Распоряжение Правительства Чеченской Республики от 5 мая 2015 г. N 115-р "Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Чеченской Республики на 2015-2019 годы"

Во исполнение постановления Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", протокольных решений заседания Правительственной комиссии Российской Федерации по обеспечению безопасности электроснабжения (Федерального штаба) N АШ-369-пр от 9 ноября 2010 года, Закона Чеченской Республики от 29 декабря 2014 года N 55-РЗ "О республиканском бюджете на 2015 год и плановый период 2016 и 2017 годов":

1. Утвердить прилагаемую Схему и Программу развития электроэнергетики Чеченской Республики на 2015-2019 годы.

2. Министерству промышленности и энергетики Чеченской Республики (далее - Министерство) в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" и протокольными решениями Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федерального штаба) от 19 ноября 2010 года N АШ 369-пр:

а) разместить Схему и Программу развития электроэнергетики Чеченской Республики на 2015-2019 годы на официальном сайте Министерства в сети Интернет;

б) приступить к новому циклу работ по формированию схемы и программы развития электроэнергетики Чеченской Республики на очередной период 2016-2020 годов.

3. Контроль за выполнением настоящего распоряжения возложить на заместителя Председателя Правительства Чеченской Республики Х.С. Хакимова.

4. Настоящее распоряжение вступает в силу со дня его подписания.

Председатель Правительства Чеченской Республики

Р.С-Х. Эдельгериев

Схема и Программа
развития электроэнергетики Чеченской Республики на 2015-2019 годы
(утв. распоряжением Правительства Чеченской Республики
от 5 мая 2015 г. N 115-р)

Паспорт Программы

Наименование Программы	Схема и программа развития электроэнергетики Чеченской Республики на 2015-2019 годы (далее - Программа)
Основание для разработки	Федеральный закон РФ от 26.03.2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике"; Постановление Правительства РФ от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"; Поручение Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 г. (перечень поручений от 29.03.2010 N Пр 0839 пункт 5); Протокол Всероссийского совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ от 09 ноября 2010 года N АШ-369пр;
Государственный заказчик	Министерство промышленности и энергетики Чеченской Республики
Основной разработчик Программы	ООО НПП "Энергопром-инжиниринг"
Цели Программы	Формирование стратегии развития энергетики Чеченской Республики, разработка экономических, технических, организационных и правовых условий, обеспечивающих надежное и безопасное функционирование системы обеспечения электроэнергией хозяйственного комплекса Чеченской Республики; развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей; обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность;
Задачи Программы	- создание условий для обеспечения перспективного баланса производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Чеченской Республики; - предотвращение возникновения прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности в энергосистеме Чеченской Республики наиболее эффективными способами; - определение необходимости размещения новых и реконструкции существующих линий электропередачи и подстанций; - обеспечение надёжного и эффективного энергоснабжения потребителей энергосистемы Чеченской Республики; - обеспечение выдачи мощности новых либо усиления схемы выдачи мощности существующих электрических станций; обеспечение скоординированного ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей; - обеспечение координации планов развития топливно-энергетического, промышленного комплексов, транспортной инфраструктуры и программ (схем) территориального планирования Чеченской Республики.
Важнейшие оценочные показатели Программы	- снижение потерь электроэнергии в сетях за счет снижения издержек при транспортировке электроэнергии путем оптимизации схем электроснабжения и использования современных энергосберегающих технологий; - снижение недоотпуска и перерывов в электроснабжении; - ликвидация "узких" мест энергосистемы.
Сроки и этапы реализации Программы	2015-2019 годы
Исполнители основных мероприятий	электросетевые и генерирующие компании Чеченской Республики (по согласованию); Министерство промышленности и энергетики Чеченской Республики; электросетевые и генерирующие компании (по согласованию)
Объемы источники обеспечения Программы	Финансирование программных мероприятий определено в объеме 51 096,4 млн. рублей (прогнозно), в том числе: на объекты генерации 35 448,4 млн. руб.: - Грозненская ТЭС - 24 000 млн. руб; - 1 очередь каскада ГЭС на р. Аргун - 11 448,4 млн. руб. Реализация Программы предусмотрена за счет внешних инвестиционных средств, собственных средств предприятий и господдержки (госгарантии) (прогнозно).
Ожидаемые конечные результаты реализации Программы	в ходе реализации программных мероприятий запланировано: вводы новых электросетевых объектов - ВЛ 330-110-35 кВ - 554,43 км. - ПС 330-110-35 кВ - 619,1 МВА реконструкция и техническое перевооружение электросетевых объектов - ВЛ 110-35 кВ - 65,1 км. - ПС 110-35 кВ - 456,1 МВА строительство объектов генерации - Грозненская ТЭС - 420 МВт
Система организации контроля исполнением Программы	контроль за исполнением Программы осуществляет Министерство промышленности и энергетики Чеченской Республики в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"

Введение

Настоящая работа выполнена согласно государственного контракта от 30.05.2014 г. N 31 между ООО НПП "Энергопром-инжиниринг" и Министерством промышленности и энергетики Чеченской Республики в соответствии с техническим заданием на разработку схемы и программы развития электроэнергетики Чеченской Республики на период 2015-2019 годы (приложение 7).

Схема и программа развития электроэнергетики Чеченской Республики разработана в соответствии с:

- Федеральным законом РФ от 26.03.2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

- Постановлением Правительства РФ от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", в ред. Постановлений Правительства РФ от 12 августа 2013 г. N 691 и от 17 февраля 2014 г. N 116;

- поручением Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 г. (перечень поручений от 29.03.2010 N Пр-839 пункт 5).) предусмотреть в рамках схем и программ перспективного развития электроэнергетики максимальное использование потенциала когенерации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований;

Федеральным законом-протоколом Всероссийского совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ под председательством Заместителя Министра энергетики Российской Федерации, Заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина от 09 ноября 2010 года N АШ-369пр;

- методическими рекомендациями Минэнерго РФ по разработке схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации в цикле работ 2011 года на период 2012-2016 годов;

- Федерального закона от 23.11.2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности...";

Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении", Постановления Правительства РФ от 15.05.2010 N 340 "О порядке установления" с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности".

- постановления Правительства ЧР от 08.12.2011 г. N 196 "Об утверждении Порядка разработки и утверждения схемы и программы развития электроэнергетики Чеченской Республики;

- Распоряжения Правительства ЧР от 25 января 2010 г. N 14-р "Комплекс мер по снижению энергетических издержек предприятий малого и среднего бизнеса Чеченской Республики";

- постановления Правительства ЧР от 28 декабря 2010 г. N 232 "Об утверждении республиканской целевой программы "Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Чеченской Республике на 2011-2013 годы и на перспективу до 2020 года".

Схема и программа развития электроэнергетики Чеченской Республики в соответствии с пунктом 9 "Технического задания" выполнена на основании:

- генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, утвержденной Правительством Российской Федерации;

схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы, утвержденной Минэнерго России;

- инвестиционных программ (а также программ реновации, техперевооружения и реконструкции) генерирующих и электросетевых компаний на территории Чеченской Республики, одобренных в соответствии с правилами Постановления Правительства РФ от 01.12.2009 N 977;

- документов территориального планирования Чеченской Республики и органов местного самоуправления городских округов и муниципальных районов, при необходимости согласованные Правительством Российской Федерации и уполномоченными федеральными органами исполнительной власти;

- результатов инвентаризации и технического аудита электрооборудования, конструкций и сооружений энергообъектов, срок службы которых заканчиваются в течение расчетного периода, представляемых распределительными сетевыми компаниями и генерирующими организациями на территории Чеченской республики;

- энергетической стратегии России до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. N 1715-р;

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

стратегии развития электроэнергетики Северо-Кавказского федерального округа до 2015 г. и на перспективу до 2025 года;

- информации, предоставляемая ОИВ и Координационным советом по развитию электроэнергетики Чеченской Республики

- программы развития энергетики Чеченской Республики на период до 2030 года, утверждённой постановлением Правительства Чеченской Республики от 23.06.2011 г. N 110;

- Схемы и программы развития электроэнергетики Чеченской Республики на 2013-2017 годы, утвержденной постановлением Правительства Чеченской Республики от 24.07.2012 N 147;

Схемы и программы развития электроэнергетики Чеченской Республики на 2014-2018 годы, утвержденной постановлением Правительства Чеченской Республики от 26.08.2013 N 260-р;

Основной задачей работы является разработка рекомендаций по рациональному развитию энергосистемы Чеченской Республики с учетом потребности в электрической энергии и развития источников электроснабжения, определение необходимых объёмов строительства, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей в период до 2019 года. Результатом выполненной работы является информационная база для составления инвестиционных программ и планов капитального строительства объектов электроэнергетики и их проектирования.

Основными целями работы в соответствии с пунктом 2 "Технического задания" являются:

- формирование стратегии развития энергетики Чеченской Республики, включая приоритеты технической, экологической и инновационной политики, размещение и структуру собственных генерирующих мощностей, параметры электрических сетей и межрегиональных связей.

- разработка экономических, технических, организационных и правовых условий, обеспечивающих надежное и безопасное функционирование системы обеспечения электроэнергией хозяйственного комплекса Чеченской Республики;

- планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (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 Чеченской Республики;

- обеспечение надёжного и эффективного энергоснабжения потребителей энергосистемы Чеченской Республики;

- создание информационной базы для формирования программ развития (инвестиционных программ) субъектов электроэнергетики, а также для последующего проектирования энергетических объектов;

- обеспечение скоординированного ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- обеспечение скоординированного развития магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

- информационное обеспечение деятельности органов государственной власти Чеченской Республики при формировании политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;

- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического, промышленного комплексов, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования Чеченской Республики и схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

- формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов энергетики Чеченской Республики.

За отчетный в "Схеме..." принят 2013 год, за расчетный - 2019 год.

Раздел 1. Общая характеристика региона

Чеченская Республика - субъект Российской Федерации, входящий в состав Северо-Кавказского федерального округа (далее - СКФО), расположена в центральной части северного склона Большого Кавказа, прилегающей Чеченской равнины и Терско-Кумской низменности.

Протяженность территории с севера на юг 170 км, с запада на восток - 110 км.

Граничит: на юге - с Республикой Грузия, на юго-востоке, востоке и северо-востоке - с Республикой Дагестан, на северо-западе - со Ставропольским краем, на западе - с Ингушской Республикой.

Площадь региона - 16,1 тыс. кв. км.

Несмотря на относительно небольшую территорию, Чеченская Республика характеризуется значительным разнообразием климатических условий. Здесь встречаются все переходные типы климатов, начиная от засушливого климата Терско-Кумской полупустыни и кончая холодным влажным климатом снежных вершин Бокового хребта.

Климат республики формируется в результате сложных взаимодействий как местных климатообразующих факторов, так и тех общих климатических процессов, которые протекают далеко за ее пределами, на обширных пространствах материка Евразии.

К местным факторам, оказывающим существенное влияние на климат Чечни, относится ее географическое положение: сложный, сильно расчлененный рельеф, близость Каспийского моря. Располагаясь в одном широтном поясе с субтропиками Черноморского побережья и южной Франции, республика в течение всего года получает много солнечного тепла. Поэтому лето здесь жаркое и продолжительное, а зима короткая и сравнительно мягкая. Северный склон Кавказского хребта служит климатической границей между умеренно теплым климатом Северного Кавказа и субтропическим климатом Закавказья. Главный Кавказский хребет образует труднопреодолимый барьер на пути течения субтропического воздуха из области Средиземноморья. На севере республика не имеет высоких преград, и поэтому континентальные воздушные массы относительно свободно продвигаются по ее территории с севера и востока. Континентальный воздух умеренных широт господствует на равнинах и предгорьях Чечни во все времена года.

Температурные условия Чечни отличаются большим разнообразием. Главную роль в распределении температур здесь играет высота над уровнем моря. Заметное понижение температуры, связанное с увеличением высоты, наблюдается уже на Чеченской равнине. Так, средняя годовая температура в городе Грозном на высоте 126 метров равна 10,4 градусов, а в станице Орджоникидзевской, расположенной на той же широте, но на высоте 315 метров, -9,6 градусов.

Лето на большей части территории республики - жаркое и продолжительное. Самые высокие температуры наблюдаются на Терско-Кумской низменности. Средняя июльская температура воздуха здесь достигает +25, а в отдельные дни поднимается до +43. При движении к югу, с увеличением высоты средняя июльская температура постепенно понижается. Так, на Чеченской равнине она колеблется в интервалах +22...+24, а в предгорьях на высоте 700 метров снижается до +21...+20. На равнинах среднюю температуру воздуха выше 20 имеют три летних месяца, а в предгорьях - два.

В горах на высоте 1500-1600 метров средняя температура июля +15, на высоте 3000 метров она не превышает +7...+8, а у снежных вершин Бокового хребта опускается до +1.

Зима на равнинах и в предгорьях сравнительно мягкая, но неустойчивая, с частыми оттепелями. Число дней с оттепелями здесь достигает 60-65.

В горах оттепели бывают реже, поэтому здесь нет таких резких колебаний температуры, как на равнине. С увеличением высоты средняя температура января понижается. На Чеченской равнине она составляет -4...4,2, в предгорьях снижается до -5...5,5, на высотах около 3000 метров - до -11, а в зоне вечных снегов - до -18.Однако самые суровые морозы в республике бывают не в горах, а на равнинах. Температура на Терско-Кумской низменности может опускаться до -35, в то время как в горах она не бывает ниже -27.Это происходит потому, что при сравнительно теплой зиме и прохладном лете в горах контрасты между летними и зимними температурами сглаживаются. Следовательно, климат с увеличением высоты становится менее континентальным и более ровным.

В течение всего года воздух в Чечне, за исключением горной части, отличается значительной влажностью. Среднегодовая абсолютная влажность на территории республики колеблется от 6-7 миллибаров в высокогорьях до 11,5 миллибара на равнинах. Наименьшая абсолютная влажность наблюдается в зимнее время; летом, наоборот, она всегда высокая, максимум ее наступает в июле. С высотой абсолютная влажность понижается.

Одним из важнейших климатообразующих факторов является облачность. Облачность смягчает летнюю жару и умеряет зимние морозы. В облачную погоду обычно не бывает ночных заморозков. Одновременно облака являются носителями осадков. На равнинах республики наибольшая облачность наблюдается зимой. Самый облачный месяц - декабрь. Летом преобладает безоблачная и малооблачная погода. Наименьшей облачностью отличается август. В горах, наоборот, самые ясные - зимние месяцы, а самые облачные - летние.

Ясных дней в году в предгорьях и горах гораздо больше, чем на равнинах. Так, в селении Шатой десять месяцев в году имеют вероятность ясного неба свыше 30 процентов дней, а в Грозном - только 6 процентов.

Атмосферные осадки на территории Чечни распределяются неравномерно. Меньше всего осадков выпадает на Терско-Кумской низменности: 300-400 миллиметров. При движении к югу количество осадков постепенно увеличивается до 800-1000 и более миллиметров. В глубоких речных долинах и котловинах осадков всегда меньше, чем на окружающих склонах. Мало их выпадает и в продольных долинах. Особой засушливостью в республике отличается Алханчуртская долина. Выпадают осадки в течение года в Чечне неравномерно. Летние осадки преобладают над зимними. Максимум их везде приходится на июнь, минимум - на январь-март. Летние осадки выпадают преимущественно в виде ливней.

В холодный период года осадки выпадают в виде снега. Но на равнинах и в зимние месяцы некоторая их часть может выпадать в виде дождя. С увеличением высоты количество твердых осадков возрастает, а в высокогорьях снег выпадает весной, осенью и даже летом. На долю твердых осадков здесь может приходиться почти 80 процентов от их общего количества.

На равнинах республики снежный покров появляется в начале декабря. Обычно он носит неустойчивый характер и в течение зимы может несколько раз стаивать и появляться вновь. Зимой здесь насчитывается 45-60 дней со снежным покровом. Его средняя максимальная высота не превышает 10-15 сантиметров. Исчезает снежный покров в середине марта.

В предгорьях снег появляется в конце ноября, а тает в конце марта. Число дней со снегом здесь увеличивается до 75-80, а средняя максимальная высота снежного покрова - до 25 сантиметров.

На высотах 2500-3000 метров устойчивый снеговой покров появляется в сентябре и держится до конца мая. Число дней со снегом достигает 150-200 и более. Высота снежного покрова зависит от рельефа. С открытых мест он сдувается ветром, а в глубоких долинах и наветренных склонах накапливается.

На высотах 3800 метров и выше снег сохраняется в течение всего года.

На территории Чеченской республики есть как возвышенности, так и равнинные участки. Часть республики расположена на склоне Большого Кавказского хребта, часть - на Чеченской равнине и Теркско-Кумской низменности. Таким образом, на севере республики находится зона пустынь и полупустынь, в центре - лесостепь, а на юге - Кавказские горы. Условно территорию Чеченской республики можно разделить на Терско-Кумскую низменность, Чеченскую предгорную равнину, Терско-Сунженскую возвышенность и горную часть.

Терско-Кумская низменность расположена между Тереком на юге и Кумой на севере. На западе ее естественной границей является Ставропольская возвышенность, а на востоке - Каспийское море. К Чеченской Республике относится только южная часть Терско-Кумской низменности. Почти три четверти всей ее площади здесь занимает Терский песчаный массив. Своим всхолмленным рельефом он отчетливо выделяется среди окружающих равнинных пространств. В геологическом отношении Терско-Кумская низменность представляет собой часть Предкавказского прогиба, заполненного сверху морскими отложениями Каспийского моря.

В четвертичное время большая часть Терско-Кумской низменности неоднократно заливалась водами Каспия. Последняя трансгрессия произошла в конце ледникового периода. Судя по распространению морских отложений этой трансгрессии, получившей название Хвалынской, уровень Каспийского моря в то время достигал отметки 50 метров над уровнем океана. Почти вся площадь Терско-Кумской низменности была занята морским бассейном.

Впадающие в Хвалынский бассейн реки приносили массу взвешенного материала, отлагавшегося в устьях и образующего большие песчаные дельты. В настоящее время эти древние дельты сохранились на низменности в виде песчаных массивов. Самый крупный из них - Терский - почти целиком находится на территории Чеченской Республики. Он представляет собой дельту древней Куры.

Одной из распространенных форм рельефа Притерского массива являются грядовые пески. Они тянутся параллельными рядами в широтном направлении, совпадающем с направлением господствующих ветров. Высота гряд может изменяться от 5-8 до 20-25 метров, ширина - от нескольких десятков до нескольких сотен метров. Отделяются гряды одна от другой межрядовыми ложбинами, которые, как правило, шире самих гряд. Гряды заросли растительностью и имеют мягкие очертания.

Интересной формой песчаных образований в Притерском массиве являются барханные пески. Особенно ярко они выражены в его северной и северо-восточной частях. Барханные пески располагаются цепями, вытянутыми перпендикулярно господствующим восточным и западным ветрам. Высота отдельных гребней достигает 30-35 метров. Барханные цепи разделяются сквозными долинами и котловинами выдувания.

За годы советской власти в Притерском массиве были проведены большие работы по закреплению сыпучих песков древесной и травянистой растительностью.

Встречаются в Притерском массиве и другие формы рельефа - бугристые пески. Они представляют собой заросшие песчаные холмы мягких очертаний высотой 3-5 метров. В пределах Терско-Кумской низменности особо следует выделить долину реки Терека. Левобережная часть ее характеризуется хорошо выраженными террасами, весь комплекс которых отчетливо прослеживается у станицы Ищерской.

Чеченская предгорная равнина является частью Терско-Сунженской равнины, расположенной к югу от Сунженского хребта. Ассиновским отрогом Терско-Сунженская равнина разделяется на две обособленные предгорские равнины - Осетинскую и Чеченскую, которая с юга ограничена подножием Черных гор, а с севера Сунженским и Терским хребтами. В северо-восточном направлении равнина полого понижается от 350 до 100 метров.

Поверхность ее рассечена долинами многочисленных рек, пересекающих ее в меридиональном направлении. Это придает монотонному равнинному рельефу волнистый характер.

Больше изрезана долинами, сухими руслами и балками северная часть равнины, выходящая к реке Сушка. Здесь, кроме речек, стекающих с гор, во многих местах на поверхность выбиваются родники, образующие так называемые "черные речки", впадающие в Сушку.

Долины рек при выходе с гор на равнину обычно имеют крутые берега высотой до 20-25 метров. К северу высота берегов понижается до 2-3 метров. Хорошо выраженные террасы можно наблюдать только в долинах рек Сушки и Аргуна. У остальных речек их нет совсем или они встречаются в зачаточном состоянии по излучинам.

Своеобразным рельефом на равнине выделяется водораздел рек Аргуна и Гойты. Он почти совсем не расчленен и представляет собой небольшую, вытянутую в меридиональном направлении возвышенность, полого понижающуюся в стороны обеих рек.

Чеченская равнина - наиболее заселенное место в республике.

Область Терско-Сунженской возвышенности представляет интереснейший пример почти полного совпадения тектонических структур с формами современного рельефа. Антиклиналям здесь соответствуют хребты, а синклиналям - разделяющие их долины.

Формирование возвышенности связано с горообразовательными процессами кайнозойского времени, придавшими окончательную структурную форму Кавказскому хребту.

Терская и Сунженская сложные антиклинальные складки выражены в рельефе в виде двух параллельных, слегка выпуклых к северу горных цепей: северной - Терской и южной - Кабардино-Сунженской. Каждая из них в свою очередь разделяется на ряд хребтов, состоящих из одной или нескольких антиклинальных складок.

Терский хребет протянулся почти на 120 километров. Западная его часть от долины реки Курп до селения Минеральное имеет широтное направление. К ней приурочены и наиболее значительные вершины: гора Токарева (707 метров), гора Малгобек (652 метра) и др. В районе селения Минеральное от Терского хребта в северо-западном направлении ответвляется более низкий Эльдаровский хребет. Между Терским и Эльдаровским хребтами располагается Каляусская долина, образовавшаяся в продольном прогибе.

У селения Минеральное Терский хребет поворачивает на юго-восток, сохраняя это направление до горы Хаян-Корт, а затем, снова меняя его на широтное, максимальные высоты вершин центральной и восточной части Терского хребта не превышают 460-515 метров. У восточного окончания Терского хребта под небольшим углом относительно его протянулся Брагунский хребет.

Продолжением северной цепи и заключительным ее эвеном является Гудермесский хребет с вершиной Гейран-Корт (428 метров). Длина его около 30 километров. У реки Аксай он соединяется с отрогами Черных гор.

Между Брагунским и Гудермесским хребтами образовался узкий проход (Гудермесские ворота), через который река Сушка прорывается на Терско-Кумскую низменность.

Южная цепь состоит из трех основных хребтов: Змейского, Мало-Кабардинского и Сунженского. Сунженский хребет отделен от Мало-Кабардинского Ачалукским ущельем. Длина Сунженского хребта около 70 километров, наивысшая точка - гора Албаскина (778 метров). У Ачалукского ущелья к Сунженскому хребту примыкает невысокая платообразная Назрановская возвышенность, сливающаяся на юге с Даттыхской возвышенностью. У выхода из Алханчуртской долины между Терским и Сунженским хребтами на 20 километров протянулся Грозненский хребет. На западе он связан с Сунженским хребтом небольшой перемычкой, на востоке заканчивается возвышенностью Ташкала (286 метров). Грозненский и Сунженский хребты разделяются довольно широкой Андреевской долиной.

К юго-востоку от Сунженского хребта, между реками Сунжей и Джалкой, вытянулся Новогрозненский, или Алдынский, хребет. Ханкальским ущельем и современной долиной реки Аргуна он разделен на три отдельные возвышенности: Сюйр-Корт с вершиной Бёлк-Барз (398 метров), Сюйль Корт (432 метра) и Гойт-Корт (237 метров).

Терский и Сунженский хребты разделяет Алханчуртская долина, протяженность которой около 60 километров. Ширина ее 10-12 километров в средней части и 1-2 километра между Терским и Грозненским хребтами.

Поверхность хребтов Терско-Сунженской возвышенности сложена сланцеватыми, часто гипсоносными глинами, железистыми песчаниками, галечниками. Широко распространены здесь четвертичные отложения в виде лесовидных суглинков. Они покрывают нижние части складов хребтов, выстилают дно Алханчуртской долины, поверхность террас Терека.

Склоны хребтов Терско-Сунженской возвышенности кое-где хранят следы бывшей сильной эрозии и образуют узорчатое кружево причудливо сочетающихся пологих отрогов и балок, холмов и котловин, седловин и оврагов.

Северные склоны, как правило, расчленены сильнее, чем южные. Балок на них больше, они глубже и в рельефе выражены резче. При движении к востоку степень расчлененности уменьшается.

Наибольшей изрезанностью отличается северный склон Терского хребта. Северные склоны Эльдаровского, Брагунского и Гудермесского хребтов расчленены слабо. Склоны Терского и Сунженского хребтов, обращенные в сторону Алханчуртской долины, пологие и длинные.

К северу от Терского хребта простирается Надтеречная равнина. Она представляет собой древнюю террасу Терека и имеет слабый наклон к северу. Равнинный характер ее кое-где нарушается легкой волнистостью, а также пологой вытянутой возвышенностью. В западной части древняя терраса незаметно сливается с третьей террасой, в восточной части этот переход обозначен резким уступом.

Участок северного склона Кавказского хребта, на котором расположена южная часть территории Чеченской Республики, представляет собою северное крыло громадной Кавказской складки.

Рельеф гор сформировался в результате длительного геологического процесса. Первичный рельеф, созданный внутренними силами Земли, подвергся преобразованию под воздействием внешних сил и стал более сложным.

Главная роль в преобразовании рельефа принадлежит рекам. Обладая большой энергией, горные реки прорезали возникавшие на их пути мелкие антиклинальные складки сквозными долинами, называемыми долинами прорыва. Такие долины встречаются на Ассе и Фортанге при пересечении ими Даттыхской антиклинали, на Шаро-Аргуне и Чанты-Аргуне, в том месте, где они пересекают Варандийскую антиклиналь, и на некоторых других реках.

Позднее в поперечных долинах, в местах, сложенных легко разрушаемыми породами, появились продольные долины притоков, которые затем разделили северный склон Кавказского хребта на ряд параллельных хребтов. В результате такого расчленения на территории республики возникли Черные горы, Пастбищный, Скалистый и Боковой хребты. Хребты образовались там, где на поверхность выходят прочные и стойкие к разрушению породы. Продольные долины, расположенные между хребтами, наоборот, приурочены к полосам распространения пород, легко поддающихся размыву. Самый низкий хребет - Черные горы. Его вершины достигают не более 1000-1200 метров над уровнем океана.

Сложены Черные горы легко разрушаемыми породами, глинами, песчаниками, мергелями, конгломератами. Поэтому рельеф здесь имеет мягкие, округлые очертания, что типично для ландшафта низких гор. Черные горы расчленены долинами рек и многочисленными балками на отдельные массивы и не образуют сплошной горной цепи. Они составляют зону предгорий республики.

В Черных горах на участках, сложенных глинами майкопской свиты, часты оползни.

Собственно горная часть республики отчетливо выражена рядом высоких хребтов. По особенностям рельефа она разделяется на две зоны: зону известняковых хребтов, к которой относятся Пастбищный и Скалистый хребты, и сланцево-песчаниковую зону, представленную Боковым хребтом и его отрогами. Обе зоны сложены осадочными породами мезозойского возраста. В составе пород, слагающих первую зону, преобладают различные известняки. Вторая зона сложена преимущественно глинистыми и черными сланцами.

Зона известняковых хребтов в западной части усложнена Кори-Ламской антиклиналью и многими надвигами и сбросами, а в восточной - крупкой Варандийской антиклинальной складкой. Поэтому ширина самой зоны меняется в различных местах. Так, в бассейне реки Фортанги ее ширина достигает 20 километров, в верховьях Мартана она сужается до 4-5 километров, а бассейне Аргуна вновь расширяется, достигая 30 и более километров. В результате Пастбищный хребет на территории Чеченской Республики имеет сложное строение и состоит из целой системы хребтов. В западной части он разветвляется на три параллельные цепи, расчлененные речными долинами на ряд отдельных хребтов. Самыми крупными из них являются Кори-Лам, Морд-Лам и Уш-Корт.

В центральной части республики Пастбищный хребет тянется в виде одной цепи - Пешхойских гор. В восточной части он представлен Андийским хребтом, от которого отходят многочисленные отроги.

Некоторые вершины Пастбищного хребта имеют высоту более 2000 метров над уровнем океана.

Южнее Пастбищного хребта располагается самый высокий из известняковых хребтов - Скалистый. Он только в нескольких местах пересекается речными долинами и на значительном протяжении носит характер водораздельного хребта.

Наивысшей точкой Скалистого хребта является вершина Скалистая, или Хахалги (3036 метров), которой заканчивается хребет Цорей-Лам. От этой вершины Скалистый хребет поворачивает на северо-восток в виде хребта Ерды и протягивается к реке Гехи, пересекающей его глубоким Гехинским ущельем. От реки Гехи Скалистый хребет тянется к юго-востоку до хребта Кири-Лам, выходит к долине реки Шаро-Аргуна у селения Кири.

Рельеф известняковых хребтов своеобразен. Склоны их, хотя и крутые, не бывают отвесными. Они сильно сглажены, не образуют скалистых уступов. Во многих местах подножья склонов покрыты мощными осыпями из сланцевого щебня.

Боковой хребет, тянущийся вдоль южной границы республики, представляет собою цепь высочайших горных массивов, сложенных сильно дислоцированными сланцево-песчаниковым и отложениями нижней юры. На этом участке Кавказа он выше Главного хребта почти на 1000 метров. Только в двух местах он пересекается долинами рек Ассы и Чанты-Аргуна.

В западной части республики, между Тереком и Ассой, Боковой хребет не носит характера самостоятельного хребта и по существу является отрогом Главного, или Водораздельного хребта. Восточнее, в массиве Махис Магали (3989 метров), Боковой хребет уже приобретает черты обособленного хребта, ограниченного с севера продольной долиной реки Гулой-Хи, а с юга - продольными долинами притоков Ассы и Чанты-Аргуна. Далее к востоку звеньями Бокового хребта на территории Чеченской Республики являются Пирикительский хребет с вершинами Тебулос-Мта (4494 метра), Комито-Даттых Корт (4271 метр), Доноо Мта (1178 метров) и Снеговой хребет, высшая точка которого - гора Диклос-Мта (4274 метра).

Все эти хребты образуют водораздельный хребет, который непрерывной 75-километровой цепью протянулся между верховьями рек Чанты-Аргуна и Шаро-Аргуна - на севере и Андийским-Койсу - на юге.

Доминирующая роль в высокогорной зоне принадлежит продольным долинам главных рек. Именно продольное расчленение определяет здесь основные черты рельефа. Большую роль в его формировании играет ледниковая и фирновая эрозия. Здесь прекрасно выражены разнообразные формы альпийского рельефа: цирки, карри, морены. Ледники придали многим вершинам, лежащим выше снеговой линии, пирамидальную форму с острыми гребнями, разделяющими цирки соседних фирновых полей.

Ниже современных ледников сохранились следы четвертичного оледенения в виде лишенных уже льда циркон, подвешенных боковых долин с обрывающимися с них водопадами, конечных морен, ледниковых озер.

Между Скалистым и Боковым хребтами протянулась неширокая полоса гор, сложенных глинистыми сланцами и песчаниками средней юры. Эти породы легко разрушаются. Поэтому здесь нет ни скалистых утесов, ни глубочайших ущелий.

Самой большой рекой, протекающей на территории Чечни, является Терек. Кроме того, здесь находится и русло другой крупной реки Кавказа - Сушки.

Реки на территории Чеченской Республики распределены неравномерно. Горная часть и прилегающая к ней Чеченская равнина имеют густую, сильно разветвленную речную сеть. А на Терско-Сунженской возвышенности и в районах, расположенных к северу от Терека, рек нет. Это обусловлено особенностями рельефа, климатическими условиями и, прежде всего, распределением осадков.

Почти все реки республики носят ярко выраженный горный характер. Обладая быстрым, бурным течением и большой живой силой, они пролагают себе дорогу в глубоких, узких ущельях. При выходе на равнину, где течение их замедляется, реки создали широкие долины, дно которых полностью заливается водой только во время больших разливов. Принесенные с гор галька и песок здесь осаждаются, образуя перекаты, мели и острова. Благодаря этому русло реки часто разделяется на рукава.

По водному режиму реки Чеченской Республики можно разделить на два типа. К первому относятся реки, в питании которых важную роль играют ледники и высокогорные снега. Это Терек, Сушка (ниже впадения Лесы), Асса и Аргун.

В летний период, когда высоко в горах энергично тают снега и ледники, они разливаются.

Ко второму типу относятся реки, берущие начало из родников и лишенные ледникового и высокогорного снегового питания. В эту группу входят Сушка (до впадения Ассы), Валерик, Гехи, Мартан, Гойта, Джалка, Белка, Аксай, Ярык-Су и другие, менее значительные. Летом половодья у них не бывает.

Водный режим рек обоих типов характеризуется резкими дождевыми паводками в летний период. В горах во время сильных ливней даже маленькие речки и ручьи в течение короткого времени превращаются в грозные, бурные потоки, несущие вырванные с корнем деревья и передвигающие огромные камни. Но после прекращения ливня вода в них так же быстро спадает.

Гудермесский район расположен в юго-восточной части Чеченской Республики и граничит с Республикой Дагестан. Районным центром является город Гудермес, расположенный в экономически важном месте, в 40 км от города Грозного. В Гудермесе имеется крупный железнодорожный узел 4-х направлений - на города Астрахань, Баку, Моздок, Грозный.

Рельеф в основном равнинный. В южной части перерезается невысоким Гудермесским хребтом, верхняя часть которого покрыта лесами, а южные и северные склоны пригодны для землепользования.

Территорию района пересекают 3 реки. Кроме того, имеется много выходов естественных горячих серно-железных источников с температурой 800 градусов и выше. Источники используются для устройства бань в бальнеологических целях и в охлажденном виде для орошения.

Климат района сухой, лето продолжительное и жаркое. Зима короткая и теплая. Снеговой покров неустойчив и не превышает 10-15 см. Весна начинается в первой половине марта. Осень сухая, теплая. Климатические условия благоприятны для выращивания теплолюбивых культур: риса, кукурузы, винограда и др.

Полезные ископаемые Чеченской Республики представлены преимущественно минеральным сырьем. В республике ведется разработка 20 нефтегазовых месторождений: 17 нефтяных месторождений, 2 газонефтяных и нефтегазоконденсатное месторождение. Нефть Чеченской Республики - одна из самых высококачественных в стране: легкая, с высоким содержанием парафина и малосернистая. Запасы нефти оцениваются в 50-60 млн. т. Однако в значительной мере они уже исчерпаны. Общие разведанные запасы (до глубины 4,5-5 км) превышают 780 млн. т.

Запасы природного газа составляют более 60 млрд. куб. м.

Строительные материалы представлены месторождениями глин, суглинков, супеси, песчаника, песка для строительных работ, песчано-гравийных отложений, известняка.

Минеральные подземные воды представлены 4 разведанными месторождениями (наиболее крупное - Исти-Су) с общими эксплуатационными запасами 1,657 тыс. куб. м в сутки.

Геотермальные воды распространены повсеместно и практически не используются, общий объем утвержденных запасов составляет 36,2 тыс. куб. м в сутки.

Пресные подземные воды представлены 4 месторождениями (наиболее крупное - Чернореченское) с общими эксплуатационными запасами 1095,2 тыс. куб. м в сутки.

Чеченская Республика располагает большими запасами гидроэнергетических ресурсов горных рек, однако их использование до сих пор не налажено.

На территории республики выявлено несколько месторождений ценного минерала - цеолита с суммарными запасами, превышающими 5,5 млрд. т. Его добыча в настоящее время не ведется. Цеолиты используются в нефтехимии в качестве катализаторов на разных процессах переработки нефти.

В пределах Притерского песчаного массива распространены песчаные светло-каштановые почвы, находящиеся на разных стадиях развития. Здесь можно наблюдать все переходные формы, начиная от сыпучих песков, почти не затронутых процессами почвообразования, и кончая сформировавшимися глубоко гумусированными песчаными почвами. В восточной части, вблизи границы с Дагестаном, встречаются светло-каштановые солонцеватые почвы с пятнами солончаков, а по староречьям Терека - луговые и лугово-болотные солонцеватые почвы. В долине Терека, на высоких террасах, развиты темно-каштановые почвы, низкие террасы заняты луговыми и лугово-болотными почвами. На Терско-Сунженской возвышенности и прилегающей к ней полосе Чеченской равнины преобладают черноземные почвы с отдельными пятнами темно-каштановых.

На Чеченской равнине преобладают луговые почвы. Повышенные ее участки заняты выщелоченными черноземами. По долинам рек распространены дусово-болотные и аллювиальные почвы.

Почвы в зоне горных лесов разнообразны, что объясняется неодинаковыми условиями процессов почвообразования на разных высотах и разных склонах. На северных, более пологих и влажных склонах хребтов, они развиты лучше и богаче перегноем по сравнению с почвами южных - крутых и сухих - склонов. Слой почвы увеличивается обычно к подножию, так как дождевые и талые снеговые воды смывают ее с верхних частей склонов вниз.

На северных лесистых склонах широко распространены бурые горно-лесные почвы. Содержание перегноя в них составляет 5-7 процентов. В речных долинах и котловинах распространены луговые и лугово-болотные почвы. А там, где на поверхность выходят коренные горные породы, на осыпях встречаются скелетные почвы, еще мало затронутые процессом почвообразования. Почвы в зоне - горнолуговые, с большим содержанием перегноя, количество которого увеличивается с высотой. В горно-луговых почвах альпийского пояса количество перегноя иногда достигает 35-40 процентов. Объясняется это тем, что по мере увеличения высоты происходит понижение температуры и сокращение вегетационного периода, что задерживает процессы разложения. За счет накопления полуразложившейся растительной массы образуется торфянистый слой. Мощность горно-луговых почв уменьшается вверх по склонам хребтов.

Почвы альпийского пояса маломощны. За Скалистым хребтом и на южном склоне Андийского хребта среди горно-луговых почв попадаются небольшие массивы почв горно-степных, близких к черноземам, с горно-кеерофитной и степной растительностью.

По данным Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Чеченской Республике (на 1 января 2013 г.) численность населения региона составляет 1324,8 тыс. чел, в т.ч. - городское: 461,2 тыс. чел (34,8%); - сельское: 863,6 тыс. чел (65,2%). Административный центр региона г. Грозный. Население - 275,6 тысяч человек. Расстояние от Грозного до Москвы - 2 007 км.

В республике имеется 5 городов республиканского подчинения: Грозный, Аргун, Гудермес, Урус-Мартан, Шали. Количество населенных пунктов - 332, количество домохозяйств - 195 304 шт.

Административно-территориальное деление - 15 районов: Ачхой-Мартановский, Веденский, Грозненский, Гудермесский, Итум-Калинский, Курчалоевский, Надтеречный, Наурский, Ножай-Юртовский, Сунженский, Урус-Мартановский, Шалинский, Шатойский, Шаройский, Шелковской. Территория региона - 16,1 тыс. кв. км.

Чеченская Республика - мононациональный субъект Российской Федерации: абсолютное большинство населения (93,5%) чеченцы, русские составляют 3,7%, другие национальности - 2,8%.

"Карта административно-территориального деления" (рис. 1.1.)

Районные центры: 1 - с. Ачхой-Мартан; 2 - с. Ведено; 3 - г. Грозный; 4 - г. Гудермес; 5 - с. Итум-Кале; 6 - с. Знаменское; 7 - ст. Наурская; 8 - с. Ножай-Юрт; 9 - г. Урус-Мартан; 10 - г. Шали; 11 - с. Шатой; 12 - ст. Шелковская; 13 - ст. Серноводская; 14 - с. Шарой; 15 - с. Курчалой.

Полезные ископаемые Чеченской Республики включают топливно-энергетические ресурсы, такие как: нефть, газ, конденсат. Общераспространенные полезные ископаемые представлены: месторождениями кирпичного сырья, глинами, строительными песками, песчано-гравийные смеси, камни строительные, запасы цементных мергелей, известняков, доломитов, гипсов. Также республика богата гидроэнергетическими ресурсами, прежде всего, р. Аргун, р. Асса и др. (расчетные ресурсы составляют до 2000 МВт) и теплоэнергетическими ресурсами, расположенными на равнинной части.

Чеченская Республика является обеспеченной водными ресурсами (как поверхностными, так и подземными) территорией Российской Федерации. Водные ресурсы республики сосредоточены в реках, озерах, водохранилищах, ледниках и в недрах земли. В связи с особенностями рельефа и климатическими условиями, в первую очередь распределением осадков, речная сеть распределена по территории республики неравномерно.

Горная часть и прилегающая к ней Чеченская равнина имеют густую, сильно разветвленную речную сеть. А на Терско-Сунженской возвышенности и в районах, расположенных к северу от Терека, рек нет. Почти все реки республики носят ярко выраженный горный характер и берут начало на высоких гребнях хребтов из родников и ледников.

Чеченская Республика имеет весьма разветвленную речную сеть. Общее количество рек составляет 3198, суммарная протяженность - 6508,8 км. Все реки относятся к речным системам Терека и Сулака бассейна Каспийского моря. Преобладающее большинство рек (> 97%) представляет собой небольшие водотоки длиной менее 10 км. Число основных рек (длиною более 10 км) - 100.

В горной части и на Терско-Сунженской возвышенности встречаются минеральные источники: серные, солено-щелочные, железо-щелочные, соленые. На Сунженском, Терском, Брагунском и Гудермесском хребтах вода некоторых источников выходит с большой глубины и имеет высокую температуру (90°С). Воды многих минеральных и горячих источников Чеченской Республики обладают ценными целебными свойствами.

По данным Министерства экономического развития и торговли Чеченской Республики Чеченской Республикой производится около 8% ВРП СКФО, и по этому показателю он занимает на 5-е место среди субъектов СКФО и 74-е среди субъектов Российской Федерации. При этом по величине ВРП, произведенного республикой в расчете на душу населения, Чеченская Республика опережает только Республику Ингушетия, находясь на 6-м месте среди субъектов СКФО и на 79-м среди субъектов Российской Федерации, отставая от среднероссийского показателя в 4,8 раза и в 1,7 раза от уровня СКФО.

Основные отрасли промышленности - нефтегазодобывающая, строительных материалов, машиностроение, швейная, мебельная. В сельском хозяйстве преобладают земледелие, садоводство, переработка сельхозпродукции.

На энергетический комплекс Чеченской Республики приходится 2% от выпуска продукции всей региональной экономики, 1% добавленной стоимости, произведенной в регионе, 4% инвестиционных вложений, 1% налоговых выплат, 2% среднегодовой численности занятых с производительностью труда 0,697 млн руб./чел.

Лидирующие предприятия комплекса: ОАО "Чеченэнерго" -транспортировка электроэнергии (с 1-го октября 2014 года ОАО "Нурэнерго" прекратило выполнять функции сетевой организации) ~ 97% экономики комплекса, ГУП "Чечкоммунэнерго" - передача электроэнергии (с 1-го октября 2014 года прекратило операционные функции), МУП "Теплоснабжение" - производство, передача и распределение пара и горячей воды - 6% экономики комплекса.

Чеченская Республика при наличии собственных природно-ресурсных возможностей для производства энергетических мощностей является энергодефицитным регионом.

Раздел 2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Чеченской Республики за период 2009-2013 гг.

2.1. Общая характеристика Чеченской энергосистемы

Электроэнергетика Чеченской Республики представляет собой комплекс воздушных и кабельных линий электропередачи и трансформаторных подстанций разного класса напряжения, связанных общностью режима работы, имеющих общий резерв мощности и централизованное оперативно-диспетчерское управление. По состоянию на 1.01.2014 г. территориально включает в себя сети напряжением 330 кВ - сети ОАО "ФСК ЕЭС" и электрические сети напряжением 0,4; 6; 10; 35; 110 кВ, эксплуатация которых осуществляется ОАО "Чеченэнерго"1.

В соответствии с этим субъектами электроэнергетики, образующими региональную энергосистему Чеченской Республики являются:

- ОАО "Нурэнерго" под управлением ОАО "МРСК Северного Кавказа" осуществляет деятельность по купле-продаже электрической энергии. Является единственным гарантирующим поставщиком электрической энергии на территории Чеченской Республики и обеспечивает реализацию электрической энергии на розничном рынке субъекта в объеме 100%.

- ОАО "Чеченэнерго" под управлением ОАО "МРСК Северного Кавказа" осуществляет деятельность по передаче электрической энергии и занимает доминирующее положение в электроэнергетической отрасли Чеченской Республики, осуществляет перетоки электрической энергии в граничащие с ней соседние субъекты РФ. Обеспечивает транспортировку электроэнергии на территории Чеченской Республики и технологические присоединения энергопринимающих устройств потребителей в объеме 97%;

Основным центром питания потребителей Чеченской Республики является ПС 330 кВ Грозный. Электроснабжение оставшейся части потребителей осуществляется по межсистемным переточным ВЛ 110 и 35 кВ.

- Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Ставропольское ПМЭС осуществляет эксплуатацию сетей 330 кВ;

- ГУП "Чечкоммунэнерго" является структурой МЖКХ Чеченской Республики и до 1-го октября 2014 года осуществляла поставку электроэнергии (получаемой от ОАО "Нурэнерго") потребителям городов Грозного, Гудермеса, Аргуна и отдельным районам республики.

