Утверждение схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики на 2023-2027 годы - часть 8

113 

 
 
№ 
п/п 

Наименование ВЛ 

Марка 
провода 

Длина, км 

Год ввода 

Эксплуатация, 
лет 

30.  отпайка на ПС 35 кВ Карагач 

АС-95 

0,050 

1991 

31 

31.  ВЛ 35 кВ Крем-Константиновская – Солдатская (Л-476) 

АС-120 

0,248 

1979 

43 

АС-70 

20,952 

32.  ВЛ 35 кВ Прохладная-1 – Ново-Полтавская (Л-477) 

АС-95 

4,411 

1967 

55 

АС-50 

1,900 

1987 

35 

33.  ВЛ 35 кВ Прохладная-1 – Прималкинская (Л-478) 

АС-95 

0,867 

1964 

58 

АС-70 

18,852 

34.  отпайка на ПС 35 кВ Пролетарская 

АС-70 

0,100 

 

 

35.  ВЛ 35 кВ Саратовская – Солдатская (Л-479) 

АС-70 

10,200 

1967 

55 

36.  ВЛ 35 кВ Прималкинская – Заречная (Л-480) 

АС-70 

15,030 

1982 

40 

37.  ВЛ 35 кВ Малка – Куркужин (Л-481) 

АС-120 

0,260 

1977 

45 

АС-70 

10,300 

38.  ВЛ 35 кВ Малка – Залукодес (Л-482) 

АС-50 

1,400 

1974 

48 

АС-70 

17,700 

2005 

17 

39.  ВЛ 35 кВ Малка – Сармаково (Л-483) 

АС-70 

16,600 

1964 

58 

40.  ВЛ 35 кВ Терек-1 – Верхний Акбаш (Л-485)  

АС-95 

4,120 

1963 

59 

АС-50 

8,658 

41.  отпайка на ПС Акбаш-35 

АС-50 

0,090 

 

 

42.  ВЛ 35 кВ Баксан-35 – Куркужин (Л-488) 

АС-95 

0,570 

1971 

51 

АС-70 

14,524 

43.  ВЛ 35 кВ Терек-1 – ЗАИ (Л-489) 

АС-95 

1,475 

1975 

47 

44.  ВЛ 35 кВ Терек-2 – Терек-1 (Л-490) 

АС-70 

2,870 

1972 

50 

45.  ВЛ 35 кВ ЗАИ – Александровская (Л-491) 

АС-185 

0,942 

1988 

34 

АС-95 

8,640 

46.  ВЛ 35 кВ Верхний Акбаш – Нижний Курп (Л-493) 

АС-95 

16,600 

1981 

41 

47.  отпайка на ПС 35 кВ Верхний Курп 

АС-95 

0,100 

 

 

48.  ВЛ 35 кВ Баксан-35 – Баксан-110 (Л-496) 

АС-95 

5,353 

1969 

53 

49.  ВЛ 35 кВ Терек-110 – Терекская (Л-497) 

АС-120 

0,529 

1964 

58 

АС-95 

0,326 

АС-50 

6,008 

50.  ВЛ 35 кВ Терекская – Пенькозавод (Л-498) 

АС-70 

6,417 

1979 

43 

51.  ВЛ 35 кВ Верхнебалкарская ГЭС – Кашхатау 

АС-150 

42,2 

2020 

2 

2.5.

 

Особенности текущего состояния энергосистемы  

Кабардино-Балкарской Республики 

Энергосистема 

Кабардино-Балкарской 

Республики 

является 

дефицитной. Покрытие дефицита мощности осуществляется за счет перетоков 
от  сетей  публичного  акционерного  общества  «ФСК  ЕЭС»  из  смежных 
энергосистем. 

Основными  центрами  питания  распределительной  сети  110  кВ,  кроме 

электростанций энергосистемы, являются подстанции с высшим напряжением 
330 кВ: ПС 330 кВ Прохладная-2, ПС 330 кВ Баксан, ПС 330 кВ Нальчик. 

