Постановление Правительства Кабардино-Балкарской Республики от 24 января 2012 г. N 8-ПП "О Схеме и программе развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике на 2012-2016 годы и на перспективу до 2020 года" (с изменениями и дополнениями) (утратило силу)

Постановление Правительства Кабардино-Балкарской Республики
от 24 января 2012 г. N 8-ПП
"О Схеме и программе развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике на 2012-2016 годы и на перспективу до 2020 года"

С изменениями и дополнениями от:

31 мая 2012 г., 9 октября 2014 г.

ГАРАНТ:

Постановлением Правительства Кабардино-Балкарской Республики от 6 июля 2015 г. N 143-ПП настоящее постановление признано утратившим силу

В целях развития электроэнергетики, обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирования стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике, в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" Правительство Кабардино-Балкарской Республики постановляет:

1. Утвердить прилагаемую Схему и программу развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике на 2012 - 2016 годы и на перспективу до 2020 года (далее - Программа).

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Кабардино-Балкарской Республики от 9 октября 2014 г. N 241-ПП пункт 2 настоящего постановления изложен в новой редакции

См. текст пункта в предыдущей редакции

2. Государственному комитету Кабардино-Балкарской Республики по энергетике и тарифам обеспечить контроль за реализацией Программы.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Кабардино-Балкарской Республики от 9 октября 2014 г. N 241-ПП в пункт 3 настоящего постановления внесены изменения

См. текст пункта в предыдущей редакции

3. Министерству финансов Кабардино-Балкарской Республики предусматривать средства на реализацию мероприятий Программы при формировании республиканского бюджета Кабардино-Балкарской Республики на соответствующие годы.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Кабардино-Балкарской Республики от 9 октября 2014 г. N 241-ПП в пункт 4 настоящего постановления внесены изменения

См. текст пункта в предыдущей редакции

4. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на первого заместителя Председателя Правительства Кабардино-Балкарской Республики К.Х-М. Уянаева.

Председатель Правительства Кабардино-Балкарской Республики

И. Гертер

Схема и программа
развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике на 2012-2016 годы и на перспективу до 2020 года
(утв. постановлением Правительства Кабардино-Балкарской Республики
от 24 января 2012 г. N 8-ПП)

С изменениями и дополнениями от:

31 мая 2012 г., 9 октября 2014 г.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Кабардино-Балкарской Республики от 9 октября 2014 г. N 241-ПП паспорт настоящей Программы изложен в новой редакции

См. текст паспорта в предыдущей редакции

Паспорт Программы

Наименование Программы	Схема и программа развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике на 2012 - 2016 годы и на перспективу до 2020 года
Дата принятия решения о разработке Программы	протокол заседания рабочей группы по разработке схемы и программы развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике от 22 марта 2011 года N КУ-12пр
Государственный заказчик - координатор Программы	Государственный комитет Кабардино-Балкарской Республики по энергетике и тарифам
Основной разработчик Программы	Государственный комитет Кабардино-Балкарской Республики по энергетике и тарифам
Исполнители Программы	Государственный комитет Кабардино-Балкарской Республики по энергетике и тарифам; 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 Кабардино-Балкарской Республики, 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 планов социально-экономического развития Кабардино-Балкарской Республики, 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 Программы: 2012 - 2016 годы и на перспективу до 2020 года. Этапы реализации: I этап - 2012 - 2016 годы; II этап - 2017 - 2020 годы
Объем внебюджетных источников финансирования 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	Схема и программа развития электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики должны 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 Кабардино-Балкарской Республики; 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 ходом реализации Программы осуществляется Государственным комитетом Кабардино-Балкарской Республики по энергетике и тарифам";

Введение

Схема и программа развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике на 2012 - 2016 годы и на перспективу до 2020 года (далее - Программа) разработана в соответствии с:

Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

поручением Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 года (перечень поручений от 29 марта 2010 года N Пр-839 пункт 5).

При разработке настоящей Программы выполнялись положения:

федеральных законов:

от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";

от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении";

постановления Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 года N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности".

Схема и программа развития электроэнергетики в Кабардино-Балкарской Республике на 2012 - 2016 годы и на перспективу до 2020 года сформирована на основании:

схемы и программы развития ЕЭС России на семилетний период;

прогноза спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого по субъектам Российской Федерации (региональным энергосистемам) и основным узлам нагрузки, расположенным на территории субъекта Российской Федерации;

ежегодного отчета о функционировании ЕЭС России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

сведений о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

федеральной целевой программы "Юг России (2008-2012 годы)";

Стратегии социально-экономического развития Северо-Кавказского федерального округа до 2025 года;

предложений системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти Кабардино-Балкарской Республики по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Кабардино-Балкарской Республики.

Основными задачами разработки настоящей Программы является планирование строительства и развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность и тепловую энергию, формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Кабардино-Балкарской Республики. Программа послужит информационным обеспечением деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии и инвесторов.

ГАРАНТ:

См.:

Закон Кабардино-Балкарской Республики от 16 апреля 2001 г. N 23-РЗ "Об инвестиционной деятельности в Кабардино-Балкарской Республике"

См. также:

Стратегию социально-экономического развития Северо-Кавказского федерального округа до 2025 г., утвержденную распоряжением Правительства РФ от 6 сентября 2010 г. N 1485-р

Постановление Правительства Кабардино-Балкарской Республики от 25 октября 2012 г. N 254-ПП "О Прогнозе социально-экономического развития Кабардино-Балкарской Республики на 2013 - 2015 годы"

1. Общая характеристика Кабардино-Балкарской Республики

Кабардино-Балкарская Республика расположена на юге европейской части Российской Федерации, у северного склона центральной части Главного Кавказского хребта и прилегающей к ней части Предкавказской равнины. Входит в состав Северо-Кавказского федерального округа.

Общая площадь территории составляет 12,47 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 - Республикой Грузия (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 региона, являются горы и предгорья. Семь из восьми "пятитысячников" Кавказа находится на территории Кабардино-Балкарской Республики: Эльбрус (5642 м западная и 5621 м восточная вершины), Дых-Тау (5204 м), Коштан-Тау (5152 м), Шхара (5068 м), Джанги-Тау (5058 м), Пик Пушкина (5033 м), Мижирги (5025).

Территория региона делится на три природные зоны: степную, с засушливым климатом; предгорную, с умеренно влажным климатом; высокогорную, с влажным климатом. В общей сложности, климат континентальный; среднегодовая температура в степной и предгорной части равна плюс 9,7 °C, в горах - плюс 4,0 °C; средняя температура января - минус 0,6 °C, средняя температура июля плюс 21,4 °C; амплитуда абсолютных температур колеблется от 50 °С (в горах) до 77 °C (на равнине); период со среднесуточной температурой ниже 0 °С длится 86 суток; отопительный период 168-187 суток. Среднее количество осадков в горной зоне равно 600-700 мм и может достигнуть 1000 мм, на равнине 300-400 мм.

Численность населения по итогам Всероссийской переписи населения 2010 года составляет 859,7 тыс. чел. (городское население - 54,5%, сельское население - 45,5%). Плотность населения - 69 чел./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.

На территории Кабардино-Балкарской Республики действуют 135 муниципальных образований, в том числе: 3 городских округа (Нальчик, Прохладный и Баксан); 10 муниципальных районов; 7 городских поселений; 112 сельских поселений. Общее количество населенных пунктов достигает 178. Города с населением более 20 тыс. жителей: Нальчик (265,9 тыс. чел.), Прохладный (59,6 тыс. чел.), Баксан (57,1 тыс. чел.), Нарткала (31,7 тыс. чел.), Майский (26,8 тыс. чел.), Тырныауз (21,0 тыс. чел.). В географическом центре региона находится город Нальчик - административный центр Кабардино-Балкарской Республики (в нем проживает около 30% населения региона).

Кабардино-Балкарская Республика покрыта густой сетью водотоков - около 0,57 км водотоков на 1 км2 площади, общей протяженностью 3796 км, большинство рек относится к категории малых. Речная сеть представлена 206 реками бассейна Терека общей протяженностью 3794 км. Самая крупная река Терек (транзитная река, протяженность в пределах региона - 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. Разнообразные гидроминеральные ресурсы, которые представлены пресными, минеральными и теплоэнергетическими водами. Гидроэнергетический потенциал рек оценивается в размере около 18000 ГВт·ч.

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, интенсивная добыча велась с 1940 по 1995 годы), месторождение вольфрама является крупнейшим в стране, в настоящее время месторождение не разрабатывается; золота (балансовые запасы - 27 т, извлекаемые - 0,5 т); строительных материалов (цементного, кирпично-черепичного и керамзитового сырья, песчано-гравийной смеси, строительного песка, облицовочного камня, пильного и строительного камня, заполнителей легких бетонов, гипса карбонатовых пород); минеральных красок; бентонитовых глин; перлитового сырья; лечебных грязей.

В 2010 году по предварительным оценкам валовой региональный продукт составил 73,1 млрд. рублей, из которых на долю промышленных предприятий приходится 16,5%. К наиболее крупным промышленным предприятиям можно отнести ЗАО "Кабельный завод "Кавказкабель", ОАО "Налкат", ОАО "Баксанский завод "Автозапчасть", ОАО "Терекалмаз", ОАО "Гидрометаллург", ОАО "Нальчикский завод высоковольтной аппаратуры".

В настоящее время в общероссийском разделении труда Кабардино-Балкарская Республика участвует в производстве алмазного инструмента (27,6%), вин виноградных (5,8%), водки и ликеро-водочных изделий (5%), минеральной воды (4,9%), плодоовощных консервов (3,6%).

Бюджет Кабардино-Балкарской Республики по расходам исполнен в 2010 году в объеме 20,599 млрд. руб. В структуре расходов наибольший удельный вес имеют расходы на образование (6,7%), на национальную экономику (18,4%), на национальную безопасность и правоохранительную деятельность (6,2%), жилищно-коммунальное хозяйство (3,0%), на здравоохранение и спорт (7,3%), на социальную политику (16,1%).

Территорию Кабардино-Балкарской Республики пересекает главная транспортная артерия, связывающая Центральную Россию с Закавказьем - федеральная дорога М-29 "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 сети напряжением 330 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). 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" входящее в состав ОАО "Холдинг МРСК".

Генерирующие источники на территории Кабардино-Балкарской Республики на 2011 год представлены:

шестью гидравлическими электрическими станциями ОАО "РусГидро" - "Кабардино-Балкарский филиал";

двумя независимыми производителями (блок-станциями ООО "Росс-Спирт" и ОАО "Гидрометаллург").

В 2011 году в регионе осуществляют деятельность следующие энергоосбытовые компании:

1. ОАО "Каббалкэнерго" имеет статус гарантирующего поставщика.

2. ООО "Нальчикэнергосбыт" - сбыт электрической энергии по г.о. Нальчик в границах балансовой принадлежности электрических сетей ОАО "Нальчикская городская электросетевая компания".

3. ОАО "Энерго-сбытовая компания" - сбыт электрической энергии по г.о. Прохладный в границах балансовой принадлежности электрических сетей УМП "Городские электрические сети".

4. 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 (N Л-330-04);

- ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок (N Л-330-05);

- ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Буденновск (N 44).

- ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 (N Л-25);

- ВЛ 330 кВ Баксан - Черкесск (N Л-330-26);

- ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик (N 30);

По состоянию на начало 2011 года насчитывается 5 электросетевых организаций:

1. Кабардино-Балкарский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа".

2. ОАО "Нальчикская городская электросетевая компания".

3. ОАО "Городские электрические сети".

4. МУП "Чегемэнерго".

5. Филиал ОАО "РЖД" Трансэнерго Северо-Кавказская дирекция по энергообеспечению.

2.2. Динамика и структура потребления электроэнергии

Общее потребление электроэнергии в Кабардино-Балкарской Республике в 2010 году составило 1491,500 ГВт·ч, что на 1,9% больше электропотребления 2009 года. Динамика электропотребления с 1990 года представлена в таблице 1.

Падение потребления наблюдалось до 1998 года (к тому времени перестали полноценно функционировать практически все крупные промышленные предприятия), который сменил небольшой 3-летний период роста потребления (в среднем по 2% ежегодного прироста), но затем опять произошел спад потребления до 2008 года. Последние три года наблюдается стабилизация потребления.

Таблица 1

Динамика электропотребления в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики

N п.п.	Наименование	Годы
		1990	1998	2000	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2006- 2010
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Электропотребление, ГВт·ч	2 303,0	1 506,9	1 578,3	1 411,7	1 430,5	1 418,2	1 462,9	1 463,2	1 491,5	7 266,3
2	Абсолютный прирост электропотребления, ГВт·ч	-	-796,10	71,40	-166,60	18,80	-12,30	44,70	0,30	28,30	-
3	Среднегодовые темпы прироста, %	-	-33,9	4,7	-10,6	1,3	-0,9	3,2	0,0	1,9	-

"Динамика потребления электроэнергии в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики за 1990-2010 годы"

Рис. 1. Динамика потребления электроэнергии в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики за 1990-2010 годы

Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики характеризуется наиболее низкими среднегодовыми темпами прироста электропотребления среди регионов входящих в ОЭС Юга и в среднем по стране. Если среднегодовое потребление электроэнергии в России на 2010 практически достигло уровня 1990 года (94,0%), то в Кабардино-Балкарской Республике на 2010 год потребление достигло лишь 64,8% от потребления 1990 года.

За последние 20 лет существенно изменилась структура потребления электроэнергии. Особенно интенсивно эти процессы начали происходить с 2000 года. Именно с этого времени основной прирост потребления складывался за счет увеличения отпуска электроэнергии бытовым потребителям и потребителям сферы услуг, при уменьшении доли потребления промышленных потребителей. В таблице 2 представлены структура и динамика электропотребления за 2009 и 2010 годы.

Таблица 2

Структура электропотребления в Кабардино-Балкарской Республике за 2009 и 2010 годы

N п.п.	Наименование	2009 год		2010 год
		ГВт·ч	%	ГВт·ч	%
1	2	3	4	5	6
1	Промышленное производство (обрабатывающие производства)	262,537	17,9	176,605	11,8
2	Производство и распределение электроэнергии, газа, воды	106,588	7,3	101,752	6,8
3	Строительство	15,903	1,1	11,065	0,7
4	Транспорт и связь	61,675	4,2	61,075	4,1
5	Сельское хозяйство	25,137	1,7	26,458	1,8
6	Сфера услуг	247,613	16,9	344,326	23,1
7	Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)	336,201	23,0	361,436	24,2
8	Потери в электрических сетях	403,889	27,6	404,972	27,2
9	Собственные нужды электростанций	3,66	0,3	3,811	0,3
10	Всего	1 463,203	100,0	1 491,500	100,0

Основной спрос на электроэнергию в экономике Кабардино-Балкарской Республики формируют сфера услуг и бытовое потребление (население). На их долю в 2010 году приходилось 48,8% от всего потребления. Необходимо отметить, что доля промышленного электропотребления, транспорта и связи, сельского хозяйства по региону почти в четыре раза меньше, чем по России в целом. На рисунке 2 отражена структура потребления электроэнергии в 2010 году.

"Структура общего электропотребления Кабардино-Балкарской Республике в 2010 году"

Рис. 2. Структура общего электропотребления Кабардино-Балкарской Республике в 2010 году

Динамика электропотребления республики характеризуется следующими особенностями:

резким падением спроса на электроэнергию по сравнению с пиковым периодом потребления;

незначительным ростом потребления электроэнергии в период экономического роста по России и незначительным спадом потребления в период мирового финансового кризиса 2008 года;

снижением в 2010 году потребления промышленными организациями;

устойчивым ростом потребления электроэнергии населением и организациями малого бизнеса;

высоким показателем интегральных потерь электроэнергии (достигающий около 27,0% от всего потребления), превышающий общероссийские показатели почти в 2,5 раза.

Динамика структуры потребления по Кабардино-Балкарской Республике представлена на рисунке 3 и в таблице 3.

"Структура общего электропотребления Кабардино-Балкарской Республики в динамике за 1993-2010 годы"

Рис. 3. Структура общего электропотребления Кабардино-Балкарской Республики в динамике за 1993-2010 годы

Из рисунка 3 видно, что если в 1993 году доля потребления населения, бюджетных и прочих мелкомоторных потребителей в общем объеме составляла 40%, а доля промышленности и сельского хозяйства - 60%, то в 2010 году эти параметры сложились в размере 55% и 45% соответственно. Таким образом, за это время доля потребления на низком уровне напряжения с более высокими техническими и коммерческими потерями в относительных величинах существенно выросла. Наиболее значительно снизилось потребление крупными промышленными предприятиями и сельхозпроизводителями.

Таблица 3

Потребление электроэнергии по группам потребителей в Кабардино-Балкарской Республики за 1993-2010 годы, ГВт·ч

N п.п.	Наименование	Годы
		1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
1	Промышленность, с присоединенной нагрузкой свыше 750 кВА	473,60	289,40	302,30	208,80	118,10	138,00	166,90	163,10	154,80	101,60	92,60	93,94	115,80	128,56	134,97	142,38	262,54	179,48
2	Промышленные и приравненные к ним потребители, с присоединенной нагрузкой до 750 кВА	164,60	194,80	179,20	171,70	229,50	222,80	246,90	268,70	280,20	248,90	239,80	241,90	210,19	218,39	229,16	227,89	122,49	112,82
3	Транспорт и связь	61,10	46,50	31,30	30,40	23,40	25,90	24,50	25,30	24,70	24,10	27,90	29,41	37,37	37,33	36,11	32,63	61,68	61,08
4	Сельское хозяйство	258,10	190,70	154,60	139,60	117,20	119,10	144,00	98,40	68,70	36,70	31,50	24,35	22,43	20,35	19,57	26,72	25,14	26,46
5	Сфера услуг	190,70	127,80	141,20	164,30	152,70	157,10	171,80	207,10	188,90	182,90	188,20	179,08	195,23	194,58	215,67	255,55	247,61	344,33
6	Бытовое потребление (население)	456,40	451,40	424,90	458,70	424,20	420,70	373,00	360,70	353,50	359,10	319,60	283,69	269,85	272,19	291,05	336,20	336,20	361,44
7	Потери в электрических сетях	376,70	385,20	384,50	398,90	422,20	407,12	414,50	444,76	487,10	519,39	538,91	480,92	528,39	523,95	454,94	441,48	403,89	404,97

2.3. Перечень и характеристика основных крупных потребителей электроэнергии

Крупными потребителями электроэнергии в Кабардино-Балкарской Республике являются, в основном, предприятия жилищно-коммунального хозяйства и пищевой промышленности. По итогам 2010 года только у 5 хозяйствующих субъектов потребление электроэнергии составило более 1% от общего потребления региона: МУП "Управляющая компания "Водоканал" (4,3% от потребления региона), ОАО "Теплоэнергетическая компания" (2,3%), ООО "Росс-Спирт" (1,8%), ООО "Моя столица" (2,0%), ЗАО "Кавказкабель" (1,3%), в общей совокупности на них приходилось 11,7% от всего потребления.

Показатели по предприятиям, потребление электроэнергии которых превышает 4,00 ГВт·ч, представлены в таблице 4.

Таблица 4

Крупные потребители электроэнергии за 2006-2010 годы

N п.п.	Наименование потребителя	Место расположения (адрес)	Вид деятельности	Годовой объем электропотребления, ГВт·ч					Максимум нагрузки за 2010 год, МВт
				2006 год	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год	заявленный	фактический
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	МУП "Управляющая компания "Водоканал"	г. Нальчик, ул. Пачева, д. 36	Распределение воды	61,615	59,954	62,362	60,280	61,784	8,00	6,47
2	ОАО "Теплоэнергетическая компания"	г. Нальчик, ул. 9 Января, д. 1	Производство и распределение тепловой энергии	32,414	32,267	32,228	33,005	33,839	5,00	4,66
3	ООО "Моя столица"	Урванский муниципальный район, г. Нарткала, ул. Терешкова, д. 4	Производство этилового спирта	-	16,108	18,120	5,788	25,292	3,85	4,58
4	ООО "Росс-Спирт"	г. Прохладный, ул. Промышленная, д. 60	Производство этилового спирта	27,576	28,207	30,081	38,525	28,290	4,70	3,50
5	ЗАО "Кавказкабель"	г. Прохладный, ул. Остапенко, д. 21	Производство проводов и кабелей	16,806	17,189	16,764	15,616	18,766	3,60	2,68
6	ОАО "Прохладненский хлебозавод"	г. Прохладный, пер. Маркса, д. 1/1	Пищевая промышленность	-	0,113	11,453	1,157	11,302	0,53	0,30
7	ИП Маремшаов Т.Б.	г. Нальчик, ул. Кирова, д. 294 а	Пищевая промышленность	2,303	3,878	5,361	6,381	8,546	1,00	0,88
8	ООО "Главспирт"	Зольский муниципальный район, с. Сармаково, ул. Надречная, б/н	Производство этилового спирта	5,105	4,850	7,381	7,585	8,009	1,20	0,98
9	ООО Фирма "ЛВТ"	Чегемский муниципальный район, г. Чегем, ул. Набережная, д. 1	Пищевая промышленность	-	-	-	1,548	7,122	1,00	0,84
10	ОАО "Халвичный завод Нальчикский"	г. Нальчик, ул. Заводская, д. 6	Пищевая промышленность	-	0,493	3,883	4,610	5,646	1,20	0,93
11	ООО "Кабардинский крахмал"	Майский муниципальный район, ст. Александровская, ул. Первомайская, д. 35	Пищевая промышленность	3,006	3,289	2,401	4,578	5,463	1,00	0,71
12	ООО "Стекольный завод"	Урванский муниципальный район, г. Нарткала, Промзона	Прочие промышленные	8,212	1,932	0,472	4,458	5,315	0,80	0,64
13	Баксанская нейтринная обсерватория Института ядерных исследований РАН	Эльбрусский муниципальный район, с. Эльбрус, п. Нейтрино	Исследования в области физики	4,839	5,406	5,041	4,481	5,307	0,55	0,50
14	ЗАО "Эрпак"	Урванский муниципальный район, с. Герменчик, ул. Заводская, д. 1	Деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная промышленность	5,709	6,051	5,105	4,456	4,514	0,90	0,66
15	ОАО "Автозапчасть"	г. Баксан, ул. Шукова, д. 17	Машиностроение	4,372	5,081	4,917	3,815	4,440	1,52	1,48
16	ООО "Камад"	Чегемский муниципальный район, г. Чегем, ул. Набережная/ул. 1-й Промпроезд	Пищевая промышленность	5,471	4,747	4,905	3,990	4,338	0,70	0,54

2.4. Потребление электроэнергии по муниципальным образованиям

Ввиду небольшой площади и незначительного развития промышленных зон, на территории Кабардино-Балкарской Республики нет ярко выраженных энергорайонов потребления электроэнергии. Это вынуждает дать характеристику потребления, полезного отпуска и потерь согласно административно-территориальному делению региона. В таблице 5 представлены вышеперечисленные данные.

Таблица 5

Потребление, полезный отпуск и потери электроэнергии по муниципальным образованиям за 2006-2010 годы, ГВт·ч

N п.п.	Наименование	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год
1	2	3	4	5	6	7
1.	г.о. Нальчик
1.1.	Потребление электроэнергии	419,259	436,210	456,143	464,675	479,112
1.2.	Полезный отпуск электроэнергии	326,039	335,949	350,973	359,201	368,106
1.3.	Потери электроэнергии	93,220	100,261	105.170	359.201	111,006
2.	г.о. Прохладный
2.1.	Потребление электроэнергии	98,150	102,691	109,190	95,289	102,335
2.2.	Полезный отпуск электроэнергии	82,009	87,965	92,402	81,078	86,626
2.3.	Потери электроэнергии	16,141	14,726	16,788	14,210	15,710
3.	г.о. Баксан
3.1.	Потребление электроэнергии	46,525	62,727	67,155	67,655	68,510
3.2.	Полезный отпуск электроэнергии	37,199	34,111	39,115	40,174	40,249
3.3.	Потери электроэнергии	8,689	28,250	28,040	27,481	28,262
4.	Баксанский муниципальный район
4.1.	Потребление электроэнергии	91,027	57,844	55,750	58,012	61,986
4.2.	Полезный отпуск электроэнергии	56,797	30,632	35,864	40,185	42,725
4.3.	Потери электроэнергии	33,897	26,452	19,886	17,827	19,261
5.	Зольский муниципальный район
5.1.	Потребление электроэнергии	30,893	53,066	55,593	55,682	55,123
5.2.	Полезный отпуск электроэнергии	13,082	28,454	34,136	36,875	36,894
5.3.	Потери электроэнергии	17,582	23,768	21,457	18,807	18,229
6.	Лескенский муниципальный район
6.1.	Потребление электроэнергии	48,220	26,672	25,901	26,709	26,642
6.2.	Полезный отпуск электроэнергии	30,463	15,301	17,034	18,197	18,604
6.3.	Потери электроэнергии	16,982	11,186	8,868	8,512	8,038
7.	Майский муниципальный район
7.1.	Потребление электроэнергии	23,775	46,159	45,474	48,526	51,623
7.2.	Полезный отпуск электроэнергии	16,894	37,107	37,499	39,966	42,787
7.3.	Потери электроэнергии	6,178	8,507	7,975	8,560	8,836
8.	Прохладненский муниципальный район
8.1.	Потребление электроэнергии	172,148	179,123	186,977	169,340	177,915
8.2.	Полезный отпуск электроэнергии	154,314	163,263	171,380	156,248	165,175
8.3.	Потери электроэнергии	17,709	15,755	15,596	13,092	12,740
9.	Терский муниципальный район
9.1.	Потребление электроэнергии	106,003	47,059	48,513	46,208	47,722
9.2.	Полезный отпуск электроэнергии	75,309	31,577	33,960	33,973	35,298
9.3.	Потери электроэнергии	30,501	14,848	14,553	12,235	12,424
10.	Урванский муниципальный район
10.1.	Потребление электроэнергии	66,852	88,136	88,327	87,815	93,672
10.2.	Полезный отпуск электроэнергии	24,719	57,329	62,200	64,814	71,268
10.3.	Потери электроэнергии	41,731	30,500	26,127	23,001	22,404
11.	Чегемский муниципальный район
11.1.	Потребление электроэнергии	65,590	119,063	124,923	130,009	136,618
11.2.	Полезный отпуск электроэнергии	27,223	84,425	91,543	99,260	104,513
11.3.	Потери электроэнергии	38,289	34,175	33,380	30,749	32,106
12.	Черекский муниципальный район
12.1.	Потребление электроэнергии	57,198	24,737	26,074	27,318	24,881
12.2.	Полезный отпуск электроэнергии	24,710	19,059	20,584	21,281	19,013
12.3.	Потери электроэнергии	31,370	5,088	5,489	6,038	5,868
13.	Эльбрусский муниципальный район
13.1.	Потребление электроэнергии	59,039	61,162	61,645	60,339	54,635
13.2.	Полезный отпуск электроэнергии	43,829	45,907	47,563	47,264	42,651
13.3.	Потери электроэнергии	14,327	14,475	14,082	13,075	11,984

В таблице 6 представлен уровень потерь по муниципальным районам Кабардино-Балкарской Республики. Наиболее высокие потери в 2010 году наблюдаются по г. Баксану (41,3%), Баксанскому (31,1%) и Зольскому (33,1%) муниципальным районам, несмотря на то что за пять лет потери в этих районах были снижены в 1,5-2 раза.

Таблица 6

Уровень фактических потерь по муниципальным образованиям за 2006-2010 годы, %

N п.п.	Наименование	Годы
		2006	2007	2008	2009	2010
1	2	3	4	5	6	7
1	г.о. Нальчик	22,2	23,0	23,0	22,7	23,2
2	г.о. Прохладный	16,5	14,3	15,4	14,9	15,9
3	г.о. Баксан	58,4	45,0	41,8	40,6	41,3
4	Баксанский муниципальный район	62,4	45,7	35,7	30,7	31,1
5	Зольский муниципальный район	54,8	44,8	38,6	33,8	33,1
6	Лескенский муниципальный район	56,9	41,9	34,2	31,9	30,2
7	Майский муниципальный район	18,7	18,4	17,5	17,6	17,1
8	Прохладненский муниципальный район	10,3	8,8	8,3	7,7	7,2
9	Терский муниципальный район	35,2	31,6	30,0	26,5	26,0
10	Урванский муниципальный район	37,2	34,6	29,6	26,2	23,9
11	Чегемский муниципальный район	28,8	28,7	26,7	23,7	23,5
12	Черекский муниципальный район	26,0	20,6	21,1	22,1	23,6
13	Эльбрусский муниципальный район	24,3	23,7	22,8	21,7	21,9

Уровень потерь электроэнергии в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики в два раза превышает среднероссийский показатель в 12% и достигает 25%. В сельской местности и на отдельных энергетических объектах коммерческие потери значительны, порой превышают 50% поступающей в сеть электроэнергии. Такая ситуация подрывает экономику энергоснабжающих организаций, поэтому выявление, локализация и уменьшение коммерческих потерь электроэнергии становятся актуальными для них задачами.

Как известно, в 1990-е годы прошлого века упал социально-экономический уровень жизни населения в России, что привело к значительному росту нетехнической составляющей потерь. В особенности это касалось экономики регионов Северного Кавказа, которые характеризуются замедленной динамикой экономического развития по сравнению с экономикой России в целом.

В результате перераспределения электрических нагрузок из-за изменения модели экономики страны в 1990-е годы топология сетей в новых условиях оказалась неоптимальной, что отразилось на уровне потерь. За период с 1990 года доля электроэнергии, отпущенной промышленным потребителям, снизилась, а потребление электроэнергии предприятиями сферы услуг, малого и среднего бизнеса и населением увеличились. Загруженность высоковольтных линий и крупных промышленных трансформаторных подстанций с малыми удельными потерями сократилась, а низковольтных сетей и распределительных трансформаторов с большими удельными потерями возросла.

Высокая доля сельского населения на фоне значительной роли жилого сектора в формировании спроса на электроэнергию определяет структуру электросетевого комплекса Кабардино-Балкарской Республики, характеризующегося высокой долей сетей, расположенных в сельской местности.

Наиболее высокий уровень потерь наблюдается в г. Баксане, Баксанском и Зольском муниципальных районах. Только в г. Прохладный, Майском и Прохладненском муниципальных районах уровень потерь не выше нормативного уровня, во всех остальных выше.

