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

161

металлические

детали,

которые

процессе

длительной

эксплуатации

под  воздействием  атмосферных  явлений  подвергались  коррозии,  нет  требуемой
надежности. Разъединители 110 кВ и отделитель ОД-110 кВ отработали более 25 лет
и  имеют  значительный  износ  деталей.  Ячейки  6-10  кВ  типа  К-XII  имеют
значительный износ основных узлов.
В  связи  с  активным  строительством  в  юго-западной  и  центральной  частях  г.
Нальчика,  электрические  сети  классом  напряжения  6–10  кВ  испытывают
существенные  нагрузки.  В  стадии  строительства  находится  более  900  тыс.  кв.  м.
жилья,  предусматривается  строительство  обширной  социальной  инфраструктуры,
включая  школы,  поликлиники  и  детские  сады.  Данная  ситуация  сложилась  на
протяжении последнего десятилетия.

Реконструкция ПС 110 кВ Чегем – 2

На  основании  акта  ТО  от  20.08.2019,  а  также  в  соответствии  с  письмом  филиала
ПАО  «Россети  Северный  Кавказ»  -  «Каббалкэнерго»    от  26.04.  2022
№  МР8/КБФ/01-00/1027  «О  включении  объектов    в  СиПР  КБР  2023-2027»
(приложение  №  7)  в  2023  году  планируется  реконструкция  ПС  110  кВ  Чегем-2  с
заменой следующего оборудования:
замена

существующих

трансформаторов

мощностью

2*16

МВА

на новые трансформаторы 2*16 МВА;
замена масляных выключателей 35-110 кВ, разъединителей 35-110 кВ, ячеек 10 кВ
на, портальных стоек ОРУ 110 кВ;
полная

реконструкция

заменой

существующего

оборудования

на цифровые аналоги.
ПС  110  кВ  Чегем-2  находится  в  эксплуатации  с  1987  года.  В  цепи  ВЛ  110  кВ
Кызбурун-110  –  Чегем-2  (Л-6),  ВЛ  110  кВ  Чегем-2  –  Нальчик-110  (Л-203)
и  секционного  выключателя  ПС  110  кВ  Чегем-2  установлены  выключатели
ВМТ-110  и  ММО-110,  которые  выработали  свой  коммутационный  ресурс,  имеют
низкую  надежность  при  эксплуатации  и  требуют  значительных  затрат  при
эксплуатации.  Тяги  разъединителей,  арматура  каркаса  имеют  коррозионный  износ.
Привода  к  разъединителям,  а  также  блокировка  разъединителей  имеют
металлические  детали,  которые  в  процессе  длительной  эксплуатации  под
воздействием  атмосферных  явлений  подвергались  коррозии,  нет  требуемой
надежности.  Контактная  система  имеет  механические  выработки,  а  также  сильное
окисление алюминиевых контактов. Разъединители отработали более 25 лет и имеют
значительный

износ

деталей.

Также

при

производстве

переключений

разъединителями 110 кВ с ручными приводами имеется опасность разрушения и
падения

изоляционных

колонок

и травмирования оперативного персонала. Также в схеме трансформатора Т-1, а
также в линии 35 кВ установлены два выключателя марки С-35М. Выключатели
1987 выпуска выработали свой коммутационный ресурс, имеют низкую надежность
при

эксплуатации

требуют

значительных

затрат

при  эксплуатации.  При  внешнем  осмотре  обнаружены  следы  сколов  фарфоровой
изоляции,  нарушение  целостности  армировочных  швов,  окисление  контактных
соединений,  отслоение  медных  напаек  на  алюминиевых  контактных  ножах.  Кроме
того,  из-за  длительной  эксплуатации  наблюдается  перекос  тяг  приводов
разъединителей,  что  может  привести  к  возникновению  аварийной  ситуации  при
производстве  оперативных  переключений.  Ячейка  КРУН-10  кВ  типа  К-59
подвержена

коррозии.

Кроме

того,

при

вкатывании

и выкатывании выкатных элементов происходят перекосы.

162

Релейная защита на фидерах 35-110 кВ выработала свой ресурс, имеются частые
отказы

при

аварийных

ситуациях,

что

значительно

влияет

на  надежность  электроснабжения  потребителей.  Требуется  замена  сети  освещения
подстанции.
Аккумуляторная батарея смонтирована и введена в работу в 2005 году. Согласно ТУ
№  Vb/HAWKER/АЭС-0500-01,  срок  службы  которой  составляет  12  лет.  В  связи  с
истекшим  сроком  эксплуатации  аккумуляторная  батарея  требует  замены.  Также
предпосылками

для

ее

замены

служат

выявленные

в ходе технических обслуживаний дефекты, такие как снижение плотности
элементов № 1 и 24, демонтирован 33 элемент в связи с повреждением (трещина в
корпусе).

Зарядные

устройства

дают

частые

сбои,

связанные

с физическим износом деталей и их выходом из строя, выходные характеристики не
соответствуют

современным

требованиям

РЗА

и техническим требованиям эксплуатации АБ.

Реконструкция ПС 110 кВ Водозабор

На  основании  акта  ТО  от  10.09.2018    №  55,  а  также  в  соответствии
с  письмом  филиала  ПАО  «Россети  Северный  Кавказ»  -  «Каббалкэнерго»
от 26.04. 2022 № МР8/КБФ/01-00/1027  «О включении объектов  в СиПР КБР 2023-
2027»  (приложение  №  7)    в  2022  году  планируется  реконструкция  ПС  110  кВ
Водозабор с заменой следующего оборудования:
реконструкция

ОРУ

110

кВ

по

типовой

схеме

110-5Н

«Мостик

с выключателями в цепях линий и перемычкой со стороны линии»
с заменой 3-х масляных выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели;
замена

силовых

трансформаторов

Т-1,

Т-2

мощностью

6,3

МВА

на два новых силовых трансформатора мощностью 6,3 МВА.
ПС 110 кВ Водозабор (год ввода - 1982) является источником электроснабжения
ответственных

потребителей

МУП

«УК

«Водоконал».