В регионе имеет место дефицит мощности, обусловленный отсутствием собственных источников генерации. Исторически сложившаяся ненадежная схема радиального построения электрической сети не обеспечивает возможность полноценного резервирования центров питания 35, 110 кВ. Около трети подстанций 35, 110 кВ введены в эксплуатацию по однотрансформаторной схеме с односторонним питанием, без возможности резервирования.

Сетевое хозяйство Чеченской республики находится в процессе восстановления, однако темпы восстановления воздушных линий и трансформаторных подстанций не удовлетворяют возрастающим потребностям экономики Республики в электроэнергии.

Основные проблемы энергетической отрасли Чеченской Республики заключаются в отсутствии собственных генерирующих мощностей; значительном физическом и моральном износе основных производственных фондов электросетевых компаний.

В связи со стабилизацией социально-экономической ситуации, увеличением объемов производства в последние годы наблюдается рост потребления электрической и тепловой энергии, при этом опережающими темпами растет объем потребления электрической энергии.

Единственным генерирующим источником является Аргунская ТЭЦ, являющаяся объектом незавершенного строительства, введенная в эксплуатацию после реконструкции в 2011 г. по временной схеме для выдачи тепловой энергии и прекратившая выработку тепловой энергии потребителям после завершения ОЗП 2012/2013 гг.

В Чеченской Республике существуют предпосылки развития гидроэнергетики, что обусловлено наличием значительных гидроэнергоресурсов горных рек, протекающих по территории республики. Целесообразность использования данного вида ресурсов многократно подтверждена на практике развития энергетики республик Северного Кавказа, где в настоящее время функционирует 36 ГЭС, в стадии проектирования и строительства находятся еще около 30 ГЭС. Освоение гидроэнергетических ресурсов Чеченской Республики наиболее перспективное направление.

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Чеченской Республике и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет

Основными потребителями электрической энергии в Чеченской Республике являются в первую очередь население, незначительная доля промышленности, в основном нефтедобыча и в незначительном объеме транспорт и сельское хозяйство.

В отчетный период с 2009 по 2013 гг. наблюдался устойчивый рост электропотребления, обусловленный масштабными строительно-восстановительными процессами в республике.

В 2013 году темпы роста электропотребления сохранились примерно на уровне прошлого года. Несмотря на продолжающиеся в Чеченской Республике масштабные строительно-восстановительные работы рост электропотребления в сравнении с 2012 годом составил 1,6% и достиг величины 2379,1 млн кВт. ч.

Одной из основных причин сложившейся ситуации и тенденции на снижение темпов роста потребления электроэнергии является реализация на территории Чеченской Республики Комплексной программы по снижению сверхнормативных потерь, а так же активной работой энергоснабжающих предприятий с потребителями по снижению потерь электроэнергии и повышению уровня платежей за потребленную электроэнергию.

Динамика электропотребления, среднегодовых темпов прироста электропотребления в энергосистеме Чеченской Республики за отчетный период представлена в таблице 2.2.1 и на рисунках 2.2.1., 2.2.2 и 2.2.3.

Таблица 2.2.1

Динамика электропотребления и среднегодовых темпов прироста электропотребления в энергосистеме Чеченской Республики за период 2009-2013 гг.

Наименование	2009	2010	2011	2012	2013
Электропотребление, Э, млн. кВт. ч	2088.4	2146.5	2331.2	2340.7	2379.1
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт. ч.	84.5	58.1	184.7	9.5	38.4
Среднегодовые темпы прироста, %	4,2	2.8	8.6	0,4	1,6

"Динамика электропотребления в энергосистеме Чеченской Республики за период 2009-2013 гг." (рис. 2.2.1)

"Динамика абсолютного прироста электропотребления в энергосистеме Чеченской Республики за период 2009-2013 гг." (рис. 2.2.2)

"Динамика среднегодовых темпов прироста электропотребления в энергосистеме Чеченской Республики за период 2009-2013 гг." (рис. 2.2.3)

Как видно из таблицы 2.2.1 и рисунков 2.2.1, 2.2.2 и 2.2.3, в период 2009-2013 гг. наблюдался общий рост электропотребления, однако с 2012 года отмечено снижение темпов роста электропотребления.

Таблица 2.2.2

Структура электропотребления Чеченской Республики по видам экономической деятельности

Наименование	2009 г.		2010 г.		2011 г.		2012 г.		2013
	млн кВт. ч.	%	млн кВт. ч.	%	млн кВт. ч.	%	млн кВт. ч.	%	млн кВт. ч.	%
Промышленное производство	36,7	2,8	30,7	2,5	36,1	2,4	94,9	5,8	118,4	7,7
Непромышленные потребители	60,6	4,7	70,6	5,8	77,2	5,1	82,1	5,0	125,5	8,2
ОПП	687,5	53,0	751,9	61,5	803,7	52,9	831,3	50,5	493,7	32,2
Сельхоз. потребители	2,3	0,2	2,6	0,2	2,5	0,2	2,7	0,2	3,5	0,2
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)	347,2	26,7	205,4	16,8	435,5	28,7	452,6	27,5	589,8	38,5
Бюджетные потребители	81,4	6,3	80,8	6,6	78,3	5,2	98,1	6,0	114,4	7,5
ЖКХ	82,3	6,3	79,8	6,5	85,1	5,6	84,9	5,2	86,7	5,7
Итого по ОАО "Нурэнерго" (ОАО "Чеченэнерго")	1 298,0		1 221,7		1518,3		1 646,6		1532,0
Потери в сетях		36,7		42,2		34,54		29,35		35,32

"Структура отпуска электрической энергии из сетей ОАО "Нурэнерго" (ОАО "Чеченэнерго") в 2009 году по группам потребителей" (рис. 2.2.4)

"Структура отпуска электрической энергии из сетей ОАО "Нурэнерго" (ОАО "Чеченэнерго") в 2010 году по группам потребителей" (рис. 2.2.5)

"Структура отпуска электрической энергии из сетей ОАО "Нурэнерго" (ОАО "Чеченэнерго") в 2011 году по группам потребителей" (рис. 2.2.6)

"Структура отпуска электрической энергии из сетей ОАО "Нурэнерго" (ОАО "Чеченэнерго") в 2012 году по группам потребителей" (рис. 2.2.7)

"Структура отпуска электрической энергии из сетей ОАО "Нурэнерго" (ОАО "Чеченэнерго") в 2013 году по группам потребителей" (рис. 2.2.8)

Анализ структуры электропотребления за 2009-2013 годы (табл. 2.2.2) показывает 2 тенденции:

- растущий характер электропотребления промышленного производства, связанный с восстановительными процессами в Чеченской Республике;

- снижение потерь электроэнергии, объясняющееся продолжающейся реализацией на территории Чеченской Республики Комплексной программы по снижению сверхнормативных потерь в сетях ОАО "Нурэнерго", а так же активной работой энергоснабжающих предприятий с потребителями по снижению потерь электроэнергии и повышению уровня платежей за потребленную электроэнергию;

- уменьшение доли ОПП в структуре отпуска электрической энергии, связанное прекращением операционной деятельности в 2013 году крупного ОПП - ГУП "Чечкоммунэнерго".

2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии и мощности

Основными потребителями электроэнергии в Чеченской Республике являются нижеследующие потребители:

Таблица 2.3

N п/п	Наименование потребителя	Вид деятельности	Годовой объем электропотребления, млн. кВт. ч
1.	ГУП "Чечкоммунэнерго"*	Энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии в городах Грозный, Аргун, пос. Чири-Юрт, Гудермес и ст. Шелковская	442,6
2.	ГУП "Чеченцемент"	Производство цемента	88,2
3.	МУП "Горводоканал"	Водоснабжение и водоотведение г. Грозный	51,6
4.	ООО "Энергосбыт"	Энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии отдельных крупных потребителей	41,1
5.	ОАО "Оборонэнергосбыт"	Энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии потребителям министерства обороны	30
6.	ОАО "Грознефтегаз"	Предприятие по добыче нефти и газа	27,4
7.	ГУП "Чечводоканал"	Водоснабжение и водоотведение по Чеченской Республике	33
8.	ОАО "Мегафон"	Мобильная связь	17,2
9.	ОАО "РЖД"	Железнодорожные перевозки	9,3
10	ОАО "Вымпелком"	Мобильная связь	7,3
11	ЦОУ ВОГОиП МВД России	Объекты МВД России	5,6

* ГУП "Чечкоммунэнерго" - данные по потреблению электроэнергии даны за 7 месяцев 2013 года, в связи с тем, что на основании Распоряжения Правительства Чеченской Республики от 23.07.2013 г N 217-р ГУП "Чечкоммунэнерго" прекратило операционную деятельность с 23.07.2014 г.

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки

В отчетный период 2009 - 2013 г.г. с учетом роста электропотребления в Чеченской энергосистеме, собственный максимум нагрузки энергосистемы в 2013 году снизился по сравнению с 2012 годом на -3.7%. Максимум нагрузки в 2013 году зафиксирован при температуре -8,7°С. Снижение максимума в 2013 году объясняется аномально низкой температурой воздуха прохождения максимума 2012 года (-21,8°С) на фоне продолжающейся реализации на территории Чеченской Республики Комплексной программы по снижению сверхнормативных потерь в сетях, активной работой энергоснабжающих предприятий с потребителями по снижению потерь электроэнергии и повышению уровня платежей за потребленную электроэнергию.

Динамика изменения собственного максимума нагрузки энергосистемы и среднегодовых темпов прироста собственного максимума нагрузки энергосистемы Чеченской Республики за отчетный период представлена в таблице 2.4.1 и на рисунках 2.4.1., 2.4.2. и 2.4.3.

Таблица 2.4.1

Динамика изменения собственного максимума нагрузки в энергосистеме Чеченской Республики за период 2009-2013 гг.

Наименование	2009	2010	2011	2012	2013
Собственный максимум нагрузки, МВт	416	437	434	473	455,3
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт	2	21	-3	39	-17.7
Среднегодовые темпы прироста, %	0,5	5.1	0.7	10	-3.7

"Динамика изменения максимума нагрузки в энергосистеме Чеченской Республики за период 2009-2013 г.г." (рис. 2.4.1)

"Динамика абсолютного прироста максимума нагрузки в энергосистеме Чеченской Республики за период 2009-2013 г.г." (рис. 2.4.2)

"Динамика среднегодовых темпов прироста максимума нагрузки в энергосистеме Чеченской Республики за период 2009-2013 г.г" (рис. 2.4.3)

К наиболее крупным узлам нагрузки энергосистемы Чеченской Республики относятся следующие подстанции:

- ПС 330/110/10 кВ

В Грозный основной центр питания Чеченской Республики. На подстанции установлены три автотрансформатора 330/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый. Находятся в эксплуатации: АТ-1 с 2006 года, АТ-2 с 2008 года и АТ-3 с 2011 года. Загрузка каждого автотрансформатора в нормальном режиме работы сети составляет 70%, Аварийное отключение одного из автотрансформаторов в период максимальных нагрузок приведет к перегрузу оставшихся в работе автотрансформаторов.

- ПС 110/35/10 кВ ГРП.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 и 16 МВА, (находятся в эксплуатации с 2004 и 2011 г.г., Максимальная загрузка трансформаторов в период зимнего максимума достигала: Т-4 - 81% и Т-3 - 73%. Мощность Т-3 не соответствует проектной. При аварийном отключении Т-4 в период максимальных нагрузок оставшийся в работе Т-3 будет находиться в режиме перегруза, который достигнет значения более 125%. Соответственно отключение Т-3 приведет к перегрузу Т-4 до 150%.

- ПС 110/35/6 кВ Ойсунгур.

На подстанции установлены три силовых трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 25, 25 и 16 МВА, (находятся в эксплуатации с 1968, 2008 и 1978 г.г., сроки эксплуатации соответственно составляют 45, 5 и 35 лет. Максимальная загрузка трансформаторов в период зимнего максимума достигала: Т-1 - 101%, Т-2 - 84% и Т-3 - 81%. Схема подключения Т-3 не соответствует проектной. При аварийном отключении любого трансформатора в период максимальных нагрузок оставшиеся в работе трансформаторы будут находиться в режиме значительного перегруза, который приводит к необходимости ввода ограничений.

- ПС 110/35/6 кВ Гудермес - Город.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/6 кВ мощностью по 16 МВА, (находятся в эксплуатации с 1965 и 1973 г.г., сроки эксплуатации соответственно составляют 48 и 40 лет. Максимальная загрузка трансформаторов в период зимнего максимума достигала: Т-1 - 96% и Т-2 - 119%. При аварийном отключении любого трансформатора в период максимальных нагрузок оставшийся в работе трансформаторы будут находиться в режиме значительного перегруза, который приводит к необходимости ввода ограничений.

- ПС 110/35/10 кВ Шали.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 16 МВА, (находятся в эксплуатации с 1974 и 1988 г.г., сроки эксплуатации соответственно составляют 39 и 25 лет. Максимальная загрузка трансформаторов в период зимнего максимума достигала: Т-1 - 111% и Т-2 - 107%. В период максимальных нагрузок оба трансформатора работают в режиме перегруза, при аварийном отключении любого трансформатора оставшийся в работе трансформаторы будут находиться в режиме значительного перегруза, который приводит к необходимости ввода ограничений.

- ПС 110/35/10 кВ Восточная.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 25 МВА, (находятся в эксплуатации с 2011 и 2012 г.г. Максимальная загрузка трансформаторов в период зимнего максимума достигала: Т-1 - 62% и Т-2 - 43%. При аварийном отключении одного из трансформаторов в период максимальных нагрузок оставшийся в работе трансформатор уже будет находиться в режиме перегруза.

- ПС 110/35/10 кВ Северная.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10кВ мощностью по 25 МВА, (находятся в эксплуатации с 2001 г.г., срок эксплуатации соответственно составляет 12 лет. Максимальная загрузка трансформаторов в период зимнего максимума достигала: Т-1 - 71% и Т-2 - 51%. При аварийном отключении одного из трансформаторов в период максимальных нагрузок оставшийся в работе трансформатор уже будет находиться в режиме перегруза достигающем величины 22%.

Таблица 2.4.2

Данные по загрузке трансформаторов подстанций 110 кВ в период ОЗП 2013/2014 гг.

N п/п	Наименование подстанции	Наименование трансформатора	Установленная мощность трансформатора, МВА	Максимальная нагрузка зимнего режимного дня, МВт	% загрузки тр-ра
1	Ойсунгур	Т-1	25	26,9	100,7
		Т-2	25	20,6	83,8
		Т-3	16	7,6	80,2
2	Гудермес	Т-1	16	15,8	95,6
		Т-2	16	15,3	80,9
3	Шали	Т-1	16	18,2	110,3
		Т-2	16	12,8	106,6
4	Аргунская ТЭЦ	Т-1	16	14,8	49,3
		Т-2	16	6,9	55,2
5	Цемзавод	Т-1	25	26,6	59,3
		Т-2	25	5,5	17,4
6	Шелковская	Т-1	10	8,5	-
		Т-2	10	0	48,2
7	Ищерская	Т-1	16	10,6	73,5
		Т-2	10	5,9	85,9
8	Наурская	Т-1	16	8,0	41,9
		Т-2	16	7,5	57,4
9	Горячеисточненская	Т-1	16	0	0,0
		Т-2	16	6,5	66,2
10	Каргалиновская	Т-1	10	7,9	30,6
11	Алпатово	Т-1	6,3	0,9	11,2
12	Горец	Т-1	25	16,2	56,0
		Т-2	25	18,9	53,7
13	Самашки	Т-1	16	8,7	22,1
		Т-2	16	10,6	105,9
14	Восточная	Т-1	25	18,0	61,2
		Т-2	25	13,2	42,4
15	Октябрьская	Т-1	16	8,0	66,2
16	Северная	Т-1	25	16,5	70,6
		Т-2	25	21,2	50,4
17	Холодильник	Т-1	25	12,1	40,5
18	Южная	Т-1	16	16,5	85,3
		Т-2	16	10,6	44,1
19	ГРП	Т-3	16	12,4	80,9
		Т-4	25	16,5	72,9
20	N 84	Т-1	16	14,7	90,4
21	Консервная	Т-1	16	12,2	21,3
		Т-2	16	0	58,8
22	АКХП (Аргун)	Т-1	10	4,1	94,1
		Т-2	10	0,7	7,1

2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Чеченской Республике, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей

Источников тепловой энергии, осуществляющими централизованное теплоснабжение на территории Чеченской Республики с 2013 года нет. Аргунская ТЭЦ, после завершения ОЗП 2012/2013 гг. прекратила снабжать тепловой энергией потребителей г. Аргун. Представлены отчетные данные МУП "Теплоснабжение" г. Грозного и МУП "ПУЖКХ г. Аргун" г. Аргун.

Имеющиеся сведения по потреблению тепловой энергии потребителями г. Грозный и Аргун представлены в нижеследующих таблицах. В связи с тем, что централизованное теплоснабжение многоэтажных домов от районных котельных, блочно-модульных котлов (БМК) и т.д. в основном начало осуществляться с 2010 г. информация представлена с 2010 года.

Таблица 2.5.1

Динамика потребления тепловой энергии и среднегодовых темпов прироста теплопотребления в Чеченской Республики за период 2010-2013 гг.

Наименование	2010	2011	2012	2013
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	509,3*	418,4	461,9	476,8
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-	-90,9*	43,5	14,9
Среднегодовые темпы прироста, %	-	-	10,4	3,2

* высокое значение теплопотребления за 2010 год связано с тем, что по г. Грозному подсчет отпущенной тепловой энергии осуществлялся по нормативным данным. С 2011 года и далее - по приборам учета. В связи с этим, величина прироста будет не корректной и поэтому не считается.

2.6. Перечень основных групп потребителей тепловой энергии

Перечень основных потребителей тепловой энергии в Чеченской Республике представлен в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1

Основные группы потребителей тепловой энергии

N п/п	Наименование потребителя, место расположения	Вид деятельности	Годовой объем теплопотребления, тыс. Гкал	Источник покрытия тепловой нагрузки	Параметры теплоносителя	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1	Население	-	408,1	БМК	95/70°С
2	Коммерческие потребители	-	12,2	БМК	95/70°С
3	Бюджетные потребители	-	51,7	БМК	95/70°С
4	Прочие	-	4,8	БМК	95/70°С
	Итого		476,8

Анализ производственной программы МУП "Теплоснабжение" г. Грозного на 2015-2017 годы и прогнозных данных по отпуску тепловой энергии МУП "ПУЖКХ г. Аргун" г. Аргуна на период до 2019 года, ощутимого роста теплопотребления в указанные период не предполагается. Источниками тепловой энергии предполагаются только районные котельные и БМК.

Несмотря на это, хозяйствующим субъектам в сфере теплоснабжения г. Грозного, рекомендуется проработать варианты теплоснабжения от Грозненской ТЭС, ввод 1-й очереди которой предполагается в 2017 году.

2.7. Структура установленной электрической мощности и выработки электрической энергии на территории Чеченской Республики

На территории Чеченской Республики отсутствуют действующие электростанции.

Аргунская ТЭЦ, восстановление которой начато в 2001 году, является объектом незавершенного строительства. Согласно проекта установленная электрическая мощность предполагалась 18 МВт.

2.8. Перечень существующих электростанций, включая блок-станции, установленной мощностью выше 5 МВт

На территории Чеченской Республики отсутствуют действующие электростанции.

2.9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

На территории Чеченской Республики отсутствуют действующие электростанции. Функционировавшие на территории Чеченской Республики электростанции ТЭЦ-1, 2, 3, 4, суммарной установленной мощностью 489,2 МВт, были разрушены в период боевых действий 1994-1996 г.г. и с тех пор электроснабжение потребителей республики осуществляется от других энергосистем.

2.10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности на территории Чеченской Республики за период 2009-2013 гг.

Чеченская энергосистема входит в состав ОЭС Юга и полностью является дефицитной энергосистемой.

Покрытие потребности энергосистемы Чеченской Республики в мощности и электроэнергии обеспечивается перетоками мощности по сети 110 кВ от соседних энергосистем и по сети 330 кВ от ПС 330 кВ Грозный.

В максимум зимнего режимного дня 18.12.2013 года в 18-00 потребление Чеченской энергосистемы составляло 412 МВт и покрывалось следующим образом:

- от Дагестанской энергосистемы 86 МВт;

- от СП МЭС 296 МВт;

- от Ингушской энергосистемы 10 МВт;

- от Ставропольской энергосистемы 20 МВт.

Ниже приведены структурные схемы балансов мощности для зимнего и летнего максимума и минимума нагрузки Чеченской энергосистемы в 2009-2013 гг.

2.11. Основные характеристики электросетевого хозяйства Чеченской Республики 110 кВ и выше

На территории Чеченской Республики действуют несколько сетевых компаний занимающихся транспортом электрической энергии, а также промышленных предприятий, в ведении которых находятся электрические сети напряжением 110 кВ и выше. К ним относятся:

- Ставропольское предприятие магистральных электрических сетей (далее - СПМЭС). СПМЭС является филиалом открытого акционерного общества "Федеральная сетевая компания единой энергетической системы" (ОАО "ФСК ЕЭС"). СПМЭС осуществляет эксплуатацию сетей 330 кВ на территории Чеченской Республики. На территории Чеченской Республики в эксплуатации СПМЭС находятся 236,9 км линий электропередачи напряжением 330 кВ и подстанция напряжением 330 кВ Грозный - 330, общей трансформаторной мощностью 377,52 МВА.

- ОАО "Чеченэнерго", находится под управлением ОАО "МРСК Северного Кавказа". В составе ОАО "Чеченэнерго" находятся Северный участок электрических сетей и Южный участок электрических сетей, которые занимаются ремонтом и эксплуатацией электрических сетей 35 и 110 кВ. Распределительные электрические сети 10; 6 и 0,4 кВ на всей территории Чеченской Республики обслуживаются следующими подразделениями ОАО "Чеченэнерго": 13 районными электрическими сетями (РЭС) и 3 городскими электрическими сетями (ГЭС). Объем передачи электроэнергии, осуществляемый энергокомпанией, достиг в отчетном году 2345,72 млн. кВт. ч. в год. Общая протяженность обслуживаемых ОАО "Чеченэнерго" воздушных линий электропередачи - 14033,4 км., кабельных линий электропередачи 714,8 км., а так же 82 подстанции напряжением 35-110 кВ общей мощностью 1022,4 МВА и 4847 трансформаторных и распределительных подстанций напряжением 6-10 кВ.

- Филиал ОАО РЖД Северо-Кавказская Железная Дорога (ОАО "РЖД СКЖД"). В ведении ОАО "СКЖД" находятся 3 подстанции напряжением 110 кВ и 1 подстанция напряжением 35 кВ. Суммарная установленная мощность подстанций напряжением 110 кВ - 115 МВА.

Общая протяженность ВЛ и трансформаторная мощность подстанций по классам напряжения в энергосистеме Чеченской Республики приведена в таблице 2.11.1.

Таблица 2.11.1

Протяженность ВЛ и КЛ и трансформаторная мощность ПС по классам напряжения на конец отчетного периода

Класс напряжения, кВ	Протяженность ВЛ и КЛ (в одноцепном исполнении), км	Трансформаторная мощность ПС, МВА
330	236,9	377,52
110	1068,1	749,5
Всего	1276,1	1127,02

За отчетный период на территории Чеченской Республики введена в работу подстанция 110/35/10 кВ Консервная, мощностью трансформаторов 2 х 16 МВА и ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) протяженностью 24,3 км. Так же в результате реконструкций и доведения подстанций до проектных параметров за последние 5 лет были увеличены установленные мощности нижеперечисленных подстанций:

Таблица 2.11.2

Вводы ВЛ (КЛ) и трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ и выше за период 2009-2013 гг. на территории Чеченской Республики

N п/п	Класс напряжения	Наименование объекта	Принадлежность	Год ввода	Протяженность/мощность (км/МВА)
1	110	ПС Консервная	ОАО "Нурэнерго"	2009	32
2	110	ПС Ойсунгур, замена Т-1 16 МВА на 25 МВА	ОАО "Нурэнерго"	2010	25
3	330	ПС Грозный, ввод АТ-3	ОАО "СПМЭС"	2011	125
4	110	Л-161	ОАО "Нурэнерго"	2011	24,3
5	110	ПС Восточная, замена Т-1 16 МВА на 25 МВА	ОАО "Нурэнерго"	2011	25
5	110	ПС Южная, ввод Т-2	ОАО "Нурэнерго"	2011	16
7	110	ПС Восточная, замена Т-2 16 МВА на 25 МВА	ОАО "Нурэнерго"	2012	25
8	110	ПС Аргун (ПС АКХП, ввод Т-2)	ОАО "Нурэнерго"	2012	10

2.12. Основные внешние электрические связи энергосистемы Чеченской Республики с указанием существующих ограничений по пропускной способности внешних сечений

Энергосистема Чеченской Республики входит в ОЭС Юга и имеет следующие внешние межсистемные электрические связи:

- воздушные линии электропередачи напряжением 330 кВ ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный и ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт, составляющие основу межсистемных связей энергосистемы.

- с Северо-Осетинской энергосистемой по ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120) и ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-129);

- с Ставропольской энергосистемой по ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская (Л-123) и ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская (Л-124);

- с Дагестанской энергосистемой по ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128), ВЛ 110 кВ Кизляр-1 - Каргалиновская (Л-148) и ВЛ 110 кВ Акташ - Гудермес-Тяговая (Л-149), по ВЛ 35 кВ Л-55а Кизляр-1 - Бороздиновская;

- с Ингушской энергосистемой по ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки (Л-102) и ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево (Л-121).

Перечень ВЛ напряжением 35 кВ и выше, обеспечивающих внешние межсистемные связи энергосистемы Чеченской Республики с энергосистемами соседних регионов, представлен в таблице 2.12.1.

Таблица 2.12.1

Внешние электрические связи энергосистемы Чеченской Республики

Класс напряжения	Наименование объекта	Протяженность, км
с Северо-Осетинской энергосистемой
330 кВ	ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный	114,44
110 кВ	ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120)	46,44
	ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-129)	47,84
со Ставропольской энергосистемой
110 кВ	ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская (Л-123)	156,8
	ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская (Л-124)	156,8
с Дагестанской энергосистемой
330 кВ	ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт	93,45
110 кВ	ВЛ 110 кВ Акташ - Гудермес-Тяговая (Л-149)	65,8
	ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128)	26,3
	ВЛ 110 кВ Кизляр-1 - Каргалиновская (Л-148)	19,6
35 кВ	Л-55 а Кизляр-1 - Бороздиновская	12,1
с Ингушской энергосистемой
110 кВ	ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки (Л-102)	39,9
	ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево (Л-121)	85,6

Анализ пропускной способности вышеуказанных сечений в последние годы показывает, что ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128), выполненная проводом АС-120, в период максимальных нагрузок не в полной мере обеспечивает надежное электроснабжение потребителей восточного энергорайона Чеченской Республики.

В соответствии с вышеизложенным, для обеспечения допустимого режима работы ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) и избежания ввода ГВО имеются рекомендации Северокавказского РДУ, отраженные в СИПР 14-18, по её реконструкции с заменой провода АС-120 на АС-185 или как альтернатива - восстановление ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Ойсунгур (Л-144) с подвеской провода АС сечением не менее 185 мм2. Указанное мероприятие заложено в инвестиционной программе ОАО "Чеченэнерго" 2014 года, согласно которой ввод в работу Л-144 планируется до начала ОЗП 2014/2015 гг.

2.13. Единый топливно-энергетический баланс Чеченской Республики

Основу топливно-энергетических балансов Чеченской Республики по строке "производство" составляют нефть и газ, а по строке "потребление" - газ и электроэнергия.

Прогнозный топливно-энергетический баланс Чеченской Республики

Ресурсы		Ед. изм.	2015 г.	2020 г.
Добыча и производство, всего		млн. т.у.т.	287,177	274,32685
в т.ч.:	нефть		0,689	0,54
		млн. т.у.т.	0,98527	0,7722
	бензин		0	0,369
		млн. т.у.т.	0	0,54981
	дизельное топливо		0	0,444
		млн. т.у.т.	0	0,6438
	попутный газ, природный газ	млн. м. куб.	248	235
		млн. т.у.т.	286,192	271,19
	эл. энергия	млн. кВт. ч.	0	3298,7
		млн. т.у.т.	0	1,1710385
Потребление, всего		млн. т.у.т.	2324,53	2871,0914
в т.ч.:	прир. газ	млн. м. куб.	1765	2250
		млн. т.у.т.	2036,81	2596,5
	нефть	млн. тн.	0	1
		млн. т.у.т.	0	1,43
	попут. газ	млн. м. куб.	248	235
		млн. т.у.т.	286,192	271,19
	бензин	млн. тн.	0,23	0,34
		млн. т.у.т.	0,3427	0,5066
	диз. топл.	млн. тн.	0,14	0,19
		млн. т.у.т.	0,203	0,2755
	эл. энергия	млн. кВт. ч.	2764	3350
		млн. т.у.т.	0,98122	1,18925
Ввоз, всего		млн. т.у.т.	2037,35	2596,7645
в т.ч.:	прир. газ	млн. м. куб	1765	2250
		млн. т.у.т.	2036,81	2596,5
	нефть	млн. тн.	-0,689	0,46
		млн. т.у.т.	-0,9853	0,6578
	бензин	млн. тн.	0,23	-0,029
		млн. т.у.т.	0,3427	-0,04321
	диз. топл.	млн. тн.	0,14	-0,254
		млн. т.у.т.	0,203	-0,3683
	эл. энергия	млн. кВт. ч.	2764	51,3
		млн. т.у.т.	0,98122	0,0182115

Примечание: при расчете использованы коэффициенты:

- нефть - 1,43 т.у.т/т ;

- бензин - 1,49 т.у.т. т;

- дизтопливо - 1,45 т.у.т/т;

- природный газ - 1,154 т.у.т./тыс. м3;

- эл. энергия - 0,355 т.у.т./ тыс. кВт. ч.

Перспективный прогноз производства рассчитан с учетом ввода в период 2016-2020 г.г. - 1 очереди каскада ГЭС на р. Аргун, Грозненской ТЭС, Аргунской ТЭЦ, установок ВИЭ и Грозненского НПЗ;

_______________________________________

1 - с 1-го октября 2014 года, после консолидации электросетевых объектов Чеченской Республики, приступила к операционной деятельности сетевая компания ОАО "Чеченэнерго". С этого времени ОАО "Чеченэнерго" осуществляет эксплуатацию электрических сетей на всей территории Чеченской Республики, ранее эксплуатировавшиеся ОАО "Нурэнерго" и электрические сети городов Грозный, Гудермес и Аргун, ранее эксплуатироваться ГУП "Чечкоммунэнерго".

Раздел 3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Чеченской Республики

После известных событий в Чеченской Республике 1994-2000 годов, энергосистема полностью не восстановлена. В связи с этим большая часть энергообъектов морально и физически изношены (за исключением нескольких ПС и ЛЭП 35-110 кВ, и части распределительных сетей, восстановленных в период после 2002 года). Самый большой износ - 86% имеет трансформаторное оборудование подстанций 110 и 35 кВ. Такое состояние оборудования и сетей не соответствует требованиям по надежности, практически отсутствует автоматизация процессов, отсутствуют устройства АЧР и ЧАПВ, состояние РЗА не соответствует требованиям надежности. Такое состояние сетей, на фоне значительного роста электропотребления, не всегда позволяет обеспечить надежность и качество электроснабжения потребителей. Кроме того, это является одной из причин высоких потерь электроэнергии. Около трети подстанций 35, 110 кВ введены в эксплуатацию по однотрансформаторной схеме с односторонним питанием без возможности резервирования.

Учитывая значительный рост электропотребления в последние годы в Чеченской Республики и растущие требования по надежности со стороны потребителей, органов власти и Системного оператора, состояние энергообъектов не всегда позволяет обеспечить надежность и качество электроснабжения всех потребителей.

Для завершения восстановления энергосистемы Чеченской Республики и приведения ее в соответствие с нормативными требованиями необходима реализация Программы восстановления и завершения строительства пусковых объектов на территории Чеченской Республики.

Энергосистема Чеченской Республики ввиду отсутствия объектов генерации является исключительно дефицитной по мощности. Покрытие дефицита мощности осуществляется за счёт внешних перетоков по сети 330, 110 кВ, со стороны энергосистем Республики Северная Осетия-Алания, Республики Ингушетия, Республики Дагестан и Ставропольского края.

В 2013 году покрытие электрической нагрузки Чеченской Республики осуществляется от ПС 330/110 кВ Грозный и по связям 110 кВ от Дагестанской, Северо-Осетинской, Ингушской и Ставропольской энергосистем. ПС 330 кВ Грозный включена в транзит 330 кВ Владикавказ-2 - Чирюрт, который также обеспечивает передачу мощности из ОЭС Юга в Дагестан и экспорт в энергосистему Азербайджана, а в летний период при наличии в Дагестанской энергосистеме значительных избытков мощности - их выдачу в ОЭС Юга.

В 2013 году сеть 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики представляет собой три раздельных энергорайона, запитанных от:

1. ПС 330 кВ Грозный.

2. По межсистемным связям 110 кВ от Ингушской, Северо-Осетинской и Ставропольской энергосистемы.

3. От Дагестанской энергосистемы по межсистемным ВЛ 110 кВ Акташ - Гудермес-Тяговая (Л-149), ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) и ВЛ 110 кВ Кизляр-1 - Каргалиновская (Л-148).

Транзит мощности из объединенной энергосистемы Юга в Дагестанскую энергосистему и в обратном направлении (в зависимости от текущего баланса мощности в Дагестанской энергосистеме) в настоящий момент осуществляется по сети 330 кВ Чеченской энергосистемы, по сети 110 кВ транзитных перетоков мощности не осуществляется.

Нормальные разрывы в сети 110 кВ, в настоящий момент обеспечивающие раздельную работу вышеуказанных энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики:

- на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая отключен шиносоединительный выключатель ШСВ-110, на ПС Наурская отключён выключатель ВЛ 110 кВ Наурская - Терек-Тяговая (В-174) - для недопущения ограничения перетоков мощности по ВЛ 330 кВ в сечениях "ОЭС - Дагестан", "Дагестан - ОЭС" по пропускной способности оборудования 110 кВ в послеаварийных режимах, а также в связи с необходимостью обеспечения объёма воздействий устройств ПА, установленных на ПС 330 кВ Грозный (АЧР, САОН, АРПТ, воздействующих на отключение ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125), ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161)), а также комплексов (устройств) противоаварийной автоматики ОЭС Юга, действующих на отключение энергорайона северной части Дагестанской энергосистемы и северо-восточной части энергосистемы Чеченской Республики;

- на ПС 110 кВ ГРП-110 отключен шиносоединительный выключатель ШСВ-110 - для недопущения ограничения перетоков мощности по ВЛ 330 кВ в сечениях "ОЭС - Дагестан", "Дагестан - ОЭС" по пропускной способности оборудования 110 й в послеаварийных режимах, а также в связи с необходимостью обеспечения объёма воздействий АЧР, установленной на ПС 330 кВ Грозный и действующей на отключение ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-П0), ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136).

На ПС 110 кВ Северная в настоящий момент исполнен нормальный разрыв на секционном выключателе СМВ-110 в связи с отсутствием линейных защит на ПС 110 кВ Северная и необходимостью обеспечения надёжности электроснабжения потребителей г. Грозный, запитанных от данного объекта. По аналогичным причинам нормальный разрыв исполнен на ПС 110 кВ Цемзавод по транзиту 110 кВ Грозный - Цемзавод - Шали - Аргунская ТЭЦ.

Для повышения надежности функционирования энергосистемы Чеченской Республики потребуется выполнить мероприятия, обеспечивающие работу электрической сети 110 кВ в замкнутом режиме. В качестве основного мероприятия предполагается строительство и ввод в работу новой ПС 330 кВ в районе г. Гудермес (ПС 330 кВ Сушка) в 2015 году с комплексом мероприятий по противоаварийной автоматике, обеспечивающим работу сети 110 кВ Чеченской энергосистемы в замкнутом режиме.

В соответствии с этим, начиная с зимнего максимума 2015 года все вышеуказанные выключатели 110 кВ в проведённых расчётах электроэнергетических режимов приняты нормально включёнными, что соответствует режиму параллельной работы энергорайонов 110 кВ Чеченской энергосистемы, а также сетей 110 кВ энергосистем Республики Северная Осетия-Алания, Республики Ингушетия, Чеченской Республики и Республики Дагестан.

Раздел 4. Основные направления развития электроэнергетики Чеченской Республики

4.1. Анализ функционирования и предложения по развитию электрических сетей энергосистемы, включая внешние связи энергосистемы напряжением 110 кВ и выше

Данные по вводимым (реконструируемым) объектам генерации и электросетевым объектам, подключаемым потребителям, а также прогнозы потребления мощности энергосистемы Чеченской Республики, используемые в расчётной электрической модели на период формирования схемы и программы по "реалистическому" и "оптимистическому" вариантам развития, приведены в Приложении 1.

В разделе 3 Приложения 1 указаны вводные объекты, отсутствующие в инвестиционных программах субъектов электроэнергетики (исключенные из ранее утверждённых инвестиционных программ) и мероприятиях по ТУ на ТП, необходимость строительства которых дополнительно рассмотрена в настоящей работе как мероприятия, обеспечивающие ввод параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений.

В том числе в настоящей работе дополнительно рассмотрена необходимость строительства Грозненской ТЭС установленной мощностью 420 МВт (2 х 210 МВт) как одного из возможных мероприятий, обеспечивающих допустимые параметры электроэнергетических режимов работы энергосистемы Чеченской Республики. Схема выдачи мощности вышеуказанной станции принята в соответствии с предварительными техническими решениями, разработанными в СиПР ЧР 2013-2017 г.г. и проверена на соответствие новым режимно-балансовым условиям.

Данные по вводимым (реконструируемым) объектам генерации и электросетевым объектам, а также прогнозы потребления мощности энергосистем других субъектов Российской Федерации Северо-Кавказского Федерального округа, используемые в расчётной электрической модели, приведены в Приложении 2.

4.2. Расчеты электроэнергетических режимов

В данном разделе выполнены расчеты электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Чеченской Республики для зимнего и летнего максимумов нагрузки 2015-2019 годов, анализ нормальных, основных ремонтных и наиболее тяжелых послеаварийных режимов с учетом наложения на них нормативных возмущений, с учетом реконструкции существующих и ввода новых электросетевых объектов, объектов генерации и динамики изменения электрических нагрузок.

Рассмотрены два варианта развития электроэнергетики Чеченской Республики - "Реалистический" и "Оптимистический".

"Реалистический" вариант развития электроэнергетики Чеченской Республики основан на прогнозных балансовых данных ОАО "СО ЕЭС" и данных по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики в утверждённых инвестиционных программах субъектов электроэнергетики.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Чеченской Республики на 5-летний период для "реалистического" варианта развития электроэнергетики, представленный ОАО "СО ЕЭС":

Прогноз электропотребления:

	Прогнозируемый период
	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Электропотребление, млн. кВт. ч	2428	2486	2572	2647	2712	2761
Среднегодовые темпы прироста, %	2,1	2,4	3,5	2,9	2,5	1,8

Прогноз потребления мощности:

		Прогнозируемый период
		2014	2015	2016	2017	2018	2019
ЛМ	Потребление мощности, МВт	315	324	333	341	347	353
ЗМ		457	469	482	494	503	512
Среднегодовые темпы прироста, %		0,4	2,6	2,8	2,5	1,8	1,8

В соответствии с "реалистическим" вариантом развития:

В соответствии с ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 гг. до конца 2014 года планируется восстановление и ввод в работу ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Гудермес - Тяговая (Л-144), ввод которой направлен на обеспечение надежности электроснабжения энергорайона северо-восточной части Чеченской Республики.

Согласно ДТП N 266/2011-НЭ от 06.06.2011 / ТУ на ТП от 29.11.2010 питание нефтеперерабатывающего завода г. Грозный мощностью 19,4 МВт планируется осуществлять от двух трансформаторов вновь вводимой в конце 2015 г. ПС 110/10 кВ НПЗ, подключаемой отпайками от ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) и от ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Октябрьская (Л-137).

В 2015 году в соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России на период 2014-2020 г.г. и инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" планируется ввод в работу ПС 330 кВ Сунжа с двумя AT мощностью по 125 МВА, присоединение к сети 330 кВ осуществляется заходами от ВЛ 330 кВ Моздок - Артём, привязка ПС к сети 110 кВ принята в соответствии со схемой привязки, разработанной в проектной работе "ОТР ПС 330 кВ Сунжа". В соответствии с вышеуказанной работой предполагается строительство заходов ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144), ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Шелковская (Л-146) на ПС 330 кВ Сунжа с образованием четырех новых ЛЭП и строительство новой ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная. Строительство заходов ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144), ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Шелковская (Л-146) на ПС 330 кВ Сунжа определено "Комплексной программой развития" электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 гг.", утвержденной ОАО "Россети" 20.06.2013 г. Строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная на момент разработки СиПР отсутствует в планах сетевых организаций. Необходимость строительства данной ЛЭП дополнительно рассмотрена в настоящей работе на новых схемно-режимных условиях периода 2015-2019 гг.

В соответствии с ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы / ТУ на ТП от 15.08.2014 к концу 2014 года предполагается ввод в работу новой ПС 110 кВ Гудермес-Сити с установкой двух трансформаторов мощностью по 25 МВА, для питания энергопринимающих устройств комплекса высотных зданий "Гудермес-Сити". Подключение ПС 110 кВ Гудермес-Сити осуществляется путем строительства заходов ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес (Л-126) и Гудермес-Тяговая - Аргунская ТЭЦ (Л-142) на ПС 110 кВ Гудермес-Сити, с образованием 4-х новых ВЛ 110 кВ.

В начале 2015 года согласно ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы предполагается восстановление и включение в транзит ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево (Л-122).

"Оптимистический" вариант развития электроэнергетики Чеченской Республики, соответствующий наиболее интенсивному росту экономики республики, основан на информации реалистического варианта с дополнительным включением:

данных по вводам потребителей в соответствии с ТУ на ТП, по которым отсутствуют заключённые договора на технологическое присоединение к электрическим сетям;

данных по вводам потребителей и электросетевых объектов, основанные на федеральных и республиканских программах развития, информации о привлечении сторонних инвестиций и др.

Прогноз потребления мощности энергосистемы Чеченской Республики на 5-летний период, разработанный для "оптимистического" варианта развития электроэнергетики:

		Прогнозируемый период
		2014	2015	2016	2017	2018	2019
ЛМ	Потребление мощности, МВт	350	412	440	485	502	511
ЗМ		508	598	638	703	728	741

Перечень объектов, планируемых к вводу по "оптимистическому" варианту развития, а также выводы, сделанные на основании расчетов электроэнергетических режимов по "оптимистическому" варианту развития не являются основанием для включения в инвестиционные программы субъектов электроэнергетики указанных в нем мероприятий по вводу (строительству) объектов электроэнергетики. Результаты работы настоящей СиПР по "оптимистическому" варианту развития электроэнергетики Чеченской Республики призваны оценить технические возможности энергосистемы Чеченской Республики обеспечить нормируемые параметры электроэнергетического режима при более интенсивном росте потребления энергосистемы, соответствующем предложениям ОИВ Чеченской Республики, выявить "узкие места" в энергосистеме ЧР по "оптимистическому" варианту и наметить технические мероприятия по их устранению. Результаты работы по "оптимистическому" варианту развития должны быть подтверждены при разработке технических условий на ТП указанных в ней крупных потребителей для последующего включения в "реалистический" вариант развития СиПР ЧР 2016-2020 гг. на основании утвержденных договоров на ТП данных потребителей и (или) результатов расчетов электроэнергетических режимов по "реалистическому" варианту развития. При развитии электроэнергетической отрасли Чеченской Республики по "оптимистическому" варианту дополнительно учитываются (включены в расчетную модель) ввода новых энергообъектов и потребителей, строительство (присоединение) которых не рассматривалось в рамках "реалистического" варианта, в том числе:

- всесезонный горнолыжный курорт "Ведучи" в 2015 году с потребляемой мощностью 24 МВт, присоединение к энергосистеме которого предполагается осуществить от вновь вводимой ПС 110 кВ Ведучи по двум ВЛ 110 кВ Цемзавод - Ведучи и ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи;

- спортивно-оздоровительный туристический комплекс "Грозненское море" в 2015 году с потребляемой мощностью 9 МВт, присоединение к энергосистеме которого предполагается осуществить от вновь вводимой ПС 110 кВ Черноречье, питаемой по двум отпайкам от ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) и ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Октябрьская (Л-137);

- автомобильный завод в г. Аргун с потребляемой мощностью 8 МВт (поэтапно в период 2015-2017 гг.), присоединение к энергосистеме которого предполагается осуществить в 2015 году от вновь вводимой ПС 110 кВ Автопром, питаемой по двум отпайкам от ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) и ВЛ 110 кВ Шали - Цемзавод (Л-160);

- микрорайон N 7 в г. Грозный в 2017 году с потребляемой мощностью 4 МВт, присоединение к энергосистеме которого предполагается осуществить от вновь вводимой ПС 110 кВ РКБ, питаемой по двум отпайкам от ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) и ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-Ш);

- многофункциональный комплекс "Ахмат Тауэр" в г. Грозный в 2017 году с потребляемой мощностью 29 МВт, электроснабжение которого предполагается от вновь вводимой ПС 110 кВ Грозный-Сити по двум вариантам присоединения:

- 1-й вариант: отпайками от ВЛ 110 кВ Грозный - Южная (Л-114), ВЛ 110 кВ Грозный - Южная (Л-115);

- 2-й вариант: при строительстве Грозненской ТЭС - в рассечку каждой ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - Грозный (Л-114, Л-115) с образованием четырех ВЛ: ВЛ 110 кВ Грозный - Грозный-Сити с отпайкой на ПС 110 кВ Южная (1 и 2 цепь) и ВЛ 110 кВ ГТЭС - Грозный-Сити (1 и 2 цепь).