Таблица 7

Потери электроэнергии по месяцам за 2006-2010 годы

N п.п.	Наименование месяца	Потребление, ГВт·ч	Полезный отпуск, ГВт·ч	Потери
				ГВт·ч	%
1	2	3	4	5	6
1.	2006 год
1.1.	Январь	151,203	95,912	55,291	36,6
1.2.	Февраль	131,090	91,488	39,602	30,2
1.3.	Март	125,061	90,523	34,538	27,6
1.4.	Апрель	102,811	75,149	27,662	26,9
1.5.	Май	99,719	75,067	24,652	24,7
1.6.	Июнь	84,729	68,986	15,743	18,6
1.7.	Июль	86,715	68,311	18,404	21,2
1.8.	Август	91,270	71,682	19,588	21,5
1.9.	Сентябрь	87,157	68,924	18,233	20,9
1.10.	Октябрь	107,961	79,677	28,284	26,2
1.11.	Ноябрь	125,825	92,072	33,753	26,8
1.12.	Декабрь	141,786	102,954	38,832	27,4
1.13.	Итого:	1 335,326	980,745	354,581	26,6
2.	2007 год
2.1.	Январь	136,031	95,232	40,799	30,0
2.2.	Февраль	124,372	93,309	31,063	25,0
2.3.	Март	129,926	96,758	33,168	25,5
2.4.	Апрель	111,690	87,453	24,237	21,7
2.5.	Май	91,680	74,761	16,919	18,5
2.6.	Июнь	85,104	70,603	14,501	17,0
2.7.	Июль	90,953	75,042	15,911	17,5
2.8.	Август	93,234	77,928	15,306	16,4
2.9.	Сентябрь	91,033	75,577	15,456	17,0
2.10.	Октябрь	105,962	85,435	20,527	19,4
2.11.	Ноябрь	127,819	98,572	29,247	22,9
2.12.	Декабрь	141,276	110,846	30,430	21,5
2.13.	Итого:	1 329,080	1 041,516	287,564	21,6
3.	2008 год
3.1.	Январь	153,354	110,684	42,670	27,8
3.2.	Февраль	133,578	103,759	29,818	22,3
3.3.	Март	117,013	92,941	24,072	20,6
3.4.	Апрель	101,456	84,370	17,086	16,8
3.5.	Май	99,259	82,221	17,038	17,2
3.6.	Июнь	90,653	77,809	12,844	14,2
3.7.	Июль	97,012	82,991	14,021	14,5
3.8.	Август	97,547	82,484	15,062	15,4
3.9.	Сентябрь	96,393	82,090	14,303	14,8
3.10.	Октябрь	115,522	94,615	20,907	18,1
3.11.	Ноябрь	123,634	99,825	23,809	19,3
3.12.	Декабрь	142,592	116,136	26,456	18,6
3.13.	Итого:	1 368,013	1 109,925	258,088	18,9
4.	2009 год
4.1.	Январь	141,934	109,289	32,645	23,0
4.2.	Февраль	119,822	98,136	21,687	18,1
4.3.	Март	125,575	103,420	22,155	17,6
4.4.	Апрель	111,162	94,586	16,576	14,9
4.5.	Май	98,671	83,379	15,293	15,5
4.6.	Июнь	91,812	79,718	12,094	13,2
4.7.	Июль	99,047	85,925	13,122	13,3
4.8.	Август	95,962	83,018	12,944	13,5
4.9.	Сентябрь	98,347	84,636	13,711	13,9
4.10.	Октябрь	113,775	95,910	17,865	15,7
4.11.	Ноябрь	129,176	105,940	23,236	18,0
4.12.	Декабрь	144,807	119,462	25,345	17,5
4.13.	Итого:	1 370,091	1 143,420	226,671	16,5
5.	2010 год
5.1.	Январь	137,647	108,038	29,609	21,5
5.2.	Февраль	128,907	105,704	23,202	18,00
5.3.	Март	129,969	108,341	21,628	16,6
5.4.	Апрель	110,485	94,253	16,233	14,7
5.5.	Май	99,609	84,375	15,234	15,29
5.6.	Июнь	99,134	81,856	12,982	13,10
5.7.	Июль	105,067	91,204	13,863	13,19
5.8.	Август	106,082	91,784	14,298	13,5
5.9.	Сентябрь	100,520	86,614	13,906	13,8
5.10.	Октябрь	125,529	104,535	20,993	16,7
5.11.	Ноябрь	125,978	104,626	21,352	16,9
5.12.	Декабрь	140,949	116,311	24,638	17,5
5.13.	Итого:	1 446,357	1 181,937	227,937	16,2

В таблице 7 представлены потери по месяцам, из нее видно, что уровень потерь в зимние месяцы больше, чем в летние. Такая тенденция устойчиво наблюдается по муниципальным образованиям. Объясняется это недостаточным покрытием отопительной нагрузки системами теплоснабжения, из-за их изношенности. Это вынуждает потребителя тепловой энергии, в целях поддержания комфортной температуры в помещениях, дополнительно включать электрические обогревательные приборы. Зачастую они подключаются несанкционированно, что и приводит к безучетному потреблению электроэнергии. Помимо этого, существует фактор увеличения технологических потерь в холодные зимние месяцы.

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки

Изменение максимума нагрузки за 2005 - 2010 годы и выборочно по годам с 1990 года приведено в таблице 8 и рисунке 4.

"Динамика изменения максимума нагрузки в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики"

Рис. 4. Динамика изменения максимума нагрузки в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики

Величина исторического максимума потребления мощности по Кабардино-Балкарской Республике была зафиксирована 14 февраля 1991 года и составила - 431 МВт. За период с 2005 по 2010 годы наибольшее значение максимума нагрузки было зафиксировано в 2005 году - 321 МВт.

В таблице 9 представлен максимум нагрузки по муниципальным образованиям за 2006 - 2010 годы. Наиболее высокий показатель собственной нагрузки наблюдается по г. Нальчику (93,0 МВт), г. Прохладному (18,5 МВт) и Чегемскому муниципальному району (24,5 МВт).

Таблица 8

Динамика изменения собственного максимума нагрузки в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики

N п.п.	Наименование показателя	Годы
		1990	1991	1998	2000	2005	2006	2007	2008	2009	2010	в среднем за 2006-2010
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	Собственный максимум нагрузки, МВт	413	431	310	311	321	312	270	298	274	270	285
2	Абсолютный прирост максимум нагрузки, МВт	-	18	-121	1	10	-9	-42	28	-24	-4	-
3	Среднегодовые темпы прироста, %	-	4,2	-39,0	0,3	3,1	-2,9	-15,6	9,4	-8,8	-1,5	-

Таблица 9

Максимум нагрузки по муниципальным образованиям за 2006-2010 годы (зимний режимный день), МВт

N п.п.	Наименование	Годы
		2006	2007	2008	2009	2010
1	г. Нальчик	95,0	86,0	98,0	98,0	93,0
2	г. Прохладный	17,0	17,0	16,0	18,0	18,5
3	г. Баксан	12,5	13,0	13,0	13,0	15,0
4	Баксанский муниципальный район	12,5	12,0	11,0	13,0	14,0
5	Зольский муниципальный район	12,0	12,0	11,0	12,0	11,0
6	Лескенский муниципальный район	6,0	6,0	5,0	5,0	6,5
7	Майский муниципальный район	9,0	9,0	8,0	9,0	9,5
8	Прохладненский муниципальный район	14,0	15,0	14,0	12,0	14,5
9	Терский муниципальный район	10,0	10,0	9,0	10,0	9,0
10	Урванский муниципальный район	17,0	18,0	14,0	15,0	16,5
11	Чегемский муниципальный район	23,0	23,0	22,0	22,0	24,5
12	Черекский муниципальный район	5,0	5,0	5,0	5,0	6,0
13	Эльбрусский муниципальный район	13,0	14,0	13,0	14,0	11,0
14	Всего:	246,0	240,0	239,0	246,0	249,0

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

Система теплоснабжения Кабардино-Балкарской Республики на 1 января 2011 года включала в себя 265 отопительных котельных (включающих в себя 615 котлов) суммарной тепловой мощностью 775,72 Гкал/ч или 902,165 МВт и 2 блок-станции установленной тепловой мощностью 159 Гкал/ч или 185 МВт (из них 49 Гкал/ч или 57 МВт - блок-станция ОАО "Гидрометаллург" и 110 Гкал/ч или 128 МВт - блок-станция ООО "Росс-Спирт").

Количество котельных с разбивкой по мощностям приведены в таблице 10.

Таблица 10

Количество котельных в Кабардино-Балкарской Республике с разбивкой по мощностям за 2010 год

N п.п.	Наименование организации	Всего	Котельные мощностью, Гкал/ч			Совокупная мощность котельных
			до 3	от 3 до 20	от 20 до 100	Гкал/ч	МВт
1	2	3	4	5	6	7	8
1	ОАО "Теплоэнергетическая компания"	53	41	9	3	278,569	323,976
2	ОАО "Прохладный теплоэнерго"	51	35	16	-	119,500	138,979
3	МУП "Баксангортеплосбыт"	17	5	12	-	42,680	49,637
4	ГП КБР "Баксанская управляющая компания"	5	5	-	-	6,750	7,850
5	МП "Зольская управляющая теплоснабжающая компания"	15	11	4	-	26,490	30,808
6	МП "Майская теплоснабжающая управляющая компания"	10	4	6	-	39,350	45,764
7	МУП "Теректеплосервис"	23	18	5	-	48,480	56,382
8	ОАО "Урваньтеплосервис"	24	13	11	-	73,586	85,580
9	МП "Чегемская теплоснабжающая управляющая компания"	23	18	5	-	29,800	34,657
10	ОАО "Черектеплоэнерго"	17	16	1	-	23,250	27,040
11	ГП КБР "Эльбрусская управляющая компания"	25	16	9	-	77,248	89,839
12	МУП ЖКХ "Приэльбрусье"	2	1	1	-	10,020	11,653
13	Всего:	265	183	79	3	775,723	902,165

В структуре котельных маломощные, с установленной мощностью до 3 Гкал/ч, составляют 183 шт. (69,1%), и только в 3-х котельных (1.1%), расположенных в г.о. Нальчике, установленная мощность составляет более 20 Гкал/ч. На г.о. Нальчик приходится 35,9% установленной мощности, 20,0% общего числа котельных, 11,1% общего количества котлов. Все котлы работают на природном газе. Коэффициент полезного действия котлов находится в пределах от 70% до 92%.

Общая протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении по Кабардино-Балкарской Республике на 1 января 2011 года составляет 430,2 км.

Структура отпуска тепловой энергии от блок-станций в 2006 - 2010 годах представлена в таблице 11.

Таблица 11

Отпуск тепловой энергии от блок-станций за 2006-2010 годы, Ткал

N п.п.	Наименование блок станции	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год
1	2	3	4	5	6	7
1	ОАО "Гидрометаллург"	84,921	77,671	96,170	20,216	38,350
2	ООО "Росс-Спирт"	224,600	411,644	311,241	372,490	372,500
3	Всего	309,521	489,315	407,411	392,706	410,850

Общая выработка тепловой энергии в Кабардино-Балкарской Республике в 2010 году составила 1316,590 Ткал, что на 3,2% меньше показателя 2009 года. Динамика теплопотребления с 2002 года представлена в таблице 12.

Падение потребления наблюдалось до 1997 года (к тому времени многие потребители отсоединялись от централизованного теплоснабжения). Начиная с 2002 года, уровень потребления стабилизировался.

Таблица 12

Динамика реализации тепловой энергии по централизованной зоне энергоснабжения региона

N п.п.	Наименование	Годы
		1990	1998	2002	2005	2006	2007	2008	2009	2010
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Реализация тепловой энергии, Ткал	н.д.	н.д.	1 154,000	1 115,640	1 218,930	1 165,570	1 054,760	1 044,380	1 008,040
2	Абсолютный прирост реализации тепловой энергии, Ткал	-	-	-	-38,360	103,290	-53,360	-110,810	-10,380	-36,340
3	Среднегодовые темпы прироста, %	-	-	-	-3,3	9,3	-4,4	-9,5	-1,0	-3,5

Отпуск тепловой энергии потребителям Кабардино-Балкарской Республики осуществляется только от котельных. В таблице 13 приводится динамика выработки, отпуска и потерь.

Таблица 13

Динамика выработки, отпуска и потерь тепловой энергии по теплоснабжающим организациям за 2006-2010 годы

N п.п.	Наименование показателей	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год
1	2	3	4	5	6	7
1.	ОАО "Теплоэнергетическая компания" (ОАО "Нальчиктеплоэнерго")
1.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	900,40	905,77	866,05	849,50	819,16
1.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	885,20	883,80	844,65	828,60	798,91
1.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	127,38	177,00	216,35	205,30	203,41
1.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	757,80	706,80	628,30	623,30	595,50
2.	ОАО "Прохладный теплоэнерго"
2.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	116,80	145,73	145,63	141,58	138,77
2.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	114,40	143,47	142,71	138,74	135,99
2.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	27,30	26,74	23,72	23,61	23,16
2.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	87,10	116,73	118,99	115,13	112,83
3.	МУП "Баксангортеплосбыт" (ОАО "Баксангортеплоэнерго")
3.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	57,10	53,70	39,70	37,31	40,72
3.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	56,00	52,60	38,90	36,53	39,92
3.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	5,40	5,30	3,60	2,93	4,12
3.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	50,60	47,30	35,30	33,60	35,80
4.	ГП КБР "Баксанская управляющая компания" (ОАО "Баксантеплоэнерго", ОАО "Райкоммунсервис")
4.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	17,60	-	9,31	2,74	4,03
4.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	17,22	-	9,15	2,69	3,92
4.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	3,65	-	1,50	0,25	0,48
4.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	13,57	-	7,65	2,44	3,44
5.	МП "Зольская теплоснабжающая управляющая компания" (ОАО "Зольскийтеплогазсервис")
5.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	27,18	25,72	23,16	19,68	15,17
5.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	26,58	25,02	22,46	19,15	14,82
5.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	4,02	3,43	3,35	3,14	1,90
5.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	22,56	21,59	19,11	16,01	12,92
6.	МП ММР "Майская теплоснабжающая управляющая компания" (ОАО "Майсктеплоэнерго")
6.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	46,90	45,75	46,41	44,34	45,65
6.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	45,90	44,86	45,49	43,45	44,73
6.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	7,90	6,27	7,13	6,15	7,70
6.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	38,00	38,59	38,35	37,31	37,03
7.	МУП "Теректеплосервис" (ОАО "Теректеплоэнерго")
7.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	47,80	42,90	41,90	42,63	36,20
7.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	46,90	42,10	41,06	41,83	35,48
7.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	6,90	5,90	5,06	5,09	4,38
7.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	40,00	36,20	36,00	36,74	31,10
8.	ОАО "Урвантеплосервис" (ОАО "Урвантеплоэнерго")
8.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	78,54	73,72	75,39	72,21	70,67
8.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	76,67	72,14	73,76	70,67	69,24
8.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	11,97	10,66	9,17	8,64	8,15
8.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	64,70	61,48	64,59	62,03	61,09
9.	МП "Чегемская теплоснабжающая управляющая компания" (ОАО "Чегемтеплоэнерго")
9.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	22,60	22,80	25,90	26,50	26,90
9.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	21,80	22,20	25,30	25,90	26,30
9.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	3,40	2,60	3,00	1,50	2,50
9.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	18,40	19,60	22,30	24,40	23,80
10.	МУП КЭЧ п. Звездный
10.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	19,40	18,04	17,67	20,21	18,22
10.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	18,70	17,36	17,33	19,24	17,71
10.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	2,50	3,38	3,00	2,21	0,58
10.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	16,20	13,98	14,33	17,03	17,13
11.	ОАО "Черектеплоэнерго"
11.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	17,30	17,50	17,40	17,90	18,40
11.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	17,00	17,20	17,10	17,60	18,10
11.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	1,60	1,70	1,40	1,40	1,50
11.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	15,40	15,50	15,70	16,20	16,60
12.	ГП КБР "Эльбрусская управляющая компания" (ОАО "Эльбрустеплоэнерго")
12.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	109,80	114,80	80,05	86,20	82,70
12.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	106,70	111,50	7,33	84,90	80,60
12.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	12,10	23,70	24,19	24,70	19,80
12.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	94,60	87,80	54,14	60,20	60,80
13.	Всего по теплоснабжающим организациям Кабардино-Балкарской Республики
13.1.	Выработка тепловой энергии, Ткал	1461,42	1466,43	1388,58	1360,80	1316,59
13.2.	Отпуск тепловой энергии, Ткал	1433,07	1432,25	1285,23	1329,30	1285,72
13.3.	Потери тепловой энергии, Ткал	214,12	266,68	301,47	284,92	277,68
13.4.	Реализация тепловой энергии, Ткал	1218,93	1165,57	1054,76	1044,38	1008,04

За последние пять лет уровень потерь возрос с 14,65% в 2006 году до 21,09%, что говорит об увеличении износа тепловых сетей и отсутствии у теплоснабжающих организаций систематической работы по санации имеющихся тепловых нагрузок.

Из таблицы 14 видно, что в 2010 году основное количество выработанной и потребленной тепловой энергии приходилось на г.о. Нальчик (62,2%), г.о. Прохладный и Прохладненский муниципальный район (10,5%).

Таблица 14

Динамика выработки тепловой энергии по муниципальным образованиям за 2006-2010 годы, Ткал

N п.п.	Муниципальное образование	Годы
		2006	2007	2008	2009	2010
1	2	7	8	9	10	11
1	г.о. Нальчик	900,40	905,77	866,05	849,50	819,16
2	г.о. Баксан	57,10	53,70	39,70	37,31	40,72
3	г.о. Прохладный и Прохладненский муниципальный район	116,80	145,73	145,63	141,58	138,77
4	Баксанский муниципальный район	17,60	-	9,31	2,74	4,03
5	Зольский муниципальный район	27,18	25,72	23,16	19,68	15,17
6	Майский муниципальный район	46,90	45,75	46,41	44,34	45,65
7	Терский муниципальный район	47,80	42,90	41,90	42,63	36,20
8	Урванский муниципальный район	78,54	73,72	75,39	72,21	70,67
9	Чегемский муниципальный район	42,00	40,84	43,57	46,71	45,12
10	Черекский муниципальный район	17,30	17,50	17,40	17,90	18,40
11	Эльбрусский район	109,80	114,80	80,05	86,20	82,70

2.7. Перечень основных потребителей тепловой энергии

Перечень крупных потребителей тепловой энергии (с присоединенной нагрузкой более 1 Гкал/ч или потребление более 3 Ткал/год) по Кабардино-Балкарской Республике приведен в таблице 15.

Таблица 15

Перечень основных потребителей тепловой энергии за 2010 год

N п.п.	Наименование потребителей	Место расположения (адрес)	Вид деятельности	Годовой объем потребления, Ткал	Источник покрытия тепловой нагрузки	Параметры пара	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1	2	3	4	5	6	7	8
1	ГОУ ВПО "Кабардино-Балкарский государственный университет им. Х.М. Бербекова"	г. Нальчик, ул. Чернышевского, д. 36	Высшее профессиональное образование	25,368	ОАО "Теплоэнергетическая компания"	не потребляется	12,721
2	МУЗ "Урванская центральная районная больница"	Урванский муниципальный район, г. Нарткала, ул. Толстого, д. 185	Деятельность больничных учреждений	8,885	ОАО "Урваньтеплосервис"	не потребляется	1,942
3	МУЗ "Городская клиническая больница N 1 г. Нальчика"	г. Нальчик, ул. Кешокова, д. 56	Деятельность больничных учреждений	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, д. 185	Высшее профессиональное образование	6,773	ОАО "Теплоэнергетическая компания"	не потребляется	3,411
5	МУЗ "Городская клиническая больница г. Прохладного"	г. Прохладный, ул. Ленина, д. 113	Деятельность больничных учреждений	5,244	ОАО "Прохладный теплоэнерго"	не потребляется	1,809
6	ГУЗ "Психоневрологический диспансер"	г. Нальчик, ул. Толстого, д. 185	Деятельность больничных учреждений	4,440	ОАО "Теплоэнергетическая компания"	не потребляется	1,305
7	ГУЗ "Противотуберкулезный диспансер"	г. Нальчик, ул. Толстого, д. 185	Деятельность больничных учреждений	3,698	ОАО "Теплоэнергетическая компания"	не потребляется	1,112

2.8. Основные характеристики теплосетевого хозяйства

Относительно развитая система централизованного теплоснабжения в Кабардино-Балкарской Республике имеются в городах Нальчик, Баксан, Нарткала, Прохладный, Майский, Терек, Тырныауз, Чегем. В подавляющем большинстве сельских поселений тепловая энергия поставляется для нужд отопления школ, амбулаторий и административных зданий. В настоящее время комплексными схемами теплоснабжения, учитывающими перспективное развитие, не располагает ни одно из муниципальных образований Кабардино-Балкарской Республики. Информация по теплосетевому хозяйству основывается на представленных муниципальными образованиями сведениях.

Основные сведения о тепловых хозяйствах городских округов и муниципальных районов приведены далее по тексту.

1. Городской округ Нальчик

Крупнейшим производителем и поставщиком тепловой энергии на территории Кабардино-Балкарской Республики является ОАО "Теплоэнергетическая компания" города Нальчика. Предприятие производит тепловую энергию собственными источниками.

На балансе организации находится 53 котельных (41 маломощных котельных - до 3 Гкал/ч, а также 3 котельных мощностью более 20 Гкал/ч) с установленными 68 котлами, 30% из которых представлены котлами марки ТВГ-1,5 - 21 шт. Суммарная мощность котельных 278,57 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 174,5 км.

2. Городской округ Прохладный и Прохладненский муниципальный район

На территории городского округа Прохладный и сельских поселений Прохладненского муниципального района теплоснабжающей организацией является ОАО "Прохладный теплоэнерго".

На балансе организации находится 51 котельная (35 маломощных котельных - до 3 Гкал/ч, а также 16 котельных мощностью от 3 до 20 Гкал/ч) с установленными 144 котлами, 33% из которых представлены котлами марки ТВГ-1,5 - 47 шт. Суммарная мощность котельных - 119,5 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 65,0 км.

3. Городской округ Баксан

На территории городского округа Баксан теплоснабжающей организацией является МУП "Баксангортеплосбыт".

На балансе организации находится 17 котельных (5 маломощных котельных - до 3 Гкал/ч, а также 12 котельных мощностью от 3 до 20 Гкал/ч) с установленными 51 котлами, 31% из которых представлены котлами марки ТВГ-1,5 - 16 шт. Суммарная мощность котельных - 42,7 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 16,3 км.

4. Баксанский муниципальный район

На территории Баксанского муниципального района теплоснабжающей организацией является ГП "Баксанская управляющая компания".

На балансе организации находится 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

На территории Зольского муниципального района теплоснабжающей организацией является МП "Зольская управляющая теплоснабжающая компания".

На балансе организации находится 15 котельных (11 маломощных котельных - до 3 Гкал/ч, а также 4 котельных мощностью от 3 до 20 Гкал/ч) с установленными 38 котлами. Суммарная мощность котельных - 26,5 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 5,7 км.

6. Майский муниципальный район

На территории Майского муниципального района теплоснабжающей организацией является МП "Майская теплоснабжающая управляющая компания".

На балансе организации находится 10 котельных (4 маломощные котельные - до 3 Гкал/ч, а также 6 котельных мощностью от 3 до 20 Гкал/ч) с установленными 21 котлами, 43% из которых представлены котлами марки ТВГ-1,5 - 9 шт. Суммарная мощность котельных - 39,4 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 15,7 км.

7. Терский муниципальный район

На территории Терского муниципального района теплоснабжающей организацией является МУП "Теректеплосервис".

На балансе организации находится 23 котельных (18 маломощные котельные - до 3 Гкал/ч, а также 5 котельных мощностью от 3 до 20 Гкал/ч) с установленными 51 котлами, 28% из которых представлены котлами марки КВА-0,25 - 14 шт. Суммарная мощность котельных - 48,5 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 37,7 км.

8. Урванский муниципальный район

На территории Урванского муниципального района теплоснабжающей организацией является ОАО "Урваньтеплосервис".

На балансе организации находится 24 котельных (13 маломощные котельные - до 3 Гкал/ч, а также 11 котельных мощностью от 3 до 20 Гкал/ч) с установленными 68 котлами, 54% из которых представлены котлами марки ТВГ-1,5 - 37 шт. Суммарная мощность котельных - 73,6 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 40,5 км.

9. Чегемский муниципальный район

На территории Чегемского муниципального района теплоснабжающей организацией является МП "Чегемская теплоснабжающая управляющая компания".

На балансе организации находится 23 котельных (18 маломощные котельные - до 3 Гкал/ч, а также 5 котельных мощностью от 3 до 20 Гкал/ч) с установленными 50 котлами, 28% из которых представлены котлами марки КВА-0,25 - 19 шт. Суммарная мощность котельных - 29,8 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 8,4 км.

10. Черекский муниципальный район

На территории Черекского муниципального района теплоснабжающей организацией является ОАО "Черектеплоэнерго".

На балансе организации находится 17 котельных (16 маломощные котельные - до 3 Гкал/ч, а также 1 котельная мощностью от 3 до 20 Гкал/ч) с установленными 39 котлами, 21% из которых представлены котлами марки КВА-0,25 - 8 шт. Суммарная мощность котельных - 23,4 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 6,6 км.

11. Эльбрусский муниципальный район

На территории Эльбрусского муниципального района теплоснабжающей организацией является ГП "Эльбрусская управляющая компания" и МУП ЖКХ "Приэльбрусье".

На балансе ГП "Эльбрусская управляющая компания" находятся 25 котельных (16 маломощные котельные - до 3 Гкал/ч, а также 9 котельных мощностью от 3 до 20 Гкал/ч) с установленными 65 котлами, 21% из которых представлены котлами марки REX-180 и REX-350 - 12 шт. Суммарная мощность котельных - 77,2 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 54,0 км.

На балансе МУП ЖКХ "Приэльбрусье" находится 2 котельные (1 мощностью - до 3 Гкал/ч, и другая - мощностью от 3 до 20 Гкал/ч) с установленными 9 котлами, 30% из которых представлены котлами марки ТВГ-1,5 - 3 шт. Суммарная мощность котельных - 10,0 Гкал/ч. Все котельные работают на природном газе. Протяженность тепловых сетей составляет 1,8 км.

2.9. Структура установленной электрической мощности

Установленная мощность электростанций энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики на 1 июля 2011 года составила 177,5 МВт. Прирост установленной мощности электростанций в 2011 году произошел за счет ввода 65,1 МВт Кашхатау ГЭС и увеличения установленной мощности Мухольской ГЭС на 0,26 МВт. Вводы мощности представлены в таблице 16.

Таблица 16

Перечень вводов мощности на электростанциях за 2010 год

N п.п.	Наименование электростанции	Номер блока	Тип оборудования (марка турбины)	Энергоноситель	Установленная мощность блока
					МВт	Гкал/ч
1	2	3	4	5	6	7
1	Кашхатау ГЭС	ГА-1 ГА-2 ГА-3	РО 180/1128-В-170 РО 180/1128-В-170 РО 180/1128-В-170	вода	65,1	-

В 2010 году в результате диверсионно-террористического акта на Баксанской ГЭС из строя было выведено три гидроагрегата по 8,32 МВт, совокупной мощностью 25,0 МВт. Один из агрегатов (ГА-3) работал некоторое время до начала проведения полномасштабных восстановительных работ.

В 2011 году в результате плановой реконструкции на Мухольской ГЭС были заменены гидроагрегаты марки ГМ-59РО-82 на более мощные, данные о которых представлены в таблице 17.

Таблица 17

Перечень энергоблоков, на которых в 2010 году была изменена мощность

N п.п.	Наименование электростанции	Номер блока	Тип оборудования (марка новой турбины)	Энергоноситель	мощность блока	Новая мощность блока
1	2	3	4	5	6	7
1	Мухольская ГЭС	ГА-2	РО-140-60	вода	0,32	0,45

Структура установленной мощности электростанций приведена в таблице 18 и на рисунке 5.

Таблица 18

Структура установленной мощности

N п.п	Наименование объекта	Установленная мощность, МВт	Структура, %
1	2	3	4
1.	Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)
1.1.	Блок-станция ОАО "Гидрометаллург"	6,0	3,4
1.2.	Блок-станция ООО "Росс-Спирт"	16,0	9,0
1.3.	Всего:	22,0	12,4
2.	Гидравлические электростанции (ГЭС)
2.1.	Баксанская ГЭС	25,0	14,1
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	33,8
2.6.	Кашхатау ГЭС	65,1	36,7
2.7.	Всего:	155,5	87,6
3.	Итого:	177,5	100,0

Почти 90% установленной мощности приходится на ГЭС, при этом 70% от общей установленной мощности занимают Аушигерская ГЭС и Кашхатау ГЭС.

"Структура установленной мощности по типам электростанций за 2010 год"

Рис. 5. Структура установленной мощности по типам электростанций за 2010 год

2.10. Состав существующих электростанций

Данные по объектам генерации по состоянию на 1 июля 2011 года с группировкой по принадлежности по компаниям приведены в таблице 19 и на рисунке 6.

"Структура установленной мощности по видам собственности за 2010 год"

Рис. 6. Структура установленной мощности по видам собственности за 2010 год

Баксанская ГЭС располагается в среднем течении р. Баксан, на территории с.п. Атажукино и с.п. Заюково Баксанского муниципального района. Полностью была введена на проектную мощность в 1938 году по уточненному плану ГОЭЛРО. Баксанская ГЭС является одной из старейших гидроэлектростанций России. Станция сильно пострадала в ходе Великой Отечественной войны, будучи подорванной сначала советскими, а затем и немецкими войсками, но была в короткие сроки восстановлена.

Станция имеет 3 гидроагрегата с установленной мощностью по 8,32 МВт, общая мощность станции составляет 25 МВт, среднегодовая выработка - 110,00 ГВт·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.

В состав станции входит следующее основное оборудование:

три вертикальные турбины гидравлические радиально-осевого типа РО-82-ВМ-120, производства Ленинградского металлического завода с генератором типа ВГ-500/9500. Работающих при расчетном напоре 91,5 м.

21 июля 2010 года Баксанская ГЭС подверглась диверсионно-террористической атаке. В результате нескольких взрывов были полностью разрушены два гидроагрегата и частично один. На станции в настоящее время ведутся работы по комплексной реконструкции, после чего вышеперечисленное оборудование будет полностью заменено. В июне 2012 года обновленная Баксанская ГЭС должна быть введена в эксплуатацию. Гидросиловое оборудование станции будет изготовлено ОАО "Силовые машины", после реконструкции мощность станции увеличится до 27 МВт

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. За время эксплуатации станция морально устарела и физически износилась, в связи с чем была проведена ее реконструкция. В октябре 2009 года станция была остановлена и выведена в реконструкцию, 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 ГВт·ч (до реконструкции - 1,8 ГВт·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. Первоначально на этом месте станция мощностью 0,35 МВт была построена в 1928 году, позднее была заброшена и не эксплуатировалась десятки лет. В 1995 году станция на этом же месте была заново построена новая станция.

Станция имеет 2 гидроагрегата с установленной мощностью по 0,5 МВт, общая мощность составляет 1,0 МВт, среднегодовая выработка - 1,80 ГВт·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 ГВт·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 с установкой еще 2 гидроагрегатов по 3,5 МВт и доведением мощности до 10,5 МВт и среднегодовой выработки до 37,8 ГВт·ч. В настоящее время достройка ГЭС-3 на канале "Баксан-Малка" отложена до решения вопроса о расширении 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 ГВт·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 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. 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 ГВт·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, шугорыбосбросом и рыбоходом, 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 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. Нальчика. 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-молибеновым комбинатом в окрестностях г. Тырныауза.

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 оС, 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. Нарткала Урванского муниципального района. Сооружение указанной электростанции с общей электрической мощностью 16 МВт и тепловой 110 Гкал/ч (128 МВт) было необходимо для химического производства. В середине 1990-х годов, Нарткалинский химический комбинат был перепрофилирован на производство этилового спирта и до 2009 года назывался ООО "Пищекомбинат "Докшукино".