На ПС 110 кВ Водозабор в настоящее время установлены два силовых
трансформатора: типа ТМН-6300/110/6 мощностью 6,3 МВА 1982 года выпуска.
Питание

ПС

110

кВ

Водозабор

осуществляется

по

ВЛ

110

кВ

Баксан-110 – Водозабор (Л-243), ВЛ 110кВ Водозабор – Нальчик (Л-104). Первичная
схема выполнена по не типовой схеме с двумя линейными выключателями МВ Л-
243,

МВ

Л-104,

обходным

выключателем

МВ

М-2  (соединяющий  в  нормальном  режиме  I  CШ  110  кВ  и  III  СШ  110  кВ)
и  перемычкой  110  кВ  (соединяющий  в  нормальном  режиме  II  CШ  110  кВ
и III СШ 110 кВ).
Масляные выключатели Л-243, Л-104, М-2 типа ММО-110-1250-20 эксплуатируются
с

1982

года

запасные

части

выключателям

данного

типа

более  дефицитные  и  дорогие  в  сравнении  с  выключателями  аналогичного  типа.
В  частности,  катушка  отключения  ММО-110  закупается  ориентировочно
по  цене  61 845  руб.,  аналогичная  катушка  на  МКП-110  стоит  1  878  руб.,
на  ВМТ-110  стоит  1 321  руб.  Такое  соотношение  наблюдается  и  по  остальным
запчастям к выключателям 110 кВ.
На  данный  момент  тяги  разъединителей,  арматура  каркаса  имеют  коррозионный
износ.  Привода  к  разъединителям,  а  также  блокировка  разъединителей  имеют
металлические  детали,  которые  в  процессе  длительной  эксплуатации  под
воздействием

атмосферных

явлений

подвергались

коррозии,

нет требуемой надежности. Контактная система имеет механические выработки, а
также сильное окисление алюминиевых контактов. Разъединители отработали более

163

25 лет и имеют значительный износ деталей. Также при производстве переключений
разъединителями  110кВ  с  ручными  приводами  имеется  опасность  разрушения  и
падения  изоляционных  колонок  и  травмирования  оперативного  персонала.  Кроме
того,  из-за  длительной  эксплуатации  наблюдается  перекос  тяг  приводов
разъединителей,  что  может  привести  к  возникновению  аварийной  ситуации  при
производстве оперативных переключений. Ячейка КРУН-6кВ типа К-37 подвержена
коррозии.  Кроме  того,  при  вкатывании  и  выкатывании  выкатных  элементов
происходят перекосы.
Аккумуляторная  батарея  марки  СК-8  имеет  емкость  менее  70%  номинальной,
наблюдаются  сульфатация  пластин,  нарушение  и  ослабление  пайки  перемычек  и
выводов,  отсутствует  достаточный  уровень  стабилизации  при  заряде  АБ,  стеллажи
имеют  перекос  и  деформацию.  Зарядные  устройства  устарели,  выходные
характеристики  не  соответствуют  современным  требованиям  РЗА  и  техническим
требованиям эксплуатации АБ.
Индекс  технического  состояния  ПС  110  кВ  Водозабор  составляет  49.04,
что свидетельствует об ухудшенном состоянии оборудования.

Реконструкция ПС 110 кВ Герменчик

На  основании  акта  ТО  от  08.02.2021  №  5,  а  также  в  соответствии
с  письмом  филиала  ПАО  «Россети  Северный  Кавказ»  -  «Каббалкэнерго»
от 26.04. 2022 № МР8/КБФ/01-00/1027  «О включении объектов  в СиПР КБР 2023-
2027» (приложение № 7) на ПС 110 кВ Герменчик планируется в 2023 году:
полная

реконструкция

заменой

существующего

оборудования

на цифровые аналоги;
реконструкция

ОРУ

110

кВ

заменой

отделителя

ОД-1

и короткозамыкателя КЗ-1 на элегазовый выключатель 110 кВ;
замена  силового  трансформатора  Т-1  мощностью  6,3  МВА  на  новый  силовой
трансформатор мощностью 6,3 МВА.
На  ПС  110  кВ  Герменчик  в  настоящее  время  установлен  один  силовой
трансформатор:  Т-1 110/10  кВ  мощностью  6,3  МВА.  Год  ввода  подстанции
в  эксплуатацию  –  1981  года,  установленный  трансформатор  ТМН-6300
1975  года  выпуска,  находится  в  эксплуатации  с  1981  года.  По  высокой  стороне
установлены короткозамыкатель и отделитель, отсутствует выключатель ВН. ПС 110
кВ Герменчик запитана отпайкой от линии ВЛ 110 кВ ПТФ – Нарткала (Л-8).
Существующая  схема  ПС  110  кВ  Герменчик  с  короткозамыкателем  обладает
недостатком,  что  отключение  повреждений  в  трансформаторе  происходит  в
результате  создания  искусственного  короткого  замыкания.  Создание  короткого
замыкания приводит к дополнительному воздействию токов короткого замыкания на
все  оборудование  высокого  напряжения,  находящееся  между  местом  установки
короткозамыкателя и головным выключателем. Становится возможным  увеличение
повреждения
в  трансформаторе,  связанное  с  тем,  что  короткозамыкатель  КЗ-110  имеет  время
включения порядка 0,5—0,7 сек.
Для производства плановых работ на разъединителях Л-8-Л, Л-8-III ПС 110 кВ ПТФ
и

Л-8-Л

ПС

110

кВ

Нарткала

выводится

линия

ВЛ

110

кВ

ПТФ - Нарткалас отпайкой на ПС Герменчик (Л-8), тем самым потребители ПС 110
кВ Герменчик остаются без напряжения.
Блоки ОД-1 и КЗ-1 на данный момент выработали свой коммутационный ресурс,
имеют низкую надежность при эксплуатации и требуют значительных затрат при

164

эксплуатации.

Оснований

для

продления

срока

службы

морально

и физически устаревшего оборудования (КЗ-110, ОД-110) не имеется.
Предусматривается

реконструкция

подстанции

110

кВ

Герменчик

с  приведением  к  типовой  схеме  №  110-3  Н  «Блок  (линия  трансформатор)
с  выключателем»  с  заменой  существующего  силового  трансформатора  марки
ТМН-  6300/110/10  на  новый  трансформатор  мощностью  6,3  МВА,  с  заменой
отделителя  ОД-1  и  короткозамыкателя  КЗ-1  на  элегазовый  выключатель
110 кВ, также с заменой КРУН-10 кВ на новое.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Нальчик - 110 - СКЭП (Л-39)

На основании акта ТО от 20.09.2018 в 2023 году планируется реконструкция ВЛ 110
кВ Нальчик-110 – СКЭП (Л-39) с заменой следующего оборудования:
замена изношенных опор;
замена провода протяжённостью 2,492 км без увеличения пропускной способности.
В

связи

длительным

сроком

эксплуатации

ВЛ

110

кВ

Нальчик-110  –  СКЭП  (Л-39)  более  54  лет  и  для  обеспечения  бесперебойного
электроснабжения  потребителей  существует  необходимость  реконструкции  ВЛ.
Сборные  железобетонные  опоры  тип  ВПТ-2,  отработавшие  нормативный  срок
эксплуатации,  имеют  разрушение  стыковочных  узлов  и  коррозию  более  20%,
продольные  и  поперечные  трещины  шириной  раскрытия  более  0,6  мм.  Провода
марки