Схема  энергосистемы  Кабардино-Балкарской  Республики  по  сетям  

110кВ  для  обеспечения  надежного  электроснабжения  потребителей  
в основном замкнутая, с обеспечением питания не менее чем с двух сторон. 

Надежность  питания  радиальных  сетей  обеспечена  питанием 

потребителей по двум линиям 110 кВ. Для подстанций с тупиковым питанием 
разработаны схемы по резервному питанию по сети 35 и частично по 10–6 кВ. 
Распределительная  сеть  35  кВ  филиала  публичного  акционерного  
общества  «Россети  Северный  Кавказ»  –  «Каббалкэнерго»  питается  от  сети  
110  кВ  через  трансформаторные  подстанции  110/35/10(6)  кВ.  Электрическая 
сеть  35  кВ  для  обеспечения  надежного  электроснабжения  ответственных 
потребителей  в  основном  образует  параллельные  транзиты  с  сетью  110  кВ.  
В нормальном режиме транзиты 35 кВ находятся в разомкнутом состоянии. 

2.5.1.

 

Ограничение пропускной способности трансформаторных связей 

питающих центров 35 - 110 кВ 

С целью выявления центров питания (ЦП) напряжением 35 кВ и выше  

с  ограничениями  на  технологическое  присоединение  по  состоянию  на  2021 
год  в  энергосистеме  Кабардино-Балкарской  Республики  произведен  анализ 
загрузки  ЦП  напряжением  35  кВ  и  выше  на  основании  данных  о 
максимальных  нагрузках,  зафиксированных  на  ЦП  в  течение  2017  -  2021 
годов. 
(приложение № 9). 

Анализ  ретроспективной  нагрузки  ЦП  в  режиме  отключения 

трансформатора  большей  мощности  выявил  ряд  ЦП,  загрузка  которых 
превысила  105%  в  режиме  N-1.  Для  однотрансформаторных  подстанций 
рассматривается  нормальный  режим  работы.  Рассмотрим  данные  питающие 
центры подробнее. 

ПС 110 кВ Баксан-110. 
В  настоящее  время  на  подстанции  установлены  два  трехобмоточных 

трансформатора 

мощностью 

по 

16 

МВА, 

напряжением  

110/35/10 

кВ 

(Т-1-ТДТН-16000/110/35/10 

- 

1987 

год 

ввода;  

Т-2-ТДТН-16000/110/35/10  –  1988  год  ввода).  Максимальная  суммарная 
нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ Баксан-110 за 2017-2021 годы составила 
18,68 МВА (15.12.2021) при температуре 3,2 ºС. 

В  режиме  максимальных  нагрузок  в  схеме  ремонта  трансформатора  

Т-2 загрузка оставшегося в работе трансформатора Т-1 при переводе на него 

115 

 
 

питания потребителей трансформатора Т-2 достигает 116,8 %. В соответствии 
с  письмом  филиала  публичного  акционерного  общества  «Россети  Северный 
Кавказ»  -  «Каббалкэнерго»  от  22  апреля  2022  г.  №  МР8/КБФ/01-00/988-исх  
«О  направлении  информации  по  ЦП  с  повышенной  загрузкой 
трансформаторов  для  разработки  СиПР  2023-2027»  (приложение  №  6) 
существующая  схема  распределительных  сетей  35  кВ  не  позволяет  частично 
перераспределить нагрузку.  

ПС 110 кВ Кахун. 
В  настоящее  время  на  подстанции  установлены  два  двухобмоточных 

трансформатора  мощностью  по  6,3  МВА,  напряжением  110/10  кВ  
(Т-1 – ТМН-6300/110/10 – 1980 год ввода; Т-2 – ТДН-6300/110/10 – 1989 год 
ввода). Максимальная суммарная нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ Кахун  
за 2017 - 2021 годы составила 7.8 МВА (15.12.2021) при температуре 3,2 ºС. 