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 оС, 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 оС, 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 Заводом 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 19

Состав (перечень) электростанций в разрезе энергоагрегатов на 2011 год

N 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 ГА-2 ГА-3	РО-82-ВМ-120 РО-82-ВМ-120 РО-82-ВМ-120	1936 1938 1938	вода	на р. Баксан (Баксанский муниципальный район, с.п. Атажукино, с.п. Заюково)	8,32 8,32 8,32	- - -
1.2.	Мухольская ГЭС	ГА-1 ГА-2	РО-140-60 РО-140-60	2011 2011	вода	на р. Черек Балкарский (Черекский муниципальный район, с.п. Верхняя Балкария)	0,45 0,45	- - -
1.3.	Акбашская ГЭС	ГА-1 ГА-2	Пр 15-Г-100 Пр 15-Г-100	1995 1995	вода	на канале "Малка-Терек" (Терский муниципальный район, с.п. Верхний Акбаш)	0,50 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 ГА-2 ГА-3	РО 115/872ж-В-170 РО 115/872ж-В-170 РО 115/872ж-В-170	2002 2002 2002	вода	на р. Черек (Черекский муниципальный район, г.п. Кашхатау, с.п. Жемтала, с.п. Зарагиж, с.п. Аушигер)	20,00 20,00 20,00	- - -
1.6.	Кашхатау ГЭС	ГА-1 ГА-2 ГА-3	РО 180/1128-В-170 РО 180/1128-В-170 РО 180/1128-В-170	2010 2010 2010	вода	на р. Черек (Черекский муници- пальный район, г.п. Кашхатау, с.п. Бабугент, с.п. Жемтала)	21,70 21,70 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 П-2	Р-4-35/5 Р-12-35/5	1956 1972	газ	Урванский муниципальный район, г.п. Нарткала	4,00 12,00	27,50 72,50

2.11. Структура выработки электроэнергии

Среднегодовая выработка электроэнергии электростанциями, находящимися на территории Кабардино-Балкарской Республики, после пуска в эксплуатацию Аушигерской ГЭС с 2003 по 2009 годы находилась на уровне 405,00 ГВт·ч. Уменьшение выработки на 2% в 2010 году связано с выводом из строя Баксанской ГЭС. В 2010 около 70% выработки приходилось на станции Нижне-Черекского каскада ГЭС. Необходимо отметить, что Кашхатау ГЭС была введена в конце 2010 года и выработка составила около 11% от проектной величины. С 2011 года, когда станция начнет работать в полную мощность, структура выработки претерпит существенные изменения. Постанционная структура выработки представлена в таблице 20.

Таблица 20

Структура выработки электроэнергии по генерирующим объектам за 2003-2010 годы

N п.п.	Наименование объекта	Структура, %
		2003 год	2004 год	2005 год	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Баксанская ГЭС	29,0	29,6	30,5	28,6	28,9	29,7	30,4	19,1
2	Мухольская ГЭС	0,2	0,4	0,5	0,4	0,4	0,5	0,4	0,0
3	Акбашская ГЭС	0,2	0,0	0,0	0,0	0,4	0,4	0,4	0,5
4	ГЭС 3 на канале "Баксан-Малка"	2,4	2,5	1,5	2,8	2,8	2,4	4,2	3,4
5	Аушигерская ГЭС	60,6	60,1	59,6	59,9	59,1	58,8	55,0	62,4
6	Кашхатау ГЭС	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	6,8
7	Блок-станция ОАО "Гидрометаллург"	1,4	1,1	1,3	1,6	1,5	1,0	0,3	0,7
8	Блок-станция ООО "Росс-Спирт"	6,2	6,2	6,6	6,7	6,9	7,2	9,4	7,1
9	Всего	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0
	в том числе:
9.1.	ГЭС	92,4	92,7	92,1	91,7	91,6	91,8	90,3	92,2
9.2.	Блок-станции	7,6	7,3	7,9	8,3	8,4	8,2	9,7	7,8

Данные по выработке электроэнергии в динамике по станциям представлены в таблице 21 и на рисунке 7. Более высокие показатели выработки в 2004 - 2008 годах связаны с более интенсивным таянием снегов и ледников в верховьях р. Баксан и р. Черек, и, следовательно, повышением водного режима рек. Наиболее интенсивное таяние ледников происходило в Приэльбрусье, что сказалось на выработке Баксанской ГЭС, устойчиво превышающей среднемноголетнюю выработку на 10-15%.

Таблица 21

Структура выработки электроэнергии на территории Кабардино-Балкарской Республики

N п.п.	Наименование объекта	Выработка электроэнергии, ГВт·ч								Изменение выработки в 2010 году по сравнению с предыдущим годом, %
		2003 год	2004 год	2005 год	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Баксанская ГЭС	109,377	114,466	129,018	117,318	118,686	123,978	124,170	76,677	61,8
2	Мухольская ГЭС	0,850	1,578	1,939	1,719	1,815	2,228	1,482	0,000	0,0
3	Акбашская ГЭС	0,912	0,023	0,000	0,000	1,817	1,629	1,686	1,951	115,7
4	ГЭС 3 на канале "Баксан-Малка"	8,981	9,750	6,204	11,575	11,553	10,014	16,987	13,771	81,1
5	Аушигерская ГЭС	228,976	232,564	252,066	245,877	242,762	245,219	224,782	250,887	111,6
6	Кашхатау ГЭС	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	27,379	-
7	Блок-станция ОАО "Гидрометаллург"	5,426	4,326	5,426	6,666	6,076	4,242	1,399	2,900	207,3
8	Блок-станция ООО "Росс-Спирт"	23,256	23,951	27,955	27,577	28,207	30,076	38,389	28,290	73,7
9	Всего	377,778	386,658	422,608	410,732	410,916	417,386	408,895	401,855	98,3
	в том числе:
9.1.	ГЭС	349,096	358,381	389,227	376,489	376,633	383,068	369,107	370,665	100,4
9.2.	Блок-станции	28,682	28,277	33,381	34,243	34,283	34,318	39,788	31,190	78,4

"Динамика выработки электроэнергии на генерирующих объектах за 2003-2010 годы"

Рис. 7. Динамика выработки электроэнергии на генерирующих объектах за 2003-2010 годы

Структура выработки электроэнергии по видам собственности за 2010 год представлена на рисунке 8.

"Структура выработки электроэнергии по видам собственности за 2010 год"

Рис. 8. Структура выработки электроэнергии по видам собственности за 2010 год

Если в структуре установленной мощности ОАО "РусГидро" занимает 88%, то в структуре выработки - 92%, что говорит о неполном использовании имеющихся энергетических мощностей блок-станциями.

2.12. Характеристика балансов электрической энергии и мощности

Баланс электрической мощности

Баланс электрической мощности в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики обеспечивается за счет собственной выработки электрической энергии на ГЭС и блок-станциях, которая составляет 27-31% 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 22.

Таблица 22

Баланс мощности энергосистемы на максимум нагрузки за 2010 год, МВт

N п.п.	Показатели	Отчетные значения
1	2	3
1.	Потребность
1.1.	Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России, на 26 января 2010 г. 18.00 мск)	216,0
1.2.	Максимум нагрузки (совмещенный с ОДУ Юга 27 января 2010 г. на 19.00 мск)	251,0
1.3.	Собственный максимум нагрузки (20 января 2010 г. на 01.00 мск)	264,0
1.4.	Передача мощности	0,0
1.5.	Итого потребность	270,2
2.	Покрытие
2.1.	Установленная мощность на 2010 год, в т.ч.	177,5
2.1.1.	АЭС	0,0
2.1.2.	ГЭС	155,5
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	0,0
2.2.	Ограничения мощности на час максимума нагрузки	117,2
2.3.	Используемая в балансе мощность (с территории Кабардино-Балкарской Республики)	60,3
2.4.	Получение мощности с ОРЭМ	209,7
2.5.	ИТОГО покрытие максимума нагрузки	270,0
3.	Избыток (+) / Дефицит (-)	-209,7
3.1.	Фактический резерв	0,0

Энергосистема региона является дефицитной, ограничения по мощности в момент похождения зимнего максимума нагрузки составляет 161,9 МВт или 73,5% от потребностей. Потребность 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 региона покрывается за счет собственной генерации, что представлено на рисунке 9.

"Годовой график потребления и собственной выработки электроэнергии за 2010 год"

Рис. 9. Годовой график потребления и собственной выработки электроэнергии за 2010 год

Поквартальные дефициты, в меньшей степени III квартал, покрываются за счет получения электроэнергии из смежных энергосистем.

Баланс электроэнергии по энергосистеме Кабардино-балкарской Республики представлен в таблице 23.

Таблица 23

Баланс электрической энергии энергосистемы за 2010 год

N п.п.	Показатели	Единицы измерения	Отчетные значения
1	2	3	4
1.	Электропотребление по территории КБР	ГВт·ч	1 491,50
2.	Передача электроэнергии	ГВт·ч	-
3.	Выработка, в том числе	ГВт·ч	401,90
3.1.	АЭС	ГВт·ч	-
3.2.	ГЭС	ГВт·ч	370,70
3.3.	ТЭС	ГВт·ч	-
3.4.	КЭС	ГВт·ч	-
3.5.	ТЭЦ (блок-станции)	ГВт·ч	31,20
3.6.	ВИЭ	ГВт·ч	-
4.	Получение электроэнергии с ОРЭМ	ГВт·ч	1 089,60
5.	Число часов использования установленной мощности электростанций
5.1.	АЭС	часов в год	-
5.2.	ГЭС	часов в год	2384
5.3.	ТЭС	часов в год	-
5.4.	КЭС	часов в год	-
5.5.	ТЭЦ (блок-станции)	часов в год	1 418
5.6.	ВИЭ	часов в год	-

Число часов использования установленной мощности ГЭС за 2010 год составило 2384 часов. На рисунке 10 представлена динамика потребления, выработки и потерь электроэнергии. Как видно из рисунка, только последние два года собственная выработка стала покрывать совокупные потери электроэнергии по региону.

"Динамика потребления, потерь и выработки электроэнергии за 1991-2010 годы"

Рис. 10. Динамика потребления, потерь и выработки электроэнергии за 1991-2010 годы

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

В подразделе приводится потребность в топливе электростанций и котельных (поименно и суммарно) на производство тепловой и электрической энергии в соответствии с макетом, представленным в таблице 24. Блок-станции и все котельные используют в качестве топлива газ.

Таблица 24

Потребление топлива электростанциями и котельными за 2010 год

N п.п.	Наименование	Всего, тыс. т у.т.	Газ, млн. м3	Уголь, млн. т	Нефте-топливо, млн. л	Прочее топливо
1	2	3	4	5	6	7
1	Годовой расход топлива, всего, тыс. т у.т., в том числе	265,364	232,164	-	-	-
1.1.	КЭС	-	-	-	-	-
1.2.	ТЭЦ	-	-	-	-	-
1.3.	Котельные генерирующих компаний	-	-	-	-	-
1.4.	Блок-станции	57,229	50,069	-	-	-
1.5.	Муниципальные (районные) котельные	208,135	182,095	-	-	-

Кабардино-Балкарская Республика в недостаточной степени обеспечена собственными топливно-энергетическими ресурсами, которые представлены следующими полезными ископаемыми: нефть и бурый уголь.

Топливная промышленность представлена небольшой нефтедобывающей компанией, входящей в структуру ОАО "Роснефть". Добываемая в регионе нефть относится к тяжелой, с большим содержанием серы и парафинов. Нефтяные месторождения расположены в Терском муниципальном районе. Объем извлекаемых запасов нефти составляют порядка 26 млн. т. В последние пять лет добыча нефти осуществлялась в небольших объемах, около 5-6 тыс. т в год. В целом, потенциал всех местных топливных, ежегодно извлекаемых ресурсов, составляет не более 3% потребностей региона.

Газоснабжение осуществляется природным и сжиженным газом. Природный газ поступает по магистральному газопроводу, проектная производительность которого составляет 2,5 млрд. м3 в год. Сжиженный газ используется для автотранспорта и частично для бытовых нужд населения. Поставляется в регион железнодорожным транспортом.

Топливно-энергетический баланс Кабардино-Балкарской Республики за период 1991 - 2010 годы приведен в таблице 25.

В последнее десятилетие 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 конечном итоге данное обстоятельство привело к доминированию в конечном потреблении энергоресурсов такой категории потребителей, как население. Необходимо заметить, что с увеличением газификации региона, доля природного газа в абсолютных и относительных величинах неуклонно возрастала, что видно из рисунков 11 и 12.

"Приходная часть топливно-энергетического баланса за 1991-2010 годы (в абсолютных величинах)"

Рис. 11. Приходная часть топливно-энергетического баланса за 1991-2010 годы (в абсолютных величинах)

"Приходная часть топливно-энергетического баланса за 1991-2010 годы (в относительных величинах)"

Рис. 12. Приходная часть топливно-энергетического баланса за 1991-2010 годы (в относительных величинах)

С 1998 года потребление природного газа стабилизировалось на уровне 80%. Другими словами, наблюдается существенная зависимость Кабардино-Балкарской Республики от одного источника энергии - природного сетевого газа. В 2010 году фактическое потребление энергоресурсов составило 2099,03 тыс. т у.т., что равняется 90% от уровня 1991 года.

"Динамика потребления топливно-энергетических ресурсов по группам за 2006-2010 годы (в абсолютных величинах)"

Рис. 13. Динамика потребления топливно-энергетических ресурсов по группам за 2006-2010 годы (в абсолютных величинах)

На рисунке 13 представлена в абсолютных величинах динамика потребления топливно-энергетических ресурсов по группам за 2006 - 2010 годы, из которого видно, что в структуре конечного потребления население и потери топливно-энергетических ресурсов достигают в совокупности около 50-54% от всего потребления.

Таблица 25

Топливно-энергетический баланс Кабардино-Балкарской Республики

N п.п.	Показатель	Единица измерения	Годы
			1991	1995	1998	2000	2005	2006	2007	2008	2009	2010
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.	Ресурсы
1.1.	Природный газ	млн. м3	1 138,18	1 157,03	1 311,97	1 342,96	1 395,44	1 471,80	1 481,97	1 493,58	1 478,65	1 415,26
		тыс. т у.т.	1 300,94	1 322,48	1 499,58	1 535,00	1 594,99	1 682,27	1 693,89	1 707,16	1 690,09	1 617,64
1.2.	Нефть и нефтепродукты	тыс. т	338,21	176,31	132,35	147,56	153,63	158,45	152,25	143,50	138,50	145,10
		тыс. т у.т.	483,30	251,95	189,13	210,86	219,53	226,43	217,57	205,06	197,92	207,35
1.3.	Электроэнергия	ГВт·ч	2 280,90	1 641,20	1 506,90	1 578,30	1 378,32	1 396,26	1 383,92	1 396,89	1 423,41	1 460,31
		тыс. т у.т.	319,86	238,96	210,47	220,90	268,17	267,21	265,76	269,01	268,80	273,79
1.4.	Уголь	тыс. т	202,61	85,58	42,19	25,08	0,70	0,50	0,50	0,42	0,35	0,30
		тыс. т у.т.	173,64	73,34	36,16	21,49	0,60	0,43	0,43	0,36	0,30	0,26
1.5.	Всего	тыс. т у.т.	2 277,73	1 886,74	1 935,34	1 988,25	2 083,30	2 176,33	2 177,64	2 181,59	2 157,11	2 099,03
2.	Производство
2.1.	Природный газ	млн. м3	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
2.2.	Нефть и нефтепродукты	тыс. т	0,00	0,00	2,30	10,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	3,29	14,29	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
2.3.	Электроэнергия*(1)	ГВт·ч	157,00	147,00	99,02	105,13	389,23	376,49	376,63	383,07	369,11	370,67
		тыс. т у.т.	58,98	55,22	37,20	39,49	146,21	141,42	141,48	143,89	138,65	139,24
2.4.	Уголь	тыс. т	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
2.5.	Всего	тыс. т у.т.	58,98	55,22	40,48	53,78	146,21	141,42	141,48	143,89	138,65	139,24
3.	Ввоз
3.1.	Природный газ	млн. м3	1 138,18	1 157,03	1 311,97	1 342,96	1 362,06	1 437,56	1 447,68	1 459,26	1 438,86	1 415,26
		тыс. т у.т.	1 300,94	1 322,48	1 499,58	1 535,00	1 556,84	1 643,13	1 654,70	1 667,93	1 644,62	1 617,64
3.2.	Нефть и нефтепродукты	тыс. т	338,21	176,31	130,05	137,56	153,63	158,45	152,25	143,50	138,50	145,10
		тыс. т у.т.	483,30	251,95	185,84	196,57	219,53	226,43	217,57	205,06	197,92	207,35
3.3.	Электроэнергия	ГВт·ч	2 123,90	1 494,20	1 407,88	1 473,17	989,09	1 019,77	1 007,28	1 013,82	1 054,31	1 089,65
		тыс. т у.т.	260,89	183,74	173,27	181,41	121,97	125,78	124,28	125,12	130,15	134,55
3.4.	Уголь	тыс. т	202,61	85,58	42,19	25,08	0,70	0,50	0,50	0,42	0,35	0,30
		тыс. т у.т.	173,64	73,34	36,16	21,49	0,60	0,43	0,43	0,36	0,30	0,26
3.5.	Всего	тыс. т у.т.	2 218,76	1 831,52	1 894,86	1 934,47	1 898,94	1 995,77	1 996,98	1 998,47	1 972,98	1 959,80
4.	Распределение
4.1.	Природный газ	млн. м3	1 138,18	1 157,03	1 311,97	1 342,96	1 395,44	1 471,80	1 481,97	1 493,58	1 478,65	1 415,26
		тыс. т у.т.	1 300,94	1 322,48	1 499,58	1 535,00	1 594,99	1 682,27	1 693,89	1 707,16	1 690,09	1 617,64
4.2.	Нефть и нефтепродукты	тыс. т	338,21	176,31	132,35	147,56	153,63	158,45	152,25	143,50	138,50	145,10
		тыс. т у.т.	483,30	251,95	189,13	210,86	219,53	226,43	217,57	205,06	197,92	207,35
4.3.	Электроэнергия	ГВт·ч	2 281,00	1 636,00	1 443,64	1 526,89	1 411,77	1 411,31	1 397,16	1 465,52	1 442,10	1 460,30
		тыс. т у.т.	319,86	238,96	210,47	220,90	268,17	267,21	265,76	269,01	268,80	273,79
4.4.	Уголь	тыс. т	202,61	85,58	42,19	25,08	0,70	0,50	0,50	0,42	0,35	0,30
		тыс. т у.т.	173,64	73,34	36,16	21,49	0,60	0,43	0,43	0,36	0,30	0,26
4.5.	Всего	тыс. т у.т.	2 277,73	1 886,74	1 935,34	1 988,25	2 083,30	2 176,33	2 177,64	2 181,59	2 157,11	2 099,03
5.	Внутреннее потребление
5.1.	Природный газ	млн. м3	1 138,18	1 157,03	1 311,97	1 342,96	1 395,44	1 471,80	1 481,97	1 493,58	1 478,65	1 415,26
		тыс. т у.т.	1 300,94	1 322,48	1 499,58	1 535,00	1 594,99	1 682,27	1 693,89	1 707,16	1 690,09	1 617,64
5.2.	Нефть и нефтепродукты	тыс. т	338,21	176,31	132,35	147,56	153,63	158,45	152,25	143,50	138,50	145,10
		тыс. т у.т.	483,30	251,95	189,13	210,86	219,53	226,43	217,57	205,06	197,92	207,35
5.3.	Электроэнергия	ГВт·ч	2 281,00	1 636,00	1 443,64	1 526,89	1 411,77	1 411,31	1 397,16	1 465,52	1 442,10	1 460,30
		тыс. т у.т.	319,86	238,96	210,47	220,90	268,17	267,21	265,76	269,01	268,80	273,79
5.4.	Уголь	тыс. т	202,61	85,58	42,19	25,08	0,70	0,50	0,50	0,42	0,35	0,30
		тыс. т у.т.	173,64	73,34	36,16	21,49	0,60	0,43	0,43	0,36	0,30	0,26
5.5.	Всего	тыс. т у.т.	2 277,73	1 886,74	1 935,34	1 988,25	2 083,30	2 176,33	2 177,64	2 181,59	2 157,11	2 099,03
6.	Вывоз
6.1.	Природный газ	млн. м3	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	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	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
6.3.	Электроэнергия	ГВт·ч	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	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	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	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	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	Распределение энергоресурсов по группам потребителей
7.	Прочие потребители
7.1.	Природный газ	млн. м3	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	469,02	461,96	458,28	504,68	445,00
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	536,09	528,02	523,82	576,84	508,64
7.2.	Нефть и нефтепродукты	тыс. т	н.д.	н.д.	99,80	77,30	53,10	50,90	49,00	46,20	35,10	30,30
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	142,61	110,46	75,88	72,74	70,02	66,02	50,16	43,30
7.3.	Электроэнергия	ГВт·ч	1 990,90	831,80	679,08	772,84	580,08	600,12	637,93	619,20	683,32	693,90
		тыс. т у.т.	279,19	121,11	94,85	108,17	112,86	114,85	122,50	119,25	129,04	130,10
7.4.	Уголь	тыс. т	202,61	85,58	42,19	25,08	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
		тыс. т у.т.	173,64	73,34	36,16	21,49	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
7.5.	Всего	тыс. т у.т.	452,83	194,45	273,62	240,12	188,74	723,67	720,54	709,08	756,04	682,03
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
8.	Отпущено населению
8.1.	Природный газ	млн. м3	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	699,90	824,14	748,40	712,63	658,46
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	799,99	941,99	855,42	814,54	752,62
8.2.	Нефть и нефтепродукты	тыс. т	н.д.	н.д.	32,55	70,26	100,53	107,55	103,25	97,30	103,40	114,80
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	46,52	100,40	143,65	153,69	147,55	139,04	147,76	164,05
8.3.	Электроэнергия	ГВт·ч	0,00	424,90	420,70	360,70	269,85	272,19	291,05	336,20	336,20	361,44
		тыс. т у.т.	0,00	61,87	58,76	50,48	52,50	52,09	55,89	64,75	63,49	67,76
8.4.	Уголь	тыс. т	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	0,70	0,50	0,50	0,42	0,35	0,30
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,60	0,43	0,43	0,36	0,30	0,26
8.5.	Всего	тыс. т у.т.	0,00	61,87	105,28	150,88	196,76	1 006,20	1 145,86	1 059,57	1 026,09	984,69
9.	Потери
9.1.	Природный газ	млн. м3	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	302,88	195,87	286,90	261,34	311,80
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	346,20	223,87	327,92	298,71	356,39
9.2.	Нефть и нефтепродукты	тыс. т	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
9.3.	Электроэнергия	ГВт·ч	290,00	384,50	407,12	444,76	528,39	523,95	454,94	441,48	403,89	404,97
		тыс. т у.т.	40,67	55,98	56,86	62,25	102,81	100,27	87,36	85,02	76,27	75,93
9.4.	Уголь	тыс. т	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
		тыс. т у.т.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
9.5.	Всего	тыс. т у.т.	40,67	55,98	56,86	62,25	102,81	446,47	311,24	412,94	374,98	432,32
10.	Итого потребление	тыс. т у.т.	493,50	312,30	435,76	453,25	488,31	2 176,33	2 177,64	2 181,59	2 157,11	2 099,03

*(1) При переводе в условное топливо электроэнергии выработанной гидравлическими станциями расположенными в Кабардино-Балкарской Республики был применен средний удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт·ч тепловыми электрическими станциями в России за 2009 год, равный - 327 г у.т./кВт·ч

2.14. 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.

Ведущие отрасли сельскохозяйственного производства - молочное и мясное животноводство. Получили развитие также птицеводство и пушное звероводство. Основные промышленные предприятия сосредоточены в городах Нальчике и Прохладном.

Рост валового регионального продукта (ВРП) по оценке Министерства экономического развития и торговли Кабардино-Балкарской Республики за период 2006 - 2010 годов составил около 75%. В структуре ВРП в 2010 году преобладает промышленное производство, торговля, транспорт и связь, сельское хозяйство.

Динамика энергоемкости и электроемкости ВРП за период 2006 - 2010 годы представлена в таблице 26.

Таблица 26

Основные показатели энергоэффективности

N п.п.	Наименование показателя	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год
1	2	3	4	5	6	7
1	ВРП, млрд. руб. (в текущих ценах)	43,309	48,908	58,093	66,427	73.1
2	Потребление ТЭР, тыс. т у.т.	2 176,33	2 177,64	2 181,59	2 157,11	2 099,03
3	Потребление электроэнергии, ГВт·ч	1 430,50	1 418,20	1 462,90	1 463,20	1 491,50
4	Численность населения, тыс. чел.	891,3	891,34	892,39	858,58	859,66
5	Энергоемкость ВРП, кг у.т./тыс. руб.	50,25	44,53	37,55	32,47	28,71
6	Динамика энергоемкости (в % к предыдущему году)	-	88,6	84,3	86,5	84,6
7	Электроемкость ВРП, кВт·ч/тыс. руб.	33,03	29,00	25,18	22,03	20,40
8	Динамика электроемкости (в % к предыдущему году)	-	87,8	86,8	87,5	92,6
9	Потребление электроэнергии на душу населения, кВт·ч/чел. в год	1 604,96	1 591,09	1 639,31	1 704,21	1 734,99

Необходимо отметить, что темпы роста объемов выпускаемой продукции опережают рост потребления топливно-энергетических ресурсов. Кабардино-Балкарская Республика имеет в среднем положительный тренд снижения энергоемкости и электроемкости ВРП за период с 2006 года по 2010 год. Тем не менее, следует отметить, что абсолютные значения энергоемкости, электроемкости и потребления электроэнергии на душу населения существенно превышают аналогичные значения по другим регионам и в среднем по России.

2.15. Основные характеристики электросетевого хозяйства

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 27.

Таблица 27

Протяженность ВЛ и КЛ и трансформаторная мощность ПС по классам напряжения на 2011 год

N п.п.	Класс напряжения	Протяженность ВЛ и КЛ (в одноцепном исполнении), км	Трансформаторная мощность ПС, МВА
1	750 кВ	-	-
2	500 кВ	-	-
3	330 кВ	226,0	763,00
4	220 кВ	-	-
5	110 кВ	883,1	815,10
6	35 кВ и ниже	9 741,2	602,136

Информация по протяженности существующих ВЛ 35-110 кВ на территории Кабардино-Балкарской Республики представлена в таблице 28.

Таблица 28

Протяженность ВЛ 35-110 кВ на 2010 год

N п.п.	Диспетчерское обозначение	Наименование линии	Протяженность, км
1	2	3	4
1.	ВЛ 110 кВ
1.1.	Л-1	Машук - Залукокоаже	7,50
1.2.	Л-3	БГЭС - Кызбурун-110	9,04
1.3.	Л-4	БГЭС - ЦРУ	49,50
1.3.1.	Л-4	отпайка на ПС 110 кВ Гунделен	1,20
1.4.	Л-5	Старый Лескен - Змейская	19,36
1.5.	Л-6	Кызбурун - Чегем-2	13,04
1.6.	Л-8	ПТФ - Нарткала	21,67
1.6.1.	Л-8	отпайка на ПС 110 кВ Герменчик	0,02
1.7.	Л-9	Кахун - Старый Лескен	22,61
1.8.	Л-10	Старый Лескен - Псыгансу	16,53
1.9.	Л-35/174	Баксан-330 - ЦРУ	47,79
1.10.	Л-37	БГЭС - Баксан-330	2,80
1.11.	Л-39	Нальчик - СКЭП	2,49
1.12.	Л-40	СКЭП - ТМХ-1	2,91
1.13.	Л-41	Нальчик - Долинск	5,16
1.14.	Л-42	Долинск - Дубки	8,77
1.15.	Л-85	Прохладная-2 - Майская	23,99
1.15.1.	Л-85	отпайка на ПС 110 кВ Котляревская	0,05
1.16.	Л-86	Прохладная-2 - Прохладный-Тяговая	6,90
1.17.	Л-87	Нарткала - Прохладная-1	33,79
1.18.	Л-88	Прохладная-1 - Прохладная-2	2,23
1.18.1.	Л-89	отпайкана на ПС 110 кВ Екатериноградская	0,01
1.19.	Л-99	Прохладная-2 - Нальчик	56,34
1.20.	Л-100	ПТФ - Нальчик-Тяговая	2,65
1.21.	Л-101	Искож - Дубки	6,88
1.22.	Л-102	Дубки - Кашхатау ГЭС	3,14
1.23.	Л-103	Баксан-330 - Баксан	20,80
1.24.	Л-104	Водозабор - Нальчик-330	13,73
1.25.	Л-105	Нальчик - ПТФ	10,71
1.26.	Л-106	ПТФ - Заводская	14,42
1.27.	Л-107	Заводская - Кахун	12,99
1.28.	Л-109	Нальчик-330 - ПТФ	8,31
1.29.	Л-111	Нальчик-Тяговая - Искож	2,88
1.30.	Л-172	Малка - Каменномостская	31,64
1.31.	Л-173	Баксан - Гунделен	15,87
1.31.1.	Л-173	отпайка на ПС 110 кВ Плотина	0,15
1.32.	Л-181/182	ЦРУ - Адыл-Су	32,56
1.32.1.	Л-181/182	отпайка на ПС 110 кВ Cоцгородок	0,15
1.32.2.	Л-182	отпайка ПС 110 кВ Нейтрино	0,03
1.33.	Л-185	Терек-2 - Верхний Акбаш	11,31
1.34.	Л-186	Майская - Прохладная-Тяговая	16,68
1.35.	Л-187	Майская - Терек-2	17,50
1.36.	Л-188	Терек-2 - Муртазово	8,76
1.37.	Л-189	ПТФ - Аушигерская ГЭС	26,00
1.38.	Л-190	Кашхатау ГЭС - Кашхатау	0,77
1.39.	Л-191	Псыгансу - Кашхатау	18,77
1.40.	Л-192	ТМХ - Аушигерская ГЭС	30,90
1.40.1.	Л-192	отпайка на ПС 110 кВ Аушигер	1,48
1.41.	Л-193	Кашхатау ГЭС - Аушигерская ГЭС	6,50
1.42.	Л-203	Чегем-2 - Нальчик	8,60
1.43.	Л-209	Муртазово - Эльхотово	22,00
1.44.	Л-210	БГЭС - Залукокоаже	29,50
1.45.	Л-211	БГЭС - Малка	21,78
1.46.	Л-243	Баксан - Водозабор	10,06
2.	ВЛ 35 кВ
2.1.	Л-451	Чегем-2 - Лечинкай	8,02
2.2.	Л-454	Сармаково - Каменномостская	17,70
2.3.	Л-455	Ново-Полтавская - Саратовская	15,56
2.4.	Л-457	Чалмас - Адыл-Су	22,42
2.4.1.	Л-457	отпайка на ПС 110 кВ Нейтрино	0,03
2.4.2.	Л-457	отпайка на ПС 35 кВ Джайлык"	0,05
2.5.	Л-458	Адыл-Су - Терскол	10,83
2.5.1.	Л-458	отпайка на ПС 35 кВ Чегет	0,56
2.6.	Л-459	Соцгородок - Чалмас	4,81
2.7.	Л-460	Чегем-2 - Лечинкай	8,71
2.7.1.	Л-460	отпайка на ПС 35 кВ Каменка	3,10
2.7.2.	Л-460	отпайка на ПС 35 кВ Чегем-1	1,38
2.8.	Л-461	Лечинкай - Нижний Чегем	17,65
2.9.	Л-464	Баксан-110 - Баксаненок	2,76
2.10.	Л-465	Красная Нива - Александровская	7,93
2.11.	Л-466	Нарткала - Майская	19,64
2.11.1.	Л-466	отпайка на ПС 35 кВ Ново-Ивановская	2,80
2.12.	Л-467	Старый Лескен - Аргудан	6,20
2.13.	Л-468	Старый Лескен - Лескен-1	15,47
2.14.	Л-469	Старый Лескен - Старый Урух	9,83
2.15.	Л-470	Аушигер - Советская	9,58
2.15.1.	Л-470	отпайка на ПС 110 кВ Кашхатау	0,89
2.15.2.	Л-470	отпайка на ПС 35 кВ ЦСБ	0,16
2.16.	Л-471	Советская - Кара-Су	20,80
2.16.1.	Л-471	отпайка на ПС 35 кВ Бабугент	0,30
2.17.	Л-472	Майская - Пенькозавод	22,25
2.18.	Л-473	Крем-Константиновская - ГЭС-3	9,00
2.19.	Л-474	Майская - Красная Нива	6,44
2.20.	Л-475	Баксан -35 - Крем-Константиновская	15,30
2.20.1.	Л-475	отпайка на ПС 35 кВ Карагач	0,05
2.21.	Л-476	Крем-Константиновская - Солдатская	21,20
2.22.	Л-477	Прохладная-1 - Ново-Полтавская	6,31
2.23.	Л-478	Прохладная-1 - Прималкинская	19,72
2.23.1.	Л-478	отпайка на ПС 35 кВ Пролетарская	0,10
2.24.	Л-479	Саратовская - Солдатская	10,20
2.25.	Л-480	Прималкинская - Заречная	15,03
2.26.	Л-481	Малка - Куркужин	10,56
2.27.	Л-482	Малка - Залукодес	19,10
2.28.	Л-483	Малка - Сармаково	16,60
2.29.	Л-484	Обсерватория - Аурсентх	6,40
2.30.	Л-485	Терек-1 - Верхний Акбаш	12,78
2.30.1.	Л-485	отпайка на ПС 35 кВ Акбаш	0,09
2.31.	Л-488	Баксан-35 - Куркужин	15,09
2.32.	Л-489	Терек-1 - ЗАИ	1,48
2.33.	Л-490	Терек-2 - Терек-1	2,87
2.34.	Л-491	ЗАИ - Александровская	9,58
2.35.	Л-493	Верхний Акбаш - Нижний Курп	16,60
2.35.1.	Л-493	отпайка на ПС 35 кВ Верхний Курп	0,10
2.36.	Л-496	Баксан-35 - Баксан-110	5,35
2.37.	Л-497	Терек-110 - Терекская	6,86
2.38.	Л-498	Терекская - Пенькозавод	6,42

Поименные вводы новых и расширяемых электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше за 2010 год с разбивкой по классам напряжений и по принадлежности к компаниям представлены в таблице 29.

