Существующие электрические сети не доходят до границы курорта и требуют строительства новых линий и подстанции мощностью 110 кВ.
Точкой присоединения (подключения) электрических сетей курорта станет новая ПС 110 кВ Безенги, от которой планируется протяжка ВЛ 110 кВ длиной около 40 км до другой новой подстанции 110 кВ, находящейся у п. Кашхатау. Подстанция Безенги будет находиться на расстоянии 6 км от курортного поселка Безенги и в 15 км от курортного поселка Чегем.
Для приема и распределения электроэнергии по потребителям (трансформаторным подстанциям 20/0,4 кВ) предусматривается сооружение на территории курорта четырех распределяющих электричество подстанций мощностью 20 кВ. Две подстанции будут размещены в курортных поселках рядом с внутренними электро- и теплогенерирующими установками, еще две подстанции, которые будут использоваться для электроснабжения системы искусственного оснежения, канатных дорог и искусственного освещения трасс, разместятся на склонах.
Для подключения проектируемых распределительных подстанций 20 кВ подстанции 110/20/10 кВ "Безенги" предусматривается строительство воздушных кабельных линий напряжением 35 кВ до курортных поселков Безенги, Чегем и спусков. Также предполагается соединение распределительных подстанций между собой дополнительной воздушной линией напряжением 35 кВ, что позволит обеспечить дополнительную надежность системы электроснабжения. На случай аварийного отключения одной из питающих линий (источника электроснабжения) предусмотрена автоматическая частотная разгрузка - отключение наименее важных потребителей электроэнергии.
Нагрузка по потреблению тепловой энергии в курортной зоне Безенги и Чегем включает горячее водоснабжение и технологические нужды. Данные виды расходов являются круглогодичными и зависят от числа отдыхающих и количества обслуживающего персонала на курорте. Таким образом, для повышения эффективности работы системы целесообразно подбирать электрогенераторы такой мощности, при которой утилизация тепла будет сопоставима с суммарной нагрузкой на горячее водоснабжение и технологические нужды. Потребность сегмента в тепловой энергии при полной загрузке курорта составит:
для нужд горячего водоснабжения - 7,637 МВт;
для нужд отопления - 4,437 МВт.

5. Расчеты электроэнергетических режимов

В данном разделе выполнены расчеты электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики для зимнего и летнего максимумов нагрузки 2015 - 2019 годов, анализ нормальных, основных ремонтных и наиболее тяжелых послеаварийных режимов с учетом наложения на них нормативных возмущений, реконструкции существующих и ввода новых электросетевых объектов, объектов генерации и динамики изменения электрических нагрузок.
В работе рассмотрен один вариант развития электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики - "реалистический".
"Реалистический" вариант развития электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики основан на прогнозных балансовых данных ОАО "СО ЕЭС", данных по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики в утвержденных инвестиционных программах субъектов электроэнергетики и в "Схеме и программе развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 г. г.", данных утвержденных технических условий (ТУ) на технологическое присоединение к электрическим сетям потребителей, по которым заключены договоры на техприсоединение (ДТП).
Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики на 5-летний период для "реалистического" варианта развития электроэнергетики, представленный ОАО "СО ЕЭС":


ПРОГНОЗИРУЕМЫЙ ПЕРИОД
2014
2015
2016
2017
2018
2019
ЛМ
Потребление мощности, МВт
192
194
196
197
197
198
ЗМ
296
299
301
303
303
304

В соответствии с "реалистическим" вариантом развития:
В соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг., ИП ОАО "РусГидро" на 2015 - 2017 гг., ТУ на ТП Зарагижской МГЭС к энергосистеме от 13.09.2013 с изменениями (ДТП № 762/2013 от 08.10.2013) до конца 2015 года планируется завершение строительства и ввод в работу Зарагижской малой ГЭС (далее - Зарагижская МГЭС), выдача мощности которой планируется в сеть 110 кВ энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики. Подключение Зарагижской МГЭС к энергосистеме будет осуществлено по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191) на Зарагижскую МГЭС с образованием 2-х новых ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Кашхатау и ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу.
В 2015 году согласно ТУ от 16.12.2010 (ДТП № 508/2011 от 26.08.2011) для питания микрорайона "Восточный" в г. Нальчике планируется ввод в работу новой ПС 110 кВ Восточная. Питание нагрузки потребителей (25 МВт) ПС 110 кВ Восточная предполагается осуществлять от двух трансформаторов мощностью 25 МВА. Подключение ПС предполагается осуществить в рассечку ВЛ 110 кВ Дубки - Искож (Л-101) по схеме "заход-выход".
В 2015 году согласно ТУ на ТП от 16.06.2011 (ДТП № 528/2011 от 16.09.2011) для питания нагрузки потребителей завода по производству гипсовых вяжущих смесей в г. Тырныаузе ООО "Каббалкгипс" (6,56 МВт) планируется ввод в работу новой ПС 110 кВ Каббалгипс. Подключение осуществляется путем строительства отпайки от ВЛ 110 кВ Баксан - ЦРУ (Л-174), на ПС предполагается установка одного трансформатора 10 МВА.
В 2016 году согласно ТУ от 26.03.2012 с изм. от 06.10.2014 (ДТП № 233/2012 от 16.07.2012) для питания нагрузки потребителей завода чистых полимеров в Майском районе ООО "Этана" планируется ввод в работу новой ПС 110 кВ Этана. Питание нагрузки потребителей (10,6 МВт) ПС 110 кВ Этана предполагается осуществлять от двух трансформаторов мощностью 16 МВА. Подключение ПС предполагается осуществить отпайками от 2-х ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Майская (Л-85) и ВЛ 110 кВ Прохладная-Тяговая - Майская (Л-186).
Данные по вводимым (реконструируемым) объектам генерации и электросетевым объектам, подключаемым потребителям, а также прогнозы потребления мощности энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики, используемые в расчетной электрической модели на период формирования схемы и программы по "реалистическому" варианту развития, приведены в приложении № 1.
Данные по вводимым (реконструируемым) объектам генерации и электросетевым объектам, а также прогнозы потребления мощности энергосистем других субъектов Российской Федерации, входящих в состав Северо-Кавказского федерального округа, используемые в расчетной электрической модели, приведены в приложении № 2.
Карты-схемы развития энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики по "реалистическому" варианту развития на каждый год формирования программы развития приведены на рисунках (рисунки РВ-2015, РВ-2016, РВ-2017, РВ-2018, РВ-2019).
Данные по допустимым токовым нагрузкам ЛЭП и оборудования 110 кВ и выше энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики приведены в приложении № 3. При этом ограничения по допустимой токовой нагрузке ЛЭП по условиям РЗА при анализе расчетов электроэнергетических режимов не учитываются с учетом предположения, что уставки устройств РЗА будут перестроены до значений, снимающих данные ограничения.
Целями расчетов являются:
проверка достаточности пропускной способности существующих и намечаемых к строительству электрических сетей, выбор их параметров и определение условий обеспечения необходимых уровней напряжения в послеаварийных режимах;
выявление недостатка пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов ("узких мест"). Проведение анализа "узких мест", связанных с наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети;
разработка предложений в виде перечня по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест" и сводного перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, с ранжированием объектов по значимости и годам ввода;
разработка рекомендаций по созданию новых центров питания электрических нагрузок и электрических сетей 110 кВ и выше на период формирования программы развития;
разработка рекомендаций по схемам выдачи мощности планируемых к вводу электростанций, а также по схемам внешнего электроснабжения объектов, сооружаемых на территории энергосистемы на период формирования программы развития;
разработка рекомендаций в части регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше;
обоснование необходимых мероприятий по развитию электрических сетей в соответствии с результатами расчетов характерных режимов (зимнего и летнего максимумов нагрузок) на этапах развития энергосистемы на период формирования схемы и программы развития.
Расчеты электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики выполнялись исходя из следующих основных условий:
при формировании расчетных моделей использовались результаты контрольных измерений (схемы потокораспределения, мощности нагрузок и уровней напряжения) в характерные часы зимних и летних контрольных замеров;
расчетные нагрузки подстанций 110 кВ приняты для собственного максимума энергосистемы в рассматриваемые периоды;
расчетные реактивные нагрузки на шинах подстанций 110 кВ принимались на основе анализа отчетных данных, для вновь вводимых подстанций исходя из tg нагрузки 0,5;
величины межсистемных перетоков мощности, генерация электростанций, а также уровни напряжения на шинах 330 - 500 кВ подстанций увязаны с балансом мощности ОЭС Юга и расчетами по основной сети ОЭС Юга и Кабардино-Балкарской энергосистемы;
в зимние максимумы нагрузок рассмотрены нормальные схемы и послеаварийные режимы отключения одного сетевого элемента в нормальных схемах, а также послеаварийные режимы отключения одного сетевого элемента в схемах плавки гололеда одной из ЛЭП, подверженных интенсивному гололедообразованию;
в летние максимумы нагрузок рассмотрены нормальные и ремонтные схемы одного сетевого элемента, а также послеаварийные режимы отключения одного сетевого элемента в нормальных и ремонтных схемах одного сетевого элемента.
Результаты расчетов приведены в табличной и графической формах, схемы потокораспределения представлены в приложениях. В табличных формах приведены элементы электрической сети энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики, токовая загрузка которых в расчетных режимах превышает 40% от номинальной величины.

5.1. Расчеты электроэнергетических режимов
"Реалистический" вариант

В данном подразделе приведены результаты расчетов электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики в период прохождения зимних максимумов нагрузки и летних максимумов нагрузки 2015 - 2019 годов для "реалистического" варианта развития Кабардино-Балкарской энергосистемы, к рассмотрению приняты периоды зимних максимумов нагрузки 2015, 2016, 2019 годов и летних максимумов нагрузки 2015, 2017, 2019 годов, соответствующие годам ввода планируемых к строительству объектов электроэнергетики и наиболее энергоемких потребителей.
5.1.1. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики в период прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года приведены в приложении РВ-2015-ЛМ-Таблицы (в табличном виде) и приложении РВ-2015-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).
5.1.2. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2015 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2015 года приведены в приложении РВ-2015-ЗМ-Таблицы (в табличном виде) и приложении РВ-2015-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).
5.1.3. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2016 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2016 года приведены в приложении РВ-2016-ЗМ-Таблицы (в табличном виде) и приложении РВ-2016-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).
5.1.4. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики в период прохождения летнего максимума нагрузки 2017 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2017 года приведены в приложении РВ-2017-ЛМ-Таблицы (в табличном виде) и приложении РВ-2017-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).
5.1.5. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики в период прохождения летнего максимума нагрузки 2019 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2019 года приведены в приложении РВ-2019-ЛМ-Таблицы (в табличном виде) и приложении РВ-2019-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).
5.1.6. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2019 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2019 года приведены в приложении РВ-2019-ЗМ-Таблицы (в табличном виде) и приложении РВ-2019-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).


Раздел 5.2. АНАЛИЗ РАСЧЕТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ.
ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО РАЗВИТИЮ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
КАБАРДИНО-БАЛКАРСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

В данном разделе на основании проведенных в разделе 1.5 расчетов проведен анализ электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики в нормальных и основных ремонтных режимах с учетом наложения на них нормативных возмущений для "реалистического" варианта развития энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики в период 2015 - 2019 годов, в том числе:
произведена проверка достаточности пропускной способности существующих и намечаемых к строительству электрических сетей, выбор их параметров и определение условий обеспечения необходимых уровней напряжения в послеаварийных режимах;
выявлены недостатки пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов ("узких мест"). Проведен анализ "узких мест", связанных с наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети.
На основании проведенного анализа приведены предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше для "реалистического" варианта развития электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики:
разработаны предложения в виде перечня по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест" с обоснованием необходимых мероприятий по развитию электрических сетей, с ранжированием объектов по значимости и годам ввода;
разработаны рекомендации по созданию новых центров питания электрических нагрузок и электрических сетей 110 кВ и выше на период формирования схемы и программы развития;
разработаны рекомендации по схемам выдачи мощности планируемых к вводу электростанций, а также по схемам внешнего электроснабжения объектов потребителей, сооружаемых на территории энергосистемы на период формирования схемы и программы развития;
разработаны рекомендации в части регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше.

5.2.1. Анализ расчетов электроэнергетических режимов
"реалистического" варианта развития энергосистемы
Кабардино-Балкарской Республики


Предложения по развитию энергосистемы Кабардино-Балкарской
Республики в "реалистическом" варианте

5.2.2. Краткая характеристика режимно-балансовой ситуации
в период 2015 - 2019 годов

Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики граничит с энергосистемами Ставропольского края и Республики Северная Осетия-Алания.
По состоянию на момент формирования схемы и программы развития на территории Кабардино-Балкарской энергосистемы располагаются 8 электростанций: Кашхатау ГЭС, Аушигерская ГЭС, Баксанская ГЭС, ГЭС-3, Акбашская ГЭС, Мухольская ГЭС, электростанция ООО "Гидрометаллург" (ГМЗ), электростанция ООО "Стандартспирт" (НКХ). Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы - 179,5 МВт. В 2015 планируется ввод в работу Зарагижской МГЭС установленной мощностью 30,6 МВт, таким образом, в 2015 году установленная мощность электростанций энергосистемы возрастет до 210,1 МВт.
Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики имеет следующие межсистемные связи:
ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Машук;
ВЛ 330 кВ Буденновск - Прохладная-2;
ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок (Алания);
ВЛ 110 кВ Прогресс - Малка (Л-290);
ВЛ 110 кВ Машук - Залукокоаже (Л-1);
ВЛ 110 кВ Новопавловская-2 - Прохладная-2 (Л-36);
ВЛ 110 кВ Ростовановская - Прохладная-2 (Л-90);
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5);
ВЛ 110 кВ Муртазово-Тяговая - Эльхотово (Л-209) - нормально разомкнута на ПС 110 кВ Эльхотово для обеспечения объема управляющих воздействий системной автоматики отключения нагрузки (САОН) путем отключения действием ПА ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Майская (Л-85) с ПС 330 кВ Прохладная-2;
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Терек (Л-89);
ВЛ 35 кВ Терская - Терек (Л-497);
ВЛ 35 кВ Кура - Прималкинская (Л-578).
Количество межсистемных связей увеличивается к 2016 году за счет ввода в работу ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2.
Покрытие электрической нагрузки энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики осуществляется за счет источников генерации, по межсистемным ВЛ 110 кВ от Северо-Осетинской, Ставропольской энергосистем, а также от центров питания 330/110 кВ: ПС 330 кВ Баксан (два АТ по 125 МВА), ПС 330 кВ Нальчик (один АТ 125 МВА), ПС 330 кВ Прохладная-2 (два АТ по 125 МВА, в 2019 году по ИП ОАО "ФСК ЕЭС" планируется замена на два АТ по 200 МВА).
Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики работает в составе ОЭС Юга в транзитном режиме сети 330 кВ и 110 кВ, обеспечивая передачу мощности в соседние регионы.
Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики при прохождении зимнего максимума нагрузки является дефицитной по мощности (177 МВт дефицита в 2015 году, 182 МВт в 2019 году). В нормальном режиме покрытие дефицита мощности осуществляется за счет перетоков со стороны энергосистемы Ставропольского края по сети 330 кВ, 110 кВ, при этом по транзитной сети 330, 110 кВ энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики осуществляется передача мощности в дефицитную энергосистему Республики Северная Осетия-Алания.
В летний период 2015 года, до ввода в работу Зарагижской МГЭС, энергосистема Кабардино-Балкарской Республики характеризуется небольшим дефицитом мощности в 2015 году (37,1 МВт). В летний период с 2016 по 2019 год с вводом Зарагижской МГЭС дефицит мощности снижается (до 8,5 МВт в 2016 году, 10,5 МВт в 2019 году).

5.2.3. Анализ режимов работы электрической сети
напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения
летнего максимума нагрузки 2015 года

Расчеты для летнего максимума нагрузки 2015 года произведены для условий прохождения периода высоких температур наружного воздуха +30°C, когда допустимые токовые нагрузки ЛЭП по условиям нагрева проводов в зависимости от температуры окружающего воздуха имеют наименьшее значение.
В связи с проведением в летний период ремонтной кампании при проведении расчетов рассматривались наиболее тяжелые ремонтные схемы с наложением на них аварийных событий, приводящих к отключениям элементов сети 110 кВ и выше.
Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года показал, что в нормальной схеме (РВ-ЛМ-2015-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Баксан составляет по 20,5 МВА - 16% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Нальчик 58 МВА - 46% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Прохладная-2 по 51 МВА - 41% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, загрузка ЛЭП 110 кВ находится в границах длительно допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 116 - 120 кВ.
На этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года были рассмотрены следующие режимы (РВ-ЛМ-2015-2 - РВ-ЛМ-2015-27):
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3);
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100);
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Баксан;
послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан;
послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Дубки;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102);
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Эльхотово - Змейская (Л-111) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106).
Анализ послеаварийных режимов работы электрической сети 330, 110 кВ энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики в ремонтных схемах (критерии "N-2") для максимумов нагрузок летнего дня 2015 года показывает, что токовая загрузка элементов сети 110 кВ и выше, уровни напряжения в сети 110 кВ и выше находятся в границах длительно допустимых значений. Необходимость в разработке мероприятий по усилению сети отсутствует.

5.2.4. Анализ режимов работы электрической сети
напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения
зимнего максимума нагрузки 2015 года

Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики при прохождении зимнего максимума нагрузки 2015 года характеризуется ростом нагрузок, связанных в том числе с подключением новых крупных узлов нагрузки - ПС 110 кВ Восточная, подключаемой в рассечку ВЛ 110 кВ Дубки - Искож (Л-101) по схеме "заход-выход", и ПС 110 кВ Каббалкгипс, подключаемой отпайкой от ВЛ 110 кВ Баксан-330 - ЦРУ (Л-174). Расчеты для зимнего максимума нагрузки 2015 года произведены непосредственно за вводом проектируемой Зарагижской МГЭС, когда объем располагаемой выдачи мощности станций каскада Черекских ГЭС минимален (Аушигерская ГЭС - 37 МВт, Кашхатау ГЭС - 39 МВт, Зарагижская МГЭС - 30,6 МВт).
Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2015 года показал, что в нормальной схеме (РВ-ЗМ-2015-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Баксан составляет по 53 МВА - 42% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Нальчик 96 МВА - 77% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Прохладная-2 по 77 МВА - 61% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, загрузка ЛЭП 110 кВ находится в границах длительно допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 113 - 118 кВ.
На этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2015 года были рассмотрены следующие режимы (РВ-ЗМ-2015-2 - РВ-ЗМ-2015-27):
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ;
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37);
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110;
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик;
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 (Л-3);
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 при перетоке в сечении "Восток" 2300 МВт;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик;
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110;
послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан;
послеаварийный, отключение АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Ст. Лескен - Змейская (Л-5);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-109);
послеаварийный, отключение КВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-178);
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ Аушигерская ГЭС;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Птицефабрика;
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102).
В связи с тем, что КВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко проходит в зоне интенсивного гололедообразования, дополнительно рассмотрен послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в схеме отключенной (для плавки гололеда) КВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко.
Анализ послеаварийных режимов (критерий "N-1") работы электрической сети 330, 110 кВ и послеаварийных режимов работы электрической сети в ремонтных схемах (критерии "N-2") для максимумов нагрузок зимнего дня 2015 года показывает, что параметры электроэнергетического режима энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики находятся в области допустимых значений. Необходимость в разработке мероприятий по усилению сети отсутствует.