В  режиме  максимальных  нагрузок  в  схеме  ремонта  трансформатора  

Т-2  загрузка  оставшегося  в  работе  трансформатора  Т-1  при  переводе  
на  него  питания  потребителей  трансформатора  Т-2  достигает  124,0%.  
В  соответствии  с  письмом  филиала  публичного  акционерного  общества 
«Россети  Северный  Кавказ»  -  «Каббалкэнерго»  от  22  апреля  2022  г.  
№  МР8/КБФ/01-00/988-исх  «О  направлении  информации  по  ЦП  с 
повышенной  загрузкой  трансформаторов  для  разработки  СиПР  2023-2027» 
(приложение  №  6)  существующая  схема  распределительных  сетей  10  кВ 
не позволяет осуществить перевод питания потребителей.  

ПС 110 кВ Майская. 
В 

настоящее 

время 

на 

подстанции 

установлены  

два  трехобмоточных  трансформатора  мощностью  10  и  16  МВА,  
напряжением  110/35/10  кВ  (Т-1  –  ТДТН-10000/110/35/10  –  1970  год  ввода;  
Т-2  –  ТДТН-16000/110/35/10  –  1972  год  ввода).  Максимальная  суммарная 
нагрузка  трансформаторов  ПС  110  кВ  Майская  за  2017-2021  годы  составила 
14,69 МВА (17.06.2020) при температуре 22,7 ºС. 

В  режиме  максимальных  нагрузок  в  схеме  ремонта  трансформатора  

Т-2  загрузка  оставшегося  в  работе  трансформатора  Т-1  при  переводе  
на  него  питания  потребителей  трансформатора  Т-2  достигает  146,9%.  
В  соответствии  с  письмом  филиала  публичного  акционерного  общества 
«Россети  Северный  Кавказ»  -  «Каббалкэнерго»  от  22.04.2022  г.  
№  МР8/КБФ/01-00/988-исх  «О  направлении  информации  по  ЦП  с 
повышенной  загрузкой  трансформаторов  для  разработки  СиПР  2023-2027» 
(приложение  №  6)  существующая  схема  распределительных  сетей  35  кВ 
позволяет  частично  перераспределить  нагрузку  (2,15  МВА)  с  ПС  110  кВ 
Майская  на  соседние  недогруженные  ПС  путем  секционирования  сети 
(перевод  питания  потребителей  ПС  35  кВ  Александровская  и  ПС  35  кВ 
Красная 

Нива 

по  транзиту  ВЛ  35  кВ  (Л-474)  на  ПС  110  кВ  Терек-2),  при  этом  нагрузка 
с  учетом  перевода  составит  12,54  МВА,  или

 

125,4%  от  номинальной 

мощности трансформатора. 

 
 
ПС 110 кВ Малка. 

116 

 
 

В  настоящее  время  на  подстанции  установлены  два  трехобмоточных 

трансформатора  мощностью  10  и  25  МВА,  напряжением  110/35/10  кВ  
(Т-1  –  ТДТН-10000/110/35/10  –  1976  год  ввода;  Т-2  –  ТДТН-25000/110/ 
35/10 – 1984 год ввода). Максимальная суммарная нагрузка трансформаторов 
ПС  110  кВ  Малка  за  2017-2021  годы  составила  13,6  МВА  (18.12.2019) 
при температуре 4,7 ºС 

В  режиме  максимальных  нагрузок  в  схеме  ремонта  трансформатора  

Т-2  загрузка  оставшегося  в  работе  трансформатора  Т-1  при  переводе  
на  него  питания  потребителей  трансформатора  Т-2  достигает  136%.  
В  соответствии  с  письмом  филиала  публичного  акционерного  общества 
«Россети 

Северный 

Кавказ» 

- 

«Каббалкэнерго» 

от 

22.04.2022 

№  МР8/КБФ/01-00/988-исх  «О  направлении  информации  по  ЦП  с 
повышенной  загрузкой  трансформаторов  для  разработки  СиПР  2023-2027» 
(приложение  №  6)  существующая  схема  сети  35  кВ  позволяет  осуществить 
перевод  питания  потребителей  ПС  35  кВ  Куркужин  (3,050  МВА  ВЛ  35  кВ 
Л-481)  на  ПС  110  кВ  Баксан-110  путем  отключения  ВЛ  Малка  –  Куркужин 
(Л-481) со стороны ПС 110 кВ Малка и включения ВЛ Куркужин – Баксан-35 
(Л-488) со стороны ПС 35 кВ Баксан-35, при этом нагрузка с учетом перевода 
составит 10,55 МВА, или

 

105,5% от номинальной мощности трансформатора. 