В данной работе рассмотрены оба варианта присоединения ПС 110 кВ Грозный-Сити.

В связи с выводами, сделанными по результатам расчетов электроэнергетических режимов по "реалистическому" варианту развития, о необходимости строительства дополнительных связей 110 кВ в центральный энергорайон энергосистемы Чеченской Республики, а также в связи со значительным ростом потребления "оптимистического" варианта в сравнении с "реалистическим" вариантом, в "оптимистическом" варианте развития учтены (включены в расчетную модель) вводы следующих объектов со сроком конец 2015 года:

- ПС 110 кВ Курчалой с ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой, ВЛ 110 кВ Курчалой - Аргунская ТЭЦ (с переводом нагрузок суммарной мощностью 26 МВт с ПС 110 кВ Ойсунгур);

- ВЛ 110 кВ Сунжа-Северная.

Карты-схемы развития энергосистемы Чеченской Республики по "реалистическому" и "оптимистическому" вариантам развития на каждый год формирования программы развития приведены на рисунках (рисунки РВ-2015, РВ-2016, РВ-2017, РВ-2018, РВ-2019 и ОВ-2015, ОВ-2016, ОВ-2017, ОВ-2018, ОВ-2019 соответственно).

Данные по допустимым токовым нагрузкам ЛЭП и оборудования 110 кВ и выше энергосистемы Чеченской Республики приведены в Приложении 3. При этом ограничения по допустимой токовой нагрузке ЛЭП по условиям РЗА при анализе расчётов электроэнергетических режимов не учитываются с учётом предположения, что уставки устройств РЗА будут перестроены до значений, снимающих данные ограничения.

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 расчётов 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 Чеченской энергосистемы 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 tgcp 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 Чеченской энергосистемы;

- в зимние максимумы нагрузок рассмотрены нормальные схемы и послеаварийные режимы отключения одного сетевого элемента в нормальных схемах, а также послеаварийные режимы отключения одного сетевого элемента в схемах плавки гололеда одной из ЛЭП, подверженных интенсивному гололедообразованию;

- в летние максимумы нагрузок рассмотрены нормальные и ремонтные схемы одного сетевого элемента, а также послеаварийные режимы отключения одного сетевого элемента в нормальных и ремонтных схемах одного сетевого элемента.

Результаты расчетов приведены в табличной и графической формах, схемы потокораспределения представлены в приложениях. В табличных формах приведены элементы электрической сети энергосистемы Чеченской Республики, токовая загрузка которых в расчетных режимах превышает 40% от номинальной величины.

4.2.1. Расчеты электроэнергетических режимов

В данном подразделе приведены результаты расчетов электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимних максимумов нагрузки и летних максимумов нагрузки 2015-2019 годов для "реалистического" варианта развития Чеченской энергосистемы, к рассмотрению приняты периоды зимних максимумов нагрузки 2015, 2017, 2019 гг. и летних максимумов нагрузки 2015, 2016, 2019 гг., соответствующие годам ввода планируемых к строительству объектов электроэнергетики и наиболее энергоёмких потребителей.

4.2.1.1. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года приведены в Приложении РВ-2015-ЛМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении РВ-2015-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).

4.2.1.2. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2015 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2015 года приведены в Приложении РВ-2015-ЗМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении РВ-2015-3М-Графика (схемы потокораспределения).

4.2.1.3. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2016 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2016 года приведены в Приложении РВ-2016-ЛМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении РВ-2016-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).

4.2.1.4. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2017 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2017 года приведены в Приложении РВ-2017-ЗМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении РВ-2017-3М-Графика (схемы потокораспределения).

4.2.1.5. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2019 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2019 года приведены в Приложении РВ-2019-ЛМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении РВ-2019-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).

4.2.1.6. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2019 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2019 года приведены в Приложении РВ-2019-ЗМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении РВ-2019-3М-Графика (схемы потокораспределения).

4.2.2. Расчеты электроэнергетических режимов. "Оптимистический" вариант

В данном подразделе приведены результаты расчетов электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Чеченской Республики в период прохождения зимних максимумов нагрузки и летних максимумов нагрузки 2015-2019 годов для "оптимистического" варианта развития Чеченской энергосистемы, к рассмотрению приняты расчеты режимов для этапов прохождения зимних максимумов нагрузки 2015, 2017, 2019 г. и летних максимумов нагрузки 2015, 2017, 2019 г., соответствующие годам ввода планируемых к строительству объектов электроэнергетики и наиболее энергоёмких потребителей.

4.2.2.1. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года приведены в Приложении ОВ-2015-ЛМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении ОВ-2015-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).

4.2.2.2. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2015 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2015 года приведены в Приложении ОВ-2015-3М-Таблицы (в табличном виде) и Приложении ОВ-2015-3М-Графика (схемы потокораспределения).

4.2.2.3. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2017 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2017 года приведены в Приложении ОВ-2017-3М-Таблицы (в табличном виде) и Приложении ОВ-2017-3М-Графика (схемы потокораспределения).

4.2.2.4. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2017 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2017 года приведены в Приложении ОВ-2017-ЛМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении ОВ-2017-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).

4.2.2.5. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2019 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2019 года приведены в Приложении ОВ-2019-3М-Таблицы (в табличном виде) и Приложении ОВ-2019-3М-Графика (схемы потокораспределения).

4.2.2.6. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2019 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2019 года приведены в Приложении ОВ-2019-ЛМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении ОВ-2019-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).

Раздел 4.3. Анализ расчётов электроэнергетических режимов. Предложения по развитию энергосистемы Чеченской Республики

В данном разделе на основании проведённых в разделе 4.2 расчётов проведен анализ электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше Чеченской энергосистемы в нормальных и основных ремонтных режимах с учетом наложения на них нормативных возмущений, для "реалистического" и "оптимистического" вариантов развития энергосистемы Чеченской Республики в период 2015-2019 годов, в том числе:

- произведена проверка достаточности пропускной способности существующих и намечаемых к строительству электрических сетей, выбор их параметров и определение условий обеспечения необходимых уровней напряжения в послеаварийных режимах;

- выявлены недостатки пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов ("узких мест"). Проведен анализ "узких мест", связанных с наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети.

На основании проведённого анализа приведены предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше для "реалистического" и "оптимистического" вариантов развития электроэнергетики Чеченской Республики:

- разработаны предложения в виде перечня по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест", с обоснованием необходимых мероприятий по развитию электрических сетей, с ранжированием объектов по значимости и годам ввода;

- разработаны рекомендации по созданию новых центров питания электрических нагрузок и электрических сетей 110 кВ и выше на период формирования схемы и программы развития;

- разработаны рекомендации по схемам выдачи мощности планируемых к вводу электростанций, а также по схемам внешнего электроснабжения объектов потребителей, сооружаемых на территории энергосистемы на период формирования схемы и программы развития;

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

4.3.1. Анализ расчётов электроэнергетических режимов "реалистического" варианта развития энергосистемы Чеченской Республики. Предложения по развитию энергосистемы Чеченской Республики в "реалистическом" варианте

4.3.1.1. Краткая характеристика режимно-балансовой ситуации в период 2015-2019 г.г.

Энергосистема Чеченской Республики ввиду отсутствия объектов генерации является исключительно дефицитной по мощности, величина дефицита при прохождении зимнего максимума нагрузки составляет 469 МВт в 2015 году, 482 МВт в 2016 году, 494 МВт в 2017 году, 503 МВт в 2018 году, 512 МВт в 2019 году, при прохождении летнего максимум нагрузки - 324 МВт в 2015 году, 333 МВт в 2016 году, 341 МВт в 2017 году, 347 МВт в 2018 году и 353 МВт в 2019 году. Покрытие дефицита мощности осуществляется за счёт внешних перетоков по сети 330, 110 кВ, со стороны энергосистем Республики Северная Осетия-Алания, Республики Ингушетия, Республики Дагестан и Ставропольского края.

К 2015 году, до ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа по проектной схеме, покрытие электрической нагрузки Чеченской Республики будет осуществляется от ПС 330 кВ Грозный и по связям 110 кВ от Дагестанской, Северо-Осетинской, Ингушской и Ставропольской энергосистем. ПС 330 кВ Грозный включена в транзит 330 кВ Владикавказ-2 - Чирюрт, который также обеспечивает передачу мощности из ОЭС Юга в Дагестан и экспорт в энергосистему Азербайджана, а в летний период при наличии в Дагестанской энергосистеме значительных избытков мощности - их выдачу в ОЭС Юга.

До ввода ПС 330 кВ Сунжа в конце 2015 года сеть 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики представляет собой три раздельных энергорайона, запитанных от:

1. ПС 330 кВ Грозный.

2. По межсистемным связям 110 кВ от Ингушской, Северо-Осетинской и Ставропольской энергосистемы.

3. От Дагестанской энергосистемы по межсистемным ВЛ 110 кВ Акташ - Гудермес-Тяговая (Л-149), ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128), ВЛ 110 кВ Кизляр-1 - Каргалиновская (Л-148).

Транзит мощности из объединенной энергосистемы Юга в Дагестанскую энергосистему и в обратном направлении (в зависимости от текущего баланса мощности в Дагестанской энергосистеме) в период до ввода ПС 330 кВ Сунжа и замыкания в транзит сетей 110 кВ Чеченской энергосистемы (конец 2015 года) осуществляется по сети 330 кВ Чеченской энергосистемы, по сети 110 кВ транзитных перетоков мощности не осуществляется.

Нормальные разрывы в сети 110 кВ, в настоящий момент обеспечивающие раздельную работу вышеуказанных энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики:

- на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая отключен шиносоединительный выключатель ШСВ-110, на ПС Наурская отключён выключатель ВЛ 110 кВ Наурская - Терек-Тяговая (В-174) - для недопущения ограничения перетоков мощности по ВЛ 330 кВ в сечениях "ОЭС - Дагестан", "Дагестан - ОЭС" по пропускной способности оборудования 110 кВ в послеаварийных режимах, а также в связи с необходимостью обеспечения объёма воздействий устройств ПА, установленных на ПС 330 кВ Грозный (АЧР, САОН, АРПТ, воздействующих на отключение ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес - Тяговая (Л-141), ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125), ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161)), а также комплексов (устройств) противоаварийной автоматики ОЭС Юга, действующих на отключение энергорайона северной части Дагестанской энергосистемы и северо-восточной части энергосистемы Чеченской Республики;

- на ПС 110 кВ ГРП-110 отключен шиносоединительный выключатель ШСВ-110 - для недопущения ограничения перетоков мощности по ВЛ 330 кВ в сечениях "ОЭС - Дагестан", "Дагестан - ОЭС" по пропускной способности оборудования 110 кВ в послеаварийных режимах, а также в связи с необходимостью обеспечения объёма воздействий АЧР, установленной на ПС 330 кВ Грозный и действующей на отключение ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110), ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136).

На ПС 110 кВ Северная в настоящий момент исполнен нормальный разрыв на секционном выключателе СМВ-110 в связи с отсутствием линейных защит на ПС 110 кВ Северная и необходимостью обеспечения надёжности электроснабжения потребителей г. Грозный, запитанных от данного объекта. По аналогичным соображениям выполнен нормальный разрыв на выключателе ВЛ 110 кВ Шали - Цемзавод (Л-160) на ПС 110 кВ Цемзавод.

ВЛ 110 кВ Кизляр-1 - Каргалиновская (Л-148) в настоящий момент нормально отключена на ПС 110 кВ Кизляр-1, для обеспечения объема УВ на отключение нагрузки от комплексов ПА ОЭС Юга. С вводом в работу ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Гудермес-Тяговая (Л-144) по условиям функционирования северо-восточного энергорайона Чеченской Республики нормальный разрыв по транзиту 110 кВ Кизляр-1 - Гудермес-Тяговая будет перенесен на выключатель ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Шелковская (Л-146) на ПС 110 кВ Шелковская, что обосновано в настоящей работе и учтено в расчетной модели летнего максимума 2015 года. После выполнения мероприятий по вводу ПС 330 кВ Сунжа и строительству ВЧ-каналов ПА, определенных основными техническими решениями по строительству ПС 330 кВ Сунжа, транзит 110 кВ Кизляр-1 - Гудермес-Тяговая (Кизляр-1 - Сунжа) может быть замкнут, что учтено в расчетных моделях начиная с зимнего максимума 2015 года.

На планируемой к вводу ПС 110 кВ Гудермес-Сити по условиям функционирования сети 110 кВ и обеспечения работы комплексов ПА ОЭС Юга будет поддерживаться нормальный разрыв на шиносоединительном выключателе 110 кВ во всех схемах.

Для повышения надежности функционирования энергосистемы Чеченской Республики потребуется выполнить мероприятия, обеспечивающие работу электрической сети 110 кВ в замкнутом режиме. В качестве основного мероприятия предполагается строительство и ввод в работу новой ПС 330 кВ в районе г. Гудермес (ПС 330 кВ Сунжа) в 2015 году с комплексом мероприятий по монтажу устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, обеспечивающим работу сети 110 кВ Чеченской энергосистемы в замкнутом режиме.

В соответствии с этим, начиная с зимнего максимума 2015 года все вышеуказанные выключатели 110 кВ, за исключением секционирующих коммутационных аппаратов 110 кВ на ПС 110 кВ Гудермес-Сити (для обеспечения реализации объема САОН на отключение северо-восточного и части центрального энергорайонов) и отпаечных подстанциях, в проведённых расчётах электроэнергетических режимов приняты нормально включёнными, что соответствует режиму параллельной работы энергорайонов 110 кВ Чеченской энергосистемы, а также сетей 110 кВ энергосистем Республики Северная Осетия-Алания, Республики Ингушетия, Чеченской Республики и Республики Дагестан.

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

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года показал, что наибольшая загрузка сети 110 кВ имеет место в восточном энергорайоне Чеченской Республики (потребители электрической энергии, запитанные от ПС 110 кВ Каргалиновская, ПС 110 кВ Шелковская, 1 с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая, ПС 110 кВ Гудермес, ПС 110 кВ Ойсунгур), питание которого осуществляется от Дагестанской энергосистемы по двум ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) и ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Акташ (Л-149) (ВЛ 110 кВ Кизляр-1 - Каргалиновская (Л-148) - нормально отключена на ПС 110 кВ Кизляр-1 для обеспечения объема ПА ОЭС Юга).

Анализ послеаварийных режимов (ПАР) работы электрической сети 110 кВ восточного энергорайона Чеченской в нормальной схеме (критерии "N-1"), для максимумов нагрузок летнего дня 2015 года показывает, что в послеаварийном режиме отключения (при ремонте) ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) (РВ-ЛМ-2015-1) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Гудермес Сити - Гудермес и ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Гудермес Сити 1 ц. (вновь образованные ВЛ 110 кВ после разрезания Гудермес - Гудермес Тяговая (Л-126) и строительства заходов на ПС 110 кВ Гудермес-Сити) составляет по 528 А при ДД/АД токе 357/429 А при +30°С, токовая загрузка ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Акташ (Л-149) составляет 582 А при ДД/АД токе 479/576 А для +30°С. Напряжение на с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ Ойсунгур снижается до 79 кВ. Токовые перегрузы вышеуказанных ВЛ 110 кВ и снижение напряжения на ПС 110 кВ Ойсунгур обусловлены в первую очередь величиной нагрузки потребителей ПС 110 кВ Гудермес и ПС 110 кВ Ойсунгур.

Предотвращение перегрузов и недопустимого снижения напряжения возможна за счет выполнения комплекса мероприятий по изменению схемы сети 110 кВ и за счет нового строительства, а именно посредством перевода питания ПС 110 кВ Каргалиновская и ПС 110 кВ Шелковская от ПС 110 кВ Кизляр-1 (перенос точки разрыва транзита на В-146 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая) и строительства ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144).

Послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) с ПС 110 кВ Каргалиновская и ПС 110 кВ Шелковская, запитанными от ПС 110 кВ Кизляр-1 и строительством ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая-Ойсунгур (Л-144) (РВ-ЛМ-2015-3) характеризуется отсутствием перегрузов в сети 110 кВ, напряжение на с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ Ойсунгур составляет 91 кВ. Однако, перенос точки разрыва транзита на В-146 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая и строительство ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) не обеспечивают в полном объеме допустимость параметров электроэнергетического режима в ремонтных схемах ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) или ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144). Для ввода режима в область допустимых значений в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) (ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128)) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) (ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144)) требуется монтаж противоаварийной автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН), с воздействием на отключение потребителей ПС 110 кВ Ойсунгур.

Послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) с ПС 110 кВ Каргалиновская и ПС 110 кВ Шелковская, запитанными от ПС 110 кВ Кизляр-1, строительством ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) и работой АОСН на ПС 110 кВ Ойсунгур в объеме 10 МВт (РВ-ЛМ-2015-4) характеризуется отсутствием перегрузов в сети 110 кВ выше аварийно-допустимых величин, напряжение на с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ Ойсунгур составляет не менее 91 кВ (не ниже минимально допустимого).

В соответствии с вышеизложенным, для обеспечения допустимого режима работы северо-восточного энергорайона Чеченской Республики рекомендуется выполнить:

- перенос точки разрыва по транзиту ВЛ 110 кВ Гудермес - Тяговая - Шелковская - Каргалиновская - Кизляр-1 на В-146 ПС 110 кВ Гудермес - Тяговая;

- восстановление ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) с подвеской провода АС сечением не менее 185 мм2;

- монтаж АОСН на ПС 110 кВ Ойсунгур с воздействием на отключение нагрузки ПС 110 кВ Ойсунгур объемом не менее 10 МВт.

При отсутствии возможности реализации вышеуказанных мероприятий, необходимо превентивное размыкание сети 110 кВ следующим образом: поддержание разрыва транзита ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Шелковская - Каргалинская - Кизляр-1 и транзита ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес - Ойсунгур - Ярыксу, например отключение В-127 на ПС 110 кВ Ойсунгур и В-148 ПС 110 кВ Кизляр-1. Данная схема существенно снижает надёжность электроснабжения потребителей, запитанных от ПС 110 кВ Ойсунгур, Гудермес, Гудермес-Тяговая, Шелковская, Каргалиновская.

Дальнейший анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года проведен с учетом выполнения мероприятий по переносу точки разрыва транзита ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Шелковская - Каргалиновская - Кизляр-1 на В-146 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая и включенной в транзит ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144), завершение строительства которой предполагается в конце 2014 года в рамках "Комплексной программы развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 годов", утверждённой ОАО "Россети" 20.06.2013, ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы, а так же ТУ на ТП от 08.2014 (комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити").

В нормальной схеме (РВ-ЛМ-2015-5) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 63 МВА -50% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Наиболее загруженной ВЛ 110 кВ является ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) - 276 А при длительно-допустимой (ДД) токовой нагрузки ВЛ при 30°С - 357 А. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 108-118 кВ.

В настоящий момент на ПС 330 кВ Грозный установлены устройства АРПТ (АОПО) автотрансформаторов 125 МВА АТ-1, АТ-2, АТ-3, при возникновении недопустимой перегрузки автотрансформаторов воздействующие с первой выдержкой времени - на сигнал; со второй выдержкой времени - на отключение выключателей ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125), ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) с запретом АПВ; с третьей выдержкой времени - на отключение обоих цепей ВЛ 110 кВ Грозный - Южная (Л-114, Л-115) с запретом АПВ. Послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2015-14) не приводит к недопустимому перегрузу оставшихся двух в работе авторансформаторов. В послеаварийном режиме отключения АТ-1 ПС 330 кВ Грозный в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2015-15) загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Грозный будет составлять 171% от номинальной. Ликвидация перегруза осуществляется работой 2 ступени АРПТ ПС 330 кВ Грозный с воздействием на отключение ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125), ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) (РВ-ЛМ-2015-16).

Послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) (РВ-ЛМ-2015-6), послеаварийный режим отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2015-17), послеаварийный режим отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2015-19), послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Наурская - N 84 (Л-185) (РВ-ЛМ-2015-22) характеризуется отсутствием перегрузов в сети 110 кВ, уровни напряжения в сети 110 кВ находятся в границах длительно допустимых значений.

ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) и ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141) обеспечивают надежное питание нагрузки потребителей центральной части Чеченской Республики (РВ-ЛМ-2018-8, РВ-ЛМ-2015-10). До выполнения мероприятий, обеспечивающих включение в транзит ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали - Цемзавод - Грозный, питание потребителей ПС 110 кВ Шали, ПС 110 кВ Цемзавод осуществляется в тупиковом режиме с разрывом на В-160 ПС 110 кВ Цемзавод. Замыкание вышеуказанного транзита значительно повысит надежность питания потребителей ПС 110 кВ Шали, ПС 110 кВ Цемзавод и обеспечит бесперебойное электроснабжение потребителей, запитанных от вышеуказанных объектов, при отключении ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161), ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162).

В целях определения возможности замыкания транзита 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали - Цемзавод - Грозный рассмотрены режимы послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) (РВ-ЛМ-2015-9), послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес Тяговая (Л-141) (РВ-ЛМ-2015-11), послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес Тяговая (Л-141) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) (РВ-ЛМ-2015-12), послеаварийного отключения ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) (РВ-ЛМ-2015-13), послеаварийного отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2015-18), послеаварийного отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2015-20). Как показывают расчеты, во всех рассматриваемых послеаварийных схемах с замкнутым транзитом 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали - Цемзавод - Грозный параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений, однако технологическое присоединение потребителей в энергоузлы ПС 110 кВ, запитанных по вышеуказанным ВЛ, ограничено до ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа и замыкания в транзит сетей 110 кВ Чеченской Республики (включения ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая). В соответствии с вышеизложенным, для повышения надежности питания потребителей Чеченской Республики, запитанных от ПС 110 кВ Шали, ПС 110 кВ Цемзавод, рекомендуется выполнение технических мероприятий (в т.ч. по УРЗА), обеспечивающих замыкание транзита 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали - Цемзавод - Грозный.

Для летнего периода (периода прохождения ремонтной компании) так же рассмотрены послеаварийные режимы работы сети Чеченской энергосистемы в ремонтных схемах. Анализ послеаварийных режимов работы электрической сети в ремонтных схемах (критерии "N-2") для максимумов нагрузок летнего дня 2015 года показывает, что в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) (РВ-ЛМ-2015-7), в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Ищерская - Наурская (Л-130) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки (Л-102) (РВ-ЛМ-2015-21), в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-129) (РВ-ЛМ-2015-23), в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки (Л-102) (РВ-ЛМ-2015-24), в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Ищерская - Наурская (Л-130) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ищерская - Ищерская - Тяговая (Л-171) (РВ-ЛМ-2015-25) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений.

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

Энергосистема Чеченской Республики при прохождении зимнего максимума 2015 года характеризуется сложной режимно-балансовой ситуацией, связанной с интенсивным ростом нагрузок и подключением новых потребителей, в том числе крупного узла нагрузки - ПС 110 кВ НПЗ.

К 2015 году для обеспечения покрытия растущей нагрузки Чеченской Республики в соответствии с СиПР ЕЭС России на период 2014-2020 г.г. планируется строительство ПС 330 кВ Сунжа. В целях увеличения надёжности электроснабжения потребителей Чеченской Республики, оптимизации электроэнергетического режима в связи с вводом дополнительного центра питания ПС 330 кВ Сунжа планируется замыкание в транзит сети 110 кВ Чеченской энергосистемы. Расчёты, начиная с зимнего максимума 2015 года, выполнены с учётом транзитной работы сети 110 кВ.

Присоединение ПС 330 кВ Сунжа к сети 330 кВ планируется по схеме "заход - выход" ВЛ 330 кВ Моздок (Алания) - Артем со строительством заходов на ПС 330 кВ Сунжа протяженностью 22 км (образуются две ВЛ 330 кВ Моздок (Алания) - Сунжа протяжённостью 153 км и ВЛ 330 кВ Сунжа - Артём протяжённостью 168 км).

В соответствии с выбранной площадкой строительства ПС 330 кВ Сунжа и проектными решениями, принятыми в работе "ОТР ПС 330 кВ Сунжа", в расчётах выполнена следующая схема привязки проектируемой подстанции к сети 110 кВ:

- присоединение ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) к шинам 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа по схеме "заход - выход", со строительством заходов на ПС 330 кВ Сунжа протяжённостью 0,2 км каждый (образуются две ВЛ 110 кВ Сунжа - Гудермес-Тяговая (1ц.) протяжённостью 5,1 км и ВЛ 110 кВ Сунжа - Ойсунгур протяжённостью 28,7 км);

- разрезание ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Шелковская (Л-146) и присоединение к шинам 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа по схеме "заход - выход", со строительством заходов на ПС 330 кВ Сунжа протяжённостью 2,4 км каждый (образуются две ВЛ 110 кВ Сунжа - Гудермес-Тяговая (2ц.) протяжённостью 4,9 км и ВЛ 110 кВ Сунжа - Шелковская протяжённостью 29 км);

- дополнительно к вышеизложенному, проектными решениями, принятыми в работе "ОТР ПС 330 кВ Сунжа", предусматривается строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная. В связи с отсутствием в планах электросетевых компаний мероприятия по строительству данной ВЛ на момент разработки СиПР, в настоящей работе проведен анализ электроэнергетического режима без учета строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и дополнительно исследован вопрос необходимости её строительства на новых режимно-балансовых условиях периода 2015-2019 гг. Дальнейшие расчеты, выполненные с учетом ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа, произведены без учета строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная.

Фиксация ЛЭП к РУ 110 кВ на ПС 330 кВ Сунжа принята в соответствии с проектными решениями, принятыми в работе "ОТР ПС 330 кВ Сунжа", а именно:

- 1 сш 110 кВ: ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Сунжа (1 ц) (бывшая Л-144), ВЛ 110 кВ Сунжа - Шелковская, ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная (в тех расчетных схемах, где её строительство необходимо для приведения параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений);

- 2 сш 110 кВ: ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Сунжа (2ц) (бывшая Л-146), ВЛ 110 кВ Сунжа-Ойсунгур.

В нормальном режиме (РВ-ЗМ-2015-1) на этапе прохождения зимнего максимума 2015 года нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 85 МВА - 68% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, нагрузка автотрансформаторов ПС 330 кВ Сунжа по 80 МВА - 64% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 110-116 кВ.

В послеаварийном режим отключения одного AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Сунжа загрузка оставшегося составляет 135 МВА, I сн составляет 658 А и не превышает ДД нагрузку трансформатора, дополнительных мероприятий по разгрузке оставшегося в работе AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Сунжа не требуется (РВ-ЗМ-2015-10).

В послеаварийных режимах отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (РВ-ЗМ-2015-2) или 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (РВ-ЗМ-2015-3) нагрузка оставшегося в работе автотрансформатора 330/110 кВ ПС 330 кВ Сунжа не превышает 119 МВА, ток через обмотку среднего напряжения I сн не превышает 555 А. Токовая загрузка элементов сети 110 кВ Чеченской энергосистемы находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжения обеспечиваются на уровне 109-116 кВ.

Послеаварийный режим отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЗМ-2015-4) так же характеризуется отсутствием перегрузов, уровни напряжения в данных режимах обеспечиваются не ниже 107 кВ.

Анализ послеаварийных режимов (критерий "N-1") работы электрической сети для максимумов нагрузок зимнего дня 2015 года показывает, что в послеаварийном режиме отключение 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЗМ-2015-5) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) составляет 606 А. На Л-110 подвешен провод АС-185, ДД/АД токовая загрузка которого составляет 632/760 А при 0 С, на ПС 330 кВ Грозный номинальный ток ВЧЗ Л-110 составляет 630 А, на ПС 110 кВ ГРП-110 установлены ТТ Л-110 номиналом 500 А, отбор мощности по Л-110 на питание ПС 110 кВ Консервная и ПС 110 кВ Холодильник обеспечивает допустимый режим работы ТТ Л-110 на ПС 110 кВ ГРП-110 - 487 А, однако дальнейший рост нагрузки приведет к их перегрузу выше аварийно допустимой величины, что ограничивает технологическое присоединение потребителей. Токовая нагрузка Л-110 обусловлена ростом нагрузки в центральной части Чеченской республики на существующих ПС 110 кВ, а так же набором нагрузки ПС 110 кВ НПЗ. В качестве мероприятия по обеспечению допустимого режима работы Л-110 при технологическом присоединении потребителей в энергоузлы ПС 110 кВ ГРП-110, Северная, Восточная, Консервная, Холодильник, Октябрьская рекомендуется замена ТТ Л-110 на ПС 110 кВ ГРП-110 на ТТ с номинальным током не менее 600 А и замена ВЧЗ Л-110 на ПС 330 кВ Грозный на оборудование с большей пропускной способностью. Альтернативным мероприятием может служить строительство дополнительной связи в центральную часть Чеченской Республики. В качестве данного мероприятия рассмотрено строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная. Послеаварийный режим отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный с учетом строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная (РВ-ЗМ-2015-7) характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ, токовая загрузка Л-110 составляет 438 А, возможность дополнительных технологических присоединений в энергоузлы ПС 110 кВ ГРП-110, Северная, Восточная, Консервная, Холодильник, Октябрьская обеспечивается.

Послеаварийные режимы отключения ВЛ 330 кВ Алания - Сунжа (РВ-ЗМ-2015-8), отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный (РВ-ЗМ-2015-9), отключения АТ-1 ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЗМ-2015-11), отключения ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) (РВ-ЗМ-2015-12), отключения ВЛ 110 кВ Ищерская - Наурская (Л-130) (РВ-ЗМ-2015-13), отключения ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120) (РВ-ЗМ-2015-14), отключения ВЛ 110 кВ Наурская - N 84 (Л-185) (РВ-ЗМ-2015-15), отключения 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая (РВ-ЗМ-2015-16) характеризуются отсутствием перегрузов оборудования и установившимся напряжением в сети 110 кВ Чеченской Республики не ниже 107 кВ.

Как показывают расчеты, наиболее тяжелым режимом работы энергосистемы Чеченской Республики в период прохождения зимнего максимума 2015 года, в случае отсутствия возможности ввода в работу к указанному периоду ПС 330 кВ Сунжа и замыкания в транзит сетей 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики, является режим аварийного отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок, подверженной интенсивному гололедообразованию. В осенне-зимний период в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок в послеаварийных режимах отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт происходит снижение напряжения в северо-западном и центральном энергорайонах Чеченской Республики (ПС 110 кВ Терек-Тяговая, ПС 110 кВ Червленая, ПС 110 кВ Горячеисточенская, ПС 110 кВ N 84, 1 сш. 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Самашки, ПС 110 кВ Горец, ПС 110 кВ Южная, Аргунская ТЭЦ, ПС 110 кВ Шали, ПС 110 кВ Цемзавод, ПС 110 кВ АКХП, 2 сш. 110 кВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Холодильник, ПС 110 кВ Октябрьская, 2 с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110) ниже аварийно-допустимых величин (РВ-ЗМ-2015-17). Напряжение в этих районах, в послеаварийном режиме фиксируется на уровне 82-55 кВ. В качестве решения проблемы снижения напряжения к концу 2014 года предусмотрено завершение монтажа и настройки АОСН на ПС 110 кВ: Шали, Цемзавод, Южная, Северная, Восточная, АКХП, Холодильник, ГРП-110 (выполнение дополнительного воздействия на отключение нагрузки). Послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт при отключенной ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок (РВ-ЗМ-2015-18) с учетом работы вышеуказанных АОСН (суммарным объемом отключаемой нагрузки порядка 157 МВт), характеризуется установившимся напряжением в сети 110 кВ северо-западного и центрального энергорайонов Чеченской Республики не ниже 98 кВ. В соответствии с вышеизложенным, для обеспечения допустимого уровня напряжения в послеаварийных режимах при прохождении зимнего периода до ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа и замыкания в транзит сетей 110 кВ Чеченской энергосистемы подтверждается необходимость установки АОСН на ПС 110 кВ Шали, Цемзавод, Южная, Северная, Восточная, АКХП, Холодильник, ПС 110 кВ ГРП-110 (выполнение дополнительного воздействия на отключение нагрузки).

Анализ режима аварийного отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок с введенной в работу ПС 330 кВ Сунжа (без учета строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная) (РВ-ЗМ-2015-19) показывает, что токовая загрузка шиносоединительного выключателя ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая достигает 943 А при допустимой токовой нагрузке 576 А (600 А) (ограничивающий элемент: ошиновка, ТТ в зависимости от температуры окружающей среды). Деление сети 110 кВ по перегружаемым связям 110 кВ (отключение ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая) приводит к недопустимому перегрузу ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120) и ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-129) (600 А и 618 А соответственно) (РВ-ЗМ-2015-20).

Таким образом, проведёнными расчётами подтверждается, что в качестве мероприятия, обеспечивающего допустимые параметры в послеаварийных режимах отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт при проведении плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок, требуется строительство новой ВЛ 110 кВ от ПС 330 кВ Сунжа в центральный энергорайон Чеченской Республики - ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная.

Строительство новой ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная обеспечит надёжное электроснабжение потребителей Чеченской Республики в рассматриваемом режиме (РВ-ЗМ-2015-21), однако не исключает необходимость деления сети 110 кВ, т.к. токовая загрузка ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая в данном режиме превышает допустимую и составляет 689 А. Для устранения данного перегруза потребуется деление сети 110 кВ путем установки ПА - автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) на ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая. Послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок с введенной в работу ПС 330 кВ Сунжа и ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная, с работой АОПО на отключение ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ, напряжение в сети 110 кВ рассматриваемой части Чеченской и Дагестанской энергосистемы обеспечивается на уровне 99 - 114 кВ (РВ-ЗМ-2015-22). Однако при этом следует отметить, что токовая загрузка ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная в данном режиме будет составлять 680 А, для исключения её перегруза выше аварийно допустимой величины потребуется подвеска провода марки АС сечением не менее 240 мм2, для разгрузки ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная до длительно допустимой величины потребуется ввод графиков временного отключения потребителей (ГВО).

Учитывая, что согласно КПР ЧР 2013-2018 в рассматриваемый период времени планируется ввод в работу ПС 110 кВ Курчалой, со строительством ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Курчалой, Курчалой - Ойсунгур, дополнительно рассмотрен послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт, в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок с введенной в работу ПС 330 кВ Сунжа, ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и ПС 110 кВ Курчалой (РВ-ЗМ-2015-23). В данной схеме, так же как в рассмотренной выше не исключается необходимость деления сети 110 кВ, т.к. токовая загрузка ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая в данном режиме превышает допустимую и составляет 629 А. Для устранения данного перегруза потребуется деление сети 110 кВ путем установки ПА - автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) на ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая (РВ-ЗМ-2015-24).

В качестве мероприятия, исключающего ввод ГВО для разгрузки ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная до длительно допустимых значений рекомендуется строительство транзита ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой - Аргунская ТЭЦ.

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

Как показывают расчеты, наиболее тяжелым режимом работы энергосистемы Чеченской Республики на момент ввода ПС 330 кВ Сунжа является режим аварийного отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт (потеря питания ПС 330 кВ Грозный по сети 330 кВ) (РВ-ЛМ-2016-1). Анализ вышеуказанного режима в летний максимум нагрузок 2016 года (без учёта строительства ВЛ 110 кВ Сунжа-Северная) показал:

- в послеаварийном режиме токовая загрузка шиносоединительного выключателя ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая достигает 1125 А при допустимой токовой нагрузке 576 А (600 А) (ограничивающий элемент: ошиновка, ТТ в зависимости от температуры окружающей среды), токовая загрузка ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес Сити 2ц. (бывшая ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Аргунская ТЭЦ (Л-142) до разрезания и заведения на ПС 110 кВ Гудермес-Сити) превышает АД - 493 А (при ДД/АД для температуры +30°C 357/429 А), токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) превышает АД - 531 А (при ДД/АД для температуры +30°C 357/429 А);

- деление сети 110 кВ по перегружаемым связям 110 кВ (отключение ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая) приводит к перегрузу выше аварийно допустимой величины ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки (Л-102) - 640 А, ВЛ 110 кВ Самашки - ГРП-110 (Л-103) - 511 А и ШСВ-110 ПС 110 кВ ГРП-110 - 737 А, а так же снижению уровней напряжения в сети 110 кВ Чеченской энергосистемы до 88 кВ (РВ-ЛМ-2016-2);

- дальнейшее деление сети 110 кВ по перегружаемым связям 110 кВ (отключение ШСВ-110 ПС 110 кВ ГРП-110) приводит к нарушению устойчивости электроэнергетического режима работы энергосистемы Чеченской Республики (РВ-ЛМ-2016-3).

Строительство новой ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная обеспечит надёжное электроснабжение потребителей Чеченской Республики при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный (ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт) в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт (ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный) и потере питания ПС 330 кВ Грозный по сети 330 кВ (РВ-ЛМ-2016-4), однако не исключает необходимость деления сети 110 кВ, т.к. токовая загрузка ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая в данном режиме превышает допустимую и составляет 856 А. Для устранения данного перегруза потребуется деление сети 110 кВ путем установки ПА - автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) на ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая. Послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный -Чирюрт, с учетом строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и работы АОПО на ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ, за исключением ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128), токовая загрузка которой составляет 481 А (при ДД/АД 357/429 А при +30°С) (РВ-ЛМ-2016-5). Для недопущения аварийного перегруза ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) потребуется монтаж АОПО ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128). Однако при этом следует отметить, что токовая загрузка ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная, после работы ПА на отключение ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая и отключение Л-128, в данном режиме будет составлять 740 А, что выше аварийно-допустимого значения для провода АС-240 при температуре окружающего воздуха +30°С.

Дополнительно рассмотрен послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт с учетом строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и транзита Аргунская ТЭЦ - Курчалой - Ойсунгур (РВ-ЛМ-2018-5). В данной схеме, так же как в рассмотренной выше, не исключается необходимость деления сети 110 кВ, т.к. токовая загрузка ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая в данном режиме превышает допустимую и составляет 724 А. Для устранения данного перегруза потребуется деление сети 110 кВ путем установки ПА - автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) на ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая (РВ-ЛМ-2016-6). Следует отметить, что при наличии транзита ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Курчалой - Ойсунгур работа (АОПО) на ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая может привести к аварийному перегрузу ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойунгур (Л-128). Для недопущения аварийного перегруза ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) требуется монтаж АОПО ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128). Послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт с учетом строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и транзита Аргунская ТЭЦ - Курчалой - Ойсунгур, работой АОПО ШСВ ПС 110 кВ Гудермес Тяговая и ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) (РВ-ЛМ-2016-7) характеризуется отсутствием перегрузов ВЛ 110 кВ и оборудования, напряжения в сети 110 кВ ЧР поддерживается на уровне 102-114 кВ.

Таким образом проведёнными расчётами подтверждается, что в качестве мероприятий, обеспечивающих допустимые параметры в послеаварийных режимах при выводе в ремонт ВЛ 330 кВ, отходящих от ПС 330 кВ Грозный, требуется строительство новой ВЛ 110 кВ от ПС 330 кВ Сунжа в центральный энергорайон Чеченской Республики - ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная, строительство транзита ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой - Аргунская ТЭЦ как дополнительной связи, обеспечивающей передачу мощности в наиболее дефицитный центральный энергорайон Чеченской Республики. Дополнительно, для исключения перегрузов элементов сети 110 кВ в послеаварийной схеме необходим монтаж АОПО ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) и АОПО на ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая.

Дополнительно рассмотрен послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт с учетом строительства Грозненской ТЭС и без учета строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и транзита Аргунская ТЭЦ - Курчалой - Ойсунгур (РВ-ЛМ-2016-8).

В соответствии с данными о площадке строительства Грозненской ТЭС, заключениями, изложенными в "СиПР Чеченской Республики на 2013-2017 г.г.", для осуществления привязки Грозненской ТЭС (2 х 210 МВт) к сети 110 кВ Чеченской энергосистемы принят к рассмотрению вариант схемы выдачи мощности (СВМ) Грозненской ТЭС, предполагающий:

- разрезание ВЛ 110 кВ Северная - ГРП-110 (Л-109) и присоединение к шинам 110 кВ Грозненской ТЭС по схеме "заход - выход", со строительством заходов на ТЭС протяжённостью 0,2 км каждый (образуются две ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - Северная протяжённостью 8,5 км и ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - ГРП-110 (2 ц.) протяжённостью 5,3 км);

- разрезание ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) и присоединение к шинам 110 кВ Грозненской ТЭС по схеме "заход - выход", со строительством заходов на ТЭС протяжённостью 0,2 км каждый (образуются две ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - Грозный (1 ц.) протяжённостью 26,8 км и ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - ГРП-110 (1 ц.) протяжённостью 5,3 км);

- строительство ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - ГРП-110 3ц. проводом АС-185 протяжённостью ~ 5,5 км (фиксация ВЛ определена на 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110);

- строительство участков от Грозненской ТЭС до существующих ВЛ 110 кВ Грозный - Южная (Л-114), ВЛ 110 кВ Грозный - Южная (Л-115) с образованием двух новых ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - Грозный (2 ц.) и ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - Грозный (3 ц.) длиной 22,5 км каждая;

- реконструкцию ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - Северная (бывшая Л-109) с заменой провода ВЛ на АС-240;

- на ПС 110 кВ Северная:

- замену ВЧЗ Л-109 (630 А) на ВЧЗ с номинальным первичным током 1000 А;

- замену ТТ СМВ-110 на ТТ с номинальным первичным током 1000 А;

- замену ошиновки СМВ-110, ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭЦ - Северная на провод АС-240.

- на ПС 110 кВ ГРП-110:

- перефиксацию ВЛ 110 кВ ГРП-110 - N 84 (Л-182) с 1 на 2 сш 110 кВ ГРП-110, а ВЛ 110 кВ ГТЭС - ГРП-110 (1 ц.) (бывшая Л-110) со 2 на 1 сш 110 кВ ГРП-110 в нормальной схеме;

- замена ТТ ШСВ-110 ПС 110 кВ ГРП-110 (500 А) на ТТ с номинальным первичным током не менее 600 А;

- замена ТТ ВЛ 110 кВ ГТЭС - ГРП-110 2 ц. (бывшая Л-109) на ТТ с номинальным первичным током не менее 600 А;

- монтаж комплексов ПА, обеспечивающих разгрузку Грозненской ТЭС при выходе параметров электроэнергетического режима за рамки допустимых значений в послеаварийных режимах в ремонтных схемах сети.

Послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт с учетом строительства Грозненской ТЭС по вышеуказанной СВМ и работой одного блока с нагрузкой 200 МВт (РВ-ЛМ-2016-8) показывает, что не исключается необходимость деления сети 110 кВ, т.к. токовая загрузка ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая в данном режиме превышает допустимую и составляет 673 А. Для устранения данного перегруза потребуется деление сети 110 кВ путем установки ПА - автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) на ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая, после работы которой параметры режима находятся в области допустимых значений (РВ-ЛМ-2016-9).

Таким образом, проведёнными расчётами подтверждается, что в качестве альтернативного мероприятия (альтернатива строительству ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и транзита ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой - Аргунская ТЭЦ), обеспечивающего допустимые параметры в послеаварийных режимах при выводе в ремонт ВЛ 330 кВ, отходящих от ПС 330 кВ Грозный, требуется ввод в работу Грозненской ТЭС. Дополнительно к мероприятиям по СМВ Грозненской ТЭЦ, для исключения перегрузов элементов сети 110 кВ в послеаварийной схеме необходим монтаж АОПО на ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая.

Дальнейшие расчеты и соответствующие выводы по ним проведены без учета строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная, транзита ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Курчалой - Ойсунгур и Грозненской ТЭС, в связи с отсутствием планов по их строительству в инвестиционных программах субъектов электроэнергетики. При этом дополнительно рассматривается строительство данных объектов как мероприятия по вводу параметров режима в область допустимых значений.

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2016 года показал, что в нормальной схеме (РВ-ЛМ-2016-10) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 62 МВА, ПС 330 кВ Сунжа по 40 МВА, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 111-118 кВ.

В послеаварийном режиме отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа, в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (РВ-ЛМ-2016-11) токовая загрузка элементов сети 110 кВ находится в границах длительно допустимых значений, напряжение в сети 110 кВ обеспечивается на уровне 110-116 кВ.

В послеаварийном режиме отключения 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2016-12) токовая загрузка ШСВ ПС 110 кВ ГРП-110 составляет 524 А при ДД/АД 479/500 А при +30°С. Для исключения перегруза потребуется монтаж АОПО с воздействием на отключение ШСВ на ПС 110 кВ ГРП-110.