АС-120/19

имеют

коррозию

стального

сердечника

связи

длительным

сроком

эксплуатации

ВЛ

110

кВ

СКЭП  –  Телемеханика-1  (Л-40)  более  54  лет  и  для  обеспечения  бесперебойного
электроснабжения  потребителей  существует  необходимость  реконструкции  ВЛ.
Железобетонные  промежуточные  опоры  тип  ПБ110-5,  отработавшие  нормативный
срок

эксплуатации,

имеют

продольные

и  поперечные  трещины  шириной  раскрытия  более  0,6  мм.    Провода  марки
АС-120/19  имеют  коррозию  стального  сердечника  и  многочисленные  повреждения
алюминиевой  части.  Анкерные  металлические  опоры  типа  У2М,  У110-1  имеют
коррозионный износ более 15-20%. На фундаментах металлических опор нарушена
гидроизоляция.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Нальчик - 110 - Долинск (Л-41)

На основании акта ТО от 23.10.2018 в 2023 году планируется реконструкция ВЛ 110
кВ Нальчик-110 – Долинск (Л-41) с заменой следующего оборудования:
замена изношенных опор;
замена провода протяжённостью 5,156 км без увеличения пропускной способности.
В

связи

длительным

сроком

эксплуатации

ВЛ

110

кВ

Нальчик-110 – Долинск (Л-41) более 55 лет и для обеспечения бесперебойного

165

электроснабжения потребителей существует необходимость реконструкции ВЛ.
Железобетонные промежуточные опоры типа ПБ110-5, отработавшие нормативный
срок эксплуатации, имеют продольные и поперечные трещины шириной раскрытия
более 0,6 мм и недопустимые изгибы более 3 градусов. Провода марки АС-120/19
имеют

коррозию

стального

сердечника

и  многочисленные  повреждения  алюминиевой  части.  Анкерные  металлические
опоры  типа  У2М  имеют  коррозионный  износ  более  15-20%.  На  фундаментах
металлических опор нарушена гидроизоляция.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Дубки - Долинск (Л-42)

На основании акта ТО от 23.10.2018 в 2023 году планируется реконструкция ВЛ 110
кВ Дубки – Долинск (Л-42) с заменой следующего оборудования:
замена изношенных опор;
замена провода протяжённостью 8,774 км без увеличения пропускной способности.
В  связи  с  длительным  сроком  эксплуатации  ВЛ  110  кВ  Дубки  –  Долинск  (Л-42)
более  42  лет  и  для  обеспечения  бесперебойного  электроснабжения  потребителей
существует  необходимость  реконструкции  ВЛ.  Железобетонные  промежуточные
опоры  типа  ПБ110-5,  отработавшие  нормативный  срок  эксплуатации,  имеют
продольные  и  поперечные  трещины  шириной  раскрытия  более  0,6  мм.  Провода
марки  АС-120/19  имеют  коррозию  стального  сердечника  и  многочисленные
повреждения  алюминиевой  части.  Анкерные  металлические  опоры  типа  У110-3
имеют

коррозионный

износ

более

15-20%.

На фундаментах металлических опор нарушена гидроизоляция.

  Реконструкция ВЛ 110 Прохладная - 1 - Нарткала (Л-87)

На  основании  акта  ТО  от  13.07.2018  в  2023  году  планируется  завершение
реконструкции  ВЛ  110  кВ  Прохладная-1  –  Нарткала  (Л-87)  на  участке  опор
19  -  231.  Ранее  была  проведена  реконструкция  на  участке  опор  1  –  18  с  заменой
следующего оборудования:
замена изношенных опор;
замена провода протяжённостью 2,4 км.
Однако  в  связи  с  планируемым  изменением  трассы  ВЛ  проект  реконструкции
утратил актуальность. Требуется разработка нового проекта реконструкции ВЛ 110
кВ

Прохладная-1

–

Нарткала

(Л-87)

на

участке

опор

19 – 231 с заменой следующего оборудования:
замена изношенных опор;
замена провода протяжённостью 31,394 км без увеличения пропускной способности.
В

связи

длительным

сроком

эксплуатации

ВЛ

110

кВ

Прохладная-1  –  Нарткала  (Л-87)  более  60  лет  и  для  обеспечения  бесперебойного
электроснабжения  потребителей  существует  необходимость  реконструкции  ВЛ.
Сборные  железобетонные  опоры  типа  П-2,  отработавшие  нормативный  срок
эксплуатации,

имеют

разрушение

стыковочных

узлов

166

3.5.11. Реконструкция

ВЛ

110

ПТФ

Нарткала

отпайкой

на ПС Герменчик (Л-8)

На

основании

акта

предписания

№АП-СК-026-22-ЦП

от  15.02.2022  в  2023  году  планируется  реконструкция  ВЛ  110  кВ
ПТФ  –  Нарткала  с  отпайкой  на  ПС  Герменчик  (Л-8)  с  заменой  следующего
оборудования:
замена изношенных опор;
замена провода протяжённостью 21,670 км без увеличения пропускной способности.
В связи с длительным сроком эксплуатации ВЛ 110 кВ ПТФ – Нарткала с отпайкой
на  ПС  Герменчик  (Л-8)  более  60  лет  и  для  обеспечения  бесперебойного
электроснабжения  потребителей  существует  необходимость  реконструкции  ВЛ.
Сборные  железобетонные  опоры  типа  П-2,  отработавшие  нормативный  срок
эксплуатации,

имеют

разрушение

стыковочных

узлов

и  коррозию  более  20%,  продольные  и  поперечные  трещины  шириной  раскрытия
более  0,6  мм.  Рюмка  промежуточная  имеет  коррозионный  износ  более  20-25%.
Провода марки АС-120/19 имеют коррозию стального сердечника и многочисленные
повреждения  алюминиевой  части.  Анкерные  металлические  опоры  типа  УШПБ  2
имеют  коррозионный  износ  более  20-25%.  На  фундаментах  металлических  опор
нарушена гидроизоляция.