ПС 110 кВ Нарткала. 
В настоящий момент на подстанции  установлены два двухобмоточных 

трансформатора  мощностью  6,3  и  10  МВА,  напряжением  110/6  кВ  
(Т-1  –  ТМН-6300/110/6  –  1989  год  ввода;  Т-2  –  ТДН-10000/110/6  –  2003  год 
ввода).  Максимальная  суммарная  нагрузка  трансформаторов  ПС  110  кВ 
Нарткала  за  2017-2021  годы  составила  7,76  МВА  (15.12.2021)  
при температуре 3,2 ºС. 

В  режиме  максимальных  нагрузок  в  схеме  ремонта  трансформатора  

Т-2 загрузка оставшегося в работе трансформатора Т-1 при переводе на него 
питания потребителей трансформатора Т-2 достигает 123.2 %. В соответствии 
с  письмом  филиала  публичного  акционерного  общества  «Россети  Северный 
Кавказ»  -  «Каббалкэнерго»  от  22.04.2022  №  МР8/КБФ/01-00/988-исх  
«О  направлении  информации  по  ЦП  с  повышенной  загрузкой 
трансформаторов  для  разработки  СиПР  2023-2027»  (приложение  №  6) 
существующая  схема  распределительных  сетей  6  кВ  не  позволяет 
осуществить перевод питания потребителей.  

ПС 110 кВ Прохладная-1. 
В  настоящее  время  на  подстанции  установлены  два  трехобмоточных 

трансформатора 

мощностью 

16 

МВА 

каждый, 

напряжением  

110/35/10  кВ  (Т-1  –  ТДТН-16000/110/35/10  –  1976  год  ввода;  
Т-2  –  ТДТН-16000/110/35/10  –  2003  год  ввода).  Максимальная  суммарная 
нагрузка  трансформаторов  ПС  110  кВ  Прохладная-1  за  период  2017  -  2021 
годы составила 25,69 МВА (19.06.2019) при температуре 26,5 ºС. 

В  режиме  максимальных  нагрузок  в  схеме  ремонта  трансформатора  

Т-2  (Т-1)  загрузка  оставшегося  в  работе  трансформатора  Т-1  (Т-2)  при 
переводе  на  него  питания  потребителей  трансформатора  Т-2  (Т-1)  достигает 
160,6%. 
В  соответствии  с  письмом  филиала  публичного  акционерного  общества 

117 

 
 

«Россети 

Северный 

Кавказ» 

- 

«Каббалкэнерго» 

от 

22.04.2022   

№  МР8/КБФ/01-00/988-исх  «О  направлении  информации  по  ЦП  с 
повышенной  загрузкой  трансформаторов  для  разработки  СиПР  2023-2027» 
(приложение  №  6)  существующая  схема  распределительных  сетей  35  кВ 
позволяет  частично  перераспределить  нагрузку  (4,6  МВА)  с  ПС  110  кВ 
Прохладная-1  на  соседние  недогруженные  ПС  путем  секционирования  сети 
(перевод  питания  потребителей  ПС  35  кВ  Солдатская  по  транзиту  35  кВ  
на  ПС  110  кВ  Баксан-110,  потребителей  ПС  35  кВ  Заречная,  ПС  35  кВ 
Прималкинская по  транзиту ВЛ 35 кВ Кура  –  Прималкинская (Л-578) от ПС 
35  кВ  Кура  (Ставропольэнерго)),  при  этом  нагрузка  с  учетом  перевода 
составит 21,09 МВА, или

 

131,8%  от номинальной мощности трансформатора. 