Послеаварийный режим отключения 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (с работой АОПО ШСВ ПС 110 кВ ГРП-110) (РВ-ЛМ-2016-13) характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ выше аварийно допустимых значений, при этом токовая загрузка ШСВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая превышает длительно допустимую величину - 492 А. Для разгрузки потребуется выполнение дополнительных мероприятий по делению сети 110 кВ или вводу ГВО.

В качестве мероприятия по исключению выполнения дополнительных мероприятий по разгрузке ШСВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая рассмотрен ввод в работу ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и строительство Грозненской ТЭС. Послеаварийный режим отключения 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный с учетом строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная (РВ-ЛМ-2016-14) характеризуется перегрузом ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) выше длительно допустимого значения 392 А при ДД/АД - 357/429 А при +30°С, для разгрузки Л-128 так же потребуется выполнение мероприятий по делению сети 110 кВ или вводу ГВО. Послеаварийный режим отключения 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный с учетом строительства Грозненской ТЭЦ характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ выше длительно допустимых значений, уровни напряжения в сети 110 кВ обеспечиваются на уровне 108-118 кВ (РВ-ЛМ-2016-15). Выполнения каких-либо дополнительных мероприятий по приведению параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений не требуется.

В послеаварийном режиме отключения ВЛ 330 кВ Алания - Сунжа, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в летний максимум 2016 года возникает токовый перегруз ШСВ-110 ПС 110 кВ ГРП-110, его величина в максимум нагрузки достигает 769 А и ШСВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая - 596 А (РВ-ЛМ-2016-17). В сложившейся схеме величина перегруза обусловлена наличием значительной составляющей транзитного перетока мощности в ОЭС Юга из Дагестанской энергосистемы. Ликвидацию перегруза целесообразно производить при помощи АОПО ШСВ на ПС 110 кВ ГРП-110. Однако, как показывают расчеты, послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Алания - Сунжа, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный с работой АОПО ШСВ ПС 110 кВ ГРП-110 (РВ-ЛМ-2016-18) загрузка элементов сети 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений, за исключением транзита ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Горячеисточненская - Терек-Тяговая - Наурская (Л-177/175/174), ток по которым при прохождении максимума нагрузки достигает величины 552 А и превышает аварийно-допустимый для данных ВЛ (509 А при 30 C) (РВ-ЛМ-2016-18). Для ликвидации перегруза потребуется монтаж АОПО Л-177 на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая Послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Алания - Сунжа, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный с работой АОПО ШСВ ПС 110 кВ ГРП-110 и Л-177 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая характеризуется отсутствием токовых перегрузов элементов сети 110 кВ, напряжение в сети 110 кВ Чеченской энергосистемы обеспечивается не ниже 107 кВ (РВ-ЛМ-2016-19).

Следует отметить, что в связи с замыканием транзитов 110 кВ Чеченской энергосистемы с энергосистемой Республики Дагестан сеть 110 кВ Чеченэнерго будет шунтировать связи 330 кВ, по которым осуществляется транзитный переток мощности из ОЭС Юга в Дагестан и в обратном направлении. Таким образом, в послеаварийных режимах отключения ВЛ 330 кВ по данным связям, на сети 110 кВ Чеченской Республики в той или иной степени будет осуществляться наброс мощности, обусловленный данным транзитным перетоком. В ремонтных схемах ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт или ВЛ 330 кВ Сунжа - Артем слабые связи 110 кВ Чеченэнерго - Дагэнерго будут ограничивать перетоки по сечению Дагестан - ОЭС Юга. Как показывают расчеты в послеаварийном режиме отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Сунжа - Артем при перетоке мощности по сечению Дагестан - ОЭС 550 МВт токовая загрузка ВЛ 110 кВ Л-128 составляет 933А, токовая загрузка ШСВ ПС 110 кВ Гудермес Тяговая составляет 1041 А (РВ-ЛМ-2016-20), величина перегрузов в данном режиме будет зависеть от величины перетока мощности по связям 330 кВ ОЭС - Дагестан. При отключении Л-128 и ШСВ на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая действием АОПО, возможно развитие каскадной аварии, обусловленной перегрузом оставшихся связей 110 кВ Чеченэнерго - Дагэнрго (Л-149, Л-148/147/146). При отключении ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Сунжа - Артем и отключении Л-128 и ШСВ на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая действием АОПО ток по ВЛ 110 кВ Акташ - Гудермес Тяговая (Л-149) будет превышать аварийно допустимый - 800 А (РВ-ЛМ-2016-21). Отключение Л-149 приводит к аварийной перегрузке ВЛ 110 кВ Кизляр-1 - Каргалиновская (Л-148) и ВЛ 110 кВ Шелковская - Каргалиновская Л-147), 692 А и 670 А соответственно (РВ-ЛМ-2016-22). Для исключения всех возможных аварийных перегрузов связей 110 кВ Чеченской энергосистемы с Дагестанской энергосистемой в данном послеаварийном режиме необходим монтаж АОПО ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128), АОПО ВЛ 110 кВ Акташ - Гудермес-Тяговая (Л-149), АОПО ВЛ 110 кВ Кизляр - Каргалиновская (Л-148) и АОПО ШСВ на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая. С учетом работы данных устройств ПА загрузка сетевых элементов 110 кВ не превышает длительно допустимой величины, напряжение в сети обеспечивается на уровне 105-114 кВ (РВ-ЛМ-2016-23).

В летний максимум нагрузки 2016 г. в схеме ремонта одного из AT ПС 330 кВ Грозный в послеаварийном режиме отключение другого AT ПС 330 кВ Грозный токовая загрузка оставшегося в работе AT составляет 593 А (ток по стороне СН AT 330/110 кВ), что допустимо, при этом токовая загрузка ШСВ на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая превышает аварийно допустимую величину 587 А (РВ-ЛМ-2016-24). Отключение ШСВ на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая приводит к набросу мощности на оставшийся в работе AT на ПС 110 кВ Грозный. В послеаварийном режиме отключение АТ-3 ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Грозный с работой АОПО ШСВ ПС 110 кВ Гудермес Тяговая, переток мощности через АТ-1 ПС 330 кВ Грозный составит 170 МВт, токовая загрузка стороны СН - 918 А (РВ-ЛМ-2016-25). Дальнейшая ликвидация перегруза AT 330/110 кВ на ПС 330 кВ Грозный осуществляется в автоматическом режиме действием установленных на данный момент времени устройств АРПТ AT 330/110 кВ на ПС 330 кВ Грозный. При этом действие второй ступени АРПТ AT 330/110 кВ на ПС 330 кВ Грозный приводит к снижению напряжения на сш 110 кВ ПС 110 кВ Цемзавод, Шали, Аргунской ТЭЦ ниже аварийно допустимого уровня 82-84 кВ (РВ-ЛМ-2016-26). В качестве мероприятия по исключению развития каскадной аварии рассмотрено строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная. Послеаварийный режим отключения АТ-3 ПС 330 кВ Грозный в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Грозный с учетом строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная (РВ-ЛМ-2016-27) характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ, уровни напряжения в данных режимах обеспечиваются не ниже 110 кВ. Послеаварийный режим отключения АТ-3 ПС 330 кВ Грозный в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Грозный с учетом строительства транзита Аргунская ТЭЦ - Курчалой - Ойсунгур (РВ-ЛМ-2016-28) или Грозненской ТЭС (РВ-ЛМ-2016-29) так же характеризуется отсутствием выходов параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений, уровни напряжения в данных режимах обеспечиваются не ниже 107 кВ и 113 кВ соответственно.

При отключении 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2016-30) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) составляет 547 А - при ДД/АД токе 479/500 А при +30°С. ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) выполнена проводом АС-185 по всей длине, при этом аварийно-допустимая токовая нагрузка по Л-110 для + 30°С составляет 500 А. Ограничение обусловлено установленными со стороны ПС 110 кВ ГРП-110 трансформаторами тока Л-110 - ТФЗМ-110 с номинальным током 500 А. В существующей схеме электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Холодильник и нагрузки ПС 110 кВ Консервная от Л-110, отборы мощности на данные ПС обеспечивают допустимый режим работы ТТ Л-110 ПС 110 кВ ГРП-110 по току - 486 А, однако при переводе нагрузки ПС 110 кВ Холодильник или ПС 110 кВ Консервная на питание по ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Северная (Л-109) и ВЛ 110 кВ Северная - Восточная (Л-112) соответственно, допустимый режим работы ТТ Л-110 ПС 110 кВ ГРП-110 по току обеспечиваться не будет. Для недопущения перегруза ТТ Л-110 ПС 110 кВ ГРП-110 должна поддерживаться нормальная схема питания потребителей ПС 110 кВ Холодильник, Консервная. Строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная или ввод в работу Грозненской ТЭЦ исключает перегруз ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) и обеспечивают длительно допустимый режим её работы при выводе в ремонт (отключении) 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2016-31 и РВ-ЛМ-2016-32 соответственно).

В послеаварийном режиме отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) (РВ-ЛМ-2016-34) возникает перегруз ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) выше аварийно допустимой величины - 541 А. Л-136 выполнена проводом АС-150, для которого ДД/АД нагрузка составляет 423/509 А при +30°С, кроме того, возникает недопустимый перегруз ТТ Л-136 (500 А) на ПС 110 кВ ГРП-110 - 514 А. Для исключения перегруза требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) с подвеской провода марки АС сечением не менее 185 мм2, и заменой ТТ Л-110 ПС 110 кВ ГРП-110 на ТТ с большей пропускной способностью. Строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная или ввод в работу Грозненской ТЭС исключает перегруз ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) и обеспечивают длительно допустимый режим её работы при отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111).

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

В нормальном режиме (РВ-ЗМ-2017-1) на этапе прохождения зимнего максимума 2017 года нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 91 МВА - 73% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, нагрузка автотрансформаторов ПС 330 кВ Сунжа по 83 МВА - 67%, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 109-116 кВ.

В послеаварийных режимах отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (РВ-ЗМ-2017-2) или 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (РВ-ЗМ-2017-3) нагрузка оставшегося в работе автотрансформатора 330/110 кВ ПС 330 кВ Сунжа составляет 118 МВА, ток через обмотку среднего напряжения I сн не превышает 546 А. Токовая загрузка элементов сети 110 кВ Чеченской энергосистемы находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжения обеспечиваются на уровне 109-116 кВ.

Послеаварийный режим отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЗМ-2015-4) так же характеризуется отсутствием перегрузов, уровни напряжения в данных режимах обеспечиваются не ниже 107 кВ.

Анализ послеаварийных режимов (критерий "N-1") работы электрической сети для максимумов нагрузок зимнего дня 2017 года показывает, что в послеаварийном режиме отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЗМ-2017-5) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) превышает аварийно-допустимую, составляет 651 А. На Л-110 подвешен провод АС-185, ДД/АД токовая загрузка которого составляет 632/760 А при 0 С, так же перегружается оборудование Л-110 на ПС 110 кВ ГРП-110, где установлены ТТ Л-110 номиналом 500 А, отбор мощности по Л-110 на питание ПС 110 кВ Консервная и ПС 110 кВ Холодильник не обеспечивает допустимый режим работы ТТ Л-110 на ПС 110 кВ ГРП-110 - 525 А, также перегружается ВЧЗ Л-110 на ПС 330 кВ Грозный, выполненный номиналом 630 А. В качестве мероприятия по обеспечению допустимого режима работы Л-110 рекомендуется замена ТТ Л-110 на ПС 110 кВ ГРП-110 на ТТ с номинальным током не менее 600 А, замена ВЧЗ Л-110 на ПС 330 кВ Грозный на ВЧЗ не менее 1000 А. Альтернативным мероприятием может служит строительство дополнительной связи в центральную часть Чеченской Республики. В качестве данного мероприятия можно рассматривать строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная. Послеаварийный режим отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный с учетом строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ, токовая загрузка Л-110 не превышает длительно допустимых значений.

В соответствии с вышеизложенным, для обеспечения допустимого режима работы ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) рекомендуется замена ТТ Л-110 на ПС 110 кВ ГРП-110 на ТТ с номинальным током не менее 600 А, замена ВЧЗ Л-110 на ПС 330 кВ Грозный на ВЧЗ не менее 1000 А или строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная.

Послеаварийные режимы отключения ВЛ 330 кВ Алания - Сунжа (РВ-ЗМ-2017-6), отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный (РВ-ЗМ-2017-7), отключения АТ-1 ПС 330 кВ Сунжа (РВ-ЗМ-2017-8), отключения АТ-1 ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЗМ-2017-9), отключения ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) (РВ-ЗМ-2017-10), отключения ВЛ 110 кВ Ищерская - Наурская (Л-130) (РВ-ЗМ-2017-11), отключения ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120) (РВ-ЗМ-2017-12), отключения ВЛ 110 кВ Наурская - N 84 (Л-185) (РВ-ЗМ-2017-13), отключения 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая (РВ-ЗМ-2017-14) характеризуются отсутствием перегрузов оборудования и установившимся напряжением в сети 110 кВ Чеченской Республики не ниже 108 кВ.

Анализ режима аварийного отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок с введенной в работу ПС 330 кВ Сунжа (без учета строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная) (РВ-ЗМ-2017-15) показывает, что токовая загрузка шиносоединительного выключателя ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая достигает 687 А при допустимой токовой нагрузке 576 А (600 А) (ограничивающий элемент: ошиновка, ТТ в зависимости от температуры окружающей среды). Деление сети 110 кВ по перегружаемым связям 110 кВ (отключение ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая), в связи с вводом в работу ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2, не приводит к выходу параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (РВ-ЗМ-2017-16).

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

Режимно-балансовая ситуация в энергосистеме Чеченской республики на этапе прохождения летнего максимума 2019 года, аналогична рассмотренной в разделе 4.3.1.4 (ЛМ-2016) и характеризуется сложной режимно-балансовой ситуацией, связанной с перспективным ростом нагрузок. Как показывают расчеты, наиболее тяжелым режимом работы энергосистемы Чеченской Республики является режим аварийного отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт (потеря питания ПС 330 кВ Грозный по сети 330 кВ) (РВ-ЛМ-2019-1). Анализ вышеуказанного режима в летний максимум нагрузок 2016 года (без учёта строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная) показал:

- в послеаварийном режиме токовая загрузка шиносоединительного выключателя ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая достигает 1159 А при допустимой токовой нагрузке 576 А (600 А) (ограничивающий элемент: ошиновка, ТТ в зависимости от температуры окружающей среды), токовые загрузки ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес Сити (2ц.) и ВЛ 110 кВ Гудермес Сити - Аргунская ТЭЦ (бывшая ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Аргунская ТЭЦ (Л-142) до разрезания и заведения на ПС 110 кВ Гудермес-Сити) превышают АД - 515 А и 498 А (при ДД/АД для температуры +30°C 357/429 А), токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) превышает АД - 529 А (при ДД/АД для температуры +30 C 357/429 А);

- деление сети 110 кВ по перегружаемым связям 110 кВ (отключение ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая) приводит к перегрузу выше аварийно допустимой величины ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки (Л-102) - 700 А, ВЛ 110 кВ Самашки - ГРП-110 (Л-103) - 562 А, ВЛ 110 кВ Наурская - ПС N 84 (Л-185) - 541 А, ВЛ 110 кВ Ищерская - Наурская (Л-130) - 539 А и ШСВ ПС 110 кВ ГРП-110 - 813 А, а так же снижению уровней напряжения в сети 110 кВ Чеченской энергосистемы до 85 кВ (РВ-ЛМ-2019-2);

- дальнейшее деление сети 110 кВ по перегружаемым связям 110 кВ (отключение ШСВ ПС 110 кВ ГРП-110) приводит к нарушению устойчивости электроэнергетического режима работы энергосистемы Чеченской Республики (РВ-ЛМ-2019-3).

В качестве мероприятия, обеспечивающего допустимые параметры в послеаварийных режимах при выводе в ремонт ВЛ 330 кВ, отходящих от ПС 330 кВ Грозный, требуется строительство новой ВЛ 110 кВ от ПС 330 кВ Сунжа в центральный энергорайон Чеченской Республики - ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная, строительство транзита ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой - Аргунская ТЭЦ как дополнительной связи, обеспечивающей передачу мощности в наиболее дефицитный центральный энергорайон Чеченской Республики. В качестве альтернативного мероприятия (альтернатива строительству ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и транзита ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой - Аргунская ТЭЦ), обеспечивающего допустимые параметры в послеаварийных режимах при выводе в ремонт ВЛ 330 кВ, отходящих от ПС 330 кВ Грозный, требуется ввод в работу Грозненской ТЭС.

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2016 года показал, что в нормальной схеме (РВ-ЛМ-2019-4) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 64 МВА, ПС 330 кВ Сунжа по 45 МВА, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 110-117 кВ.

В послеаварийном режиме отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа, в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (РВ-ЛМ-2019-5) токовая загрузка элементов сети 110 кВ находится в границах длительно допустимых значений, напряжение в сети 110 кВ обеспечивается на уровне 109 - 115 кВ.

В послеаварийном режиме отключения 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2019-6) токовая загрузка ШСВ ПС 110 кВ ГРП-110 составляет 578 А при ДД/АД 479/500 А при +30°С. Для исключения перегруза потребуется монтаж АОПО с воздействием на отключение ШСВ на ПС 110 кВ ГРП-110.

Послеаварийный режим отключения 1 (2) ш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) ш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (с работой АОПО ШСВ ПС 110 кВ ГРП-110) (РВ-ЛМ-2019-7) характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ выше аварийно допустимых значений, при этом токовая загрузка ШСВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая превышает длительно допустимую величину - 509 А. Для разгрузки потребуется выполнение дополнительных мероприятий по делению сети 110 кВ или вводу ГВО. Ввод в работу ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная или строительство Грозненской ТЭЦ позволит избежать необходимости выполнения каких либо дополнительных мероприятий по приведению параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений.

В послеаварийном режиме отключения ВЛ 330 кВ Алания - Сунжа, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в летний максимум 2019 года возникает токовый перегруз ШСВ-П0 ПС 110 кВ ГРП-110, его величина в максимум нагрузки достигает 700 А (РВ-ЛМ-2019-9). В сложившейся схеме величина перегруза обусловлена наличием значительной составляющей транзитного перетока мощности в ОЭС Юга из Дагестанской энергосистемы. Ликвидацию перегруза целесообразно производить при помощи АОПО ШСВ на ПС 110 кВ ГРП-110. Однако, как показывают расчеты, послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Алания - Сунжа, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный с работой АОПО ШСВ ПС 110 кВ ГРП-110 (РВ-ЛМ-2019-10) загрузка элементов сети 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений, за исключением транзита ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Горячеисточненская - Терек-Тяговая - Наурская (Л-177/175/174), ток по которым при прохождении максимума нагрузки достигает величины 502 А (РВ-ЛМ-2019-10). Для ликвидации перегруза потребуется монтаж АОПО Л-177 на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая. Послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Алания - Сунжа, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный с работой АОПО ШСВ ПС 110 кВ ГРП-110 и Л-177 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая характеризуется отсутствием токовых перегрузов элементов сети 110 кВ, напряжение в сети 110 кВ Чеченской энергосистемы обеспечивается не ниже 106 кВ (РВ-ЛМ-2019-П).

Следует отметить, что в связи с замыканием транзитов 110 кВ Чеченской энергосистемы с энергосистемой Республики Дагестан сеть 110 кВ Чеченской Республики будет шунтировать связи 330 кВ, по которым осуществляется транзитный переток мощности из ОЭС Юга в Дагестан и в обратном направлении. Таким образом, в послеаварийных режимах отключения ВЛ 330 кВ по данным связям, на сети 110 кВ Чеченской энергосистемы в той или иной степени будет осуществляться наброс мощности, обусловленный данным транзитным перетоком. В ремонтных схемах ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт или ВЛ 330 кВ Сунжа - Артем слабые связи 110 кВ Чеченэнерго - Дагэнерго будут ограничивать перетоки по сечению Дагестан - ОЭС Юга. Как показывают расчеты, в послеаварийном режиме отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Сунжа - Артем при перетоке мощности по сечению Дагестан - ОЭС 550 МВт токовая загрузка ВЛ 110 кВ Л-128 составляет 909 А, токовая загрузка ШСВ ПС 110 кВ Гудермес Тяговая составляет 1033 А (РВ-ЛМ-2019-12), величина перегрузов в данном режиме будет зависеть от величины перетока мощности по связям 330 кВ ОЭС - Дагестан. При отключении Л-128 и ШСВ на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая действием АОПО, возможно развитие каскадной аварии, обусловленной перегрузом оставшихся связей 110 кВ Чеченэнерго - Дагэнерго (Л-149, Л-148/147/146). При отключении ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Сунжа - Артем и отключении Л-128 и ШСВ на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая действием АОПО ток по ВЛ 110 кВ Акташ - Гудермес Тяговая (Л-149) будет превышать аварийно допустимый - 771 А (РВ-ЛМ-2019-13). Отключение Л-149 приводит к аварийной перегрузке ВЛ 110 кВ Кизляр-1 - Каргалиновская (Л-148) и ВЛ 110 кВ Шелковская - Каргалиновская (Л-147) - 659 А и 635 А соответственно (РВ-ЛМ-2019-14). Для исключения всех возможных аварийных перегрузов связей 110 кВ Чеченской энергосистемы с Дагестанской энергосистемой в данном послеаварийном режиме необходим монтаж АОПО ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128), АОПО ВЛ 110 кВ Акташ - Гудермес-Тяговая (Л-149), АОПО ВЛ 110 кВ Кизляр - Каргалиновская (Л-148) и АОПО ШСВ на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая. С учетом работы данных устройств ПА загрузка сетевых элементов 110 кВ не превышает длительно допустимой величины, напряжение в сети обеспечивается на уровне 103-114 кВ (РВ-ЛМ-2019-15).

В летний максимум нагрузки 2019 г. в схеме ремонта одного из AT ПС 330 кВ Грозный в послеаварийном режиме отключение другого AT ПС 330 кВ Грозный токовая загрузка оставшегося в работе AT составляет 629 А (ток по стороне СН AT 330/110 кВ), что допустимо, при этом токовая загрузка ШСВ на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая превышает аварийно допустимую величину 608 А (РВ-ЛМ-2019-16). Отключение ШСВ на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая приводит к набросу мощности на оставшийся в работе AT на ПС 110 кВ Грозный. В послеаварийном режиме отключения АТ-3 ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Грозный с работой АОПО ШСВ ПС 110 кВ Гудермес Тяговая, переток мощности через АТ-1 ПС 330 кВ Грозный составит 178 МВт, токовая загрузка стороны СН-966 А (РВ-ЛМ-2019-17). Дальнейшая ликвидация перегруза AT 330/110 кВ на ПС 330 кВ Грозный осуществляется в автоматическом режиме действием установленных на данный момент времени устройств АРПТ AT 330/110 кВ на ПС 330 кВ Грозный. При этом действие второй ступени АРПТ AT 330/110 кВ на ПС 330 кВ Грозный приводит к снижению напряжения на сш 110 кВ ПС 110 кВ Цемзавод, Шали, Аргунская ТЭЦ ниже аварийно допустимого уровня 82-84 кВ (РВ-ЛМ-2019-18).

В качестве мероприятия по исключению развития каскадной аварии рассмотрено строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная. Послеаварийный режим отключения АТ-3 ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Грозный с учетом строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ, уровни напряжения в данных режимах обеспечиваются в границах длительно допустимых значений.

При отключении 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2019-19) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) превышает аварийно допустимую 576 А, для провода ВЛ, а так же для установленных со стороны ПС 110 кВ ГРП-110 трансформаторов тока Л-110 - ТФЗМ-110 с номинальным током 500 А. В существующей схеме электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Холодильник и нагрузки ПС 110 кВ Консервная от Л-110, отборы мощности на данные ПС не обеспечивают допустимый режим работы ТТ Л-110 ПС 110 кВ ГРП-110 по току - 512 А Для исключения перегруза требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) с подвеской провода марки АС сечением не менее 240 мм2, и заменой ТТ Л-110 ПС 110 кВ ГРП-110 на ТТ с номинальным первичным током не менее 600 А. Строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная или ввод в работу Грозненской ТЭС исключает перегруз ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) и обеспечивают длительно допустимый режим её работы при выводе в ремонт (отключении) 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный.

Послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136), в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2019-20) характеризуется возникновением перегруза выше аварийно допустимой величины ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) - 599 А, при ДД/АД 479/576 А для +30°С. Для исключения перегруза требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) с подвеской провода марки АС сечением не менее 240 мм2. Строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная или ввод в работу Грозненской ТЭС исключает перегруз ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) и обеспечивают длительно допустимый режим её работы при отключении ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136), в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный.

В послеаварийном режиме отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) (РВ-ЛМ-2019-21) возникает перегруз ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) выше аварийно допустимой величины - 572 А. Л-136 выполнена проводом АС-150, для которого ДД/АД нагрузка составляет 423/509 А при +30°С, кроме того, возникает недопустимый перегруз ТТ Л-136 (500 А) на ПС 110 кВ ГРП-110 - 534 А. Для исключения перегруза требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) с подвеской провода марки АС сечением не менее 185 мм2, и заменой ТТ Л-110 ПС 110 кВ ГРП-110 на ТТ с номинальным первичным током не менее 600 А. Строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная или ввод в работу Грозненской ТЭС исключают перегруз ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) и обеспечивают длительно допустимый режим её работы при отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111).

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

В нормальном режиме (РВ-ЗМ-2019-1) на этапе прохождения зимнего максимума 2019 года нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 95 МВА - 76% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, нагрузка автотрансформаторов ПС 330 кВ Сунжа по 87 МВА - 70%, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 108-116кВ.

В послеаварийных режимах отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (РВ-ЗМ-2019-2) или 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (РВ-ЗМ-2019-3) нагрузка оставшегося в работе автотрансформатора 330/110 кВ ПС 330 кВ Сунжа составляет 120 МВА, ток через обмотку среднего напряжения I сн не превышает 600 А. Токовая загрузка элементов сети 110 кВ Чеченской энергосистемы находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжения обеспечиваются на уровне 108-116 кВ.

Послеаварийный режим отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЗМ-2019-4) так же характеризуется отсутствием перегрузов, уровни напряжения в данных режимах обеспечиваются не ниже 106 кВ.

Анализ послеаварийных режимов (критерий "N-1") работы электрической сети для максимумов нагрузок зимнего дня 2019 года показывает, что в послеаварийном режиме отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЗМ-2019-5) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) превышает аварийно-допустимую, составляет 679 А (перегруз по ВЧЗ Л-110 на ПС 330 кВ Грозный, выполненному номиналом 630 А). На Л-110 подвешен провод АС-185, ДД/АД токовая загрузка которого составляет 632/760 А при 0 С, так же перегружается оборудование Л-110 на ПС 110 кВ ГРП-110, где установлены ТТ Л-110 номиналом 500 А, отбор мощности по Л-110 на питание ПС 110 кВ Консервная и ПС 110 кВ Холодильник не обеспечивает допустимый режим работы ТТ Л-110 на ПС 110 кВ ГРП-110 - 548 А. В качестве мероприятия по обеспечению допустимого режима работы Л-110 необходима замена ТТ Л-110 на ПС 110 кВ ГРП-110 на ТТ с номинальным током не менее 600 А, замена ВЧЗ Л-110 на ПС 330 кВ Грозный на ВЧЗ не менее 1000 А. Альтернативным мероприятием может служить строительство дополнительной связи в центральную часть Чеченской Республики. В качестве данного мероприятия можно рассматривать строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная. Послеаварийный режим отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный с учетом строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ, токовая загрузка Л-110 не превышает длительно допустимых значений.

В соответствии с вышеизложенным для обеспечения допустимого режима работы ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) рекомендуется замена ТТ Л-110 на ПС 110 кВ ГРП-110 на ТТ с номинальным током не менее 600 А, замена ВЧЗ Л-110 на ПС 330 кВ Грозный на ВЧЗ не менее 1000 А или строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная.

Послеаварийные режимы отключения ВЛ 330 кВ Алания - Сунжа (РВ-ЗМ-2019-6), отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный (РВ-ЗМ-2019-7), отключения АТ-1 ПС 330 кВ Сунжа (РВ-ЗМ-2019-8), отключения АТ-1 ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЗМ-2019-9), отключения ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) (РВ-ЗМ-2019-10), отключения ВЛ 110 кВ Ищерская - Наурская (Л-130) (РВ-ЗМ-2019-11), отключения ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120) (РВ-ЗМ-2019-12), отключения ВЛ 110 кВ Наурская - N 84 (Л-185) (РВ-ЗМ-2019-13), отключения 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая (РВ-ЗМ-2019-14) характеризуются отсутствием перегрузов оборудования и установившимся напряжением в сети 110 кВ Чеченской энергосистемы не ниже 108 кВ.

Анализ режима аварийного отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок с введенной в работу ПС 330 кВ Сунжа (без учета строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная) (РВ-ЗМ-2019-15) показывает, что токовая загрузка шиносоединительного выключателя ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая достигает 759 А при допустимой токовой нагрузке 576 А (600 А) (ограничивающий элемент: ошиновка, ТТ в зависимости от температуры окружающей среды). Деление сети 110 кВ по перегружаемым связям 110 кВ (отключение ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая), в связи с вводом в работу ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2, не приводит к выходу параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (РВ-ЗМ-2019-16).

4.3.1.8 Мероприятия по противоаварийной автоматике.

Замыкание сети 110 кВ Чеченской энергосистемы на параллельную работу с вводом ПС 330 кВ Сунжа предполагает совместное выполнение комплекса мероприятий по монтажу устройств противоаварийной автоматики: АЛАР, АОПО (АРПТ), САОН. Решения по противоаварийной автоматике отражены в основных технических решениях по титулу строительства ПС 330 кВ Сунжа и подтверждаются произведёнными расчётами электроэнергетических режимов в настоящей работе.

В настоящий момент покрытие заданных Системным оператором объёмов АЧР по территории Чеченской Республики осуществляется, в основном, за счёт заведения под действие АЧР присоединений 110 кВ на ПС 330 кВ Грозный и подстанциях Дагестанской энергосистемы, а также поддержания нормальных разрывов в сети 110 кВ ОАО "Чеченэнерго", при срабатывании устройств АЧР обеспечивающих отключение энергорайонов 110 кВ. Для обеспечения работы сети 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики в кольцевом режиме, в связи с вводом ПС 330 кВ Сунжа, до ввода ПС 330 кВ Сунжа необходимо полномасштабное обеспечение объектов 110, 35 кВ электросетевого комплекса Чеченской Республики устройствами АЧР, воздействующих на отключение фидеров 35, 10, 6 кВ в объёме суммарной отключаемой нагрузки не менее существующей. При этом воздействия АЧР на отключение ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110), ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136), ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125), ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161), ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111), ВЛ 110 кВ Акташ - Гудермес-Тяговая (Л-149), ВЛ 110 кВ Кизляр-1 - Каргалиновская (Л-148), ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) должны быть выведены.

На момент выполнения данной работы в рамках реализации "Программы оснащения объектов электросетевого хозяйства 35,110 кВ Чеченской Республики устройствами АЧР", утвержденной 20.11.2012 г., устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР) на энергообъектах ПО, 35 кВ электросетевого комплекса Чеченской Республики установлены и введены в работу на ПС 110 кВ Горец и ПС 110 кВ N 84. На ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Холодильник, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Червленая, ПС 35 кВ Черноречье, ПС 35 кВ Западная устройства АЧР смонтированы, однако не могут быть введены в комплексе с выводом АЧР на отключение ВЛ 110 кВ, отходящих от ПС 330 кВ Грозный, из-за недостаточности объема заведенной под их воздействие нагрузки. До ввода ПС 330 кВ Сунжа необходимо завершение реализации вышеуказанной Программы в полном объеме.

4.3.1.9 Регулирование напряжения в сети и размещение источников реактивной мощности в узлах нагрузки Чеченской энергосистемы.

Регулирование напряжения в сети 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики в период формирования программы в нормальных режимах обеспечивается в допустимых диапазонах посредством использования регулировочных возможностей РПН автотрансформаторов ПС 330 кВ Грозный, ПС 330 кВ Сунжа, а также автотрансформаторов подстанций 330/110 кВ смежных энергосистем (ПС 330 кВ Моздок, ПС 330 кВ Владикавказ-500, ПС 330 кВ Артем, ПС 330 кВ Чирюрт).

До ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа с замыканием энергорайонов 110 кВ Чеченской энергосистемы в транзит ряд послеаварийных режимов характеризуется снижением уровней напряжения ниже аварийно-допустимых значений. В связи с этим необходима установка устройств АОСН в узлах нагрузки энергосистемы Чеченской Республики (в соответствии с выводами, приведенными выше).

С вводом в работу ПС 330 кВ Сунжа и замыканием энергорайонов 110 кВ Чеченской энергосистемы в транзит уровни напряжения в послеаварийных режимах обеспечиваются в границах допустимых величин.

Наиболее тяжелыми послеаварийными режимами с точки зрения снижения напряжения в сети 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики являются послеаварийные режимы отключения ВЛ 330 кВ, по которым осуществляется питание ПС 330 кВ Грозный, ПС 330 кВ Сунжа.

В связи с отсутствием генерирующих мощностей и источников реактивной мощности основную часть потребной реактивной мощности энергосистема Чеченской Республики получает из сети 330 кВ. Данное обстоятельство приводит к дополнительной загрузке сети 330 кВ по реактивной мощности, тем самым увеличивая потери мощности, а также увеличивает загрузку AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный, ПС 330 кВ Сунжа. Ввод в работу Грозненской ТЭС обеспечит снижение дефицита реактивной мощности в энергосистеме Чеченской Республики.

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

Анализ расчёта электроэнергетических режимов на период формирования программы в части возможности осуществления дополнительных технологических присоединений потребителей к электрическим сетям энергосистемы Чеченской Республики показывает следующее.

Уже к периоду летнего максимума 2015 года (подраздел 1.6.1.2) послеаварийные режимы характеризуются перегрузом ВЛ 110 кВ и снижением уровней напряжения ниже допустимых значений, что не позволяет осуществлять дополнительное подключение потребителей в энергоузлы:

1. ПС 110 кВ Ойсунгур, Гудермес - до ввода ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Ойсунгур (Л-144) и установки АОСН на ПС 110 кВ Ойсунгур.

2. ПС 110 кВ Цемзавод, Шали, Аргунская ТЭЦ, Гудермес-Тяговая, АКХП - на величину не более 5 МВт.

Ввод в работу ПС 330 кВ Сунжа в рассечку ВЛ 330 кВ Моздок (Алания) - Артём по проектной схеме привязки к сети 110 кВ с выполнением комплекса мероприятий, обеспечивающих замыкание в транзит энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики, а также сетей 110 кВ энергосистем Чеченской Республики, Республики Дагестан и Республики Ингушетия (Северная Осетия - Алания), снимает ограничения на технологическое присоединение потребителей в вышеуказанные центры питания.

3. ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Холодильник, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГРП-110 - на величину не более 5 МВт в 2015 году, далее - только после выполнения технических мероприятий по увеличению пропускной способности ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110), ВЛ ПО Грозный - ГРП-110 (Л-136) в 2016 году, ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) в 2019 году или строительства ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная.

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

Анализ расчёта электроэнергетических режимов на период формирования программы полностью подтверждает необходимость скорейшего строительства ПС 330 кВ Сунжа.

При условии выполнения мероприятий по строительству ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и транзита ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой - Аргунская ТЭЦ дополнительного строительства новых центров питания 330/110 кВ в энергосистеме Чеченской Республики в период 2015-2019 гг. по "реалистическому" варианту развития не требуется.

При невыполнении мероприятий по строительству ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и транзита ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой - Аргунская ТЭЦ рекомендуется к 2016 году ввод в работу Грозненской ТЭС.

4.3.1.12 Анализ загрузки трансформаторов 110 кВ на энергообъектах энергосистемы Чеченской Республики в период формирования Программы развития по "реалистическому" варианту.

С учётом прироста нагрузки по "реалистическому" варианту развития энергосистемы Чеченской Республики, прогнозная загрузка трансформаторов 110 кВ энергообъектов энергосистемы Чеченской Республики составит:

Центр питания	Установленная мощность, МВА, в 2014 году	Вероятная величина нагрузки в ЗМ - 2019 г., МВт
Аргунская ТЭЦ	2 х 16	22,7
ПС 110 кВ Восточная	2 х 25	32,5
ПС 110 кВ ГРП-110	25, 16, 2 х 2,5 (по ИПЧЭ - замена 16 МВА на 25 МВА в 2014 году)	30,5
ПС 110 кВ Консервная	2 х 16	23,9
ПС 110 кВ Ойсунгур	2 х 25, 16	59,6
ПС 110 кВ Северная	2 х 25	39,3
ПС 110 кВ Южная	2 х 16	28,3
ПС 110 кВ Самашки	2 х 16	20,1
ПС 110 кВ Ищерская	16, 10 (по ИПЧЭ - замена 10 МВА на 16 МВА в 2014 году)	17,2
ПС 110 кВ Цемзавод	2 х 25	26,9
ПС 110 кВ Октябрьская	16 (по ИПЧЭ - установка второго тр-ра 16 МВА в 2015 году)	8,4
ПС 110 кВ N 84	16 (по ИПЧЭ - установка второго тр-ра 16 МВА в 2014 году)	15,4
ПС 110 кВ Червлённая	2 х 6,3	8,8
ПС 110 кВ Шали	2 х 16	32,4
ПС 110 кВ Горячеисточненская	2 х 16	6,8
ПС 110 кВ Гудермес	2 х 16	13,0 (с учетом перевода нагрузок суммарной мощностью 17 МВт на тр-ры 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа)
ПС 110 кВ АКХП	2 х 10	5,0
ПС 110 кВ Горец	2 х 25	36,7
ПС 110 кВ Алпатово	6,3	1,0
ПС 110 кВ Наурская	2 х 16	16,3
ПС 110 кВ Шелковская	2 х 10	8,4
ПС 110 кВ Каргалиновская	10	7,5
ПС 110 кВ Гудермес-сити	по ТУ на ТП: 1 х 25 в 2014 г., 1 х 25 в 2017 году	8,2
ПС 110 кВ НПЗ	по ТУ на ТП: 2 х 25 в 2015 г.	19,4
РУ 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (перевод нагрузок суммарной мощностью 17 МВт ПС 110 кВ Гудермес)	по ИП ФСК: 20 х 40 МВА - в 2015 г.	17,0

В соответствии с вышеуказанным анализом, для исключения недопустимых перегрузов трансформаторов 110 кВ в максимум ОЗП в нормальном режиме, а также в послеаварийном режиме отключения другого трансформатора энергообъекта с наибольшей установленной мощностью, необходимо увеличение трансформаторной мощности или выполнение мероприятий в распределительных сетях по переводу нагрузок на энергообъекты, имеющие резервы (с учетом критерия "N-1") трансформаторной мощности, на следующих энергообъектах энергосистемы Чеченской Республики: Аргунская ТЭЦ, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Самашки, ПС 110 кВ Червленая, ПС 110 кВ Шали, ПС 110 кВ Горец, ПС 110 кВ Каргалиновская (отсутствует второй трансформатор).

Мероприятием по разгрузке трансформаторов ПС 110 кВ Гудермес является запланированный перевод нагрузки 17 МВт на трансформаторы 110 кВ вводимой в конце 2015 года ПС 330 кВ Сунжа (прогнозная нагрузка трансформаторов (2 х 16 МВА) ПС 110 кВ Гудермес без учета перевода нагрузки на ПС 330 кВ Сунжа - 30 МВт).

Эффективным мероприятием по разгрузке трансформаторов ПС 110 кВ Ойсунгур является строительство ПС 110 кВ Курчалой и перевод части нагрузки ПС 110 кВ Ойсунгур на ПС 110 кВ Курчалой.

Сводный перечень предлагаемых мероприятий по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Чеченской Республики для ликвидации "узких мест" в "реалистическом" варианте развития энергосистемы Чеченской Республики приведён в Приложении 4 (Таблица 4.3.1).

Дополнительно к вышеперечисленным мероприятиям, на основании проведенных расчетов электроэнергетических режимов, для увеличения пропускной способности шиносоединительной связи 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110 при прохождении летних максимумов нагрузки (ограничение по проводу АС-185 ошиновки ячейки) рекомендуется замена ошиновки в ячейке ШСВ-110 ПС ГРП-110 на провод сечением не менее АС-240.

4.3.2. Анализ расчётов электроэнергетических режимов "оптимистического" варианта развития энергосистемы Чеченской Республики. Предложения по развитию энергосистемы Чеченской Республики в "оптимистическом" варианте

4.3.2.1. Краткая характеристика режимно-балансовой ситуации в период 2015-2019 г.г.

Энергосистема Чеченской Республики ввиду отсутствия объектов генерации, является исключительно дефицитной по мощности, величина дефицита при прохождении зимнего максимума нагрузки составляет 598 МВт в 2015 году, 638 МВт в 2016 году, 703 МВт в 2017 году, 728 МВт в 2018 году, 741 МВт в 2019 году. Величина дефицита мощности при прохождении летнего максимум нагрузки составляет 412 МВт в 2015 году, 440 МВт в 2016 году, 485 МВт в 2017 году, 502 МВт в 2018 году, 511 МВт в 2019 году. Покрытие дефицита мощности осуществляется за счёт внешних перетоков по сети 330, 110 кВ со стороны энергосистем Республики Северная Осетия - Алания, Республики Ингушетия, Республики Дагестан и Ставропольского края.

Аналогично "реалистическому" варианту, анализ режимов работы Чеченской энергосистемы на рубеже прохождения периода летних максимальных нагрузок 2015 года произведен исходя из того, что сеть 110 кВ функционирует в разомкнутом режиме (три раздельно питающихся энергорайона). Покрытие электрической нагрузки Чеченской Республики осуществляется от ПС 330 кВ Грозный и по связям 110 кВ от Дагестанской, Северо-Осетинской, Ингушской и Ставропольской энергосистем. ПС 330 кВ Грозный включена в транзит 330 кВ Владикавказ-2 - Чирюрт, который также обеспечивает передачу мощности из ОЭС Юга в Дагестан и экспорт в энергосистему Азербайджана, а в летний период при наличии в Дагестанской энергосистеме значительных избытков мощности - их выдачу в ОЭС Юга. В дальнейшем, к ОЗП 2015 года, строительство и ввод в работу новой ПС 330 кВ в районе г. Гудермес (ПС 330 кВ Сунжа) с комплексом мероприятий по монтажу устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, обеспечивают работу сети 110 кВ Чеченской энергосистемы в замкнутом режиме. Транзит мощности из объединенной энергосистемы Юга в Дагестанскую энергосистему и в обратном направлении (в зависимости от текущего баланса мощности в Дагестанской энергосистеме) к зимнему максимуму 2015 года осуществляется по сети 330, а так же 110 кВ Чеченской энергосистемы.

В соответствии с этим, аналогично "реалистическому" варианту развития, начиная с зимнего максимума 2015 года все связи 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики в проведённых расчётах электроэнергетических режимов приняты замкнутыми, за исключением секционирующих коммутационных аппаратов на отпаечных подстанциях и секционных выключателей 110 кВ на ПС 110 кВ Гудермес-Сити, ПС 110 кВ Ведучи (для обеспечения реализации объема САОН на отключение северо-восточного и части центрального энергорайонов), что соответствует режиму параллельной работы энергорайонов 110 кВ Чеченской энергосистемы, а также сетей 110 кВ энергосистем Республики Северная Осетия - Алания, Республики Ингушетия, Чеченской Республики и Республики Дагестан.

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

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года показал, что наибольшая загрузка сети 110 кВ имеет место в восточном энергорайоне Чеченской Республики (потребители электрической энергии, запитанные от ПС 110 кВ Каргалиновская, ПС 110 кВ Шелковская, 1 с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая, ПС 110 кВ Гудермес, ПС 110 кВ Ойсунгур, 1 с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ Гудермес Сити), питание которого осуществляется от Дагестанской энергосистемы по двум ВЛ 110 кВ - ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) и ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Акташ (Л-149) (ВЛ 110 кВ Кизляр-1 - Каргалиновская (Л-148) нормально отключена на ПС 110 кВ Кизляр-1 для обеспечения объема ПА ОЭС Юга).

Анализ послеаварийных режимов (ПАР) работы электрической сети 110 кВ восточного энергорайона Чеченской в нормальной схеме (критерии "N-1") для максимумов нагрузок летнего дня 2015 года показывает, что в послеаварийном режиме отключения (при ремонте) ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) (ОВ-ЛМ-2015-1) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Гудермес-Сити - Гудермес и ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес Сити 1ц. (вновь образованные ВЛ 110 кВ после разрезания ВЛ 110 кВ Гудермес - Гудермес Тяговая (Л-126) и строительства заходов на ПС 110 кВ Гудермес-Сити) составляет по 543 А при ДД/АД токе 357/429 А при + 30°С, токовая загрузка ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Акташ (Л-149) составляет 603 А при ДД/АД токе 479/576 А для + 30°С. Напряжение на сш 110 кВ ПС 110 кВ Ойсунгур понижается до 79 кВ (ниже аварийно-допустимого значения). Токовые перегрузы вышеуказанных ВЛ 110 кВ и снижение напряжения на ПС 110 кВ Ойсунгур, обусловлены в первую очередь величиной нагрузки потребителей ПС 110 кВ Гудермес и ПС 110 кВ Ойсунгур.