Реконструкция ПС 35 кВ Чегет

На основании акта ТО от 01.10.2018 в 2023 году планируется реконструкция ПС 35
кВ Чегет с заменой следующего оборудования:
реконструкция  ОРУ  35  кВ  по  типовой  схеме  №35-4Н  «два  блока
с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии»;
замена

масляных

выключателей

кВ

на

элегазовые

выключатели

электромагнитным

приводом

ПЭМ-4

типа

ВГБЭ-35-12,5/630

УХЛ1

со встроенными трансформаторами тока;
замена  силовых  трансформаторов  Т-31,  Т-32  мощностью  2*2,5  МВА  на  два  новых
силовых трансформатора мощностью 2,5 МВА;
замена  ячеек  ЗРУ  10  кВ,  предусматривается  строительство  нового  модульного
здания ЗРУ-ОПУ;
замена ПА, РЗА, ТМ.
ПС  35  кВ  Чегет  находится  в  эксплуатации  с  1972  года.  В  результате  длительной
эксплуатации  установленное  на  ПС  электрооборудование  выработало  ресурс.
Силовой трансформатор Т-31 типа ТАМ-2500/35/10 находится в эксплуатации с 1979
года и выработал свой эксплуатационный ресурс, нарушена плотность сварных швов
бака  трансформатора,  имеется  течь  масла,  в  масле  имеются  продукты  разложения
изоляций.
В  цепи  силовых  трансформаторов  Т-31,  Т-32  установлены  масляные  выключатели
типа  ВТ-35-630,  которые  эксплуатируются  с  1981  года,  выработали
коммутационный

ресурс,

имеют

низкую

надежность

при эксплуатации и требует значительных затрат при ремонте. Разъединители РНДЗ-
35/600  отработали  более  35  лет  и  имеют  значительный  износ  деталей.
Существующие  ячейки  К-IV  У  эксплуатируются  более  43  лет.  Имеют  износ
механических  тяг  шторок  безопасности.  Кроме  того,  при  вкатывании
и выкатывании выкатных элементов происходят перекосы.

167

Расчеты

анализ

режимов

работы

энергосистемы

Кабардино-Балкарской Республики

Расчеты электрических режимов выполнялись на программном комплексе RastrWin.
Из общего количества рассчитанных схемно-режимных ситуаций были выделены
наиболее

показательные

для

характерных

режимов,

в  которых  наблюдается  максимальная  загрузка  элементов  либо  отклонение
режимных параметров от допустимых.
Расчеты  электроэнергетических  режимов  выполнены  для  следующих  расчетных
температурных условий:
а)

зимний

режим

максимальных

минимальных

нагрузок – при температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки
энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики с обеспеченностью 0,92,
с округлением до ближайшего целого значения;
б)

зимний

режим

максимальных

минимальных

нагрузок  –  при  температуре  наружного  воздуха  +10°С,  приведенной
в  приложении  А  к  ГОСТ  Р  58670-2019  (расчетная  температура  наружного  воздуха
для территориальных энергосистем, входящих в состав ОЭС Юга);
в)  летний  режим  максимальных  нагрузок  (период  экстремально  высоких
температур) – при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы,
средневзвешенной  по  потреблению  электрической  мощности  энергорайонов,  для
которых  в  правилах  строительной  климатологии  приведены  температуры  воздуха
для теплого периода года с обеспеченностью 0,98, с округлением в большую сторону
до значения, кратного 5 °C;
г)

летний

режим

максимальных

минимальных

нагрузок  –  при  среднемесячной  температуре  наружного  воздуха  территориальной
энергосистемы,  средневзвешенной  по  потреблению  электрической  мощности
энергорайонов,  для  которых  в  правилах  строительной  климатологии  приведены
среднемесячные  температуры  воздуха  наиболее  теплого  летнего  месяца,  с
округлением до ближайшего целого значения;
д)  период  паводка  –  при  максимальной  за  периоды  паводка  среднемесячной
температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, средневзвешенной
по  потреблению  электрической  мощности  энергорайонов,  для  которых  в  правилах
строительной  климатологии  приведены  средние  месячные  температуры  воздуха,  с
округлением
до ближайшего целого значения.
Для  зимнего  периода  рассматриваются  схемно-режимные  ситуации  аварийного
отключения

нормальной

схеме

сети,

для

летнего

периода - сочетания ремонта и аварийного отключения.
При  выполнении  расчетов  электрических  режимов  энергосистемы  Кабардино-
Балкарской Республики на 2022 - 2027 годы учитывались:
ГОСТ  Р  58670-2019  «Единая  энергетическая  система  и  изолированно  работающие
энергосистемы.

Планирование

развития

энергосистем.

Расчеты

электроэнергетических

режимов

определение

технических

решений

при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования»;
Методические  рекомендации  по  разработке  схемы  и  программы  развития
электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период;
Правила  технологического  функционирования  электроэнергетических  систем,
утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018
№ 937;

168

Требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности
и

безопасности

объектов

электроэнергетики

и энергопринимающих установок «Методические указания по устойчивости
энергосистем»,

утвержденные

приказом

Минэнерго

России

от 03.08.2018 № 630;
Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем,
утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 281;
Требования

перегрузочной

способности

трансформаторов

автотрансформаторов,

установленных

на

объектах

электроэнергетики,

и  ее  поддержанию  (приложение  №  1  к  приказу  Минэнерго  России
от 08.02.2019 № 81).
Для  выявления  тех  или  иных  особенностей  функционирования  энергосистемы
производился анализ режимов работы сети 35 кВ и выше энергосистемы Кабардино-
Балкарской Республики, состоящий из следующих этапов:
проверка  надежности  функционирования  сети  35  кВ  и  выше  энергосистемы
Кабардино-Балкарской

Республики

различных

схемно-режимных ситуациях (ремонт, сочетание ремонта и отказа сетевого
элемента);
оценка достаточности мероприятий по развитию сети 35 кВ и выше энергосистемы
Кабардино-Балкарской

Республики,

запланированных

в СиПР ЕЭС России на 2022-2028 годы и в инвестиционных программах субъектов
электроэнергетики;
анализ

влияния

данных

мероприятий

на

ликвидацию

существующих

и  потенциальных  особенностей  функционирования,  которые  могут  возникать
в  сети  35  кВ  и  выше  энергосистемы  Кабардино-Балкарской  Республики  в  связи  с
ростом электропотребления;
предложения по повышению надежности работы сети 35 кВ и выше энергосистемы
Кабардино-Балкарской

Республики

примыкающих

к ней энергообъектов.

4.1. Результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов работы сетей 35
кВ

выше

Кабардино-Балкарской

Республики

на этап 2022 года

В соответствии с инвестиционными программами субъектов электроэнергетики
Кабардино-Балкарской

Республики

расчетной

модели

на  этап  2022  года  учтены  вводы  объектов  по  производству  электроэнергии
и  электросетевых  объектов,    предусмотренных  к  реализации  инвестиционной
программой  публичного  акционерного  общества  «Россети  Северный  Кавказ»
на

2022-2026

годы,

утвержденной

приказом

Минэнерго

России

от  27.12.2021  №  34@,  выданными  техническими  условиями  с  договорами
на  технологическое  присоединение  потребителей,  а  также  согласно  информации,
представленной в СиПР ЕЭС России на 2022-2028 годы.