ПС 110 кВ ПТФ. 
В  настоящее  время  на  подстанции  установлены  два  двухобмоточных 

трансформатора  мощностью  6,3  и  10  МВА,  напряжением  110/6  кВ  
(Т-1  –  ТМН-6300/110/6  –  1983  год  ввода;  Т-2  –  ТДН-10000/110/6  –  1981  год 
ввода). Максимальная суммарная нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ ПТФ 
за 2017-2021 годы составила 8,92 МВА (16.12.2020) при температуре 1,6 ºС. 

В  режиме  максимальных  нагрузок  в  схеме  ремонта  трансформатора  

Т-2 загрузка оставшегося в работе трансформатора Т-1 при переводе на него 
питания потребителей трансформатора Т-2 достигает 141,6%. В соответствии 
с  письмом  филиала  публичного  акционерного  общества  «Россети  Северный 
Кавказ»  -  «Каббалкэнерго»  от  22.04.2022  №  МР8/КБФ/01-00/988-исх  
«О  направлении  информации  по  ЦП  с  повышенной  загрузкой 
трансформаторов  для  разработки  СиПР  2023-2027»  (приложение  №  6) 
существующая  схема  распределительных  сетей  6  кВ  позволяет  осуществить 
перевод  питания  потребителей  на  ПС  110  кВ  Искож  в  объеме  не  более  0,5 
МВА, при этом нагрузка с учетом перевода составит 8,42 МВА, или

 

133,65%  

от номинальной мощности трансформатора. 

В  2023  году  в  соответствии  с  договором  ТП  от  11.04.2019  №  80/2019, 

утвержденным  ТУ  №  6631/2019/КБФ/НАЛРЭС  ТП,  ООО  «Сады  Нальчика»  
к 

электрическим 

сетям 

ПАО 

«Россети 

Северный 

Кавказ  

от  20.03.2019  планируется  замена  силового  трансформатора  Т-1  мощностью  
6,3 МВА на силовой трансформатор мощностью 10 МВА с устройством АРН.  

ПС 110 кВ Чегем-2. 
В  настоящее  время  на  подстанции  установлены  два  трехобмоточных 

трансформатора 

мощностью 

по 

16 

МВА, 

напряжением  

110/35/10  кВ  (Т-1  –  ТДТН-16000/110/35/10  –  1987  год  ввода;  
Т-2  –  ТДТН-16000/110/35/10  –  1988  год  ввода).  Максимальная  суммарная 
нагрузка  трансформаторов  ПС  110  кВ  Чегем-2  за  2017-2021  годы  составила 
17,25 МВА (16.12.2020) при температуре 1,6 ºС. 

В  режиме  максимальных  нагрузок  в  схеме  ремонта  трансформатора  

Т-2 загрузка оставшегося в работе трансформатора Т-1 при переводе на него 
питания потребителей трансформатора Т-2 достигает 107,8%. В соответствии 
с  письмом  филиала  публичного  акционерного  общества  «Россети  Северный 
Кавказ»  -  «Каббалкэнерго»  от  22.04.2022  №  МР8/КБФ/01-00/988-исх  
«О  направлении  информации  по  ЦП  с  повышенной  загрузкой 
трансформаторов  для  разработки  СиПР  2023-2027»  (приложение  №  6) 

118 

 
 

существующая  схема  распределительных  сетей  35  кВ  не  позволяет  частично 
перераспределить нагрузку. 

ПС 110 кВ Долинск. 
В  настоящее  время  на  подстанции  установлены  три  двухобмоточных 

трансформатора  с  расщепленной  обмоткой  мощностью  25  МВА  
каждый  напряжением  110/10/6  кВ  (Т-1  –  ТРДН-25000/110/6/6  –  1987  год  
ввода; 

Т-2 

– 

ТРДН-25000/110/10/6 

– 

1980 

год 

ввода;  

Т-3  –  ТРДН-25000/110/10/6  –  1997  год  ввода).  Максимальная  суммарная 
нагрузка  трансформаторов  ПС  110  кВ  Долинск  в  ЗРД  за  период  
2017  -  2021  годы  составила  33,5  МВА  (19.12.2018)  при  температуре  -0,9  ºС. 
Максимальная  суммарная  нагрузка  трансформаторов  ПС  110  кВ  Долинск  
в  ЛРД  за  2017-2021  годы  составила  26,07  МВА  (19.06.2019)  
при температуре +26,5 ºС. 