5.2.5. Анализ режимов работы электрической сети
напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения
зимнего максимума нагрузки 2016 года

Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики при прохождении зимнего максимума нагрузки 2016 года характеризуется ростом нагрузок, в том числе в связи с подключением крупного узла нагрузки - ПС 110 кВ Этана, подключаемой отпайками от 2-х ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Майская (Л-85) и ВЛ 110 кВ Прохладная-Тяговая - Майская (Л-186). Также данный период характеризуется вводом в работу вновь построенной по ИП ОАО "ФСК ЕЭС" ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2, осуществляющей передачу мощности в нормальном режиме в энергосистему дефицитной Юго-Восточной части ОЭС Юга.
Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2016 года показал, что в нормальной схеме (РВ-ЗМ-2016-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Баксан составляет по 49 МВА - 39% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Нальчик 80 МВА - 64% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Прохладная-2 по 79 МВА - 63% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, загрузка ЛЭП 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 113-118 кВ.
На этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2015 года были рассмотрены следующие режимы (РВ-ЗМ-2016-2 - РВ-ЗМ-2016-28):
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ;
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37);
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110;
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик;
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 (Л-3);
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 при перетоке в сечении "Восток" 2300 МВт;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик;
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110;
послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан;
послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Ст. Лескен - Змейская (Л-5);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-109);
послеаварийный, отключение КВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-178);
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2;
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ Аушигерская ГЭС;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Птицефабрика;
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102).
В связи с тем, что КВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко проходит в зоне интенсивного гололедообразования, дополнительно рассмотрен послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в схеме отключенной (для плавки гололеда) КВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко.
Анализ послеаварийных режимов (критерий "N-1") работы электрической сети 330, 110 кВ и послеаварийных режимов работы электрической сети в ремонтных схемах (критерии "N-2") для максимумов нагрузок зимнего дня 2016 года показывает, что параметры электроэнергетического режима энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики находятся в области допустимых значений. Необходимость в разработке мероприятий по усилению сети отсутствует.

5.2.6. Анализ режимов работы электрической сети
напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения
летнего максимума нагрузки 2017 года

Расчеты для периода прохождения летнего максимума нагрузки 2017 года произведены для условий, когда выдача мощности станций каскада Черекских ГЭС максимальна (Аушигерская ГЭС - 60 МВт, Кашхатау ГЭС - 65,1 МВт, Зарагижская МГЭС - 30,6 МВт), а допустимые токовые нагрузки ЛЭП по условиям нагрева проводов в зависимости от температуры окружающего воздуха имеют наименьшее значение.
Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2017 года показал, что в нормальной схеме (РВ-ЛМ-2017-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Баксан составляет по 22 МВА - 17% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Нальчик 60 МВА - 48% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Прохладная-2 по 55 МВА - 44% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, загрузка ЛЭП 110 кВ находится в границах длительно допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 116- 120 кВ.
Анализ послеаварийных режимов работы электрической сети в ремонтных схемах (критерий "N-2") для максимумов нагрузок летнего дня 2017 года показывает, что в связи со строительством Зарагижской МГЭС не обеспечивается выдача полной мощности станций каскада Черекских ГЭС в ремонтных схемах ВЛ 110 кВ, в связи с необходимостью ограничения выдачи их мощности для исключения токового перегруза ВЛ и оборудования прилегающей сети 110 кВ сверх аварийно допустимых значений в послеаварийных режимах.
В послеаварийных режимах:
отключения 2 с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (РВ-ЛМ-2017-26),
отключения 2 с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) (РВ-ЛМ-2017-3),
возникает перегруз выше аварийно-допустимой величины трансформаторов тока 110 кВ (320А) на ПС 110 кВ СКЭП.
В послеаварийных режимах:
отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (отключения ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)) (РВ-ЛМ-2017-27),
отключения ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - Аушигерская ГЭС (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (отключения ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - Аушигерская ГЭС (Л-192)) (РВ-ЛМ-2017-28),
возникает перегруз по току провода АС-120 ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) выше длительно допустимого значения. При минимальной выдаче реактивной мощности Аушигерской ГЭС, Кашхатау ГЭС, Зарагижской МГЭС и температуре окружающего воздуха +30°C перегруз находится в рамках допустимых значений для послеаварийного режима (аварийно допустимый ток - 429 А для +30°C). Однако при фактических температурах окружающего воздуха более +30°C в схемах ремонта одной из ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу, ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - Аушигерская ГЭС (Л-192) для недопущения перегруза ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) выше аварийно допустимых значений (аварийно допустимый ток - 403 А для +35°C) потребуется ограничение выдачи мощности одной из станций Черекского Каскада на все время ремонта ВЛ.
Учитывая статистические данные Росгидромета по фактической температуре окружающего воздуха по территории Кабардино-Балкарской Республики в летний период (в 2011 году достигала значения +36,3°C, в 2012 году - +33,6°C, в 2013 году - +34,1°C), а также учитывая факт, что работа агрегатов Аушигерской ГЭС, Кашхатау ГЭС, Зарагижской МГЭС в режиме минимальной выдачи реактивной мощности существенно снижает запас устойчивости их работы в энергосистеме, требуется установка на Аушигерской ГЭС защиты от перегруза (АОПО) ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) с воздействием с первой выдержкой времени - на сигнал, со второй выдержкой времени - на отключение одного агрегата 20 МВт Аушигерской ГЭС.
В послеаварийных режимах отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу с работой с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС (РВ-ЛМ-2017-30) и отключения ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу с работой с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС (РВ-ЛМ-2017-31) токовая загрузка элементов сети 110 кВ и выше, уровни напряжения в сети 110 кВ и выше находятся в границах допустимых значений.
В соответствии с изложенным для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима энергосистемы в связи с присоединением Зарагижской МГЭС до ввода станции в работу в 2015 году подтверждается необходимость выполнения следующих технических мероприятий, указанных в предпроектной работе "Корректировка схемы выдачи мощности Зарагижской МГЭС в Кабардино-Балкарской Республике":
на ПС 110 кВ СКЭП замена трансформаторов тока 110 кВ, ограничивающих пропускную способность ВЛ 110 кВ (320А), на оборудование с номинальным током не менее 400 А;
на Аушигерской ГЭС установка АОПО ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) с воздействием с первой выдержкой времени - на сигнал, со второй выдержкой времени - на отключение одного агрегата 20 МВт Аушигерской ГЭС.
Также на этапе прохождения летнего максимума 2017 года были рассмотрены следующие режимы (РВ-ЛМ-2017-2 - РВ-ЛМ-2017-34):
послеаварийный отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3);
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100);
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Баксан;
послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан;
послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Дубки;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102);
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211);
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Эльхотово - Змейская (Л-111) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106).
Анализ указанных режимов показывает, что параметры электроэнергетического режима в данных режимах находятся в области допустимых значений, необходимость в разработке мероприятий по усилению сети отсутствует.

5.2.7. Анализ режимов работы электрической сети
напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения
летнего максимума нагрузки 2019 года

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2019 года показал, что в нормальной схеме (РВ-ЛМ-2019-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Баксан составляет по 22,5 МВА - 18% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Нальчик 60 МВА - 48% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Прохладная-2 по 56 МВА - 45% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, загрузка ЛЭП 110 кВ находится в границах длительно допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 116 - 120 кВ.
Аналогично предыдущему рассмотренному периоду прохождения летнего максимума 2017 года анализ послеаварийных режимов работы электрической сети в ремонтных схемах (критерий "N-2") для максимумов нагрузок летнего дня 2019 года показывает, что в связи с вводом в работу Зарагижской МГЭС не обеспечивается выдача полной мощности станций каскада Черекских ГЭС в ремонтных схемах ВЛ 110 кВ, в связи с необходимостью ограничения выдачи их мощности для исключения токового перегруза ВЛ и оборудования прилегающей сети 110 кВ сверх аварийно допустимых значений в послеаварийных режимах.
В послеаварийных режимах:
отключения 2 с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (РВ-ЛМ-2019-26),
отключения 2 с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) (РВ-ЛМ-2019-3),
возникает перегруз выше аварийно-допустимой величины трансформаторов тока 110 кВ (320 А) на ПС 110 кВ СКЭП.
В послеаварийных режимах:
отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (отключения ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)) (РВ-ЛМ-2019-27),
отключения ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - Аушигерская ГЭС (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (отключения ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - Аушигерская ГЭС (Л-192)) (РВ-ЛМ-2019-28),
возникает перегруз по току провода АС-120 ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) свыше длительно допустимого значения. При минимальной выдаче реактивной мощности Аушигерской ГЭС, Кашхатау ГЭС, Зарагижской МГЭС и температуре окружающего воздуха +30°C перегруз находится в рамках допустимых значений для послеаварийного режима (аварийно допустимый ток - 429 А для +30°C). Однако при фактических температурах окружающего воздуха более +30°C в схемах ремонта одной из ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу, ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - Аушигерская ГЭС (Л-192) для недопущения перегруза ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) выше аварийно допустимых значений (аварийно допустимый ток - 403 А для +35°C) потребуется ограничение выдачи мощности одной из станций Черекского каскада на все время ремонта ВЛ.
Учитывая статистические данные Росгидромета по фактической температуры окружающего воздуха по территории Кабардино-Балкарской Республики в летний период, указанные в п. 1.6.1.5, а также в соответствии с изложенным анализом режимно-балансовой ситуации на этапе прохождения летнего максимума 2019 года подтверждается необходимость установки на Аушигерской ГЭС защиты от перегруза (АОПО) ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) с воздействием с первой выдержкой времени - на сигнал, со второй выдержкой времени - на отключение одного агрегата 20 МВт Аушигерской ГЭС.
В послеаварийных режимах отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС (РВ-ЛМ-2019-30) и отключения ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС (РВ-ЛМ-2019-31) токовая загрузка элементов сети 110 кВ и выше уровни напряжения в сети 110 кВ и выше находятся в границах допустимых значений.
В соответствии с изложенным для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима энергосистемы в связи с присоединением Зарагижской МГЭС подтверждается необходимость до ввода станции в 2015 году выполнения следующих технических мероприятий, указанных в предпроектной работе "Корректировка схемы выдачи мощности Зарагижской МГЭС в Кабардино-Балкарской Республике":
на ПС 110 кВ СКЭП - замена трансформаторов тока 110 кВ, ограничивающих пропускную способность ВЛ 110 кВ (320А), на оборудование с номинальным током не менее 400 А;
на Аушигерской ГЭС - установка АОПО ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) с воздействием с первой выдержкой времени - на сигнал, со второй выдержкой времени - на отключение одного агрегата 20 МВт Аушигерской ГЭС.
Также на этапе прохождения летнего максимума 2019 года были рассмотрены следующие режимы (РВ-ЛМ-2019-2 - РВ-ЛМ-2019-34):
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3);
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100);
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190);
послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Баксан;
послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан;
послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение, 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Дубки;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102);
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211);
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Эльхотово - Змейская (Л-111) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106).
Анализ указанных режимов показывает, что параметры электроэнергетического режима в данных режимах находятся в области допустимых значений, необходимость в разработке мероприятий по усилению сети отсутствует.

5.2.8. Анализ режимов работы электрической сети
напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения
зимнего максимума нагрузки 2019 года

Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики при прохождении зимнего максимума нагрузки 2019 года характеризуется незначительным ростом нагрузки по отношению к предыдущему рассмотренному зимнему периоду прохождения максимума нагрузки 2016 года (рост нагрузок составляет 2 МВт). К зимнему периоду 2019 года планируется усиление питающей энергосистему Кабардино-Балкарской Республики сети за счет ввода в работу новых автотрансформаторов 330/110 кВ на ПС 330 кВ Прохладная-2 2 * 200 МВА взамен существующих 2 * 125 МВА по ИП ОАО "ФСК ЕЭС".
Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2019 года показал, что в нормальной схеме (РВ-ЗМ-2019-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Баксан составляет по 47 МВА - 37% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Нальчик 75 МВА - 60% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, ПС 330 кВ Прохладная-2 по 94 МВА - 47% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС (2 * 200 МВА), загрузка ЛЭП 110 кВ находится в границах длительно допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 112 - 118 кВ.
На этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2019 года были рассмотрены следующие режимы (РВ-ЗМ-2019-2 - РВ-ЗМ-2019-28):
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ;
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37);
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110;
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик;
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103);
послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 (Л-3);
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 при перетоке в сечении "Восток" 2300 МВт;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик;
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110;
послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан;
послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Ст. Лескен - Змейская (Л-5);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-109);
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105);
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-178).
послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2;
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ Аушигерская ГЭС;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС;
послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Птицефабрика;
послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик;
послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102).
В связи с тем, что КВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко проходит в зоне интенсивного гололедообразования, дополнительно рассмотрен послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в схеме отключенной (для плавки гололеда) КВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко.
Анализ послеаварийных режимов (критерий "N-1") работы электрической сети и послеаварийных режимов работы электрической сети в ремонтных схемах (критерии "N-2") для максимумов нагрузок зимнего дня 2019 года показывает, что параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Необходимость в разработке мероприятий по усилению сети отсутствует.

5.2.9. Мероприятия по противоаварийной автоматике

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов показал, что для обеспечения выдачи полной мощности (30,6 МВт) Зарагижской МГЭС без ограничения генерации других электростанций Каскада Черекских ГЭС - Аушигерской ГЭС и Кашхатау ГЭС в схемах ремонта одной из ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу, ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - Аушигерская ГЭС (Л-192) для недопущения перегруза ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) необходимо на Аушигерской ГЭС выполнить установку АОПО ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) с воздействием с первой выдержкой времени - на сигнал, со второй выдержкой времени - на отключение одного агрегата 20 МВт Аушигерской ГЭС.

5.2.10. Регулирование напряжения в сети и размещение
источников реактивной мощности в узлах нагрузки
Кабардино-Балкарской энергосистемы

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов показал, что регулирование напряжения в сети 110 кВ энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики обеспечивается в допустимых диапазонах посредством использования регулировочных возможностей РПН автотрансформаторов ПС 330 кВ Баксан, ПС 330 кВ Нальчик, ПС 330 кВ Прохладная-2 и располагаемой реактивной мощности станций Кабардино-Балкарской энергосистемы. Ввода дополнительных устройств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности не требуется.

5.2.11. Наличие отдельных частей энергосистемы, в которых
имеются ограничения на технологическое присоединение
потребителей к электрической сети

Анализ расчета электроэнергетических режимов на период формирования программы в части возможности осуществления дополнительных технологических присоединений потребителей к электрическим сетям энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики показывает следующее.
В связи с ограничением по условиям водопользования в период ОЗП располагаемой мощности станций каскада Черекских ГЭС вырабатываемой данными станциями мощности (в том числе с учетом вводимой в конце 2015 года Зарагижской МГЭС) недостаточно для покрытия дефицита мощности в энергоузле ПС 110 кВ Искож, ПС 110 кВ Нальчик-Тяговая, ПС 110 кВ Дубки, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Долинск. В случае дополнительного присоединения потребителей в данном узле нагрузки возможно возникновение перегруза по оборудованию ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111) на ПС 110 кВ Искож в послеаварийных режимах отключения 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в зимний максимум нагрузки.
Расчетная величина допустимых объемов нагрузки, присоединение которой возможно в указанный энергоузел без увеличения пропускной способности ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111) составляет порядка 20 МВт. Для осуществления технологических присоединений большей величины необходимо произвести замену оборудования, ограничивающего пропускную способность ВЛ (замена ТТ в ячейке Л-111 (400 А) и в ячейке С-1 (400 А) на ПС 110 кВ Искож, на оборудование с большей пропускной способностью).

5.2.12. Рекомендации по созданию новых центров питания
электрических нагрузок и электрических сетей 110 кВ и выше
на период формирования схемы и программы развития

Анализ расчета электроэнергетических режимов на период формирования программы показывает, что дополнительного строительства новых центров питания 330/110 кВ в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики в период 2015 - 2019 гг. по "реалистическому" варианту развития не требуется.

5.2.13. Анализ загрузки трансформаторов 110 кВ
на энергообъектах энергосистемы Кабардино-Балкарской
Республики в период формирования схемы и программы развития
по "реалистическому" варианту

С учетом прироста нагрузки по "реалистическому" варианту развития энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики прогнозная загрузка трансформаторов 110 кВ энергообъектов энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики составит:

Центр питания
Установленная мощность, МВА, в 2015 году
Прогнозная величина нагрузки в ЗМ-2019 г., МВт
ПС 110 кВ Кашхатау
Т-1/10, Т-2/16
3,3
ПС 110 кВ Нарткала
Т-1/6,3 (замена на 10 МВА в 2018 г. по ИП МРСК СК 2015 - 2019 гг.), Т-2/10
7,7
ПС 110 кВ Терек -2
Т-1/16, Т-2/10
6,3
ПС 110 кВ Нальчик-110
3 * 25
28,1
ПС 110 кВ Баксан-110
2 * 16
16,9
ПС 110 кВ Восточная
2 * 25 новое строительство
12,5
ПС 110 кВ Искож
2 * 16
9,8
ПС 110 кВ Дубки
Т-1/10, Т-2/16
10,9
ПС 110 кВ СКЭП
2 * 25
23,7
ПС 110 кВ Нальчик-Тяговая
2 * 25
0,8
ПС 110 кВ Муртазово-Тяговая
2 * 25
0,5
ПС 110 кВ Плотина
1 * 6,3
0,8
ПС 110 кВ Каббалкгипс
1 * 10 новое строительство
3,3
ПС 110 кВ Ремзавод
Т-1/10, Т-2/6,3
0,1
ПС 110 кВ Птицефабрика
Т-1/6,3, Т-2/10
6,0
ПС 110 кВ ТМХ-1
Т-1/25, Т-2/40
16,6
ПС 110 кВ Долинск
3 * 25
37,8
ПС 110 кВ Водозабор
2 * 6,3 (замена на 10 МВА в 2016 г., 2017 г. по ИП МРСК СК 2015 - 2019 гг.)
4,1
ПС 110 кВ Чегем-2
2 * 16
14,8
ПС 110 кВ В. Акбаш
1 * 6,3
0,8
ПС 110 кВ Котляревская
1 * 10
3,2
ПС 110 кВ Майская
Т-1/10, Т-2/16
10,9
ПС 110 кВ Екатериноградская
1 * 2,5
0,9
ПС 110 кВ Прохладная-1
2 * 16
20,0
ПС 110 кВ Псыгансу
2 * 6,3
2,6
ПС 110 кВ Заводская
2 * 16
1,8
ПС 110 кВ Ст. Лескен
2 *10
6,0
ПС 110 кВ Герменчик
1 * 6,3
2,3
ПС 110 кВ Кахун
2 * 6,3
4,4
ПС 110 кВ Аушигер
1 * 25
0,8
ПС 110 кВ Кызбурун-110
2 * 10
8,4
ПС 110 кВ Гунделен
2 * 6,3
2,1
ПС 110 кВ Нейтрино
1 * 6,3
1,1
ПС 110 кВ ЦРУ
2 * 6,3
4,5
ПС 110 кВ Соцгородок
1 * 16
2,0
ПС 110 кВ Адыл-Су
2 * 6,3 (замена на 10 МВА в 2016 г., 2017 г. по ИП МРСК СК 2015 - 2019 г. г.)
4,2
ПС 110 кВ Каменномостская
2 * 6,3
1,3
ПС 110 кВ Малка
Т-1/10, Т-2/25
8,6
ПС 110 кВ Залукокоаже
Т-1/10, Т-2/6,3
3,6
ПС 110 кВ ЗКИ
2 * 25
10,0
ПС 110 кВ Этана
2 * 16 новое строительство
5,2
ПС 110 кВ Прохладная-Тяговая
2 * 40
5,6

В соответствии с указанным анализом, для исключения недопустимых перегрузов трансформаторов 110 кВ в максимум ОЗП в нормальном режиме, а также в послеаварийном режиме отключения другого трансформатора энергообъекта с наибольшей установленной мощностью, необходимо увеличение трансформаторной мощности или выполнение мероприятий в распределительных сетях по переводу нагрузок на энергообъекты, имеющие резервы (с учетом критерия "N-1") трансформаторной мощности, на следующих энергообъектах энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики: ПС 110 кВ Нарткала, ПС 110 кВ Прохладная-1.
Сводный перечень предлагаемых мероприятий по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики для ликвидации "узких мест" в "реалистическом" варианте развития энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики приведен в приложении № 4 (таблица 1.6.1).