Зимний  максимум  при  температуре  наружного  воздуха  наиболее  холодной
пятидневки 2022 года

На рисунках части 1 раздела 1 приложения № 4 «Результаты расчетов электрических
режимов в графической форме» приведены результаты расчета потокораспределения
для

нормальной

схемы

нормативных

возмущений

в нормальной и основных ремонтных схемах сети характерного режима зимнего

169

максимума при температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки 2022
года.
Как показал анализ режимов зимнего максимума при температуре наружного
воздуха наиболее холодной пятидневки 2022 года, в нормальной схеме сети из-за
недостаточной пропускной способности транзита 35 кВ наблюдается перегрузка ВЛ
35

кВ

Ново-Полтавская

–

Саратовская

(Л-455)

и ВЛ 35 кВ ВЛ 35 кВ Прохладная-1 – Ново-Полтавская (Л-477). Токовая загрузка ВЛ
35

кВ

Ново-Полтавская

–

Саратовская

(Л-455)

(114

А)

в нормальной схеме сети составляет 114,2 % от длительно-допустимого значения,
загрузка ВЛ 35

кВ ВЛ 35 кВ

Прохладная-1 – Ново-Полтавская

(Л-477)

(168

А)

нормальной

схеме

сети

составляет

112,3%

от длительно-допустимого значения. Длительно допустимая токовая загрузка ВЛ 35
кВ Ново-Полтавская – Саратовская (Л-455) (100 А) ограничена номинальным током
ТТ

на

шинах

кВ

ПС

кВ

Ново-Полтавская

и номинальным током высокочастотного заградителя (100 А) со стороны ПС 35 кВ
Саратовская.

Длительно

допустимая

токовая

загрузка

ВЛ

кВ

Прохладная-1 – Ново-Полтавская (Л-477) (150 А) ограничена номинальным током
ТТ

на

шинах

кВ

ПС

110

кВ

Прохладная-1.

Для устранения данных перегрузок предлагается заменить:
ТТ  на  ВЛ  35  кВ  Ново-Полтавская  –  Саратовская  (Л-455)  на  ПС  35  кВ
Ново-Полтавская на ТТ с номинальным током 200 А;
ВЧЗ на ВЛ 35 кВ Ново-Полтавская – Саратовская (Л-455) на ПС 35 кВ Саратовская
на ВЧЗ с номинальным током 200 А;
ТТ на ВЛ 35 кВ Прохладная-1 – Ново-Полтавская (Л-477) на ПС 110 кВ Прохладная-
1 на ТТ с номинальным током 200 А.
Перегрузка  остальных  сетевых  элементов  в  нормальной  схеме  сети  отсутствует.
Уровни

напряжения

узлах

сети

35-330

кВ

находятся

в допустимых пределах.
Как показал анализ расчетов режимов зимнего максимума 2022 года, существует ряд
схемно-режимных ситуаций (аварийное отключение сетевого элемента в нормальной
схеме сети), приводящих к перегрузке питающих энергоузлов электрических связей
и, как следствие, к ограничению электроснабжения потребителей, а именно:
аварийное

отключение

ВЛ

кВ

Прохладная-1

–

Ново-Полтавская

(Л-477) в нормальной схеме сети. 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  будут
наблюдаться  токовая  перегрузка  ВЛ  35  кВ  Баксан  35  –  Баксан-110  (Л-496)  и
снижение

напряжения

по

транзиту

кВ

Баксан

–

Крем-Константиновская

–

Ново-Полтавская

ниже

аварийно допустимых значений.
Длительно  допустимая  токовая  загрузка  ВЛ  35  кВ  Баксан  35  –  Баксан-110  (Л-496)
(150 А) ограничена номинальным током ТТ на шинах 35 кВ ПС  110 кВ Баксан 35.
Для

устранения

данных

перегрузок

предлагается

заменить

ТТ  на  ВЛ  35  кВ  Баксан  35  –  Баксан-110  (Л-496)  на  ПС  35  кВ  Баксан  35
на ТТ с номинальным током 300 А.
Для  ввода  режима  в  допустимую  область  значений  предлагается  рассмотреть  2
варианта мероприятий:
1) ограничение электроснабжения потребителей суммарным объемом 0,8 МВт на ПС
35  кВ  Ново-Полтавская  позволит  восстановить  уровни  напряжения  в  узлах  сети
свыше аварийно допустимых значений;

170

2)  установка  БСК  10  кВ  на  ПС  35  кВ  Солдатская  установленной  мощностью  2х2,5
МВар  позволит  поднять  уровни  напряжения  в  узлах  сети  свыше  аварийно
допустимых значений.
Аварийное  отключение  ВЛ  35  кВ  Баксан  35  –  Баксан-110  (Л-496)
в  нормальной  схеме  сети.  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
позволят  восстановить  электроснабжение  данных  подстанций  35  кВ,  однако  в
данном случае будет наблюдаться токовая перегрузка элементов сети 35 кВ. Токовая
загрузка

ВЛ

кВ

Ново-Полтавская

–

Саратовская

(Л-455)

(122  А)  составит  122,5  %,  ВЛ  35  кВ  Малка  –  Куркужин  (Л-481)
(183  А)  –  121,8  %,  ВЛ  35  кВ  Прохладная-1  –  Ново-Полтавская  (Л-477)
(177  А)  -–  117,8  %  от  длительно  допустимого  значения.  Для  ввода  режима  в
допустимую область значений предлагается рассмотреть 2 варианта мероприятий:
1) ограничение электроснабжения потребителей ПС 35 кВ Солдатская объемом 1,3
МВт  и  ПС  35  кВ  Баксан-35  объемом  1,7  МВт  позволит  устранить  токовые
перегрузки сетевого оборудования;
2) замена ТТ на ВЛ 35 кВ Малка – Куркужин (Л-481) на ПС 35 кВ Куркужин на ТТ с
номинальным

током

200

А;

замена

ТТ

на

ВЛ

кВ

Ново-Полтавская  –  Саратовская  (Л-455)  на  ПС  35  кВ  Ново-Полтавская
на  ТТ  с  номинальным  током  200  А;  замена  ВЧЗ  на  ВЛ  35  кВ
Ново-Полтавская  –  Саратовская  (Л-455)  на  ПС  35  кВ  Саратовская  на  ВЧЗ
с  номинальным  током  200  А;  замена  ТТ  на  ВЛ  35  кВ  Прохладная-1  –  Ново-
Полтавская (Л-477) на ПС 110 кВ Прохладная-1 на ТТ с номинальным током 200 А
позволит снять токовые перегрузки ВЛ 35 кВ.
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).