В соответствии с письмом филиала публичного акционерного общества 

«Россети 

Северный 

Кавказ» 

- 

«Каббалкэнерго» 

от 

22.04.2022.  

№  МР8/КБФ/01-00/988-исх  «О  направлении  информации  по  ЦП  с 
повышенной  загрузкой  трансформаторов  для  разработки  СиПР  2023-2027» 
(приложение  №  6)  существующая  схема  распределительных  сетей  позволяет 
частично перераспределить нагрузку 2 МВА на ПС 110 кВ Нальчик-110. 

 

2.5.2.

 

Ограничение пропускной способности системообразующих  

и распределительных сетей 

 

Как  показал  анализ  режимов  зимнего  и  летнего  контрольных  

замеров 2021 года, в нормальной схеме сети из-за недостаточной пропускной 
способности  транзита  35  кВ  в  режиме  зимнего  контрольного  замера 
наблюдается  перегрузка  ВЛ  35  кВ  Прохладная-1  –  Ново-Полтавская  (Л-477) 
Токовая  загрузка  Л-477  в  нормальной  схеме  сети  составляет  117%  
от  длительно-допустимого  значения.  Перегрузка  остальных  сетевых 
элементов в нормальной схеме сети отсутствует. Уровни напряжения в узлах  
сети 35-110кВ находятся в допустимых пределах. 

Как  показал  анализ  расчетов  режимов  зимнего  и  летнего  контрольных 

замеров в 2021 году, существует ряд схемно-режимных ситуаций (аварийное 
отключение  сетевого  элемента  в  нормальной  схеме  сети),  приводящих  
к  перегрузке  питающих  энергоузлов  электрических  связей  и  к  ограничению 
электроснабжения потребителей, а именно: 

аварийное отключение ВЛ 35 кВ Прохладная-1 – Ново-Полтавская (Л-477) 

в нормальной схеме сети в режиме зимнего контрольного замера. При данном 
возмущении  теряется  питание  ПС  35  кВ  Ново-Полтавская,  ПС  35  кВ 
Саратовская  и  ПС  35  кВ  Солдатская.  Включение  ВЛ  35  кВ  
Крем-Константиновская  –  Солдатская  (Л-476)  позволит  восстановить 
электроснабжение  данных  подстанций  35  кВ,  однако  в  данном  случае  
будет 

наблюдаться 

снижение 

напряжения 

по 

транзиту 

35 

кВ  

Баксан 

– 

Крем-Константиновская 

– 

Ново-Полтавская 

ниже  

аварийно-допустимых значений (рис 2.8.2.2); 

ограничение  электроснабжения  потребителей  суммарным  объемом  

1,9  МВт  на  ПС  35  кВ  Ново-Полтавская  позволит  восстановить  уровни 

119 

 
 

напряжения  в  узлах  сети  свыше  аварийно  допустимых  значений,  
однако  в  данном  режиме  будет  наблюдаться  токовая  перегрузка  транзита  35 
кВ Баксан-110  –  Крем-Константиновская  –  Солдатская. Токовая  загрузка ВЛ 
35  кВ  Баксан  35  –  Баксан-110  (Л-496)  (230  А)  составит  153,5%  
от 

длительно-допустимого 

значения. 