Таблица 29

Вводы ВЛ (КЛ) и трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ и выше за 2010 год

N п.п.	Класс напряжения, кВ	Наименование объекта	Принадлежность к компании	Год ввода	Протяженность/мощность (км/МВА)
1	2	3	4	5	6
1	ВЛ-110	Выдача мощности с Кашхатау ГЭС (Л-102)	Кабардино-Балкарский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"	2010	32,3 км
2	ВЛ-110	Переустройство ВЛ выдачи мощности с Аушигерской ГЭС (Л-192)	Кабардино-Балкарский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"	2010	23,2 км
3	ВЛ-110	Связь Кашхатау ГЭС и Аушигерской ГЭС (Л-193/190)	Кабардино-Балкарский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"	2010	0,66 км
4	110	Расширение ПС 110 кВ Долинск, строительство 3-очереди (Т-3)	Кабардино-Балкарский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"	2010	25 МВА
5	110	ПС 110 кВ Соцгородок, замена трансформатора с увеличением мощности (Т-1)	Кабардино-Балкарский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"	2010	6 МВА

2.16. Основные внешние электрические связи энергосистемы

Энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики имеет 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 30.

Таблица 30

Внешние электрические связи энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики

N п.п.	Класс напряжения	Наименование объекта	Протяженность, км
1	2	3	4
1.	С энергосистемой Ставропольского края
1.1.	330 кВ	Л-330-04 ПС 330 кВ Машук - ПС 330 кВ Прохладная-2 (нормально включена в транзит)	87,94
1.2.	330 кВ	Л-330-44 ПС 500 кВ Буденновск - ПС 330 кВ Прохладная-2 (нормально включена в транзит)	159,96
1.3.	110 кВ	Л-1 ПС 330 кВ Машук - ПС 110 кВ Залукокоаже (нормально включена в транзит)	24,98
1.4.	110 кВ	Л-290 ПС 110 кВ Прогресс - ПС 110 кВ Малка (нормально включена в транзит)	5,54
1.5.	110 кВ	Л-36 ПС 110 кВ Новопавловская - ПС 330 кВ Прохладная-2 (нормально включена в транзит)	44,76
1.6.	110 кВ	Л-90 ПС 110 кВ Ростовановская - ПС 330 кВ Прохладная-2 (нормально включена в транзит)	36,52
2.	С энергосистемой Карачаево-Черкесской Республики
2.1.	330 кВ	Л-330-26 ПС 330 кВ Баксан - ПС 330 кВ Черкесск (нормально включена в транзит)	138,4
3.	С энергосистемой Республики Северная Осетия - Алания
3.1.	330 кВ	Л-330-05 ПС 330 кВ Прохладная-2 - ПС 330 кВ Моздок (нормально включена в транзит)	63,5
3.2.	110 кВ	Л-89 ПС 330 кВ Прохладная-2 - ПС 110 кВ Терек	24,41
3.3.	110 кВ	Л-5 ПС 110 кВ Старый Лескен - ПС 110 кВ Змейская (нормально включена в транзит)	19,36
3.4.	110 кВ	Л-209 ПС 110 кВ Муртазово-Тяговая - ПС 110 кВ Эльхотово (нормально разомкнута на ПС 110 кВ Эльхотово на МВ-110. Разрыв выполнен с целью обеспечения объема САОН на территории КБР (ПС 110 кВ Котляревская, ПС 110 кВ Майская, ПС 110 кВ Терек-2, ПС 110 кВ Верхний Акбаш, ПС 110 кВ Муртазово-Тяговая), УВ на отключение выключателя ВЛ 110 кВ Л-85 на ПС 330 кВ Прохладная-2)	22,00

Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы приведена на рисунке 14.

"Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики на 2011 год"

Рис. 14. Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики на 2011 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 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 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 позволяет 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 815,100 МВА, при общем количестве трансформаторов 64 шт., а напряжением 35-0,4 кВ - 602,136 МВА, при общем количестве 2234 шт. При этом фактическая загруженность трансформаторов мощность 110 кВ составляет 31%, а мощностью 35 кВ - около 24%. Собственный максимум нагрузки в 2010 году равнялся 270 МВт. Загруженность трансформаторов напряжением 330 кВ за 2010 год представлена в таблице 31, а трансформаторов 110-35 кВ за 2006 - 2010 годы - в таблице 32.

Таблица 31

Загрузка трансформаторов напряжением 330 кВ за 2010 год

N 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	59,0
		АТ-303	125,0	55,0
2	Баксан-330	АТ-301	125,0	42,0
		АТ-302	125,0	42,0
3	Нальчик-330	АТ-301	125,0	64,0
	Всего по 330 кВ	-	625,0	-

Таблица 32

Загрузка основных трансформаторов по энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики за 2006-2010 годы

N п.п.	Наименование ПС	Диспетчерское обозначение трансформатора	Тип	Номинальная мощность трансформатора, МВА	20.12.2006 г.		19.12.2007 г.		17.12.2008 г.		16.12.2009 г.		15.12.2010 г.
					максимальная нагрузка, МВА	загрузка, %	максимальная нагрузка, МВА	загрузка, %	максимальная нагрузка, МВА	загрузка, %	максимальная нагрузка, МВА	загрузка, %	максимальная нагрузка, МВА	загрузка, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1.	ПС 110 кВ
1.1.	Нальчик	Т-1	ТДТН	20	0	0,0	0,0	0,0	10,5	52,7	10,0	50,0	0,0	0,0
		Т-2	ТДТНГ	25	20	80,0	18,0	72,0	14,0	56,0	14,0	56,0	22,0	88,0
		Т-3	ТРДН	25	1,6	6,4	1,6	6,4	2,1	8,6	1,9	7,6	11,0	44,0
1.2.	Искож	Т-1	ТДН	16	4,1	25,6	3,9	24,4	4,8	30,0	4,7	29,6	11,3	70,5
		Т-2	ТДН	16	6,6	41,3	6,1	38,1	6,2	38,9	7,9	49,3	0,0	0,0
1.3.	Дубки	Т-1	ТДНГ	10	0	0,0	4,5	45,1	5,0	50,3	4,5	44,6	5,3	52,6
		Т-2	ТДН	15	9,4	62,7	5,0	33,2	5,7	38,1	6,0	40,0	5,3	35,1
1.4.	СКЭП	Т-1	ТДТН	25	6,6	26,4	4,5	18,0	6,0	24,0	5,8	23,2	8,8	35,2
		Т-2	ТДТН	25	7	28,0	10,0	40,0	9,0	36,0	9,6	38,4	6,7	26,6
1.5.	ТМХ-1	Т-2	ТРДН	40	15,61	39,0	17,2	43,0	21,5	53,8	34,1	85,2	11,1	27,6
		Т-1	ТРДН	25	8,5	34,0	8,7	34,9	10,0	40,1	0,0	0,0	4,7	18,8
1.6.	Долинск	Т-1	ТРДН	25	6	24,0	15,9	63,7	19,9	79,7	15,9	63,7	11,7	46,8
		Т-2	ТРДН	25	9,4	37,6	11,0	44,0	12,0	48,0	13,6	54,4	4,1	16,6
		Т-3	ТРДН	25	не был установлен								6,9	27,7
1.7.	ПТФ	Т-1	ТМН	6,3	2,5	39,7	2,1	32,7	1,9	30,9	2,1	33,6	2,3	37,2
		Т-2	ТМН	10	3,1	31,0	3,7	37,1	2,9	29,1	2,8	28,0	3,2	32,0
1.8.	Водозабор	Т-1	ТДН	6,3	1,7	27,0	2,1	33,0	2,2	35,2	2,4	38,1	3,4	53,9
		Т-2	ТМН	6,3	2,3	36,5	3,0	47,4	3,4	54,3	2,9	45,4	3,4	54,3
1.9.	Чегем-2	Т-1	ТДТН	16	0	0,0	0,0	0,0	13,9	87,2	1,4	8,7	2,3	14,4
		Т-2	ТДТН	16	6	37,5	7,0	44,0	0,0	0,0	10,4	64,8	10,0	62,3
1.10.	Нарткала	Т-1	ТМН	6,3	0	0,0	5,4	85,4	4,6	72,8	5,2	82,3	4,4	69,6
		Т-2	ТДН	10	5,2	52,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	2,0	19,9
1.11.	Кахун	Т-1	ТМН	6,3	5,3	84,1	6,0	95,2	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		Т-2	ТМН	6,3	0	0,0	0,0	0,0	4,7	75,2	5,1	81,3	5,1	81,3
1.12.	Старый Лескен	Т-1	ТДТН	10	6,2	62,0	4,6	45,8	6,0	59,8	5,0	49,8	5,0	49,8
		Т-2	ТДТН	10	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
1.13.	Герменчик	Т-1	ТМН	6,3	2,5	39,7	3,0	48,3	2,6	40,5	2,4	38,1	3,0	48,3
1.14.	Заводская	Т-1	ТДН	16	3	18,8	4,4	27,4	7,0	43,6	2,6	16,4	2,3	14,4
		Т-2	ТДН	16	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
1.15.	Псыгансу	Т-1	ТМН	6,3	1,6	25,4	1,7	26,9	1,7	26,9	1,6	25,7	1,7	26,9
		Т-2	ТМН	6,3	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
1.16.	Аушигер	Т-1	ТДТН	10	1	10,0	0,9	9,0	1,6	15,6	1,0	10,3	1,8	18,3
1.17.	Екатериноградская	Т-1	ТАМГ	2,5	1,2	48,0	1,3	51,9	1,2	48,9	1,1	42,7	1,0	42,0
1.18.	Прохладная-1	Т-1	ТДТН	16	8,6	53,8	9,2	57,3	9,4	58,5	8,6	53,5	9,0	56,0
		Т-2	ТДТН	16	8,6	53,8	9,4	58,5	10,8	67,2	10,8	67,2	10,8	67,2
1.19.	Майская	Т-1	ТДТН	10	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	9,5	95,2	0,0	0,0
		Т-2	ТДТН	16	10,6	66,3	11,4	71,1	8,7	54,2	0,0	0,0	9,6	60,2
1.20.	Котляревская	Т-1	ТДН	10	0,4	4,0	1,0	10,1	1,0	10,5	0,8	7,8	1,1	10,9
1.21.	Малка	Т-1	ТДНТ	10	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		Т-2	ТДНТ	25	12	48,0	11,0	44,0	11,6	46,4	11,0	44,0	10,0	40,0
1.22.	Каменномостская	Т-1	ТМТН	6,3	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,8	28,1	1,4	22,1
		Т-2	ТМТН	6,3	2	31,7	1,4	22,7	1,7	26,6	0,0	0,0	0,0	0,0
1.23.	Залукокоаже	Т-1	ТДН	10	3,5	35,0	2,2	21,9	3,4	34,3	0,0	0,0	3,5	35,0
		Т-2	ТМН	6,3	0	0,0	1,5	24,2	0,0	0,0	3,6	56,5	0,0	0,0
1.24.	Баксан-110	Т-1	ТДТН	16	8	50,0	4,8	29,9	9,2	57,3	5,6	34,9	8,2	51,1
		Т-2	ТДТН	16	7	43,8	5,4	33,6	6,8	42,3	7,0	43,6	7,0	43,6
1.25.	Гунделен	Т-1	ТМН	6,3	2	31,7	1,8	28,4	1,9	30,2	0,0	0,0	0,0	0,0
		Т-2	ТМН	6,3	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,9	30,8	2,1	32,6
1.26.	Кызбурун-110	Т-1	ТДН	10	3	30,0	2,6	25,7	3,6	36,2	1,8	18,1	3,4	33,9
		Т-2	ТДН	10	5,6	56,0	4,5	44,8	4,3	42,9	6,2	61,8	5,2	51,8
1.27.	Адыл-Су-110	Т-1	ТМТН	6,3	5,4	85,7	6,8	67,7	6,6	65,7	2,6	41,1	5,5	87,0
		Т-2	ТМТН	6,3	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	3,0	47,5	0,0	0,0
1.28.	Нейтрино	Т-1	ТМН	6,3	1	15,9	1,1	17,8	1,2	19,8	1,1	17,6	1,0	16,3
1.29.	Терек-2	Т-1	ТДТН	16	6	37,5	6,0	37,4	8,0	49,8	7,0	43,6	7,0	43,6
		Т-2	ТМТН	10	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
1.30.	Верхний Акбаш	Т-1	ТМТН	6,3	1	15,9	1,0	15,8	1,4	22,2	0,6	9,5	0,3	4,1
1.31.	Соцгородок	Т-1	ТДН	10	0,1	1,0	0,2	1,6	0,3	2,7	0,3	3,2	0,0	0,0
1.32.	Плотина	Т-1	ТМН	6,3	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,8	12,1	0,9	13,6
1.33.	Кашхатау	Т-1	ТДТН	10	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,8	0,0	1,7	16,6
		Т-2	ТДТН	16	2,5	15,6	4,4	27,4	0,8	5,2	0,0	3,4	0,0	0,0
1.34.	РМЗ	Т-1	ТДН	10	0,5	5,0	0,4	4,0	0,5	5,1	0,3	0,0	0,3	2,7
		Т-2	ТМН	6,3	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	59,7	0,0	0,0
1.35.	ЦРУ	Т-1	ТМН	6,3	3	47,6	2,7	42,7	4,4	70,2	3,8	10,2	0,0	0,0
		Т-2	ТМН	6,3	1,8	28,6	1,5	23,1	0,9	14,5	0,6	0,0	4,2	0,0
1.36.	Всего:			809,1	231,4	28,6	244,2	30,6	279,3	35,0	264,7	33,3	252,6	30,8
2.	ПС 35 кВ
2.1.	Сармаково	Т- 31	ТМН	4	0,81	20,25	1,1	26,8	1,1	27,3	0,9	22,7	1,2	30,9
		Т- 32	ТМН	6,3	1,5	23,8	1,5	23,1	1,1	17,3	0,9	14,5	1,3	20,2
2.2.	Залукодес	Т-31	ТМ	6,3	0	0,0	1,4	22,8	1,6	26,0	0,7	11,6	0,0	0,0
		Т-32	ТМ	6,3	1,5	23,8	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,3	4,3
2.3.	Аурсентх	Т-31	ТМ	2,5	сезонная
2.4.	Баксан-35	Т-31	ТМН	6,3	3,8	60,3	4,6	72,3	5,5	86,7	5,2	82,4	5,0	78,6
		Т-32	ТМ	6,3	2,2	34,9	0,2	3,6	2,0	31,7	2,1	33,2	2,3	36,3
2.5.	Куркужин	Т-31	ТМ	4	1,7	42,5	1,6	40,9	1,5	38,6	1,6	40,9	1,6	40,9
		Т-32	ТМ	4	2	50,0	1,5	38,6	2,0	50,0	2,0	50,0	1,9	47,7
2.6.	Баксаненок	Т-31	ТМ	4	2,7	67,5	1,1	27,3	1,3	31,8	1,7	41,4	0,8	20,5
2.7.	Крем-Константиновская	Т-31	ТМ	2,5	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,8	73,5
		Т-32	ТМ	2,5	0,5	20,0	0,4	17,5	0,3	13,8	0,2	9,5	0,3	13,8
2.8.	Чегем-1	Т-31	ТМ	4	0	0,0	4,5	70,9	2,2	34,6	1,5	38,1	2,1	51,5
		Т-32	ТМН	6,3	4,8	76,2	1,1	28,7	5,6	88,4	2,3	36,4	3,7	59,1
2.9.	Лечинкай	Т-31	ТМ	4	1,5	37,5	0,5	18,2	2,7	68,3	1,5	38,3	1,3	32,6
2.10.	Нижний Чегем	Т-31	ТМ	2,5	0,5	20,0	0,5	11,4	1,0	40,0	0,5	21,8	0,3	13,1
2.11.	Каменка	Т-31	ТМ	4	0,4	10,0	0,5	7,3	0,6	15,8	0,6	15,0	сгорел
2.12.	Лескен-1	Т-31	ТМ	2,5	0,6	24,0	1,5	36,4	0,4	5,8	0,3	8,7	0,3	7,3
2.13.	Аргудан	Т-31	ТМ	4	1,8	45,0	1,7	43,2	1,6	40,9	1,7	43,2	1,6	40,9
2.14.	Старый Урух	Т-31	ТМ	4	1,7	42,5	1,4	34,1	1,6	40,9	1,9	47,7	1,7	43,2
2.15.	Советская	Т-31	ТМ	4	1,9	47,5	0,5	26,3	1,5	38,2	1,4	35,9	1,4	35,0
2.16.	Кара-Су	Т-31	ТМ	1,8	0,5	27,8	3,3	81,8	0,5	25,3	0,5	27,3	0,0	2,0
2.17.	Солдатская	Т-31	ТМ	4	3,1	77,5	0,0	0,0	3,2	79,5	2,7	66,8	3,1	76,4
		Т-32	ТМ	4	0	0,0	2,0	50,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
2.18.	Саратовская	Т-31	ТМ	4	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		Т-32	ТМН	4	2,2	55,0	0,0	0,0	2,1	52,7	2,1	52,3	2,4	59,5
2.19.	Прималкинская	Т-31	ТМН	4	0,5	12,5	0,5	7,6	0,5	13,6	0,0	0,0	0,6	15,0
		Т-32	ТМ	6,3	0	0,0	0,7	27,6	0,0	0,0	0,4	6,3	0,0	0,0
2.20.	Пролетарская	Т-31	ТМ	2,5	0,6	24,0	0,5	11,9	0,8	32,7	0,6	25,5	0,7	29,8
2.21.	Заречная	Т-31	ТМН	4	0,5	12,5	0,2	14,8	0,8	20,0	0,9	22,4	1,0	25,7
2.22.	Дальняя	Т-31	ТМ	1,6	0,2	12,5	0,1	5,7	0,3	17,0	0,3	15,8	0,2	10,7
2.23.	Малакановская	Т-31	ТМН	1,6	0,1	6,3	0,6	24,7	0,1	8,0	0,1	8,9	0,1	4,5
2.24.	Красная Нива	Т-31	ТМН	2,5	0,6	24,0	0,0	0,0	0,6	24,0	0,6	23,3	0,4	15,3
2.25.	Александровская	Т-31	ТМ	3,2	0	0,0	1,8	28,4	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		Т-32	ТМН	6,3	1,8	28,6	0,7	40,4	1,9	30,5	1,9	30,5	2,3	36,3
2.26.	Ново-Ивановская	Т-31	ТАМ	1,8	0	0,0	0,0	0,0	0,8	43,4	0,6	35,4	0,0	0,0
		Т-32	ТАМ	1,8	0,5	27,8	1,5	37,2	0,0	0,0	0,0	0,0	0,7	39,4
2.27.	Ново-Полтавская	Т-31	ТМН	4	2	50,0	0,0	0,0	1,9	47,2	2,1	52,9	1,9	46,7
		Т-32	ТМН	4	0	0,0	1,5	37,7	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
2.28.	Терек-1	Т-31	ТМ	4	1,5	37,5	0,3	7,7	2,0	50,5	2,3	58,6	2,3	56,8
2.29.	Нижний Курп	Т-31	ТМ	4	0,3	7,5	0,7	17,3	0,3	6,4	0,3	6,8	0,3	8,6
2.30.	Верхний Курп	Т-31	ТМН	4	0,8	20,0	0,7	18,2	0,5	13,6	0,7	16,8	0,5	13,6
2.31.	Акбаш	Т-31	ТМ	4	0,8	20,0	1,1	42,9	0,8	20,9	0,4	9,1	0,3	7,6
2.32.	Пенькозавод	Т-32	ТМ	2,5	0,6	24,0	0,6	9,2	0,6	24,7	0,7	29,1	0,7	29,1
2.33.	ЗАИ	Т-31	ТМ	6,3	1,6	25,4	0,0	0,0	1,3	20,2	0,4	6,1	1,6	25,7
		Т-32	ТМ	6,3	0	0,0	1,2	30,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
2.34.	Терекская	Т-31	ТМН	4	1	25,0	0,0	0,0	0,8	20,5	1,1	27,6	1,4	33,8
2.35.	Терскол	Т-31	ТМ	6,3	0,7	11,1	1,3	53,7	1,7	69,5	0,0	0,0	1,1	17,1
		Т-32	ТМН	6,3	0	0,0	0,2	20,0	0,0	0,0	1,7	26,6	0,0	0,0
2.36.	Джайлык	Т-31	ТМ	1	0,3	30,0	0,0	0,0	0,2	21,9	0,3	27,3	0,1	14,6
2.37.	Чегет	Т-31	ТАМ	1,8	0	0,0	0,4	17,5	0,0	0,0	0,0	0,0	0,8	42,4
		Т-32	ТМ	2,5	0,3	12,0	0,9	21,4	0,4	15,3	0,4	16,7	0,0	0,0
2.38.	ЦСБ	Т-31	ТМН	4	1,1	27,5	0,2	6,0	1,0	23,8	0,9	21,4	0,2	4,8
2.39.	Портал-1	Т-31	ТМН	4	0,4	10,0	0,6	36,1	0,1	1,4	0,1	1,4	демонтирован
2.40.	Портал-2	Т-31	ТМ	1,6	0,6	37,5	0,9	35,1	0,4	27,2	0,7	41,5	демонтирован
2.41.	Бабугент	Т-31	ТМН	2,5	0,2	8,0	0,0	0,0	0,8	33,6	1,3	50,4	1,3	51,1
2.42.	Чалмас	Т-31	ТМН	1,6	0,3	18,8	0,2	11,4	0,3	18,9	0,3	18,9	0,3	18,9
2.43.	Нейтрино	Т-31	ТАМ	1,8	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
2.44.	Соцгородок	T-32	ТМН	6,3	1,6	25,4	1,5	24,0	1,4	22,5	1,6	26,0	1,7	26,8
2.45.	Всего:	-	-	226,5	54,6	24,1	48,1	22,4	58,5	27,2	53,1	23,5	55,0	25,0

Таблица 33

Нагрузка ВЛ 35-110 кВ по энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики за 2006-2010 годы

N п.п.	Наименование линии	Диспетчерское наименование	Длит. доп. ток при +25єС, А	20.12.2006 г.		19.12.2007 г.		17.12.2008 г.		16.12.2009 г.		15.12.2010 г.
				нагрузка, А	%	нагрузка, А	%	нагрузка, А	%	нагрузка, А	%	нагрузка, А	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
	ВЛ-110 кВ
1.1.	Машук - Залукокоаже (участок опор 266-340)	Л-1	380	20	5,3	65	17,1	30	7,9	30	7,9	15	3,9
1.2.	Баксанская ГЭС - Кызбурун-110	Л-3	450	410	91,1	260	57,8	262	58,2	275	61,1	325	72,2
1.3.	Баксанская ГЭС - ЦРУ	Л-4	510	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-
1.4.	Старый Лескен - Змейская	Л-5	450	150	33,3	260	57,8	180	40,0	270	60,0	270	60,0
1.5.	Кызбурун-110 - Чегем-2	Л-6	450	320	71,1	220	48,9	360	80,0	233	51,8	240	53,3
1.6.	ПТФ - Нарткала	Л-8	380	60	15,8	68	17,9	30	7,9	50	13,2	50	13,2
1.7.	Кахун - Старый Лескен	Л-9	450	100	22,2	140	31,1	115	25,6	130	28,9	160	35,6
1.8.	Старый Лескен - Псыгансу	Л-10	450	115	25,6	152	33,8	180	40,0	80	17,8	130	28,9
1.9.	Баксан-330 - ЦРУ	Л-35	690	27	3,9	40	5,8	30	4,3	25	3,6	21	3,0
1.10.	Баксан-330 - ЦРУ	Л-174	690	27	3,9	40	5,8	30	4,3	25	3,6	21	3,0
1.11.	Баксанская ГЭС - Баксан-330	Л-37	510	380	74,5	390	76,5	280	54,9	340	66,7	360	70,6
1.12.	Нальчик-110 - СКЭП	Л-39	380	150	39,5	125	32,9	140	36,8	140	36,8	150	39,5
1.13.	СКЭП - ТМХ-1	Л-40	380	75	19,7	50	13,2	55	14,5	60	15,8	80	21,1
1.14.	Нальчик-110 - Долинск	Л-41	380	113	29,7	110	28,9	110	28,9	160	42,1	120	31,6
1.15.	Долинск - Дубки	Л-42	380	5	1,3	40	10,5	30	7,9	15	3,9	100	26,3
1.16.	Прохладная-2 - Майская	Л-85	450	105	23,3	110	24,4	215	47,8	110	24,4	107	23,8
1.17.	Прохладная-2 - Прохладная-Тяговая	Л-86	510	27	5,3	36	7,1	31	6,1	40	7,8	38	7,5
1.18.	Нарткала - Прохладная-1	Л-87	380	190	50,0	135	35,5	82	21,6	89	23,4	90	23,7
1.19.	Прохладная-1 - Прохладная-2	Л-88	510	215	42,2	176	34,5	183	35,9	186	36,5	189	37,1
1.20.	Прохладная-2 - Нальчик-110	Л-99	610	140	23,0	108	17,7	80	13,1	130	21,3	130	21,3
1.21.	ПТФ - Нальчик-Тяговая	Л-100	380	100	26,3	135	35,5	175	46,1	150	39,5	140	36,8
1.22.	Искож - Дубки	Л-101	380	40	10,5	80	21,1	125	32,9	100	26,3	100	26,3
1.23.	ТМХ-1 - Дубки	Л-102	380	10	2,6	10	2,6	15	3,9	10	2,6	70	15,6
1.24.	Баксан-330 - Баксан-110	Л-103	610	280	45,9	124	20,3	166	27,2	130	21,3	120	19,7
1.25.	Водозабор - Нальчик-330	Л-104	610	205	33,6	50	8,2	40	6,6	65	10,7	56	9,2
1.26.	Нальчик-110 - ПТФ	Л-105	380	40	10,5	90	23,7	140	36,8	120	31,6	115	30,3
1.27.	ПТФ - Заводская	Л-106	450	150	33,3	172	38,2	15	3,3	140	31,1	160	35,6
1.28.	Заводская - Кахун	Л-107	450	120	26,7	145	32,2	118	26,2	150	33,3	150	33,3
1.29.	Нальчик-330 - ПТФ	Л-109	610	190	31,1	155	25,4	220	36,1	425	69,7	425	69,7
1.30.	Нальчик-Тяговая - Искож	Л-111	380	92	24,2	89	23,4	95	25,0	140	36,8	130	34,2
1.31.	Малка - Каменномостская	Л-172	380	10	2,6	12	3,2	2	0,5	6	1,6	8	2,1
1.32.	Баксан-330 - Гунделен	Л-173	510	25	4,9	20	3,9	10	2,0	10	2,0	10	2,0
1.33.	ЦРУ - РМЗ	Л-175/176	380	1,3	0,3	1,2	0,3	1,25	0,3	1	0,3	0,5	0,1
1.34.	ЦРУ - Адыл-Су	Л-181	380	30	7,9	30	7,9	1	0,3	14	3,7	откл.	-
1.35.	ЦРУ - Адыл-Су	Л-182	380	47	12,4	35	9,2	38	10,0	16	4,2	28	7,4
1.36.	Прохладная-2 - ЗКИ	Л-183/184	380	43	11,3	45	11,8	47	12,4	46	12,1	56	14,7
1.37.	Терек-2 - Верхний Акбаш	Л-185	380	5	1,3	6	1,6	6,5	1,7	5	1,3	5,6	1,5
1.38.	Майская - Прохладная-Тяговая	Л-186	450	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-
1.39.	Майская - Терек-2	Л-187	450	55	12,2	50	11,1	180	40,0	50	11,1	51	11,3
1.40.	Терек-2 - Муртазово	Л-188	450	25	5,6	15	3,3	32	7,1	24	5,3	16	3,6
1.41.	ПТФ - Аушигерская ГЭС	Л-189	380	100	26,3	121	31,8	185,0	48,7	110	28,9	90	23,7
1.42.	Аушигерская ГЭС - Кашхатау	Л-190	450	138	30,6	180	40,0	242	53,8	173	38,4	158	35,1
1.43.	Псыгансу - Кашхатау	Л-191	450	120	26,7	155	34,4	240	53,3	145	32,2	130	28,9
1.44.	Аушигерская ГЭС - Аушигер	Л-192	380	13	3,4	6	1,6	6	1,6	6	1,6	27	6,0
1.45.	Чегем-2 - Нальчик-110	Л-203	450	250	55,6	175	38,9	269	59,8	180	40,0	135	30,0
1.46.	Муртазово-Тяговая - Эльхотово	Л-209	450	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-	171	45,0
1.47.	Баксанская ГЭС - Залукокоаже (участок опор 1-157, 223-297)	Л-210	380	20	5	85	22,4	18	4,7	54	14,2	откл.	-
1.48.	Баксанская ГЭС - Малка	Л-211	380	75	19,7	125	32,9	68,0	17,9	103	27,1	44	11,6
1.50.	Баксан-110 - Водозабор	Л-243	610	220	36,1	70	11,5	76,0	12,5	170	27,9	91	20,2
1.51.	Всего:	-	-	-	23,6	-	22,9	-	24,1	-	23,5	75	12,3
2.	ВЛ-35 кВ
2.1.	Чегем-2 - Лечинкай	Л-451	330	30	9,1	29	8,8	69	20,9	34	10	27	8,2
2.2.	Сармаково - Каменномостская	Л-454	265	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-
2.3.	Ново-Полтавская - Саратовская	Л-455	210	117	55,7	90	42,9	83	39,5	86	41	85	40,5
2.4.	Чалмас - Адыл-Су	Л-457	265	40	15,1	6	2,3	42	15,8	40	15	38	14,3
2.5.	Адыл-Су - Терскол	Л-458	265	27	10,2	28	10,6	35	13,2	30	11	30	11,3
2.6.	Соцгородок - Чалмас	Л-459	265	26	9,8	откл.	-	28	10,6	30	11	32	12,1
2.7.	Чегем-2 - Лечинкай	Л-460	330	81	24,5	91	27,6	52	15,8	100	30	93	35,1
2.8.	Лечинкай - Нижний Чегем	Л-461	265	8	3,0	8	3,0	19	7,2	9	3	5	2,4
2.9.	Баксан-110 - Баксаненок	Л-464	330	30	9,1	15	4,5	29	8,8	20	6	27	8,2
2.10.	Красная Нива - Александровская	Л-465	330	30	9,1	27	8,2	29	8,8	29	9	39	11,8
2.11.	Нарткала - Майская	Л-466	330	10	3,0	42	12,7	10	3,0	10	3	10	3,0
2.12.	Старый Лескен - Аргудан	Л-467	210	29	13,8	22	10,5	27	12,9	22	10	27	12,9
2.13.	Старый Лескен - Лескен-1	Л-468	265	4	1,5	1	0,4	4	1,5	4	2	3	1,1
2.14.	Старый Лескен - Старый Урух	Л-469	265	17	6,4	23	8,7	17	6,4	30	11	28	10,6
2.15.	Аушигер - Советская	Л-470	210	55	26,2	60	28,6	58	27,6	23	11	25	11,9
2.16.	Советская - Кара-Су	Л-471	330	21	6,4	27	8,2	21	6,4	26	8	19	5,8
2.17.	Майская - Пенькозавод	Л-472	330	40	12,1	33	10,0	35	10,6	40	12	45	13,6
2.18.	Крем-Константиновская - ГЭС-3	Л-473	265	50	18,9	60	22,6	-	-	62	23	4	1,5
2.19.	Майская - Красная Нива	Л-474	330	40	12,1	40	12,1	40	12,1	40	12	45	13,6
2.20.	Баксан-35 - Крем-Константиновская	Л-475	265	7	2,6	10	3,8	6	2,3	5	2	34	12,8
2.21.	Крем-Константиновкская - Солдатская	Л-476	265	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-
2.22.	Прохладная-1 - Ново-Полтавская	Л-477	210	120	57,1	100	47,6	112	53,3	118	56	122	58,1
2.23.	Прохладная-1 - Прималкинская	Л-478	265	27	10,2	30	11,3	57	21,5	35	13	34	12,8
2.24.	Саратовская - Солдатская	Л-479	265	50	18,9	52	19,6	50	18,9	53	20	48	18,1
2.25.	Прималкинская - Заречная	Л-480	265	7	2,6	7	2,6	12	4,5	13	5	15	5,7
2.26.	Малка - Куркужин	Л-481	265	70	26,4	63	23,8	55	20,8	60	23	60	22,6
2.27.	Малка - Залукодес	Л-482	210	35	16,7	10	4,8	20	9,5	20	10	15	7,1
2.28.	Малка - Сармаково	Л-483	265	45	17,0	50	18,9	35	13,2	40	15	45	17,0
2.29.	Терек-1 - Верхний Акбаш	Л-485	210	25	11,9	40	19,0	46	21,9	20	10	17	8,1
2.30.	Баксан-35 - Куркужин	Л-488	265	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-
2.31.	Терек-1 - ЗАИ	Л-489	330	26	7,9	32	9,7	20	6,1	20	6	25,4	7,7
2.32.	Терек-2 - Терек-1	Л-490	265	60	22,6	52	19,6	59	22,3	65	25	60	22,6
2.33.	ЗАИ - Александровская	Л-491	330	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-
2.34.	Верхний Акбаш - Нижний Курп	Л-493	330	20	6,1	15	4,5	20	6,1	10	3	14	4,2
2.35.	Баксан-35 - Баксан-110	Л-496	330	95	28,8	100	30,3	110	33,3	105	32	105	31,8
2.36.	Терек-110 - Терекская	Л-497	210	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-	откл.	-
2.38.	Терекская - Пенькозавод	Л-498	265	15	5,7	22	8,3	13	4,9	17	6	20	7,5
2.39.	Кашхатау - Портал-2	Л-503	265	3	1,1	10	3,8	8	3,0	5	2	демонтаж
2.40.	Всего:	-	-	-	14,6	-	14,0	-	14,5	-	13,9	-	14,2

В таблице 33 представлена нагрузка ВЛ 35-110 кВ по энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики за 2006 - 2010 годы.