Зимний  минимум  при  температуре  наружного  воздуха  наиболее  холодной
пятидневки 2022 года

На рисунках части 1 раздела 2 приложения № 4 «Результаты расчетов электрических
режимов в графической форме» приведены результаты расчета потокораспределения
для

нормальной

схемы

нормативных

возмущений

в нормальной и основных ремонтных схемах сети характерного режима зимнего
минимума при температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки 2022
года.
Как показал анализ режимов зимнего минимума 2022 года в нормальной схеме сети
перегрузка

сетевых

элементов

отсутствует,

уровни

напряжения

в узлах сети 35-330 кВ находятся в допустимых пределах.
Единичные отключения остальных сетевых элементов в нормальной схеме сети не
накладывают ограничений на пропускную способность системообразующих и
распределительных сетей.

Зимний

максимум

2022

года

при

температуре

наружного

воздуха +10°С

171

На рисунках части 1 раздела 3 приложения № 4 «Результаты расчетов электрических
режимов в графической форме» приведены результаты расчета потокораспределения
для

нормальной

схемы

нормативных

возмущений

в нормальной и основных ремонтных схемах сети характерного режима зимнего
максимума 2022 года при температуре наружного воздуха +10°С.
Как

показал

анализ

режимов

зимнего

максимума

2022

года

при температуре наружного воздуха +10°С, в нормальной схеме сети перегрузка
сетевых

элементов

отсутствует,

уровни

напряжения

узлах

минимум

2022

года

при

температуре

наружного воздуха +10°С

На рисунках части 1 раздела 4 приложения № 4 «Результаты расчетов электрических
режимов в графической форме» приведены результаты расчета потокораспределения
для

нормальной

схемы

нормативных

возмущений

в нормальной и основных ремонтных схемах сети характерного режима зимнего
минимума 2022 года при температуре наружного воздуха +10°С.
Как

показал

анализ

режимов

зимнего

минимума

2022

года

при температуре наружного воздуха +10°С, в нормальной схеме сети перегрузка
сетевых

элементов

отсутствует,

уровни

напряжения

узлах

сети 35-330 кВ находятся в допустимых пределах.
Единичные отключения остальных сетевых элементов в нормальной схеме сети не
накладывают ограничений на пропускную способность системообразующих и
распределительных сетей.

Летний максимум 2022 года

На рисунках части 1 раздела 5 приложения № 4 Результаты расчетов электрических
режимов в графической форме» приведены результаты расчета потокораспределения
для

нормальной

схемы

нормативных

возмущений

в  нормальной  и  основных  ремонтных  схемах  сети  характерного  режима  летнего
максимума 2022 года.
Как  показал  анализ  режимов  летнего  максимума  2022  года,  в  нормальной  схеме
перегрузка сетевых элементов отсутствует,  уровни напряжения в узлах сети 35-330
кВ находятся в допустимых пределах.
Как показал анализ расчетов режимов летнего максимума 2022 года, существует ряд
схемно-режимных ситуаций (аварийное отключение сетевого элемента в нормальной
схеме сети), приводящих к перегрузке питающих энергоузлов электрических связей
и, как следствие, к ограничению электроснабжения потребителей, а именно:
аварийное

отключение

ВЛ

кВ

Прохладная-1

–

Ново-Полтавская

(Л-477) в нормальной схеме сети. 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  токовая  перегрузка  ВЛ  35  кВ  Баксан  35  –  Баксан-110  (Л-496)  и

172

пониженные

напряжения

по

транзиту

кВ

Баксан – Крем-Константиновская – Ново-Полтавская.
Длительно допустимая токовая загрузка ВЛ 35 кВ Баксан 35 – Баксан-110 (Л-496)
(150 А) ограничена номинальным током ТТ на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Баксан 35.
Для

устранения

данных

перегрузок

предлагается

заменить

ограничение

электроснабжения

потребителей

ПС

кВ

Ново-Полтавская,  ПС  35  кВ  Саратовская  и  ПС  35  кВ  Солдатская  объемом
5,4 МВт;
2)  установка  БСК  10  кВ  на  ПС  35  кВ  Солдатская  установленной  мощностью  2х2,5
МВар  позволит  поднять  уровни  напряжения  в  узлах  сети  свыше  аварийно
допустимых значений.
Аварийное  отключение  ВЛ  35  кВ  Баксан-35  –  Баксан-110  (Л-496)
в  нормальной  схеме  сети.  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

кВ

Ново-Полтавская

–

Саратовская

(Л-455)

(104  А)  составит  104,0  %,  ВЛ  35  кВ  Малка  –  Куркужин  (Л-481)
(154  А)  –  105,3  %,  ВЛ  35  кВ  Прохладная-1  –  Ново-Полтавская  (Л-477)
(152  А)  –  103,6%  от  длительно  допустимого  значения.  Для  ввода  режима
в допустимую область значений предлагается рассмотреть 2 варианта мероприятий:
1) ограничение электроснабжения потребителей ПС 35 кВ Солдатская объемом 0,4
МВт  и  ПС  35  кВ  Баксан-35  объемом  0,5  МВт  позволит  устранить  токовые
перегрузки сетевого оборудования;
2) замена ТТ на ВЛ 35 кВ Малка – Куркужин (Л-481) на ПС 35 кВ Куркужин на ТТ с
номинальным

током

200

А;

замена

ТТ

на

ВЛ

кВ

номинальным

током

200

А;

замена

ТТ

на

ВЛ

кВ

Прохладная-1  –  Ново-Полтавская  (Л-477)  на  ПС  110  кВ  Прохладная-1  на  ТТ
с номинальным током 200 А позволит снять токовые перегрузки ВЛ 35 кВ.
Аварийное  отключение  ВЛ  35  кВ  Майская  –  Красная  Нива  (Л-474)
в  нормальной  схеме  сети.  При  данном  возмущении  теряется  питание  ПС  35  кВ
Красная  Нива  и  ПС  35  кВ  Александровская.  Включение  ВЛ  35  кВ
ЗАИ  –  Александровская  (Л-491)  позволит  восстановить  электроснабжение  данных
подстанций  35  кВ,  однако  в  данном  случае  будет  наблюдаться  токовая  перегрузка
элементов

сети

кВ.