Предотвращение перегрузов и недопустимого снижения напряжения возможна за счет выполнения комплекса мероприятий по изменению схемы сети 110 кВ и за счет нового строительства, а именно посредством перевода питания ПС 110 кВ Каргалиновская и ПС 110 кВ Шелковская от ПС 110 кВ Кизляр-1 (перенос точки разрыва транзита на В-146 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая) и строительства ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144).

Послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) с ПС 110 кВ Каргалиновская и ПС 110 кВ Шелковская, запитанными от ПС 110 кВ Кизляр-1, и строительством ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) (ОВ-ЛМ-2015-3) характеризуется отсутствием перегрузов в сети 110 кВ, напряжение на сш 110 кВ ПС 110 кВ Ойсунгур составляет 92 кВ. Однако, перенос точки разрыва транзита на В-146 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая и ввод ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) не обеспечивают в полном объеме допустимость параметров электроэнергетического режима в ремонтных схемах ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) или ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144). Для ввода режима в область допустимых значений в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Ойсунгур (Л-144) (ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128)) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) (ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144)) требуется монтаж противоаварийной автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН), с воздействием на отключение потребителей ПС 110 кВ Ойсунгур.

Послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) с ПС 110 кВ Каргалиновская и ПС 110 кВ Шелковская, запитанными от ПС 110 кВ Кизляр-1, вводом ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) и работой АОСН на ПС 110 кВ Ойсунгур в объеме 10 МВт (ОВ-ЛМ-2015-4) характеризуется отсутствием перегрузов в сети 110 кВ выше аварийно-допустимых величин, напряжение на сш 110 кВ ПС 110 кВ Ойсунгур составляет не менее 93 кВ.

В соответствии с вышеизложенным, для обеспечения допустимого режима работы ВЛ 110 кВ Гудермес Сити - Гудермес, ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес Сити 1ц. (бывшая ВЛ 110 кВ Гудермес - Гудермес-Тяговая (Л-126) до разрезания и заведения её на ПС 110 кВ Гудермес-Сити), ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) и обеспечения допустимых уровней напряжения в ПАР необходимо выполнить:

- перенос точки разрыва по транзиту ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Шелковская - Каргалиновская - Кизляр-1 на В-146 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая;

- восстановление и ввод в работу ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) с подвеской провода АС сечением не менее 185 мм2;

- монтаж АОСН, с воздействием на отключение нагрузки ПС 110 кВ Ойсунгур объемом не менее 10 МВт.

При отсутствии возможности реализации вышеуказанных мероприятий, необходимо превентивное размыкание сети 110 кВ следующим образом: поддержание разрыва транзита ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Шелковская - Каргалинская - Кизляр-1 и транзита ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес - Ойсунгур - Ярыксу, например отключение В-127 на ПС 110 кВ Ойсунгур и В-148 ПС 110 кВ Кизляр-1. Данная схема существенно снижает надёжность электроснабжения потребителей, запитанных от ПС 110 кВ Ойсунгур, Гудермес, Гудермес-Тяговая, Шелковская, Каргалиновская.

Дальнейший анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2015 года проведен с учетом выполнения мероприятий по переносу точки разрыва транзита ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Шелковская - Каргалиновская - Кизляр-1 на В-146 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая и включенной в транзит ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144), завершение строительства которой предполагается в конце 2014 года в рамках "Комплексной программы развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 годов", утверждённой ОАО "Россети" 20.06.2013, ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы, а так же ТУ на ТП от 15.08.2014 (комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити").

В нормальной схеме (ОВ-ЛМ-2015-5) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 88 МВА - 70% от номинальной автотрансформаторной мощности ПС, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Наиболее загруженной ВЛ 110 кВ являются: ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) -233 А при длительно-допустимой (ДД) токовой нагрузки ВЛ при 30 0С - 357 А. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 106-117 кВ.

В настоящий момент на ПС 330 кВ Грозный установлены устройства АРПТ автотрансформаторов 125 МВА АТ-1, АТ-2, АТ-3, при возникновении недопустимой перегрузки автотрансформаторов воздействующие с первой выдержкой времени - на сигнал; со второй выдержкой времени - на отключение выключателей ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125), ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) с запретом АПВ; с третьей выдержкой времени - на отключение обоих цепей ВЛ 110 кВ Грозный - Южная (Л-114, Л-115) с запретом АПВ. Послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 330 кВ Грозный (ОВ-ЛМ-2015-15) приводит к перегрузу оставшихся двух в работе выше длительно допустимой величины АТ-2 ПС 330 кВ Грозный - 640 А (ток по стороне СН), АТ-3 ПС 330 кВ Грозный - 652 А (ток по стороне СН), при длительно допустимой токовой нагрузки AT для температуры +30°С равной 582 А. Для обеспечения допустимого режима работы AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный потребуется выполнение схемно-режимных мероприятий, связанных с переводом нагрузки потребителей на питание от других центров питания или ввод ГВО. В разомкнутой схеме сети 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики токовая загрузка AT обуславливается исключительно интенсивным ростом нагрузки потребителей центрального энергорайона Чеченской Республики. Таким образом, уже на этапе прохождения летнего максимума 2015 года подтверждается необходимость выполнения мероприятий по вводу в работу ПС 330 кВ Сунжа и замыканию в транзит сети 110 кВ Чеченской энергосистемы.

Анализ послеаварийных режимов работы электрической сети в ремонтных схемах (критерии "N-2") для максимумов нагрузок летнего дня 2015 года показывает, что в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) (ОВ-ЛМ-2015-7) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) составляет 682 А, что превышает аварийно допустимую для провода АС-185 мм2 (ДД/АД - 479/576 А), которым выполнена Л-110, и для оборудования, ограничивающего пропускную способность Л-110: ВЧЗ Л-110 (630 А) на ПС 330 кВ Грозный и ТТ Л-110 (500 А) на ПС 110 кВ ГРП-110. Для обеспечения допустимого режима работы ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) потребуется выполнение схемно-режимных мероприятий или ввод ГВО. В послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) с Т-3 и Т-4 ПС 110 кВ ГРП-110, запитанными от 1 сш 110 кВ ГРП-110 (ОВ-ЛМ-2015-8), токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) составляет 501 А - длительно допустимый режим её работы не обеспечивается.

В послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) (ОВ-ЛМ-2015-13) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) составляет 581 А (при ДД/АД 357/429 А для +30°С).

Для обеспечения допустимого режима работы ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) в данном режиме понадобится полномасштабная реконструкция данной ВЛ с подвеской провод марки АС сечением не менее 240 мм2. Наиболее рациональным решением снятия нагрузки с ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) представляется превентивный перевод питания ПС 110 кВ Горячеисточненская, Червленая, Терек-Тяговая на питание по ВЛ 110 кВ Наурская - Терек-Тяговая (Л-174) и перевод питания ПС 110 кВ Ведучи по ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи. Однако перевод питания ПС 110 кВ Ведучи по ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи при прохождении летнего максимума нагрузки допустим при условии наличия ИРМ на ПС 110 кВ Ведучи мощностью не менее 12 МВар или монтажа АОСН на ПС 110 кВ Ведучи или строительства ВЛ 110 кВ Плиево - Горец. Как показывает расчет, в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) с учетом включения В-174 ПС 110 кВ Наурская, отключения В-177 Гудермес-Тяговая, перевода питания ПС 110 кВ Ведучи на питание по ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи, токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) составляет 484 А. Таким образом для обеспечения допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) на этапе прохождения летнего максимума 2015 года требуется её реконструкция с подвеской провода АС сечением не менее АС-150 мм2, замена ошиновок Л-125 на ПС 330 кВ Грозный и шин 110 кВ и ошиновок Л-125 на Аргунской ТЭЦ.

При отключении ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) (ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161)), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) (ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125)) (ОВ-ЛМ-2015-14) токовые загрузки ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), ВЛ 110 кВ Гудермес-Сити - Гудермес-Тяговая 2 ц. (бывшая Л-142), ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) превышают аварийно-допустимое значение. При включении В-174 ПС 110 кВ Наурская, отключения В-177 Гудермес-Тяговая, перевода питания ПС 110 кВ Ведучи на питание по ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи токовая загрузки ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141) составляет 540 А (при ДД/АД для +30 С - 423/509 А), ВЛ 110 кВ Гудермес Сити - Гудермес-Тяговая 2 ц. (бывшая Л-142) - 505 А (при ДД/АД для +30 С - 357/429А). В данной схеме электроснабжения для обеспечения допустимого режима работы ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141) и ВЛ 110 кВ Гудермес Сити - Гудермес-Тяговая 2 ц. (бывшая Л-142) потребуется их реконструкция с подвеской провода марки АС, сечением не менее 185 мм2.

Обеспечение допустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) возможно только при поддержании нормального разрыва на ВЛ 110 кВ Цемзавод - Шали (Л-160), так как в послеаварийном режиме отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, с включением в транзит ВЛ 110 кВ Шали - Цемзавод (Л-160) (ОВ-ЛМ-2015-19) токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) превышает АД - 597 А. Условием замыкания транзита Грозный - Цемзавод - Шали - Аргунская ТЭЦ является замена провода на ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) на провод сечением не менее не менее АС-240 мм2, замена ошиновок Л-125 на ПС 330 кВ Грозный и шин 110 кВ и ошиновок Л-125 на Аргунской ТЭЦ.

Послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Ищерская - Наурская (Л-130), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки (Л-102) (ОВ-ЛМ-2015-20) показывает, что токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ищерская - Ищерская-Тяговая (Л-171), ВЛ 110 кВ Ищерская Тяговая - Алпатово (Л-172), ВЛ 110 кВ Наурская - Алпатово (Л-173), ВЛ 110 кВ Наурская - ПС N 84 (Л-185), ВЛ 110 кВ ПС N 84 - ГРП-110 (Л-182) превышает АД величину. Напряжение в энергорайоне снижается ниже аварийно допустимого уровня. Перевод питания ПС 110 кВ Ведучи на ВЛ 110 кВ Цемзавод - Ведучи (ОВ-ЛМ-2015-21) не обеспечивает допустимость параметров электроэнергетического режима как в части допустимых токовых нагрузок, так и уровней напряжений. Для ввода режима в область допустимых значений требуется монтаж ПА отключения нагрузки при снижении напряжения. Послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Ищерская - Наурская (Л-130), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки (Л-102) с работой АОСН на ПС 110 кВ Горец и ПС 110 кВ Ведучи в объеме 17 МВт (ОВ-ЛМ-2015-22) показывает, что уровни напряжения в сети 110 кВ составляют не ниже 93 кВ. Однако, токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ищерская - Ищерская-Тяговая (Л-171), ВЛ 110 кВ Ищерская Тяговая - Алпатово (Л-172), ВЛ 110 кВ Наурская - Алпатово (Л-173) превышает длительно допустимые значения 413 А, 412 А и 408 А соответственно, при ДД/АД токе для данных ВЛ 110 кВ, равном 357/429 А для +30°С. Для разгрузки ВЛ 110 кВ Ищерская - Ищерская-Тяговая (Л-171), ВЛ 110 кВ Ищерская-Тяговая - Алпатово (Л-172), ВЛ 110 кВ Наурская - Алпатово (Л-173) до длительно допустимых значений потребуется ввод ГВО в объеме не менее 10 МВт. В качестве мероприятия, исключающего необходимость ввода ГВО в послеаварийных режимах в ремонтных схемах рассматривается строительство ВЛ 110 кВ Плиево - Горец.

Как показывают расчеты, послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Ищерская - Наурская (Л-130), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки (Л-102) с учетом строительства ВЛ 110 кВ Плиево - Горец (ОВ-ЛМ-2015-22) характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ, уровни напряжения в сети 110 кВ обеспечиваются не ниже 104 кВ.

Таким образом, для обеспечения наилучших условий электроснабжения потребителей северо-западного района Чеченской Республики на этапе прохождения летнего максимума 2015 года (до ввода ПС 330 кВ Сунжа и замыкания в транзит сетей 110 кВ ЧР) рекомендуется ввод в работу в 2015 году ВЛ 110 кВ Плиево - Горец.

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

Аналогично "реалистическому" варианту, к периоду зимнего максимума 2015 году для обеспечения покрытия растущей нагрузки Чеченской Республики учтено строительство ПС 330 кВ Сунжа. В целях повышения надёжности электроснабжения потребителей Чеченской Республики, оптимизации электроэнергетического режима в связи с вводом дополнительного центра питания ПС 330 кВ Сунжа планируется замыкание в транзит сети 110 кВ Чеченской энергосистемы. Расчёты, начиная с ЗМ 2015 года, выполнены с учётом транзитной работы сети 110 кВ.

Энергосистема Чеченской Республики при прохождении зимнего максимума нагрузки 2015 года характеризуется интенсивным ростом потребления, связанным с увеличением нагрузок потребителей, присоединяемым к существующим энергообъектам, а также дополнительным подключением к энергосистеме новых потребителей на вводимых ПС 110 кВ Ведучи, Черноречье, Автопром.

В связи с возникновением недопустимых перегрузов в сети 110 кВ в послеаварийных режимах и учитывая существенный рост потребления по "оптимистическому" варианту относительно "реалистического", аналогично выводам, полученным в "реалистическом" варианте развития электроэнергетики Чеченской Республики, подтверждается необходимость ввода в работу ПС 110 кВ Курчалой с ВЛ 110 кВ Курчалой - Ойсунгур и ВЛ 110 кВ Курчалой - Аргунская ТЭЦ, а так же строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная как дополнительных связей, обеспечивающих передачу мощности в наиболее дефицитный центральный энергорайон Чеченской Республики. Расчеты электроэнергетических режимов, начиная с ЗМ 2015 года, проведены с учетом ввода данных объектов, обеспечивающих допустимые параметры электроэнергетического режима работы энергосистемы Чеченской Республики.

В нормальном режиме работы энергосистемы (ОВ-ЗМ-2015-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 98 МВА, ПС 330 кВ Сунжа по 105 МВА, токовая загрузка элементов сети находится в границах длительно-допустимых значений, напряжение в сети 110 кВ обеспечивается на уровне 104 - 115 кВ. Анализ послеаварийных режимов (ПАР) работы электрической сети 110 кВ в нормальной схеме (критерии "N-1") для максимумов нагрузок зимнего дня 2015 года (ОВ-ЗМ-2015-2 - ОВ-ЗМ-2015-20) показывает, что выполнение вышеуказанных мероприятий (ввод ПС 330 кВ Сунжа согласно проектной схемы подключения к сети 110 кВ, замыкание в транзит сетей 110 кВ энергосистемы ЧР в комплексе с установкой устройств ПА согласно проектных решений по строительству ПС 330 кВ Сунжа, ввод ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и транзита 110 кВ Ойсунгур - Курчалой - Аргунская ТЭЦ) обеспечивают допустимые параметры электроэнергетического режима в ЗМ 2015 года и выполнения дополнительных мероприятий по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики не требуется. Уровни напряжения в наиболее тяжелом послеаварийном режиме работы энергосистемы Чеченской Республики - отключение ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок с работой АОПО на отключение ШСВ ПС 110 кВ Гудермес Тяговая (ОВ-ЗМ-2015-16) обеспечиваются на уровне 91-113 кВ.

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

Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима по "оптимистическому варианту" на рубеже прохождения летнего максимума 2017 года в отдельных режимах рассматривается ввод Грозненской ТЭЦ с учётом работы одного генератора 210 МВт.

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2017 года показал, что в нормальной схеме (ОВ-ЛМ-2017-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 87 MBA, ПС 330 кВ Сунжа по 61 МВА, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 108-116 кВ.

В нормальной схеме с учетом ввода в работу Грозненской ТЭЦ (ОВ-ЛМ-2017-2) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 63 МВА, ПС 330 кВ Сунжа по 44 МВА, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 110-117 кВ.

В послеаварийном режиме отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа, в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (ОВ-ЛМ-2017-3) токовая загрузка элементов сети 110 кВ находится в границах длительно допустимых значений, напряжение в сети 110 кВ обеспечивается на уровне 106 - 115 кВ.

В послеаварийном режиме отключения 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (ОВ-ЛМ-2017-4) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) составляет 507 А, ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) - 430 А, при ДД/АД 357/429 А при +30°С. Работа АОПО Л-128 ПС 110 кВ Ойсунгур (ОВ-ЛМ-2017-5), ликвидирующая перегруз Л-128 в данном режиме, не эффективна для разгрузки ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) и приводит к перегрузке выше аварийно допустимых величин ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес-Сити 2ц. и ВЛ 110 кВ Гудермес-Сити - Аргунская ТЭЦ - 462 А и 445 А соответственно, при ДД/АД 357/429 А при +30°С, токовая загрузка ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая увеличивается до 565 А. При отключении ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи (ОВ-ЛМ-2017-21) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) также превышает аварийно допустимую - 455А. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Гудермес-Сити 2 ц., ВЛ 110 кВ Гудермес-Сити - Аргунская ТЭЦ (Л-125) и ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) обусловлена интенсивным ростом потребления на ПС 110 кВ Цемзавод, Шали, АКХП, Гудермес-Сити, Аргунской ТЭЦ, а так же присоединением новых потребителей на ПС 110 кВ Автопром и Ведучи.

В соответствии с вышеизложенным для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима при выводе в ремонт 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный и отключении 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, а так же в ремонтных схемах ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи или ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) потребуется:

- реконструкция ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) с заменой провода на АС-185;

- подвеска на ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес-Сити 2ц. и Аргунская ТЭЦ - Гудермес-Сити провода АС-185. Заходы на новую ПС 110 кВ Гудермес-Сити выполнить проводом АС-185;

- для исключения недопустимого перегруза ошиновки ШСВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая её замена на провод АС-240.

- монтаж АОПО ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) с воздействием на ее отключение.

В послеаварийном режиме отключения ВЛ 330 кВ Алания - Сунжа, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в летний максимум 2017 года возникает токовый перегруз ШСВ-110 ПС 110 кВ ГРП-110, его величина в максимум нагрузки достигает 537 А (ОВ-ЛМ-2017-7). В сложившейся схеме величина перегруза обусловлена наличием значительной составляющей транзитного перетока мощности в ОЭС Юга из Дагестанской энергосистемы. Ликвидацию перегруза целесообразно производить при помощи АОПО ШСВ на ПС 110 кВ ГРП-110. Послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Алания - Сунжа, в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный с работой АОПО ШСВ ПС 110 кВ ГРП-110 характеризуется отсутствием токовых перегрузов элементов сети 110 кВ выше аварийно допустимого значения, напряжение в сети 110 кВ Чеченской энергосистемы обеспечивается не ниже 103 кВ (ОВ-ЛМ-2017-8).

В летний максимум нагрузки 2017 г. в схеме ремонта одного из AT ПС 330 кВ Грозный в послеаварийном режиме отключение другого AT ПС 330 кВ Грозный токовая загрузка оставшегося в работе AT составляет 804 А (ток по стороне СН AT 330/110 кВ), что допустимо на время ликвидации аварийного режима, при этом токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) превышает аварийно допустимую величину 432 А (ОВ-ЛМ-2017-9). Послеаварийный режим отключения АТ-3 ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Грозный с работой АОПО Л-128 ПС 110 кВ Ойсунгур (ОВ-ЛМ-2017-10) характеризуется возникновением аварийного перегруза АТ-1 ПС 330 кВ Грозный - 879 А, при этом работа АРПТ AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный для разгрузки AT не эффективна, так как токовый перегруз AT после её работы сохраняется - 858 А.

Ввод в работу Грозненской ТЭЦ обеспечивает допустимый режим работы AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный в ремонтных схемах. Послеаварийный режим отключения АТ-3 ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Грозный с учетом строительства Грозненской ТЭЦ (ОВ-ЛМ-2017-11) характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ и выше. Токовая загрузка оставшегося в работе АТ-1 ПС 330 кВ Грозный составляет 526 А.

В послеаварийном режиме отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная (ОВ-ЛМ-2017-17) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-ПО) превышает аварийно допустимую 676 А, аналогичный режим её загрузки возникает при отключении 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (ОВ-ЛМ-2017-19) - 668 А. Ввод в работу Грозненской ТЭЦ обеспечивает допустимый режим работы ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) в данных схемах (ОВ-ЛМ-2017-18 и ОВ-ЛМ-2017-20 соответственно).

В соответствии с вышеизложенным, для обеспечения допустимого режима работы AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный и ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) в послеаварийных режимах при прохождении летнего максимума 2017 года требуется ввод в работу Грозненской ТЭС.

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

Энергосистема Чеченской Республики при прохождении зимнего максимума нагрузки 2017 года характеризуется дальнейшим ростом потребления, связанным с увеличением нагрузок потребителей, присоединенным к существующим энергообъектам, а также дополнительным подключением к энергосистеме новых потребителей на ПС 110 кВ Грозный-Сити, ПС 110 кВ РКБ.

В нормальном режиме работы энергосистемы (ОВ-ЗМ-2017-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 116 МВА, ПС 330 кВ Сунжа по 114 МВА, токовая загрузка элементов сети находится в границах длительно-допустимых значений, напряжение в сети 110 кВ обеспечивается на уровне 101-116 кВ.

Анализ послеаварийных режимов (ПАР) работы электрической сети 110 кВ в нормальной схеме (критерии "N-1"), для максимумов нагрузок зимнего дня 2017 года (ОВ-ЗМ-2017-2 - ОВ-ЗМ-2015-20) показывает, что выполнение вышеуказанных мероприятий (ввод ПС 330 кВ Сунжа согласно проектной схемы подключения к сети 110 кВ, замыкание в транзит сетей 110 кВ энергосистемы ЧР в комплексе с установкой устройств РЗ и ПА согласно проектных решений по строительству ПС 330 кВ Сунжа, ввод ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная и транзита 110 кВ Ойсунгур - Курчалой - Аргунская ТЭЦ) обеспечивают допустимые параметры электроэнергетического режима в ЗМ 2017 года и выполнения дополнительных мероприятий по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики не требуется.

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

Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима по "оптимистическому варианту" на рубеже прохождения летнего максимума 2019 года в отдельных режимах рассматривается ввод Грозненской ТЭЦ с учётом работы одного генератора 210 МВт.

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2019 года показал, что в нормальной схеме (ОВ-ЛМ-2019-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 91 МВА, ПС 330 кВ Сунжа по 66 МВА, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 107-116 кВ.

Следует отметить, что ввиду значительного дефицита мощности и отсутствием генерирующих мощностей в Чеченской Республики уже в нормальной схеме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) составляет 356 А, при ДД - 357 А, т.е. при температурах окружающего воздуха выше +30°С возникнет её перегруз по проводу. В нормальной схеме с учетом ввода в работу Грозненской ТЭЦ (ОВ-ЛМ-2019-2) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 65 МВА, ПС 330 кВ Сунжа по 48 МВА, загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) составляет 313 А, загрузка остальных ВЛ 110 кВ так же находится в границах длительно-допустимых значений. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 110-117 кВ.

В послеаварийном режиме отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа, в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (ОВ-ЛМ-2019-3) токовая загрузка элементов сети 110 кВ находится в границах допустимых значений, напряжение в сети 110 кВ обеспечивается на уровне 105 - 114 кВ.

В послеаварийном режиме отключения 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (ОВ-ЛМ-2019-4) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) составляет 521 А, ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) - 460 А, при ДД/АД 357/429 А при +30°С. Работа АОПО Л-128 ПС 110 кВ Ойсунгур (ОВ-ЛМ-2019-5), ликвидирующая перегруз Л-128 в данном режиме не эффективна для разгрузки ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) и приводит к перегрузке выше аварийно допустимых величин ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Гудермес Сити 2ц. и ВЛ 110 кВ Гудермес Сити - Аргунская ТЭЦ - 491 А и 474 А соответственно, при ДД/АД 357/429 А при +30°С, токовая загрузка ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая увеличивается до 598 А. При отключении ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи (ОВ-ЛМ-2019-22) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) так же превышает аварийно допустимую - 481А. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес Сити 2ц., ВЛ 110 кВ Гудермес Сити - Аргунская ТЭЦ и ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) обусловлена интенсивным ростом потребления на ПС 110 кВ Цемзавод, Шали, АКХП, Гудермес-Сити, Аргунской ТЭЦ, а так же присоединением новых потребителей на ПС 110 кВ Автопром и ПС 110 кВ Ведучи.

В соответствии с вышеизложенным, для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима при выводе в ремонт 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный и отключении 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, а так же в ремонтных схемах ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи или ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) потребуется:

- реконструкция ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) с заменой провода на АС-185;

- подвеска на ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес-Сити 2ц. и Аргунская ТЭЦ - Гудермес-Сити провода АС-185. Заходы на новую ПС 110 кВ Гудермес-Сити выполнить проводом АС-185;

- для исключения перегруза ошиновки ШСВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая её замена на провод АС-240;

- монтаж АОПО ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) с воздействием на ее отключение.

В летний максимум нагрузки 2019 г. в схеме ремонта одного из AT ПС 330 кВ Грозный в послеаварийном режиме отключение другого ПС 330 кВ Грозный токовая загрузка оставшегося в работе AT составляет 839 А (ток по стороне СН AT 330/110 кВ), что допустимо на время ликвидации аварийного режима, при этом токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) превышает аварийно допустимую величину 439А (ОВ-ЛМ-2019-9). Послеаварийный режим отключения АТ-3 ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Грозный с работой АОПО Л-128 ПС 110 кВ Ойсунгур (ОВ-ЛМ-2019-10) характеризуется возникновением аварийного перегруза АТ-1 ПС 330 кВ Грозный - 917 А, при этом работа АРПТ AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный для разгрузки AT не эффективна, так как токовый перегруз AT после её работы сохраняется - 821А (ОВ-ЛМ-2019-11).

Ввод в работу Грозненской ТЭС обеспечивает допустимый режим работы AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный в ремонтных схемах. Послеаварийный режим отключения АТ-3 ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Грозный с учетом строительства Грозненской ТЭС (ОВ-ЛМ-2019-12) характеризуется отсутствием перегрузов элементов сети 110 кВ и выше. Токовая загрузка оставшегося в работе АТ-1 ПС 330 кВ Грозный составляет 553 А.

В послеаварийном режиме отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная (ОВ-ЛМ-2019-18) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) превышает аварийно допустимую (700 А), аналогичный режим её загрузки возникает при отключении 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (ОВ-ЛМ-2019-20) - 689 А. Ввод в работу Грозненской ТЭС обеспечивает допустимый режим работы ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) в данных схемах (ОВ-ЛМ-2019-19 и ОВ-ЛМ-2019-21 соответственно).

В соответствии с вышеизложенным, для обеспечения допустимого режима работы AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный и ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) в послеаварийных режимах при прохождении летнего максимума 2019 года требуется ввод в работу Грозненской ТЭС.

В целях определения достаточности мероприятий по схеме выдачи мощности Грозненской ТЭС, определенных в "СиПР Чеченской Республики на период 2013-2017 г.г." и подтверждаемых "СиПР Чеченской Республики на период 2014-2018 г.г." рассмотрены послеаварийные режимы работы энергосистемы Чеченской Республики с наложением аварийных возмущений на элементы сети 110 кВ, обеспечивающие выдачу мощности Грозненской ТЭС.

Как показывают расчеты, послеаварийный режим отключения 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ГТЭЦ - ГРП-110 2ц. (ОВ-ЛМ-2019-24), послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ ГТЭЦ - ГРП-110 1ц в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ГТЭЦ - ГРП-110 3ц. (ОВ-ЛМ-2019-25), послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ ГТЭЦ - ГРП-110 1ц в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ГТЭЦ - ГРП-110 2ц. (ОВ-ЛМ-2019-26), послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ ГТЭЦ - ГРП-110 2ц в схеме ремонта ВЛ 110 кВ ГТЭЦ - ГРП-110 3 ц. (ОВ-ЛМ-2019-27) подтверждают необходимость выполнения мероприятий по схеме выдачи мощности Грозненской ТЭС, определенных в "СиПР Чеченской Республики на период 2013-2017 г.г.".

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

Энергосистема Чеченской Республики при прохождении зимнего максимума нагрузки 2019 года характеризуется дальнейшим ростом потребления, связанным с увеличением нагрузок потребителей, присоединенным к существующим энергообъектам.

В нормальном режиме работы энергосистемы (ОВ-ЗМ-2019-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА ПС 330 кВ Грозный составляет по 123 МВА (приближается к номинальным значениям), автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Сунжа номинальной мощностью 125 МВА - по 120 МВА (приближается к номинальным значениям), токовая загрузка элементов сети находится в границах длительно-допустимых значений, напряжение в сети 110 кВ обеспечивается на уровне 100 - 113 кВ.

В связи с интенсивным ростом потребления на рубеже прохождения зимнего максимума 2019 года потребуются мероприятия по разгрузке AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный и AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Сунжа в послеаварийных режимах. Анализ послеаварийных режимов (ПАР) работы электрической сети 110 кВ в нормальной схеме (критерии "N-1"), для максимумов нагрузок зимнего дня 2019 года показывает, что отключение АТ-1 ПС 330 кВ Сунжа (ОВ-ЗМ-2019-8) приводит к загрузке оставшегося в работе АТ-2 ПС 330 кВ Сунжа (125 МВА) до 178 МВА (перегруз по мощности более 40%), токовая загрузка стороны СН составляет 864 А. Отключение АТ-1 ПС 330 кВ Грозный (ОВ-ЗМ-2019-9) приводит к загрузке оставшихся в работе АТ-2 ПС 330 кВ Грозный и АТ-3 ПС 330 кВ Грозный (125 МВА) до 160 МВА и 163 МВА соответственно, токовая загрузка стороны СН АТ-2 составляет 789 А, АТ-3 - 804 А.

Для обеспечения допустимых нагрузок AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный и AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Сунжа в послеаварийных режимах требуется ввод в работу генерирующих мощностей Грозненской ТЭС.

Так же подтверждается необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162), так как отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (ОВ-ЗМ-2019-5) или ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) приводит к её перегрузке выше аварийно-допустимой величины - 572 А.

В целях определения достаточности мероприятий по схеме выдачи мощности Грозненской ТЭС, определенных в "СиПР Чеченской Республики на период 2013-2017 г.г." и подтверждаемых "СиПР Чеченской Республики на период 2014-2018 г.г." рассмотрены послеаварийные режимы работы энергосистемы Чеченской Республики с наложением аварийных возмущений на элементы сети 110 кВ, обеспечивающие выдачу мощности Грозненской ТЭС.

Как показывают расчеты, послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ ГТЭС - Северная (ОВ-ЗМ-2019-22), послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ ГТЭС - Грозный Сити 1 ц (ОВ-ЗМ-2019-23), послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ ГТЭС - ГРП-110 1ц (ОВ-ЗМ-2019-24), послеаварийный режим отключения 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110 (ОВ-ЗМ-2019-25), послеаварийный режим отключения 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110 (ОВ-ЗМ-2019-26), послеаварийный режим отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (ОВ-ЗМ-2019-27), послеаварийный режим отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (ОВ-ЗМ-2019-28) подтверждают необходимость выполнения мероприятий по схеме выдачи мощности Грозненской ТЭС, определенных в "СиПР Чеченской Республики на период 2013-2017 г.г.", а именно:

1) Реконструкция ВЛ 110 кВ Северная - ГРП-110 (Л-109), ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110), ВЛ 110 кВ Грозный - Южная (Л-114), ВЛ 110 кВ Грозный - Южная (Л-115) со строительством заходов на РУ 110 кВ Грозненской ТЭЦ.

2) Строительство новой ВЛ 110 кВ ГТЭС - ГРП-110 3 ц. с подвеской провода АС-185 с фиксацией ВЛ на 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110.

3) Реконструкция ВЛ 110 кВ ГТЭС - Северная (бывшая Л-109) с заменой провода ВЛ на АС-240.

4) ПС 110 кВ Северная:

- замена ВЧЗ ВЛ 110 кВ ГТЭС - Северная (Л-109) (630 А) на ВЧЗ с номинальным первичным током 1000 А;

- замена ТТ СМВ-110 на ТТ с номинальным первичным токов 1000 А;

- замена ошиновки СМВ-110, ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - Северная на провод АС-240.

5) ПС 110 кВ ГРП-110:

- реконструкция ПС с расширением на одну линейную ячейку 110 кВ для присоединения ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - ГРП-110 3 ц., с фиксацией ВЛ на 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ГРП - 110;

- префиксация ВЛ 110 кВ ГРП-110 - N 84 (Л-182) с 1 на 2 сш 110 кВ ГРП-110, ВЛ 110 кВ ГТЭС - ГРП-110 (1ц.) (бывшая Л-110) со 2 на 1 сш 110 кВ ГРП-110 в нормальной схеме;

- замена ТТ ШСВ-110 (500 А) на ТТ с номинальным первичным током не менее 600 А;

- замена ТТ ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - ГРП-110 2 ц. (бывшая Л-109) (500 А) на ТТ с номинальным первичным током не менее 750 А.

6) Монтаж комплексов ПА, обеспечивающих разгрузку Грозненской ТЭС при выходе параметров электроэнергетического режима за рамки допустимых значений в послеаварийных режимах в ремонтных схемах сети (определить при детальном проектировании СВМ Грозненской ТЭС).

4.3.2.8. Регулирование напряжения в сети и размещение источников реактивной мощности в узлах нагрузки Чеченской энергосистемы.

Регулирование напряжения в сети 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики в период формирования программы в нормальных режимах обеспечивается в допустимых диапазонах посредством использования регулировочных возможностей РПН автотрансформаторов ПС 330 кВ Грозный, ПС 330 кВ Сунжа, а также автотрансформаторов подстанций 330/110 кВ смежных энергосистем (ПС 330 кВ Моздок, ПС 330 кВ Владикавказ-500, ПС 330 кВ Артем, ПС 330 кВ Чирюрт).

До ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа с замыканием энергорайонов 110 кВ Чеченской энергосистемы в транзит ряд послеаварийных режимов характеризуется снижением уровней напряжения ниже аварийно-допустимых значений. В связи с этим необходима установка устройств АОСН в узлах нагрузки энергосистемы Чеченской Республики (в соответствии с выводами, приведенными выше).

С вводом в работу ПС 330 кВ Сунжа и замыканием энергорайонов 110 кВ Чеченской энергосистемы в транзит уровни напряжения в послеаварийных режимах обеспечиваются в границах допустимых величин. Наиболее тяжелыми послеаварийными режимами с точки зрения снижения напряжения в сети 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики являются послеаварийные режимы отключения ВЛ 330 кВ, по которым осуществляется питание ПС 330 кВ Грозный, ПС 330 кВ Сунжа.

В связи с отсутствием генерирующих мощностей и источников реактивной мощности основную часть потребной реактивной мощности энергосистема Чеченской Республики получает из сети 330 кВ. Данное обстоятельство приводит к дополнительной загрузке сети 330 кВ по реактивной мощности, тем самым увеличивая потери мощности, а также увеличивает загрузку AT 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный, ПС 330 кВ Сунжа. Ввод в работу Грозненской ТЭС обеспечит снижение дефицита реактивной мощности в энергосистеме Чеченской Республики.

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

Анализ расчёта электроэнергетических режимов на период формирования программы полностью подтверждает необходимость скорейшего строительства ПС 330 кВ Сунжа.

В рассматриваемый период функционирования энергосистемы Чеченской Республики по "оптимистическому" варианту развития наблюдается возникновение дефицита автотрансформаторной мощности на ПС 330 кВ Грозный (к 2017 году), ПС 330 кВ Сунжа (к 2019 году). Альтернативой строительству нового центра питания 330/110 кВ на территории Чеченской Республики является ввод в работу Грозненской ТЭС.

4.3.2.10. Анализ загрузки трансформаторов 110 кВ на энергообъектах энергосистемы Чеченской Республики в период формирования Программы развития по оптимистическому варианту.

С учётом прироста нагрузки по оптимистического варианту развития энергосистемы Чеченской Республики, в соответствии с данными по технологическим присоединениям, информацией по предполагаемому развитию социального, промышленного и других секторов экономики Чеченской Республики, сопровождающемуся интенсивным ростом потребления в узлах нагрузки, прогнозная загрузка трансформаторов 110 кВ энергообъектов энергосистемы Чеченской Республики составит:

Центр питания	Установленная мощность, МВА, в 2014 году	Вероятная величина нагрузки в ЗМ-2019 г., МВт
Аргунская ТЭЦ	2х16	27,1
ПС 110 кВ Восточная	2х25	45,5
ПС 110 кВ ГРП-110	25, 16, 2х2,5 (по ИПЧЭ - замена 16 МВА на 25 МВА в 2014 году)	38,9
ПС 110 кВ Консервная	2х16	27,4
ПС 110 кВ Ойсунгур	2х25, 16	38,7 (с учетом перевода нагрузок суммарной мощностью 26 МВт на ПС 110 кВ Курчалой)
ПС 110 кВ Северная	2х25	50,1
ПС 110 кВ Южная	2х16	43,1
ПС 110 кВ Самашки	2х16	31,9
ПС 110 кВ Ищерская	16,10 (по ИПЧЭ - замена 10 МВА на 16 МВА в 2014 году)	19,3
ПС 110 кВ Цемзавод	2х25	37,7
ПС 110 кВ Октябрьская	16 (по ИПЧЭ - установка второго тр-ра 16 МВА в 2015 году)	10,3
ПС 110 кВ N 84	16 (по ИПЧЭ - установка второго тр-ра 16 МВА в 2014 году)	15,6
ПС 110 кВ Червлённая	2х6,3	11,9
ПС 110 кВ Шали	2х16	42,7
ПС 110 кВ Горячеисточненская	2х16	7,6
ПС 110 кВ Гудермес	2х16	23,9 (с учетом перевода нагрузок суммарной мощностью 17 МВт на тр-ры 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа)
ПС 110 кВ АКХП	2х10	13,5
ПС 110 кВ Горец	2х25	40,9
ПС 110 кВ Алпатово	6,3	2,1
ПС 110 кВ Наурская	2х16	16,1
ПС 110 кВ Шелковская	2х10	9,3
ПС 110 кВ Каргалиновская	10	7,2
ПС 110 кВ Гудермес-сити	по ТУ на ТП: 1х25 в 2014 г., 1 х 25 в 2017 году	8,6
ПС 110 кВ НПЗ	по ТУ на ТП: 2х25 в 2015 г.	19,4
РУ 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа (перевод нагрузок суммарной мощностью 17 МВт с ПС 110 кВ Гудермес)	по ИП ФСК: 20х40 МВА - в 2015 г.	17,0
ПС 110 кВ Курчалой (переводом нагрузок суммарной мощностью 26,6 МВт с ПС 110 кВ Ойсунгур)	2х25 (проектируется)	26,6
ПС 110 кВ Ведучи	2х25 (проектируется)	24
ПС 110 кВ Черноречье	2х16 (проектируется)	9,0
ПС 110 кВ Автопром	2х10 (планируется в соответствии с проектом схемы внешнего электроснабжения потребителя)	8,0
ПС 110 кВ Грозный-Сити	2х40 (планируется в соответствии с проектом схемы внешнего электроснабжения потребителя)	29,0
ПС 110 кВ РКБ	2х6,3 (планируется в соответствии с проектом схемы внешнего электроснабжения потребителя)	4,0

В соответствии с вышеуказанным анализом, для исключения недопустимых перегрузов трансформаторов 110 кВ в максимум ОЗП в нормальном режиме, а также в послеаварийном режиме отключения другого трансформатора энергообъекта с наибольшей установленной мощностью, необходимо увеличение трансформаторной мощности или выполнение мероприятий в распределительных сетях по переводу нагрузок на энергообъекты, имеющие резервы (с учетом критерия "N-1") трансформаторной мощности, на следующих энергообъектах энергосистемы Чеченской Республики: Аргунская ТЭЦ, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Самашки, ПС 110 кВ Червленая, ПС 110 кВ Шали, ПС 110 кВ Гудермес, ПС 110 кВ Горец, ПС 110 кВ Каргалиновская (отсутствует второй трансформатор).

Запланированный перевод нагрузки 17 МВт на трансформаторы 110 кВ вводимой в конце 2015 года ПС 330 кВ Сунжа не достаточен для исключения дефицита трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Гудермес (прогнозная нагрузка трансформаторов (2х16 МВА) ПС 110 кВ Гудермес с учетом перевода нагрузки на ПС 330 кВ Сунжа - 23,9 МВт). Необходим дополнительный перевод нагрузки.

Эффективным мероприятием по разгрузке трансформаторов ПС 110 кВ Ойсунгур является перевод нагрузки на ПС 110 кВ Курчалой. С учетом перевода нагрузок ПС 110 кВ Ойсунгур суммарной мощностью 26 МВт на ПС 110 кВ Курчалой дефицит трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Ойсунгур отсутствует.

Сводный перечень предлагаемых мероприятий по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Чеченской Республики для ликвидации "узких мест" в "оптимистическом" варианте развития энергосистемы Чеченской Республики приведён в Приложении 4 (Таблица 4.3.2).

Дополнительно к вышеперечисленным мероприятиям, на основании проведенных расчетов электроэнергетических режимов, для увеличения пропускной способности шиносоединительной связи 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110 при прохождении летних максимумов нагрузки (ограничение по проводу АС-185 ошиновки ячейки) рекомендуется замена ошиновки в ячейке ШСВ-110 ПС ГРП-110 на провод сечением не менее АС-240.

4.4. Развитие генерации и источников тепловой энергии

4.4.1. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих источников, установленной мощностью более 5 МВт на территории Чеченской Республики на период 2015-2019 гг.

Таблица 4.4.1

N п/п	Наименование объекта, генерирующая компания	Год окончания строительства (физического ввода)	Характеристики (мощность, МВт)	Обоснование необходимости строительства (возможные риски)	Обоснование включения в СиПР ЧР (наличие в ИП/СиПР
1	Грозненская ТЭС 1-я очередь (АО "Грозэнерго") ПГУ (Т)	2017-2019*	420	Новое строительство См. примечание*	СиПР ЕЭС России на 2014-2020 гг., доп. вводы
2	Грозненская ТЭЦ 2-я очередь (АО "Грозэнерго") ПГУ (Т)	2016-2017	367		СиПР ЕЭС России на 2014-2020 гг., доп. вводы

* Обоснование необходимости строительства Грозненской ТЭС.

Согласно проекта Схемы и программы развития ЕЭС России СиПР на 2014-2020 годы на территории энергосистемы Чеченской Республики необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников.

Электроснабжение потребителей Чеченской Республики в составе юго-восточной части ОЭС Юга осуществляется по ВЛ 330-500 кВ, входящим в состав нескольких последовательных контролируемых сечений:

- Терек (МДП - 1200 МВт);

- Восток (МДП - 2300 МВт).

Более 90% установленной мощности электростанций на территории юго-восточной части ОЭС Юга составляют ГЭС, загрузка и длительность работы которых зависит от запасов гидроресурсов.

Электроснабжение потребителей Республики Дагестан, Чеченской республики, Республики Ингушетия, Республики Северная Осетия - Алания осуществляется по ВЛ, входящим в контролируемое сечение "Терек", состоящее из следующих линий электропередачи:

- ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2;

- ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок;

- ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Терек" составляет:

- 1200 МВт - в нормальной схеме электрической сети;

- 750 МВт - в схеме отключенного состояния ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2.

При аварийном отключении одной из ВЛ 330 кВ, входящих в контролируемое сечение, требуется использование резервов мощности ГЭС, объем и возможность продолжительной реализации которых существенно ограничены вследствие недостаточности гидроресурсов на длительном интервале времени, с последующим вводом графиков аварийного ограничения режима потребления.

Министерством промышленности и энергетики Чеченской Республики рассматриваются планы строительства в 2018 году первой очереди каскада гидроэлектростанций на реке Аргун установленной мощностью 72,6 МВт, в т.ч.: - Чири-Юртская ГЭС - 27 МВт; - Дуба-Юртская ГЭС - 40 МВт; - ГЭС Промышленный канал - 5,6 МВт.

Год окончания строительства указан предварительно, в связи с чем, вводимые мощности не учтены в данной программе. Окончательные сроки строительства и ввода в эксплуатацию каскада гидроэлектростанций на реке Аргун будут определены после определения источника финансирования и проведения ТЭО и изыскательских работ. Предполагается учесть вводимые мощности в последующем при разработке новой Программы развития.

4.4.2. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию, предложения по реконструкции, модернизации и демонтажу электростанций, котельных и их размещению

Основные показатели баланса мощности юго-восточной части ОЭС Юга на перспективу до 2020 года приведены в таблице 4.6.1.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо "в таблице 4.6.1." имеется в виду "в таблице 4.4.2."

При определении МДП в контролируемом сечении "Терек" учтено:

- строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (2015 год);

- строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 (2016 год).