Заключение к разделу

Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики при прохождении зимнего максимума нагрузки является дефицитной по мощности (177 МВт дефицита в 2015 году, 182 МВт в 2019 году). В летний период 2015 года до ввода в работу Зарагижской ГЭС энергосистема Кабардино-Балкарской Республики характеризуется дефицитом мощности в 2015 году (37,1 МВт). В летний период с 2016 по 2019 год в связи с вводом Зарагижской МГЭС дефицит мощности снижается (до 8,5 МВт в 2016 году, 10,5 МВт в 2019 году).
Таким образом, темпы роста потребления Кабардино-Балкарской Республики, в "реалистическом" варианте развития обусловленные, в первую очередь, технологическим присоединением новых крупных потребителей (микрорайон "Восточный" в г. Нальчике, завод по производству гипсовых вяжущих смесей в г. Тырныаузе ООО "Каббалкгипс", завод чистых полимеров в Майском районе ООО "Этана") опережают темпы ввода генерирующих мощностей, при этом частичное покрытие перспективных графиков нагрузки происходит исключительно за счет планируемого ввода Зарагижской МГЭС. Вследствие отсутствия в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики перспектив ввода объектов генерации, работающих в базовом режиме, дефицит мощности достигает наибольшего значения в период прохождения ОЗП. Покрытие дефицита мощности осуществляется за счет перетоков со стороны энергосистемы Ставропольского края по межсистемным ЛЭП. При этом через электрическую сеть Кабардино-Балкарской энергосистемы осуществляется транзит мощности в дефицитную юго-восточную часть ОЭС Юга (энергосистемы Республики Северная Осетия - Алания, Республики Ингушетия, Чеченской Республики, в период ОЗП - Республики Дагестан).
В целом энергосистема Кабардино-Балкарской Республики, несмотря на имеющийся дефицит мощности, за счет большого количества межсистемных связей 110, 330 кВ характеризуется достаточной надежностью.
Дополнительного строительства новых центров питания 330/110 кВ в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики в период с 2015 по 2019 год не требуется.
Регулирование напряжения в сети 110 кВ энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики обеспечивается в допустимых диапазонах посредством использования регулировочных возможностей РПН автотрансформаторов ПС 330 кВ Баксан, ПС 330 кВ Нальчик, ПС 330 кВ Прохладная-2 и располагаемой реактивной мощности станций Кабардино-Балкарской Республики. Ввода дополнительных устройств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности не требуется.
Между тем, в соответствии с проведенными расчетами электроэнергетических режимов, имеется ряд "узких мест" энергосистемы.
В летний (паводковый) период ввиду сосредоточенности в одном энергоузле гидроэлектростанций Черекского Каскада (Кашхатау ГЭС, Аушигерской ГЭС, Зарагижской МГЭС) при высоких температурах наружного воздуха возникают сложности режимного характера, связанные с недостаточной пропускной способностью сетей 110 кВ при выдаче полной мощности данной группы станций. Проведенными в данной работе расчетами подтверждается необходимость до ввода станции в 2015 году выполнения технических мероприятий, указанных в предпроектной работе "Корректировка схемы выдачи мощности Зарагижской МГЭС в Кабардино-Балкарской Республике" и обеспечивающих возможность работы гидроэлектростанций Черекского Каскада в летний (паводковый период) без ограничения выдачи их мощности.
Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, увеличения пропускной способности электрических сетей для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах (устранения "узких мест"), устранения ограничений на технологические присоединения в узлах нагрузки в условиях развития экономики Кабардино-Балкарской Республики по "реалистическому" сценарию развития, необходимо выполнение ряда мероприятий по реконструкции существующих объектов электросетевого хозяйства. Перечень указанных мероприятий приведен в приложении № 4.





Приложение № 1

Данные по вводимым (реконструируемым) объектам
генерации и электросетевым объектам, подключаемым
потребителям, а также прогнозы потребления мощности
энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики,
используемые в расчетной электрической модели

1.1. Потребление мощности (учтены присоединения, по которым заключены договора на ТП):


ПРОГНОЗИРУЕМЫЙ ПЕРИОД
2014
2015
2016
2017
2018
2019
ЛМ
Потребление мощности, МВт
192
194
196
197
197
198
ЗМ
296
299
301
303
303
304

1.2. Генерация:


ПРОГНОЗИРУЕМЫЙ ПЕРИОД
2014
2015
2016
2017
2018
2019
ЛМ
Выработка мощности, МВт
156,9
156,9
187,5
187,5
187,5
187,5
ЗМ
91,5
122,1
122,1
122,1
122,1
122,1

Станция
Установленная мощность, МВт
Располагаемая мощность, МВт
Зимний max
Летний max
Кабардино-Балкарский филиал ОАО "РусГидро"
Кашхатау ГЭС
65,1
39,0
65,1
Аушигерская ГЭС
60,0
37,0
60,0
Баксанская ГЭС
27,0
9,0
27,0
ГЭС-3
3,5
0,0
3,0
Акбашская ГЭС
1,0
0,0
0,5
Мухольская ГЭС
0,9
0,5
0,6
Блок-станции
Электростанция ООО "Гидрометаллург" (ГМЗ)
6,0
1,0
0,7
Электростанция ООО "Стандартспирт" (НКХ)
16,0
5,0
0,0
Зарагижская МГЭС (ввод в 2015 году)
30,6
30,6
30,6
ВСЕГО:
210,1
122,1
187,5

1.3. Объекты ввода (реконструкции):

Ввода объектов генерации:
Наименование станции
Уст. мощность, МВт
Год ввода
Источники информации
Примечание
Зарагижская МГЭС
30,6
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг./ ИП ОАО "РусГидро" на 2015 - 2017 / ТУ на ТП от 13.09.2013 с изм. ДТП № 762/2013 от 08.10.2013
Новое строительство

Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС
Мощность, МВА
Кол-во тр-ров
Год ввода
Источники информации
Примечание
РУ-110 кВ Зарагижская МГЭС
25
2
2015
ИП ОАО "РусГидро" на 2015 - 2017 / ТУ на ТП от 13.09.2013 с изм. ДТП № 762/2013 от 08.10.2013
Новое строительство
ПС 110 кВ Восточная (г. Нальчик)
25
2
2015
ТУ от 16.12.2010 ДТП № 508/2011 от 26.08.2011
Новое строительство с подключением в рассечку ВЛ 110 кВ Дубки - Искож (Л-101) по схеме "заход-выход"
ПС 110 кВ Каббалгипс
10
1
2015
ТУ на ТП от 16.06.2011, ДТП № 528/2011 от 16.09.2011
Новое строительство с отпайкой от ВЛ 110 кВ Баксан-330 - ЦРУ (Л-174)
ПС 110 кВ Этана
16
2
2016
ТУ от 26.03.2012, ДТП № 233/2012 от 16.07.2012
Новое строительство с отпайками от 2-хВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Майская (Л-85) и ВЛ 110 кВ Прохладная-Тяговая - Майская (Л-186)
ПС 330 кВ Прохладная-2
200
2
2019
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Взамен 2 * 125 МВА

Ввода ЛЭП:
Наименование ЛЭП
Ном. U
Протяженность, км
Марка и сечение провода/кабеля
Год ввода
Источники информации
Примечание
ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко
330
68 (2,44 км заход)
2 * АС-300
2014
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Заход ВЛ 330 кВ Черкесск - Баксан на ПС 330 кВ Ильенко с образованием новых ВЛ
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2
330
63,7
2 * АС-300
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг./ ПД по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск-Моздок с ПС 500 кВ Моздок"
Заходы ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 500 кВ Алания (Моздок) с образованием 2-х новых ВЛ 330 кВ
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС-Кашхатау
110
11,4
АС-185
2015
ТУ на ТП от 13.09.2013 с изм. ДТП № 762/2013 от 08.10.2013
Заход ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191) на Зарагижскую МГЭС с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу
110
7,5
АС-185
2015
ВЛ 110 кВ Восточная - Дубки
110
2,6
АС-120
2015
ТУ от 16.12.2010, ДТП № 508/2011 от 26.08.2011
Заход ВЛ 110 кВ Дубки - Искож (Л-101) на ПС 110 кВ Восточная с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Восточная - Искож
110
4,3
АС-120
2015
ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2
330
144
2 * АС-300
2016
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг. / ИП ФСК 2014 - 2018
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Трудовая
110
46
АС-120
2017
ТУ на ТП от 18.06.2013/ДТП № 345/ТП-М5
Новое строительство. Электроснабжение потребителей НПС ОАО "Черномортранснефть (ПС 110 кВ Трудовая в Ставропольском крае)

1.4. Наличие в расчетной модели объектов ввода (реконструкции):

Объект ввода (реконструкции)
2015
2016
2017
2018
2019
ЛМ
ЗМ
ЛМ
ЗМ
ЛМ
ЗМ
ЛМ
ЗМ
ЛМ
ЗМ
Электросетевые объекты:










ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
РУ 110 кВ Зарагижская МГЭС
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Кашхатау
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
ПС 110 кВ Восточная (г. Нальчик)
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
ВЛ 110 кВ Восточная - Дубки
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
ВЛ 110 кВ Восточная - Искож
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
ПС 110 кВ Каббалгипс
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2
-
-
+
+
+
+
+
+
+
+
ПС 110 кВ Этана
-
-
-
+
+
+
+
+
+
+
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Трудовая
-
-
-
-
-
+
+
+
+
+
ПС 330 кВ Прохладная-2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
+
Объекты генерации:










Зарагижская МГЭС
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+

1.5. Перечень технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств заявителей мощностью более 670 кВт к электрическим сетям на территории Кабардино-Балкарской Республики (по которым заключены договора на ТП), мощность нагрузки которых учтена в расчетной модели (с учетом принятых при прогнозировании коэффициентов совмещения максимальных нагрузок потребителей):

№ п/п
Наименование заявителя
Наименование объекта присоединения
Присоединяемая мощность нагрузки, МВт (ЗМ)
Заявленные сроки ввода по годам (этапам)
Варианты схемы подключения
Основание для включения в расчетную модель
1.
ГКП КБР "Дирекция единого заказчика"
Канатные дороги на Эльбрусе
2,7
2014
ПС 110 кВ Адыл-Су (ПС 35 кВ Терскол)
ТУ от 28.05.2008 ДТП 11.06.2009 № 263/2009
2.
ООО "КабБалкАгро"
Тепличный комплекс в Баксанском районе
2,2
2014
ПС 110 кВ Баксан-110
ТУ от 12.01.2011 (изм. 10.06.2014) ДТП № 395/2011 от 01.07.2011
3.
ГУ 2-й центр заказчика-застройщика ВВ МВД по Северо-Кавказскому региону РФ в/ч № 6895
Военный городок ("Нальчик-20") в Чегемском районе
3,2
2014
ПС 110 кВ Нальчик-110
ТУ от 09.12.2011 ДТП № 176/2012 от 05.06.2012
4.
ООО "Дея"
ТРЦ "Дея" г. Нальчик
0,75
2014
ПС 110 кВ СКЭП
ТУ от 14.09.2012 ДТП № 444/2012 от 27.12.2012
5.
ООО "Агро-Ком"
Тепличный комплекс с. Кишпек
1
2014
ПС 110 кВ Баксан-110, ПС 110 кВ Чегем-2
ТУ от 09.10.2013 ДТП № 807/2013 от 19.11.2013
6.
ЗАО "ЭРПАК"
Завод по производству бумаги и картона в с. Герменчик Урванского района
0,8
2014
ПС 110 кВ Герменчик
ТУ № 355р от 18.09.2013 ДТП № 763/2013 от 08.10.2013
7.
Министерство строительства и архитектуры КБР
Спорткомплекс
0,8
2014
ПС 110 кВ Долинск
ТУ от 16.09.2013, ДТП от 28.01.2014
8.
ИП Абазов
Торговый центр в г. Нальчике
0,76
2015
ПС 110 кВ Долинск
ТУ от 02.12.2010 ДТП № 227/2011 от 06.06.2011
9.
ООО "Майский мукомольный завод"
Тепличный комплекс в г. Майский
3
2015
ПС 110 кВ Котляревская
ТУ от 15.11.2012 ДТП № 227/2013 от 29.04.2013
10.
ООО "Каббалкгипс"
Завод по производству гипсовых вяжущих смесей в г. Тырныауз
6,56
2015
Проектируемая ПС 110 кВ Каббалгипс
ТУ от 16.06.2011 (изм. 10.06.2014) ДТП № 528/2011 от 16.09.2011
11.
ООО "Стрит"
Жилые дома на 750 квартир в г. Нальчике по ул. Байсултанова
3
2015
ПС 110 кВ Долинск
ТУ от 10.06.2011 (изм. от 11.03.2014) ДТП № 525/2011 от 16.09.2011
12.
ООО "Стрит"
Жилые дома на 1000 квартир в г. Нальчике по ул. Тарчокова
4
2015
ПС 110 кВ Долинск
ТУ от 10.06.2011 (изм. от 11.03.2014) ДТП № 526/2011 от 16.09.2011
13.
ГКП КБР "Дирекция единого заказчика"
Микрорайон "Восточный" в г. Нальчике
25
2015
Проектируемая ПС 110 кВ Восточная
ТУ от 16.12.2010 ТП № 508/2011 от 26.08.2011
14.
ООО "Этана"
Строительные площадки завода чистых полимеров в Майском районе
1,7
2015
ПС 110 кВ Котляревская
ТУ от 27.09.2011 изм. в ТУ от 17.09.2013 ДТП № 16/2012 от 02.02.2012
15.
ООО "Этана"
Завод чистых полимеров в Майском районе
10,6
2016
Проектируемая ПС 110 кВ Этана
ТУ от 26.03.2012 изм. от 06.10.2014 ДТП № 233/2012 от 16.07.2012
16.
ООО СП "Джеха"
Мебельная фабрика г. Баксан
1,5
2016
ПС 110 кВ Баксан-110
ТУ от 10.01.2014 ДТП № 29/2014 от 28.01.2014
17.
ООО "Кабардино-Балкарский хладокомбинат"
Фруктохранилище г. Нальчик
3
2016
ПС 110 кВ Кызбурун
ТУ от 06.03.2014ДТП от 26.03.2014
18.
ООО "Дисана"
Торговый комплекс в г. Нальчик
0,7
2017
ПС 110 кВ СКЭП
ТУ от 20.06.2013 ДТП № 735/2013 от 26.09.2013
19.
ООО "Тлепш"
Жилые дома в с. Прималкинское
1
2017
ПС 110 кВ Прохладная-1 (ПС 35 кВ Ново-Полтавская)
ТУ от 20.06.2013 ДТП № 657/2013 от 10.09.2013





Приложение № 2

Данные по вводимым (реконструируемым) объектам
генерации и электросетевым объектам, прогнозы потребления
мощности энергосистем субъектов Российской Федерации
Северо-Кавказского федерального округа

1. Потребление мощности

1.1. Зимний максимум нагрузок:

Субъект РФ
Прогноз, МВт
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Ставропольский край
1610
1631
1655
1669
1684
1698
Карачаево-Черкесская Республика
225
225
226
226
227
227
Республика Северная Осетия - Алания
413
425
438
447
452
457
Республика Ингушетия
130
133
136
140
143
147
Чеченская Республика
457
469
482
494
503
512
Республика Дагестан
1152
1170
1188
1207
1226
1245

1.2. Летний максимум нагрузок:

Субъект Российской Федерации
Прогноз, МВт
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Ставропольский край
1175
1191
1208
1218
1229
1240
Карачаево-Черкесская Республика
162
162
163
163
163
163
Республика Северная Осетия - Алания
301
310
320
326
330
334
Республика Ингушетия
91
93
95
98
100
103
Чеченская Республика
315
324
333
341
347
353
Республика Дагестан
691
702
713
724
736
747

2. Объекты перспективного строительства (реконструкции)

Ставропольский край
Ввода объектов генерации:
Наименование станции
Уст. мощность, МВт
Год ввода
Источники информации
Примечание
Буденновская ТЭС
149,9
2014
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг. / ТУ на ТП от 07.09.2012, ДТП № 06/2013 от 24.01.2013.
Новое строительство
Барсучковская МГЭС
5,01
2017
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг. / ИП ОАО "РусГидро" на 2015 - 2017
Новое строительство
МГЭС Егорлыкская-3
3,5
2016
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство
МГЭС Ставропольская
1,9
2017
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство
МГЭС Бекешевская
1
2017
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство
МГЭС Сенгилеевская-2
9,9
2018
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство
Солнечная электростанция "Александровская"
15
2016
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство
Новотроицкая ГЭС (увеличение мощности 1 г/а и 2 г/а)
5,68 (существующая 3,68)
2016
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Модернизация г/а
Насосная ГАЭС (увеличение мощности 1 - 3 г/а, 4 - 6 г/а)
18,3 (существующая 15,9)
2016 - 2018
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Модернизация шести г/а 1 в 2016 г., г/а 2, 3, 4 в 2017 г., г/а 5 и 6 в 2018 г.
Сенгилеевская ГЭС ККГЭС (увеличение мощности 1 г/а, 3 г/а)
18 (существующая 15)
2017, 2018
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Модернизация двух г/а
ГЭС-1 ККГЭС (увеличение мощности 1 г/а)
39,6 (существующая 37)
2018
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Модернизация одного г/а
ГЭС-2 ККГЭС (увеличение мощности 1 г/а)
186 (существующая 184)
2018
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Модернизация одного г/а
ГЭС-3 ККГЭС (увеличение мощности 1 г/а)
88 (существующая 87)
2018
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Модернизация одного г/а

Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС
Мощность, МВА
Кол-во тр-ров
Год ввода
Источники информации
Примечание
РУ-110 кВ Буденновской ТЭС
80, 63
2, 1
2014
Буденновская ТЭС по Схеме и программе развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг. / ТУ на ТП от 07.09.2012 (изм. 25.06.2014) ДТП № 06/2013 от 24.01.2013/ проектная документация
Новое строительство
ПС 110 кВ ГПП-2
40
2
2014
ТУ от 12.05.2011 ДТП № 149/ТП-М5 от 14.06.2013 /проектная документация
Новое строительство
ПС 110 кВ ГПП-3
40
2
2014
ТУ от 12.05.2011 ДТП № 149/ТП-М5 от 14.06.2013 /проектная документация
Новое строительство
ПС 500 кВ Невинномысск
125
2
2017
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг./ ИП ФСК 2014 - 2018/ ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысск от 12.01.2012 / СВЭ РИТ-парка
Реконструкция
ПС 110 кВ Кристальная (№ 1 РИТ-парк в г. Невинномысске)
63
2
2017
ИП ФСК 2015 - 2019 годы / ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысск от 12.01.2012 с изм. / ПД по титулу "Реконструкция ПС 500 кВ Невинномысск и строительство объектов (ПС 110 кВ и ЛЭП 110 кВ) для электроснабжения индустриального парка г. Невинномысск"
Новое строительство
ПС 110 кВ Стальная (№ 2 РИТ-парк в г. Невинномысске)
63
2
2017
ПС 110 кВ Цинковая (№ 3 РИТ-парка в г. Невинномысске)
63
2
2017
ПС 110 кВ Цветочная (№ 4 РИТ-парк в г. Невинномысске)
63
2
2017
ПС 330 кВ Ильенко
125
2
2014, 2016
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство
ПС 110 кВ РИТ-парк
40
2
2014
ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысске от 03.10.2012 ДТП от 20.05.2013 договор / ТУ от 11.06.2013 (изм. 20.03.2014) ДТП № 70 от 20.09.2013
Новое строительство, выполнено
ПС 110 кВ Печная
63
2
2014
ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысске от 03.10.2012 ДТП от 20.05.2013 договор № 3 / ТУ от 11.06.2013 (изм. 20.03.2014) ДТП № 70 от 20.09.2013
Новое строительство
ПС 110 кВ Бештау
25
2
2014, 2015
ИП МРСК СК 2014, 2015 - 2019 / ТУ на ТП от 24.07.2012 (изм. № 1 21.12.2012, изм. № 2 20.06.2013) ДТП № 260/2012 от 22.08.2012
Новое строительство
ПС 110 кВ Михайловск
25
2
2019
ИП МРСК СК 2015 - 2019
Новое строительство
ПС 110 кВ НПС Трудовая
16
2
2017
ТУ на ТП от 18.06.2013 ДТП № 345/ТП-М5 / Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Моздок и ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 для присоединения ПС 110 кВ ОАО "Черномортранснефть" в 2017 году по ИП ФСК 2015 - 2019 годы.
Новое строительство
ПС 110 кВ Автозавод
16
2
2015
ТУ от 03.12.2013 ДТП № 104/2014 от 04.03.2014
Новое строительство