Токовая

загрузка

ВЛ

кВ

Терек-2  –  Терек-1  (Л-490)  (105  А)  составит  105,1  %  от  длительно  допустимого
значения.  Для  ввода  режима  в  допустимую  область  значений  предлагается
рассмотреть 2 варианта мероприятий:
1)  ограничение  электроснабжения  потребителей  ПС  35  кВ  Красная  Нива  объемом
0,5 МВт позволит устранить токовые перегрузки сетевого оборудования;

173

2) замена ВЧЗ на ВЛ 35 кВ Терек-2 – Терек-1 (Л-490) на Терек-1 на ВЧЗ
с

номинальным

током

200

А позволит

снять токовую

перегрузку

ВЛ 35 кВ Терек-2 – Терек-1 (Л-490).
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).
Аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  в  схеме  ремонта
ВЛ

110

кВ

Аушигерская

ГЭС

–

Телемеханика-1

отпайкой

на  ПС  Аушигер  (Л-192)  в  режиме  летнего  максимума  2022  года
(таблица 3.7 приложения № 3 и рисунок 6.7 части 1 приложения № 4).
В  данном  режиме  токовая  загрузка  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ
(Л-189)  (410  А)  составит  114  %  и  97,5  %  от  длительно  допустимого  и  аварийно
допустимого значений соответственно.
Действие  АОПО  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189),  направленное  на
отключение  двух  агрегатов  Аушигерской  ГЭС  суммарной  мощностью  40  МВт,
позволит снизить токовую загрузку ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС  – ПТФ (Л-189) и
устранить токовую перегрузку данной ВЛ.

Летний минимум 2022 года

На рисунках части 1 раздела 6 приложения № 4 «Результаты расчетов электрических
режимов в графической форме» приведены результаты расчета потокораспределения
для

нормальной

схемы

нормативных

возмущений

в нормальной и основных ремонтных схемах сети характерного режима летнего
минимума 2022 года.
Как показал анализ режимов летнего минимума 2022 года, в нормальной схеме сети
перегрузка

сетевых

элементов

отсутствует,

уровни

напряжения

в узлах сети 35-330 кВ находятся в допустимых пределах. При аварийном
отключении сетевых элементов в нормальной схеме сети уровни напряжения
в узлах сети 35-330 кВ находятся в допустимых пределах.

Летний максимум 2022 года - период экстремально высоких температур

На рисунках части 1 раздела 7 приложения № 4 «Результаты расчетов электрических
режимов в графической форме» приведены результаты расчета потокораспределения
для

нормальной

схемы

нормативных

возмущений

в нормальной и основных ремонтных схемах сети характерного режима ПЭВТ 2022
года.
Анализ  режимов  работы  электрической  сети  напряжением  35  кВ  и  выше
на этапе прохождения ПЭВТ 2021 года показал, что, перегрузка сетевых элементов
отсутствует,  уровни  напряжений  в  узлах  сети  35-330  кВ  находятся
в допустимых пределах.
Аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  в  схеме  ремонта
ВЛ

110

кВ

Аушигерская

ГЭС

–Кашхатау

ГЭС

(Л-193)

(рисунок  9.6  части  1  приложения  №  4).  В  данном  режиме  токовая  загрузка
ВЛ  110  кВ  Зарагижская  ГЭС  –  Псыгансу  (492  А)  составит  116,7  %,  ВЛ  110  кВ
Псыгансу  –  Старый  Лескен  (Л-10)  (484  А)  –  114,9%,  ВЛ  110  кВ  Старый
Лескен  –  Змейская  (Л-5)  (454  А)  –  107  %  от  длительно  допустимого  значения.
Превентивное  ограничение  генерации  Кашхатау  ГЭС  объемом  22,7  МВт
в  схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –Кашхатау  ГЭС  (Л-193)  позволит

174

устранить

перегрузку

ВЛ

110

кВ

Зарагижская

ГЭС

–

Псыгансу

и ВЛ 110 кВ Псыгансу – Старый Лескен (Л-10), ВЛ 110 кВ
Старый Лескен – Змейская (Л-5).
Аварийное

отключение

ВЛ

110

кВ

Кашхатау

ГЭС–Дубки

(Л-102)

в  схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189)
(рисунок  9.3  части  1  приложения  №  4).  В  данном  режиме  токовая  загрузка
ВЛ  110  кВ  Телемеханика-1  –  СКЭП  (Л-40)  (454  А)  составит  127,6%,  ВЛ  110  кВ
СКЭП

–

Нальчик-110

(Л-39)

(410

А)

–

114,6%,

ВЛ

110

кВ

Аушигерская ГЭС – Телемеханика-1 с отпайкой на ПС Аушигер (Л-192)
(511 А) – 120,3% от длительно допустимого и аварийно допустимого значений
соответственно.

Оперативное

снижение

генерации

Аушигерской

ГЭС

на 18 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

отпайкой

на ПС Аушигер (Л-192) в режиме ПЭВТ (рисунок 9.4 части 1
приложения № 4). В данном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС –
ПТФ (Л-189) (534 А) составит 149,3% от длительно допустимого значения. Действие
АОПО ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189), направленное на отключение
двух агрегатов Аушигерской ГЭС суммарной мощностью 40 МВт, позволит снизить
токовую

загрузку

ВЛ

110

кВ

Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189) и устранить токовую перегрузку данной ВЛ.
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  (рисунок  9.5  части  1
приложения  №  4).  В  данном  режиме  токовая  загрузка  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–
Дубки  (Л-102)  (503  А)  составит  118,1%  от  длительно  допустимого  значения.
Последующее

оперативное

снижение

генерации

Аушигерской

ГЭС или Кашхатау ГЭС на 16 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) (рисунок 9.7 части 1 приложения
№ 4). В данном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС–Дубки (Л-102)
(491 А) составит 116,0% от длительно допустимого значения. Превентивное
ограничение

генерации

Кашхатау

ГЭС

объемом

22,7

МВт

схеме

ремонта

ВЛ

110

кВ

Аушигерская ГЭС – Кашхатау ГЭС (Л-193) позволит устранить перегрузку
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС – Дубки (Л-102).
Аварийное

отключение

ВЛ

110

кВ

Зарагижская

ГЭС

–

Псыгансу

схеме

ремонта

ВЛ

110

кВ

Кашхатау

ГЭС–Дубки

(Л-102)

(рисунок  9.8  части  1  приложения  4).  В  данном  режиме  токовая  загрузка
ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  Кашхатау  ГЭС  (Л-193)  (492  А)  составит
116,1  %,  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189)  (423  А)  –  118,3%
от  длительно  допустимого  значения.  Действие  существующей  АОПО  ВЛ
110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189),  направленное  на  отключение  двух
агрегатов  Аушигерской  ГЭС  суммарной  мощностью  40  МВт,  позволит  снизить
токовую  загрузку  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189)  и  устранить
перегрузку ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – Кашхатау ГЭС (Л-193).