Несмотря на существенные резервы трансформаторной мощности на уровне 110 кВ и выше, требуется провести некоторые мероприятия по ликвидации "узких" мест в энергосистеме, в том числе и возникшим в результате аварийного выхода из строя Баксанской ГЭС, которые представлены в таблице 34.

Таблица 34

Мероприятия по ликвидации "узких" мест

N п.п.	Мероприятия	Риски	Эффективность от реализации	Срок реализации
1	2	3	4	5
1	Замена т.т. 300/5 ВЛ 110 кВ Л-210 "Баксан ГЭС" на т.т. 600/5	Перегрузка ТТ 300 А на 5% при аварийном отключении 2 СШ 110 кВ к ПС 330 кВ Машук	Перегрузок не возникает	2011-2012 годы
2	Замена т.т. 300/5 ВЛ 110 кВ Л-211 "Баксан ГЭС" на т.т. 600/5.	Перегрузка ТТ 300 А на 30% при аварийном отключении 2 СШ 110 кВ к ПС 330 кВ Машук	Перегрузок не возникает	2011-2012 годы
3	Ввод в работу АОПО АТ-302 ПС 330 кВ Прохладная-2, с воздействием на отключение ВЛ 110 кВ Прохладная-2, ПС 110 кВ Терек (Л-89), ПС 330 кВ Прохладная-2 - ПС 110 кВ Ростовановская (Л-90)	Перегрузка АТ-302 сверх аварийнодопустимых значений в схеме ремонта АТ-303 и аварийных отключений ВЛ-330-05	Снятие перегрузки АТ-302 сверх аварийно допустимых значений	2011-2012 годы

К энергодефицитным районам можно отнести некоторые сети напряжением 0,4 кВ и коммунальные сети г. Нальчика и г. Прохладного, подробный перечень дефицитных городских и сельских поселений, с необходимыми для их устранения мероприятиями представлен в таблице 35.

Таблица 35

Перечень энергодефицитных городских и сельских поселений Кабардино-Балкарской Республики

N п.п.	Наименование	Причина возникновения дефицита	Дефицит
			МВт	МВт·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.	сп. 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. Новоивановское	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	1 796,00
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	1 749,00
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	1 140,00
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	6 910,00

На основании таблицы 30 была составлена карта-схема населенных пунктов Кабардино-Балкарской Республики испытывающих энергодефицит, которая представлена в приложении А.

Коммунальные сети г. 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 ОАО "НГЭК" ввело ограничение на технологическое присоединение новых потребителей. Перечень трансформаторных подстанций и кабельных линий подлежащих реконструкции представлен в таблицах 36 и 37.

Таблица 36

Перечень трансформаторных подстанций ОАО "НГЭК" подлежащих реконструкции (замене)

N 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	2	3	4	5	6	7
1	ПС 110 кВ Долинск	ТП-14	К-531	1 х 250	1957	г. Нальчик, ул. Балкарская, 3
2	ПС 110 кВ Долинск	ТП-44	КТПН	1 х 180	-	г. Нальчик, ул. Ленина - ул. Кирова
3	ПС 110 кВ Долинск	ТП-49	К-531	1 х 400	1961	г. Нальчик, Долинск, р-н "Эльбрус"
4	ПС 110 кВ Долинск	ТП-50	В-531	1 х 320	1962	г. Нальчик, ул. Головко, 67
5	ПС 110 кВ Долинск	ТП-52	В-531	1 х 400	1955	г. Нальчик, ул. Головко - ул. Мечиева, 50
6	ПС 110 кВ Долинск	ТП-61	В-431	1 х 250	1955	г. Нальчик, ул. Свободы - ул. Мало-Кабардинская, 9
7	ПС 110 кВ Долинск	ТП-81	В-431	1 х 250	1960	г. Нальчик, Долинск, Курортный проезд, оранжерея
8	ПС 110 кВ Долинск	ТП-82	встр.	1 х 400	1996	г. Нальчик, Горпарк, нижний резервуар
9	ПС 110 кВ Долинск	ТП-97	К-531	1 х 400	1961	г. Нальчик, Долинск, санаторий "Терек"
10	ПС 110 кВ Долинск	ТП-105	К-432	2 х 200	1957	г. Нальчик, ул. Балкарская- ул. Бехтерева, 8
11	ПС 110 кВ Долинск	ТП-107	встр.	1 х 160	1957	г. Нальчик, пр. Ленина, 18 - ул. Советская
12	ПС 110 кВ Долинск	ТП-109	встр.	1 х 400	1959	г. Нальчик, пр. Ленина, 10 - ул. Головко
13	ПС 110 кВ Долинск	ТП-118	КТПН	1 х 100	1974	с. Белая Речка, 3-й поселок
14	ПС 110 кВ Долинск	ТП-123	К-431	1 х 200	1960	г. Нальчик, ул. Балкарская, Дворец спорта
15	ПС 110 кВ Долинск	ТП-138	К-531	1 х 160	1960	г. Нальчик, Долинск, санаторий им. Калмыкова
16	ПС 110 кВ Долинск	ТП-143	К-431	1 х 320	1962	г. Нальчик, ул. Ленина-ул. Лермонтова, 19
17	ПС 110 кВ Долинск	ТП-148	КТПН	1 х 100	1961	с. Белая Речка, мечеть
18	ПС 110 кВ Долинск	ТП-151	К-431	1 х 400	1962	г. Нальчик, ул. Советская - ул. Шогенцукова, 53
19	ПС 110 кВ Долинск	ТП-153	К-32-400	2 х 400	1984	г. Нальчик, ул. Советская, 1 - ул. Октябрьская
20	ПС 110 кВ Долинск	ТП-184	КТПН	1 х 160	1975	с. Белая Речка, 4-й поселок
21	ПС 110 кВ Долинск	ТП-280	К-31-400	1 х 250	1983	г. Нальчик, ул. Ватутина, 10,12
22	ПС 110 кВ Долинск	ТП-406	В-431	1 х 100	1980	п. Кенже, школа N 22, ул. Тургенева
23	ПС 110 кВ Долинск	РП-2	П-РПК-2Т			г. Нальчик, ул. И.Арманд- ул. Пушкина
24	ПС 110 кВ Нальчик	ТП-46	К-431	1 х 400	1957	г. Нальчик, пр. Ленина, 55, Парламент КБР
25	ПС 110 кВ Нальчик	ТП-53	К-532	1 х 250 1 х320	1963	г. Нальчик, пр. Ленина, гостиница "Россия"
26	ПС 110 кВ Нальчик	ТП-74	В-431	1 х 400	1957	г. Нальчик, ул. Кирова, АТК-1
27	ПС 110 кВ Нальчик	ТП-76	В-431	1 х 160	1957	г. Нальчик, ул. Мальбахова/ул.Интернациональная, 41
28	ПС 110 кВ Нальчик	ТП-84	встр.	2 х 250	1961	г. Нальчик, ул. Ногмова - ул. Шогенцукова, котельная
29	ПС 110 кВ Нальчик	ТП-100	К-431	1 х 100	1958	г. Нальчик, ул. Мальбахова, автотранспортные мастерские
30	ПС 110 кВ Нальчик	ТП-112	встр.	1 х 100	1960	г. Нальчик, ул. Ногмова, библиотека им. Крупской
31	ПС 110 кВ Нальчик	ТП-139	К-431	1 х 160 1 х 320	1960	г. Нальчик, пр. Ленина,45
32	ПС 110 кВ Нальчик	ТП-150	К-431	1 х 400	1961	г. Нальчик, ул. Толстого, столовая университета
33	ПС 110 кВ Нальчик	ТП-162	К-431	1 х 160	1962	г. Нальчик, ул. Толстого, фильмобаза
34	ПС 110 кВ Нальчик	ТП-163	встр.	1 х 400	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	1 х320	1956	г. Нальчик, пр. Ленина, 48- пл.Коммунаров
37	ПС 110 кВ СКЭП	ТП-66	В-532	1 х 250	1950	г. Нальчик, ул. Семашко/ул. Красноармейская, 179
38	ПС 110 кВ СКЭП	ТП-106	В-431	1 х 400	1961	г. Нальчик, ул. Северная, очистные МП УК "Водканал"
39	ПС 110 кВ СКЭП	ТП-125	В-431	1 х 320	1959	г. Нальчик, ул. Газовая, асфальтобитумный завод
40	ПС 110 кВ СКЭП	ТП-126	К-431	1 х 400	1959	г. Нальчик, ул. Первомайская, 151- ул. Мечникова
41	ПС 110 кВ СКЭП	ТП-127	К-432	2 х 320	1962	г. Нальчик, ул. Первомайская, 98, хлебоприемное предприятие
42	ПС 110 кВ СКЭП	ТП-136	К-531	1 х 315	1960	г. Нальчик, ул. Садовая, 6, Обувная фабрика
43	ПС 110 кВ СКЭП	ТП-146	В-431	1 х 100	1962	г. Нальчик, ул. Кабардинская, 151, нефтебаза
44	ПС 110 кВ СКЭП	ТП-147	встр.	1 х 250	1962	г. Нальчик, ул. Газовая, 8
45	ПС 110 кВ СКЭП	ТП-155	В-431	1 х 400	1962	г. Нальчик, ул. Циолковского, 17- ул. Идарова
46	ПС 110 кВ Телемеханика	ТП-34	В-431	1 х 400	1954	г. Нальчик, ул. Суворова, 72
47	ПС 110 кВ Телемеханика	ТП-89	В-431	1 х 250	1947	г. Нальчик, ул. Калинина - ул. Ленинградская, 19
48	ПС 110 кВ Искож	ТП-90	В-431	1 х 400	1952	г. Нальчик, ул. Канкошева, 135

На основании таблицы 36 на карте-схеме электросетевого хозяйства ОАО "НГЭК" были нанесены энергодефицитные зоны с ограничением по трансформаторной мощности, представленные в приложении Б.

Таблица 37

Перечень электрических сетей ОАО "НГЭК" подлежащих реконструкции (замене)

N п.п.	Наименование КЛ-6-10 кВ	Протяженность, м	Дата ввода в эксплуатацию
1	2	3	4
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	1 100	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	1 090	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 ПС 110 кВ Нальчик до РП-5 (Ф-610)	550	-
68	от ПС 110 кВ Нальчик до РП-1 (Ф-69)	2 800	-
69	от ПС 110 кВ Нальчик до РП-7 (Ф-69, Ф-612)	2 900	-
70	от ПС 110 кВ Дубки до РП-4 (Ф-610, Ф-622)	2 - 3 500	-

Коммунальные сети г. 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 38.

Таблица 38

Перечень электросетевого хозяйства ОАО "ГЭС" г. Прохладного подлежащих реконструкции (замене)

N п.п.	Наименование объекта	Проектная мощность/протяженность сетей, км/МВА	Годы строительства				Полная стоимость строительства, млн. руб.
			начало		конец
1	2	3	4		5		6
1.	Техническое перевооружение и реконструкция
1.1.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 63 Ф-2	3,55	2012		2012		3,076
1.2.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 63 Ф-4	1,5	2012		2012		1,659
1.3.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 67 Ф-3	0,9	2012		2012		1,199
1.4.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 67 Ф-8	1,0	2012		2012		1,218
1.5.	Реконструкция ТП N 2	0,25	2012		2012		0,268
1.6.	Реконструкция ТП N 10	0,5	2012		2012		0,536
1.7.	Реконструкция ТП N 12	0,25	2012		2012		0,268
1.8.	Реконструкция ТП N 14	0,25	2012		2012		0,268
1.9.	Реконструкция ТП N 16	0,25	2012		2012		0,268
1.10.	Реконструкция ТП N 19	0,25	2012		2012		0,268
1.11.	Реконструкция ТП N 23	0,25	2012		2012		0,268
1.12.	Реконструкция ТП N 25	0,25	2012		2012		0,268
1.13.	Реконструкция ТП N 26	0,25	2012		2012		0,268
1.14.	Реконструкция ТП N 27	0,25	2012		2012		0,269
1.15.	Реконструкция ТП N 34	0,25	2012		2012		0,269
1.16.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 51 Ф-3 Ф-5	1,8	2013		2013		2,291
1.17.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 46 Ф-3	3,1	2013		2013		2,782
1.18.	Реконструкция ТП N 17	0,25	2013		2013		0,295
1.19.	Реконструкция ТП N 21	0,25	2013		2013		0,295
1.20.	Реконструкция ТП N 33	0,25	2013		2013		0,295
1.21.	Реконструкция ТП N 59	0,25	2013		2013		0,295
1.22.	Реконструкция ТП N 68	0,25	2013		2013		0,295
1.23.	Реконструкция ТП N 84	0,25	2013		2013		0,295
1.24.	Реконструкция ТП N 85	0,25	2013		2013		0,295
1.25.	Реконструкция ТП N 87	0,25	2013		2013		0,295
1.26.	Реконструкция ТП N 123	0,25	2013		2013		0,295
1.27.	Реконструкция ТП N 139	0,25	2013		2013		0,294
1.28.	Реконструкция ТП N 165	0,25	2013		2013		0,294
1.29.	Реконструкция ТП N 53	0,4	2013		2013		0,443
1.30.	Реконструкция ТП N 8	0,4	2013		2013		0,443
1.31.	Реконструкция ТП N 13	0,4	2013		2013		0,443
1.32.	Реконструкция ТП N 20	0,4	2013		2013		0,443
1.33.	Реконструкция ТП N 28	0,4	2013		2013		0,442
1.34.	Реконструкция ТП N 38	0,4	2013		2013		0,442
1.35.	Реконструкция ТП N 60	0,4	2013		2013		0,442
1.36.	Реконструкция КЛ-10 кВ Ф-700	0,5	2014		2014		0,887
1.37.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 93 Ф-1 Ф-8	3,8	2014		2014		4,604
1.38.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 75 Ф-4	1,6	2014		2014		2,014
1.39.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 87	1,1	2014		2014		1,434
1.40.	Реконструкция ТП N 44	0,25	2014		2014		0,319
1.41.	Реконструкция ТП N 46	0,25	2014		2014		0,319
1.42.	Реконструкция ТП N 48	0,25	2014		2014		0,319
1.43.	Реконструкция ТП N 49	0,25	2014		2014		0,319
1.44.	Реконструкция ТП N 51	0,25	2014		2014		0,32
1.45.	Реконструкция ТП N 53	0,25	2014		2014		0,32
1.46.	Реконструкция ТП N 58	0,25	2014		2014		0,32
1.47.	Реконструкция КЛ-10 кВ РП-3 ГНС Ф-33	1,0	2015		2015		1,933
1.48.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 36 Ф-2	1,9	2015		2015		3,375
1.49.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 54 Ф-2	2,4	2015		2015		3,461
1.50.	Реконструкция ТП N 61	0,25	2015		2015		0,344
1.51.	Реконструкция ТП N 63	0,25	2015		2015		0,344
1.52.	Реконструкция ТП N 83	0,25	2015		2015		0,344
1.53.	Реконструкция ТП N 94	0,25	2015		2015		0,344
1.54.	Реконструкция ТП N 111	0,5	2015		2015		0,688
1.55.	Реконструкция ТП N 120	0,25	2015		2015		0,343
1.56.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 25 Ф-1 Ф-4	1,9	2016		2016		1,731
1.57.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ТП N 81 Ф-1	2,4	2016		2016		3,065
1.58.	Реконструкция ТП N 32	0,25	2016		2016		0,368
1.59.	Реконструкция ТП N 42	0,25	2016		2016		0,368
1.60.	Реконструкция ТП N 45	0,25	2016		2016		0,368
1.61.	Реконструкция ТП N 57	0,25	2016		2016		0,369
1.62.	Реконструкция ТП N 56	0,25	2016		2016		0,369
1.63.	Реконструкция ТП N 131	0,25	2016		2016		0,369
1.64.	Реконструкция ТП N 75	0,40	2016		2016		0,553
1.65.	Реконструкция ТП N 81	0,40	2016		2016		0,553
1.66.	Реконструкция ТП N 92	0,40	2016		2016		0,553
1.67.	Реконструкция ТП N 71	0,40	2016		2016		0,553
1.68.	Реконструкция ТП N 112	0,40	2016		2016		0,554
1.69.	Всего:						53,908
2.	Новое строительство
2.1.	Строительство КТП N 52	0,25	2012	2012		0,936
2.2.	Всего:					0,936

Фактически осуществленные технологические присоединения в разрезе муниципальных образований представлены в таблице 39. Если в 2009 году на потребителей свыше 750 кВА (3 объекта) приходилось 41% присоединяемой мощности, то в 2010 году на 4 объекта - 66%. Большинство технологических присоединений происходит в сетях напряжением 0,4 кВ.

Таблица 39

Фактически осуществленные по всем уровням напряжения технологические присоединения в разрезе муниципальных образований за 2009-2010 годы

N п.п.	Наименование муниципального образования	Структура количества выданных ТУ		Структура присоединяемой мощность, кВт		Средняя присоединяемая мощность по одной заявке, кВт
		всего	в %	Всего	в %
1	2	3	4	5	6	7
1.	2009 год
1.1.	Городской округ Нальчик	502	32,8	10 617,90	41,3	21,15
1.2.	Городской округ Прохладный	102	6,7	1 820,68	7,1	17,85
1.3.	Городской округ Баксан	133	8,7	543,83	2,1	4,09
1.4.	Баксанский муниципальный район	85	5,5	210,30	0,8	2,47
1.5.	Зольский муниципальный район	66	4,3	434,60	1,7	6,58
1.6.	Лескенский муниципальный район	34	2,2	751,13	2,9	22,09
1.7.	Майский муниципальный район	51	3,3	403,40	1,6	7,91
1.8.	Прохладненский муниципальный район	114	7,4	1 289,20	5,0	11,31
1.9.	Терский муниципальный район	55	3,6	177,60	0,7	3,23
1.10.	Урванский муниципальный район	166	10,8	1 486,03	5,8	8,95
1.11.	Чегемский муниципальный район	132	8,6	6 909,80	26,9	52,35
1.12.	Черекский муниципальный район	48	3,1	602,50	2,3	12,55
1.13.	Эльбрусский муниципальный район	44	2,9	459,90	1,8	10,45
1.14.	Всего:	1 532	100,0	25 706,87	100,0	16,78
2.	2010 год
2.1.	Городской округ Нальчик	214	12,0	9 646,80	38,7	45,08
2.2.	Городской округ Прохладный	68	3,8	352,25	1,4	5,18
2.3.	Городской округ Баксан	119	6,7	685,10	2,8	5,76
2.4.	Баксанский муниципальный район	84	4,7	2 605,70	10,5	31,02
2.5.	Зольский муниципальный район	146	8,2	378,25	1,5	2,59
2.6.	Лескенский муниципальный район	117	6,5	235,25	0,9	2,01
2.7.	Майский муниципальный район	85	4,8	506,70	2,0	5,96
2.8.	Прохладненский муниципальный район	149	8,3	1 100,20	4,4	7,38
2.9.	Терский муниципальный район	105	5,9	378,40	1,5	3,60
2.10.	Урванский муниципальный район	205	11,5	466,00	1,9	2,27
2.11.	Чегемский муниципальный район	277	15,5	1 309,90	5,3	4,73
2.12.	Черекский муниципальный район	155	8,7	291,20	1,2	1,88
2.13.	Эльбрусский муниципальный район	65	3,6	6 948,20	27,9	106,90
2.14.	Всего:	1 789	100,0	24 903,95	100,0	13,92

Наибольшее количество технологических присоединений осуществляется в г.о. Нальчике, г.о. Баксане, Урванском и Чегемском муниципальных районах.

4. Основные направления развития электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики

Энергетика Кабардино-Балкарской Республики является составной частью экономики, которая надежно и безопасно, по экономически обоснованным и доступным для потребителей ценам обеспечивает энергией все отрасли хозяйства региона, мощности которой гарантируют необходимое и бесперебойное обеспечение потребителей энергией установленного качества и не оказывает негативного воздействия на окружающую среду. Это налаженные и взаимодействующие энергетические секторы, основа которых современные технологии, создающие необходимые предпосылки для дальнейшего роста экономики, использующие разнообразные источники энергии.

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 Кабардино-Балкарской Республики снижает отсутствие собственных запасов традиционных видов топлива.

Инвестиции в обновление, модернизацию оборудования топливно-энергетического комплекса региона 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.

Необходимость развития генерации обусловлена существенным гидроэнергетическим потенциалом, решения на местном уровне доступа к электрическим мощностям и обеспечения населения тепловой энергией (также круглогодичным горячим водоснабжением) по приемлемым 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 перспективного развития электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики до 2016 годы и на период до 2020 года 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 Кабардино-Балкарской Республики в сфере электроэнергетики, на сегодняшний момент являются:

строительство новых подстанций, расширение, реконструкция и техническое перевооружение действующих подстанций в г. Нальчике;

строительство, реконструкция (модернизация) морально и физически устаревших систем передачи и распределения централизованного теплоснабжения с повышением при этом их эффективности и надежности;

продолжение реализации проекта освоения гидроэнергетического потенциала бассейна р. Черек (строительство Зарагижской ГЭС, Верхне-Балкарской ГЭС и ГЭС "Голубое озеро"), совокупной мощностью около 170 МВт;

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 и местных топливных ресурсов;

использование передовых технологий для выработки электрической и тепловой энергии, повышение эффективность 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 2016 года

Прогноз потребления электроэнергии

Информация по перспективному электропотреблению наиболее крупных предприятий и компаний представлена в таблице 40.

Таблица 40

Прогноз электропотребления крупных потребителей электроэнергии, ГВт·ч

N п.п	Наименование предприятия, место расположения (адрес)	Вид деятельности	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 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 "Главспирт", с. Сармаково	Пищевая промышленность	8,090	8,170	8,250	8,330	8,420	8,504
3	ООО фирма "ЛВТ", с. Чегем Второй	Пищевая промышленность	6,960	7,030	7,100	7,170	7,240	7,312
4	ОАО "Халвичный завод "Нальчикский", г. Нальчик	Пищевая промышленность	5,700	5,760	5,820	5,880	5,930	5,989
5	ООО "Кабардинский крахмал", ст. Александровская	Пищевая промышленность	5,520	5,570	5,630	5,680	5,740	5,797
6	ООО "Стекольный завод", с. Черная Речка	Прочие промышленные	5,370	5,420	5,480	5,530	5,590	5,646
7	Институт ядерных исследований РАН, п. Нейтрино	Исследования в области физики	5,100	5,100	5,100	5,100	5,100	5,100
8	ООО "Росс-Спирт", г. Нартакала	Пищевая промышленность	5,040	5,040	5,040	5,040	5,040	5,040
9	ЗАО "Эрпак", с. Герменчик	Деревообработка и целлюлозно-бумажная промышленность	4,560	4,600	4,650	4,700	4,740	4,787
10	ООО "Автозапчасть", г. Баксан	Машиностроение	4,800	4,700	5,000	5,100	5,200	5,300
11	ООО "Камад", c. Чегем Второй	Пищевая промышленность	4,380	4,430	4,470	4,510	4,560	4,606
12	ООО "ЗЭТ Алко", с. Черная Речка	Пищевая промышленность	4,070	4,110	4,150	4,190	4,230	4,272
13	ОАО "Терекалмаз", г. Терек	Машиностроение и металлообработка	3,240	3,270	3,310	3,340	3,370	3,404
14	МУП "Троллейбусное управление", г. Нальчик	Городской электрифицированный транспорт	3,500	4,100	4,300	4,700	5,100	5,500
15	ЗАО "Киево-Жураки АПК", с. Заречное, ст. Солдатская	Сельское хозяйство	3,190	3,220	3,250	3,290	3,320	3,353
16	ООО ИПК "Майский", г. Майский	Пищевая промышленность	3,180	3,210	3,240	3,280	3,310	3,343

В таблице 41 выполнен анализ имеющихся заявок крупных потребителей электроэнергии (с заявленной мощностью более 750 кВА) на технологическое присоединение к распределительным электрическим сетям Кабардино-Балкарского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа".

Таблица 41

Заявки потребителей на присоединение (с заявленной мощностью более 750 кВА) к электрической сети

N п.п.	Наименование потребителя	Место расположения	Вид деятельности	Год ввода	Номинальная нагрузка (увеличение нагрузки), МВт	Годовое потребление электроэнергии, ГВт·ч
1.	ООО "Каббалкгипс"	Эльбрусский муниципальный район, г. Тырныауз	Производство строительных материалов	2013	6,560	12,600
2	ГКП КБР "ДЕЗ"	г. Нальчик, восточный район	Жилищное строительство	2012	25,000	35,600
3	ООО "Этана"	Майский муниципальный район, с. Октябрьское, поле N 85	Производство чистых полимеров	2012	10,650	16,300
4	ГКП КБР "ДЕЗ"	г. Нальчик, ул. Головко/ул. Шогенцукова	Объекты культуры	2012	1,760	2,600
5	УФСИН РФ по КБР	г. Нальчик, ул. Вологирова, д. 20	Реконструкция следственного изолятора	2012	0,980	1,700
6	ООО "Тлепш"	г. Терек, ул. Панагова, д. 134	Комплекс жилых домов	2012	0,800	1,200
7	ИП Абазов А.	г. Нальчик, ул. Калюжного/ул. Байслутанова	Торговый центр	2012	0,760	0,900
8	Всего:	-	-	-	46,895	71,500

Прогноз потребления электроэнергии до 2016 года, разработанный филиалом ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ представлен в таблице 42 и на рисунке 15.

Таблица 42

Прогноз электропотребления

N п.п.	Наименование	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Основной вариант (филиал ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ )
1.1	Электропотребление, ГВт·ч	1 534	1 576	1 599	1 624	1 651	1 679
1.2	Среднегодовые темпы прироста, %	2,85	2,74	1,46	1,56	1,66	1,70
2	Дополнительный вариант
2.1	Электропотребление, ГВт·ч	-	-	-	-	-	-
2.2	Среднегодовые темпы прироста, %	-	-	-	-	-	-

Среднегодовые темпы прироста потребления электроэнергии за 2011 - 2016 годы составят 2,1%. Предполагается, что рост потребления в 2016 году по отношению к 2010 году составит 12,6% и достигнет 1679,00 ГВт·ч.

"Динамика потребления электроэнергии в Кабардино-Балкарской Республики за 1998-2010 года и на 2011-2016 годы"

Рис. 15. Динамика потребления электроэнергии в Кабардино-Балкарской Республики за 1998-2010 года и на 2011-2016 годы

Прогноз максимума нагрузки

Прогноз максимума нагрузки на период до 2016 года представлен в таблице 43

Таблица 43

Прогноз собственного максимума нагрузки энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики на период до 2016 года

N п.п.	Наименование	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Основной вариант (филиал ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ)
1.1	Максимум нагрузки, МВт	287	297	302	307	312	318
1.2	Среднегодовые темпы прироста, %	6,30	3,48	1,68	1,66	1,63	1,92
2	Дополнительный вариант
2.1	Максимум нагрузки, МВт	-	-	-	-	-	-
2.2	Среднегодовые темпы прироста, %	-	-	-	-	-	-

Среднегодовые темпы прироста максимума нагрузки за 2011 - 2016 годы составят 3,0%. Предполагается, что рост потребления в 2016 году по отношению к 2010 году составит 18% и достигнет 318 МВт.

4.3. Прогноз выработки тепловой энергии

Прогноз выработки тепловой энергии по Кабардино-Балкарской Республике на период до 2016 года приведен в таблице 44.

Таблица 44

Прогноз выработки тепловой энергии на 2011-2016 годы

N п.п.	Наименование	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Выработка тепловой энергии, Ткал	1318,0	1331,18	1337,84	1344,53	1351,25	1358,00
2	Абсолютный прирост выработки тепловой энергии, Ткал	-	13,18	6,66	6,69	6,72	6,76
3	Среднегодовые темпы прироста, %	-	1,0	0,5	0,5	0,5	0,5

По состоянию на сентябрь 2011 года отсутствует информация о крупных перспективных потребителях тепловой энергии. В связи с этим прирост теплопотребления за 5-летний период предусмотрен на уровне около 2% с ежегодным ростом в пределах 0,5%. Необходимо отметить, что более 80% выработанной тепловой энергии приходится на г. Нальчик.

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 ГВт·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 2,80 ГВт, с выработкой электроэнергии до 8500,00 ГВт·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.