Ввода ЛЭП:
Наименование ЛЭП
Ном. U
Протяженность, км
Марка и сечение провода/кабеля
Год ввода
Источники информации
Примечание
ВЛ 330 кВ Черкесск - Ильенко
330
70,5 (2 км заход)
2 * АС-300
2014
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Заходы ВЛ 330 кВ Черкесск - Баксан на ПС 330 кВ Ильенко с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко
330
68 (2,44 км заход)
2 * АС-300
2014
ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок)
500
265
3 * АС-300
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство.
ВЛ 110 кВ Ильенко - Ясная Поляна-2
110
10,7 (0,5 км-заход)
АС-185
2014
ИП МРСК СК 2014 / ПД по титулу "ПС 330 кВ Кисловодск с заходами ВЛ 330 кВ".
Заход ВЛ 110 кВ Зеленогорская - Ясная Поляна-2 (Л-172) на ПС 330 кВ Ильенко с образованием 2-х новых ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ Ильенко - Зеленогорская (1 ц)
110
7,5 (0,5 км-заход)
АС-185
2014
ВЛ 110 кВ Ильенко - Парковая
110
6,57 (1,3 км-заход)
АС-185
2014
ИП МРСК СК 2014/ ПД по титулу "ПС 330 кВ Кисловодск с заходами ВЛ 330 кВ"
Заход ВЛ 110 кВ Парковая - Зеленогорская на ПС 330 кВ Ильенко с образованием 2-х новых ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ Ильенко - Зеленогорская (2 ц)
110
7,5 (0,6 км-заход)
АС-185
2014
ВЛ 110 кВ Ильенко - Ессентуки-2
110
35
АС-240
2017
ИП МРСК СК 2015 - 2019/ ПД по титулу "ПС 330 кВ Кисловодск с заходами ВЛ 330 кВ"
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Буденновск - ГПП-3
110
5,8
АС-240
2014
ТУ от 12.05.2011 ДТП № 149/ТП-М5 от 14.06.2013 /проектная документация
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Буденновская ТЭС - Буденновск
110
9,1
АС-240
2014
ИП МРСК СК 2014/ СВМ ПГУ / ТУ на ТП от 07.09.2012 (изм. 25.06.2014), ДТП № 06/2013 от 24.01.2013
Заход ВЛ 110 кВ Буденновск - Прикумск на Буденновскую ТЭС с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Буденновская ТЭС - Прикумск
110
10,3
АС-240
2014
ВЛ 110 кВ Буденновская ТЭС - Покойная
110
12,1
АС-240
2014
ИП МРСК СК 2014 / СВМ ПГУ / ТУ на ТП от 07.09.2012 (изм. 25.06.2014), ДТП № 06/2013 от 24.01.2013
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Буденновская ТЭС - ГПП-2
110
0,7
АС-240
2014
ИП МРСК СК 2014 / СВМ ПГУ / ТУ на ТП от 07.09.2012 (изм. 25.06.2014), ДТП № 06/2013 от 24.01.2013
Заход ВЛ 110 кВ ГПП-2 - ГПП-3 на Буденновскую ТЭС с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Буденновская ТЭС - ГПП-3
110
2,1
АС-240
2014
ВЛ 110 кВ Прикумск - ГПП-2
110
8,5
АС-240
2014
ИП МРСК СК 2014 / СВМ ПГУ / ТУ на ТП от 07.09.2012 (изм. 25.06.2014), ДТП № 06/2013 от 24.01.2013
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Невинномысск - Кристальная
110
11,3
АС-240
2017
ИП ФСК 2015 - 2019 годы / ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысск от 12.01.2012 с изм. / ПД по титулу "Реконструкция ПС 500 кВ Невинномысск и строительство объектов (ПС 110 кВ и ЛЭП 110 кВ) для электроснабжения индустриального парка г. Невинномысск"
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Кристальная - Стальная
110
0,1
АС-240
2017
ВЛ 110 кВ Невинномысск - Стальная
110
9,2
АС-240
2017
ВЛ 110 кВ Невинномысск - Цветочная
110
12,8
АС-240
2017
ВЛ 110 кВ Цветочная - Цинковая
110
0,2
АС-240
2017
ВЛ 110 кВ Невинномысск - Цинковая
110
11,8
АС-240
2017
ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - РИТ-парк
110
2 * 3,2
АС-300
2014
ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысске от 03.10.2012 (№ 358) ДТП от 20.05.2013 договор № 3 / ТУ от 11.06.2013 (изм. 20.03.2014) ДТП № 70 от 20.09.2013 /
Новое строительство, выполнено
ВЛ 110 кВ РИТ-парк - Печная
110
2 * 0,8
АС-300
2014
ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысске от 03.10.2012 (№ 358) ДТП от 20.05.2013 договор № 3 / ТУ от 11.06.2013 (изм. 20.03.2014) (№ 406) ДТП № 70 от 20.09.2013 /
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Машук - Бештау (1ц)
110
7,3
АС-185
2014
ИП МРСК СК 2014 / ТУ на ТП от 24.07.2012 (изм. № 1 21.12.2012, изм. № 2 20.06.2013) ДТП № 260/2012 от 22.08.2012
Заход ВЛ 110 кВ Машук - Ессентуки-2 (Л-10) на ПС 110 кВ Бештау с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Бештау - Ессентуки-2
110
11
АС-185
2014
ВЛ 110 кВ Машук - Бештау (2ц)
110
7,8
АС-240
2015
ИП МРСК СК 2015 - 2019 / ТУ на ТП от 24.07.2012 (изм. № 1 21.12.2012, изм. № 2 20.06.2013) ДТП № 260/2012 от 22.08.2012
Заход ВЛ 110 кВ Машук - ГНС (Л-190) на ПС 110 кВ Бештау с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Бештау - ГНС
110
13
АС-240
2015
ВЛ 110 кВ Ставрополь - Михайловск
110
20
АС-185
2019
проект ИП МРСК СК 2015 - 2019
Заход ВЛ 110 кВ Ставрополь - Северная (Л-141) на ПС 110 кВ Михайловск с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Михайловск - Северная
110
20,1
АС-185
2019
проект ИП МРСК СК 2015 - 2019
Заход ВЛ 110 кВ Ставрополь - Северная (Л-141) на ПС 110 кВ Михайловск с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Моздок - НПС Трудовая
110
27

2017
ТУ на ТП от 18.06.2013 ДТП № 345/ТП-М5 / Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Моздок и ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 для присоединения ПС 110 кВ ОАО "Черномортранснефть" в 2017 году по ИП ФСК 2015 - 2019 годы
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - НПС Трудовая
110
24,5

2017
ВЛ 110 кВ Промкомплекс - Автозавод
110
13,04
АС-150
2015
ТУ от 03.12.2013 ДТП № 104/2014 от 04.03.2014
Заход ВЛ 110 кВ Промкомплекс - Радиозавод (Л-20) на ПС 110 кВ Автозавод с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Автозавод - Радиозавод
110
13
АС-150
2015

Карачаево-Черкесская Республика
Ввода объектов генерации:
Наименование станции
Уст. мощность, МВт
Год ввода
Источники информации
Примечание
Зеленчукская ГЭС-ГАЭС
140 (160 ГАЭС)
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг. / ТУ на ТП от 02.04.2011 (с изм.)
Новое строительство
МГЭС Б. Зеленчук
1,2
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство
Усть-Джегутинская МГЭС
8,4
2017, 2020
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг./ проект ИП ОАО "РусГидро" на 2015 - 2017 / ТЗ на СВМ Усть-Джегутинской ГЭС
Новое строительство (с вводом 5,6 МВт - в 2017 г. и 2,8 МВт - в 2020 г.)

Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС
Мощность, МВА
Кол-во тр-ров
Год ввода
Источники информации
Примечание
ОРУ-330 кВ Зеленчукская ГЭС-ГАЭС
200
1
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг. / ТУ на ТП от 02.04.2011 (с изм.)
Новое строительство. Блочный Т
ОРУ-330 кВ Зеленчукская ГЭС-ГАЭС (АТ)
200
1
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг. / ТУ на ТП от 02.04.2011 (с изм.)
Новое строительство. АТ
ПС 110 кВ Лунная поляна
40
2
2014
ТУ на ТП от 17.10.2013 ДТП № 587/2011 от 25.10.2011 /
Новое строительство присоединением с присоединением 2-цепной ВЛ 110 кВ Зеленчук - Лунная поляна

Ввода ЛЭП:
Наименование ЛЭП
Ном. U
Протяженность, км
Марка и сечение провода/кабеля
Год ввода
Источники информации
Примечание
ВЛ 330 кВ Зеленчукская ГЭС-ГАЭС - Черкесск
330
45
2 * АС-300
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг./ТУ на ТП от 02.04.2011 (с изм) / СВМ
Новое строительство Выдача мощности и заряд Зеленчукской ГАЭС
ВЛ 330 кВ Черкесск - Ильенко
330
70,5 (2 км заход)
2 * АС-300
2014
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Заход ВЛ 330 кВ Черкесск - Баксан на ПС 330 кВ Ильенко с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Зеленчук - Лунная поляна (1 и 2 ц.)
110
2 * 54
АС-150
2014
ТУ на ТП от 17.10.2013 ДТП № 587/2011 от 25.10.2011
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Черкесск - Зеленчук
110
58,3
АС-150
2014
ИП МРСК СК 2014 / ТУ на ТП от 17.10.2013 ДТП № 587/2011 от 25.10.2011
Заход ВЛ 110 кВ Черкесск - Академическая (Л-221) на ПС 110 кВ Зеленчук с образованием 2-х ВЛ
ВЛ 110 кВ Зеленчук - Академическая
110
33,2
АС-150
2014

Республика Северная Осетия - Алания
Ввода объектов генерации:
Наименование станции
Уст. мощность, МВт
Год ввода
Источники информации
Примечание
Дзауджикаусская МГЭС (1, 2, 3 г/а)
8,9 (существующая 8)
2017, 2018
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Модернизация 1 г/а в 2017 г., 2 г/а и 3 г/а в 2018 г.
Газогенераторный комплекс в г. Владикавказ
6,0
2017
ТУ на ТП от 02.04.2013 ДТП № 244/2013 от 13.05.2013
Новое строительство

Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС
Мощность, МВА
Кол-во тр-ров
Год ввода
Источники информации
Примечание
ПС 500 кВ Алания (Моздок)
501 (668)
1
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство
ПС 110 кВ Городская
16
2
2014
ИП МРСК СК 2014 (выполнено)
Новое строительство. с заходами ВЛ 110 кВ Северо-Западная - ЦРП-1 (Л-3), Северо-Западная - ЦРП-1 (Л-71)
ПС 110 кВ Северный Портал
10
2
2014
ИП ФСК 2014
Комплексная реконструкция с установкой Т-2 + замена Т-1 -6,3 МВА на новый
ПС 110 кВ Парковая
25
2
2016
ИП МРСК СК 2015 - 2019
Новое строительство. с заходами ВЛ 110 кВ Ю-Западная - Янтарь (Л-27)
ПС 110 кВ Лысая гора
6,3
2
2019
ИП МРСК СК 2015 - 2019 /ТУ на ТП комплекса "Лысая гора" ОАО "Владкурорт" от 09.10.2013
Новое строительство заходами ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Гизельдонская ГЭС (Л-1)
ПС 110 кВ Мамисон
25
2
2016
ТУ на ТП от 14.08.2009 ДТП № 500/2009 от 05.11.2009
Новое строительство с присоединением двухцепной ВЛ 110 кВ Зарамаг - Мамисон
ПС 110 кВ Цемзавод
25
2
2015
ТУ на ТП от 15.03.2011 ДТП № 215/2012 от 28.06.2012
Новое строительство с присоединением двухцепной ВЛ 110 кВ Ардон - Цемзавод

Ввода ЛЭП:
Наименование ЛЭП
Ном. U
Протяженность, км
Марка и сечение провода/кабеля
Год ввода
Источники информации
Примечание
ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок)
500
265
3 * АС-300
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг
Новое строительство
ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2
330
144
2 * АС-300
2016
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артем
330
272,5
2 * АС-300
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг. / ПД по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск-Моздок с ПС 500 кВ Моздок"
Заходы ВЛ 330 кВ Моздок - Артем на ПС 500 кВ Алания (Моздок) с образованием 2-х новых ВЛ 330 кВ
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (1ц)
330
2,5
2 * АС-300
2015
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2
330
63,7
2 * АС-300
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг./ ПД по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск-Моздок с ПС 500 кВ Моздок"
Заходы ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 500 кВ Алания (Моздок) с образованием 2-х новых ВЛ 330 кВ
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (2ц)
330
5
2 * АС-300
2015
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сунжа
330
153 (22 - заход)
2 * АС-300
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг. / ПД по титулу "ПС 330 кВ Сунжа с заходами ВЛ 330 кВ
Заходы ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артем на ПС 330 кВ Сунжа с образованием 2-х новых ВЛ 330 кВ
ВЛ 110 кВ Зарамаг - Мамисон (1 и 2 ц.)
110
2х17
АС-150/24
2016
ТУ на ТП от 14.08.2009 ДТП № 500/2009 от 05.11.2009
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Ардон - Цемзавод (1 и 2 ц.)
110
2х8,4
АС-185
2015
ТУ на ТП от 15.03.2011 ДТП № 215/2012 от 28.06.2012
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань-2 (1 и 2 ц.)
110
2х20
АСК-240/32
2014
ТУ на ТП к сетям ФСК от 15.06.2011 (изм 25.09.2012) ДТП № 248/ТП-М5
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Парковая
110
10,5
АС-120
2016
ИП МРСК СК 2015 - 2019
Заходы ВЛ 110 кВ Ю-Западная - Янтарь (Л-27) на ПС 110 кВ Парковая с образованием 2-х ВЛ
ВЛ 110 кВ Парковая - Янтарь
110
13,5
АС-120
2016
ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Лысая гора
110
13
АС-120
2019
ИП МРСК СК 2015 - 2019 / ТУ на ТП комплекса "Лысая гора" ОАО "Владкурорт" от 09.10.2013
Заходы ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Гизельдонская ГЭС (Л-1) на ПС110 кВ Лысая гора с образованием 2-х ВЛ
ВЛ 110 кВ Гизельдонская ГЭС - Лысая гора
110
13
АС-120
2019

Ввода ИРМ/ШР:
Наименование объекта
U ном
Q (U ном), МВАр
Год ввода
Источники информации
Примечание
ПС 330 кВ Владикавказ-2
330
2 * 50
2015
ИП ФСК 2015 - 2019
ПД по титулу "Реконструкция и техперевооружение ПС 330 кВ Владикавказ-2"
ПС 500 кВ Алания (Моздок)
500
180
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
УШР по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок"

Республика Ингушетия
Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС
Мощность, МВА
Кол-во тр-ров
Год ввода
Источники информации
Примечание
ПС 110 кВ Плиево New
40
1
2016
ИП МРСК СК 2015 - 2019
По существующей схеме привязки ПС 110 кВ Плиево к сети 110 кВ
ПС 110 кВ Назрань-2
25
2
2014
ТУ на ТП к сетям ФСК от 15.06.2011 (изм 25.09.2012) ДТП № 248/ТП-М5
Новое строительство

Ввода ЛЭП:
Наименование ЛЭП
Ном. U
Протяженность, км
Марка и сечение провода/кабеля
Год ввода
Источники информации
Примечание
ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань-2 (1 и 2 ц.)
110
2 * 20
АСК-240/32
2014
ТУ на ТП к сетям ФСК от 15.06.2011 (изм 25.09.2012) ДТП № 248/ТП-М5
Новое строительство

Чеченская Республика
Ввода ПС 110 кВ и выше, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС
Мощность, МВА
Кол-во тр-ров
Год ввода
Источник (и) информации
Примечание
ПС 330 кВ Сунжа
125
2
2015
СиПР ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство с заходами ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артем на ПС 330 кВ Сунжа с образованием двух новых ВЛ 330 кВ.
ПС 110 кВ НПЗ
25
2
2015
ДТП № 266/2011-НЭ от 06.06.2011 / ТУ на ТП от 29.11.2010 (Нефтеперерабатывающий завод г. Грозный мощностью 19,4 МВт)
Новое строительство с подключением отпайками от ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) и от ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Октябрьская (Л-137).
ПС 110 кВ Гудермес-Сити
25
2
2014
ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014 - 2018 годы / ТУ на ТП от 08.2014 (комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити 1", "Гудермес-Сити 2" ЗАО "Инкомстрой")
Новое строительство с заходами ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес (Л-126) и Гудермес-Тяговая - Аргунская ТЭЦ (Л-142) с образованием 4-х новых ВЛ 110 кВ.

Ввода ЛЭП 110 кВ и выше:
Наименование ЛЭП
Ном. U
Протяженность
Марка и сечение провода/кабеля
Год ввода
Источник (и) информации
Примечание
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сунжа
330
153 (22 - заход)
2 * АС-300
2015
СиПР ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг./ ПД по титулу "ПС 330 кВ Сунжа с заходами ВЛ 330 кВ"
Заходы ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артем на ПС 330 кВ Сунжа с образованием новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сунжа.
ВЛ 330 кВ Сунжа - Артем
330
167,6 (22 - заход)
2 * АС-300
2015
СиПР ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг./ ПД по титулу "ПС 330 кВ Сунжа с заходами ВЛ 330 кВ"
Заходы ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артем на ПС 330 кВ Сунжа с образованием новой ВЛ 330 кВ Сунжа - Артем.
ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Гудермес-Тяговая (Л-144)
110
28,3
АС-185
2014
"Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013 - 2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013 / ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014 - 2018 годы / ТУ на ТП от 08.2014 (комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити 1", "Гудермес-Сити 2" ЗАО "Инкомстрой")
Восстановление ЛЭП
ВЛ 110 кВ Сунжа - Гудермес Тяговая (1ц.)
110
5,1 (0,2 - (заход)
АС-185
2015
"Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013 - 2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013 / ПД по титулу "ПС 330 кВ Сунжа с заходами ВЛ 330 кВ
Мероприятие по реализации привязки ПС 330 кВ Сунжа к сети 110 кВ: заходы ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) с образованием 2-х новых ВЛ 110 кВ.
ВЛ 110 кВ Сунжа - Ойсунгур
110
28,7 (0,2 - (заход)
АС-185
2015
ВЛ 110 кВ Сунжа - Гудермес Тяговая (2 ц.)
110
4,9 (2,4 - (заход)
АС-185
2015
"Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013 - 2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013 / ПД по титулу "ПС 330 кВ Сунжа с заходами ВЛ 330 кВ"
Мероприятие по реализации привязки ПС 330 кВ Сунжа к сети 110 кВ: заходы ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Шелковская (Л-146) с образованием 2-х новых ВЛ 110 кВ.
ВЛ 110 кВ Сунжа - Шелковская
110
29 (2,4 - (заход)
АС-185
2015
Отпайка на новую ПС 110 кВ НПЗ от ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136)
110
4 (отпайка)
АС-150
2015
ДТП № 266/2011-НЭ от 06.06.2011 / ТУ на ТП от 29.11.2010
Новое строительство
Отпайка на новую ПС 110 кВ НПЗ от ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Октябрьская (Л-137)
110
4 (отпайка)
АС-150
2015
ДТП № 266/2011-НЭ от 06.06.2011 / ТУ на ТП от 29.11.2010
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Гудермес-Сити - Гудермес-Тяговая (1 ц.)
110
4,72 (0,15 заход)
АС-120 (заход АС-185)
2014
ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014 - 2018 годы / ТУ на ТП от 08.2014 (комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити 1", "Гудермес-Сити 2" ЗАО "Инкомстрой")
Заходы ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес (Л-126) на новую ПС 110 кВ Гудермес-Сити с образованием двух новых ВЛ.
ВЛ 110 кВ Гудермес - Гудермес-Сити
110
6,08 (0,15 заход)
АС-120 (заход АС-185)
2014
ВЛ 110 кВ Гудермес-Сити - Гудермес-Тяговая (2 ц.)
110
4,72 (0,15 заход)
АС-120 (заход АС-185)
2014
ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014 - 2018 годы / ТУ на ТП от 08.2014 (комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити 1", "Гудермес-Сити 2" ЗАО "Инкомстрой")
Заходы ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Аргунская ТЭЦ (Л-142) на новую ПС 110 кВ Гудермес-Сити с образованием двух новых ВЛ.
ВЛ 110 кВ Гудермес-Сити - Аргунская ТЭЦ
110
18,48 (0,15 заход)
АС-120 (заход АС-185)
2014
ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево (Л-122)
110
73,8 (восстановление 24,99)
АС-120
2015
ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014 - 2018 годы
Восстановление ВЛ.