Период  паводка  -  при  максимальной  за  периоды  паводка  среднемесячной
температуре наружного воздуха 2022 года

175

На рисунках части 1 раздела 8 приложения № 4 «Результаты расчетов электрических
режимов в графической форме» приведены результаты расчета потокораспределения
для

нормальной

схемы

нормативных

возмущений

в нормальной и основных ремонтных схемах сети характерного режима периода
паводка – при максимальной за периоды паводка среднемесячной температуре
наружного

воздуха

2022

года.

Загрузка

автотрансформаторов

и  ЛЭП  35-330  кВ  приведены  в  приложении  3  «Результаты  расчетов  электрических
режимов в табличной форме».
Анализ  режимов  работы  электрической  сети  напряжением  35  кВ  и  выше
на  этапе  прохождения  периода  паводка  –  при  максимальной  за  периоды  паводка
среднемесячной температуре наружного воздуха 2022 года показал, что  перегрузка
сетевых  элементов  отсутствует,  уровни  напряжений  в  узлах  сети  35-330  кВ
находятся в допустимых пределах.
Аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  в  схеме  ремонта
ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –Кашхатау  ГЭС  (Л-193).  В  данном  режиме  токовая
загрузка ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС – Псыгансу (492 А) составит 116,7 %, ВЛ 110
кВ

Псыгансу

–

Старый

Лескен

(Л-10)

(484  А)  –114,9  %,  ВЛ  110  кВ  Старый  Лескен  –  Змейская  (Л-5)  (454  А)  –  107%
от  длительно  допустимого  значения.  Превентивное  ограничение  генерации
Кашхатау ГЭС объемом 22,7 МВт в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС  –
Кашхатау ГЭС (Л-193) позволит устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС
–  Псыгансу  и  ВЛ  110  кВ  Псыгансу  –  Старый  Лескен  (Л-10),  ВЛ  110  кВ  Старый
Лескен – Змейская (Л-5).
Аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  в  схеме  ремонта
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189). В данном режиме токовая загрузка ВЛ
110 кВ Телемеханика-1 – СКЭП (Л-40) (454 А) составит 127,6%, ВЛ 110 кВ СКЭП –
Нальчик-110 (Л-39) (410 А) – 114,6%, ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – Телемеханика-
1

отпайкой

на

ПС

Аушигер

(Л-192)

(511 А) – 120,3 % от длительно допустимого и аварийно допустимого значений
соответственно.

Оперативное

снижение

генерации

Аушигерской

ГЭС

на 18 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
на ПС Аушигер (Л-192). В данном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Аушигерская
ГЭС  –  ПТФ  (Л-189)  (534  А)  составит  149,3%  от  длительно  допустимого  значения.
Действие  АОПО  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189),  направленное  на
отключение  двух  агрегатов  Аушигерской  ГЭС  суммарной  мощностью  40  МВт,
позволит снизить токовую загрузку ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС  – ПТФ (Л-189) и
устранить токовую перегрузку данной ВЛ.
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  данном  режиме  токовая  загрузка  ВЛ  110  кВ  Кашхатау
ГЭС–Дубки  (Л-102)  (503  А)  составит  118,1%  от  длительно  допустимого  значения.
Последующее  оперативное  снижение  генерации  Аушигерской  ГЭС  или  Кашхатау
ГЭС на 16 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)  (491  А)  составит  116,0%  от
длительно  допустимого  значения.  Превентивное  ограничение  генерации  Кашхатау
ГЭС объемом 22,7 МВт в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС  – Кашхатау

176

ГЭС (Л-193) позволит устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС – Дубки (Л-
102).
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) (492 А) составит 116,1%, ВЛ 110 кВ
Аушигерская

ГЭС

–

ПТФ

(Л-189)

(423 А) – 118,3% от длительно допустимого значения. Действие существующей
АОПО ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189), направленное на отключение
двух агрегатов Аушигерской ГЭС суммарной мощностью 40 МВт, позволит снизить
токовую

загрузку

ВЛ

110

кВ

Аушигерская

ГЭС

–

ПТФ

(Л-189) и устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – Кашхатау ГЭС (Л-
193).

Результаты

расчетов

нормальных

послеаварийных

режимов работы сетей 35 кВ и выше Кабардино-Балкарской Республики
на этап 2027 года

В соответствии с инвестиционными программами субъектов электроэнергетики
Кабардино-Балкарской

Республики

расчетной

модели

на  этап  2027  года  учтены  вводы  объектов  по  производству  электроэнергии
и  электросетевых  объектов,    предусмотренные  к  реализации  инвестиционной
программой  публичного  акционерного  общества  «Россети  Северный  Кавказ»  на
2022-2026

годы,

утвержденной

приказом

Минэнерго

России

от  27.12.2021  №  34@,  выданными  техническими  условиями  с  договорами
на  технологическое  присоединение  потребителей,  а  также  согласно  информации,
представленной в СиПР ЕЭС России на 2022-2028 годы.
На рисунках части 2 приложения № 4 «Результаты расчетов электрических режимов
в графической форме» приведены результаты расчета потокораспределения на этапе
2027 года.

Зимний  максимум  при  температуре  наружного  воздуха  наиболее  холодной
пятидневки 2027 года

Как  показал  анализ  режимов  зимнего  максимума  при  температуре  наружного
воздуха  наиболее  холодной  пятидневки  2027  года  в  нормальной  схеме  сети  из-за
недостаточной

пропускной

способности

транзита

кВ

наблюдается перегрузка ВЛ 35 кВ Ново-Полтавская – Саратовская (Л-455)
и ВЛ 35 кВ ВЛ 35 кВ Прохладная-1 – Ново-Полтавская (Л-477). Токовая загрузка ВЛ
35

кВ

Ново-Полтавская

–

Саратовская

(Л-455)

(108

А)

в нормальной схеме сети составляет 108,5% от длительно-допустимого значения,
загрузка ВЛ 35

кВ ВЛ 35 кВ

Прохладная-1 – Ново-Полтавская

(Л-477)

(153

А)

нормальной

схеме

сети

составляет

101,7%

от длительно допустимого значения . Длительно допустимая токовая загрузка ВЛ 35
кВ Ново-Полтавская – Саратовская (Л-455) (100 А) ограничена номинальным током
ТТ

на

шинах

кВ

ПС

кВ

Ново-Полтавская

и  номинальным  током  высокочастотного  заградителя  (100  А)  со  стороны
ПС  35  кВ  Саратовская.  Длительно  допустимая  токовая  загрузка  ВЛ  35  кВ
ВЛ  35  кВ  Прохладная-1  –  Ново-Полтавская  (Л-477)  (150  А)  ограничена
номинальным  током  ТТ  на  шинах  35  кВ  ПС  110  кВ  Прохладная-1.
Для устранения данных перегрузок предлагается заменить:

Утверждение схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики на 2023-2027 годы - часть 11