Верхне-Балкарская ГЭС. Планируется строительство Верхне-Балкарской ГЭС на р. Черек Балкарский у с. Верхняя Балкария. Установленная мощность 29,6 МВт, среднегодовая выработка 134,00 ГВт·ч. Схема работы станции по водотоку, без создания водохранилища. Ввод в эксплуатацию планируется в конце 2013 года.

В конце 2011 года ожидается выход проектно-сметной документации с государственной экспертизы. Получение исходно-разрешительной документации и разворот строительства ожидается в течение октября 2011 года. Предварительная полная стоимость строительства 2220,00 млн. руб.

Зарагижская ГЭС. Планируется строительство Зарагижской ГЭС на р. Черек у с. Псыгансу. Установленная мощность 28,8 МВт, среднегодовая выработка 107,00 ГВт·ч. Схема работы станции по водотоку, на использованном стоке Аушигерской ГЭС. Ввод в эксплуатацию планируется в конце 2013 года.

В конце 2011 года ожидается выход проектно-сметной документации с государственной экспертизы. Получение исходно-разрешительной документации и разворот строительства ожидается в течение октября 2011 года. Предварительная полная стоимость строительства 1790,00 млн. руб.

Баксанская ГЭС. Планируется реконструкция существующей станции, с полной заменой технологического оборудования. Установленная мощность будет увеличена на 2,0 МВт и достигнет - 27,0 МВт, среднегодовая выработка 111,00 ГВт·ч. Схема работы станции по водотоку, без создания водохранилища. Ввод в эксплуатацию намечается в 2012 году.

ГЭС "Голубое озеро". Планируется строительство ГЭС "Голубое озеро" на р. Черек Балкарский, в 3 км южнее озера Чирик-Кель (Голубое озеро), в границах с. Бабугенталкарский ро"ЭСя. ства 15й 150,00 тенциала р. лике на период до 2016 года приведен в таблице. Установленная мощность 110,0 МВт, среднегодовая выработка 317,00 ГВт·ч. Схема работы станции по водотоку, без создания водохранилища.

В конце 2011 года ожидается выход проектно-сметной документации с государственной экспертизы. Предварительная полная стоимость строительства 6800,00 млн. руб. Ввод в эксплуатацию будет уточнен после принятия Инвестиционной программы ОАО "РусГидро" на 2012 - 2016 годы.

Каскад Курпских ГЭС. Планируется строительство Каскада Курпских ГЭС на р. Терек, состоящего из трех ГЭС, мощностью по 61,33 МВт. Совокупная установленная мощность 184,0 МВт, среднегодовая выработка 1018,00 ГВт·ч. Схема работы станции по водотоку, без создания водохранилища.

В конце 2011 года ожидается выход проектно-сметной документации с государственной экспертизы. Предварительная полная стоимость строительства 17960,00 млн. руб. Ввод в эксплуатацию будет уточнен после принятия Инвестиционной программы ОАО "РусГидро" на 2012 - 2016 годы.

Адыр-Су ГЭС. Согласно постановления Правительства РФ от 14 января 2008 года N 10 "О федеральной целевой программе "Юг России (2008-2012 годы)" планируется строительство Адыр-Су ГЭС на р. Адыр-Су (бассейн р. Баксан), у с. Эльбрус. Совокупная установленная мощность 24,0 МВт, среднегодовая выработка 99,00 ГВт·ч. Схема работы станции по водотоку, без создания водохранилища.

Предварительная полная стоимость строительства 1165,00 млн. руб. Инвестор по данному проекту не определен.

Кара-Су ГЭС. Согласно постановления Правительства РФ от 14 января 2008 года N 10 "О федеральной целевой программе "Юг России (2008-2012 годы)" планируется строительство Кара-Су ГЭС на р. Карасу (бассейн р. Черек), у с. Карасу. Совокупная установленная мощность 5,0 МВт, среднегодовая выработка 25,00 ГВт·ч. Схема работы станции по водотоку, без создания водохранилища.

Предварительная полная стоимость строительства 259,00 млн. руб. Инвестор по данному проекту не определен.

Таким образом, только три станции (Баксанская ГЭС, Верхне-Балкарская ГЭС и Зарагижская ГЭС) из планируемых восьми, к концу 2011 года вошли в конкретные инвестиционные программы. На основе чего, можно считать это умеренным вариантом развития строительства собственных генерирующих мощностей. Вводы мощностей по умеренному варианту представлены в таблице 46.

В 2010 году в результате диверсионно-террористического акта на Баксанской ГЭС из строя было выведено три гидроагрегата по 8,32 МВт, совокупной мощностью 25,0 МВт. Один из агрегатов (ГА-3) работал некоторое время до начала проведения полномасштабных восстановительных работ. Выводы мощности представлены в таблице 45.

Таблица 45

Перечень демонтируемых энергоблоков (электростанций) в Кабардино-Балкарской Республике до 2016 года

N п.п.	Наименование электростанции	Номер блока	Тип оборудования	Принадлежность к компании	Год демонтажа	Энергоресурс	Выводимая мощность, МВт	Вид демонтажа	Год ввода	Место расположения
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Баксанская ГЭС	ГА-1	РО-82-ВМ-120	ОАО "РусГидро"	2011	вода	8,32	под замену	2012	Баксанский муниципальный район
		ГА-2	РО-82-ВМ-120		2011		8,32		2012
		ГА-3	РО-82-ВМ-120		2011		8,32		2012

Таблица 46

Перечень новых и расширяемых энергоблоков (электростанций) в Кабардино-Балкарской Республике до 2016 года

N п.п.	Наименование электростанции	Номер блока	Принадлежность к компании	Год ввода	Обоснование необходимости ввода	Выводимая мощность, МВт	Энергоресурс	Место расположения	Удельные капиталовложения (ориентировочная стоимость строительства)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Верхне-Балкарская ГЭС	ГА-1	ОАО "РусГидро"	2013	Инвестиционная программа ОАО "РусГидро" на 2012 - 2014 годы	9,87	вода	Черекский муниципальный район	74,97 тыс. руб./кВт (2220,00 млн. руб.)
		ГА-2				9,87
		ГА-3				9,87
2	Зарагижская ГЭС	ГА-1	ОАО "РусГидро"	2013	Инвестиционная программа ОАО "РусГидро" на 2012 - 2014 годы	9,60	вода	Черекский и Урванский муниципальные районы	62,15 тыс. руб./кВт (1790,00 млн. руб.)
		ГА-2				9,60
		ГА-3				9,60
3	Баксанская ГЭС	ГА-1	ОАО "РусГидро"	2012	Программа восстановления Баксанской ГЭС	9,00	вода	Баксанский муниципальный район	55,56 тыс. руб./кВт (1500,00 млн. руб.)
		ГА-2				9,00
		ГА-3				9,00

Из рисунка 16 видно, что при реализации умеренного варианта развития, энергосистема Кабардино-Балкарской Республики к 2016 году будет энергоизбыточна в течение 4 месяцев в году, с июня по сентябрь.

"Прогнозный годовой график потребления и собственной выработки электроэнергии в 2011 году и 2016 году (по умеренному варианту)"

Рис. 16. Прогнозный годовой график потребления и собственной выработки электроэнергии в 2011 году и 2016 году (по умеренному варианту)

К 2016 году по умеренному варианту развития выработка на территории Кабардино-Балкарской Республики будет достигать 55-60% от общего прогнозного потребления, что можно увидеть из таблицы 47 и рисунка 17.

Таблица 47

Прогнозная структура выработки электроэнергии на территории Кабардино-Балкарской Республики (оптимальный вариант развития), ГВт·ч

N п.п.	Наименование электростанции	Годы
		2011	2012	2013	2014	2015	2016
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Баксанская ГЭС	13,000	110,900	110,900	110,900	110,900	110,900
2	Мухольская ГЭС	2,220	2,500	2,500	2,500	2,500	2,500
3	Акбашская ГЭС	1,700	1,700	1,700	1,700	1,700	1,700
4	ГЭС 3 на канале "Баксан-Малка"	15,000	15,000	15,000	15,000	15,000	15,000
5	Аушигерская ГЭС	222,000	222,000	222,000	222,000	222,000	222,000
6	Кашхатау ГЭС	232,500	221,000	221,000	221,000	221,000	221,000
7	Верхне-Балкарская ГЭС	0,000	0,000	0,000	134,000	134,000	134,000
8	Зарагижская ГЭС	0,000	0,000	0,000	107,000	107,000	107,000
9	Блок-станция ОАО "Гидрометаллург"	6,600	5,400	5,400	5,400	5,400	5,400
10	Блок-станция ООО "Росс-Спирт"	38,800	38,800	38,800	38,800	38,800	38,800
11	Всего:	531,820	617,300	617,300	858,300	858,300	858,300

"Прогнозный годовой график потребления и собственной выработки электроэнергии в 2011 году и 2016 году (по умеренному варианту)"

Рис. 17. Динамика выработки электроэнергии на генерирующих объектах за 2003-2010 годы и на 2011-2016 годы (оптимальный вариант)

Для выдачи мощности Зарагижской ГЭС в энергосистему Кабардино-Балкарской Республики требуется выполнить:

строительство двухцепной ВЛ 110 кВ протяженностью 0,7 км, подключенную в рассечку существующей ВЛ 110 кВ N 191 "Кашхатау-Псыгансу";

сооружение при Зарагижской ГЭС ПС 110/6 кВ мощностью 2-30 МВА, чтобы каждый из силовых трансформаторов смог обеспечить выдачу полной мощности станции в случае выхода из строя одного из трансформаторов.

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 необходимо ввести в эксплуатацию ВЛ 10 кВ "Аушигерская ГЭС - Зарагижская ГЭС") протяженностью 6 км.

Для выдачи мощности Верхне-Балкарской ГЭС в энергосистему Кабардино-Балкарской Республики 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 2-30 МВА, чтобы каждый из силовых трансформаторов смог обеспечить выдачу полной мощности станции в случае выхода из строя одного из трансформаторов.

Для выдачи дополнительной мощности в 2 МВт реконструируемой Баксанской ГЭС в энергосистему Кабардино-Балкарской Республики строительство новых ВЛ 110 кВ выполнять не требуется. Для увеличения надежности необходимо выполнить некоторые мероприятия по реконструкции ВЛ 110 кВ (N Л-210) Залукокоаже - Баксанская ГЭС, в частности заменить провод на участке опор N 10-157 (21,03 км) на провод типа АС-120.

В таблице 48 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 48

Гидравлические станции, планируемые к строительству после 2016 года

N п.п.	Наименование	Мощность, МВт	Река	Бассейн реки
1	2	3	4	5
1.	Баксанский район
1.1.	МГЭС N 1	4,0	канал "Баксан-Малка"	Баксан
1.2.	МГЭС N 3	10,5	канал "Баксан-Малка"	Баксан
1.3.	Всего:	14.5	-	-
2.	Зольский район
2.1.	Сармаковская ГЭС	23,5	Малка	Малка
2.2.	Каменномостская ГЭС	22,5	Малка	Малка
2.3.	Хабазская ГЭС	23,0	Малка	Малка
2.4.	Большой Лахран ГЭС	27,6	Малка	Малка
2.5.	Долина нарзанов ГЭС	3,5	Малка	Малка
2.6.	Джилы-Су ГЭС	0,5	Малка	Малка
2.7.	Шау-Кол ГЭС N 1	15,0	Шау-Кол	Малка
2.8.	Шау-Кол ГЭС N 2	25,0	Шау-Кол	Малка
2.9.	Кичмалкинская ГАЭС	360,0	Кичмалка	Малка
2.10.	Шау-Кол ГЭС-ГАЭС	100,0	Шау-Кол	Малка
2.11.	Всего:	600,6	-	-
3.	Лескенский район
3.1.	Урухская МГЭС N 1	11,1	Урух	Урух
3.2.	Хазнидон N 1 ГЭС	5,1	Хазнидон	Урух
3.3.	Хазнидон N 2 ГЭС	5,1	Хазнидон	Урух
3.4.	Всего:	21,3	-	-
4.	Терский район
4.1.	Акбашская ГЭС	0,7	Акбашский канал	Терек
4.2.	Малокабардинская ГЭС	5,0	Малокабардинский ОК	Терек
4.3.	Курпская ГЭС N 1	61,3	Терек	Терек
4.4.	Курпская ГЭС N 2	61,3	Терек	Терек
4.5.	Курпская ГЭС N 3	61,3	Терек	Терек
4.6.	Всего:	189,7	-	-
5.	Урванский район
5.1.	Псыгансу ГЭС N 1	3,7	Черек	Черек
5.2.	Псыгансу ГЭС N 2	3,7	Черек	Черек
5.3.	Всего:	7,4	-	-
6.	Чегемский район
6.1.	Булунгу ГЭС	3,3	Чегем	Чегем
6.2.	Средне-Чегемская ГЭС N 1	3,2	Чегем	Чегем
6.3.	Средне-Чегемская ГЭС N 2	3,2	Чегем	Чегем
6.4.	Нижне-Чегемская ГЭС	1,0	Чегем	Чегем
6.5.	Верхне-Чегемская ГЭС	0,7	Чегем	Чегем
6.6.	Лечинкайская ГЭС	2,1	Чегем	Чегем
6.7.	Всего:	13,5	-	-
7.	Черекский район
7.1.	Кара-Су ГЭС	5,0	Карасу	Черек
7.2.	Хазнидон N 3 ГЭС	5,3	Хазнидон	Урух
7.3.	Хазнидон N 4 ГЭС	5,3	Хазнидон	Урух
7.4.	Жемталинская ГЭС	6,4	Жемтала	Черек
7.5.	Мухольская ГЭС N 2	1,8	Черек Балкарский	Черек
7.6.	Чайнашки ГЭС	13,8	Чайнашки	Черек
7.7.	Ишкырты ГЭС	15,0	Ишкырты	Черек
7.8.	Голубое озеро ГЭС	110,0	Черек Балкарский	Черек
7.9.	Балкарская ГЭС	87,0	Черек Балкарский	Черек
7.10.	Высокогорная ГЭС	100,0	Черек Балкарский	Черек
7.11.	Черекская ГЭС	94,0	Черек Балкарский	Черек
7.12.	Безенгийская ГЭС	70,0	Черек Безенгийский	Черек
7.13.	Всего:	513,6	-	-
8.	Эльбрусский район
8.1.	Адыр-Су ГЭС	24,0	Адыр-Су	Баксан
8.2.	Донгуз-Орун-Кель ГЭС	3,5	Баксан	Баксан
8.3.	Адыл-Су ГЭС N 1	5,0	Адыл-Су	Баксан
8.4.	Адыл-Су ГЭС N 2	4,6	Адыл-Су	Баксан
8.5.	Адыл-Су ГЭС N 3	2,9	Адыл-Су	Баксан
8.6.	ТВМК ГЭС N 1	0,55	на ГТС НЭН	Баксан
8.7.	ТВМК ГЭС N 2	0,55	на ГТС НЭН	Баксан
8.8.	ТВМК ГЭС N 3	0,5	на ГТС НЭН	Баксан
8.9.	Быллымская ГЭС	85,0	Баксан	Баксан
8.10.	Быллымская ГЭС N 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
8.15.	Всего:	493,0	-	-
9.	Итого:	1 853,5	-	-

Карта-схема генерирующих мощностей Кабардино-Балкарской Республики на 2012 - 2016 годы и на перспективу до 2020 года представлена в приложении В.

Строительство Адыр-Су ГЭС, Кара-Су ГЭС, ГЭС "Голубое Озеро", Каскад Курпских ГЭС, обозначенных в приложениях В, Ж и З, будет развернуто до 2016 года.

Фактическая выработка электроэнергии по данным станциям начнется после 2016 года, что отражено в таблице 49 и на рисунке 18, где представлена прогнозная структура выработки электроэнергии на 2017 - 2020 годы.

Таблица 49

Прогнозная структура выработки электроэнергии на территории Кабардино-Балкарской Республики на 2017-2020 годы, ГВт·ч

N п.п.	Наименование электростанции	Годы
		2017	2018	2019	2020
1	2	3	4	5	6
1	Баксанская ГЭС	111,000	111,000	111,000	111,000
2	Мухольская ГЭС	2,500	2,500	2,500	2,500
3	Акбашская ГЭС	1,700	1,700	1,700	1,700
4	ГЭС 3 на канале "Баксан-Малка"	15,000	15,000	15,000	15,000
5	Аушигерская ГЭС	222,000	222,000	222,000	222,000
6	Кашхатау ГЭС	221,000	221,000	221,000	221,000
7	Верхне-Балкарская ГЭС	134,000	134,000	134,000	134,000
8	Зарагижская ГЭС	107,000	107,000	107,000	107,000
9	ГЭС "Голубое озеро"	0,000	0,000	0,000	317,000
10	Кара-Су ГЭС	0,000	25,000	25,000	25,000
11	Адыр-Су ГЭС	0,000	99,000	99,000	99,000
12	Каскад Курпских ГЭС	340,000	680,000	1018,000	1018,000
13	Блок-станция ОАО "Гидрометаллург"	5,400	5,400	5,400	5,400
14	Блок-станция ООО "Росс-Спирт"	38,800	38,800	38,800	38,800
15	Всего:	1 198,400	1 662,400	2 000,400	2 317,400

"Динамика выработки электроэнергии на генерирующих объектах за 2003-2010 годы и на 2011-2020 годы"

Рис. 18. Динамика выработки электроэнергии на генерирующих объектах за 2003-2010 годы и на 2011-2020 годы

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

Ветровая энергетика

Ветер как источник энергии весьма привлекателен. Он всегда присутствует в атмосфере, что позволяет избежать сложных устройств для передачи ее энергии. В то же время ветер имеет переменчивый характер и неравномерность распределения во времени и пространстве. Для повышения эффективности ветровых установок необходимо накапливать выработанную ими энергию, а затем расходовать ее более или менее непрерывно.

Реальное количество энергии, которое может быть получено от ветра, зависит от градиента скорости, на величину которой влияет характер поверхности земли, и аэродинамической эффективности ротора.

Принято считать, что если по данным наблюдений метеорологической службы скорость ветра меньше 10 км/ч, то дальнейшие разработки вести бессмысленно. 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.

Второй вид данных - это результаты наблюдений непосредственно на участке строительства, продолжительность которых должна быть не менее двух лет. Наблюдение следует вести в разных точках участка и на разных отметках (высотах). Наблюдения, проведенные на различных высотах, позволяют оценить постоянство ветровых характеристик. Чем больше "разброс" результатов наблюдений, тем большей переменчивостью и турбулентностью характеризуется ветер и тем выбранный участок менее пригоден для строительства ветряной электрической станции.

В каждом регионе должен быть ветроэнергетический кадастр - система учета (свод данных) ветроэнергетических ресурсов, представляющих собой совокупность объективных и необходимых количеств сведений, характеризующих режим скоростей ветра в той или иной местности. На основании этой системы можно судить о 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 на сегодняшний день 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 промышленности.

Для получения топлива из биомассы используют специальные сельскохозяйственные культуры, такие как сахарный тростник, рапс и др. В Кабардино-Балкарской Республике наиболее перспективно выращивание рапса и его дальнейшая переработка в рапсовое масло. В Кабардино-Балкарской государственной сельскохозяйственной академии проводились исследования растениеводства фермерского хозяйства с пятипольным севооборотом. Урожайность достигала 2 т/га семян рапса, из которых по экструзионной технологии производится 13,2 т масла и 26,8 т жмыха. Таким образом, с одного гектара в климатических условиях равниной части Кабардино-Балкарской Республики получали до 660 кг рапсового масла, теплота сгорания которого примерно такая же, как и у дизельного топлива.

Необходимо проведение дополнительных исследований по оценке использования энергии биомассы. Предпосылки для этого имеются, так как проведенные в последние годы разработки повысили эффективность выращивания и переработки рапса.

Геотермальные воды

Самоизливающиеся геотермальные воды имеются во многих регионах России. В число наиболее перспективных районов для поиска, разведки и использования глубинного тепла наряду с полуостровом Камчатка, островами Курильской гряды, Западной Сибирью, входил и Северный Кавказ. На территории Кабардино-Балкарской Республики геотермальные воды стали использовать давно. В 1955 году на южной окраине г. Нальчика в центре курортного лесопарка была пройдена скважина N 1-Р, которая дала геотермальную воду. Затем были пройдены скважины N 2-Р и N 3-Р. Однако, системное изучение запасов геотермальных вод началось в 1963 году и продолжалось до 1968 года.

В течение нескольких лет в Нальчике геотермальная вода скважины 1-Р использовалась для отопления теплиц, зданий курортного света и корпуса N 1 санатория "Эльбрус", а также в гигиенических душах. Геотермальная вода с температурой 78  С направлялась в теплообменные аппараты теплиц, а затем в теплообменные аппараты горячего водоснабжения и ванные, т.к. она использовалась в лечебных целях. В дальнейшем, с расширением санатория, от этой схемы отказались, и вся геотермальная вода этой скважины стала использоваться в бальнеологии без отбора тепла на теплоснабжение.

Основные технические параметры имеющихся геотермальных скважин представлены в таблице 50.

Таблица 50

Основные параметры геотермальных скважин Кабардино-Балкарской Республики

N п.п.	Номер и место положения скважины	Год бурения скважины	Глубина скважины, м	Дебит, м3/сут.	Уровень воды, м	Температура воды,  С	Глубина залегания воды, м
1	2	3	4	5	6	7	8
1	N 9, окраина с. Аушигер	1963	1508	н.д.	н.д.	53	1280
2	N 10, северо-восточная часть с. Аушигер, р. Урвань	1963	1504	н.д.	н.д.	22	н.д.
3	N 24, 1,7 км на северо-запад от с. Зарагиж	1963	541	2200	н.д.	25-27	458
4	N 26, 2 км на юго-запад от с. Аушигер	1963	758	2500	н.д.	38	625
5	N 1, в 4,5 км к северо-восток от с. Зарагиж, на левом берегу р. Псыгансу	1963	1394	н.д.	150	36	674
6	N 1-А, южная окраина с. Зарагиж	1963	2780	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.
7	N 2-А, с. Зарагиж	н.д.	1569	691	210	45	560
8	N 3-А, в 1 км к югу от с. Зарагиж в пойме р. Псыгансу в 150 м юго-восточнее скважины N 1	1967	3600	778	50	39	535
9	N 19-к, с. Герпегеж, юго-западная окраина	1966	563	1918	80	34	521
9	N 109, с. Аушигер, южная окраина	1967	1390	3715	189	50	889
10	N 1-Р, центр курортного лесопарка	1955	2400	650	174	80	н.д.
11	N 2-Р, в районе с. Белая Речка, близ ванного здания	1959-1964	1342	184	170	45	н.д.
12	N 3-Р, в 600 м к югу от скважины N 1-Р	1959-1964	2486	1500	180	84	н.д.
13	N 6-Р, Волчьи Ворота - река	1964	922	3800	123	43	н.д.
14	N 7-Р, Ботанический сад	1965	1124	1857	133	52	н.д.

Большие выгоды сулит использование для теплоснабжения геотермальных вод с температурой 50-80 оС, которые довольно часто встречаются в Кабардино-Балкарской Республике. Проводимые в этом направлении научные исследования часто связывают с догревом воды до 95 оС и выше. Не опровергая экономическую целесообразность такого догрева, следует заметить, 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 плохо освоены. Эксплуатация этих дополнительных устройств оказывается периодической, поскольку зависит от погодных условий.

Работы, проведенные в нашей стране, и зарубежный опыт показывают возможность создания эффективных геотермальных станций для получения тепловой и электрической энергии при использовании теплоты горных пород на глубине 244 км.

В Кабардино-Балкарской Республике были проведены опытно-промышленные работы в г. Тырныаузе на скважине глубиной 4002 м. Температура сухих пород на забое составляла 232  С. Осуществлен гидроразрыв горного массива с образованием обширной трещины ("сухого котла"). Гидравлический разрыв осуществляется путем нагнетания воды в буровую скважину. Когда скважина окажется под достаточным давлением, вдоль нее образуются протяженные трещины. Разрыв будет расти по мере закачивания воды, пока ее расход будет превосходить утечки через проницаемую горную породу. Горячая вода из скважины использовалась для отопления жилых и производственных помещений.

Применение геотермальных вод в Кабардино-Балкарской Республике сдерживается из-за отсутствия детальных проработок технического характера. Нет технических решений по созданию теплиц, парников и т.п. Отсутствуют рекомендации по применению сантехнического оборудования, труб, которые бы обладали 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.

Солнечная энергия

При существующем в настоящее время уровне цен на тепловую и электрическую энергию приемлемые сроки окупаемости для Кабардино-Балкарской Республики 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 2% в зависимости от солнечной активности и на 3,5% при разных расстояниях 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.

Определить максимальное значение солнечной энергии на поверхности земли довольно сложно. 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, так же 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.

Для широт на территории Кабардино-Балкарской Республики суммарная солнечная радиация представлена в таблице 51.

Таблица 51

Солнечная радиация (прямая и рассеянная) на горизонтальную поверхность при безоблачном небе по месяцам по территории Кабардино-Балкарской Республики, МДж/м2

N 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
1	2	3
7	Июль	886
8	Август	768
9	Сентябрь	619
10	Октябрь	465
11	Ноябрь	308
12	Декабрь	234
13	Итого за год:	6 994

При определении технической и экономических 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 имеются 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, 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.

Для Кабардино-Балкарской Республики, солнечная энергия для теплоснабжения не использовалась никогда и поэтому нет никаких опытных данных, тем не менее, для исследований наибольший интерес представляет прямое использование солнечной радиации для целей ГВС.

В климатических условиях Кабардино-Балкарской Республики 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 площадь коллектора для получения 29,3 МДж тепловой энергии должна составлять 16,8 м2.

В некоторых зонах Кабардино-Балкарской 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. Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) до 2016 года

На основе балансов мощности оценена достаточность предполагаемых вводов генерирующих мощностей для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Кабардино-Балкарской Республики до 2016 года, составлена таблица 52.

При оценке общей балансовой ситуации учитываются ограничения на использование мощности действующих электростанций всех типов, представляющие собой разность между установленной и располагаемой мощностью, которую может развивать оборудование этих электростанций в период зимнего максимума нагрузки.

При оценке балансов электроэнергии энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики намеченные мероприятия по развитию генерации были определены с учетом сальдо-перетоков с соседними энергосистемами, который представлен в таблице 53.

Данные о максимальных объемах электропотребления по узловым ПС за 2006 - 2010 годы и прогноз на 2011 - 2016 годы представлен в таблице 54.

Таблица 52

Баланс мощности энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики на период до 2016 года

N п.п.	Показатели	Единица измерения	2010 год	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.	Потребность
1.1.	Электропотребление	ГВт·ч	1 491,50	1 534,00	1 576,00	1 599,00	1 624,00	1 651,00	1 679,00
1.2.	Максимум нагрузки	МВт	270,0	287,0	297,0	302,0	307,0	312,0	318,0
1.3.	Передача мощности	МВт	0,0	83,3	92,6	92,6	129,0	129,0	129,0
1.4.	Расчетный резерв мощности	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
1.5.	Итого потребность	МВт	270,0	370,3	389,6	394,6	436,0	441,0	447,0
2.	Покрытие
2.1.	Установленная мощность на конец года	МВт	177,5	177,5	179,5	179,5	237,9	237,9	237,9
2.1.1.	АЭС	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
2.1.2.	ГЭС	МВт	155,5	155,5	157,5	157,5	215,9	215,9	215,9
2.1.3.	ТЭС	МВт	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0
2.1.4.	ВИЭ	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
3.	Ограничение мощности на час максимума нагрузки	МВт	117,2	85,6	75,6	75,6	97,6	97,6	97,6
3.1.	ГЭС	МВт	100,7	69,4	59,4	59,4	81,4	81,4	81,4
3.2.	ТЭС	МВт	16,5	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2
4.	Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	МВт	60,3	91,9	103,9	103,9	140,3	140,3	140,3
4.1.	АЭС	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
4.2.	ГЭС	МВт	54,8	86,1	98,1	98,1	134,5	134,5	134,5
4.3.	ТЭС	МВт	5,5	5,8	5,8	5,8	5,8	5,8	5,8
4.4.	ВИЭ	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
5.	Получение мощности - Всего	МВт	209,7	278,4	285,7	290,7	295,7	300,7	306,7
6.	Избыток (+) / Дефицит (-)	МВт	-209,7	-278,4	-285,7	-290,7	-295,7	-300,7	-306,7

Таблица 53

Баланс электроэнергии энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики на период до 2016 года

N п.п.	Показатели	Единица измерения	2010 год	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.	Электропотребление	ГВт·ч	1 491,500	1 534,000	1 576,000	1 599,000	1 624,000	1 651,000	1 679,000
2.	Передача электроэнергии	ГВт·ч	0,000	461,420	545,630	545,630	781,630	781,630	768,230
3.	Выработка	ГВт·ч	401,855	531,820	617,300	617,300	858,300	858,300	858,300
3.1.	АЭС	ГВт·ч	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
3.2.	ГЭС	ГВт·ч	370,665	486,420	573,100	573,100	814,100	814,100	814,100
3.3.	ТЭС	ГВт·ч	31,190	45,400	44,200	44,200	44,200	44,200	44,200
3.4.	НВИЭ	ГВт·ч	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
4.	Получение электроэнергии	ГВт·ч	1 089,618	1 463,600	1 504,330	1 527,330	1 547,330	1 574,330	1 588,930
5.	Число часов использования установленной мощности
5.1.	АЭС	часов в год	-	-	-	-	-	-	-
5.2.	ГЭС	часов в год	2 384	3 128	3 639	3 639	3 771	3 771	3 771
5.3.	ТЭС	часов в год	1 418	2 064	2 009	2 009	2 009	2 009	2 009
5.4.	НВИЭ	часов в год	-	-	-	-	-	-	-

Таблица 54

Данные о максимальных объемах электропотребления по узловым ПС за 2006-2010 годы и прогноз на 2011-2016 годы, ГВт·ч

N п.п.	Наименование	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	Баксан-110	26,110	25,177	27,635	28,435	30,322	30,860	30,900	30,900	30,900	30,900	30,900
2	Кызбурун	37,621	34,764	32,864	31,486	33,491	33,750	33,800	33,800	33,800	33,800	33,850
3	Гунделен	9,614	8,575	8,156	7,974	8,072	8,350	8,400	8,400	8,400	8,400	8,450
4	Плотина	3,563	2,398	2,783	2,918	4,740	4,920	4,950	4,950	4,950	4,950	4,970
5	Чегем-2	23,093	22,319	23,852	24,324	26,431	26,700	26,750	26,750	26,750	26,750	26,890
6	Водозабор	25,263	25,723	27,451	29,910	28,480	28,700	28,750	28,850	28,850	28,850	28,950
7	Залукокоаже	15,714	15,508	15,462	15,085	15,238	15,500	15,550	15,650	15,650	15,650	15,950
8	Каменомостская	10,344	9,788	8,322	7,324	6,907	7,000	7,050	7,150	7,150	7,150	7,850
9	Малка	14,198	13,991	13,253	13,425	12,889	12,900	12,950	12,980	13,130	13,160	13,260
10	ЦРУ	23,066	23,105	21,659	20,749	19,194	19,200	19,250	19,280	19,380	19,410	19,450
11	Соцгородок	6,982	6,850	7,658	8,282	7,518	7,600	7,600	7,640	7,690	7,710	7,740
12	Нейтрино	6,585	6,494	6,387	6,353	5,989	6,000	6,000	6,050	6,150	6,180	6,220
13	Адыл-Cу	9,206	8,907	8,469	8,176	7,467	7,500	7,500	7,520	7,720	7,750	7,780
14	РМЗ	1,222	1,180	1,695	2,204	0,935	1,000	1,000	1,030	1,830	1,860	1,910
15	Кашхатау	3,963	4,209	4,103	4,233	3,300	3,500	3,520	3,560	3,960	3,990	4,040
16	Аушигер	4,374	3,954	4,214	5,315	5,741	5,700	5,730	5,760	5,820	5,860	5,960
17	Нарткала	28,059	27,927	29,855	32,276	34,354	34,600	34,650	34,680	34,780	34,840	34,940
18	Псыгансу	9,695	9,597	8,744	7,279	7,576	7,600	7,650	7,690	7,790	7,850	7,920
19	Кахун	25,400	25,135	24,988	23,904	24,031	24,100	24,150	24,200	24,250	24,320	24,440
20	Герменчик	10,212	10,771	10,631	10,389	11,339	11,350	11,400	11,450	11,550	11,590	11,660
21	Заводская	18,703	17,862	15,205	14,109	14,946	14,950	15,000	15,050	15,150	15,250	15,390
22	Майская	29,392	28,274	27,584	26,610	28,463	28,500	28,550	28,590	28,690	28,740	28,840
23	Котлеревская	5,239	6,197	6,789	7,720	7,716	7,750	7,800	7,850	7,890	7,910	7,950
24	Старый Лескен	14,136	13,477	13,122	12,311	11,969	12,000	12,100	12,130	12,160	12,260	12,290
25	Терек-2	16,567	17,022	16,883	16,616	18,172	18,200	18,200	18,240	18,290	18,360	18,390
26	Верхний Акбаш	1,759	2,497	1,965	1,734	1,847	1,850	1,850	1,870	1,890	1,930	1,970
27	Прохладная-1	38,889	38,935	44,756	50,082	52,656	52,700	52,800	52,880	52,980	53,080	53,180
28	Екатериноградская	5,444	5,326	5,377	5,153	5,202	5,200	5,250	5,270	5,330	5,730	5,830
29	Нальчик	112,232	111,390	114,260	118,070	113,724	114,000	114,200	114,350	114,450	114,550	114,750
30	Долинск	126,495	128,210	136,540	154,270	146,153	146,400	146,550	146,750	146,850	147,070	147,270
31	Дубки	43,158	43,685	46,362	49,991	50,309	50,500	50,600	50,750	50,850	50,930	50,990
32	ТМХ	60,485	63,077	66,488	71,482	64,285	64,700	64,800	64,950	65,050	65,150	65,250
33	СКЭП	61,479	63,383	67,285	72,034	74,013	74,200	74,250	74,350	74,450	74,550	74,650
34	Искож	44,965	45,105	47,964	51,521	49,981	50,500	50,600	50,700	50,800	50,890	50,990
35	ПТФ	27,768	27,786	26,937	25,328	22,459	22,700	22,800	22,900	22,980	23,180	23,280
36	Итого:	900,995	898,598	925,698	967,072	955,909	960,980	962,900	964,920	968,310	970,550	974,150

На основе балансов мощности оценена достаточность предполагаемых вводов генерирующих мощностей с 2017 по 2020 годы, которая представлена в таблице 55.