Республика Дагестан
Ввода объектов генерации:
Наименование станции
Уст. мощность, МВт
Год ввода
Источники информации
Примечание
Миатлинская ГЭС
240 (в т.ч. 220 существующая)
2014, 2015
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Модернизация ГЭС с увеличением мощности ГА-1 и ГА-2 на 10 МВт каждый
Гоцатлинская ГЭС
100
2014
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство

Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС
Мощность, МВА
Кол-во тр-ров
Год ввода
Источники информации
Примечание
ПС 330 кВ Махачкала
200
1
2014
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Замена АТ-1 125 МВА на 200 МВА
ПС 330 кВ Артем
125
1
2018
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Установка АТ-2

Ввода ЛЭП:
Наименование ЛЭП
Ном. U
Протяженность
Марка и сечение провода/кабеля
Год ввода
Источники информации
Примечание
ВЛ 330 кВ Артем - Дербент
330
175
АС-300
2017
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство
ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС - Чирюрт
330
73,8
2 * АС-300
2016
Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг.
Новое строительство
ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС - Гоцатлинская
110
0,5
АС-240
2014
СВМ Гоцатлинской ГЭС / ТУ на ТП
Отсоединение отпайки на ПС 110 кВ Гоцатлинская от ВЛ 110 Гергебиль - Хунзах с отпайкой на ПС 110 кВ Гоцатлинская и строительство новой ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС - Гоцатлинская
ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС - Хунзах
110
17,26
АС-240
2014
СВМ Гоцатлинской ГЭС / ТУ на ТП
Заходы ВЛ 110 кВ Гергебиль - Хунзах на Гоцатлинскую ГЭС с образованием 2-х ВЛ
ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС - Гергебиль
110
15,36
АС-240
2014





Приложение № 3

Допустимые токовые нагрузки ЛЭП и оборудования 110 кВ
и выше энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики
по состоянию на 01.08.2014

Допустимые токовые нагрузки автотрансформаторов 330/110 кВ

В нормальной (ремонтной схеме):

Таблица 3.1

Подстанции
Дисп. наимен. трансформатора
Год изгот.
Система охлаждения
Мощность, МВА
Номинальное напряжение обмоток, кВ
Номинальная токовая нагрузка, А
Величина круглосуточной нагрузки (перегрузки) при температуре наружного воздуха (кратность от номинальной величины)
Ограничивающий элемент
ВН
СН
НН
ВН
СН
НН
Общая обмотка
-25°C
-20°C
-10°C
0°C
10°C
20°C
25°C
30°C
40°C
ПС 330 кВ Нальчик
АТ-301
1996
ДЦ
125
330
115
10,5
219
628
2749
409
1,2
1,2
1,2
1,15
1,08
1
0,95
0,91
0,82
Обмотка СН
ПС 330 кВ Баксан
АТ-301
1979
ДЦ
125
330
115
11
219
628
3305
409
1,2
1,2
1,2
1,15
1,08
1
0,95
0,91
0,82
Обмотка СН
ПС 330 кВ Баксан
АТ-302
1985
ДЦ
125
330
115
11
219
628
3305
409
1,2
1,2
1,2
1,15
1,08
1
0,95
0,91
0,82
Обмотка СН
ПС 330 кВ Прохладная-2
АТ-302
1972
ДЦ
125
330
110
10
218
626
3300
408
1,2
1,2
1,2
1,15
1,08
1
0,95
0,91
0,82
Обмотка СН
ПС 330 кВ Прохладная-2
АТ-303
1983
ДЦ
125
330
110
10
219
628
3305
409
1,2
1,2
1,2
1,15
1,08
1
0,95
0,91
0,82
Обмотка СН

В послеаварийном режиме:

Таблица 3.2

Наименование ПС
Диспетчерское наименование АТ
Номинальная мощность, МВА
Год выпуска
Система охлаждения
Номинальное напряжение обмоток, кВ
Номинальная токовая нагрузка, А
Длительность перегрузки, час
Величина аварийной перегрузки при температуре охлаждающей среды
Ограничивающий элемент
ВН
СН
НН
ВН
СН
НН
-25°C
-20°C
-10°C
0°C
10°C
20°C
30°C
40°C
ПС 330 кВ Прохладная-2
АТ-302
125
1972
ДЦ
330
110
10
218
626
3300
20 сек.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
Обмотка СН/ раз-ль 110 кВ/ТТ 110 кВ
1 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
5 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,50
1,50
1,50
1,50
10 мин.
1,50
1,50
1,50
1,50
1,40
1,40
1,40
1,40

20 мин.
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,20
1,20
1,10
30 мин.
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1 ч.
1,40
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
2 ч.
1,30
1,30
1,30
1,20
1,10
1,10
1,00
1,00
4 ч.
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1,00
8 ч.
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1,00
24 ч.
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1,00
ПС 330 кВ Прохладная-2
АТ-303
125
1983
ДЦ
330
110
10
219
628
3305
20 сек.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
Обмотка СН/ раз-ль 110 кВ/ТТ 110 кВ
1 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
5 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,50
1,50
1,50
1,50
10 мин.
1,50
1,50
1,50
1,50
1,40
1,40
1,40
1,40

20 мин.
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,20
1,20
1,10
30 мин.
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1 ч.
1,40
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
2 ч.
1,30
1,30
1,30
1,20
1,10
1,10
1,00
1,00
4 ч.
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1,00
8 ч.
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1,00
24 ч.
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1,00
ПС 330 кВ Баксан
АТ-301
125
1980
ДЦ
330
115
11
219
628
3305
20 сек.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
Раз-ль 110 кВ/ ТТ 110 кВ
1 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
5 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,50
1,50
1,50
1,50
10 мин.
1,50
1,50
1,50
1,50
1,40
1,40
1,40
1,40

20 мин.
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,20
1,20
1,10
30 мин.
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1 ч.
1,40
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
2 ч.
1,30
1,30
1,30
1,20
1,10
1,10
1,00
1,00
4 ч.
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1,00
8 ч.
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1,00
24 ч.
1,30
1,30
1,20
1,20
1,10
1,00
1,00
1,00
ПС 330 кВ Баксан
АТ-302
125
1985
ДЦ
330
115
11
219
628
3305
20 сек.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
Обмотка СН/ТТ/раз-ль 110 кВ
1 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
5 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
10 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,50
1,50
1,50
1,50
20 мин.
1,60
1,60
1,50
1,50
1,50
1,40
1,35
1,30
30 мин.
1,60
1,60
1,50
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1 ч.
1,60
1,50
1,50
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
2 ч.
1,50
1,50
1,50
1,40
1,30
1,30
1,20
1,10

4 ч.
1,50
1,50
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,10
8 ч.
1,50
1,50
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,10
24 ч.
1,50
1,50
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,10
ПС 330 кВ Нальчик
АТ-301
125
1996
ДЦ
330
115
10,5
219
628
2749
20 сек.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
Обмотка СН/ТТ 110 кВ
1 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
5 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
1,60
10 мин.
1,60
1,60
1,60
1,60
1,50
1,50
1,50
1,50
20 мин.
1,60
1,60
1,50
1,50
1,50
1,40
1,35
1,30
30 мин.
1,60
1,60
1,50
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1 ч.
1,60
1,50
1,50
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
2 ч.
1,50
1,50
1,50
1,40
1,30
1,30
1,20
1,10

4 ч.
1,50
1,50
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,10
8 ч.
1,50
1,50
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,10
24 ч.
1,50
1,50
1,40
1,40
1,30
1,20
1,20
1,10

Допустимые токовые нагрузки ЛЭП и оборудования 330 кВ

Таблица 3.3

Линия электропередачи
Марка и сечение
Длит. доп. ток провода (ошиновки) при +25°C, А
Наименования ПС
Номинальный ток оборудования, А
Длительно-допустимый ток ВЛ при град. С, А

Провода
Аварийно-допустимый ток ВЛ при град. С, А
Ограничивающий
ЛЭП
Ошиновка/ (Система шин)
Выключатель
Разъединитель
Заградитель
Тр-тор тока
-5 и ниже
0
5
10
15
20
25
30
35
40
элемент
температура окружающего воздуха, град.С
для длит. доп. тока
1,29
1,24
1,20
1,15
1,11
1,05
1,00
0,94
0,88
0,81
для авар. доп. тока
1,55
1,49
1,44
1,38
1,33
1,26
1,20
1,13
1,06
0,97

(К - поправочный коэффициент на tвозд.)

ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок
2АС-300/39
2АС-300/39
1420
ПС 330 кВ Прохладная-2
2 * 2000
3150
1000
2 * 1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
ВЧЗ ПС 330 кВ Прохладная-2 и ПС 330 кВ Моздок
1150
2АС-300/39
ПС 330 кВ Моздок
2 * 4000
2 * 3150
1000
2 * 1000
1150
1150
1150
1150
1150
1150
1150
1150
1150
1150
ПС оборудование. Перегруз ВЧЗ на 15% в течение 20 минут (письмо МЭС Юга М5-2-3213 15.12.2009)
1150
ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2
2АС-300/39
2АС-300/39
1420
ПС 330 кВ Прохладная-2
2 * 2000
3150
2000
2 * 1000
1832
1761
1704
1633
1576
1491
1420
1335
1250
1150
Провод
2АС-300/39
ПС 330 кВ Баксан
2 * 3150
2000
2000
2 * 1000
2000
2000
2000
1960
1891
1789
1704
1602
1500
1380
ПС оборудование, провод
ВЛ 330 кВ Баксан - Черкесск
2АС-300/39
2АС-300/39
1420
ПС 330 кВ Черкесск
2 * 4000
3200
2000
2 * 1000
1832
1761
1704
1633
1576
1491
1420
1335
1250
1150
Провод
2АС-300/39
ПС 330 кВ Баксан
2 * 3150
3200
2000
2 * 1000
2000
2000
2000
1960
1891
1789
1704
1602
1500
1380
ПС оборудование, провод
ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик
2АС-300/39
2АС-300/39
1420
ПС 330 кВ Баксан
2 * 2000
3150
2000
2 * 1000
1832
1761
1704
1633
1576
1491
1420
1335
1250
1150
Провод
2АС-300/39
ПС 330 кВ Нальчик
2 * 4000
3150
2000
2 * 1000
2000
2000
2000
1960
1891
1789
1704
1602
1500
1380
ПС оборудование, провод

Допустимые токовые нагрузки ЛЭП и оборудования 110 кВ

Таблица 3.4

Линия электропередачи
Марка и сечение провода
Шины 110 кВ (марка провода или тип)
Длительно допустимый ток провода ЛЭП/ ошиновки/ шины (при +25°C), А
Доп. ток по усл. настр. РЗА
Допустимый ток оборудования, А
Длительно-допустимый ток ЛЭП при °C, А
Ограничивающий элемент
Аварийно-допустимый ток ЛЭП при °C, А
(длительно допустимый /
Температура окружающей среды, °C
аварийно-допустимый,
-5°C и ниже
0°C
+5°C
+10°C
+15°C
+20°C
+25°C
+30°C
+35°C
+40°C

время допустимой перегрузки, мин.)
1,29
1,24
1,2
1,15
1,11
1,05
1
0,94
0,88
0,81
при длит. доп. токе
ЛЭП
Ошиновка
Выкл-ль
Раз-ль
ВЧЗ
ТТ
1,55
1,49
1,44
1,38
1,33
1,26
1,2
1,13
1,06
0,97
при авар. доп. токе
ВЛ 110 кВ
Машук
Л-1
АС-120
АС-120
2АС-300
380

3150
2000
1000
1600
490
471
456
437
422
399
380
357
334
308
ПС 330 кВ Машук
провод
3150
-
2000
-
1000
-
1600
-
ПС 110 кВ Залукокоаже
провод
Залукокоаже с отпайками
АС-120
АС-120

1250
1000
600
630
589
566
547
524
505
479
456
429
403
369
ПС 330 кВ Машук
провод
1250
-
1000
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Залукокоаже
провод
ВЛ 110 кВ
Машук
Л-2
АС-120
АС-120
2АС-300
380

3150
2000
нет
1600
490
471
456
437
422
399
380
357
334
308
ПС 330 кВ Машук
провод
3150
-
2000
-
нет
-
1600
-
ПС 110 кВ Кировская
провод
Кировская
АС-120
АС-150

1250
1000
600
600
589
566
547
524
505
479
456
429
403
369
ПС 330 кВ Машук
провод
1250
-
1000
-
600
-
600
-
ПС 110 кВ Кировская
провод;
КВЛ 110 кВ
Баксанская ГЭС
Л-3
АС-150 2XS(FL) 2Y-HS-LWL 1 * 500
АС-185
XLPE-500
450

1000
2500
630
630
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
Баксанская ГЭС
провод;
1000
-
2500
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Кызбурун
провод;
Кызбурун
АС-185
АС-185

1640
1000
600
1000
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
Баксанская ГЭС
провод;
1640
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Кызбурун
провод; ВЧЗ;
КВЛ 110 кВ
Баксанская ГЭС
Л-4
АС-150 2XS(FL) 2Y-HS-LWL 1 * 500
АС-185
XLPE-500
450
600
1000
2500
630
630
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
Баксанская ГЭС
провод;
1000
-
2500
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ ЦРУ
провод;
ЦРУ
АС-240
АС-300

1250
1000
нет
630
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
Баксанская ГЭС
провод; РЗА;
1250
-
1000
-
нет
-
630
-
ПС 110 кВ ЦРУ
провод;
ВЛ 110 кВ
Старый Лескен
Л-5
АС-150
АС-185
АС-185
450

1250
1000
600
1000
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Старый Лескен
провод;
1250
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Змейская
провод;
Змейская
АС-240
АС-240

2500
1000
нет
630
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Старый Лескен
провод; ВЧЗ;
2500
-
1000
-
нет
-
630
-
ПС 110 кВ Змейская
провод;
ВЛ 110 кВ
Кызбурун
Л-6
АС-150
АС-185
АС-185
450

1640
1000
600
1000
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Кызбурун
провод;
1640
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Чегем-2
провод;
Чегем-2
АС-150
АС-150

1000
1000
600
1000
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Кызбурун
провод; ВЧЗ;
1000
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Чегем-2
провод; ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Псыгансу
Л-10
АС-150
АС-185
АС-185
450

1250
1000
630
630
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Псыгансу
провод;
1250
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Старый Лескен
провод;
Старый Лескен
АС-185
АС-185

1250
1000
630
1000
630
630
630
621
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Псыгансу
провод; ВЧЗ;ТТ;
1250
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Старый Лескен
провод; ВЧЗ;
КВЛ 110 кВ
Баксан-330
Л-37
АС-185 2XS(FL) 2Y-HS-LWL 1 * 500
АС-185
2АС-240
510

2000
1000
600
1000
600
600
600
587
566
536
510
479
449
413
ПС 330 кВ Баксан
ВЧЗ;
2000
-
1000
-
600
-
1000
-
Баксанская ГЭС
провод;
Баксанская ГЭС
АС-185
XLPE-500

1000
2500
630
630
600
600
600
600
600
600
600
576
541
495
ПС 330 кВ Баксан
ВЧЗ;
1000
-
2500
-
630
-
630
-
Баксанская ГЭС
провод
ВЛ 110 кВ
СКЭП
Л-39
АС-120
АС-150
АС-120
380

1250
1000
600
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
308
ПС 110 кВ СКЭП
ТТ;
1250
-
1000
-
600
-
320
-
ПС 110 кВ Нальчик-110
провод
Нальчик-110
АС-240
АС-400

3150
1000
630
630
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
ПС 110 кВ СКЭП
ТТ;
3150
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Нальчик-110
провод
ВЛ 110 кВ
Телемеханика-1
Л-40
АС-120
АС-150
АС-150
380

2500
600
630
500
320
320
320
320
320
320
320
320
320
308
ПС 110 кВ Телемеханика-1
провод
2500
-
600
-
630
-
500
-
ПС 110 кВ СКЭП
ТТ;
СКЭП
АС-120
АС-120

1250
1000
600
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
ПС 110 кВ Телемеханика-1
провод
1250
-
1000
-
600
-
320
-
ПС 110 кВ СКЭП
ТТ;
ВЛ 110 кВ
Прохладная-2
Л-85
АС-150
АС-150
2АСО-300
450

1600
1000
600
1000
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 330 кВ Прохладная-2
провод;
1600
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Майская
провод;
Майская
АС-150
АС-185

630
1250
600
630
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
ПС 330 кВ Прохладная-2
провод; ВЧЗ;
630
-
1250
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Майская
провод; ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Прохладная-2
Л-86
АС-185
АС-185
2АСО-300
510

1600
1000
нет
1000
630
630
612
587
566
536
510
479
449
413
ПС 330 кВ Прохладная-2
провод;
1600
-
1000
-
нет
-
1000
-
ПС 110 кВ Прохладная-Тяговая
провод; раз-ль; ТТ;
Прохладная-Тяговая
АС-185
АС-185

1000
630
нет
630
630
630
630
630
630
630
612
576
541
495
ПС 330 кВ Прохладная-2
провод;
1000
-
630
-
нет
-
630
-
ПС 110 кВ Прохладная-Тяговая
провод; раз-ль; ТТ;
ВЛ 110 кВ
Прохладная-2
Л-89
АС-185
АС-185
2АСО-300
510

1600
1000
600
1000
600
600
600
587
566
536
510
479
449
413
ПС 330 кВ Прохладная-2
ВЧЗ;
1600
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Терек
провод;
Терек-110
АС-185
АС-185

630
1000
нет
630
600
600
600
600
600
600
600
576
541
495
ПС 330 кВ Прохладная-2
ВЧЗ;
630
-
1000
-
нет
-
630
-
ПС 110 кВ Терек
провод
ВЛ 110 кВ
Кашхатау ГЭС
Л-102
АС-150
АС-150
АС-150
450

2500
1600
630
1000
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Дубки
провод;
2500
-
1600
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Кашхатау ГЭС
провод;
Дубки
АС-150
АС-150

3150
1000
630
630
630
630
630
621
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Дубки
провод; ВЧЗ;
3150
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Кашхатау ГЭС
провод; ВЧЗ;ТТ;
ВЛ 110 кВ
Нальчик
Л-105
АС-120
АС-185
2АС-300
380

2000
1000
630
1000
490
471
456
437
422
399
380
357
334
308
ПС 330 кВ Нальчик
провод;
2000
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Нальчик-110
провод;
Нальчик-110
АС-240
АС-400

3150
1000
630
630
589
566
547
524
505
479
456
429
403
369
ПС 330 кВ Нальчик
провод;
3150
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Нальчик-110
провод;
ВЛ 110 кВ
Нальчик
Л-109
АС-240
АС-240
2АС-300
510

2000
1000
630
1000
600
600
600
587
566
536
510
479
449
413
ПС 330 кВ Нальчик
провод
2000
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Птицефабрика
провод;выкл-ль; ВЧЗ;
ПТФ
АС-185
АС-300

600
630
600
630
600
600
600
600
600
600
600
576
541
495
ПС 330 кВ Нальчик
провод
600
-
630
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Птицефабрика
выкл-ль; ВЧЗ;
зима <***>
Эльхотово
Л-111
АС-150
АС-240
АС-240
450
590
1250
1000
630
1000
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Эльхотово
провод;
ВЛ 110 кВ
1250
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Змейская
провод;
Змейская
АС-240
АС-240

2500
1000
630
630
590
590
590
590
590
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Эльхотово
провод; РЗА;
2500
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Змейская
провод;
лето <***>
Эльхотово
АС-240
АС-240
480
1250
1000
630
1000
480
480
480
480
480
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Эльхотово
РЗА;
ВЛ 110 кВ
1250
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Змейская
провод
Змейская
АС-240
АС-240

2500
1000
630
630
480
480
480
480
480
480
480
480
477
437
ПС 110 кВ Эльхотово
РЗА;
2500
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Змейская
провод
ВЛ 110 кВ
Баксан
Л-173
АС-185
АС-185
2АС-240
510

2000
1000
600
1000
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
ПС 110 кВ Баксан
провод
2000
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Гунделен
ТТ;
Гунделен
АС-240
АС-240

нет
1000
630
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
ПС 110 кВ Баксан
провод
нет
-
1000
-
630
-
320
-
ПС 110 кВ Гунделен
ТТ;
ВЛ 110 кВ
Нальчик
Л-178
АС-150
АС-185
2АС-300
450

2000
1000
630
1000
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Нальчик
провод;
2000
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ ПТФ
провод;
ПТФ
АС-185
АС-300

1000
630
600
630
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Нальчик
провод;
1000
-
630
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ ПТФ
провод; ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Прохладная-Тяговая
Л-186
АС-150
АС-185
АС-185
450

1000
630
нет
630
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Прохладная-Тяговая
провод;
1000
-
630
-
нет
-
630
-
ПС 110 кВ Майская
провод;
Майская
АС-150
АС-185