Последующее 

ограничение 

электроснабжения  потребителей  ПС  35  кВ  Саратовская  и  ПС  35  кВ 
Солдатская  объемом  3,9  МВт  позволит  снизить  токовую  загрузку  ВЛ  35  кВ 
Баксан  
35 – Баксан-110 (Л-496) до 100% от длительно допустимого значения; 

аварийное  отключение  ВЛ  35  кВ  Баксан  35  –  Баксан-110  (Л-496)  

в нормальной схеме сети в режиме зимнего контрольного замера. При данном 
возмущении  теряется  питание  ПС  35  кВ  Крем-Константиновская,  
ПС  35  кВ  Карагач  и  ПС  35  кВ  Баксан-35.  Включение  ВЛ  35  кВ  
Крем-Константиновская  –  Солдатская  (Л-476)  и  перевод  питания  ПС  35  кВ 
Баксан-35  по  ВЛ  35  кВ  Баксан-35  –  Куркужин  (Л-488)  на  ПС  110  кВ  Малка 
позволит  восстановить  электроснабжение  данных  подстанций  35  кВ,  однако  
в данном случае будет наблюдаться токовая перегрузка элементов сети 35 кВ. 
Токовая  загрузка  ВЛ  35  кВ  Ново-Полтавская  –  Саратовская  (Л-455)  (119  А) 
составит  119,5  %,  ВЛ  35  кВ  Малка  –  Куркужин  (Л-481)  (171  А),  ВЛ  35  кВ 
Прохладная-1  –  Ново-Полтавская  (Л-477)  (157  А)  –  104,4  %  от  длительно 
допустимого  значения.  Последующее  ограничение  электроснабжения 
потребителей  ПС  35  кВ  Солдатская  объемом  1  МВт  и  ПС  35  кВ  Баксан-35 
объемом  1,1  МВт  позволит  устранить  токовые  перегрузки  сетевого 
оборудования. 

Единичные  отключения  остальных  сетевых  элементов  в  нормальной 

схеме  сети  не  накладывают  ограничений  на  пропускную  способность 
системообразующих  и  распределительных  сетей  (исключения  составляют 
ограничения  пропускной  способности  трансформаторных  связей  ряда 
питающих центров, описанные выше). 

Также  в  характерных  летних  режимах  2021  года  были  рассмотрены 

единичные отключения сетевых элементов в ремонтных схемах сети. 

Также  на  этапе  2021  года  существует  ряд  схемно-режимных  ситуаций 

(наложение  аварии  на  ремонт)  приводящих  к  перегрузке  питающих 
энергоузлы  электрических  связей,  и,  как  следствие,  к  ограничению 
электроснабжения потребителей, а именно: 

аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  в 

схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189)  в  режиме  
ПЭВТ  (рис.  2.8.2.5).  В  данном  режиме  токовая  загрузка  ВЛ  110  кВ 
Телемеханика-1  –  СКЭП  (Л-40)  (431  А)  составит  129%  и  107%,  ВЛ  110  кВ 
СКЭП  –  Нальчик-110  (Л-39)  (392  А)  –  117,0  %  и  97,8  %,  ВЛ  110  кВ 
Аушигерская  
ГЭС  –  Телемеханика-1  с  отпайкой  на  ПС  Аушигер  (Л-192)  (476  А)  –  120%  
и  100%  от  длительно  допустимого  и  аварийно  допустимого  значения 
соответственно.  Оперативное  снижение  генерации  Аушигерской  ГЭС  
на 20 МВт позволит устранить токовую перегрузку данных ВЛ; 

аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  в 

схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  Телемеханика-1  с  отпайкой  

120 

 
 

на ПС Аушигер (Л-192) в режиме ПЭВТ. В данном режиме токовая загрузка 
ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189)  (452  А)  составит  135,3%  и 
112,7%  
от длительно допустимого и аварийно допустимого значения соответственно. 
Действие существующей АОПО ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189), 
направленное  на  отключение  двух  агрегатов  Аушигерской  ГЭС  суммарной 
мощностью 

40 

МВт, 

позволит 

устранить 

токовую 

перегрузку  

ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189); 

аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189)  

в схеме  ремонта  ВЛ  110 кВ Аушигерская ГЭС  –  Телемеханика-1 с  отпайкой  
на ПС Аушигер (Л-192) в режиме ПЭВТ. В данном режиме токовая загрузка 
ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  (474  А)  составит  119%  
и  99%  от  длительно  допустимого  и  аварийно  допустимого  значений 
соответственно. 