Таблица 4.4.2

Баланс мощности юго-восточной части ОЭС Юга, МВт

Характеристика	2014 г.	2017 г.	2020 г.
Потребление мощности с учетом коэффициента совмещения*	2152	2288	2395
Экспорт (Южная Осетия)	35	40	40
Требуемая мощность	2187	2328	2435
Установленная мощность	1925,4	2045	2045
Располагаемая мощность**	715	742	742
Переток по сечению "Терек"	1472	1613	1720
Пропускная способность сечения "Терек" в нормальной схеме	1200	1700	1700
Запас перетока по сечению "Терек" в нормальной схеме	-272	87	-20
Пропускная способность сечения "Терек" в ремонтной схеме сети	750	1400	1400
Запас перетока по сечению "Терек" в ремонтной схеме сети	-722	-213	-320

* - прогноз потребления приведен для среднемноголетней температуры наружного воздуха

** - располагаемая мощность ГЭС принята по усредненным фактическим режимам работы с учетом имеющихся ограничений гидроресурсов Сулакского каскада

Обеспечение надежного электроснабжения потребителей возможно за счет сооружения тепловой электростанции в юго-восточной части ОЭС Юга установленной мощностью не менее 400 МВт при составе оборудования два энергоблока по 200 МВт.

Наличие дополнительной генерирующей мощности в юго-восточной части ОЭС Юга позволит обеспечить надежное электроснабжение потребителей и допустимые параметры электроэнергетического режима как в нормальной, так и в единичной ремонтной схемах.

Наиболее оптимальным местом размещения тепловой электростанции (установленной мощностью не менее 2*200 МВт) является энергосистема Чеченской Республики в связи со следующим:

- энергосистема Чеченской Республики характеризуется недостаточно надежной схемой электроснабжения. В настоящее время электроснабжение потребителей осуществляется от ПС 330 кВ Грозный, а также по слабым связям 110 кВ со смежными энергосистемами. Погашение ПС 330 кВ Грозный приведет к невозможности осуществления электроснабжения потребителей Чеченской Республики в полном объеме;

- наличие вариантов готовых площадок для сооружения ТЭС;

- возможность выдачи мощности в сеть ПО и 330 кВ с минимальным объемом сетевого строительства;

- возможность бесперебойного получения резервного (аварийного) топлива от планируемого Грозненского НПЗ;

- возможность повышения эффективности производства электроэнергии за счет применения когенерации с отпуском пара промышленных параметров Грозненскому НПЗ.

4.4.3. Прогноз развития энергетики Чеченской Республики на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива (в "оптимистическом" варианте развития)

Возможность использования на территории Чеченской Республики таких альтернативных источников, как энергия ветра, солнца, термальных вод, микроГЭС ограничивается суровыми климатическими условиями, их малым потенциалом, и как следствие - высокой себестоимостью выработки 1 кВт. ч электрической энергии.

Анализ ветроэнергетического потенциала Чеченской Республики позволяет отнести ее к территориям с умеренными ветроэнергетическими ресурсами. Целесообразность использования ветроэнергетических установок относится к станциям малой мощности, в первую очередь, автономных, обеспечивающих электропитание отдаленных потребителей.

Использование гидроэнергии в значительной степени определяется реализуемым напором воды, который, прежде всего, зависит от рельефа местности, определяющего продольные уклоны рек на разных участках.

Солнечная энергия, как и ветровая, присутствует в любой точке поверхности Земли.

Таким образом, Чеченская Республика характеризуется довольно широкими возможностями для применения солнечных энергоустановок сезонного типа, особенно в сельской местности.

Геотермальные воды Чеченской Республики по своим энергетическим характеристикам относятся к низкопотенциальным и среднепотенциальным и могут широко использоваться в различных, в том числе и энергетических целях. Наиболее перспективным районом является На этой территории пробурено значительное количество нефтепоисковых скважин, выводивших на поверхность термальные воды с температурой на устье до 66°С.

Согласно Стратегии социально-экономического развития Чеченской Республики до 2020 года в Программу модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года в Подпрограмму "Развитие возобновляемых источников энергии на период до 2020 года на территории Чеченской Республики включены следующие проекты:

- Строительство ГеоТЭС Старогрозненская 1 в 2015 году. Установленная мощность 10 МВт;

- Строительство ГеоТЭС Старогрозненская 2 в 2016 году. Установленная мощность 10 МВт;

- Строительство ряда малых ГЭС на р. Аргун и Сунжа в 2015 году. Установленная мощность 15 МВт;

- Строительство солнечной электростанции в Шелковском районе в 2016 году. Установленная мощность 10 МВт;

- Установка детандер-генераторных установок на газораспределительных станциях (ГРС) в 2015 году с предполагаемой выработкой 11,3 МВт.

Кроме этого существуют предпроектные проработки строительства ветропарка на терском хребте. В состав ветропарка входят 24 ВЭУ по 1,5 МВт каждая. Общая установленная мощность составляет 36 МВт, предполагаемая годовая выработка электроэнергии - 75 млн. кВт. ч. Предварительное размещение ветропарка планируется в Грозненском районе, между ст. Горячеисточненская и Петропавловская.

Предложения по строительству каскада ГЭС на реках Аргун и Шаро-Аргун отражены в данной Программе.

Раздел 5. Технико-экономические показатели развития энергосистемы Чеченской Республики

5.1. Объёмы строительства и реконструкции электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше

Таблица 5.1

Объемы строительства и реконструкции электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше в "реалистическом" варианте развития энергосистемы Чеченской Республики

N п.п.	Субъект электроэнергетики	Наименование объекта ввода (реконструкции), мероприятие	Необходимые сроки реализации строительства (реконструкции)	Обоснование необходимости строительства (реконструкции)	Стоимость строительства, млн. рублей
1.	ОАО "Чеченэнерго"	Восстановление и ввод в работу ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Ойсунгур (Л-144).	2014 г.	Превышение аварийно-допустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Гудермес - Гудермес-Тяговая (Л-126), В Л110 кВ Ойсунгур - Ярыксу(Л-128) в послеаварийных режимах. Обеспечение возможности ТП новых потребителей в энергоузел ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ Гудермес.	17,4
2.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Ойсунгур: монтаж автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН) с воздействием на отключение нагрузки объемом не менее 10 МВт.	2014 г.	Для исключения снижения напряжения ниже аварийно-допустимого значения на шинах ПС 110 кВ Ойсунгур в послеаварийных режимах. Обеспечение возможности ТП новых потребителей в энергоузел ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ Гудермес.	0,5
3.	ОАО "Чеченэнерго"	Монтаж устройств АОСН на ПС 110 кВ: ГРП-110 (выполнение дополнительного воздействия на отключение нагрузки), Шали, Цемзавод, Южная, Северная, Восточная, АКХП, Холодильник.	2014 г.	Для исключения снижения напряжения ниже аварийно-допустимого значения в северо-западном и центральном энергорайонах Чеченской Республики в осенне-зимний период в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок в послеаварийном режиме отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт.	4,0
4.	ОАО "Чеченэнерго", ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "МРСК Северного Кавказа"	1. Строительство ПС 330 кВ Сунжа с привязкой к сети 110 кВ: по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144), по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Шелковская (Л-146). 2. Выполнение комплекса мероприятий по монтажу (реконструкции) устройств РЗ и ПА, обеспечивающих замыкание в транзит сети 110 кВ в соответствии с проектными решениями по титулу строительства ПС 330 кВ Сунжа. 3. Замыкание в транзит энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики, а также сетей 110 кВ энергосистем Чеченской Республики, Республики Дагестан, Республики Ингушетия и Республики Северная Осетия - Алания. 4. Перевод нагрузки распределительных сетей с ПС 110 кВ Гудермес на трансформаторы 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа.	2015 г.	1. Обеспечение надёжности электроснабжения потребителей энергосистемы Чеченской Республики. Обеспечение параметров электроэнергетического режима в допустимых пределах в послеаварийных режимах в ремонтных схемах ВЛ 330 кВ отходящих от ПС 330 кВ Грозный. Обеспечение возможности технологического присоединения новых потребителей к электрическим сетям энергосистемы Чеченской Республики. 2. Для исключения недопустимого перегруза трансформаторов ПС 110 кВ Гудермес (2х16 МВА) в послеаварийном режиме отключения второго трансформатора.	6300-6500
5.	ОАО "Чеченэнерго"	Строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная с реконструкцией ПС 110 кВ Северная, обеспечивающей её присоединение к шинам ПС 110 кВ Северная.	2015 г. (до ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа)	1. Для исключения перегруза выше АД ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120) и ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-129) в ПАР аварийного отключения ВЛ 330 кВ Грозный-Чирюрт в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500-Моздок в период ОЗП. Альтернатива мероприятию по п. 13. 2. Для исключения перегруза сверх аварийно допустимых значений связей 110 кВ в центральный энергорайон ЧР в ЛМ 2016, 2017, 2018, 2019 гг в ПАР отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт (ПАР отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный) и, как следствие - полного погашения данного энергорайона. Альтернатива мероприятию по п. 13. 3. Для исключения перегруза сверх длительно допустимого значения связей 110 кВ в центральный энергорайон ЧР и необходимости ввода ГВО в ПАР аварийного отключения 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный. Альтернатива мероприятию по п. 13. 4. Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимого значения AT ПС 330 кВ Грозный в ПАР отключения второго AT в схеме ремонта третьего АТ (работа АОПО АТ ПС 330 кВ Грозный недопустима по условиям обеспечения допустимых уровней напряжения). Альтернатива мероприятиям по пп. 6, 13. 5. Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимых значений ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110), ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136), ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) в послеаварийных режимах Обеспечение возможности ТП новых потребителей в энергоузлы ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Холодильник, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Восточная. Альтернатива мероприятиям по пп. 7-12, 13.	90-95
6.	ОАО "Чеченэнерго"	1. Строительство ПС 110 кВ Курчалой с ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой, ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ-Курчалой. 2. Перевод нагрузок распределительных сетей с ПС 110 кВ Ойсунгур на ПС 110 кВ Курчалой.	2015 г. (до ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа)	1. Для исключения перегруза ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная сверх длительно допустимого значения и необходимости ввода ГВО в ПАР аварийного отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок в период ОЗП. 2. Для исключения перегруза ВЛ 110 кВ Сунжа-Северная сверх аварийно допустимого значения в ЛМ-2016, 2017, 2018, 2019 гг. в ПАР отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт (ПАР отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный). Альтернатива мероприятию по п. 13. 3. Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимого значения AT ПС 330 кВ Грозный в ПАР отключения второго AT в схеме ремонта третьего АТ (работа АОПО АТ ПС 330 кВ Грозный недопустима по условиям обеспечения допустимых уровней напряжения). Альтернатива мероприятиям по пп. 5, 13. 4. Для исключения недопустимого перегруза трансформаторов ПС 110 кВ Ойсунгур (2х25, 16 МВА) в нормальном режиме и в послеаварийном режиме отключения одного из трансформаторов.	685-690
7.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ ГРП-110: замена ТТ ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) (500 А) на ТТ с номинальным током не менее 600 А	2017 г.	Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимых значений ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110), ВЛ110 кВ Грозный - ГРП-110 Л-136, ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) в послеаварийных режимах. Обеспечение возможности ТП новых потребителей в энергоузлы ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Холодильник, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Восточная. Альтернатива мероприятиям по пп. 5, 13.	Будет определена при проектировании
8.	ОАО "ФСК ЕЭС"	ПС 330 кВ Грозный замена ВЧЗ Л-110 (630 А) на ВЧЗ не менее 1000 А.	2017 г.
9.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) с подвеской провода марки АС сечением не менее 240 мм2.	2019 г.
10.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) с подвеской провода марки АС сечением не менее 185 мм2.	2016 г.
11.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС110 кВ ГРП-110: замена ТТ ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) (500 А) на ТТ с номинальным током не менее 600 А	2016 г.
12.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) с подвеской провода марки АС сечением не менее 240 мм2.	2019 г.
13.	Собственники не определены	1. Строительство Грозненской ТЭС установленной мощностью генерирующего оборудования 420 МВт (2х210 МВт). 2. Выполнение необходимых мероприятий схемы выдачи мощности Грозненской ТЭС (состав мероприятий должен быть определен при разработке СВМ).	2017 г. (210 МВт), 2019 г. (210 МВт)	1. Для исключения перегруза сверх аварийно допустимых значений связей 110 кВ в центральный энергорайон ЧР в ЛМ в ПАР отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт (ПАР отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный) и, как следствие - полного погашения данного энергорайона При условии ввода до конца 2015 года - альтернатива мероприятиям по пп. 5, 6. 2. Для исключения перегруза сверх длительно допустимого значения связей 110 кВ в центральный энергорайон ЧР в ЛМ и необходимости ввода ГВО в ПАР аварийного отключения 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный. При условии ввода до конца 2015 года - альтернатива мероприятию по п. 5. 3. Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимого значения AT ПС 330 кВ Грозный в ПАР отключения второго AT в схеме ремонта третьего АТ (работа АОПО АТ ПС 330 кВ Грозный недопустима по условиям обеспечения допустимых уровней напряжения) При условии ввода до конца 2015 года - альтернатива мероприятиям по пп. 5, 6. 4. Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимых значений ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110), ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) в послеаварийных режимах. Обеспечение возможности ТП новых потребителей в энергоузлы ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Холодильник, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Восточная. При условии ввода до конца 2016 года - альтернатива мероприятиям по пп. 5, 7-12. 5. Покрытие острого дефицита генерирующих мощностей в восточной Северо-Кавказского Федерального округа при прохождении ОЗП в соответствии с выводами "Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.".	24 000
14.	ОАО "Чеченэнерго", другие собственники энергообъектов 110, 35 кВ Чеченской энергосистемы	Полномасштабное обеспечение объектов 110, 35 кВ электросетевого комплекса Чеченской Республики устройствами АЧР	До ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа	Обеспечение возможности замыкания в транзит энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики, а также сетей 110 кВ энергосистем Чеченской Республики, Республики Дагестан, Республики Ингушетия и Республики Северная Осетия-Алания.	Стоимость затрат учтена в ПС, в соответствии с КГГР 2014-2019 ОАО "Чеченэнерго"
15.	ОАО "Чеченэнерго", другие собственники энергообъектов 110 кВ Чеченской энергосистемы	Увеличение трансформаторной мощности или выполнение мероприятий в распределительных сетях по переводу нагрузок на энергообъекты, имеющие резервы (с учетом критерия "N-1") трансформаторной мощности, на следующих энергообъектах энергосистемы Чеченской Республики: Аргунская ТЭЦ, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Самашки, ПС 110 кВ Червленая, ПС 110 кВ Шали, ПС 110 кВ Горец, ПС 110 кВ Каргалиновская (отсутствует второй трансформатор).	2015-2019 гг.	Для исключения недопустимых перегрузов трансформаторов 110 кВ в нормальном режиме а также в послеаварийном режиме отключения другого трансформатора энергообъекта с наибольшей установленной мощностью.	Стоимость затрат учтена в ПС, в соответствии с КГГР 2014-2019 ОАО "Чеченэнерго"
16.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ ГРП-110: замена ошиновки в ячейке ШСВ-110 на провод сечением не менее АС-240.	2015 г.	Увеличение пропускной способности шиносоединительной связи 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110 при прохождении летних максимумов нагрузки. Для исключения необходимости ввода ГАО в определенных режимах при перегрузе существующей ошиновки (АС-185) выше длительно-допустимого значения.	Будет определена при проектировании
17.	Филиал НК "Роснефть"	ПС 110 кВ НПЗ подключаемая отпайками от ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) и от ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Октябрьская (Л-137)	2015 г.	Новое строительство. Электроснабжение энергопринимающих устройств Грозненского нефтеперерабатывающего завода. ТУ на ТП от 29.11.2010.
18.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Гудермес-Сити с заходами ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес (Л-126) и Гудермес-Тяговая - Аргунская ТЭЦ (Л-142)	2014 г. (25 МВА), 2017 г. (25 МВА)	Новое строительство. Электроснабжение энергопринимающих устройств комплекса высотных зданий "Гудермес-Сити 1" и "Гудермес-Сити 2". ТУ на ТП от 15.08.2014
19.	ОАО "Чеченэнерго"	ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево (Л-122)	2015 г.	ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 гг.

Таблица 5.2

Объемы строительства и реконструкции электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше в "оптимистическом" варианте развития энергосистемы Чеченской Республики

N п.п	Субъект электроэнергетики	Наименование объекта ввода (реконструкции), мероприятие	Необходимые сроки реализации строительства (реконструкции)	Обоснование необходимости строительства (реконструкции)	Стоимость строительства, млн. рублей
1.	ОАО "Чеченэнерго"	Восстановление и ввод в работу ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Ойсунгур (Л-144).	2014 г.	См. таблицу 5.1.	17,4
2.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Ойсунгур: монтаж автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН) с воздействием на отключение нагрузки объемом не менее 10 МВт.	2014 г.	См. таблицу 5.1.	0,5
3.	ОАО "Чеченэнерго"	Монтаж устройств АОСН на ПС 110 кВ:ГРП-110 (выполнение дополнительного воздействия на отключение нагрузки), Шали, Цемзавод, Южная, Северная, Восточная, АКХП, Холодильник.	2014 г.	См. таблицу 5.1.	4,0
4.	ОАО "Чеченэнерго", ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "МРСК Северного Кавказа"	1. Строительство ПС 330 кВ Сунжа с привязкой к сети 110 кВ: по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144), по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Шелковская (Л-146). 2. Выполнение комплекса мероприятий по монтажу (реконструкции) устройств РЗ и ПА, обеспечивающих замыкание в транзит сети 110 кВ в соответствии с проектными решениями по титулу строительства ПС 330 кВ Сунжа. 3. Замыкание в транзит энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики а также сетей 110 кВ энергосистем Чеченской Республики, Республики Дагестан, Республики Ингушетия и Республики Северная Осетия - Алания. 4. Перевод нагрузки распределительных сетей с ПС 110 кВ Гудермес на трансформаторы 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа.	2015 г.	1. См. таблицу 5.1.	6300-6500
5.	ОАО "Чеченэнерго"	Строительство ВЛ110 кВ Сунжа - Северная с реконструкцией ПС 110 кВ Северная, обеспечивающей её присоединение к шинам ПС 110 кВ Северная.	2015 г. (до ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа)	См. таблицу 5.1.	90-95
6.	ОАО "Чеченэнерго"	1. Строительство ПС 110 кВ Курчалой с ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой, ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Курчалой. 2. Перевод нагрузок распределительных сетей с ПС 110 кВ Ойсунгур на ПС 110 кВ Курчалой.	2015 г. (до ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа)	См. таблицу 5.1.	685-690
7.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ ГРП-110: замена ТТ ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) (500 А) на ТТ с номинальным током не менее 1000 А.	2015 г.	См. таблицу 5.1.	Будет определена при проектировании
8.	ОАО "ФСК ЕЭС"	ПС 330 кВ Грозный замена ВЧЗ Л-110 (630 А) на ВЧЗ не менее 1000 А.	2015 г.
9.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) с подвеской провода марки АС сечением не менее 240 мм2.	2015 г.
10.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) с подвеской провода марки АС сечением не менее 185 мм2.	2015 г.
11.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ ГРП-110: замена ТТВЛ110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) (500 А) на ТТ с номинальным током не менее 1000 А.	2015 г.
12.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) с подвеской провода марки АС сечением не менее 240 мм2.	2017 г.
13.	Собственники не определены	1. Строительство Грозненской ТЭС с установленной мощностью генерирующего оборудования 420 МВт (2х210 МВт). 2. Выполнение необходимых мероприятий схемы выдачи мощности Грозненской ТЭС (состав мероприятий должен быть определен при разработке СВМ).	2017 г. (210 МВт), 2019 г. (210 МВт)	1. См. таблицу 5.1. 2. Для исключения недопустимого перегруза по проводу ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) в нормальной схеме при температурах наружного воздуха более +30°С при прохождении ЛМ 2019. 3. Для исключения недопустимого перегруза AT ПС 330 кВ Грозный (ПС 330 кВ Сунжа) в ПАР	24 000
14.	ОАО "Чеченэнерго", другие собственники энергообъектов 110, 35 кВ Чеченской энергосистемы	Полномасштабное обеспечение объектов 110, 35 кВ электросетевого комплекса Чеченской Республики устройствами АЧР	До ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа	Обеспечение возможности замыкания в транзит энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики, а также сетей 110 кВ энергосистем Чеченской Республики, Республики Дагестан, Республики Ингушетия и Республики Северная Осетия - Алания.	Стоимость затрат учтена в сметах на ПС, в соответствии с КПР 2014-2019 ОАО "Чеченэнерго"
15.	Филиал НК "Роснефть"	Строительство ПС 110 кВ НПЗ, (с отпайками от ВЛ 110 кВ Л-136 и Л-137)	2015	Электроснабжение энергопринимающих устройств Грозненского нефтеперерабатывающего завода	Будет определена при проектировании
16.	ОАО "Чеченэнерго"	Строительство ПС 110 кВ Гудермес-Сити	2015	Для повышения надежности электроснабжения потребителей г. Гудермес и Гудермесского муниципального района, в соответствии с расчетами электротехнических режимов. Существующая ПС "Гудермес-Город" в период максимальных нагрузок работает в режиме перегруза и является закрытым центром питания.	490
17.	ООО "Ведучи"	Строительство ПС 110 кВ Ведучи	2015	Электроснабжение энергопринимающих устройств горнолыжного комплекса "Ведучи"	431
18.	ООО "Ведучи"	Строительство ВЛ-110 кВ ПС Цемзавод-Ведучи	2015	-II-	351
19.	ООО "Ведучи"	Строительство ВЛ-110 кВ ПС Горец - Ведучи	2016	-II-	457
20.	Собственник не определен	Строительство ПС 110 кВ Грозный-Сити, с заходами от ВЛ-114/115	2016	Электроснабжение комплекса зданий в центре г. Грозного	Будет определена при проектировании
21.	ОАО "Чеченэнерго"	Строительство ПС 110/10 кВ "Черноречье-110" (строительство ПС 110/10 с 2-мя трансформаторами по 16,0 МВА)	2015	Для электроснабжения потребителей и объектов юго-западной части г. Грозного	390
22.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Горец монтаж АОСН с воздействием на отключение нагрузки в объеме не менее 10 МВт.	Лето 2015 г.	Обеспечение допустимых уровней напряжения потребителей, запитанных от ПС 110 кВ Горец в послеаварийных режимах на этапе прохождения ЛМ 2015 (до ввода ПС 330 кВ Сунжа и замыкания в транзит сетей1 10 кВ ЧР).	Будет определена при проектировании
23.	ОАО "Чеченэнерго"	Строительство ВЛ 110 кВ Плиево-Горец	Лето 2015 г.	1. Обеспечение допустимых уровней напряжения потребителей, запитанных от ПС 110 кВ Ведучи, N 84, Горец в послеаварийных режимах на этапе прохождения ЛМ 2015 (до ввода ПС 330 кВ Суши и замыкания в транзит сетей1 10 кВ ЧР). 2. Превышение длительно-допустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Ищерская - Ищерская-Тяговая - Алпатово - Наурская в послеаварийных режимах в ремонтных схемах на этапе прохождения ЛМ 2015.	263
24.	ОАО "Чеченэнерго"	Замена провода ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) на провод сечением не менее АС-240.	Лето 2015 г.	Для исключения превышения аварийно-допустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) в послеаварийных режимах на этапе прохождения ЛМ 2015.	Будет определена при проектировании
25.	Собственник Аргунской ТЭЦ	Аргунская ТЭЦ: Замена ошиновки ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) на провод сечением не менее АС-240.	Лето 2015 г.
26.	ОАО "ФСК ЕЭС"	ПС 330 кВ Грозный: Замена ошиновки ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) на провод сечением не менее АС-240.	Лето 2015 г.
27.	ОАО "Чеченэнерго"	Замена провода ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141) на провод сечением не менее АС-185.	Лето 2015 г.	Для исключения превышения аварийно-допустимых токовых загрузок ВЛ 110 кВ Грозный-Гудермес-Тяговая (Л-141) в послеаварийных режимах на этапе прохождения ЛМ 2015.	Будет определена при проектировании
28.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес-Сити 2 ц. и ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Гудермес-Сити с заменой провода на АС-185. Заходы на новую ПС 110 кВ Гудермес-Сити выполнить проводом АС-185.	2017 г.	Для исключения превышения аварийно-допустимых токовых загрузок ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес-Сити 2ц. и ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Гудермес-Сити в послеаварийных режимах.	Будет определена при проектировании
29.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) с заменой провода на АС-185.	2017 г.	Для исключения превышение аварийно-допустимых токовых загрузок ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) в послеаварийных режимах	Будет определена при проектировании
30.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Шали: Замена ошиновки ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) на провод АС-185.	2017 г.
31.	Собственник Аргунской ТЭЦ	Аргунская ТЭЦ: Замена проводов сборных шин и ошиновки ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) на провод АС-185.	2017 г.
32.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая: замена ошиновки ШСВ-110 на провод сечением АС-240.	2017 г.	Для исключения превышения аварийно-допустимых токовых загрузок ошиновки ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая в послеаварийных режимах (работа АОПО на отключение ШСВ-110 приводит к каскадному развитию аварии).	Будет определена при проектировании
33.	ОАО "Чеченэнерго", другие собственники энергообъектов 110 кВ Чеченской энергосистемы	Увеличение трансформаторной мощности или выполнение мероприятий в распределительных сетях по переводу нагрузок на энергообъекты, имеющие резервы (с учетом критерия "N-1") трансформаторной мощности, на следующих энергообъектах энергосистемы Чеченской Республики: Аргунская ТЭЦ, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Самашки, ПС 110 кВ Червленая, ПС 110 кВ Шали, ПС 110 кВ Гудермес, ПС 110 кВ Горец, ПС 110 кВ Каргалиновская (отсутствует второй трансформатор).	2015-2019 гг.	Для исключения недопустимых перегрузов трансформаторов 110 кВ в нормальном режиме, а также в послеаварийном режиме отключения другого трансформатора энергообъекта с наибольшей установленной мощностью.	Будет определена при проектировании
34.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС ГРП-110: замена ошиновки в ячейке ШСВ-110 на провод сечением не менее АС-240.	2015 г.	Увеличение пропускной способности шиносоединительной связи 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110 при прохождении летних максимумов нагрузки. Для исключения необходимости ввода ГАО в определенных режимах при перегрузе существующей ошиновки (АС-185) выше длительно-допустимого значения.	Будет определена при проектировании
35.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция "Шали" ПС 110/35/10 кВ	2015-2016	Для замыкания в транзит ВЛ-110 кВ Л-160 и Л-161. Обеспечит качественное электроснабжение потребителей Шалинского, Веденского районов. Является закрытым центром питания.	300
36.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ПС 110/6 кВ "Алпатово"	2016	Обеспечит качественное электроснабжение потребителей Наурского района ЧР.	34
37.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Самашки"	2017	Обеспечит качественное электроснабжение потребителей Ачхой-Мартановского района.	148
38.	ОАО "Чеченэнерго"	Строительство захода ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Шелковская на ПС - 330 кВ "Сунжа" от Л-146	2015	См. таблицу 5.1.	20
39.	ОАО "Чеченэнерго"	Строительство захода ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Ойсунгур на ПС - 330 кВ "Сунжа" от Л-144	2015	См. таблицу 5.1.	6,3
40.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая	2015-2016	Замена устаревшего оборудования	87
41.	ОАО "Чеченэнерго"	ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево (Л-122)	2015 г.	ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 гг.

5.2. Сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ

Из анализа существующего состояния, режимов работы электрических сетей 35 кВ и прогнозируемого роста электрических нагрузок Чеченской энергосистемы вытекают следующие основные задачи развития сети 35 в период до 2019 г,

- замыкание участков внутренней сети 35 кВ энергосистемы с целью повышения надежности электроснабжения потребителей;

- снижение загрузки сети 35 кВ, которая, существенно повысившись в последние годы, привела к увеличению потерь электрической энергии в сети;

- увеличение мощности трансформаторов на ряде подстанций 35 кВ, где загрузка трансформаторов в последние годы превышала номинальную мощность, и изменение схем подстанций для повышения надежности электроснабжения потребителей;

- проведение реконструкции и техперевооружения ряда ВЛ и ПС, выработавших свой эксплуатационный ресурс;

- строительство новых и восстановление старых ПС 35 кВ для присоединения и электроснабжения новых потребителей в соответствии с их заявками на технологическое присоединение к энергосистеме.

В период 2015-2019 г.г. в соответствии с прогнозируемым ростом нагрузки и предполагаемым развитием электрической сети 110 кВ потребуется ввод рекомендуемых ниже энергообъектов 35 кВ.

В настоящее время электроснабжение потребителей Ножай-Юртовского, Веденского и Шалинских районов Чечни производится от ряда ПС 35 кВ, которые в свою очередь в радиальном режиме получают питание от ПС 110 кВ Шали и Ойсунгур, что не обеспечивает требуемую надежность электроснабжения. Отсутствие резервирования и с учетом прохождения питающих ВЛ 35 кВ в горных условиях, при их повреждении, приводили в последние годы к необходимости отключения потребителей. В период 2014 - 2015 г.г. наиболее важным мероприятием в развитии сети 35 кВ является окончание строительства "кольца 35 кВ" между ПС 110 кВ Шали и ПС 110 кВ Ойсунгур со следующим объемом работ:

- строительство ВЛ 35 кВ Л-50 Ведено-Саясан протяженностью 23,5 км;

- реконструкция ПС 35 кВ Ведено и Саясан с увеличением трансформаторной мощности (ввод второй очереди) и заменой оборудования 35 и 10 кВ;

- восстановление ПС 35 кВ Центорой с установкой трансформатора 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА и присоединением ПС отпайкой к ВЛ Ведено-Саясан.

Ввод указанных объектов позволит повысить надежность и качество электроснабжения потребителей Веденского района и увеличит пропускную способность сети в горных районах Республика Чечня, а также решит проблему недостатка трансформаторной мощности в районе и позволит снизить технические потери.

Для повышения надежности и электроснабжения сетей в юго-восточных районах (Ножай-Юртовский и Веденский районы) Чеченской энергосистемы путем резервирования из энергосистемы Дагестана необходимо в 2015 г. осуществить строительство межсистемной ВЛ 35 кВ Новокули - Ножай-Юрт (Л-444а) протяженностью 18 км с реконструкцией ОРУ 35 кВ ПС Новокули.

С вводом ПС 110 кВ Курчалой в РУ 35 кВ данной ПС рекомендуется также завести Л-51 и Л-452 от ПС 110 кВ Ойсунгур, по которым в настоящее время запитаны в радиальном режиме две ПС 35 кВ Бачи-Юрт и Курчалой, что обеспечит требуемую надежность питание указанных ПС 35 кВ от двух источников электроснабжения.

В 2014 - 2015 г.г. для повышения надежности электроснабжения потребителей н.п. Горагорска, Калауса и сельскохозяйственного предприятия 15-й молсовхоз рекомендуется восстановить (либо новое строительство) ВЛ 35 кВ "15-й молсовхоз - N 84" (Л-29) и В Л 35 кВ "15-й молсовхоз - Горская-1" (Л-32) Протяженность вводимых ВЛ 35 кВ составит 36 км. В связи с отсутствием трансформаторов связи 35/10(6) на некоторых ПС 35 кВ электроснабжение потребителей данных подстанций производится на напряжение 10 (6) кВ, что приводит к повышенным техническим потерям в сети. Для электроснабжения существующих и новых потребителей в период до 2018 г. планируется восстановление с реконструкцией ряда энергообъектов 35 кВ с увеличением (установкой) трансформаторной мощности:

- восстановление ПС 35 кВ Кугули в Шелковском районе Чечни с установкой трансформатора 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА и с переводом на рабочее напряжение 35 кВ ВЛ Шелковская - Кугули (Л-407);

- восстановление и ввод в работу ПС 35/10 кВ Азамат-Юрт с установкой одного трансформатора 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА. Для присоединения ПС Азамат-Юрт на напряжении 35 кВ потребуется восстановить ВЛ 35 кВ Шелковская - Гудермес (Л-46).

В 2016 г. в связи с прогнозируемым ростом нагрузки и развитием г. Грозного потребуется строительство новой ПС 35/6 кВ Катаяма на северо-западе города. Согласно предполагаемой расчетной нагрузки на ПС потребуется установить два трансформатора по 6,3 МВА. Для присоединения новой ПС необходимо строительство двух новых ВЛ 35 кВ Электроприбор - Катаяма (около 8,0 км) и Аэропорт - Катаяма (10,0 км). Ввод ПС Катаяма в центре нагрузок и соответственно питающих ее ВЛ 35 кВ позволит повысить надежность электроснабжения потребителей Стапромысловского района г. Грозный и снизить потери в сети 35 кВ.

В объемах реконструкции и техперевооружения подстанций 35 кВ предусматривается замена трансформаторов в соответствии с ростом нагрузки, коммутационного оборудования, выработавшего свой ресурс (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и др.). Часть объемов по реконструкции подстанций связана с их расширением (установка вторых трансформаторов), при-соединение новых ВЛ, улучшение схемы подстанции. Всего в период до 2018 г. рекомендуется провести реконструкцию 21 ПС 35 кВ с суммарный ввод трансформаторной мощности 76,0 МВА.

Поименный перечень электросетевых объектов напряжением 35 кВ, предлагаемых для строительства, реконструкции и техперевооружения в 2015-2019 г.г. приведен в таблице 5.3.

В соответствии с Положением о единой технической политике ОАО Холдинг МРСК в распределительном сетевом комплексе, утвержденным решением совета директоров ОАО "Холдинг МРСК" (протокол N 64 от 07.10.2011 г.) в распределительном комплексе 0,4-10 кВ планируется поэтапный перевод всех сетей на СИП. Кроме этого предполагается перевод сетей напряжением 6 кВ на напряжение 10 кВ. В первую очередь, в связи со строительством подстанций 110/10 кВ Гудермес-Сити и 330/110/10 кВ Сушка рекомендуется начать реконструкцию сетей в г. Гудермес.

Так же рекомендуется рассмотреть возможность разработки Схем развития электрических сетей 35 кВ и ниже всех муниципальных районов Чеченской Республики.

Таблица 5.3.

О вводах электросетевых объектов 35 кВ и ниже (включая техническое перевооружение), включённых в утверждённые инвестиционные программы субъектов электроэнергетики

N п/п	Наименование объекта, класс напряжения	Год окончания строительства (физического ввода)	Технические характеристики объектов проекта	Обоснование необходимости строительства (возможные риски)	Обоснование включения СиПР СК (наличие в ИП / СиПР ЕЭС / расчеты)	Стоимость строительства, млн рублей
			ВЛ - км ПС - МВА (Мвар)
1	2	3	4	5	6	7
1	Строительство ПС 35 кВ "Катаяма"	2016	2х6,3	Электроснабжение потребителей г. Грозного	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	120 (с учетом питающих ВЛ-35 кВ)
2	Строительство ВЛ-35 кВ Л-444а	2015	18,1 км	Обеспечение резервного питания Ножай-Юртовского района	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	54
3	Строительство ВЛ-35 кВ Л-32	2014	36,6 км	Доведение до проектных параметров. Для ввода в работу Л-121 по нормальной схеме.	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	61
4	Реконструкция Л-94 ПС "Шали" - ПС "Махкеты"	2015	24	Данная ВЛ проходит по горной лесистой местности и наибольшее количество раз повреждалась из-за обстрелов период после восстановления с 2000 года.	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	90
5	Реконструкция Л-48ВЛ 35 кВ ПС"Ойсунгур"-ПС"Саясан"	2015	22	Повышение надежности и качества электроснабжения потребителей населенных пунктов Ножай-Юртовского района Чеченской республики питающихся от ПС "Саясан" по итогам прошедших ОЗП имеющие наибольшее количество перерывов электроснабжении.	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	82,5
6	Реконструкция "Надтеречная" ПС 35/10 кВ	2015	4,6	Повышение надежности электроснабжения потребителей Гудермесского района	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	48,3
7	Реконструкция ПС 35/6 кВ N 56	2015	8	Повышение надежности электроснабжения потребителей Старопромысловского района г. Грозного	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	17,6
8	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Центорой"	2016	2,5	Повышение надежности электроснабжения потребителей Веденского района	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	61Д
9	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Катыр-Юрт"	2016	6,3	Повышение надежности электроснабжения потребителей Ачхой-Мартановского района	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	4,6
10	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Красноармейская"	2016	8	Повышение надежности электроснабжения потребителей Урус-Мартановского Грозненского, Ачхой-Мартановского районов	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	5
11	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Урус-Мартан"	2017	10	Повышение надежности электроснабжения потребителей Урус-Мартановского района	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	20
12	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Бороздиновская"	2017	1,6	Повышение надежности электроснабжения потребителей Шелковского района	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	23,3
13	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Тепличная"	2018	12,6	Повышение надежности электроснабжения потребителей Октябрьского района г. Грозного	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	34,8
14	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Итум-Кале"	2018	5	Повышение надежности электроснабжения потребителей Итум-Калинского района	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг	26,3
15	Реконструкция ПС 35/6 кВ "Мединструмент"	2015	3,2 МВА	Повышение надежности электроснабжения потребителей Гудермесского района	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	17
16	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Бердыкель"	2015	6,3 МВА	Обеспечит качественное электроснабжение потребителей восточной части Грозненского района ЧР.	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	35
17	Реконструкция ПС 35/6 кВ "Правобережная"	2015	8,0 МВА	Реализация данного мероприятия обеспечит качественное электроснабжение потребителей Грозненского района.	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	42
18	Реконструкция ПС 35/6 кВ "Электроприбор"	2015	11,9 МВА	Реконструкция вызвана моральным и физическим износом оборудования.	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	32
19	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Курчалой"	2015	16,3 МВА	Реконструкция с заменой коммутационного оборудования ОРУ-110/35 кВ, заменой КРУН-10 кВ. Строительство дополнительной ячейки 35 кВ для новой ВЛ от ПС Курчалой-110	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	39
20	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Бачи-Юрт"	2015	10,3 МВА	Реконструкция с заменой 2-х секций КРУН-10 кВ, ОРУ 35 кВ	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	26
21	Реконструкция ПС 35/6 кВ "Беной"	2015	3,4 МВА	Реконструкция с заменой трансформатора 1,6 МВА на 4 МВА, замена ячеек КРУН-6 кВ.	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	37
22	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Ножай-Юрт".	2015	8,0 МВА	Реконструкция с установкой второго трансформатора 4 МВА, реконструкция ОРУ-35 кВ с заменой ПСН на выкл., КРУНЫ 10 кВ линейных ячеек 8 шт, монтаж доп. ячейки 35 кВ для Л444а	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	45
23	Реконструкция "Майская" Реконструкция ПС 35/10 кВ, с установкой второго трансформатора 1,6 МВА	2015	1,6 МВА	Реализация данной программы обеспечит качественное электроснабжение потребителей Наурского района ЧР.	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	5
24	Реконструкция "Надтеречная" ПС 35/10 кВ	2015	5 МВА	Реконструкция ПС 35/10 кВ с заменой двух силовых трансформаторов 4 МВА на 6,3 МВА обеспечит качественное электроснабжение потребителей Надтеречного района.	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	21
25	Строительство ВЛ 35 кВ Л-50 ПС "Саясан" - ПС "Центорой" - ПС "Ведено"	2015	12,5 км	Строительство ВЛ-35 кВ Л-50 позволит обеспечить резервное электроснабжение потребителей Ножай-Юртовского и Веденского муниципальных районов.	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	36
26	Реконструкция рапсредсетей 0,4-10 кВ и ТП 6-10/0 4 кВ	2015-2019	50 МВА/850 км	Необходима реконструкция ветхих, изношенных сетей 0,4-10 кВ, что значительно снизит технические потери, обеспечит надежность и бесперебойность электроснабжения потребителей районов республики.	КПР ОАО "Чеченэнерго" 2015-2019 гг.	926

Заключение

В период 2015-2019 гг. энергосистема Чеченской Республики, как по "реалистическому", так и по "оптимистическому" варианту развития, является исключительно дефицитной по мощности.

Для повышения надежности функционирования энергосистемы Чеченской Республики, обеспечения надежного электроснабжения потребителей Чеченской Республики необходимо обеспечить скорейшее строительство и ввод в работу новой ПС 330 кВ в районе г. Гудермес (ПС 330 кВ Сунжа) с привязкой к сети 110 кВ в соответствии с проектными решениями (в т.ч. со строительством ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная) и комплексом мероприятий по релейной защите и противоаварийной автоматике, обеспечивающим работу сети 110 кВ Чеченской энергосистемы в замкнутом режиме (в том числе полномасштабное обеспечение объектов 110, 35 кВ электросетевого комплекса Чеченской Республики устройствами АЧР). Проведёнными в настоящей Программе расчётами электроэнергетических режимов, как по "реалистическому", так и по "оптимистическому" варианту развития однозначно подтверждается необходимость скорейшего выполнения вышеуказанных мероприятий.

В условиях растущего потребления энергосистемы Чеченской Республики, как по "реалистическому", так и по "оптимистическому" варианту развития, для обеспечения параметров электроэнергетического режима в рамках допустимых значений, обеспечения возможности по режимным условиям осуществления технологических присоединений новых потребителей, требуется выполнение целого ряда дополнительных мероприятий по вводам (реконструкции) объектов электросетевого хозяйства Чеченской Республики. Сводный перечень предлагаемых мероприятий по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением П0 кВ и выше энергосистемы Чеченской Республики для ликвидации "узких мест" приведён в Приложении 4.

По "реалистическому" варианту развития, реализация строительства ПС 330 кВ Сунжа с комплексом устройств РЗ и ПА и замыкание в транзит энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики обеспечит отсутствие дефицита автотрансформаторной мощности на энергообъектах 330/110 кВ энергосистемы Чеченской Республики до конца 2019 года и, при условии реализации других мероприятий по вводам (реконструкции) объектов электросетевого хозяйства в соответствии с Приложением N 4, обеспечит надёжное электроснабжение потребителей без строительства источников генерации на территории Чеченской Республики. Однако, принимая во внимание выводы "Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.", в "реалистическом" варианте развития энергосистемы ЧР рекомендуется строительство Грозненской ТЭС.

В "оптимистическом" варианте развития, даже при условии реализации других мероприятий по вводам (реконструкции) объектов электросетевого хозяйства в соответствии с Приложением N 4, без ввода генерирующих мощностей на территории ЧР к 2017 году в условиях интенсивно растущего потребления энергосистемы Чеченской Республики параметры электроэнергетического режима выходят за рамки допустимых значений (в том числе возникает дефицит автотрансформаторной мощности на ПС 330 кВ Грозный, ПС 330 кВ Сунжа). Таким образом, в "оптимистическом" варианте развития энергосистемы ЧР также рекомендуется строительство Грозненской ТЭС.

Скорейшее строительство вышеуказанной станции является также альтернативой выполнению ряда других мероприятий по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики для ликвидации "узких мест" энергосистемы Чеченской Республики как в "реалистическом", так и в "оптимистическом" вариантах её развития.

Список принятых сокращений

ВЛ - воздушная линия электропередачи

КЗ - короткое замыкание

ОАО - открытое акционерное общество

ОРУ - открытое распределительное устройство

ОЭС - объединенная энергетическая система

ПС - подстанция

СКФО - Северо-кавказский федеральный округ

ТЭС - теплоэлектростанция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

ФСК ЕЭС - Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы

СиПР - схема и программа развития

ВИЭ - возобновляемые источники энергии

ИРМ - источник реактивной мощности

МДП - максимально допустимый переток

БМК - блочно-модульная котельная

Перечень нормативной и ссылочной документации

1. Правила устройства электроустановок, 7-ое издание.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утв. Приказом Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. N 229.

3. Основные требования ОАО "ФСК ЕЭС" к проектным организациям, утв.

4. Первым Зам. Председателя Правления Чистяковым А.Н. 21 марта 2006 г.

5. Общие технические требования к подстанциям 35-750 кВ нового поколения, утв. Зам. Председателя Правления ОАО "ФСК ЕЭС" Васильевым В.А. 08.01.2004 г.

6. СТО 56947007-29.240.10.028-2009. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. Утверждены приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 13.04.2009.

7. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утв. Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 г. N 281.

8. Приказ Минпромэнерго России N 49 от 22.02.07 г.

9. Методические указания по устойчивости энергосистем, утв. Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 г. N 277.

10. Стандарт "Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ", утв. Приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 13.04.2009 г. N 136.

11. Стандарт "Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередач напряжением 35-750 кВ", утв. Приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 24.10.2008 г. N 460.

12. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения, утв. Приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 20.12.2007 г. N 441.

13. СНиП 23-01-99* "Строительная климатология".

Приложение 1

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

1. "Реалистический" вариант развития энергосистемы Чеченской Республики:

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

		Прогнозируемый период
		2014	2015	2016	2017	2018	2019
ЛМ	Потребление мощности, МВт	315	324	333	341	347	353
ЗМ		457	469	482	494	503	512

1.2. Генерация:

		Прогнозируемый период
		2014	2015	2016	2017	2018	2019
ЛМ	Выработка мощности, МВт	0	0	0	0	0	0
ЗМ		0	0	0	0	0	0

Станция	Установленная мощность, МВт	Располагаемая мощность, МВт
		Зимний мах	Летний мах
-	0	0	0
Всего:	0	0	0

1.3. Объекты ввода (реконструкции):

Ввода объектов генерации:
Наименование станции	Уст. мощность	Год ввода	Источник информации	Примечание
-	-	-	-	-

Ввода ПС 110 кВ и выше, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС	Мощность, МВА	Кол-во тр-ров	Год ввода	Источник(и) информации	Примечание
ПС 330 кВ Сушка	125	2	2015	СиПР ЕЭС России на период 2014-2020 гг.	Новое строительство с заходами ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артём на ПС 330 кВ Сунжа с образованием двух новых ВЛ 330 кВ.
ПС 110 кВ НПЗ	25	2	2015	ДТП N 266/2011-НЭ от 06.06.2011 / ТУ на ТП от 29.11.2010 (Нефтеперерабатывающий завод г. Грозный - мощностью 19,4 МВт)	Новое строительство с подключением отпайками от ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) и от ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Октябрьская (Л-137).
ПС 110 кВ Гудермес-Сити	25	2	2014	ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы / ТУ на ТП от 08.2014 (комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити 1", "Гудермес-Сити 2" ЗАО "Инкомстрой")	Новое строительство с заходами ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес (Л-126) и Гудермес-Тяговая - Аргунская ТЭЦ (Л-142) с образованием 4-х новых ВЛ 110 кВ.
ПС 110 кВ Ищерская	16	1	2014	ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы	Взамен Т-2 10 МВА.
ПС 110 кВ ГРП-110	25	1	2014	ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы	Взамен Т-3 16 МВА.
ПС 110 кВ N 84	16	1	2014	ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы	Установка Т-2 16 МВА.
ПС 110 кВ Октябрьская	16	1	2015	ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы	Установка Т-2 16 МВА.