630
1000
600
630
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Прохладная-Тяговая
провод;
630
-
1000
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Майская
провод; ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Майская
Л-187
АС-150
АС-150
АС-185
450

630
1250
600
630
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Майская
провод;
630
-
1250
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Терек-2
провод;
Терек-2
АС-150
АС-150

1250
1000
600
800
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Майская
провод; ВЧЗ;
1250
-
1000
-
600
-
800
-
ПС 110 кВ Терек-2
провод; ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Терек-2
Л-188
АС-150
АС-150
АС-150
450

1250
1000
630
800
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Терек-2
провод;
1250
-
1000
-
630
-
800
-
ПС 110 кВ Муртазово-Тяговая
провод;
Муртазово-Тяговая
АС-185
АС-185

630
630
нет
630
630
630
630
621
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Терек-2
провод; ВЧЗ;
630
-
630
-
нет
-
630
-
ПС 110 кВ Муртазово-Тяговая
провод;выкл-ль;раз-ль; ТТ;
ВЛ 110 кВ
Аушигерская ГЭС
Л-189
АС-120
АС-150
АС-150
380

1250
1000
630
1000
490
471
456
437
422
399
380
357
334
308
Аушигерская ГЭС
провод;
1250
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ ПТФ
провод;
ПТФ
АС-185
АС-300

1000
630
600
630
589
566
547
524
505
479
456
429
403
369
Аушигерская ГЭС
провод;
1000
-
630
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ ПТФ
провод;
ВЛ 110 кВ
Кашхатау ГЭС
Л-190
АС-150
АС-150
АС-150
450

2500
1600
630
1000
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
Кашхатау ГЭС
провод;
2500
-
1600
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Кашхатау
провод;
Кашхатау
АС-150
d-50

1250
1000
630
630
630
630
630
621
599
567
540
509
477
437
Кашхатау ГЭС
провод; ВЧЗ;
1250
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Кашхатау
провод; ВЧЗ;ТТ;
ВЛ 110 кВ
Кашхатау
Л-191
АС-150
АС-150
d-50
450

1250
1000
630
630
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Кашхатау
провод;
1250
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Псыгансу
провод;
Псыгансу
АС-185
АС-185

1250
1000
600
630
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Кашхатау
провод;
1250
-
1000
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Псыгансу
провод; ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Аушигерская ГЭС
Л-192
АС-150
АС-150
АС-150
450

1250
1000
630
1000
500
500
500
500
500
473
450
423
396
365
Аушигерская ГЭС
провод
1250
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Телемеханика-1
провод; ТТ;
Телемеханика-1
АС-150
АС-150

2500
1000
630
500
500
500
500
500
500
500
500
500
477
437
Аушигерская ГЭС
провод
2500
-
1000
-
630
-
500
-
ПС 110 кВ Телемеханика-1
ТТ;
ВЛ 110 кВ
Аушигерская ГЭС
Л-193
АС-150
АС-150
АС-150
450

1250
1000
630
1000
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
Аушигерская ГЭС
провод;
1250
-
1000
-
630
-
1000
-
Кашхатау ГЭС
провод;
Кашхатау ГЭС
АС-150
АС-150

2500
1600
630
1000
630
630
630
621
599
567
540
509
477
437
Аушигерская ГЭС
провод; ВЧЗ;
2500
-
1600
-
630
-
1000
-
Кашхатау ГЭС
провод; ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Чегем-2
Л-203
АС-150
АС-150
АС-150
450

1250
1000
600
1000
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Чегем-2
провод;
1250
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Нальчик-110
провод;
Нальчик-110
АС-240
АС-400

3150
1000
630
630
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Чегем-2
провод; ВЧЗ;
3150
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Нальчик-110
провод;
ВЛ 110 кВ
Муртазово-Тяговая
Л-209
АС-150
АС-185
АС-185
450

630
630
нет
630
500
500
500
500
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Муртазово-Тяговая
провод
630
-
630
-
нет
-
630
-
ПС 110 кВ Эльхотово
провод; РЗА;
зима <***>
Эльхотово
АС-240
АС-240
500
1250
1000
нет
1000
500
500
500
500
500
500
500
500
477
437
ПС 110 кВ Муртазово-Тяговая
провод
1250
-
1000
-
нет
-
1000
-
ПС 110 кВ Эльхотово
РЗА;
ВЛ 110 кВ
Муртазово-Тяговая
АС-185
АС-185

630
630
нет
630
450
450
450
450
450
450
450
423
396
365
ПС 110 кВ Муртазово-Тяговая
провод
630
-
630
-
нет
-
630
-
ПС 110 кВ Эльхотово
РЗА;
лето <***>
Эльхотово
АС-240
АС-240
450
1250
1000
нет
1000
450
450
450
450
450
450
450
450
450
437
ПС 110 кВ Муртазово-Тяговая
провод
1250
-
1000
-
нет
-
1000
-
ПС 110 кВ Эльхотово
РЗА;
КВЛ 110 кВ
Залукокоаже
Л-210
АС-120 2XS(FL) 2Y-HS-LWL 1x500
АС-120
АС-120
380

1250
1000
600
630
490
471
456
437
422
399
380
357
334
308
ПС 110 кВ Залукокоаже
провод;
1250
-
1000
-
600
-
630
-
Баксанская ГЭС
провод;
Баксанская ГЭС
АС-120
XLPE-500

1000
2500
630
630
589
566
547
524
505
479
456
429
403
369
ПС 110 кВ Залукокоаже
провод;
1000
-
2500
-
630
-
630
-
Баксанская ГЭС
провод;
КВЛ 110 кВ
Малка
Л-211
АС-150 2XS(FL) 2Y-HS-LWL 1x500
АС-185
АС-185
450

630
630
630
нет
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Малка
провод;
630
-
630
-
630
-
нет
-
Баксанская ГЭС
провод;
Баксанская ГЭС
АС-150
XLPE-500

1000
2500
630
630
630
630
630
621
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Малка
провод;выкл-ль;раз-ль;ВЧЗ;
1000
-
2500
-
630
-
630
-
Баксанская ГЭС
провод; ВЧЗ;ТТ;
ВЛ 110 кВ
Прогресс
Л-290
АС-150
АС-150
АС-150
450

1250
1000
630
630
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Прогресс
провод;
1250
-
1000
-
756
60
756
60
ПС 110 кВ Малка
провод;
Малка
АС-185
АС-185

1250
1000
нет
630
630
630
630
621
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Прогресс
провод;
1250
-
1000
-
нет
-
630
-
ПС 110 кВ Малка
провод; ТТ;
ВЛ 110 кВ
ПТФ
Л-8
АС-120
АС-120
АС-300
380

1000
630
600
630
490
471
456
437
422
399
380
357
334
308
ПС 110 кВ ПТФ
провод;
1000
-
630
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Нарткала
провод;
Нарткала
АС-120
АС-150

600
1000
600
600
589
566
547
524
505
479
456
429
403
369
ПС 110 кВ ПТФ
провод;
600
-
1000
-
600
-
600
-
ПС 110 кВ Нарткала
провод;
ВЛ 110 кВ
Кахун
Л-9
АС-150
АС-185
АС-185
450

630
1000
600
630
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Кахун
провод;
630
-
1000
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Старый Лескен
провод;
Старый Лескен
АС-185
АС-185

1250
1000
600
1000
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Кахун
провод; ВЧЗ;
1250
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Старый Лескен
провод; ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Баксан-330
Л-35/174
АС-300
АС-300
2АС-240
610

2000
1000
600
2000
600
600
600
600
600
600
600
573
537
494
ПС 330 кВ Баксан
ВЧЗ;
2000
-
1000
-
600
-
2000
-
ПС 110 кВ ЦРУ
провод
ЦРУ
АС-240
АС-300

1250
1000
630
630
600
600
600
600
600
600
600
600
600
592
ПС 330 кВ Баксан
ВЧЗ;
1250
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ ЦРУ
провод
ВЛ 110 кВ
Нальчик-110
Л-41
АС-120
АС-240
АС-400
380

3150
1000
630
630
490
471
456
437
422
399
380
357
334
308
ПС 110 кВ Нальчик-110
провод;
3150
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Долинск
провод;
Долинск
АС-120
АС-120

630
1000
630
600
589
566
547
524
505
479
456
429
403
369
ПС 110 кВ Нальчик-110
провод;
630
-
1000
-
630
-
600
-
ПС 110 кВ Долинск
провод;
ВЛ 110 кВ
Дубки
Л-42
АС-120
АС-150
АС-150
380

3150
1000
630
630
400
400
400
400
400
399
380
357
334
308
ПС 110 кВ Дубки
провод
3150
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Долинск
провод; ТТ;
Долинск
АС-120
АС-120

630
630
630
400
400
400
400
400
400
400
400
400
400
369
ПС 110 кВ Дубки
провод
630
-
630
-
630
-
400
-
ПС 110 кВ Долинск
ТТ;
ВЛ 110 кВ
Нарткала
Л-87
АС-120
АС-120
АС-150
380

600
1000
600
600
490
471
456
437
422
399
380
357
334
308
ПС 110 кВ Нарткала
провод;
600
-
1000
-
600
-
600
-
ПС 110 кВ Прохладная-1
провод;
Прохладная-1
АС-185
АС-185

2500
1000
600
нет
589
566
547
524
505
479
456
429
403
369
ПС 110 кВ Нарткала
провод;
2500
-
1000
-
600
-
нет
-
ПС 110 кВ Прохладная-1
провод;
ВЛ 110 кВ
Прохладная-2
Л-88
АС-185
АС-185
2АСО-300
510

1600
1000
600
1000
600
600
600
587
566
536
510
479
449
413
ПС 330 кВ Прохладная-2
ВЧЗ;
1600
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Прохладная-1
провод; ВЧЗ;
Прохладная-1
АС-185
АС-185

2500
1000
600
нет
600
600
600
600
600
600
600
576
541
495
ПС 330 кВ Прохладная-2
ВЧЗ;
2500
-
1000
-
600
-
нет
-
ПС 110 кВ Прохладная-1
ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Прохладная-2
Л-99
АС-240
АС-240
2АС-300
610

1600
1000
630
1000
630
630
630
630
630
630
610
573
537
494
ПС 330 кВ Прохладная-2
ВЧЗ;
1600
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Нальчик
провод; ВЧЗ;ТТ;
Нальчик-110
АС-240
АС-400

3150
1000
630
630
630
630
630
630
630
630
630
630
630
592
ПС 330 кВ Прохладная-2
ВЧЗ;
3150
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Нальчик
ВЧЗ;ТТ;
ВЛ 110 кВ
ПТФ
Л-100
АС-150
АС-120
АС-300
380

1000
630
630
630
490
471
456
437
422
399
380
357
334
308
ПС 110 кВ ПТФ
провод;
1000
-
630
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Нальчик-Тяговая
провод;
Нальчик-Тяговая
АС-150
АС-150

1250
1000
нет
630
589
566
547
524
505
479
456
429
403
369
ПС 110 кВ ПТФ
провод;
1250
-
1000
-
нет
-
630
-
ПС 110 кВ Нальчик-Тяговая
провод;
ВЛ 110 кВ
Искож
Л-101
АС-150
АС-150
АС-150
450

3150
1000
630
400
400
400
400
400
400
400
400
400
396
365
ПС 110 кВ Искож
ТТ;
3150
-
1000
-
630
-
400
-
ПС 110 кВ Дубки
провод
Дубки
АС-150
АС-150

3150
1000
630
630
400
400
400
400
400
400
400
400
400
400
ПС 110 кВ Искож
ТТ;
3150
-
1000
-
630
-
630
-
ПС 110 кВ Дубки
провод
ВЛ 110 кВ
Баксан
Л-103
АС-240
АС-240
2АС-240
510

2000
1000
1000
1000
630
630
612
587
566
536
510
479
449
413
ПС 330 кВ Баксан
провод;
2000
-
1000
-
1000
-
1000
-
ПС 110 кВ Баксан-110
провод; ВЧЗ;
Баксан-110
АС-185
АС-185

1250
1000
630
1000
630
630
630
630
630
630
612
576
541
495
ПС 330 кВ Баксан
провод;
1250
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Баксан-110
провод; ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Нальчик
Л-104
АС-240
АС-240
2АС-300
610

2000
1000
630
1000
600
600
600
600
600
600
600
573
537
494
ПС 330 кВ Нальчик
провод
2000
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Водозабор
ВЧЗ;
Водозабор
АС-240
АС-240

1250
1000
600
1000
600
600
600
600
600
600
600
600
600
592
ПС 330 кВ Нальчик
провод
1250
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Водозабор
ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
ПТФ
Л-106
АС-150
АС-185
АС-300
450

1000
630
600
630
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ ПТФ
провод;
1000
-
630
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Заводская
провод;
Заводская
АС-150
АС-150

1250
1000
600
630
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ ПТФ
провод; ВЧЗ;
1250
-
1000
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Заводская
провод; ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Заводская
Л-107
АС-150
АС-150
АС-150
450

1250
1000
600
630
581
558
540
518
500
473
450
423
396
365
ПС 110 кВ Заводская
провод;
1250
-
1000
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Кахун
провод;
Кахун
АС-185
АС-185

630
1000
600
630
600
600
600
600
599
567
540
509
477
437
ПС 110 кВ Заводская
провод; ВЧЗ;
630
-
1000
-
600
-
630
-
ПС 110 кВ Кахун
провод; ВЧЗ;
ВЛ 110 кВ
Нальчик-Тяговая
Л-111
АС-150
АС-150
АС-150
450

1250
1000
нет
630
400
400
400
400
400
400
400
400
396
365
ПС 110 кВ Нальчик-Тяговая
провод
1250
-
1000
-
нет
-
630
-
ПС 110 кВ Искож
ТТ;
Искож
АС-150
АС-150

3150
1000
630
400
400
400
400
400
400
400
400
400
400
400
ПС 110 кВ Нальчик-Тяговая
провод
3150
-
1000
-
630
-
400
-
ПС 110 кВ Искож
ТТ;
ВЛ 110 кВ
Баксан-110
Л-243
АС-240
АС-185
АС-185
510

1250
1000
630
1000
600
600
600
587
566
536
510
479
449
413
ПС 110 кВ Баксан-110
провод
1250
-
1000
-
630
-
1000
-
ПС 110 кВ Водозабор
провод; ВЧЗ;
Водозабор
АС-240
АС-240

1250
1000
600
1000
600
600
600
600
600
600
600
576
541
495
ПС 110 кВ Баксан-110
провод
1250
-
1000
-
600
-
1000
-
ПС 110 кВ Водозабор
ВЧЗ;





Приложение № 4

Перечень
по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики
напряжением 110 кВ и выше энергосистемы для ликвидации
"узких мест" в "реалистическом" варианте развития
энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике
на период 2015 - 2019 годов


Таблица 1.6.1

№ п/п
Субъект электроэнергетики
Наименование объекта ввода (реконструкции), мероприятие
Необходимые сроки реализации строительства (реконструкции)
Обоснование необходимости строительства (реконструкции)
5.
Кабардино-Балкарский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"
ПС 110 кВ СКЭП: замена трансформаторов тока 110 кВ, ограничивающих пропускную способность ВЛ 110 кВ (320 А), на оборудование с номинальным током не менее 400 А.
2015 г.
(до ввода в работу Зарагижской МГЭС)
Для обеспечения выдачи полной мощности вновь вводимой Зарагижской МГЭС, недопущения перегрузки ТТ 110 кВ на ПС 110 кВ СКЭП выше аварийно допустимой величины в послеаварийных режимах
6.
Кабардино-Балкарский филиал ОАО "РусГидро"
Аушигерская ГЭС: установка АОПО ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) с воздействием с первой выдержкой времени - на сигнал, со второй выдержкой времени - на отключение одного агрегата 20 МВт Аушигерской ГЭС.
Для обеспечения выдачи полной мощности вновь вводимой Зарагижской МГЭС, недопущения перегрузки ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) выше аварийно допустимой величины в послеаварийных режимах
7.
Кабардино-Балкарский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"
Увеличение трансформаторной мощности или выполнение мероприятий в распределительных сетях по переводу нагрузок на энергообъекты, имеющие резервы (с учетом критерия "N-1") трансформаторной мощности, на следующих энергообъектах энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики: ПС 110 кВ Нарткала, ПС 110 кВ Прохладная-1
2019 г.
Для исключения недопустимых перегрузов трансформаторов 110 кВ в нормальном режиме (в схеме ремонта одного из трансформаторов), а также в послеаварийном режиме отключения другого трансформатора энергообъекта с наибольшей установленной мощностью
8.
Кабардино-Балкарский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"
ПС 110 кВ Искож: замена оборудования, ограничивающего пропускную способность ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111) (замена ТТ в ячейке Л-111 (400 А) и в ячейке С-1 (400 А) на оборудование с большей пропускной способностью) <*>
2015 - 2019 гг.
Обеспечение возможности ТП новых потребителей величиной более 20 МВт в энергоузел ПС 110 кВ Искож, ПС 110 кВ Нальчик-Тяговая, ПС 110 кВ Дубки, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Долинск

--------------------------------
Примечание:
<*> - выполнение мероприятия по п. 4 необходимо при осуществлении в течение 2015 - 2019 годов технологических присоединений, не учтенных в данной работе, суммарной величиной более 20 МВт.





Приложение РВ-ЗМ-2015-Таблицы


1.5.1.3. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2015 года.

РВ-ЗМ-2015-1 Режим: нормальный

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
51
258
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
51
258
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
79
448
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
68
362
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
356
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
67
340
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
48
270
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
52
262
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
31
166
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
47
231
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
45
242

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-2 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
51
258
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
51
258
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
78
443
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
68
364
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
357
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
61
344
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
49
267
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
67
341
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
53
266
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
48
236
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
46
248

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-3 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
44
217
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
44
217
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
81
463
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
367
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
361
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
57
317
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
66
338
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
52
260
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
30
157

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-4 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
45
230
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
45
230
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
86
469
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
366
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
359
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
58
309
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
61
312
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
57
303
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
400/400
38
215
ВЛ 110 кВ Нальчик - ПТФ (Л-178)
558/600
53
262
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
500/500
42
212
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
45
224

Напряжение на сш 110 кВ:
Минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ.
Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
68
349
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
68
349
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
78
414
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
76
407
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
68
337
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
60
302
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
58
314
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
56
288
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
45
228
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
33
175
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)
630/630
55
274
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
47
239

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-6 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
60
299
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
60
299
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
91
488
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
60
333
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
59
327
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
71
364
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
53
289
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
59
296
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
54
273
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
51
253
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
32
166
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
44
220

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-7 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
43
217
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
43
217
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
90
498
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
373
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
367
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
64
326
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
61
303
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
62
318
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
54
270
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
51
256
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
33
213
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
33
174
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
39
205

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 (Л-3)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
41
206
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
41
206
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
92
506
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
73
382
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
375
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
76
397
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
62
319
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
49
248
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)
630/630
52
258

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-9 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 при перетоке в сечении "Восток" 2300 МВт

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
63
311
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
63
311
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
96
509
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
60
329
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
58
323
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
76
394
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
54
295
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
57
289
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
61
308
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
54
267
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
32
169
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
46
235

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 117 кВ.

РВ-ЗМ-2015-10 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
68
349
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
68
349
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
78
416
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
77
408
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
71
356
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
64
320
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
62
336
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
49
246
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
56
289
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
46
236
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)
630/630
51
253

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-11 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
55
279
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
55
279
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
76
422
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
66
344
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
64
338
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
54
297
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
65
332
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
64
322
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
57
320
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
400/400
36
210
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
53
291
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
57
286
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
42
210
ВЛ 110 кВ Нальчик - ПТФ (Л-178)
558/600
49
248
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
48
242

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик-110 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 119 кВ.

РВ-ЗМ-2015-12 Режим: послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
74
375
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
88
491
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
374
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
367
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
51
286
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
64
329
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
51
256
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
30
160

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-13 Режим: послеаварийный, отключение АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
55
274
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
55
274
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
85
481
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
94
517
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
0
0
ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу
558/600
55
269
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
51
290
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
64
328
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
51
256
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
52
255
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
48
258
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
31
164

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Терек-2 114 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-14 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
51
255
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
51
255
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
79
450
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
68
361
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
355
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
65
334
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
51
277
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
400/400
38
215
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
50
271
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
51
256
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
29
145

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-15 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
51
255
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
51
255
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
79
447
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
68
361
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
354
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
65
330
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
39
201
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
35
214
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
48
241
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
500/500
42
212
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
45
222

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ СКЭП 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-16 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Ст. Лескен - Змейская (Л-5)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
43
219
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
43
219
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
57
364
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
61
335
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
60
329
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
51
283
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
40
219
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Терек-110 с отпайкой на ПС Екатериноградская (Л-89)
600/600
41
198
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
21
128
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
25
145

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Залукокоаже 115 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 119 кВ.