Последующее 

оперативное 

снижение 

генерации 

Аушигерской ГЭС или Кашхатау ГЭС на 16 МВт позволит устранить токовую 
перегрузку данной ВЛ; 

аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  в 

схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  Кашхатау  ГЭС  (Л-193)  (рис 
2.8.2.8).  
В данном режиме токовая загрузка  ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС  –  Псыгансу 
(451  А)  составит  114%  и  95%,  ВЛ  110  кВ  Псыгансу  –  Старый  Лескен  (Л-10) 
(447  А)  -  113  %  и  94  %  от  длительно  допустимого  и  аварийно  допустимого 
значений  соответственно.  Последующее  оперативное  снижение  генерации 
Кашхатау ГЭС или Зарагижской ГЭС на 12 МВт позволит устранить токовую 
перегрузку данной ВЛ; 

аварийное отключение ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС – Псыгансу в схеме 

ремонта  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  Кашхатау  ГЭС  (Л-193).  
В данном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС–Дубки (Л-102) 
(451  А)  составит  114%  и  95%  от  длительно  допустимого  и  аварийно 
допустимого  значений  соответственно.  Последующее  оперативное  снижение 
генерации  Кашхатау  ГЭС  или  Зарагижской  ГЭС  на  12  МВт  позволит 
устранить токовую перегрузку данной ВЛ; 
аварийное отключение ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС – Псыгансу в схеме 
ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС–Дубки (Л-102). В данном режиме токовая 
загрузка ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – Кашхатау ГЭС (Л-193)  
(455 А) составит 114,8% и 95,7% от длительно допустимого и аварийно 
допустимого значений соответственно, токовая загрузка загрузка ВЛ 110 кВ 
Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189) (410 А) составит 122,7% и 102,2%  
от длительно допустимого и аварийно допустимого значения соответственно. 
Действие существующей АОПО ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189), 
направленное на отключение двух агрегатов Аушигерской ГЭС суммарной 
мощностью 40 МВт, позволит устранить токовую перегрузку 

121 

 
 

122 

 
 
 

 

2.8.2.1. Фрагмент схемы потокораспределения в электрической сети Кабардино-Балкарской Республики в режиме зимнего 
контрольного замера 2021 года 
 

123 

 
 

 

Рисунок 2.8.2.2. Фрагмент схемы потокораспределения в электрической сети Кабардино-Балкарской Республики в режиме зимнего 
контрольного замера 2021 года. Аварийное отключение ВЛ 35 кВ Прохладная-1-Ново-Полтавская (Л-477)  
в нормальной схеме сети

124 

 
 
 

 

Рисунок 2.8.2.3. Фрагмент схемы потокораспределения в электрической сети Кабардино-Балкарской Республики в режиме зимнего 
контрольного замера 2021 года. Аварийное отключение ВЛ 35 кВ Прохладная-1-Ново-Полтавская (Л-477)  
в нормальной схеме сети. Ограничение электроснабжения потребителей суммарным объемом 1,9 МВт на ПС 35 кВ  
Ново-Полтавская

125 

 
 
 

 

Рисунок 2.8.2.4. Фрагмент схемы потокораспределения в электрической сети Кабардино-Балкарской Республики в режиме зимнего 
контрольного замера 2021 года. Аварийное отключение ВЛ 35 кВ Баксан 35-Баксан-110 (Л-496) в нормальной схеме сети

126 

 
 
 

 

Рисунок 2.8.2.5. Фрагмент схемы потокораспределения в электрической сети Кабардино-Балкарской Республики в режиме ПЭВТ 
2021 года. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС-Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-
189)

127 

 
 
 

 

Рисунок 2.8.2.6. Фрагмент схемы потокораспределения в электрической сети Кабардино-Балкарской Республики в режиме ПЭВТ 
2021 года. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС-Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС-
Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)

128 

 
 
 

 

Рисунок 2.8.2.7. Фрагмент схемы потокораспределения в электрической сети Кабардино-Балкарской Республики  
в режиме ПЭВТ 2021 года. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС-ПТФ (Л-189) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ 
Аушигерская ГЭС-Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)