Ввода ЛЭП 110 кВ и выше:
Наименование ЛЭП	Ном. U	Протяженность	Марка и сечение провода /кабеля	Год ввода	Источник(и) информации	Примечание
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сунжа	330	153 (22 - заход)	2*АС-300	2015	СиПР ЕЭС России на период 2014-2020 гг./ ПД по титулу "ПС 330 кВ Сунжа с заходами ВЛ 330 кВ"	Заходы ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артём на ПС 330 кВ Сунжа с образованием новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сунжа.
ВЛ 330 кВ Сушка - Артём	330	167,6 (22 - заход)	2*АС-300	2015	СиПР ЕЭС России на период 2014-2020 гг./ ПД по титулу "ПС 330 кВ Сунжа с заходами ВЛ 330 кВ"	Заходы ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артём на ПС 330 кВ Сунжа с образованием новой ВЛ 330 кВ Сунжа - Артём.
ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Гудермес-Тяговая (Л-144)	110	28,3	АС-185	2014	"Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013 / ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы / ТУ на ТП от 08.2014 (комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити 1", "Гудермес-Сити 2" ЗАО "Инкомстрой")	Восстановление ЛЭП.
ВЛ 110 кВ Сушка - Гудермес Тяговая (1 ц.)	110	5,1 (0,2 - (заход)	АС-185	2015	"Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013 / ПД по титулу "ПС 330 кВ Сунжа с заходами ВЛ 330 кВ"	Мероприятие по реализации привязки ПС 330 кВ Сунжа к сети 110 кВ: заходы ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) образованием 2-х новых ВЛ 110 кВ.
ВЛ 110 кВ Сушка - Ойсунгур	110	28,7 (0,2 - (заход)	АС-185	2015
ВЛ 110 кВ Сушка - Гудермес Тяговая (2 ц.)	110	4,9 (2,4 - (заход)	АС-185	2015	"Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013 / ПД по титулу "ПС 330 кВ Сунжа с заходами ВЛ 330 кВ"	Мероприятие по реализации привязки ПС 330 кВ Сунжа к сети 110 кВ: заходы ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Шелковская (Л-146) с образованием 2-х новых ВЛ 110 кВ.
ВЛ 110 кВ Сунжа - Шелковская	110	29 (2,4 - (заход)	АС-185	2015
Отпайка на новую ПС 110 кВ НПЗ от ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136)	110	4 (отпайка)	АС-150	2015	ДТП N 266/2011-НЭ от 06.06.2011 / ТУ на ТП от 29.11.2010	Новое строительство.
Отпайка на новую ПС 110 кВ НПЗ от ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Октябрьская (Л-137)	110	4 (отпайка)	АС-150	2015	ДТП N 266/2011-НЭ от 06.06.2011 / ТУ на ТП от 29.11.2010	Новое строительство.
ВЛ 110 кВ Гудермес-Сити - Гудермес-Тяговая (1ц.)	110	4,72 (0,15 заход)	АС-120 (заход АС-185)	2014	ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы / ТУ на ТП от 08.2014 (комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити 1", "Гудермес-Сити 2" ЗАО "Инкомстрой")	Заходы ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес (Л-126) на новую ПС 110 кВ Гудермес-Сити образованием двух новых ВЛ.
ВЛ 110 кВ Гудермес - Гудермес-Сити	110	6,08 (0,15 заход)	АС-120 (заход АС-185)	2014
ВЛ 110 кВ Гудермес-Сити - Гудермес-Тяговая (2 ц.)	110	4,72 (0,15 заход)	АС-120 (заход АС-185)	2014	ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы / ТУ на ТП от 08.2014 (комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити 1", "Гудермес-Сити 2" ЗАО "Инкомстрой")	Заходы ВЛ110 кВ Гудермес-Тяговая - Аргунская ТЭЦ (Л-142) на новую ПС 110 кВ Гудермес-Сити образованием двух новых ВЛ.
ВЛ 110 кВ Гудермес-Сити - Аргунская ТЭЦ	ПО	18,48 (0,15 заход)	АС-120 (заход АС-185)	2014
ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево (Л-122)	ПО	73,8 (восстановление 24,99)	АС-120	2015	ИП ОАО "Чеченэнерго" на 2014-2018 годы	Восстановление ВЛ.

1.1. Наличие в расчётной модели объектов ввода (реконструкции):

Объект ввода (реконструкции)

2014

2015

2016

2017

2018

2019

ЛМ

ЗМ

ЛМ

ЗМ

ЛМ

ЛМ

ЗМ

ЛМ

ЗМ

ЛМ

ЛМ

ЗМ

Электросетевые объекты:

ПС 110 кВ Гудермес-Сити с заходами ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес (Л-126) и ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Аргунская ТЭЦ (Л-142).

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Гудермес-Тяговая (Л-144).

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ПС 330 кВ Сушка с заходами ВЛ 330 кВ Моздок - Артём.

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Заходы ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Шелковская (Л-146) и ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) на ПС 330 кВ Сунжа с образованием 4-х новых ВЛ 110 кВ.

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ПС 110 кВ НПЗ с отпайками от ВЛ 110 кВ Л-136 и Л-137.

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево (Л-122): включение в транзитном режиме.

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Объекты генерации:

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2. "Оптимистический" вариант развития энергосистемы Чеченской Республики.

Мероприятия по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики, включенные в "оптимистический" вариант развития энергосистемы Чеченской Республики в дополнение к "реалистическому" варианту, не являются основанием для включения в инвестиционные программы субъектов электроэнергетики.

2.1. Потребление: прогноз реалистического варианта 2014 г. + нагрузки присоединяемых потребителей (по которым заключены договора на ТП) + нагрузки присоединяемых потребителей (по которым отсутствуют заключённые договора на ТП):

N п/п	Наименование заявителя	Наименование объекта присоединения	Присоединяемая мощность нагрузки, МВт (ЗМ)	Заявленные сроки ввода по годам (этапам)	Варианты схемы подключения	Основание для включения в расчётную модель
ТУ на ТП (с ДТП):
1.	ООО "Новый кирпичный завод"	Кирпичный завод г. Грозный.	2,0	2014	ПС 110 кВ ГРП-110	ДТП N 620/2013-НЭ от 13.08.2013
2.	ЗАО "Инновационный строительный технопарк Казбек"	Заводской комплекс по изготовлению изделий из газобетона, фиброцементных листов, извести и сухих отделочных смесей в п. Чири-Юрт Шалинского района	4,45	2015	ПС 110 кВ Цемзавод	ДТП N 210/2011-НЭ от 30.05.2011
3.	ООО ИК "Межрегиональный "ИнТехЦентр"	Межрегиональный "Инновационный Технико-внедренческий Центр" г. Грозный	0,9	2016	ПС 110 кВ N 84	ДТП N 364/2012 от 16.11.2012
4.	ООО "Бизнес-сервис"	Поселок коттеджного типа в г. Грозный, Ленинский район	4,91	2016	ПС 110 кВ Консервная	ДТП N 365/2012 от 16.11.2012
5.	ОАО "Чеченагрохолдинг"	Насосные станции для орошения земель в Шелковском и Наурском районах ЧР	2,82	2016	ПС 110 кВ Червленая	ДТП 292/2012-НЭ от 06.09.2012
6.	Министерство жилищно-коммунального хозяйства ЧР	Насосная станция ВНС-9 в г. Грозный	5,7	2017	ПС 110 кВ ГРП-110 (ПС 35 кВ Западная)	ДТП N 118/2013 от 11.03.2013
7.	Филиал НК "Роснефть" на территории Чеченской Республики	Нефтеперерабатывающий завод г. Грозный	19,4	2015-2019 (поэтапно)	Новая ПС 110 кВ НПЗ (отпайками от ВЛ 110 кВ Л-136 и Л-137)	ДТП N 266/2011-НЭ от 06.06.2011
ТУ на ТП (без ДТП):
8.	ЗАО "Инкомстрой"	Комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити" в г. Гудермес	8,14	2014	Новая ПС 110 кВ Гудермес-Сити (с заходами ВЛ 110 кВ Л-126 и Л-142)	Заявка и ТУ на ТП от 15.08.2014
9.	ЗАО "Инкомстрой"	Комплекс зданий "Аргун Сити-1", "Аргун Сити-2" в г. Аргун	8,5	2014	ПС 110 кВ АХКП	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 05.05.2014
10.	ГБУ "Республиканский онкологический диспансер"	Онкологический диспансер, г. Грозный	1,2	2014	ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Южная	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 18.03.2014
11.	ООО "Чеченские минеральные воды"	Завод по розливу натуральных соков, воды и лимонада, с. Серноводское Сунженского района	4,5	2014	ПС 110 кВ Самашки	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 17.04.2014
12.	Региональный общественный фонд им. А. Кадырова.	Котельная "Дом приемов", г. Грозный	0,8	2014	ПС 110 кВ Восточная	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 04.07.2014
13.	Региональный общественный фонд им. А. Кадырова.	"Дом приемов", г. Грозный	3,0	2014	ПС 110 кВ Восточная	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 30.06.2014 N 50
14.	ГБУ ЧР "Спортивный комплекс имени С.Г. Билимханова"	Спортивная арена "Колизей", г. Грозный	2,16	2014	ПС 110 кВ Северная	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 04.07.2014 N 123
15.	ООО "Многофункциональный комплекс "Ахмат Тауэр"	Строительство Многофункционального комплекса "Ахмат Тауэр", г. Грозный	3,0	2014	ПС 110 кВ Южная	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 04.07.2014 N 122
16.	ФГКУ "Пограничное управление ФСБ РФ по ЧР"	Отдел "Бечик" и 6 общежитий квартирного типа в н.п. Тусхорой, Итум-Калинский район	1Д	2015	ПС 110 кВ Цемзавод (новая ПС 35 кВ с ВЛ 35 кВ от ПС 35 кВ Итум-Кале)	Заявка и ТУ на ТП от 11.03.2014
17.	ООО "Шали-Сити"	Комплекс зданий "Шали-Сити"	2,5	2015	ПС 110 кВ Шали	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 05.05.2014
18.	Филиал ООО "Троджан Дженерал Контрактинг Эл-Эл-Си".	Торгово-гостиничный комплекс, г. Грозный	1,9	2015	ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Южная	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 13.05.2014
19.	Управление ФСБ России по Чеченской Республике	Служебное здание УФСБ России, г. Грозный	2,5	2015	ПС 110 кВ Южная	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 12.05.2014
20.	ЗАО "Служба доставки"	Служба доставки, г. Грозный	0,75	2015	ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Восточная	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 18.06.2014 N 62
21.	ГУП "Управление жилищно-коммунальных услуг"	Завод по переработке и утилизации ТБО в г. Грозный	0,75	2017	ПС 110 кВ ГРП-110	Заявка на ТП и ТУ на ТП от 05.04.2013
Крупные потребители без ТУ на ТП:
22.	Министерство ЖКХ и строительства ЧР	Центральный парковый комплекс г. Грозный	5,32	2014	ПС 110 кВ Восточная	Бизнес-проект
23.	Министерство здравоохранения ЧР	Центральная районная больница, г. Гудермес	0,7	2014	ПС 110 кВ Гудермес-город	Стратегия социально-экономического развития ЧР до 2025 года, Приложение D, Разработана в соотв. с распоряжение Правительства ЧР от 03.05.2011 N 182-р (далее - ССЭР ЧР)
24.	Министерство промышленности и энергетики ЧР	Завод по производству и сборке электробытовой техники г. Грозный	1,2	2015	ПС 110 кВ Северная	Стратегия социально-экономического развития ЧР до 2025 года, Приложение D, Разработана в соотв. с распоряжение Правительства ЧР от 03.05.2011 N 182-р (далее - ССЭР ЧР)
25.	ЧП	Спортивно-оздоровительный туристический комплекс "Грозненское море"	9,0	2015	Новая ПС 110 кВ Черноречье (с отпайками от ВЛ 110 кВ Л-136, Л-137)	В соответствии с Протоколом поручений Главы ЧР Кадырова Р.А. от 08.07.2013 г. N 01-94
26.	Министерство экономического развития и торговли	Восстановление и реконструкция макаронной фабрики, г. Грозный	0,8	2015	ПС 110 кВ Консервная	ССЭР ЧР
27.	ЗАО "Инкомстрой"	Комплекс высотных зданий "Грозный-Сити", г. Грозный	9,83	2015, 2016 (поэтапно)	ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Северная	Бизнес-проект
28.	Министерство сельского хозяйства ЧР	Плодоовощная база "Грозненская"	2,8	2015, 2019 (поэтапно)	ПС 110 кВ Южная	ССЭР ЧР
29.	Аргунский комбинат строительных материалов	Аргунский комбинат строительных изделий, г. Аргун	1,0	2015	Аргунская ТЭЦ	ССЭР ЧР
30.	Министерство промышленности и энергетики ЧР	Чеченавтопром Автомобильный завод, г. Аргун	8,0	2015-2017 (поэтапно)	Новая ПС 110 кВ Автопром на юго-восточной окраине г. Аргун (с отпайками от ВЛ 110 кВ Л-160, Л-162	ССЭР ЧР
31.	ГУП "Чечводоканал"	Очистные сооружения Гудермесского района Чеченской Республики	2,2	2015-2018 (поэтапно)	ПС 110 кВ Гудермес-город	Бизнес-проект
32.	ЧП	Птицефабрика "Бройлерная" в Шалинском районе (увеличение мощности)	1,0	2015	ПС 110 кВ Шали	ССЭР ЧР
33.	ООО "Шали-Сити"	Мечеть в г. Шали	2,5	2015	ПС 110 кВ Шали	Заявка на ТП от 10.04.2014 N 6/7
34.	ООО "Бизнес-Сервис"	Комплекс "Казеной-Ам" в с. Хой Веденского района	1,5	2015, 2016 (поэтапно)	ПС 110 кВ Шали	Бизнес-проект
35.	Министерство промышленности и энергетики ЧР	Всесезонный горнолыжный курорт "Ведучи" в с. Ведучи Итум-Калинского района	24,0	2015	Новая ПС 110 кВ Ведучи (с 2-мя ВЛ 110 кВ к ПС 110 кВ Цемзавод и ПС 110 кВ Горец)	Бизнес-проект
36.	Министерство промышленности и энергетики ЧР	Гудермесский опытно-экспериментальный завод "Автоматстрой"	0,75	2016	ПС 110 кВ Гудермес-город	ССЭР ЧР
37.	ООО "Айсберг"	Хладокомбинат ООО "Айсберг" г. Гудермес	2,0	2016	ПС 110 кВ Гудермес-город	Бизнес-проект
38.	Министерство культуры	Грозненский цирк г. Грозный	1,5	2017	ПС 110 кВ Северная	ССЭР ЧР
39.	Многофункциональный комплекс "Ахмат Тауэр"	Многофункциональный комплекс "Ахмат Тауэр", г. Грозный	29,0	2017	Новая ПС 110 кВ Грозный-Сити: 1-й вариант: отпайки от ВЛ 110 кВ Л-114, Л-115. 2-й вариант: в случае строительства Грозненской ТЭЦ - в рассечку каждой ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭЦ - Грозный (Л-114, Л-115) с образованием четырех ВЛ: ВЛ 110 кВ Грозный - Грозный-Сити с отпайкой на ПС 110 кВ Южная (1 и 2 цепь) и ВЛ 110 кВ ГТЭЦ - Грозный-Сити (1 и 2 цепь).	Бизнес-проект
40.	Инвесторы	Микрорайон N 7 в г. Грозный - жилой комплекс на 680 квартир	4,0	2017	Новая ПС 110 кВ РКБ (с отпайками от Л-110	ССЭР ЧР
41.	Чеченский	Кампус, студгородок, г. Грозный	3,0	2017	ПС 110 кВ Восточная	Бизнес-проект
42.	ГУП "Чечводоканал"	Водозабор "Месторождение Энгельюртовское" г. Гудермес	0,8	2017	ПС 110 кВ Ойсунгур	ССЭР ЧР
43.	Министерство здравоохранения ЧР	Роддом с женской консультацией	0,9	2018	ПС 110 кВ Северная	ССЭР ЧР
44.	Министерство сельского хозяйства ЧР	Международный ипподром г. Грозный	1,7	2018	ПС 110 кВ Восточная	Бизнес-проект
45.	Министерство здравоохранения ЧР	ГУП Гудермесский завод "Мединструмент"	2,0	2018	ПС 110 кВ Гудермес-город (ПС 35 кВ Мединструмент)	ССЭР ЧР
Нагрузки потребителей, учитываемые суммарно:
46.	г. Грозный	Потребители г. Грозный, учитываемые суммарно:	10,9	2014-2019	ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ ГРП-110	ССЭР ЧР, заявки на ТП
47.	Грозненский район	Потребители Грозненского района, учитываемые суммарно:	9,15	2014-2019	ПС 110 кВ Цемзавод, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Самашки, ПС 110 кВ Наурская, ПС 110 кВ Горячеисточненская, ПС 110 кВ N 84, Аргунская ТЭЦ	ССЭР ЧР, заявки на ТП
48.	г. Аргун	Потребители г. Аргун, учитываемые суммарно:	6,0	2014-2019	Аргунская ТЭЦ	ССЭР ЧР, заявки на ТП
49.	г. Гудермес	Потребители г. Гудермес, учитываемые суммарно:	1,07	2014-2019	ПС 110 кВ Гудермес-город	ССЭР ЧР, заявки на ТП
50.	Гудермесский район	Потребители Гудермесского района, учитываемые суммарно:	9,0	2014-2019	ПС 110 кВ Гудермес-город, ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ АКХП	ССЭР ЧР, заявки на ТП
51.	Ачхой-Мартановский район	Потребители Ачхой-Мартановского района, учитываемые суммарно:	4,3	2014-2019	ПС 110 кВ Самашки	ССЭР ЧР, заявки на ТП
52.	Надтеречный район	Потребители Надтеречного района, учитываемые суммарно:	3,54	2014-2019	ПС 110 кВ Ищерская	ССЭР ЧР, заявки на ТП
53.	Урус-Мартановский район	Потребители Урус-Мартановского района, учитываемые суммарно:	8,16	2014-2019	ПС 110 кВ Горец	ССЭР ЧР, заявки на ТП
54.	Шалинский район	Потребители Шалинского района, учитываемые суммарно:	5,56	2014-2019	ПС 110 кВ Цемзавод, ПС 110 кВ Шали, Аргунская ТЭЦ	ССЭР ЧР, заявки на ТП
55.	Курчалоевский район	Потребители Курчалоевского района, учитываемые суммарно:	6,41	2014-2019	ПС 110 кВ Ойсунгур	ССЭР ЧР, заявки на ТП
56.	Ножай-Юртовский район	Потребители Ножай-Юртовского района, учитываемые суммарно:	2,74	2014-2019	ПС 110 кВ Ойсунгур	ССЭР ЧР, заявки на ТП
57.	Шатойский район	Потребители Шатойского района, учитываемые суммарно:	2,55	2014-2019	ПС 110 кВ Цемзавод	ССЭР ЧР
58.	Наурский район	Потребители Наурского района, учитываемые суммарно:	3,52	2014-2019	ПС 110 кВ Ищерская, ПС 110 кВ Алпатово, ПС 110 кВ Наурская,	ССЭР ЧР, заявки на ТП
59.	Шелковской район	Потребители Шелковского района, учитываемые суммарно:	3,54	2014-2019	ПС 110 кВ Шелковская, ПС 110 кВ Червленая, ПС 110 кВ Каргалиновская	ССЭР ЧР, заявки на ТП
60.	Веденский район	Потребители Веденского района, учитываемые суммарно:	3,88	2014-2019	ПС 110 кВ Шали	ССЭР ЧР, заявки на ТП
61.	Сунженский район	Потребители Сунженского района, учитываемые суммарно:	5,24	2014-2019	ПС 110 кВ Самашки	ССЭР ЧР, заявки на ТП
62.	Итум-Калинский район	Потребители Итум-Калинского района, учитываемые суммарно:	1,3	2015-2019	ПС 110 кВ Цемзавод	ССЭР ЧР
63.	Шаройский район	Потребители Шаройского района, учитываемые суммарно:	1,15	2014-2019	ПС 110 кВ Цемзавод	ССЭР ЧР

Всего прогноз прироста потребляемой мощности по "оптимистическому" варианту:

	Вводимая мощность по годам, МВт												Всего до 2019 г.
	2014		2015		2016		2017		2018		2019
	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ
По потребителям свыше 670 кВт по ТУ на ТП (с ДТП), итого, МВт:	1,38	2,0	7,76	11,25	10,63	15,41	5,61	8,13	1,38	2,0	0,97	1,4	27,72	40,19
По потребителям свыше 670 кВт по ТУ на ТП (без ДТП), итого, МВт:	21,58	31,3	6,03	8,75	0,00	0	0,52	0,75	0,00	0	0,00	0	28,14	40,8
По прочим потребителям свыше 670 кВт, итого, МВт:	4,5	6,02	35,12	50,93	7,62	11,05	28,20	40,9	3,59	5,2	0,97	1,4	79,65	115,5
Потребители, учитываемые суммарно, итого, МВт:	7,90	11,45	13,05	18,93	9,48	13,75	10,90	15,80	11,70	16,97	7,65	11,09	60,68	87,99
Итого по оптимистическому варианту, МВт:	35,01	50,77	61,97	89,86	27,73	40,21	45,22	65,58	16,67	24,17	9,58	13,89	196,18	284,48

В соответствии с присоединяемыми мощностями потребителей прогнозное потребление мощности по территории Чеченской Республики по "оптимистическому" варианту:

		Прогнозируемый период
		2014	2015	2016	2017	2018	2019
ЛМ	Потребление мощности, МВт	350	412	440	485	502	511
ЗМ		508	598	638	703	728	741

2.2. Генерация:

		Прогнозируемый период
		2013	2014	2015	2016	2017	2018
ЛМ	Выработка мощности, МВт	-	-	-	-	-	-
ЗМ		-	-	-	-	-	-

Станции, указанные в "реалистическом варианте" + дополнительно:

Станция	Установленная мощность, МВт	Располагаемая мощность, МВт
		Зимний мах	Летний мах
-	-	-	-
Всего:	-	-	-

2.3. Объекты ввода (реконструкции): объекты, указанные в "реалистическом варианте" + дополнительно:

Ввода объектов генерации:
Наименование станции	Уст. мощность, МВт	Год ввода	Варианты схемы подключения	Основание для расчётную модель	Примечание
-	-	-	-	-	-

Ввода ПС 110 кВ и выше, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС	Мощность, МВА	Кол-во тр-ров	Год ввода	Основание для включения в расчётную модель	Примечание
ПС 110 кВ Курчалой	25	2	2015	"Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013 / ПД по титулу "Строительство ПС 110\35\10 кВ Курчалой со строительством ВЛ 110 кВ"	Новое строительство со строительством ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой и ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - ПС 110 кВ Ойсунгур).
ПС 110 кВ Черноречье	16	2	2015, 2016	"Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013 / ТЗ по титулу "Строительство ПС 110 кВ Черноречье с двумя питающими ВЛ 110 кВ" / в соответствии с Протоколом поручений Главы ЧР Кадырова Р.А. от 08.07.2013 г. N 01-94 - для электроснабжения Спортивно-оздоровительного туристического комплекса "Грозненское море" (мощностью 9 МВт в 2015 г.).	Новое строительство со строительством ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) и отпайкой от ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Октябрьская (Л-137).
ПС 110 кВ Ведучи	25	2	2015	Проект ТУ на ТП Всесезонного горнолыжного курорта "Ведучи" (мощностью 24 МВт в 2015 г.), планируемого к сооружению в соответствии с реализуемым бизнес-проектом	Новое строительство со строительством ВЛ 110 кВ Цемзавод - Ведучи и ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи
ПС 110 кВ Автопром	10	2	2015-2017	Проект схемы электроснабжения Автомобильного завода Чеченавтопрома (мощностью 8 МВт в 2015-2017 гг. поэтапно), планируемого к сооружению в соответствии с ССЭР ЧР на юго-восточной окраине г. Аргун	Новое строительство со строительством ВЛ 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ Л-160, Л-162
ПС 110 кВ Грозный-Сити	40	2	2017	Проект схемы электроснабжения многофункционального комплекса "Ахмат Тауэр" в г. Грозный (мощностью 29 МВт в 2017 г.), планируемого к сооружению в соответствии с реализуемым бизнес-проектом	Новое строительство со строительством ВЛ 110 кВ: 1-й вариант: отпайки от ВЛ 110 к ВЛ-114, Л-115. 2-й вариант: в случае строительства Грозненской ТЭЦ - в рассечку каждой ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭЦ - Грозный (Л-114, Л-115) с образованием четырех ВЛ: ВЛ 110 кВ Грозный - Грозный-Сити с отпайкой на ПС 110 кВ Южная (1 и 2 цепь) и ВЛ 110 кВ ГТЭЦ - Грозный-Сити (1 и 2 цепь).
ПС 110 кВ РКБ	6,3	2	2017	Проект схемы электроснабжения Микрорайона N 7 в г. Грозный (мощностью 4 МВт в 2017 г.), планируемого к сооружению в соответствии с ССЭР ЧР	Новое строительство со строительством ВЛ 110 кВ отпайками от Л-110, Л-111

Ввода ЛЭП 110 кВ и выше:
Наименование ЛЭП	Ном U	Протяжен-	Марка и сечение провода /кабеля	Год ввода	Основание для включения в расчётную модель	Примечание
ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой	110	25	АС-185	2015	"Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013 / ПД по титулу "Строительство ПС 110\35\10 кВ Курчалой со строительством ВЛ 110 кВ"	Новое строительство.
ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Курчалой	110	35	АС-185	2015
ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная	110	40	АС-240	2015	ПД по титулу "ПС 330 кВ Сушка с заходами ВЛ 330 кВ"	Новое строительство, мероприятие по реализации привязки ПС 330 кВ Сунжа к сети 110 кВ.
ВЛ 110 кВ Цемзавод - Ведучи	110	70	проект	2015	Проект ТУ на ТП Всесезонного горнолыжного курорта "Ведучи	Новое строительство.
ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи	110	91	проект	2015
Отпайки на ПС 110 кВ Черноречье от ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) и от ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Октябрьская (Л-137)	110	3,35	проект	2014	"Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013 / проект ТЗ по титулу "Строительство ПС110 кВ Черноречье с двумя питающими ВЛ 110 кВ"	Для присоединения ПС 110 кВ Черноречье
Отпайки на ПС 110 кВ Автопром от ВЛ 110 кВ Шали - Цемзавод (Л-160), Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162)	110	2	проект	2015	Проект схемы электроснабжения Автомобильного завода "Чеченавтопрома" (мощностью 8 МВт в 2015-2017 гг. поэтапно), планируемого к сооружению в соответствии с ССЭР ЧР на юго-восточной окраине г. Аргун	Для присоединения ПС 110 кВ Автопром
ВЛ для присоединения ПС 110 кВ Грозный-Сити.	110	3	проект	2017	Проект схемы электроснабжения многофункционального комплекса "Ахмат Тауэр" в г. Грозный (мощностью 29 МВт в 2017 г.), планируемого к сооружению в соответствии с реализуемым бизнес-проектом	1-й вариант: отпайки от ВЛ 110 кВ Л-114, Л-115. 2-й вариант: в случае строительства Грозненской ТЭЦ - в рассечку каждой ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭЦ - Грозный (Л-114, Л-115) с образованием четырех ВЛ: ВЛ 110 кВ Грозный - Грозный-Сити с отпайкой на ПС 110 кВ Южная (1 и 2 цепь) и ВЛ 110 кВ ГТЭЦ - Грозный-Сити (1 и 2 цепь).
Отпайки на ПС 110 кВ РКБ от ВЛ 110 кВ Грозный - Консервная (Л-110), ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111)	110	5	проект	2017	Проект схемы электроснабжения Микрорайона N 7 в г. Грозный (мощностью 4 МВт в 2017 г.) планируемого к сооружению в соответствии с ССЭР ЧР	Для присоединения ПС 110 кВ РКБ

2.4. Наличие в расчётной модели: объекты, указанные в "реалистическом варианте" + дополнительно:

Объект ввода (реконструкции), (присоединяемый потребитель)

2014

2015

2016

2017

2018

2019

ЛМ

ЗМ

ЛМ

ЗМ

ЛМ

ЗМ

ЛМ

ЗМ

ЛМ

ЗМ

ЛМ

ЗМ

Объекты генерации (с электросетевыми объектами схемы выдачи мощности):

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Электросетевые объекты:

ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ПС 110 кВ Курчалой

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Курчалой

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ПС 110 кВ Черноречье (с отпайками от ВЛ 110 кВ Л-136, Л-137)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ПС 110 кВ Ведучи

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ВЛ 110 кВ Цемзавод - Ведучи

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ВЛ 110 кВ Горец - Ведучи

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ПС 110 кВ Автопром (с отпайками от ВЛ 110 кВ Л-160, Л-162)

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ПС 110 кВ Грозный-Сити (с ВЛ 110 кВ)

-

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

+

ПС 110 кВ РКБ (с отпайками от Л-110, Л-111)

-

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

+

Присоединяемые потребители (с электросетевыми объектами схемы электроснабжения):

Кирпичный завод г. Грозный. (2,0 МВт)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Заводской комплекс по изготовлению изделий из газобетона, фиброцементных листов, извести и сухих отделочных смесей в п. Чири-Юрт Шалинского района (4,45 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Межрегиональный "Инновационный Технико-внедренческий Центр" г. Грозный (0,9 МВт)

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

Поселок коттеджного типа в г. Грозный, Ленинский район (4,91 МВт)

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

Насосные станции для орошения земель в Шелковском и Наурском районах ЧР (2,82 МВт)

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

Насосная станция ВНС-9 в г. Грозный (5,7 МВт)

Нефтеперерабатывающий завод г. Грозный (19,4 МВт) поэтапно:

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+6,8

+6,78

+2,42

+2,0

+ U

Комплекс высотных зданий "Гудермес-Сити" в г. Гудермес (8,14 МВт)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Комплекс зданий "Аргун Сити-1", "Аргун Сити-2"в г. Аргун (8,5 МВт)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Онкологический диспансер, г. Грозный (1,2 МВт)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Завод по розливу натуральных соков, воды и лимонада, с. Серноводское Сунженского района (4,5 МВт)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Котельная "Дом приемов" г. Грозный (0,8 МВт)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

"Дом приемов" г. Грозный (3,0 МВт)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Спортивная арена "Колизей" (2,16 МВт)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Строительство Многофункционального комплекса "Ахмат Тауэр" (3,0 МВт)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Отдел "Бечик" и 6 общежитий квартирного типа в н.п. Тусхорой, Итум-Калинский район (1,1 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Комплекс зданий "Шали-Сити" в Шалинском районе (2,5 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Торгово-гостиничный комплекс, г. Грозный (1,9 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Здание Управления ФСБ г. Грозный (2,5 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Служба доставки г. Грозный (0,75 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Завод по переработке и утилизации ТБО в г. Грозный (0,75 МВт)

-

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

+

Центральный парковый комплекс г. Грозный (5,32 МВт)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Центральная районная больница г. Гудермес (0,7 МВт)

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Завод по производству и сборке электробытовой техники г. Грозный (1,2 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Спортивно-оздоровительный туристический комплекс "Грозненское море" (9,0 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Восстановление и реконструкция макаронной фабрики г. Грозный (0,8 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Комплекс высотных зданий "Грозный-Сити" г. Грозный (9,83 МВт) поэтапно

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+4,83

+5,0

Плодоовощная база "Грозненская" (2,8 МВт) поэтапно

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+1,4

+ 1,4

Аргунский комбинат строительных изделий (1,0 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Автомобильный завод г. Аргун (8,0 МВт)поэтапно

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+4,0

+2,0

+2,0

Очистные сооружения Гудермесского района (2,2 МВт)- поэтапно

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,5

+ 0,5

+ 0,6

+ 0,6

Птицефабрика "Бройлерная" в Шалинском районе (увеличение мощности) (1,0 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Мечеть в г. Шали (2,5 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Комплекс "Казеной - Ам" в с. Хой Веденского района (1,5 МВт) поэтапно

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

-

-

-

+ 0,7

+ 0,8

Всесезонный горнолыжный курорт "Ведучи" в с. Ведучи Итум-Калинский район (24,0 МВт)

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Гудермесский опытно-экспериментальный завод "Автоматстрой" Гудермесский район (0,75 МВт)

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

Хладокомбинат ООО "Айсберг" г. Гудермес (2,0 МВт)

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

Грозненский цирк г. Грозный (1,5 МВт)

-

-

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

Многофункциональный комплекс "Ахмат Тауэр", г. Грозный (29,0 МВт)

-

-

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

Микрорайон N 7 в г. Грозный - жилой комплекс на 680 квартир (4,0 МВт)

-

-

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

Кампус, студгородок г. Грозный (3,0 МВт)

-

-

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

Водозабор "Месторождение Энгельюртовское" г. Гудермес (0,8 МВт)

-

-

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

Роддом с женской консультацией г. Грозный (0,9 МВт)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

+

+

+

Международный ипподром г. Грозный (1,7 МВт)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

+

+

+

ГУП Гудермесский завод "Мединструмент" г. Гудермес (2,0 МВт)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

+

+

+

Потребители г. Грозный, учитываемые суммарно: (10,9 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 3,05

+ 2,02

+ 1,28

+ 1,1

+ 2,15

+ 1,3

Потребители Грозненского района, учитываемые суммарно: (9,15 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+2,08

+ 2,32

+ 1,38

+ 1,48

+ 1,05

+ 0,84

Потребители г. Аргун, учитываемые суммарно: (6,0 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+0,45

+ 1,03

+ 1,94

+ 1,68

+ 0,45

+ 0,45

Потребители г. Гудермес, учитываемые суммарно: (1,07 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+0,4

+ 0,57

+ 0,02

+ 0

+ 0

+ 0,08

Потребители Гудермесского района, учитываемые суммарно: (9,0 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+0,79

+ 1,52

+ 1,24

+ 1,48

+ 3,34

+ 0,63

Потребители Ачхой-Мартановского района, учитываемые суммарно: (4,3 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+0,88

+ 1,87

+ 0,32

+ 0,46

+ 0,27

+ 0,5

Потребители Надтеречного района, учитываемые суммарно:(3,54 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,24

+ 0,89

+ 0,87

+ 0,5

+ 0,62

+ 0,42

Потребители Урус-Мартановского района, учитываемые суммарно: (8,16 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,89

+ 1,05

+ 1,2

+ 1,71

+ 1,98

+ 1,33

Потребители Шалинского района, учитываемые суммарно: (5,56 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,15

+ 0,78

+ 0,86

+ 1,1

+ 1,43

+ 1,24

Потребители Курчалоевского района, учитываемые суммарно:(6,41 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,93

+ 0,54

+ 1,2

+ 2,47

+ 0,56

+ 0,69

Потребители Ножай-Юртовского района, учитываемые суммарно:(2,74 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,34

+ 0,32

+ 0,53

+ 0,43

+ 0,69

+ 0,43

Потребители Шатойского района, учитываемые суммарно:(2,55 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,15

+ 0,55

+ 0,5

+ 0,55

+ 0,41

+ 0,39

Потребители Наурского района, учитываемые суммарно:(3,52 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,02

+ 1,55

+ 0,37

+ 0,44

+ 0,78

+ 0,36

Потребители Шелковского района, учитываемые суммарно: (3,54 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,23

+ 1,36

+ 0,4

+ 0,51

+ 0,42

+ 0,62

Потребители Веденского района, учитываемые суммарно:(3,88 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,53

+ 0,68

+ 0,56

+ 0,73

+ 0,73

+ 0,65

Потребители Сунженского района, учитываемые суммарно:(5,24 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,28

+ 1,46

+ 0,67

+ 0,68

+ 1,58

+ 0,57

Потребители Итум-Калинского района, учитываемые суммарно:(1,3 МВт) - поэтапно

-

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,18

+ 0,26

+ 0,32

+ 0,28

+ 0,26

Потребители Шаройского района, учитываемые суммарно: 1,15 МВт) - поэтапно

-

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

ввод мощности по годам

+ 0,05

+ 0,25

+ 0,13

+ 0,17

+ 0,22

+ 0,33

2.5. Прирост нагрузки по ПС 110 кВ, кВт:

Центр питания	2014		2015		2016		2017		2018		2019		Всего до 2019 г.
	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ	ЛМ	ЗМ
Аргунская ТЭЦ	469	680	1439	2087	1493	2165	1387	2012	608	881	543	788	5940	8613
ПС 110 кВ N 84	0	0	359	521	879	1275	86	125	34	50	16	23	1375	1994
ПС 110 кВ АКХП	5862	8500	148	215	12	18	197	286	0	0	11	16	6231	9035
ПС 110 кВ Алпатово	0	0	341	494	46	67	46	67	350	507	60	87	842	1221
ПС 110 кВ Восточная	5625	8157	1046	1517	167	242	2247	3258	1764	2558	546	792	11394	16523
ПС 110 кВ Горец	701	1016	724	1050	830	1204	1176	1706	1368	1984	914	1326	5714	8286
ПС 110 кВ Горячеисточненская	241	350	142	206	117	170	228	330	159	230	159	230	1045	1516
ПС 110 кВ ГРП-110	1705	2472	1101	1596	394	572	4644	6735	259	375	86	125	8189	11875
ПС 110 кВ Гудермес-город (перевод нагрузок суммарной мощностью 17 МВт на РУ-110 ПС 330 кВ Сунжа в 2016 году)	756	1096	1306	1894	-8832	- 12807 (4193 - 17000)	983	1425	3741	5425	212	308	-1834	-2659 (14341 - 17000)
Новое РУ 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа 2х40 МВА (перевод нагрузок суммарной мощностью 17 МВт с ПС 110 кВ Гудермес-город в 2016 году)	0	0	0	0	11723	17000	0	0	0	0	0	0	11723	17000
ПС 110 кВ Ищерская	110	160	734	1064	681	987	471	683	472	685	387	561	2856	4141
ПС 110 кВ Каргалиновская	24	35	114	165	31	45	76	ПО	34	50	ПО	160	390	565
ПС 110 кВ Консервная	142	206	810	1175	3382	4905	0	0	0	0	0	0	4335	6286
ПС 110 кВ Наурская	66	96	599	869	130	188	163	237	143	207	94	137	1195	1733
ПС 110 кВ Ойсунгур (с переводом нагрузок суммарной мощностью 26,6 МВт на ПС 110 кВ Курчалой в 2016 году).	1101	1597	1043	1512	-16926	-24544 (2056 - 26600)	2810	4075	1216	1764	1035	1501	-9719	-14094 (12506 - 26600)
ПС 110 кВ Октябрьская	896	1300	103	150	190	276	159	230	326	473	283	410	1958	2839
ПС 110 кВ Самашки	3905	5662	2300	3335	679	985	785	1139	1276	1850	739	1072	9684	14043
ПС 110 кВ Северная	2796	4055	2736	3967	2256	3272	1350	1958	1247	1808	132	192	10517	15251
ПС 110 кВ Холодильник	0	0	310	450	0	0	0	0	0	0	0	0	310	450
ПС 110 кВ Цемзавод	276	400	5120	7425	808	1171	1404	2036	907	1315	1019	1477	9533	13824
ПС 110 кВ Червлённая	0	0	266	386	1993	2890	131	190	172	250	100	145	2663	3861
ПС 110 кВ Шали	469	680	5321	7716	1219	1768	752	1091	950	1378	851	1234	9562	13866
ПС 110 кВ Шелковская	138	200	561	813	200	290	145	210	83	120	214	310	1340	1943
ПС 110 кВ Южная	3925	5692	5142	7457	1856	2692	178	258	178	258	1098	1592	12377	17948
Новая ПС 110 кВ Ведучи	0	0	16550	24000	0	0	0	0	0	0	0	0	16550	24000
Новая ПС 110 кВ Гудермес-Сити	5931	8600	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	5931	8600
Новая ПС 110 кВ Черноречье	0	0	6206	9000	0	0	0	0	0	0	0	0	6206	9000
Новая ПС 110 кВ НПЗ	0	0	4689	6800	4675	6780	1669	2420	1379	2000	965	1400	13378	19400
Новая ПС 110 кВ Курчалой (с переводом погрузок суммарной мощностью 26,6 МВт с ПС 110 кВ Ойсунгур в 2016 году).	0	0	0	0	18343	26600	0	0	0	0	0	0	18343	26600
Новая ПС 110 кВ Грозный-Сити	0	0	0	0	0	0	19998	29000	0	0	0	0	19998	29000
Новая ПС 110 кВ РКБ	0	0	0	0	0	0	2758	4000	0	0	0	0	2758	4000
Новая ПС 110 кВ Автопром	0	0	2758	4000	1379	2000	1379	2000	0	0	0	0	5517	8000
Итого по оптимистическому варианту, МВт:	35	50,77	61,97	89,86	27,73	40,21	45,22	65,58	16,67	24,17	9,58	13,89	196,18	284,48

3. Перечень объектов, отсутствующих в ИП субъектов электроэнергетики (исключенных из ранее утверждённых ИГО и мероприятиях по ТУ на ТП, необходимость строительства которых дополнительно рассмотрена в СиПР ЧР:

Объекты генерации:
Наименование станции		Уст. мощность	Год ввода	Варианты схемы подключения
Грозненская ТЭЦ		420 (2х210)	Рассм.	Заходы ВЛ 110 кВ Грозный - Южная (Л-114 и Л-115) с образованием 2-х ВЛ; заходы ВЛ 110 кВ ГРП - Северная (Л-109) с образованием 2-х ВЛ; заходы ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП (Л-110) с образованием 2-х ВЛ; новое строительство ВЛ 110 кВ ГТЭЦ - ГРП-110.
ПС 110 кВ и выше, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС	Мощность, МВА		Кол-во тр-ров	Год ввода	Источник(и) информации	Примечание
ПС 110 кВ Курчалой	25		2	Рассм.	ИП НЭ 2012-2017 гг. / "Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013.	Новое строительство со строительством ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой - Аргунская ТЭЦ (с переводом нагрузок суммарной мощностью 26,6 МВт с ПС 110 кВ Ойсунгур).
ЛЭП 110 кВ и выше:
Наименование ЛЭП	Ном. U		Протяженность	Марка и сечение провода/кабеля	Год ввода	Источник(и) информации	Примечание
ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная	110		40	АС-240	Рассм.	ПД по титулу "ПС 330 кВ Сушка с заходами ВЛ 330 кВ"	Новое строительство, мероприятие по реализации привязки ПС 330 кВ Сунжа к сети 110 кВ.
ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Курчалой	110		25	АС-185	Рассм.	ТЗ по ПС 110 кВ Курчалой / ИП НЭ 2012-2017 гг. / "Комплексная программа развития электрических сетей Чеченской Республики на период 2013-2018 годов", утвержденная ОАО "Россети" 20.06.2013.	Новое строительство.
ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой	110		15	АС-185	Рассм.
ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭЦ - ГРП-110 (2 ц.)	110		5,3 (заход 0,2)	проект	Рассм.	Предложения по СВМ Грозненской ТЭЦ	Заходы на Грозненскую ТЭЦ ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Северная (Л-109) с образованием 2-х ВЛ.
ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭЦ - Северная	110		8,5 (заход 0,2)	проект	Рассм.	Предложения по СВМ Грозненской ТЭЦ
ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭЦ - ГРП-110 (1 ц.)	110		5,3 (заход 0,2)	проект	Рассм.	Предложения по СВМ Грозненской ТЭЦ	Заходы ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) с образованием 2-х ВЛ.
ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭЦ - Грозный (1 ц.)	110		26,8 (заход 0,2)	проект	Рассм.	Предложения по СВМ Грозненской ТЭЦ
ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭЦ - Грозный (2 ц.)	110		22,5 (заход 4 + 5,4)	проект	Рассм.	Предложения по СВМ Грозненской ТЭЦ	Заход ВЛ 110 кВ Грозный-Южная (Л-П4) с образованием новой ВЛ с отпайкой на ПС 110 кВ Южная.
ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭЦ - Грозный (3 ц.)	110		22,5 (заход 4 + 5,4)	проект	Рассм.	Предложения по СВМ Грозненской ТЭЦ	Заход ВЛ 110 кВ Грозный - Южная (Л-П5) с образованием новой ВЛ с отпайкой на ПС 110 кВ Южная.
ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭЦ - ГРП-110 (3 ц.)	110		5,5	проект	Рассм.	Предложения по СВМ Грозненской ТЭЦ	Новое строительство.
ВЛ 110 кВ Плиево - Горец	110		60	проект	Рассм.	ИП ОАО "Нурэнерго" 2012-2017	Новое строительство.