РВ-ЗМ-2015-17 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
49
245
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
49
245
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
72
427
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
66
355
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
65
348
ВЛ 110 кВ ПТФ - Заводская (Л-106)
558/600
61
308
ВЛ 110 кВ Заводская - Кахун (Л-107)
558/600
59
299
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Кахун (Л-9)
558/600
54
278
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
37
224
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
44
237

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 112 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 119 кВ.

РВ-ЗМ-2015-18 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в схеме отключенной (для плавки гололеда) ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
5
29
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
5
29
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
9
83
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
91
482
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
89
474
ВЛ 110 кВ Машук - Залукокоаже с отпайками (Л-1)
471/566
61
312
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Прохладная-1 (Л-88)
600/600
62
310
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)
471/566
43
238
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
56
301
ВЛ 110 кВ Нарткала - Прохладная-1 (Л-87)
471/566
41
211
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99)
630/630
50
264
ВЛ 110 кВ Прогресс - Малка (Л-290)
558/630
44
237
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нарткала (Л-8)
471/566
38
198

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Адыл-Су 107 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ.

РВ-ЗМ-2015-19 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-109)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
51
257
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
51
257
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
78
444
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
68
363
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
357
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
66
338
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
51
286
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
52
262
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
34
178
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
47
231
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
45
243

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-20 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
31
162
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
31
162
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
57
348
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
358
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
66
352
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
55
283
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
39
230
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
46
236
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
30
157

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Залукокоаже 113 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 117 кВ.

РВ-ЗМ-2015-21 Режим: Послеаварийный отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
53
265
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
53
265
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
73
406
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
369
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
68
362
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
67
343
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
47
261
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
58
286
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
54
296
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
46
255
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
50
251
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
50
250
ВЛ 110 кВ Нальчик - ПТФ (Л-178)
558/600
47
237

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-22 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-178)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
51
257
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
51
257
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
78
442
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
364
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
357
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
54
295
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
66
337
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
52
262
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
35
184
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
47
231
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
45
244

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-23 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ Аушигерская ГЭС

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
53
267
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
53
267
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
82
466
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
369
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
68
363
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
57
319
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
41
211
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
64
327
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
51
251
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
49
248
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
47
252

Напряжение на сш 110 кВ:
Минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ.
Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-24 Режим: Послеаварийный отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
52
260
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
52
260
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
80
456
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
365
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
358
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
44
257
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
54
276
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
47
234
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
30
162
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
45
242

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-25 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Птицефабрика

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
50
252
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
50
252
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
75
431
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
356
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
66
349
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
57
307
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
69
346
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
55
285
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
33
176
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
28
140
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
558/630
46
227
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
45
242
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
46
225

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кахун 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-26 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
47
241
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
47
241
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
83
459
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
367
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
68
361
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
48
285
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
65
331
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
36
186
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
52
260
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
52
259
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
51
261
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
45
227

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2015-27 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
52
259
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
51
259
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
79
452
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
68
364
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
357
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
68
347
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
49
275
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
38
205
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
56
280
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
35
199
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
47
234
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
45
244

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.





Приложение РВ-ЗМ-2015-Графика

См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-1 Режим: нормальный



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-2 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-3 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-4 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-6 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-7 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 (Л-3)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-9 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 при перетоке в сечении "Восток" 2300 МВт



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-10 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-11 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-12 Режим: послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-13 послеаварийный, отключение АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-14 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-15 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-16 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Ст. Лескен - Змейская (Л-5)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-17 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-18 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная- 2 в схеме отключенной (для плавки гололеда) ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-19 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-109)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-20 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-21 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-22 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-178)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-23 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ Аушигерская ГЭС



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-24 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-25 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Птицефабрика



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-26 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-27 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)





Приложение РВ-ЛМ-2015-Таблицы


1.5.1.1. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года

РВ-ЛМ-2015-1 Режим: нормальный

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
18
97
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
18
97
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
20
263
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
236
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
36
232
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
32
160
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
23
157

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кахун 118 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ.

РВ-ЛМ-2015-2 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
17
91
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
17
91
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
17
261
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
35
233
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
35
229
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
64
309
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
31
151

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кашхатау 116 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 122 кВ.

РВ-ЛМ-2015-3 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
103
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
103
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
23
273
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
241
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
237
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
56
286
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
44
251
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
68
328
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
56
268
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
357/429
42
220
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
52
257
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
18
207
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
37
187

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик-Тяговая 117 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2015-4 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
20
104
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
20
104
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
24
271
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
240
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
236
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
64
310
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
60
299
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
41
204
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
29
170

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кахун 118 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2015-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
17
92
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
17
92
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
17
265
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
35
235
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
35
230
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
67
326
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
45
223
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
64
309
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
56
268
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
33
182

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кашхатау 116 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 122 кВ.

РВ-ЛМ-2015-6 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
87
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
15
87
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
18
265
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
36
235
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
35
231
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
56
283
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
44
246
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
68
326
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
20
228
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
56
267
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
38
199

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кашхатау 115 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2015-7 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
82
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
82
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
25
283
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
244
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
240
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
17
232
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
35
178
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
46
221
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
23
146
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
42
200
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
39
189

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кахун 118 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2015-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
22
135
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
22
135
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
254
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
249
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
33
162

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 117 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ.

РВ-ЛМ-2015-9 Режим: послеаварийный, отключение 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
98
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
98
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
20
244
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
36
230
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
36
226
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
42
217
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
28
183

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 121 кВ.

РВ-ЛМ-2015-10 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
20
104
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
20
104
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
24
274
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
242
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
237
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
63
303
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
61
292
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
59
284
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
44
238
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
57
281
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
21
208
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
357/429
19
176
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
39
195

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 118 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2015-11 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
17
94
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
17
94
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
16
260
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
35
234
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
35
230
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
70
336
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
54
256
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
37
205
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
33
162

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кашхатау 116 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 122 кВ.

РВ-ЛМ-2015-12 Режим: послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Баксан

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
0
0
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
31
313
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
251
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
246
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
27
179
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
32
160

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 117 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2015-13 Режим: послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/753
31
131
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/847
24
131
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
24
329
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
28
200
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
33
164

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Муртазово 113 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2015-14 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/847
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
0
0
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/753
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
43
278
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
42
273
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
34
167

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 119 кВ.

РВ-ЛМ-2015-15 Режим: Послеаварийный отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
21
111
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
21
111
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
28
292
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
27
189
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
34
165

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Муртазово 112 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 119 кВ.

РВ-ЛМ-2015-16 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
27
156
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
27
156
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
43
273
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
42
268
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
32
153

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кашхатау 115 кВ;
максимальное -ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ.

РВ-ЛМ-2015-17 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
24
121
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
23
121
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
33
299
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
53
345
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
23
160
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
31
152

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кашхатау 116 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2015-18 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
23
135
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
23
135
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
263
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
259
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
30
147

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик-110 117 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ.

РВ-ЛМ-2015-19 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
21
118
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
21
118
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
25
307
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
33
165
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
20
157

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Прохладная-1 115 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2015-20 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Дубки

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
21
119
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
21
119
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
16
229
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
230
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
36
226
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
42
209
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
53
260
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
33
183
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
30
152
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
423/509
29
196
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
38
184

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 115 кВ;
Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 121 кВ.

РВ-ЛМ-2015-21 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
101
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
101
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
21
269
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
238
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
36
234
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
56
288
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
357/429
42
220
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
46
221
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
41
218
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
43
210

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 117 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2015-22 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
90
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
90
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
15
259
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
243
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
239
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
23
181
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
41
201
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
37
189

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Заводская 116 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 121 кВ.

РВ-ЛМ-2015-23 Режим: послеаварийный отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
12
62
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
12
62
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
23
280
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
242
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
238
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
32
207
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
32
158

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Залукокоаже 117 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Баксан 121 кВ.

РВ-ЛМ-2015-24 послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
8
45
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
8
45
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
17
254
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
35
231
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
34
227
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
32
160
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
21
148

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2015-25 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
10
48
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
10
48
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
23
279
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
242
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
237
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
32
210
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
32
158

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2015-26 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
14
76
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
14
76
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
9
231
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
33
221
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
32
217
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
44
215
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
30
150
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
41
195
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
22
159
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)

38
183

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кашхатау 111 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 122 кВ.

РВ-ЛМ-2015-27 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Эльхотово - Змейская (Л-111) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
15
83
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
15
83
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
12
242
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
34
226
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
33
222
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
39
196
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
23
163
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
27
135

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 119 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2015-28 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
98
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
98
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
21
261
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
236
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
36
232
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
42
213
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
43
212
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
28
145
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
25
170
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
40
201
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
39
188

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Заводская 116 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.





Приложение РВ-ЛМ-2015-Графика

См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-1 Режим: Нормальный



См. данный графический объект


Рисунок № РВ-ЗМ-2015-2 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-3 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-4 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-6 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-7 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-9 Режим: послеаварийный, отключение 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-10 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-11 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-12 Режим: послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Баксан



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-13 Режим: послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-14 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-15 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-16 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-17 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-18 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-19 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2015-20 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Дубки



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-21 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-22 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-23 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-24 послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-25 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-26 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-27 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Эльхотово - Змейская (Л-111) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-28 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)





Приложение РВ-ЗМ-2016-Таблицы


1.5.1.3. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2016 года

РВ-ЗМ-2016-1 Режим: нормальный.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
46
235
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
46
235
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
56
373
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
376
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
370
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
40
242
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
53
268
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
46
229
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
45
227
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
30
161

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-2 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
46
236
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
46
236
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
55
370
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
377
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
371
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
50
305
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
46
254
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
53
270
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
47
234
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
47
233

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-3 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
40
201
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
40
201
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
58
385
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
380
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
374
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
47
283
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
52
265
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
45
225

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-4 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
40
210
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
40
210
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
62
385
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
72
380
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
373
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
55
296
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
400/400
38
215
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
54
291
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
48
241
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
500/500
42
212

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 113 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная - 2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
75
376
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
75
376
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
24
261
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
84
437
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
82
429
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
76
378
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
67
337
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
52
270
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
63
331
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)
630/630
63
313
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
54
274
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
35
181
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
46
234

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-6 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
43
221
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
43
221
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
53
356
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
73
387
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
380
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
39
235
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
52
265
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
45
226

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-7 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
38
195
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
38
194
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
66
419
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
73
387
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
381
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
61
300
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
52
279
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
52
260
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
50
253
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
32
168
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
37
195
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
25
193

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 (Л-3)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
35
184
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
35
184
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
69
425
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
75
396
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
73
389
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
68
364
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
49
246
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)
630/630
52
255

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кызбурун 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная - 2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-9 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик при перетоке в сечении "Восток" 2300 МВт

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
77
387
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
77
388
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
31
272
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
86
446
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
84
438
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
80
400
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
71
359
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
56
293
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
64
336
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)
630/630
67
332
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
56
291
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
35
184
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
48
243

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная - 2 117 кВ.

РВ-ЗМ-2016-10 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
56
300
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
56
300
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
77
416
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
75
409
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
64
323
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
55
279
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
46
283
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
40
203
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
44
226

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик-110 113 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-11 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
50
260
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
50
260
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
55
354
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
66
351
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
65
345
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
51
287
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
64
322
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
400/400
36
211
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
50
281
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
55
278
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
47
290
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
51
257
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
40
201

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик-110 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная - 2 119 кВ.

РВ-ЗМ-2016-12 Режим: послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
65
342
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
64
409
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
73
387
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
380
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
43
256
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
51
257

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-13 Режим: послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
49
253
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
49
253
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
63
406
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
96
532
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
44
263
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
50
255
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
51
254

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Терек-2 114 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-14 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
45
232
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
45
232
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
56
375
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
375
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
369
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
49
267
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
400/400
38
215
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
51
262
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
48
261
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
27
134

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 113 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-15 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
45
232
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
45
232
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
56
371
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
375
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
368
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
37
192
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
51
258
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
400/400
42
212
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
28
195

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ СКЭП 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная -2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-16 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Ст. Лескен - Змейская (Л-5)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
39
203
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
39
203
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
37
310
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
65
355
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
64
349
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
42
247

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Залукокоаже 115 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-17 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
43
224
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
43
224
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
49
357
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
370
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
363
ВЛ 110 кВ ПТФ - Заводская (Л-106)
558/600
49
247
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
30
203
ВЛ 110 кВ Заводская - Кахун (Л-107)
558/600
47
238

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 112 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 119 кВ.

РВ-ЗМ-2016-18 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в схеме отключенной (для плавки гололеда) ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
1
81
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
1
81
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
14
230
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
94
487
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
92
478
ВЛ 110 кВ Машук - Залукокоаже с отпайками (Л-1)
471/566
61
313
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)
471/566
43
255
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
53
319
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Прохладная-1 (Л-88)
600/600
60
300
ВЛ 110 кВ Прогресс - Малка (Л-290)
558/630
44
251
ВЛ 110 кВ Нарткала - Прохладная-2 (Л-87)
471/566
40
205
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99)
630/630
51
253
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нарткала (Л-8)
471/566
37
192

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Адыл-Су 111 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ.

РВ-ЗМ-2016-19 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-109)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
46
235
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
46
235
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
55
371
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
377
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
370
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
42
253
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
52
266
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
31
168
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
46
229
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
45
227

Напряжение на сш 110 кВ:
Минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ.
Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-20 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
25
147
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
25
147
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
41
318
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
373
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
68
366
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
33
217
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
46
237
ВЛ 110 кВ Машук - Залукокоаже с отпайками (Л-1)
471/566
39
197

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Залукокоаже 113 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 117 кВ.

РВ-ЗМ-2016-21 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
47
242
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
47
242
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
51
333
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
382
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
375
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
43
244
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
55
275
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
53
270
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
42
259
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
42
238
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
46
231
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
400/400
27
160

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-22 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-178)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
46
234
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
46
234
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
55
369
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
378
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
371
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
44
260
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
52
265
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
33
174
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
46
229
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
45
227

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-23 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
52
263
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
52
263
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
81
456
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
375
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
369
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
69
354
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
48
272
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
53
269
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
49
243
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
32
167
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
46
247

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-24 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ Аушигерская ГЭС

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
48
246
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
48
246
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
60
393
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
72
384
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
377
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
41
211
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
50
293
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
51
259
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
50
250

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-25 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
47
239
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
46
239
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
58
383
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
380
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
373
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
38
236
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
48
235
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
29
160

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-26 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Птицефабрика

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
46
233
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
45
233
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
55
366
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
68
366
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
67
359
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
45
263
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
57
286
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
32
171
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
46
228

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кахун 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-27 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
42
221
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
42
221
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
60
380
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
72
381
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
70
374
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
39
257
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
51
260
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
51
254
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
33
176
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
45
225

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2016-28 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
46
237
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
46
237
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
56
380
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
71
378
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
693/723
69
371
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
41
248
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
38
204
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
54
276
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
49
248
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
35
199
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
47
232

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.





Приложение РВ-ЗМ-2016-Графика

См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-1 Режим: нормальный



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-2 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-3 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-4 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-6 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-7 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 (Л-3)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-9 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик при перетоке в сечении "Восток" 2300 МВт



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-10 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-11 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-12 Режим: послеаварийный отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-13 послеаварийный отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-14 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-15 Режим: послеаварийный отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-16 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Ст. Лескен - Змейская (Л-5)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-17 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-18 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в схеме отключенной (для плавки гололеда) ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-19 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-109)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-20 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-21 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-22 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-178)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-23 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-24 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ Аушигерская ГЭС



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-25 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-26 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Птицефабрика



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-27 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2016-28 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)





Приложение РВ-ЛМ-2017-Таблицы


1.5.1.1. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2017 года.

РВ-ЛМ-2017-1 Режим: нормальный.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
18
101
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
18
101
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
17
276
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
256
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
251
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
39
191
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
42
208
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
22
160
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
36
183
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
129

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 118 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-2 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
17
98
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
17
98
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
15
274
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
254
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
250
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
64
309
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
19
153

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 118 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-3 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
109
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
109
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
21
291
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
262
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
258
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
69
354
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
57
315
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
82
396
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
357/429
54
288
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
68
334
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
20
236
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
45
226
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
42
199
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
29
156

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик-Тяговая 116 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-4 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
21
113
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
21
113
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
23
293
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
264
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
259
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
89
444
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
64
310
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
54
269
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
32
186
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
357/429
31
162

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кахун 118 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
17
99
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
17
99
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
15
278
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
256
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
251
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
67
323
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
45
225
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
64
309
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
57
271
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
33
184
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
357/429
29
153
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
20
153

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 117 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 122 кВ.

РВ-ЛМ-2017-6 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
95
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
95
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
16
275
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
255
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
250
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
54
275
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
42
238
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
66
318
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
58
276
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
8
231
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
27
162

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик Тяговая 118 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-7 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
85
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
85
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
21
297
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
264
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
259
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
16
259
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
42
215
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
53
259
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
30
179
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
51
248
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
47
226
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
37
188

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик Тяговая 117 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2017-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
119
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
119
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
9
203
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
262
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
257
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
39
192
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
42
208
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
36
182
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
25
128

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кахун 118 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ.

РВ-ЛМ-2017-9 Режим: послеаварийный отключение 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
102
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
102
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
16
249
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
248
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
244
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
55
285
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
35
214
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
40
197
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
36
182

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 113 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ

РВ-ЛМ-2017-10 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
20
110
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
20
110
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
21
290
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
262
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
258
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
77
373
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
72
355
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
46
262
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
59
283
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
23
232
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
357/429
20
211
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
47
235
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
46
220

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 118 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-11 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
18
101
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
18
101
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
14
274
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
255
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
251
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
69
332
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
40
223
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
55
261

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кахун 118 кВ;
Максимальное - Аушигерская ГЭС 122 кВ.

РВ-ЛМ-2017-12 Режим: послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Баксан

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
0
0
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
27
323
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
42
271
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
266
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
39
192
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
27
182
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
41
200
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
132

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 117 кВ;
Максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2017-13 Режим: послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/753
24
137
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/847
24
137
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
28
342
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
28
207
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
40
196
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
40
198
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
129

Напряжение на сш 110 кВ:
Минимальное - ПС 110 кВ Муртазово 113 кВ.
Максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ

РВ-ЛМ-2017-14 Режим: Послеаварийный отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/847
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
0
0
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/753
15
236
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
44
278
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
43
273
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
39
192
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
40
201
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
131

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 117 кВ;
Максимальное - Кашхатау ГЭС 119 кВ.

РВ-ЛМ-2017-15 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
21
121
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
21
121
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
26
321
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
27
200
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
40
197
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
39
194
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
131

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Муртазово 112 кВ;
Максимальное - Аушигерская ГЭС 119 кВ.

РВ-ЛМ-2017-16 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
27
159
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
27
159
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
46
292
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
45
287
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
31
150

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кахун 117 кВ;
Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ.

РВ-ЛМ-2017-17 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
24
128
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
24
128
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
32
311
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
57
374
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
27
180
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
31
149

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Муртазово 117кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2017-18 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
22
135
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
22
135
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
279
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
274
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
30
148
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
36
174
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
41
202
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
40
195

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик-110 117 кВ;
Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ.

РВ-ЛМ-2017-19 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
21
120
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
21
120
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
20
316
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
40
196
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
42
206
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
19
157

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Прохладная-1 115 кВ;
Максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2017-20 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Дубки

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
20
121
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
20
121
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
13
248
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
252
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
248
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
47
234
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
58
284
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
44
234
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
35
176
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
49
237
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
43
210
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
40
199
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
423/509
25
192
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
357/429
29
157

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 115 кВ;
Максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-21 Режим: Послеаварийный отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
20
107
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
20
107
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
17
287
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
259
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
254
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
71
358
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
357/429
54
289
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
54
287
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
58
282
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
42
209

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 116 кВ;
Максимальное - Кашхатау ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2017-22 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
94
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
94
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
11
274
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
44
266
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
43
261
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
45
228
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
37
182
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
21
180
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
36
183
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
130

Напряжение на сш 110 кВ:
Минимальное - ПС 110 кВ Заводская 117 кВ.
Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ

РВ-ЛМ-2017-23 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
12
66
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
12
66
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
19
293
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
262
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
257
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
31
213
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
38
190
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
42
205
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
131

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Залукокоаже 117 кВ;
Максимальное - ПС 330 кВ Баксан 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-24 Режим: послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
8
53
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
8
53
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
13
268
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
252
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
247
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
39
191
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
43
212
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
38
190

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-25 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
10
52
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
10
52
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
18
292
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
262
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
257
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
31
215
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
38
190
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
42
205
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
131

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 115 кВ;
Максимальное - Баксанская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-26 Режим: послеаварийный отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
14
91
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
14
91
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
13
284
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
255
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
250
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
69
350
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
56
311
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
81
392
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
71
340
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
28
282
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
40
224
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
357/429
14
174

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
Максимальное - Аушигерская ГЭС 122 кВ.