Оценка балансов электроэнергии энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики и намеченные мероприятия по развитию генерации были определены с учетом сальдо-перетоков с соседними энергосистемами и представлены в таблице 56.

Таблица 55

Баланс мощности энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики на 2017-2020 годы

N п.п.	Показатели	Единица измерения	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6	7
1.	Потребность
1.1.	Электропотребление	ГВт·ч	1708,0	1737,0	1766,0	1796,0
1.2.	Максимум нагрузки	МВт	324,4	330,8	337,5	344,2
1.3.	Передача мощности	МВт	166,4	222,0	259,4	326,3
1.4.	Расчетный резерв мощности	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0
1.5.	Итого потребность	МВт	490,7	552,8	596,8	670,5
2.	Покрытие
2.1.	Установленная мощность на конец года	МВт	299,2	389,6	450,9	560,9
2.1.1.	АЭС	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0
2.1.2.	ГЭС	МВт	277,2	367,6	428,9	538,9
2.1.3.	ТЭС	МВт	22,0	22,0	22,0	22,0
2.1.4.	ВИЭ	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0
3.	Ограничение мощности на час максимума нагрузки	МВт	121,0	155,5	179,0	221,0
3.1.	ГЭС	МВт	104,8	139,3	162,8	204,8
3.2.	ТЭС	МВт	16,2	16,2	16,2	16,2
4.	Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	МВт	178,2	234,0	271,9	339,9
4.1.	АЭС	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0
4.2.	ГЭС	МВт	172,4	228,2	266,1	334,1
4.3.	ТЭС	МВт	5,8	5,8	5,8	5,8
4.4.	ВИЭ	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0
5.	Получение мощности - всего	МВт	312,5	318,8	324,9	330,6
6.	Избыток (+) / Дефицит (-)	МВт	-312,5	-318,8	-324,9	-330,6

Таблица 56

Баланс электроэнергии энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики на 2017-2020 годы

N п.п.	Показатели	Единица измерения	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6	7
1.	Электропотребление	ГВт·ч	1 708,0	1 737,0	1 766,0	1 796,0
2.	Передача электроэнергии	ГВт·ч	1 104,9	1 562,7	1899,4	2 211,0
3.	Выработка	ГВт·ч	1 198,4	1 662,4	2000,4	2 317,4
3.1.	АЭС	ГВт·ч	0,0	0,0	0,0	0,0
3.2.	ГЭС	ГВт·ч	1 154,2	1 618,2	1956,2	2 273,2
3.3.	ТЭС	ГВт·ч	44,2	44,2	44,2	44,2
3.4.	НВИЭ	ГВт·ч	0,0	0,0	0,0	0,0
4.	Получение электроэнергии	ГВт·ч	1 614,5	1 637,3	1 665,0	1 689,6
5.	Число часов использования установленной мощности
5.1.	АЭС	часов в год	-	-	-	-
5.2.	ГЭС	часов в год	4 161	4 399	4 561	4 218
5.3.	ТЭС	часов в год	2 009	2 009	2 009	2 009
5.4.	НВИЭ	часов в год	-	-	-	-

4.7. Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше

Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше, согласно Инвестиционной программы Кабардино-Балкарского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" на 2011 - 2015 годы и проекта Инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2012 - 2016 годы представлены в таблице 57.

Таблица 57

Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше на период до 2016 год

N п.п.	Наименование объекта, класс напряжения	Год начала и окончания строительства	Протяженность/мощность, км/МВА	Обоснование необходимости строительства	Стоимость строительства, млн. руб.
1	2	3	4	5	6
1.	330 кВ
1.1.	ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2	2010-2013	143,63	1. Выдача мощности Зарамагской ГЭС-1. 2. Повышение надежности электроснабжения потребителей ОЭС Юга.	891,80
1.2.	ПС 330 кВ Прохладная-2 (комплексная реконструкция)	2010-2014	250,00	Вышел срок службы оборудования	847,13
2.1.	Реконструкция ПС "Соцгородок" 110/35/6кВ с заменой Т-32 6,3 МВА на 16 МВА	2007-2011	9,70	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	87,29
2.2.	Реконструкция ПС "Дубки" 110/6 кВ с замена Т-1 10 МВА на 16 МВА и Т-2 15 МВА на 16 МВА	2007-2013	7,00	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	202,81
2.3.	Реконструкция ПС "Водозабор" 110/6кВ с заменой Т-1 6,3 МВА на 10 МВА, Т-2 6,3 МВА на 10 МВА	2011-2013	7,40	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	75,55
2.4.	Реконструкция ПС "Адыл-Су" 110/35/10кВ с заменой Т-1 6,3 МВА на 10 МВА и Т-2 6,3 МВА на 10 МВА	2011-2012	7,40	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	40,22
2.	110 кВ
2.5.	Реконструкция ПС "Нальчик-110" 110/10/6кВ с заменой Т-1 20 МВА на 25 МВА	2010-2014	5,00	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	395,00
2.6.	Реконструкция ПС "Нарткала" 110/6 кВ с заменой Т-1 6,3 МВА на 10 МВА и Т-2 10 МВА на 10 МВА	2011-2013	3,70	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	106,89
2.7.	Реконструкция ПС "ЦРУ" 110/6 кВ с заменой Т-1, Т-2 6,3 МВА на 10 МВА	2012-2014	7,40	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	181,02
2.8.	Реконструкция ПС "ПТФ" 110/6 кВ с заменой Т-1 6,3 МВА , Т-2 10 МВА на 16 МВА	2012-2014	15,70	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	221,14
2.9.	Реконструкция ПС "Герменчик" 110/10 кВ с заменой Т-1 6,3 МВА на 10 МВА	2011-2014	3,70	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	100,40
2.10.	Реконструкция ПС "Майская" 110/35/10 с заменой Т-1 10 МВА на 16 МВА и Т-2 16 МВА на 16 МВА	2015-2015	6,00	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	50,00
2.11.	Реконструкция ПС "Кахун" 110/10 кВ с заменой Т-1, Т-2 6,3 МВА на 10 МВА	2015-2015	7,40	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	50,00
2.12.	Реконструкция ПС "Терек-2" 110/35/10 с заменой Т-2 10 МВА на 16 МВА	2015-2015	6,00	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	50,00
2.13.	Реконструкция ПС "Залукокоаже" 110/10 кВ с заменой Т-2 6,3 МВА на 10 МВА.	2015-2015	3,70	Замена устаревшего оборудования, увеличение мощностей	33,00

Перечень выводимых из эксплуатации электросетевых объектов представлен в таблице 58.

Таблица 58

Перечень выводимых из эксплуатации электросетевых объектов на период до 2016 года

N п.п.	Наименование объекта, класс напряжения	Год вывода	Протяженность/мощность, км/МВА
1	2	3	4
1	ПС "Портал-1", 35 кВ	2011	4,0
2	ПС "Портал-2", 35 кВ	2011	1,6
3	ПС "РМЗ", 110 кВ	2011	6,3
4	Л-503, 35 кВ	2011	2,48
5	Отпайка Л-471 на ПС "Портал-1", 35 кВ	2011	1,45

Перечень выводимых из эксплуатации электросетевых объектов представлен в таблице 55.

Нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики представлена в приложении Г.

Схема потокораспределения за зимний режимный день 16.12.2010 г. (03.00 мск) по энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики представлена в приложении Д.

Схема потокораспределения за зимний режимный день 16.12.2010 г. (09.00 мск) по энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики представлена в приложении Е.

Энергетическая система Кабардино-Балкарской Республики на январь 2012 года представлена в приложении Ж.

Энергетическая система Кабардино-Балкарской Республики к концу 2016 года представлена в приложении З.

4.8. Сводные данные по инвестиционным проектам

Предлагаемые к реализации инвестиционные проекты представлены в таблице 59.

Таблица 59

Перечень наиболее энергоемких инвестиционных проектов на территории Кабардино-Балкарской Республики на период до 2016 года

N п.п.	Наименование и характеристика объекта строительства	Местоположение объекта строительства	Наименование организации-инвестора
1	2	3	4
1.	Сельское хозяйство
1.1.	Создание агропромышленного птицеводческого комплекса	Баксанский муниципальный район	ОАО "Баксанский бройлер"
1.2.	Строительство и эксплуатация 12 хранилищ на 60000 т. фруктов	Баксанский муниципальный район	ОАО КБ "Хладокомбинат"
1.3.	Строительство предприятия по выпуску высококачественной минеральной воды	Зольский муниципальный район	ООО "Роста-Кавказ Трэйдинг"
1.4.	Строительство предприятия по производству 18670 т мяса цыплят-бройлеров и 11980 т. мяса индюшатины	Зольский муниципальный район	ООО "Юг-Агро"
1.5.	Строительство молочно-товарного комплекса на 4800 коров	Прохладненский муниципальный район	ООО "АПК Приэльбрусье"
1.6.	Современный животноводческий комплекс по разведению племенных пород КРС с убойным цехом	Прохладненский муниципальный район	ООО "Каббалкагролизинг"
1.7.	Строительство завода по переработке послеспиртовой барды с производством сухого продукта	Прохладненский муниципальный район	ООО "РИАЛ БИО"
1.8.	Строительство высокотехнологичного тепличного комплекса на 100 га	Урванский муниципальный район	ООО "Агро-Ком"
2.	Промышленность
2.1.	Организация производства бумаги и тонкого многослойного картона с общей мощностью 180000 тонн в год	г.о. Нальчик	ООО "Нальчикский бумажный комбинат"
2.2.	Организация производства строительных материалов из автоклавного ячеистого газобетона для ускоренного панельного домостроения	Терский муниципальный район	ООО "Интэкт"
2.3.	Организация производства фанеры	Урванский муниципальный район	ООО "Еврофанера"
2.4.	Строительство завода по производству прицепной дорожной техники различного назначения	Зольский муниципальный район	ООО "Машиностроительный завод "ТРОТТЕР"
3.	Туристско-рекреационный комплекс
3.1.	Строительство горнолыжных курортов	Зольский, Чегемский, Черекский и Эльбрусский муниципальные районы	ОАО "Курорты Северного Кавказа"

Совокупный размер присоединяемой по вышеперечисленным объектам мощности оценивается в 100-120 МВт.

Самым крупным проектом является строительство горнолыжного курорта "Эльбрус-Безенги". Курорт будет включать две зоны: "Безенги" и "Чегем" в Черекском и Чегемском муниципальных района, а также "Эльбрус" - Эльбрусском и Зольском муниципальных районах.

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 60.

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%.

Показатели курортного поселка Чегем можно рассматривать как полностью аналогичные соответствующим энергетическим характеристикам курортного поселка Безенги.

Таблица 60

Расчет потребности курортного поселка Безенги в электроэнергии

N п.п	Потребитель	Количество	Установленная (удельная) мощность, кВт	Коэффициент использования	Коэффициент совпадения, max	Коэффициент активной мощности	Расчетная мощность, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Номерной фонд, включая и для персонала, мест	9 220	0,460	1,0	0,8	0,95	3 571,50
2	Оздоровительно-развлекательный центр	1	1500,000	0,9	0,7	0,9	1 050,00
3	Администрация, курортного поселка, прокат инвентаря,	3 700	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	2 700	0,860	1,0	0,7	0,95	1 710,90
6	Освещение внутренней территории, м	6 000	0,015	1,0	1,0	0,85	105,90
7	Инфраструктура деревни (15% от номерного фонда)	-	-	-	-	-	437,00
8	Всего:	-	-	-	-	-	7 215,00

Для расчетов необходимых ресурсов на искусственное освещение трасс за условие принимается 35% трасс с освещенностью 45 лк и 5% 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 61.

Таблица 61

Расчет потребности электроэнергии на освещение трасс курортного поселения Безенги

N 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	2	3	4	5	6	7
1	165	35	5	802,08	1833,33	2635,42

Планируемое среднегодовое потребление зоны Безенги и Чегем планируется в объеме 70-75 ГВт·ч. Суммарные нагрузки приведены в таблице 62.

Таблица 62

Суммарная нагрузка сегмента Безенги по электрической мощности

N п.п	Потребитель	Мощность, кВА	Протяженность, км	Приведенная мощность, МВА	Примечания
1	2	3	4	5	6
1	Курортный поселок Безенги	7 215,00	1	7 215,00	Вторая категория электроснабжения
2	Курортный поселок Чегем	7 215,00	1	7 215,00	Вторая категория электроснабжения
3	Канатные дороги	21 525,00	0,6	12 915,00	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)	20 916,80	0,6	12 550,10
5	Искусственное освещение трасс	2 635,42	0,5	1 317,70
6	Всего:	59 507,30	-	41 212,90	-

Для обеспечения зоны Безенги и Чегем электроэнергией в качестве сетей для присоединение 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 будет протянута ВЛ 110 кВ длиной порядка 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 деревнях 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 курортного поселка Безенги, курортного поселка 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.

4.9. Обеспечение социально значимых объектов Кабардино-Балкарской Республики резервными источниками энергоснабжения

Утратил силу.

Информация об изменениях:

См. текст подраздела 4.9 раздела 4

4.10. Предложения по развитию теплосетевого хозяйства

Большинство установленных на ТЭС турбин - паровые, реже - газовые. На электростанциях обычно устанавливаются паровые или газовые турбины. В последние годы стали получать распространение ПГУ небольшой мощности, в которых есть газовая и паровая турбины. При новой системе хозяйствования, когда во главу угла поставлено разукрупнение всего, на ПГУ возлагают большие надежды.

Износ основных производственных фондов электростанций высок и соответственно около 55%. Это значит, что вскоре электростанции начнут выходить из строя и их оборудование нужно будет заменять. Потребуются значительные вложения, и как следствие тарифы на электроэнергию возрастут. Тепловая энергия производится на крупных и мелких (децентрализованных) ТЭЦ и котельных.

Развитие централизованного теплоснабжения (ЦТ), и 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 теплового потребителя. 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. В таблице 64 и 65 приведены показатели, вычисленные на основе данных переписи населения 2010 года.

Таблица 64

Основные показатели размещения сельского населения на территории Кабардино-Балкарской Республики на 2010 год

N п.п.	Численность жителей сел, тыс. чел.	Количество населенных пунктов	Совокупная численность населения, тыс. чел.	Суммарная площадь сел, тыс. га	Средняя плотность населения, чел/кмI
1	2	3	4	5	6
1	От 10 до 13	5	68,09	4,35	1565
2	От 5 до 10	18	144,99	9,75	1487
3	От 3 до 5	21	83,49	6,99	1194
4	До 3	121	144,59	15,12	956

Таблица 65

Основные показатели размещения городского населения на территории Кабардино-Балкарской Республики по состоянию на 2010 год

N п.п.	Городские округа и городские поселения	Высота над уровнем моря, м	Численность населения, тыс. чел.	Площадь, тыс. га	Плотность населения, чел/кмI
1	2	3	4	5	6
1	Нальчик*(1)	480	240,10	4,8	5002
2	Баксан	455	57,09	2,77	2061
3	Прохладный	210	59,60	4,0	1490
4	Залукокоаже	608	9,86	0,5	1972
5	Кашхатау	787	5,30	0,3	1765
6	Майский	208	26,76	1,7	1574
7	Нарткала	300	31,68	0,9	3520
8	Терек	255	19,17	0,9	2130
9	Тырныауз	1300	21,00	2,2	955
10	Чегем	480	17,99	1,9	947

*(1) Без учета пригородных сел - Адиюха, Белой Речки, Кенже и Хасаньи

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 оС. Модернизация и надстройка промышленных и отопительных котельных, а так же 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 пуско-наладочных работ на площадках заказчика до 2-3 месяцев.

ПГУ с комбинированным циклом было построено единицы: ПГУ-200 на Невыномысской ГРЭС, два блока ПГУ-250 на Молдавской ГРЭС и несколько установок малой мощности. Обычно реализуется схема ПГУ с использованием паровых турбин параметра: Р = 3,0-3,5 МПа, t = 400-420 оС, т.е. имеющие наиболее распространенные параметры среднего давления. Применение более низких параметров для паротурбинных приставок нецелесообразно.

Весь мощностный ряд газовых турбин марки НК (6,3; 8; 16; 25 МВт) можно использовать для строительства мини-ТЭЦ в городах с населением 20-25 тыс. При этом следует применять схемы когенерационного цикла, то есть с утилизацией тепла выхлопных газов в котлах-утилизаторах и утилизационных теплообменниках и использованием получаемого в них пара и воды на технологические и коммунальные нужды.

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 перевода 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  С - 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 оС. В летний период потребляемая тепловая мощность составляет 11 Гкал/ч - на нужды горячего водоснабжения. Предлагается замещение 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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Кабардино-Балкарской Республики от 31 мая 2012 г. N 143-ПП настоящая Программа дополнена разделом 5

5. Расчеты и анализ электрических режимов работы электрической сети 110 кВ и выше

В данном разделе выполнены расчеты электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике для зимнего и летнего максимумов нагрузки, 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.

Расчеты основаны на прогнозных балансовых данных развития энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике, указанных в Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2011-2017 годы, и данных по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики в утвержденных инвестиционных программах субъектов электроэнергетики.

В соответствии с инвестиционной программой ОАО "РусГидро", действующими заявками на технологическое присоединение и проектами схем выдачи мощности в конце 2013 года планируется ввод в работу Зарагижской МГЭС (28,8 МВт) и Верхнебалкарской МГЭС (29,6 МВт) по следующим схемам:

Зарагижская МГЭС включается по схеме "заход-выход" в существующую ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191) путем строительства заходов от Зарагижской МГЭС до точки врезки в существующую ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191). При этом выдача мощности станции обеспечивается по двум ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Кашхатау и ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу;

Верхнебалкарская МГЭС подключается к вновь построенной ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Верхнебалкарская МГЭС.

Расчеты электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ проведены для указанных схем подключения Верхнебалкарской МГЭС и Зарагижской МГЭС.

Целью расчетов является:

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 в Кабардино-Балкарской Республике 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 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 энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике.

Результаты расчетов приведены в табличной и графической формах, схемы потокораспределения представлены в приложениях. В табличных формах приведены элементы электрической сети энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике, токовая загрузка которых в расчетных режимах превышает 40 процентов от номинальной величины.

Также в данном разделе на основании расчетов проведен анализ электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике в нормальных и основных ремонтных режимах с учетом наложения на них нормативных возмущений, 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 в Кабардино-Балкарской Республике:

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, 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 программы развития;

разработаны рекомендации по схемам выдачи мощности планируемых к вводу электростанций (Зарагижской МГЭС, Верхнебалкарской МГЭС), а также по схемам внешнего электроснабжения объектов потребителей, сооружаемых на территории энергосистемы на период формирования программы развития;

разработаны рекомендации в части регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше.

5.1. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года

Таблица И-1. Режим: Нормальный режим

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	27	140
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	27	140
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	40	378
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	40	206
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	41	210
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	43	227
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/500	49	242
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	28	164
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	29	228
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191)	423/500	45	232
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	53	289

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Баксан118 кВ

Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении И-1 к настоящему разделу.

Таблица И-2. Режим: Послеаварийное отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	22	113
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	22	113
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	44	402
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	42	217
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	43	221
ВЛ 110 кВ СКЭП - ТМХ-1 (Л-40)	320/320	24	145
ВЛ 110 кВ Восточная - Дубки	357/429	26	152
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	12	152
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	30	369
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	357/429	20	197
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/500	47	258
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/500	53	270
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)	423/500	38	195
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	42	376
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191)	423/500	50	262
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/500	53	289

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Нальчик- 114 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Баксан 118 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложение И-2 к настоящему разделу.

Таблица И-3. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	30	153
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	30	153
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	46	397
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	42	217
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	43	221
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	357/429	30	167
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	51	271
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/500	57	286
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	60	246
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	49	286
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191)	423/500	54	276
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	55	300

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 115 кВ.

Максимальное - ПС 330 кВ Баксан 117 кВ.

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении И-3 к настоящему разделу.

Таблица И-4. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	27	141
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	27	141
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	40	382
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	40	208
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	41	212
ВЛ 110 кВ ПТФ - Заводская (Л-106)	423/508	47	240
ВЛ 110 кВ Заводская - Кахун (Л-107)	423/508	46	234
ВЛ 110 кВ Кахун - Старый Лескен (Л-9)	423/508	42	218
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)	423/508	47	232
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	58	279
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	38	251
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	33	197

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Кашхатау 113 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Баксан 117 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении И-4 к настоящему разделу.

Таблица И-5. Режим: Послеаварийное 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)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	63	325
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	63	325
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	0	2
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	37	205
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	37	208
ВЛ 110 кВ Чегем-2 -Нальчик-110 (Л-203)	357/429	39	205
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	39	213
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/500	45	227
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	22	110
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	423/508	49	256
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	423/508	54	285
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211)	423/508	26	133
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	479/576	72	374
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191)	423/500	41	217
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	49	284

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Восточная 113 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Баксан 117 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении И-5 к настоящему разделу.

Таблица И-6. Режим: Послеаварийное отключение 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик - Тяговая

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	24	117
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	24	117
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	41	326
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	44	247
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	45	252
ВЛ 110 кВ Восточная - Дубки	357/429	26	161
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	33	214
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)	423/508	29	210
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)	423/508	55	327
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/508	39	213
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	5	226
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191)	423/500	35	217
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	51	274

Напряжение на сш 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Долинск 105 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Нальчик 119 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик - Тяговая в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении И-6 к настоящему разделу.

5.2. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года

Таблица К-1. Режим: Нормальный режим

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	52	292
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	52	292
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	84	437
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	69	378
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	70	385
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	471/566	31	192
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	31	169
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	46	278
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	39	218
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)	471/566	34	178
ВЛ 110 кВ ПТФ - Заводская (Л-106)	580/600	32	170
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	580/600	38	210
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	500/500	37	192
ВЛ 110 кВ Кашхатау-Зарагижская МГЭС (Л-191)	500/500	32	171
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	47	249
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	55	290
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)	630/630	42	230
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	600/600	49	303
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Терек-110 (Л-89)	600/600	39	200
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 Прохладная-1 (Л-88)	600/600	34	219
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	471/566	47	247
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС-Псыгансу	580/600	40	217
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	57	328

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 110 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении К-1 к настоящему разделу.

Таблица К-2. Режим: Послеаварийное 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)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	52	292
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	52	292
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	83	428
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	68	378
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	70	384
ВЛ 110 кВ Долинск - Дубки (Л-42)	471/566	38	219
ВЛ 110 кВ Дубки - Восточная	471/566	37	223
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	34	186
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	74	445
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	64	373
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	48	254
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	55	296
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	600/600	50	310
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	471/566	74	407
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	56	325

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Нальчик Тяговая 107 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении К-2 к настоящему разделу.

Таблица К-3. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	37	193
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	37	193
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	90	471
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	70	389
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	72	396
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	471/566	33	206
ВЛ 110 кВ Искож - Нальчик Тяговая (Л-111)	471/566	32	198
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	30	162
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	70	426
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	36	204
ВЛ 110 кВ Баксан-110 - Водозабор (Л-243)	600/600	45	251
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан -110 (Л-103)	630/630	60	330
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	471/566	68	376
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	56	323

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 109 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Баксан 117 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении К-3 к настоящему разделу.

Таблица К-4. Режим: Послеаварийное 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)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	70	384
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	70	384
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	0	0
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	80	429
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	82	437
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	471/566	32	202
ВЛ 110 кВ Искож - Нальчик Тяговая (Л-111)	471/566	30	194
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	28	155
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	36	202
ВЛ 110 кВ Чегем-2 -Нальчик-110 (Л-203)	471/566	59	313
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	73	383
ВЛ 110 кВ Баксан-110 - Водозабор (Л-243)	600/600	45	240
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	81	424
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан -110 (Л-103)	630/630	60	319
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	600/600	68	395
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 Прохладная-1 (Л-88)	600/600	48	274
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	45	273

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 108 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении К-4 к настоящему разделу.

Таблица К-5. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	71	385
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	71	385
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	0	2
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	80	426
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	82	434
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	30	163
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	39	221
ВЛ 110 кВ Чегем-2 -Нальчик-110 (Л-203)	471/566	57	299
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	70	368
ВЛ 110 кВ Баксан-110 - Водозабор (Л-243)	600/600	48	259
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	78	409
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан -110 (Л-103)	630/630	63	338
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	600/600	65	376
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 Прохладная-1 (Л-88)	600/600	48	278
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	45	274

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 108 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении К-5 к настоящему разделу.

Таблица К-6. Режим: Послеаварийное 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)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	66	346
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	66	346
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	103	535
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	58	330
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	59	336
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	471/566	31	194
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	32	175
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	43	267
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	40	223
ВЛ 110 кВ Чегем-2 -Нальчик-110 (Л-203)	471/566	40	208
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	558/600	42	231
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	500/500	41	212
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	53	276
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	61	317
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	600/600	71	381
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	471/566	57	296
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу	558/600	44	237
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	64	368

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 110 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении К-6 к настоящему разделу.

Таблица К-7. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	43	239
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	43	239
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	95	502
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	72	392
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	73	399
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	31	169
ВЛ 110 кВ Нальчик 110 - Долинск (Л-41)	471/566	40	224
ВЛ 110 кВ Чегем-2 -Нальчик-110 (Л-203)	471/566	52	275
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	65	346
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	74	387
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	600/600	73	423
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 Прохладная-1 (Л-88)	600/600	38	241
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	53	313

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 109 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении К-7 к настоящему разделу.

Таблица К-8. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС -Кызбурун-110

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	41	228
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	41	228
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	99	521
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	74	400
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	75	408
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	471/566	35	214
ПС 110 кВ Искож - Нальчик Тяговая (Л-111)	471/566	34	206
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	28	154
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	92	524
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	33	191
ВЛ 110 кВ Баксан-110 - Водозабор (Л-243)	600/600	48	256
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 Прохладная-1 (Л-88)	600/600	39	243
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	471/566	84	451
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	52	305

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 109 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года представлена в приложении К-8 к настоящему разделу.

Таблица К-9. Режим: Послеаварийное 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)
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	114,2	609

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Ст. Лескен 106 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 113 кВ

5.3. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы электрической сети 110 кВ и выше в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики на 2013 год

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы электрической сети 110 кВ и выше в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики на 2013 год аналогичны режимам 2012 года в связи с отсутствием вводов основных объектов потребления мощности и генерации в 2012 году.

5.4. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Таблица Л-1. Режим: Нормальный режим

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	15	90
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	15	90
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	9	335
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	36	191
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	37	195
ВЛ 110 кВ СКЭП - ТМХ-1 (Л-40)	320/320	26	142
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	55	288
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)	423/500	39	196
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)	423/508	38	187
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	43	222
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	19	201
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС-Псыгансу	423/509	58	292
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	55	296

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 116 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная - 2 118 кВ

Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-1 к настоящему разделу.

Таблица Л-2. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	13	86
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	13	86
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	2	351
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	35	188
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	35	192
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	357/429	32	268
ВЛ 110 кВ Долинск - Дубки (Л-42)	357/429	43	259
ПС 110 кВ Искож - Нальчик Тяговая (Л-111)	357/429	33	268
ВЛ 110 кВ Искож - Восточная	357/429	41	272
ВЛ 110 кВ Дубки - Восточная	357/429	59	328
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	14	258
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	357/429	24	235
ВЛ 110 кВ ПСФ - Заводская (Л-106)	423/508	42	219
ВЛ 110 кВ Заводская - Кахун (Л-107)	423/508	40	214
ВЛ 110 кВ Кахун - Ст. Лескен (Л-9)	423/508	37	199
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)	423/508	118	606
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	31	156
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	31	181

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 115 кВ

Максимальное - Верхнебалкарская МГЭС 119 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-2 к настоящему разделу.

Таблица Л-3. Режим: Послеаварийное отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки(Л-102)

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	17	100
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	17	100
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	13	350
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	37	198
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	38	202
ВЛ 110 кВ СКЭП - ТМХ-1 (Л-40)	320/320	73	400
ВЛ 110 кВ Долинск - Дубки (Л-42)	357/429	34	202
ВЛ 110 кВ Дубки - Восточная	357/429	26	153
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	60	362
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	357/429	53	310
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	84	442
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/500	63	316
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191)	423/500	60	308
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)	423/500	89	452
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	14	331
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу	423/509	87	446
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	66	355

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 113 кВ

Максимальное - Верхнебалкарская МГЭС 117 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-3 к настоящему разделу.

Таблица Л-4. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	19	104
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	19	104
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	17	342
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	39	202
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	39	206
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	357/429	30	166
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	110	602
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/500	93	473
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191)	423/500	89	467
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	32	215
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу	423/509	116	606
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	76	422

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-4 к настоящему разделу.