РВ-ЛМ-2017-27 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C / 35 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
96
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
96
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
11
285
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
255
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
251
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
334/403
84
404
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
396/477
93
448
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
320/320
57
282
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
320/320
44
239
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
396/477
69
327

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 115 кВ;
Максимальное - Аушигерская ГЭС 122 кВ.

РВ-ЛМ-2017-28 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C / 35 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
98
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
98
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
10
279
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
255
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
250
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
334/403
85
408
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
396/477
68
322
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
334/403
38
212
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
334/400
36
180

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 116 кВ;
Максимальное - Аушигерская ГЭС 122 кВ.

РВ-ЛМ-2017-29 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
18
98
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
18
98
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
8
276
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
252
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
36
247
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
72
361
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
59
282

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 115 кВ;
Максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-30 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C / 35 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
18
103
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
18
103
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
17
289
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
260
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
255
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
396/477
93
448
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
334/403
72
352
ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
320/320
49
242
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
396/477
60
286
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
320/320
36
200

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 115 кВ;
Максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-31 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C / 35 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
105
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
105
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
16
283
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
259
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
255
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
334/403
73
350
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
396/477
61
288
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
334/403
37
208
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
334/400
32
157

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 115 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-32 Режим: послеаварийный отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
90
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
90
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
12
255
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
248
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
243
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
44
215
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
30
147
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
40
193
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
22
163
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
39
188

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Заводская 116 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-33 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Эльхотово - Змейская (Л-111) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
14
84
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
14
84
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
5
260
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
36
246
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
35
241
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
50
247
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
35
174
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
45
218
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
45
217
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
22
139
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
20
159
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
36
183

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Муртазово 118 кВ;
Максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2017-34 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
104
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
104
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
18
279
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
258
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
253
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
54
269
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
37
187
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
49
245
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
48
231
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
42
218
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
25
153
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
24
172
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
40
200
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
357/429
30
158

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Заводская 117 кВ;
Максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ.





Приложение РВ-ЛМ-2017-Графика

См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-1 Режим: Нормальный



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-2 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-3 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-4 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-6 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-7 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-9 Режим: послеаварийный, отключение 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-10 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-11 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-12 Режим: послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Баксан



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-13 Режим: послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-14 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-15 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-16 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-17 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-18 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-19 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-20 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Дубки



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-21 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-22 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-23 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-24 послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-25 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-26 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-27 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-28 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-29 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-30 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2017-31 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС



См. данный графический объект


Рисунок № РВ-ЛМ-2015-32 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-33 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Эльхотово - Змейская (Л-111) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2015-34 Режим: Послеаварийный отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)





Приложение РВ-ЗМ-2019-Таблицы


1.5.1.3. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2019 года.

РВ-ЗМ-2019-1 Режим: нормальный.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
44
228
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
44
228
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
53
351
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
449
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
449
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
58
297
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
37
228
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
48
243
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
31
163
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
45
225

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-2 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
44
228
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
44
228
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
52
348
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
450
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
450
ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу
558/600
52
262
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
47
254
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
48
287
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
58
299
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
49
249
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
46
229

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик Тяговая 113 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-3 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
39
195
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
39
195
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
54
362
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
86
453
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
86
453
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
44
266
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
58
295
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
47
241

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 113 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-4 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
39
204
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
39
204
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
59
361
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
87
452
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
87
452
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
56
299
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
400/400
38
214
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
55
293
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
53
271
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
500/500
42
214

Напряжение на сш 110 кВ:
Минимальное - ПС 110 кВ Долинск 113 кВ.
Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
75
376
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
75
376
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
33
269
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
102
523
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
102
523
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
76
380
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
67
340
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
52
273
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
59
306
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
62
327
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)
630/630
64
317
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
36
185
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
49
251
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Прохладная-1 (Л-88)
600/600
52
256

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 117 кВ.

РВ-ЗМ-2019-6 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
42
217
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
42
217
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
51
338
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
87
456
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
87
456
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
58
296
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
36
222
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
48
243
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
30
161

Напряжение на сш 110 кВ:
Минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ.
Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-7 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
36
187
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
36
187
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
63
395
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
88
461
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
88
461
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
59
294
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
55
283
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
50
255
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
50
266
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
32
170
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
47
238
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
35
192

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 (Л-3).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
34
177
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
34
177
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
65
400
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
90
471
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
90
471
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
64
344
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
54
277
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
45
231

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кызбурун 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-9 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик при перетоке в сечении "Восток" 2300 МВт.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
77
388
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
77
388
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
39
285
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
104
534
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
104
534
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
80
404
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
71
364
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
55
298
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
62
324
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
62
331
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)
630/630
67
337
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
36
189
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
51
262
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Прохладная-1 (Л-88)
600/600
53
262
ВЛ 110 кВ Баксан-110 - Водозабор (Л-243)
600/600
50
256
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
26
133

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 113 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ.

РВ-ЗМ-2019-10 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
54
287
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
54
287
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
93
492
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
93
492
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
61
309
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)
558/600
52
266
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
50
258
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
43
267
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)
558/600
37
191

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 112 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 117 кВ.

РВ-ЗМ-2019-11 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
41
214
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
41
214
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
57
357
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
87
453
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
87
453
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
57
291
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
36
244
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
49
250
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
34
177
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
48
242

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-12 Режим: послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
63
331
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
60
385
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
88
461
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
88
461
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
56
287
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
40
241
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
47
238

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-13 Режим: послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
48
244
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
48
244
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
60
382
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
128
693
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
41
248
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
56
285
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
50
249
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
47
237
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
30
160

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Терек-2 114 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 117 кВ.

РВ-ЗМ-2019-14 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
44
224
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
44
224
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
53
352
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
448
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
448
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
49
267
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
400/400
38
214
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
57
291
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
48
261
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
28
140
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
47
237

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 113 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-15 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
44
225
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
44
225
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
53
349
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
447
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
447
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
56
287
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
38
196
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
500/500
42
214

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ СКЭП 113 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-16 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Ст. Лескен - Змейская (Л-5)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
37
192
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
37
192
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
32
281
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
78
421
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
78
421
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
39
234

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Залукокоаже 114 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-17 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
41
215
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
41
215
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
46
333
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
83
441
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
83
441
ВЛ 110 кВ ПТФ - Заводская (Л-106)
558/600
54
271
ВЛ 110 кВ Заводская - Кахун (Л-107)
558/600
51
262
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Кахун (Л-9)
558/600
47
240

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 111 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-18 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в схеме отключенной (для плавки гололеда) ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
4
82
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
4
82
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
8
211
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
112
579
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
112
579
ВЛ 110 кВ Машук - Залукокоаже с отпайками (Л-1)
471/566
63
326
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
57
343
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)
471/566
44
266
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Прохладная-1 (Л-88)
600/600
68
339
ВЛ 110 кВ Нарткала - Прохладная-2 (Л-87)
471/566
46
241
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99)
630/630
59
296
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нарткала (Л-8)
471/566
44
228
ВЛ 110 кВ Прогресс - Малка (Л-290)
558/630
45
262

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Адыл-Су 109 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ.

РВ-ЗМ-2019-19 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-109)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
44
227
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
44
227
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
52
348
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
449
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
449
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
58
296
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
39
238
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
48
243
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
32
170
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
45
225

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-20 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
23
132
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
23
132
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
37
290
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
84
445
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
84
445
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
51
265
ВЛ 110 кВ Машук - Залукокоаже с отпайками (Л-1)
471/566
40
208
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
30
200
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
44
230

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Залукокоаже 112 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 116 кВ.

РВ-ЗМ-2019-21 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
45
233
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
45
233
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
48
313
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
86
454
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
86
454
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
58
299
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
42
236
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
53
266
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
46
234
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
41
230
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
40
245

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-22 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-178)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
44
227
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
44
227
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
52
347
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
86
450
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
86
450
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
58
295
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
41
244
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
33
175
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
48
243
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
45
225

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-23 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
52
260
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
52
260
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
80
447
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
448
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
448
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
76
393
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
46
262
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
57
290
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
48
240
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
32
170
КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Баксан (Л-37)
600/600
45
241
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
25
128

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 117 кВ.

РВ-ЗМ-2019-24 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ Аушигерская ГЭС

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
46
238
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
46
238
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
57
371
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
87
458
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
87
458
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
41
214
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
47
279
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
56
287
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
49
244
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
46
236

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 117 кВ.

РВ-ЗМ-2019-25 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
45
231
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
45
231
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
54
360
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
86
453
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
86
453
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
34
220
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
47
243
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
46
229
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
30
160

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-26 Режим: Послеаварийный отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Птицефабрика

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
44
228
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
44
228
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
53
347
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
81
430
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
81
430
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
61
308
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
42
247
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
33
175
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
48
245
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
27
133
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
46
227

Напряжение на сш 110 кВ:
Минимальное - ПС 110 кВ Кахун 113 кВ.
Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-27 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
41
214
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
41
214
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
57
357
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
87
453
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
87
453
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
57
291
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
36
244
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
49
250
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
34
177
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
48
242

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.

РВ-ЗМ-2019-28 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
707/738
44
229
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
707/922
44
230
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
707/922
53
357
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
451
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
1150/1500
85
451
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
558/600
60
305
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
471/566
38
205
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
471/566
38
234
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
558/630
52
264
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
471/566
35
198
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
558/600
45
227

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ.





Приложение РВ-ЗМ-2019-Графика

См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-1 Режим: нормальный



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-2 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ.



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-3 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-4 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110.



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик.



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-6 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2.



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-7 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 (Л-3).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-9 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик при перетоке в сечении "Восток" 2300 МВт.



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-10 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик.



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-11 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110.



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-12 Режим: послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан.



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-13 послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2.



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-14 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-15 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-16 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Ст. Лескен - Змейская (Л-5)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-17 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-18 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в схеме отключенной (для плавки гололеда) ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-19 Режим: Послеаварийный отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-109)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-20 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-21 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-22 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Нальчик - Птицефабрика (Л-178)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-23 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-24 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ Аушигерская ГЭС



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-25 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-26 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Птицефабрика



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-27 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЗМ-2019-28 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)





Приложение РВ-ЛМ-2019-Таблицы


1.5.1.1. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Кабардино-Балкарской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2019 года.

РВ-ЛМ-2019-1 Режим: нормальный.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
103
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
18
103
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
17
276
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
260
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
255
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
38
190
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
43
212
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
37
190
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
22
160

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 118 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2019-2 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
18
100
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
18
100
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
15
274
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
258
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
253
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
64
309
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
19
153

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 117 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2019-3 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
20
111
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
20
111
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
21
291
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
266
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
261
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
69
351
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
56
311
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
81
393
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
357/429
55
290
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
69
337
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
20
236
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
47
233
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
42
202
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
29
157

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик-Тяговая 116 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2019-4 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
21
115
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
21
115
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
23
294
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
42
268
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
263
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
89
444
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
64
310
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
55
275
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
32
186
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
357/429
31
162

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кахун 118 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2019-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
18
101
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
18
101
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
15
278
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
259
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
255
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
67
323
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
45
225
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
64
309
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
57
270
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
33
183
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
357/429
29
153
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
20
153

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 117 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 122 кВ.

РВ-ЛМ-2019-6 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
17
97
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
17
97
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
16
275
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
259
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
254
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
54
275
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
42
237
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
66
318
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
58
276
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
8
231
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
27
161

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 118 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 121 кВ.

РВ-ЛМ-2019-7 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
87
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
87
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
22
297
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
42
268
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
263
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
16
258
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
42
213
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
53
257
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
51
251
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
30
176
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
47
225
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
39
195

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик Тяговая 117 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 120 кВ.

РВ-ЛМ-2019-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2.

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
21
125
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
21
125
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
7
200
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
43
267
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
42
262
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
39
190
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
43
213
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
37
190

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Кахун 118 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ.

РВ-ЛМ-2019-9 Режим: послеаварийный, отключение 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
20
103
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
103
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
16
249
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
252
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
248
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
55
286
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
34
209
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
41
200
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
37
188

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 112 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ

РВ-ЛМ-2019-10 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
20
112
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
20
112
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
22
290
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
266
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
262
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
77
370
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
73
358
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
45
258
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
59
284
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
23
232
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
357/429
19
207
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
48
242
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)
423/509
47
223

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик Тяговая 117 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ

РВ-ЛМ-2019-11 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
18
103
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
18
103
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
15
274
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
259
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
255
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
69
332
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
40
222
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
55
261

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 117 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 122 кВ

РВ-ЛМ-2019-12 Режим: послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Баксан

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
0
0
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
27
324
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
43
275
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
42
270
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
39
190
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
27
182
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
41
204
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
131

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 117 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ

РВ-ЛМ-2019-13 Режим: послеаварийный, отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/753
25
139
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/847
25
139
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
29
343
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
28
208
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
40
195
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
41
202

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Муртазово 112 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ

РВ-ЛМ-2019-14 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/847
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
0
0
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/753
14
234
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
46
284
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
45
279
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
39
191
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
41
204
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
129

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 116 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 119 кВ

РВ-ЛМ-2019-15 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
21
122
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
21
122
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
27
321
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
27
201
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
0
196
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
39
198
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
6
129

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Муртазово 112 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 119 кВ

РВ-ЛМ-2019-16 Режим: Послеаварийный отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
27
161
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
27
161
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
47
296
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
46
291

Напряжение на сш 110 кВ:
Минимальное - ПС 110 кВ Кахун 117 кВ.
Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ

РВ-ЛМ-2019-17 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
25
130
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
25
130
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
32
312
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
59
380
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
27
180

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Муртазово 117кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ

РВ-ЛМ-2019-18 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
22
137
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
22
137
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
0
0
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
283
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
278
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
36
173
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
41
205
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
29
145
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
40
193
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
36
180

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Нальчик-110 117 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ

РВ-ЛМ-2019-19 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
21
122
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
21
122
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
21
316
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
0
0
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
40
195
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
42
210
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
19
158
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
36
181

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Прохладная-1 115 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 120 кВ

РВ-ЛМ-2019-20 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Дубки

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
21
123
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
21
123
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
13
248
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
256
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
252
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
47
233
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
58
283
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
44
231
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
35
174
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
49
241
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
42
206
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
41
206
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)
423/509
26
193
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
357/429
29
158

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 115 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 120 кВ

РВ-ЛМ-2019-21 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
20
108
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
20
108
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
18
287
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
263
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
258
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
70
354
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
357/429
55
290
ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая - Искож (Л-111)
400/400
54
289
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
58
285
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
43
216

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Долинск 116 кВ;
максимальное - Кашхатау ГЭС 120 кВ

РВ-ЛМ-2019-22 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
95
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
95
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
11
273
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
45
270
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
44
265
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
47
234
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
21
181
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
36
179
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
38
189

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Заводская 117 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 120 кВ

РВ-ЛМ-2019-23 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
12
68
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
12
68
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
20
293
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
266
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
261
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
31
214
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
38
188
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
42
209
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
36
185
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
130

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Залукокоаже 117 кВ;
максимальное - ПС 330 кВ Баксан 121 кВ

РВ-ЛМ-2019-24 Режим: послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
9
54
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
9
54
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
13
267
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
255
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
251
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
38
190
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
44
216
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
39
198

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 114 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ

РВ-ЛМ-2019-25 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
10
53
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
10
53
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
19
292
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
266
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
261
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
32
217
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
38
188
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
43
209
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
37
186
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
26
130

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Малка 115 кВ;
максимальное - Баксанская ГЭС 121 кВ

РВ-ЛМ-2019-26 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
15
93
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
15
93
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
13
284
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
259
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
254
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
69
350
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
56
310
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
81
392
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
71
340
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
28
282
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
40
223
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)
357/429
14
173

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ;
максимальное - Зарагижская ГЭС 122 кВ

РВ-ЛМ-2019-27 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C / 35 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
98
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
98
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
12
285
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
259
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
255
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
334/403
84
405
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
396/477
93
448
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
320/320
57
282
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
320/320
44
238
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
396/477
68
327

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 115 кВ;
максимальное - Зарагижская ГЭС 123 кВ

РВ-ЛМ-2019-28 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C / 35 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
17
99
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
17
99
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
11
280
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
259
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
254
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
334/403
85
409
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
396/477
68
322
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
334/403
38
212
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
334/400
36
179

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 115 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 122 кВ

РВ-ЛМ-2019-29 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
18
101
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
18
101
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
9
276
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
256
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
251
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
72
360
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
59
282

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 115 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ

РВ-ЛМ-2019-30 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу с работой с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C / 35 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
105
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
105
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
17
289
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
264
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
259
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
396/477
93
448
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
334/403
73
352
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
320/320
48
241
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
396/477
60
286
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
320/320
36
199

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 115 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 122 кВ

РВ-ЛМ-2019-31 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу с работой с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C / 35 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
106
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
106
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
16
283
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
263
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
259
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
334/403
73
350
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
396/477
61
288
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
334/403
37
208
ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)
357/400
334/400
32
156

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Псыгансу 115 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 122 кВ

РВ-ЛМ-2019-32 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
16
91
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
16
91
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
12
254
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
39
251
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
38
247
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
44
215
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
30
147
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
40
193
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
22
163
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
39
188

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Заводская 115 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ

РВ-ЛМ-2019-33 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Эльхотово - Змейская (Л-111) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
14
85
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
14
85
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
6
259
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
37
249
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
36
245
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
50
247
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
34
173
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
45
218
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)
423/509
45
217
ВЛ 110 кВ СКЭП - Нальчик-110 (Л-39)
320/320
22
138
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
20
159
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
36
182

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Муртазово 118 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ

РВ-ЛМ-2019-34 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)

Присоединение
Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C
Фактическая загрузка P (МВт)
Фактическая загрузка I (А)
АТ-301 ПС 330 кВ Баксан
571/753
19
105
АТ-302 ПС 330 кВ Баксан
571/847
19
105
АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик
571/847
19
279
АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
41
261
АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2
559/738
40
257
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)
357/429
53
265
ВЛ 110 кВ ТМХ-1 - СКЭП (Л-40)
320/320
36
184
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)
423/509
50
251
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
423/500
47
228
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)
423/509
41
211
ВЛ 110 кВ СКЭП Нальчик-110 (Л-39)
320/320
24
150
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)
423/509
41
206
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)
357/429
24
172
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая (Л-100)
357/429
30
158

Напряжение на сш 110 кВ:
минимальное - ПС 110 кВ Заводская 117 кВ;
максимальное - Аушигерская ГЭС 121 кВ





Приложение РВ-ЛМ-2019-Графика

См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-1 Режим: Нормальный



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-2 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-3 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-4 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-5 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-6 Режим: послеаварийный, отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-7 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-8 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2.



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-9 Режим: послеаварийный, отключение 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-10 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-11 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190).



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-12 Режим: послеаварийный, отключение АТ-301 ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Баксан



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-13 Режим: Послеаварийный отключение АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта АТ-303 ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-14 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Баксан



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-15 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 330 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-16 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-301 ПС 330 кВ Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-17 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ Кашхатау ГЭС в схеме ремонта АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-18 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-19 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-20 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Дубки



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-21 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-22 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Нальчик-110 (Л-99)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-23 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-24 послеаварийный, отключение КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-25 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в схеме ремонта КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-26 Режим: послеаварийный, отключение 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу.



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-27 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-28 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-29 Режим: послеаварийный, отключение 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-30 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-31 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС - Псыгансу с работой ПА на отключение 1-го ГА Аушигерской ГЭС



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-32 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-33 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Эльхотово - Змейская (Л-111) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)



См. данный графический объект

Рисунок № РВ-ЛМ-2019-34 Режим: послеаварийный, отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Заводская - ПТФ (Л-106)


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