Таблица Л-5. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	13	87
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	13	87
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	2	354
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	34	189
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	35	192
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	357/429	27	156
ВЛ 110 кВ СКЭП - ТМХ-1 (Л-40)	320/320	64	341
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	51	301
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	357/429	26	151
ВЛ 110 кВ ПСФ - Заводская (Л-106)	423/508	42	220
ВЛ 110 кВ Заводская - Кахун (Л-107)	423/508	40	215
ВЛ 110 кВ Кахун - Ст. Лескен (Л-9)	423/508	37	200
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)	423/508	116	605
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)	423/500	79	396
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	97	496
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	7	198
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	31	182

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 115 кВ

Максимальное - Верхнебалкарская МГЭС 118 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-5 к настоящему разделу.

Таблица Л-6. Режим: Послеаварийное отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	11	122
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	11	122
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	5	106
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	35	204
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	36	207
ВЛ 110 кВ СКЭП - ТМХ-1 (Л-40)	320/320	78	429
ВЛ 110 кВ Долинск - Дубки (Л-42)	357/429	44	291
ВЛ 110 кВ Дубки - Восточная	357/429	26	154
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	65	389
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	73	524
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)	357/429	25	274
ВЛ 110 кВ ПСФ - Заводская (Л-106)	423/508	37	203
ВЛ 110 кВ Заводская - Кахун (Л-107)	423/508	35	198
ВЛ 110 кВ Кахун - Ст. Лескен (Л-9)	423/508	32	184
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)	423/508	35	192
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)	423/508	82	410
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)	423/500	95	484
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	50	379
ВЛ 110 кВ Нальчик - ПТФ (Л-109)	479/576	41	244

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Восточная 113 кВ

Максимальное - Верхнебалкарская МГЭС 118 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-6 к настоящему разделу.

Таблица Л-7. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу, с учетом работы ПА на отключение генераторов Верхнебалкарской МГЭС

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	15	91
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	15	91
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	8	340
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	40	194
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	41	197
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)	423/508	96	499
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	357/429	15	190
ВЛ 110 кВ Восточная - Дубки	357/429	49	272
ВЛ 110 кВ Долинск - Дубки (Л-42)	357/429	34	206
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	357/429	23	219

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 115 кВ Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 117 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу, с учетом работы ПА на отключение генераторов Верхнебалкарской МГЭС в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-7 к настоящему разделу.

Таблица Л-8. Режим: Нормальный режим (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь)

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	15	80
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	15	80
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	8	310
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	39	242
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	40	247
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	52	269
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	36	188
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	17	188
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу	423/509	54	274
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	54	291

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 116 кВ

Максимальное - Верхнебалкарская МГЭС 119 кВ

Схема потокораспределения в нормальном режиме (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-8 к настоящему разделу.

Таблица Л-9. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь)

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	12	72
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	12	72
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	2	318
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	37	239
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	38	244
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	357/429	34	260
ВЛ 110 кВ Долинск - Дубки (Л-42)	357/429	45	258
ПС 110 кВ Искож - Нальчик Тяговая (Л-111)	357/429	35	261
ВЛ 110 кВ Искож - Восточная	357/429	43	268
ВЛ 110 кВ Дубки - Восточная	357/429	61	329
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	357/429	26	225
ВЛ 110 кВ ПСФ - Заводская (Л-106)	423/508	43	223
ВЛ 110 кВ Заводская - Кахун (Л-107)	423/508	41	217
ВЛ 110 кВ Кахун - Ст. Лескен (Л-9)	423/508	38	202
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)	423/508	59	304
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	31	155
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	5	195
ВЛ 110 кВ Кашхатау-Дубки ( 2цепь)	423/508	59	304
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	32	183

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-9 к настоящему разделу.

Таблица Л-10. Режим: Послеаварийное отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь)

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	15	82
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	15	82
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	10	315
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	40	244
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	41	249
ВЛ 110 кВ СКЭП - ТМХ-1 (Л-40)	320/320	44	247
ВЛ 110 кВ Долинск - Дубки (Л-42)	357/429	15	163
ВЛ 110 кВ Дубки - Восточная	357/429	26	152
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	32	215
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	357/429	4	200
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	66	350
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/500	44	219
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191)	423/500	41	216
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)	423/500	58	299
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу	423/509	69	355
ВЛ 110 кВ Кашхатау-Дубки ( 2цепь)	423/508	50	251
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	58	317

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 114 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-10 к настоящему разделу.

Таблица Л-11. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки(Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь)

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	16	84
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	16	84
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	10	311
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	40	244
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	41	248
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	64	341
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/500	42	210
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191)	423/500	39	207
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	30	149
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	20	190
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу	423/509	67	345
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Дубки ( 2цепь)	423/508	51	265
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	59	320

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 116 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки(Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-11 к настоящему разделу.

Таблица Л-12. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки(Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь)

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	12	73
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	12	73
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	1	324
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	37	241
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	38	245
ВЛ 110 кВ СКЭП - ТМХ-1 (Л-40)	320/320	41	222
ВЛ 110 кВ Дубки - Восточная	357/429	29	155
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	28	186
ВЛ 110 кВ ПСФ - Заводская (Л-106)	423/508	43	223
ВЛ 110 кВ Заводская - Кахун (Л-107)	423/508	41	217
ВЛ 110 кВ Кахун - Ст. Лескен (Л-9)	423/508	38	202
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193)	423/508	60	329
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)	423/500	55	276
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	65	338
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	6	188
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Дубки ( 2 цепь)	423/508	58	289
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	32	184

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Старый Лескен 115 кВ

Максимальное - Верхнебалкарская МГЭС 119 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки(Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-12 к настоящему разделу.

Таблица Л-13. Режим: Послеаварийное отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь)

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	11	97
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	11	97
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	4	147
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	38	255
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	39	260
ВЛ 110 кВ СКЭП - ТМХ-1 (Л-40)	320/320	60	339
ВЛ 110 кВ Долинск - Дубки (Л-42)	357/429	64	388
ВЛ 110 кВ Дубки - Восточная	357/429	26	153
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	48	303
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	74	555
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	357/429	45	354
ВЛ 110 кВ ПСФ - Заводская (Л-106)	423/508	38	205
ВЛ 110 кВ Заводская - Кахун (Л-107)	423/508	36	199
ВЛ 110 кВ Кахун - Ст. Лескен (Л-9)	423/508	33	185
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102)	423/508	51	256
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)	423/500	76	392
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	50	397
ВЛ 110 кВ Нальчик - ПТФ (Л-109)	479/576	42	251
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Дубки( 2цепь)	423/508	51	256

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 113 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ, в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-13 к настоящему разделу.

Таблица Л-14. Режим: Послеаварийное отключение 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	13	82
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	13	82
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	7	151
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	41	263
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	42	268
ВЛ 110 кВ СКЭП - ТМХ-1 (Л-40)	320/320	36	197
ВЛ 110 кВ Долинск - Дубки (Л-42)	357/429	31	201
ВЛ 110 кВ Дубки - Восточная	357/429	26	153
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	24	163
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	14	358
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	357/429	12	191
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	59	318
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/500	37	186
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191)	423/500	33	186
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192)	423/500	49	253
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	357/429	2	253
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу	423/509	61	323
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	54	304

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 113 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-14 к настоящему разделу.

Таблица Л-15. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	42	227
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	42	227
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	0	2
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	32	236
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	33	241
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	58	310
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/500	36	182
ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191)	423/500	33	177
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	35	179
ВЛ 110 кВ Баксан ГЭС - Кызбурун (Л-3)	423/508	33	186
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан ГЭС (Л-37)	479/576	49	262
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС-Псыгансу	423/509	61	315
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	66	371

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 113 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 117 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-15 к настоящему разделу.

Таблица Л-16. Режим: Послеаварийное отключение 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая

Диспетчерское наименование	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 30 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	572/816	19	106
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	572/816	19	106
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	572/816	20	129
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	572/816	39	247
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	572/816	40	252
ВЛ 110 кВ Дубки - Восточная	357/429	26	157
ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10)	423/508	59	332
ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190)	423/500	37	200
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189)	357/429	37	261
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС-Псыгансу	423/509	62	337
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	423/508	66	371

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Долинск 109 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 118 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении Л-16 к настоящему разделу.

5.5. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года

Таблица М-1. Режим: Нормальный режим

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	47	256
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	47	256
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	65	445
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	70	377
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	71	384
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	471/566	31	192
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	29	162
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)	471/566	38	213
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	45	229
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	53	269
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	600/600	40	251
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	471/566	39	263
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	44	248

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 111 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная - 2 116 кВ

Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении М-1 к настоящему разделу.

Таблица М-2. Режим: Послеаварийное 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)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	47	255
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	47	255
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	64	435
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	69	376
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	71	382
ВЛ 110 кВ Долинск - Дубки (Л-42)	471/566	35	211
ВЛ 110 кВ Дубки - Восточная	471/566	37	221
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	31	177
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	71	483
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	62	366
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	46	233
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	53	273
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	600/600	41	258
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	471/566	65	425
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	44	247

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 109 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении М-2 к настоящему разделу.

Таблица М-3. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	35	178
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	35	178
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	69	475
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	71	385
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	73	392
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	471/566	32	203
ВЛ 110 кВ Искож - Нальчик Тяговая (Л-111)	471/566	31	195
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	28	156
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	65	439
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	35	200
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан -110 (Л-103)	630/630	57	294
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	471/566	57	370
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	43	242

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 111 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении М-3 к настоящему разделу.

Таблица М-4. Режим: Послеаварийное 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)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	59	338
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	59	338
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	0	0
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	79	421
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	80	429
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	471/566	33	208
ВЛ 110 кВ Искож - Нальчик Тяговая (Л-111)	471/566	32	200
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	26	144
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	33	189
ВЛ 110 кВ Чегем-2 -Нальчик-110 (Л-203)	471/566	51	271
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	64	344
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	73	386
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан -110 (Л-103)	630/630	52	285
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	600/600	53	341
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 Прохладная-1 (Л-88)	600/600	49	283

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 108 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении М-4 к настоящему разделу.

Таблица М-5. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	76	400
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	76	400
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	15	251
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	84	438
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	86	446
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	31	169
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	40	227
ВЛ 110 кВ Чегем-2 -Нальчик-110 (Л-203)	471/566	62	325
ВЛ 110 кВ Нальчик - Водозабор (Л-104)	600/600	47	248
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	76	390
ВЛ 110 кВ Баксан-110 - Водозабор (Л-243)	600/600	54	281
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	84	430
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан -110 (Л-103)	630/630	70	357
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	600/600	69	388
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 Прохладная-1 (Л-88)	600/600	50	273
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	46	262

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 109 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении М-5 к настоящему разделу.

Таблица М-6. Режим: Послеаварийное 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)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	23	159
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	23	159
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	48	386
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	70	377
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	72	384
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	471/566	31	195
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	28	157
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	36	211
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	43	225
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	51	265
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211)	558/600	19	156
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)	471/566	30	184
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 Прохладная-1 (Л-88)	600/600	45	252
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	471/566	30	232

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 108 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 114 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении М-6 к настоящему разделу.

Таблица М-7. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	38	207
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	38	207
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	76	503
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	73	391
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	75	398
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	29	162
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41)	471/566	38	218
ВЛ 110 кВ Чегем-2 - Нальчик-110 (Л-203)	471/566	50	258
ВЛ 110 кВ Кызбурун - Чегем-2 (Л-6)	558/600	63	322
ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3)	558/600	71	361
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС (Л-37)	600/600	63	354
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	471/566	18	189
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	41	231

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Восточная 110 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении М-7 к настоящему разделу.

Таблица М-8. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Баксан АТ-302	693/904	36	197
ПС 330 кВ Баксан АТ-301	693/904	36	197
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	79	512
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-303	682/889	75	399
ПС 330 кВ Прохладная - 2 АТ-302	682/889	76	406
ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик Тяговая (Л-100)	471/566	34	210
ПС 110 кВ Искож - Нальчик Тяговая (Л-111)	471/566	33	202
ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - СКЭП (Л-39)	320/320	26	149
МВ М-1 ПС 110 кВ Нальчик-110	600	90	519
ВЛ 110 кВ Нальчик -110 - Долинск (Л-41)	471/566	32	189
ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 (Л-103)	630/630	62	314
ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105)	471/566	75	427
ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5)	558/600	40	223

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Дубки 110 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 116 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении М-8 к настоящему разделу.

Таблица М-9. Режим: Послеаварийное отключение ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 при перетоке в сечении "Восток" 2550 МВт

Присоединение	Длительно/аварийно-допустимая токовая нагрузка (А), при 0 C	Фактическая загрузка P (МВт)	Фактическая загрузка I (А)
ПС 330 кВ Нальчик АТ-301	722/942	95	598

Напряжение на СШ 110 кВ:

Минимальное - ПС 110 кВ Ст. Лескен 100 кВ

Максимальное - ПС 330 кВ Прохладная-2 106 кВ

Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 при перетоке в сечении "Восток" 2550 МВт в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года представлена в приложении М-9 к настоящему разделу.

5.6. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике на 2015-2016 годы

Исходя из того, что вводов основных объектов потребления мощности и объектов генерации не ожидаются в конце 2014 года (зимний максимум), расчеты для периода прохождения зимнего и летнего максимума нагрузки 2015 и 2016 годов произведены аналогично режимной ситуации 2014 года.

5.7. Анализ расчетов электроэнергетических режимов. Предложения по развитию энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года показал, что в нормальной схеме нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Баксан составляет по 28 МВА, ПС 330 кВ Нальчик - 76 МВА, ПС 330 кВ Прохладная-2 - по 43 МВА, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 116-118 кВ. Анализ послеаварийных режимов работы электрической сети в нормальных и ремонтных схемах (критерии "N-1", "N-2") для максимумов нагрузок летнего дня 2013 года показывает, что токовая загрузка ВЛ существующей сети 110 кВ находится в границах допустимых значений, напряжение в сети обеспечивается не ниже 113 кВ. Необходимость в реконструкции объектов электросетевого хозяйства Кабардино-Балкарской Республики по результатам анализа режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года отсутствует.

Регулирование напряжения в сети 110 кВ энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике 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 в Кабардино-Балкарской Республике. Ввода дополнительных устройств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности не требуется.

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года, показал, что в нормальной схеме нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Баксан составляет по 58 МВА, ПС 330 кВ Нальчик - 84 МВА, ПС 330 кВ Прохладная-2 - по 77 МВА, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 110-116 кВ. Анализ послеаварийных режимов (критерий "N-1") работы электрической сети для максимумов нагрузок зимнего дня 2013 года показывает, что токовая загрузка ВЛ существующей сети 110 кВ находится в границах допустимых значений, напряжение в сети обеспечивается не ниже 107 кВ.

Регулирование напряжения в сети 110 кВ энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике 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 в Кабардино-Балкарской Республики. Ввода дополнительных устройств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности не требуется.

Расчеты для летнего максимума нагрузки 2014 года произведены непосредственно за вводом проектируемых Зарагижской МГЭС и Верхнебалкарской МГЭС, когда объем выдачи мощности станций каскада Черекских ГЭС максимален (Аушигерская ГЭС - 60 МВт, Кашхатау ГЭС - 65,1 МВт, Зарагижская МГЭС - 28,8 МВт, Верхнебалкарская МГЭС - 29,6 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 2014 года показал, что в нормальной схеме нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Баксан составляет по 18 МВА, ПС 330 кВ Нальчик - 64 МВА, ПС 330 кВ Прохладная-2 - по 36 МВА, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 116-118 кВ.

Анализ послеаварийных режимов работы электрической сети в ремонтных схемах (критерий "N-2") для максимумов нагрузок летнего дня 2014 года показывает, что в связи со строительством Зарагижской малой ГЭС и Верхнебалкарской малой ГЭС 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:

отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Аушигерская ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (отключения ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Аушигерская ГЭС (Л-193));

отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Аушигерская ГЭС (Л-193) (отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Аушигерская ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102));

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));

отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102);

отключения 2 с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу.

Для обеспечения выдачи полной мощности станций каскада Черекских ГЭС в ремонтных схемах ВЛ 110 кВ дополнительно необходима реконструкция существующих объектов электросетевого хозяйства:

1. Замена провода ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Аушигерская ГЭС (Л-193), ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10), участка ВЛ 110 кВ от Зарагижской МГЭС до ПС 110 кВ Псыгансу на провод сечением не менее АС-240.

2. Замена провода ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) на провод сечением не менее АС-150.

3. На Аушигерской ГЭС:

замена провода шин 110 кВ, ошиновки ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) на провод сечением не менее АС-240.

4. На Кашхатау ГЭС:

замена провода шин 110 кВ, ошиновки ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193), ошиновки ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) на провод сечением не менее АС-240.

5. На ПС 110 кВ Дубки:

замена провода шин 110 кВ, ошиновки ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) на провод сечением не менее АС-240;

замена оборудования (разъединители, трансформаторы тока) ячейки ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) на оборудование с номинальным током не менее 630 А.

6. На ПС Старый Лескен:

замена ошиновки ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10) на провод сечением не менее АС-240;

замена оборудования (ВЧ заградители) ячейки ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10) на оборудование с номинальным током не менее 630 А.

7. На ПС 110 кВ Псыгансу:

замена провода шин 110 кВ и ошиновок ВЛ 110 кВ на провод сечением не менее АС-240;

замена оборудования РУ 110 кВ (трансформаторы тока, ВЧ заградители) на оборудование с номинальными током не менее 630 А.

8. На ПС 110 кВ СКЭП:

- замена трансформаторов тока (320 А) ВЛ 110 кВ на трансформаторы тока с номинальным током не менее 500 А.

В качестве альтернативного мероприятия, исключающего масштабную реконструкцию существующих объектов электросетевого хозяйства и обеспечивающего выдачу полной мощности существующих станций каскада Черекских ГЭС и вновь вводимых Зарагижской малой ГЭС и Верхнебалкарской малой ГЭС в ремонтных схемах ВЛ 110 кВ, был рассмотрен вариант дополнительного строительства ВЛ 110 кВ Кашхату ГЭС - Дубки (2 цепь) длиной 35,8 км и проводом АС-150. Анализ расчетов показывает, что для рассмотренной схемы выдачи мощности Зарагижской малой ГЭС и Верхнебалкарской малой ГЭС в летний период 2014 года, с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхату ГЭС - Дубки (2 цепь) обеспечивается выдача полной мощности станций каскада Черекских ГЭС в нормальной и ремонтных схемах ВЛ 110 кВ, а также в послеаварийных режимах, за исключением послеаварийного режима отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу, в котором происходит перегруз трансформаторов тока (320 А) ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ СКЭП.

Таким образом, в соответствии с проведенными расчетами, выдача полной мощности Зарагижской МГЭС и Верхнебалкарской МГЭС возможна после проведения реконструкции существующих объектов электросетевого хозяйства Кабардино-Балкарской Республики или строительства новой ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (2 цепь) длиной 35,8 км и проводом АС-150.

До выполнения вышеуказанных мероприятий возможно включение Зарагижской МГЭС и Верхнебалкарской МГЭС в сеть 110 кВ Кабардино-Балкарской Республики при условии замены ТТ ВЛ 110 кВ (320А) на ПС 110 кВ СКЭП на оборудование с номинальным током не менее 500 А и выполнения монтажа противоаварийной автоматики (ПА), воздействующей на отключение генераторов Зарагижской МГЭС, Верхнебалкарской МГЭС или Кашхатау ГЭС при перегрузке ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), Кашхатау ГЭС - Аушигерская ГЭС (Л-193), Зарагижская МГЭС - Псыгансу, с уставками по току, соответствующими аварийно-допустимым токовым нагрузкам данных ВЛ по условию нагрева проводов в летний период.

Регулирование напряжения в сети 110 кВ энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике 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 в Кабардино-Балкарской Республике. Ввода дополнительных устройств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности не требуется.

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года, показал, что в нормальной схеме нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Баксан составляет по 48 МВА, ПС 330 кВ Нальчик - 86 МВА, ПС 330 кВ Прохладная-2 - по 76 МВА, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 111-116 кВ. Анализ послеаварийных режимов (критерий "N-1") для максимумов нагрузок зимнего дня 2014 года показывает, что токовая загрузка ВЛ существующей (планируемой к вводу) сети находится в границах допустимых значений, напряжение в сети обеспечивается не ниже 108 кВ. Необходимость в дополнительном развитии сети 110 кВ и реконструкции объектов электросетевого хозяйства Кабардино-Балкарской Республики отсутствует.

Регулирование напряжения в сети 110 кВ энергосистемы в Кабардино-Балкарской Республике 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 в Кабардино-Балкарской Республике. Ввода дополнительных устройств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности не требуется.

5.8. 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 Кабардино-балкарской Республики показывает следующее.

В послеаварийных режимах отключения ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) или 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в зимний максимум нагрузки токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105) приближается к номинальному значению (86-98%). 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 вводимых в конце 2013 года Зарагижской малой ГЭС и Верхнебалкарской малой ГЭС) недостаточно для покрытия дефицита мощности в нальчикском энергоузле (ПС 110 кВ Нальчик-110, ПТФ, СКЭП, ТМХ-1, Искож, Нальчик-Тяговая, Дубки, Восточная, Чегем-2, Кызбурун). В случае дополнительного присоединения потребителей в данном узле нагрузки возможно возникновение перегруза по току ВЛ 110 кВ Нальчик-Нальчик-110 (Л-105) в послеаварийных режимах сверх допустимого значения. Расчетные величины допустимых объемов нагрузки, присоединение которой возможно без увеличения пропускной способности ВЛ 110 кВ Нальчик-Нальчик-110 (Л-105):

до замены провода ВЛ 110 кВ Нальчик-Нальчик-110 (Л-105) АС-120 протяженностью 5,2 км на провод АС-185 или большего сечения - 35 МВт в 2012 году;

до замены оборудования ВЛ 110 кВ Нальчик-Нальчик-110 (Л-105) АС-120 на ПС 110 кВ Нальчик-110 (выключатель, разъединители, ВЧЗ) номинальным током 600 А на оборудование с большей пропускной способностью - 40 МВт в 2012 году;

до замены трансформаторов тока ВЛ 110кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105) на ПС 110 кВ Нальчик-110 и замены ВЧ-заградителя ВЛ 110 кВ Нальчик - Нальчик-110 (Л-105) на ПС 330 кВ Нальчик номинальным током 630 А на оборудование с большей пропускной способностью - 45 МВт в 2013 году.

В послеаварийных режимах отключения ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун (Л-3) в зимний максимум нагрузки на ПС 110 кВ Нальчик-110 токовая нагрузка оборудования (выключатель, ТТ) шиносоединительного выключателя 110кВ МВ М-1 приближается к номинальному значению (87%).

Загрузка данного оборудования в первую очередь определена перетоками мощности по транзитам Нальчик-110 - Долинск - Дубки и Нальчик-110 - СКЭП - ТМХ-1 - Аушигерская ГЭС, фиксированным на 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110. Расчетные величины допустимых объемов нагрузки, присоединение которой возможно без выполнения мероприятий, снимающих ограничение по вышеуказанному оборудованию, - 20 МВт.

Таким образом, для снятия всех вышеуказанных ограничений технологического присоединения потребителей в Нальчикском энергоузле рекомендуется выполнить мероприятия по:

увеличению пропускной способности ВЛ 110 кВ Нальчик - ПТФ (Л-105);

изменению фиксации одной из ВЛ 110 кВ Нальчик-110 - Долинск (Л-41), Нальчик-110 - СКЭП (Л-39) с 1 (одной) на 2 (две) СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110.

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

Анализ расчетов электроэнергетических режимов на 2012-2016 годы показывает, что дополнительного строительства новых центров питания 330/110 кВ в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики не требуется.

5.10. Сводный перечень предлагаемых мероприятий по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики для ликвидации "узких мест"

Сводный перечень предлагаемых мероприятий по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики для ликвидации "узких мест" приведен в таблице 66.

Таблица 66. Перечень объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше по вводам (реконструкции) для ликвидации "узких мест" в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики

N п.п.	Субъект электроэнергетики	Наименование объекта ввода (реконструкции), мероприятие	Необходимые сроки реализации строительства (реконструкции)	Обоснование необходимости строительства (реконструкции)
1.	ОАО "МРСК Северного Кавказа"	На ПС 110 кВ СКЭП: замена трансформаторов тока (320 А) ВЛ 110 кВ на трансформаторы тока с номинальным током не менее 500 А	2013 г. (до ввода в работу Зарагижской МГЭС и Верхнебалкарской МГЭС)	Для обеспечения выдачи полной мощности вновь вводимых Зарагижской МГЭС и Верхнебалкарской МГЭС
2.	ОАО "РусГидро"	Монтаж противоаварийной автоматики (ПА), воздействующей на отключение генераторов Зарагижской МГЭС, Верхнебалкарской МГЭС или Кашхатау ГЭС при перегрузке ВЛ 110 кВКашхатау ГЭС - Дубки (Л-102), Кашхатау ГЭС - Аушигерская ГЭС (Л-193), Зарагижская МГЭС - Псыгансу
3.	ОАО "МРСК Северного Кавказа"	Новое строительство ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (2 цепь) длиной 35,8 км и проводом АС-150	в соответствии с результатами технико-экономических расчетов	Для обеспечения выдачи полной мощности вновь вводимых Зарагижской МГЭС и Верхнебалкарской МГЭС (альтернатива мероприятиям по пп. 2, 4-13). После реализации мероприятий по пп. 1-2 необходимость в выполнении мероприятия по п. 3 отсутствует. Выполнение данного мероприятия позволит вывести из работы устройства ПА и избежать аварийной разгрузки электростанций в послеаварийном режиме. Целесообразность выполнения мероприятий должна определяться технико-экономическими расчетами
4.	ОАО "МРСК Северного Кавказа"	Замена провода ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Аушигерская ГЭС (Л-193) на провод сечением не менее АС-240	в соответствии с результатами технико-экономических расчетов	Для обеспечения выдачи полной мощности вновь вводимых Зарагижской МГЭС и Верхнебалкарской МГЭС (альтернатива мероприятиям по пп. 2, 3).
5.	ОАО "МРСК Северного Кавказа"	Замена провода ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС -Дубки (Л-102) на провод сечением не менее АС-240		После реализации мероприятий по пп. 1-2 или п. 3 необходимость в выполнении мероприятий по пп. 4-13 отсутствует. Выполнение данных мероприятий позволит вывести из работы устройства ПА и избежать аварийной разгрузки электростанций в послеаварийном режиме. Целесообразность выполнения мероприятий должна определяться технико-экономическими расчетами
6.	ОАО "МРСК Северного Кавказа"	Замена провода ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10) на провод сечением не менее АС-240
7.	ОАО "МРСК Северного Кавказа"	Замена провода участка ВЛ 110 кВ от Зарагижской МГЭС до ПС 110 кВ Псыгансу на провод сечением не менее АС-240
8.	ОАО "МРСК Северного Кавказа"	Замена провода ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) на провод сечением не менее АС-150
9.	ОАО "РусГидро"	На Аушигерской ГЭС: замена провода шин 110 кВ, ошиновки ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) на провод сечением не менее АС-240
10.	ОАО "РусГидро"	На Кашхатау ГЭС: замена провода шин 110 кВ, ошиновки ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193), ошиновки ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) на провод сечением не менее АС-240
11.	ОАО "МРСК Северного Кавказа"	На ПС 110 кВ Дубки: замена провода шин 110 кВ, ошиновки ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) на провод сечением не менее АС-240; замена оборудования (разъединители, трансформаторы тока) ячейки ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) на оборудование с номинальным током не менее 630 А
12.	ОАО "МРСК Северного Кавказа"	На ПС Старый Лескен: замена ошиновки ВЛ 110 кВ Псыгансу Старый Лескен (Л-10) на провод сечением не менее АС-240; замена оборудования (ВЧ заградители) ячейки ВЛ 110 кВ Псыгансу - Старый Лескен (Л-10) на оборудование с номинальным током не менее 630 А
13.	ОАО "МРСК Северного Кавказа"	На ПС 110 кВ Псыгансу: замена провода шин 110 кВ и ошиновок ВЛ 110 кВ на провод сечением не менее АС-240; замена оборудования РУ 110 кВ (трансформаторы тока, ВЧ заградители) на оборудование с номинальными током не менее 630 А

Приложение И-1

"Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок И-1. ЛМ-2012. Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение И-2

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок И-2. ЛМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение И-3

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1(Л-192) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок И-3. ЛМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1(Л-192) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение И-4

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок И-4. ЛМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 (Л-192) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение И-5

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок И-5. ЛМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение И-6

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок И-6. ЛМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая в период прохождения летнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение К-1

"Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок К-1. ЗМ-2012. Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение К-2

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок К-2. ЗМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение К-3

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок К-3. ЗМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение К-4

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок К-4. ЗМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение К-5

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок К-5. ЗМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение К-6

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок К-6. ЗМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение К-7

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок К-7. ЗМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение К-8

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года"

Рисунок К-8. ЗМ-2012. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2012 года

Приложение Л-1

"Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-1. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-2

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-2. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-3

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-3. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-4

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-4. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-5

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-5. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-6

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-6. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-7

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу, с учетом работы ПА на отключение генераторов Верхнебалкарской МГЭС в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-7. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу, с учетом работы ПА на отключение генераторов Верхнебалкарской МГЭС в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-8

"Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-8. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-9

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-9. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-10

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-10. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-11

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-11. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-12

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-12. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-13

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-13. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу (с учетом строительства ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки 2 цепь) в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-14

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-14. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-15

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-15. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Баксан - Прохладная-2 в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение Л-16

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок Л-16. ЛМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Нальчик-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ПТФ - Нальчик-Тяговая в период прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение М-1

"Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок М-1. ЗМ-2014. Схема потокораспределения в нормальном режиме работы энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение М-2

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок М-2. ЗМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ ПТФ в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение М-3

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок М-3. ЗМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксанская ГЭС в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение М-4

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок М-4. ЗМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 330 кВ Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение М-5

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок М-5. ЗМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение М-6

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Кисловодск в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок М-6. ЗМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Баксан - Кисловодск в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение М-7

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок М-7. ЗМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксан - Баксан-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение М-8

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок М-8. ЗМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС - Кызбурун-110 в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года

Приложение М-9

"Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 при перетоке в сечении "Восток" 2550 МВт в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года"

Рисунок М-9. ЗМ-2014. Схема потокораспределения в режиме послеаварийного отключения ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 при перетоке в сечении "Восток" 2550 МВт в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года.

Приложение А

"Карта энергодефицита в населенных пунктах Кабардино-Балкарской Республики на 2011 год"

Рис. А.1 - Карта энергодефицита в населенных пунктах Кабардино-Балкарской Республики на 2011 год

Приложение Б

"Карта энергодефицитных зон по г.о. Нальчик на 2011 год"

Рис. Б.1 - Карта энергодефицитных зон по г.о. Нальчик на 2011 год

Приложение В

"Карта-схема генерирующих мощностей Кабардино-Балкарской Республики до 2020 года"

Рис. В.1 - Карта-схема генерирующих мощностей Кабардино-Балкарской Республики до 2020 года

Приложение Г

"Нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики"

Рис. Г.1 - Нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики

Приложение Д

"Схема потокораспределения за зимний режимный день 16.12.2010 г. (03.00 мск) по энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики"

Рис. Д.1 - Схема потокораспределения за зимний режимный день 16.12.2010 г. (03.00 мск) по энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики

Приложение Е

"Схема потокораспределения за зимний режимный день 16.12.2010 г. (09.00 мск) по энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики"

Рис. Е.1 - Схема потокораспределения за зимний режимный день 16.12.2010 г. (09.00 мск) по энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики

Приложение Ж

"Энергетическая система Кабардино-Балкарской Республики на январь 2012 года"

Рис. Ж.1 - Энергетическая система Кабардино-Балкарской Республики на январь 2012 года

Приложение З

"Энергетическая система Кабардино-Балкарской Республики к концу 2016 года"

Рис. З.1 - Энергетическая система Кабардино-Балкарской Республики к концу 2016 года