Приложение 2

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

1. Потребление мощности.

1.1. Зимний максимум нагрузок:

Субъект РФ	Прогноз, МВт
	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Ставропольский край	1610	1631	1655	1669	1684	1698
Карачаево-Черкесская Республика	225	225	226	226	227	227
Кабардино-Балкарская Республика	296	299	301	303	303	304
Республика Северная Осетия - Алания	413	425	438	447	452	457
Республика Ингушетия	130	133	136	140	143	147
Республика Дагестан	1152	1170	1188	1207	1226	1245

1.2. Летний максимум нагрузок:

Субъект РФ	Прогноз, МВт
	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Ставропольский край	1175	1191	1208	1218	1229	1240
Карачаево-Черкесская Республика	162	162	163	163	163	163
Кабардино-Балкарская Республика	192	194	196	197	197	198
Республика Северная Осетия - Алания	301	310	320	326	330	334
Республика Ингушетия	91	93	95	98	100	103
Республика Дагестан	691	702	713	724	736	747

2. Объекты перспективного строительства (реконструкции):

Ставропольский край
Ввода объектов генерации:
Наименование станции		Уст. мощность, МВт		Год ввода	Источники информации		Примечание
Буденновска ТЭС		149,9		2014	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг. / ТУ на ТП от 07.09.2012, ДТП N 06/2013 от 24.01.2013.		Новое строительство
Барсучковская МГЭС		5,01		2017	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг. / ИП ОАО "РусГидро" на 2015-2017		Новое строительство
МГЭС Егорлыкская-3		3,5		2016	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Новое строительство
МГЭС Ставропольская		1,9		2017	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Новое строительство
МГЭС Бекешевская		1		2017	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Новое строительство
Солнечная электростанция "Александровская"		15		2016	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Новое строительство
Новотроицкая ГЭС (увеличение мощности 1 г/а и 2 г/а)		5,68 (существующая 3,68)		2016	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Модернизация г/а
Насосная ГАЭС (увеличение мощности 1-3 г/а, 4-6 г/а)		18,3 (существующая 15,9)		2016-2018	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Модернизация г/а 1 в 2016 г., г/а 2, 3, 4 в 2017 г., г/а 5 и 6 в 2018 г.
Сенгилеевская ГЭС ККГЭС (увеличение мощности 1 г/а, 3 г/а)		18,5 (существующая 15)		2017, 2018	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Модернизация по одному г/а в год
ГЭС-1 ККГЭС (увеличение мощности 1 г/а)		39,6 (существующая 37)		2018	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Модернизация одного г/а
ГЭС-2 ККГЭС (увеличение мощности 2 г/а)		186 (существующая 184)		2018	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Модернизация одного г/а
ГЭС-3 ККГЭС (увеличение мощности 1 г/а)		88 (существующая 87)		2018	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Модернизация одного г/а
Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС	Мощность, МВА		Кол-во тр-ров	Год ввода	Источники информации		Примечание
РУ-110 кВ Будённовской ТЭС	80,63		2,1	2014	Будённовская ТЭС по Схеме и программе развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг. / ТУ на ТП от 07.09.2012 (изм. 25.06.2014) ДТП N 06/2013 от 24.01.2013 / проектная документация		Новое строительство
ПС 110 кВ ГПП-2	40		2	2014	ТУ от 12.05.2011 ДТП N 149/ТП-М5 от 14.06.2013 / проектная документация		Новое строительство
ПС 110 кВ ГИП-3	40		2	2014	ТУ от 12.05.2011 ДТП N 149/ТП-М5 от 14.06.2013 / проектная документация		Новое строительство
ПС 500 кВ Невинномысск	125		2	2017	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг./ ИП ФСК 2014-2018/ ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысск от 12.01.2012 / СВЭ РИТ-парка		Реконструкция
ПС 110 кВ Кристальная (N 1 РИТ-парк в г. Невинномысске)	63		2	2017	ИП ФСК 2015 - 2019 годы / ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысск от 12.01.2012 с изм. / ПД по титулу "Реконструкция ПС 500 кВ Невинномысск и строительство объектов (ПС 110 кВ и ЛЭП 110 кВ) для электроснабжения индустриального парка г. Невинномысск"		Новое строительство
ПС 110 кВ Стальная (N 2 РИТ-парк в г. Невинномысске)	63		2	2017
ПС 110 кВ Цинковая (N 3 РИТ-парка в г. Невинномысске)	63		2	2017
ПС 110 кВ Цветочная (N 4 РИТ-парк в г. Невинномысске)	63		2	2017
ПС 330 кВ Ильенко	125		2	2014, 2016	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Новое строительство
ПС 110 кВ РИТ-парк	40		2	2014	ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысске от 03.10.2012 ДТП от 20.05.2013 договор / ТУ от 11.06.2013 (изм. 20.03.2014) ДТП N 70 от 20.09.2013/		Новое строительство, выполнено
ПС 110 кВ Печная	63		2	2014	ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысске от 03.10.2012 ДТП от 20.05.2013 договор N 3 / ТУ от 11.06.2013 (изм. 20.03.2014) ДТП N 70 от 20.09.2013		Новое строительство
ПС 110 кВ Бештау	25		2	2014, 2015	ИП МРСК СК 2014, 2015-2019 / ТУ на ТП от 24.07.2012 (изм. N 121.12.2012, изм. N 2 20.06.2013) ДТП N 260/2012 от 22.08.2012		Новое строительство
ПС 110 кВ Михайловск	25		2	2019	ИП МРСК СК 2015-2019		Новое строительство
ПС 110 кВ НПС Трудовая	16		2	2017	ТУ на ТП от 18.06.2013 ДТП N 345ЛП-М5 / Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Моздок и ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 для присоединения ПС 110 кВ ОАО "Черномортранснефть" в 2017 году по ИП ФСК 2015-2019 годы.		Новое строительство
ПС 110 кВ Автозавод	16		2	2015	ТУ от 03.12.2013 ДТП N 104/2014 от 04.03.2014		Новое строительство
Ввода ЛЭП: (актуализировано)
Наименование ЛЭП	Ном. U		Протяженность, км	Марка и сечение провода/кабеля	Год ввода	Источники информации	Примечание
ВЛ 330 кВ Черкесск - Ильенко	330		70,5 (2 км заход)	2*АС-300	2014	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.	Заходы ВЛ 330 кВ Черкесск - Баксан на ПС 330 кВ Ильенко с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко	330		68 (2,44 км заход)	2*АС-300	2014
ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок)	500		265	3*АС-300	2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.	Новое строительство.
ВЛ 110 кВ Ильенко - Ясная Поляна-2	110		10,7 (0,5 км - заход)	АС-185	2014	ИП МРСК СК 2014 / ПД по титулу "ПС 330 кВ Кисловодск с заходами ВЛ 330 кВ".	Заход ВЛ 110 кВ Зеленогорская - Ясная Поляна-2 (Л-172) на ПС 330 кВ Ильенко с образованием 2-х новых ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ Ильенко - Зеленогорская (1 ц)	110		7,5 (0,5 км - заход)	АС-185	2014
ВЛ 110 кВ Ильенко - Парковая	110		6,57(1,3 км - заход)	АС-185	2014	ИП МРСК СК 2014/ ПД по титулу "ПС 330 кВ Кисловодск с заходами ВЛ 330 кВ"	Заход ВЛ 110 кВ Парковая - Зеленогорская на ПС 330 кВ Ильенко с образованием 2-х новых ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ Ильенко - Зеленогорская (2 ц)	110		7,5 (0,6 км - заход)	АС-185	2014
ВЛ 110 кВ Ильенко - Ессентуки-2	110		35	АС-240	2017	ИП МРСК СК 2015-2019 / ПД по титулу "ПС 330 кВ Кисловодск с заходами ВЛ 330 кВ"	Новое строительство
ВЛ 110 кВ Буденновск - ГПП-3	110		5,8	АС-240	2014	ТУ от 12.05.2011 ДТП N 149/ТП-М5 от 14.06.2013 / проектная документация	Новое строительство
ВЛ 110 кВ Будённовская ТЭС - Буденновск	110		9,1	АС-240	2014	ИП МРСК СК 2014 / СВМ ПГУ / ТУ на ТП от 07.09.2012 (изм. 25.06.2014), ДТП N 06/2013 от 24.01.2013	Заход ВЛ 110 кВ Будённовск - Прикумск на Будённовскую ТЭС с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Будённовская ТЭС - Прикумск	110		10,3	АС-240	2014
ВЛ 110 кВ Будённовска ТЭС - Покойная	110		12,1	АС-240	2014	ИП МРСК СК 2014 / СВМ ПГУ / ТУ на ТП от 07.09.2012 (изм. 25.06.2014), ДТП N 06/2013 от 24.01.2013	Новое строительство
ВЛ 110 кВ Будённовская ТЭС - ГПП-2	110		0,7	АС-240	2014	ИП МРСК СК 2014 / СВМ ПГУ / ТУ на ТП от 07.09.2012 (изм. 25.06.2014), ДТП N 06/2013 от 24.01.2013	Заход ВЛ 110 кВ ГПП-2 - ГПП-3 на Будённовскую ТЭС с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Будённовская ТЭС - ГПП-3	110		2,1	АС-240	2014
ВЛ 110 кВ Прикумск - ГПП-2	110		8,5	АС-240	2014	ИП МРСК СК 2014 / СВМ ПГУ / ТУ на ТП от 07.09.2012 (изм. 25.06.2014), ДТП N 06/2013 от 24.01.2013	Новое строительство
ВЛ 110 кВ Невинномысск - Кристальная	110		11,3	АС-240	2017	ИП ФСК 2015 - 2019 годы / ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысск от 12.01.2012 с изм. / ПД по титулу "Реконструкция ПС 500 кВ Невинномысск и строительство объектов (ПС 110 кВ и ЛЭП 110 кВ) для электроснабжения индустриального парка г. Невинномысск"	Новое строительство
ВЛ 110 кВ Кристальная - Стальная	110		0,1	АС-240	2017
ВЛ 110 кВ Невинномысск - Стальная	110		9,2	АС-240	2017
ВЛ 110 кВ Невинномысск - Цветочная	110		12,8	АС-240	2017
ВЛ 110 кВ Цветочная - Цинковая	110		0,2	АС-240	2017
ВЛ 110 кВ Невинномысск - Цинковая	110		11,8	АС-240	2017
ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - РИТ-парк	110		2х3,2	АС-300	2014	ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысске от 03.10.2012 (N 358) ДТП от 20.05.2013 договор N 3 / ТУ от 11.06.2013 (изм. 20.03.2014) ДТП N 70 от 20.09.2013/	Новое строительство, выполнено
ВЛ 110 кВ РИТ-парк - Печная	110		2х0,8	АС-300	2014	ТУ на ТП РИТ парка в г. Невинномысске от 03.10.2012 (N 358) ДТП от 20.05.2013 договор N 3 / ТУ от 11.06.2013 (изм. 20.03.2014) (N 406) ДТП N 70 от 20.09.2013 /	Новое строительство
ВЛ 110 кВ Машук - Бештау (1 ц)	110		7,3	АС-185	2014	ИП МРСК СК 2014 / ТУ на ТП от 24.07.2012 (изм. N 1 21.12.2012, изм. N 2 20.06.2013) ДТП N 260/2012 от 22.08.2012	Заход ВЛ 110 кВ Машук - Ессентуки-2 (Л-10) на ПС 110 кВ Бештау с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Бештау - Ессентуки-2	110		11	АС-185	2014
ВЛ 110 кВ Машук - Бештау (2 ц)	110		7,8	АС-240	2015	ИП МРСК СК 2015-2019 / ТУ на ТП от 24.07.2012 (изм. N 1 21.12.2012, изм. N 2 20.06.2013) ДТП N 260/2012 от 22.08.2012	Заход ВЛ 110 кВ Машук - ГНС (Л-190) на ПС 110 кВ Бештау с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Бештау - ГНС	110		13	АС-240	2015
ВЛ 110 кВ Ставрополь - Михайловск	110		20	АС-185	2019	проект ИП МРСК СК 2015-2019	Заход ВЛ 110 кВ Ставрополь - Северная (Л-141) на ПС 110 кВ Михайловск с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Михайловск - Северная	110		20,1	АС-185	2019	проект ИП МРСК СК 2015-2019	Заход ВЛ 110 кВ Ставрополь - Северная (Л-141) на ПС 110 кВ Михайловск с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Моздок - НПС Трудовая	110		27		2017	ТУ на ТП от 18.06.2013 ДТП N 345/ТП-М5 / Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Моздок и ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Прохладная-2 для присоединения ПС 110 кВ ОАО "Черномортранснефть" в 2017 году по ИП ФСК 2015 - 2019 годы	Новое строительство
ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - НПС Трудовая	110		24,5		2017
ВЛ 110 кВ Промкомплекс - Автозавод	110		13,04	АС-150	2015	ТУ от 03.12.2013 ДТП N 104/2014 от 04.03.2014	Заход ВЛ 110 кВ Промкомплекс - Радиозавод (Л-20) на ПС 110 кВ Автозавод с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Автозавод - Радиозавод	110		13	АС-150	2015
Карачаево-Черкесская Республика
Ввода объектов генерации:
Наименование станции		Уст. мощность, МВт		Год ввода	Источники информации		Примечание
Зеленчукская ГЭС-ГАЭС		140 (160 ГАЭС)		2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг. / ТУ на ТП от 02.04.2011 (с изм.)		Новое строительство
МГЭС Б. Зеленчук		1,2		2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Новое строительство
Усть-Джегутинская МГЭС		8,4		2017, 2020	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг. / проект ИП ОАО "РусГидро" на 2015-2017 / ТЗ на СВМ Усть-Джегутинской ГЭС		Новое строительство (с вводом 5,6 МВт - в 2017 г. и 2,8 МВт - в 2020 г.)
Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС	Мощность, МВА		Кол-во тр-ров	Год ввода	Источники информации		Примечание
ОРУ - 330 кВ Зеленчукская ГЭС - ГАЭС	200		1	2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг./ ТУ на ТП от 02.04.2011 (с изм.)		Новое строительство. Блочный Т
ОРУ - 330 кВ Зеленчукская ГЭС - ГАЭС (AT)	200		1	2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг./ ТУ на ТП от 02.04.2011 (с изм.)		Новое строительство. AT
ПС 110 кВ Лунная Поляна	40		2	2014	ТУ на ТП от 17.10.2013 ДТП N 587/2011 от 25.10.2011 /		Новое строительство присоединением с присоединением 2-х цепной ВЛ 110 кВ Зеленчук - Лунная поляна
Ввода ЛЭП:
Наименование ЛЭП	Ном. U		Протяженность, км	Марка и сечение провода /кабеля	Год ввода	Источники информации	Примечание
ВЛ 330 кВ Зеленчукская ГЭС - ГАЭС - Черкесск	330		45	2*АС-300	2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг. / ТУ на ТП от 02.04.2011 (с изм) / СВМ	Новое строительство Выдача мощности и заряд Зеленчукской ГАЭС
ВЛ 330 кВ Черкесск - Ильенко	330		70,5 (2 км заход)	2*АС-300	2014	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.	Заход ВЛ 330 кВ Черкесск - Баксан на ПС 330 кВ Ильенко с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Зеленчук - Лунная поляна (1 и 2 ц.)	110		2х54	АС-150	2014	ТУ на ТП от 17.10.2013 ДШ N 587/2011 от 25.10.2011	Новое строительство
ВЛ 110 кВ Черкесск - Зеленчук	110		58,3	АС-150	2014	ИП МРСК СК 2014 / ТУ на ТП от 17.10.2013 ДТП N 587/2011 от 25.10.2011	Заход ВЛ 110 кВ Черкесск - Академическая (Л-221) на ПС 110 кВ Зеленчук с образованием 2-х ВЛ
ВЛ 110 кВ Зеленчук - Академическая	110		33,2	АС-150	2014
Кабардино-Балкарская Республика
Ввода объектов генерации:
Наименование станции		Уст. мощность, МВт		Год ввода	Источники информации		Примечание
Зарагижская МГЭС		30,6		2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг./ ИП ОАО "РусГидро" на 2015-2017 / ТУ на ТП от 13.09.2013 с изм. ДТП N 762/2013 от 08.10.2013		Новое строительство
Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС	Мощность, МВА		Кол-во тр-ров	Год ввода	Источники информации		Примечание
РУ-110 кВ Зарагижская МГЭС	25		2	2015	ИП ОАО "РусГидро" на 2015-2017 / ТУ на ТП от 13.09.2013 с изм. ДТП N 762/2013 от 08.10.2013		Новое строительство
ПС 110 кВ Восточная (г. Нальчик)	25		2	2015	ТУ от 16.12.2010 ДТП N 508/2011 от 26.08.2011		Новое строительство с подключением в рассечку ВЛ 110 кВ Дубки-Искож (Л-101) по схеме "заход-выход"
ПС 330 кВ Прохладная-2	200		2	2019	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Взамен 2х125 МВА
ПС 110 кВ Каббалгипс	10		1	2015	ТУ на ТП от 16.06.2011, ДТП N 528/2011 от 16.09.2011		Новое строительство с отпайкой от ВЛ 110 кВ Баксан-330 - ЦРУ (Л-174)
ПС 110 кВ Этана	16		2	2016	ТУ от 26.03.2012, ДТП N 233/2012 от 16.07.2012		Новое строительство с отпайками от 2-х ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Майская (Л-85) и ВЛ 110 кВ Прохладная-Тяговая - Майская (Л-186)
Ввода ЛЭП:
Наименование ЛЭП	Ном. U		Протяженность, км	Марка и сечение провода/кабеля	Год ввода	Источники информации	Примечание
ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко	330		68 (2,44 км заход)	2*АС-300	2014	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.	Заход ВЛ 330 кВ Черкесск - Баксан на ПС 330 кВ Ильенко с образованием новых ВЛ
ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2	330		144	2*АС-300	2016	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг./ИП ФСК 2014-2018	Новое строительство
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2	330		63,7	2*АС-300	2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг./ ПД по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок"	Заходы ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 500 кВ Алания (Моздок) с образованием 2-х новых ВЛ 330 кВ
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Кашхатау	110		11,4	АС-185	2015	ТУ на ТП от 13.09.2013 с изм. ДТП N 762/2013 от 08.10.2013	Заход ВЛ 110 кВ Кашхатау - Псыгансу (Л-191) на Зарагижскую МГЭС с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Зарагижская МГЭС - Псыгансу	110		7,5	АС-185	2015
ВЛ 110 кВ Восточная - Дубки	110		2,6	АС-120	2015	ТУ от 16.12.2010, ДТП N 508/2011 от 26.08.2011	Заход ВЛ 110 кВ Дубки - Искож (Л-101) на ПС 110 кВ Восточная с образованием 2-х новых ВЛ
ВЛ 110 кВ Восточная - Искож	110		4,3	АС-120	2015
Республика Северная Осетия - Алания
Ввода объектов генерации:
Наименование станции		Уст. мощность, МВт		Год ввода	Источники информации		Примечание
Дзауджикаусская МГЭС (1, 2, 3 г/а)		8,9 (существующая 8)		2017, 2018	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Модернизация 1 г/а в 2017 г., 2 г/а и 3 г/а в 2018 г.
Газогенераторный комплекс г. Владикавказ		6,0		2017	ТУ на ТП от 02.04.2013 ДТП N 244/2013 от 13.05.2013
Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС	Мощность, МВА		Кол-во тр-ров	Год ввода	Источники информации		Примечание
ПС 500 кВ Алания (Моздок)	501 (668)		1	2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Новое строительство
ПС 110 кВ Городская	16		2	2014	ИП МРСК СК 2014 (выполнено)		Новое строительство. с заходами ВЛ 110 кВ Северо-Западная - ЦРП-1 (Л-3), Северо-Западная - ЦРП-1 (Л-71)
ПС 110 кВ Северный Портал	10		2	2014	ИП ФСК 2014		Комплексная реконструкция с установкой Т-2 + замена Т-1 - 6,3 МВА на новый
ПС 110 кВ Парковая	25		2	2016	ИП МРСК СК 2015-2019		Новое строительство. с заходами ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Янтарь (Л-27)
ПС 110 кВ Лысая Гора	6,3		2	2019	ИП МРСК СК 2015-2019 / ТУ на ТП комплекса "Лысая гора" ОАО "Владкурорт" от 09.10.2013		Новое строительство заходами ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Гизельдонская ГЭС (Л-1)
ПС 110 кВ Мамисон	25		2	2016	ТУ на ТП от 14.08.2009 ДТП N 500/2009 от 05.11.2009		Новое строительство с присоединением 2-х цепной ВЛ 110 кВ Зарамаг - Мамисон
ПС 110 кВ Цемзавод	25		2	2015	ТУ на ТП от 15.03.2011 ДТП N 215/2012 от 28.06.2012		Новое строительство с присоединением 2-х цепной ВЛ 110 кВ Ардон - Цемзавод
Ввода ЛЭП:
Наименование ЛЭП	Ном. U		Протяженность, км	Марка и сечение провода/кабеля	Год ввода	Источники информации	Примечание
ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок)	500		265	3*АС-300	2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.	Новое строительство.
ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2	330		144	2*АС-300	2016	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.	Новое строительство.
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артём	330		272,5	2*АС-300	2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг. / ПД по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск-Моздок с ПС 500 кВ Моздок"	Заходы ВЛ 330 кВ Моздок - Артем на ПС 500 кВ Алания (Моздок) с образованием 2-х новых ВЛ 330 кВ
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (1 ц)	330		2,5	2*АС-300	2015
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2	330		63,7	2*АС-300	2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг./ ПД по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок"	Заходы ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 500 кВ Алания (Моздок) с образованием 2-х новых ВЛ 330 кВ
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (2 ц)	330		5	2*АС-300	2015
ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сушка	330		153 (22 - заход)	2*АС-300	2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг. / ПД по титулу "ПС 330 кВ Сушка с заходами ВЛ 330 кВ"	Заходы ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артём на ПС 330 кВ Сушка с образованием 2-х новых ВЛ 330 кВ
ВЛ 110 кВ Зарамаг - Мамисон (1 и 2 ц.)	110		2х17	АС-150/24	2016	ТУ на ТП от 14.08.2009 ДТП N 500/2009 от 05.11.2009	Новое строительство
ВЛ 110 кВ Ардон - Цемзавод (1 и 2 ц.)	110		2х8,4	АС-185	2015	ТУ на ТП от 15.03.2011 ДТП N 215/2012 от 28.06.2012	Новое строительство
ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань-2 (1 и 2 ц.)	110		2х20	АСК-240/32	2014	ТУ на ТП к сетям ФСК от 15.06.2011 (изм 25.09.2012) ДТП N 248/ТП-М5	Новое строительство.
ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Парковая	110		10,5	АС-120	2016	ИП МРСК СК 2015-2019	Заходы ВЛ 110 кВ Ю-Западная - Янтарь (Л-27) на ПС 110 кВ Парковая с образованием 2-х ВЛ
ВЛ 110 кВ Парковая - Янтарь	110		13,5	АС-120	2016
ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Лысая гора	110		13	АС-120	2019	ИП МРСК СК 2015-2019 / ТУ на ТП комплекса "Лысая гора" ОАО "Владкурорт" от 09.10.2013	Заходы ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Гизельдонская ГЭС (Л-1) на ПС 110 кВ Лысая гора с образованием 2-х ВЛ
ВЛ 110 кВ Гизельдонская ГЭС - Лысая гора	110		13	АС-120	2019
Ввода ИРМ/ШР:
Наименование объекта	Uном		Q (Uном), МВАр	Год ввода	Источники информации		Примечание
ПС 330 кВ Владикавказ-2	330		2х50	2015	ИП ФСК 2015-2019		ПД по титулу "Реконструкция и техперевооружение ПС 330 кВ Владикавказ-2"
ПС 500 кВ Алания (Моздок)	500		180	2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		УШР по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок"
Республика Ингушетия
Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС	Мощность, МВА		Кол-во тр-ров	Год ввода	Источники информации		Примечание
ПС 110 кВ Плиево New	40		1	2016	ИП МРСК СК 2015-2019		По существующей схеме привязки ПС 110 кВ Плиево к сети 110 кВ
ПС 110 кВ Назрань-2	25		2	2014	ТУ на ТП к сетям ФСК от 15.06.2011 (изм 25.09.2012) ДТП N 248/ТП-М5		Новое строительство
Ввода ЛЭП:
Наименование ЛЭП	Ном. U		Протяженность, км	Марка и сечение провода/кабеля	Год ввода	Источники информации	Примечание
ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань-2 (1 и 2 ц.)	110		2х20	АСК-240/32	2014	ТУ на ТП к сетям ФСК от 15.06.2011 (изм 25.09.2012) ДТП N 248/ТП-М5	Новое строительство
Республика Дагестан
Ввода объектов генерации:
Наименование станции		Уст. мощность, МВт		Год ввода	Источники информации		Примечание
Миатлинская ГЭС		240 (в т.ч. 220 существующая)		2014, 2015	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Модернизация ГЭС с увеличением мощности ГА-1 и ГА-2 на 10 МВт каждый
Гоцатлинская ГЭС		100		2014	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Новое строительство
Ввода ПС, трансформаторов (автотрансформаторов) ПС:
Наименование ПС	Мощность, МВА		Кол-во тр-ров	Год ввода	Источники информации		Примечание
ПС 330 кВ Махачкала	200		1	2014	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Замена АТ-1 125 МВА на 200 МВА
ПС 330 кВ Артём	125		1	2018	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.		Установка АТ-2
Ввода ЛЭП:
Наименование ЛЭП	Ном. U		Протяженность	Марка и сечение провода/кабеля	Год ввода	Источники информации	Примечание
ВЛ 330 кВ Артем - Дербент	330		175	АС-300	2017	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.	Новое строительство
ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС - Чирюрт	330		73,8	2*АС-300	2016	Схема и программа развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.	Новое строительство
ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС - Гоцатлинская	110		0,5	АС-240	2014	СВМ Гоцатлинской ГЭС / ТУ на ТП	Отсоединение отпайки на ПС 110 кВ Гоцатлинская от ВЛ ПО Гергебиль - Хунзах с отпайкой на ПС 110 кВ Гоцатлинская и строительство новой ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС - Гоцатлинская
ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС - Хунзах	110		17,26	АС-240	2014	СВМ Гоцатлинской ГЭС / ТУ на ТП	Заходы ВЛ 110 кВ Гергебиль - Хунзах на Гоцатлинскую ГЭС с образованием 2-х ВЛ
ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС - Гергебиль	110		15,36	АС-240	2014

Приложение 3

Допустимые токовые нагрузки ЛЭП и оборудования 110 кВ и выше энергосистемы Чеченской Республики по состоянию на 01.08.2014 г.

Допустимые токовые нагрузки автотрансформаторов 330/110 кВ

Таблица 3.1

В нормальной (ремонтной схеме):

Подстанции	Дисп. наимен. AT	Мощность, МВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ			Номинальная токовая нагрузка, А				Величина круглосуточной нагрузки (перегрузки) при температуре наружного воздуха (кратность от номинальной величины)
			ВН	СН	НН	ВН	СН	НН	Общая обмотка	-25°С	-20°С	-10°С	0°С	10°С	20°С	25°С	30°С	40°С
ПС 330 кВ Грозный	АТ-1	125	330	115	10,5	219	628	3305	520	1,2	1,2	1,2	1,15	1,08	1	0,95	0,91	0,82
	АТ-2	125	330	115	10,5	219	628	3305	520	1,2	1,2	1,2	1,15	1,08	1	0,95	0,91	0,82
	АТ-3	125	330	115	10,5	219	628	2749	520	1,2	1,2	1,2	1,15	1,08	1	0,95	0,91	0,82

Таблица 3.2

В послеаварийном режиме:

Подстанции	Дисп. наимен. трансформатора	Длительность перегрузки	Величина аварийной перегрузки при температуре наружного воздуха (кратность от номинальной величины)
			-25°С	-20°С	-10°С	0°С	10°С	20°С	30°С	40°С
ПС 330 кВ Грозный	АТ-1	30 мин	1,6	1,6	1,5	1,4	1,4	1,3	1,2	1,2
		1ч.	1,6	1,5	1,5	1,4	1,4	1,3	1,2	1,2
		2 ч.	1,5	1,5	1,5	1,4	1,3	1,3	1,2	1,1
		4 ч.	1,5	1,5	1,4	1,4	1,3	1,3	1,2	1,1
		8 ч.	1,5	1,5	1,4	1,4	1,3	1,3	1,2	1,1
	АТ-2	30 мин	1,6	1,6	1,5	1,4	1,4	1,3	1,2	1,2
		1ч.	1,6	1,5	1,5	1,4	1,4	1,3	1,2	1,2
		2 ч.	1,5	1,5	1,5	1,4	1,3	1,3	1,2	1,1
		4 ч.	1,5	1,5	1,4	1,4	1,3	1,3	1,2	1,1
		8 ч.	1,5	1,5	1,4	1,4	1,3	1,3	1,2	1,
	АТ-3	30 мин	1,6	1,6	1,5	1,4	1,4	1,3	1,2	1,2
		1ч.	1,6	1,5	1,5	1,4	1,4	1,3	1,2	1,2
		2 ч.	1,5	1,5	1,5	1,4	1,3	1,3	1,2	1,1
		4 ч.	1,5	1,5	1,4	1,4	1,3	1,3	1,2	1,1
		8 ч.	1,5	1,5	1,4	1,4	1,3	1,3	1,2	1,1

Допустимые токовые нагрузки ЛЭП и оборудования 330 кВ

Таблица 3.3

Диспетчерское наименование ВЛ	Марка и сечение провода		Длит. доп. ток провода (ошиновки) при +25°С, А	Номинальный ток оборудования, А				Длительно-допустимый ток ВЛ при град. С, А Аварийно-допустимый ток ВЛ при град. С, А
	ВЛ	Ошиновка / (Система шин)		Выключатель	Разъ-тель	Заградитель	ТТ	-5 и ниже	0	5	10	15	20	25	30	35	40
								температура окружающего воздуха, град. С
								1,29	1,24	1,20	1,15	1,11	1,05	1,00	0,94	0,88	0,81
								1,55	1,49	1,44	1,38	1,33	1,26	1,20	1,13	1,06	0,97
								(К - поправочный коэффициент на t возд.)
Владикавказ-2 Грозный	2АСО-300, 2АСК-300	2АСО-300	1478	2000	2000	2000	2000	2000	1956	1868	1776	1682	1582	1478	1296	1248	1118
		2АСО-300		3000	3150	2000	3000	2000	2000	2000	2000	2000	1926	1842	1754	1662	1568
Грозный Чирюрт	2АСО-300, 2АСК-300	2АСО-300	1478	3000	3150	2000	3000	2000	1956	1868	1776	1682	1582	1478	1296	1248	1118
		2АС-300		3150	3150	2000	2*2000	2000	2000	2000	2000	2000	1926	1842	1754	1662	1568

Допустимые токовые нагрузки ЛЭП и оборудования 110 кВ

Таблица 3.4

Линия электропередачи		Марка и сечение провода		Шины 110 кВ (марка провода или тип)	Длительно допустимый ток провода ВЛ / ошиновки / шины (при +25°С), А	Доп. ток по усл. настр. РЗА	Допустимый ток оборудования, А					Длительно-допустимый ток ЛЭП при °С, А
							(длительно допустимый / аварийно-допустимый, время допустимой перегрузки, мин.)					Аварийно-допустимый ток ЛЭП при °С, А
												Температура окружающей среды, °С
		ВЛ	Ошиновка				Выкл-ль	Раз-ль		ВЧЗ	ТТ	-5°С и ниже	0°С	+5°С	+10°С	+15°С	+20°С	+25°С	+30°С	+35°С	+40°С
												1,29	1,24	1,20	1,15	1,11	1,05	1,00	0,94	0,88	0,81
												1,55	1,49	1,44	1,38	1,33	1,26	1,20	1,13	1,06	0,97
Плиево Самашки	Л-102	АС-185	АС-185	МГ-95+МГ-70	510		600	1000		600	630	600	600	600	587	566	536	510	479	449	413
							600 / -	1000 / -		600 / -	630 / -
			АС-185	АС-185			2500	630		нет	нет	600	600	600	600	600	600	600	576	541	495
							2500 / -	630 /-		нет / -	нет / -
Самашки ГРП-110	Л-103	АС-185	АС-185	АС-185	510		2500	630		630	нет	500	500	500	500	500	500	500	479	449	413
							2500 / -	630 / -		630 / -	нет / -
			АС-185	АС-400		590	2000	1000		630	500	500	500	500	500	500	500	500	500	500	495
							2000 / -	1000 / -		630 / -	500 / -
ГРП-110 Горец	Л-105	АС-185	АС-185	АС-400	510	180	2000	1000		630	500	180	180	180	180	180	180	180	180	180	180
							2000 / -	1000 / -		630 / -	500 / -
			АС-240	d=50			нет	1000		630	нет	180	180	180	180	180	180	180	180	180	180
							нет / -	1000 / -		630 / -	нет / -
Северная ГРП-110	Л-109	АС-150	АС-185	d=50	445		1250	1000		630	н/д	500	500	500	500	494	467	445	418	392	360
							1250 / -	1000 / -		630 / -	н/д / -
			АС-185	АС-400			2000	1000		630	500	500	500	500	500	500	500	500	500	472	432
							2000 / -	1000 /-		630 / -	500 / -
Грозный ГРП-110	Л-110	АС-185	АС-185	2АС-300	510		1000	2000		630	1000	500	500	500	500	500	500	500	479	449	413
							1000 / -	2000 / -		630 / -	1000 / -
			АС-185	АС-400			2000	1000		нет	500	500	500	500	500	500	500	500	500	500	495
							2000 / -	1000 / -		нет / -	500 / -
Грозный Восточная	Л-111	АС-185	АС-185	2АС-300	510		1000	2000		630	1000	630	630	612	587	566	536	510	479	449	413
							1000 / -	2000 /-		630 /-	1000 / -
			АС-185	АС-185			2500	1000		630	нет	630	630	630	630	630	630	612	576	541	495
							2500 / -	1000 / -		630 / -	нет / -
Северная Восточная	Л-112	АС-185	АС-185	d=50	510		1250	1000		630	н/д	630	630	612	587	566	536	510	479	449	413
							1250 / -	1000 / -		630 / -	н/д / -
			АС-185	АС-185			2500	1000		630	нет	630	630	630	630	630	630	612	576	541	495
							2500 / -	1000 / -		630 / -	нет / -
Грозный Южная	Л-114	АС-150	АС-150	2АС-300	445	250	1000	2000		630	1000	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250
							1000 / -	2000 / -		630 / -	1000 / -
			АС-150	d=50			нет	1000		нет	нет	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250
							нет / -	1000 / -		нет / -	нет / -
Моздок Ищерская	Л-120	АС-185	АС-185	2АС-185	510	530	600	630		600	1000	530	530	530	530	530	530	510	479	449	413
							600 / -	630 / -		600 / -	1000 / -
			АС-185	АС-185			2500	1000		нет	600	530	530	530	530	530	530	530	530	530	495
							2500 / -	1000 / -		нет / -	600 / -
Ищерская Плиево	Л-121	АС-95	АС-185	АС-185	330		1250	630		нет	600	426	409	396	380	366	347	330	310	290	267
							1250 / -	630 / -		нет / -	600 / -
			АС-95	МГ-95+МГ-70			600	600		600	630	512	492	475	455	439	416	396	373	350	320
							600 / -	600 / -		600 / -	630 / -
Ищерская (Слепцовская-110)** Плиево	Л-122	АС-95	АС-120	АС-120	330		1250	1000		1000	630	426	409	396	380	366	347	330	310	290	267
							1250 / -	1000 / -		1000 / -	630 / -
			АС-95	МГ-95+70			600	1000		600	630	512	492	475	455	439	416	396	373	350	320
							600 / -	1000 / -		600 / -	630 / -
Затеречная Ищерская	Л-123	АС-95	АС-95	АС-120	330	330	1250	1000		630	600	240	240	240	240	240	240	240	240	240	240
							1250 / -	1000 / -		630 / -	600 / -
			АС-185	АС-185		240	3150	630		нет	600	240	240	240	240	240	240	240	240	240	240
							3150 / -	630 / -		нет / -	600 / -
Затеречная Ищерская	Л-124	АС-95	АС-95	АС-120	330	330	1250	1000		630	600	240	240	240	240	240	240	240	240	240	240
							1250 / -	1000 / -		630 / -	600 / -
			АС-185	АС-185		240	1250	630		нет	600	240	240	240	240	240	240	240	240	240	240
							1250 / -	630 / -		нет / -	600 / -
Грозный Аргунская ТЭЦ	Л-125	АС-120	АС-120	2АС-300	380		1000	2000		630	1000	490	471	456	437	422	399	380	357	334	308
							1000 / -	2000 / -		630 / -ё	1000 / -
			АС-120	АС-120			2500	1000		630	600	589	566	547	524	505	479	456	429	403	369
							2500 / -	1000 / -		630 / -	600 / -
Гудермес Гудермес-Тяговая	Л-126	АС-120	М-95	М-95	380		нет	630		630	нет	490	471	456	437	422	399	380	357	334	308
							нет / -	630 / -		630 / -	нет / -
			АС-185	АС-185			630	1000		630	630	589	566	547	524	505	479	456	429	403	369
							630 / -	1000 / -		630 / -	630 / -
Гудермес Ойсунгур	Л-127	АС-150	М-95	М-95	415		нет	630		630	нет	535	515	498	477	461	436	415	390	365	336
							нет / -	630 / -		630 / -	нет /-
			АС-185	АС-185			1250	630		630	630	630	618	598	573	552	523	498	469	440	403
							1250 / -	630 /-		630 / -	630 / -
Ярык-Су Ойсунгур	Л-128	АС-120	АСК-150	АС-150	380		630	1000		600	600	490	471	456	437	422	399	380	357	334	308
			АС-185	АС-185			630 / -	1000 / -		600 / -	600 / -	589	566	547	524	505	479	456	429	403	369
							1250	1000		нет	630
							1250 / -	1000 / -		нет / -	630 / -
Моздок Ищерская	Л-129	АС-185	АС-185	2АС-185	510		2500	1000		630	630	600	600	600	587	566	536	510	479	449	413
							2500 / -	1000 / -		630 / -	630 / -
			АС-185	АС-185			2500	1000		630	600	600	600	600	600	600	600	600	576	541	495
							2500 / -	1000 / -		630 / -	600 / -
Ищерская Наурская	Л-130	АС-150	АС-185	АС-185	450		1250	630		630	600	581	558	540	518	500	473	450	423	396	365
							1250 / -	630 / -		630 / -	600 / -
			АС-150	АС-150			2500	630		630	600	600	600	600	600	599	567	540	509	477	437
							2500 / -	630 / -		630 / -	600 / -
Грозный ГРП-110	Л-136	АС-150	АС-185	2АС-300	450		1000	2000		630	1000	500	500	500	500	500	473	450	423	396	365
							1000 / -	2000 / -		630 / -	1000 / -
			АС-185	АС-300			2000	1000		нет	500	500	500	500	500	500	500	500	500	477	437
							2000 / -	1000 / -		нет / -	500 / -
Грозный Гудермес-Тяговая	Л-141	АС-150	АС-185	2АС-300	450		1000	2000		630	1000	581	558	540	518	500	473	450	423	396	365
							1000 / -	2000 / -		630 / -	1000 / -
			АС-185	АС-185			1250	1000		630	600	600	600	600	600	599	567	540	509	477	437
							1250 / -	1000 / -		630 / -	600 / -
Гудермес-Тяговая Аргунская ТЭЦ	Л-142	АС-120	АС-185	АС-185	380		1250	1000		630	600	490	471	456	437	422	399	380	357	334	308
							1250 / -	1000 / -		630 / -	600 / -
			АС-120	АС-120			2500	1000		630	600	589	566	547	524	505	479	456	429	403	369
							2500 / -	1000 / -		630 / -	600 / -
Гудермес-Тяговая Шелковская	Л-146	АС-150	АС-185	АС-185	445	550	630		1000	нет	630	450	450	450	450	450	450	445	418	392	360
							630 / -	1000 / -		нет / -	630 / -
			АС-150	d=50		450	630	630		нет	нет	450	450	450	450	450	450	450	450	450	432
							630 / -	630 / -		нет / -	нет / -
Шелковская Каргалиновская	Л-147	АС-150	АС-150	d=50	445		630	630		630	нет	500	500	500	500	494	467	445	418	392	360
							630 / -	630 / -		630 / -	нет / -
			АС-150	d=50		500	630	1000		630	нет	500	500	500	500	500	500	500	500	472	432
							630 / -	1000 / -		630 / -	нет / -
Кизляр-1 Каргалиновская	Л-148	АС-150	АС-120	АС-120	380	520	1250	1000		600	600	490	471	456	437	422	399	380	357	334	308
							1250 / -	1000 / -		600 / -	600 / -
			АС-150	d=50			630	1000		нет	нет	520	520	520	520	505	479	456	429	403	369
							630 / -	1000 / -		нет / -	нет / -
Акташ Гудермес-Тяговая	Л-149	АС-185	АС-185	АС-185	510	600	630	1000		600	600	600	600	600	587	566	536	510	479	449	413
							630 / -	1000 / -		600 / -	600 / -
			АС-185	АС-185			630	1000		нет	600	600	600	600	600	600	600	600	576	541	495
							630 / -	1000 / -		нет / -	600 / -
Шали Цемзавод	Л-160	АС-120	АС-120	АС-185	380		нет	600		нет	490	490	471	456	437	422	399	380	357	334	308
							нет / -	600 / -		нет / -	нет / -
			АС-150	АС-185			1250	1000		нет	630	589	566	547	524	505	479	456	429	403	369
							1250 / -	1000 / -		нет / -	630 / -
Грозный Цемзавод	Л-161	АС-185	АС-185	2АС-300	445		1000	1250		630	1000	574	552	534	512	494	467	445	418	392	360
							1000 / -	1250 / -		630 / -	1000 / -
			АС-150	АС-185			нет	1000		нет	600	600	600	600	600	592	561	534	503	472	432
							нет / -	1000 / -		нет / -	600 / -
Аргунская ТЭЦ Шали	Л-162	АС-120	АС-120	АС-120	380	500	2500	1000		нет	600	490	471	456	437	422	399	380	357	334	308
							2500 / -	1000 / -		нет / -	600 / -
			АС-120	АС-185			нет	600		нет	нет	500	500	500	500	500	479	456	429	403	369
							нет / -	600 / -		нет / -	нет / -
Ищерская Ищерская-Тяговая	Л-171	АС-150	АС-120	АС-185	380		1250	630		нет	нет	490	471	456	437	422	399	380	357	334	308
							1250 / -	630 / -		нет / -	нет / -
			АС-185	АС-185			нет	1000		нет	нет	589	566	547	524	505	479	456	429	403	369
							нет / -	1000 / -		нет / -	нет / -
Ищерская-Тяговая Алпатово	Л-172	АС-150	АС-185	АС-185	380	500	нет	1000		нет	нет	490	471	456	437	422	399	380	357	334	308
							нет / -	1000 / -		нет / -	нет / -
			АС-120	АС-120			нет	600		630	нет	500	500	500	500	500	479	456	429	403	369
							нет / -	600 / -		630 / -	нет / -
Наурская Алпатово	Л-173	АС-150	АС-150	АС-150	380		1250	630		нет	600	490	471	456	437	422	399	380	357	334	308
							1250 / -	630 / -		нет / -	600 / -
			АС-120	АС-120			нет	600		630	нет	589	566	547	524	505	479	456	429	403	369
							нет / -	600 / -		630 / -	нет / -
Наурская Терек-Тяговая	Л-174	АС-185	АС-150	АС-150	450	525	630	630		630	600	525	525	525	518	500	473	450	423	396	365
							630 / -	630 / -		630 / -	600 / -
			АС-150	АС-150			630	1000		630	нет	525	525	525	525	525	525	525	509	477	437
							630 / -	1000 / -		630 / -	нет / -
Терек-Тяговая Горячеисточнинская	Л-175	АС-185	АС-150	АС-150	450		630	1000		630	нет	581	558	540	518	500	473	450	423	396	365
							630 / -	1000 / -		630 / -	нет / -
			АС-150	АС-150			1000	1250		630	600	600	600	600	600	599	567	540	509	477	437
							1000 / -	1250 / -		630 / -	600 / -
Горячеисточнинская Гудермес-Тяговая	Л-177	АС-185	АС-150	АС-150	450		1000	1000		нет	600	550	550	540	518	500	473	450	423	396	365
							1000 / -	1000 / -		нет / -	600 / -
			АС-185	АС-185		550	630	1000		нет	600	550	550	550	550	550	550	540	509	477	437
							630 / -	1000 / -		нет / -	600 / -
ПС N 84 ГРП-110	Л-182	АС-185	АС-185	АС-185	510		2500	1000		нет	600	500	500	500	500	500	500	500	479	449	413
							2500 / -	1000 / -		нет / -	600 / -
			АС-185	АС-400			2500	1000		нет	500	500	500	500	500	500	500	500	500	500	495
							2500 / -	1000 / -		нет / -	500 / -
Наурская ПС N 84	Л-185	АС-185	АС-185	АС-185	450		1250	630		нет	600	581	558	540	518	500	473	450	423	396	365
							1250 / -	630 / -		нет / -	600 / -
			АС-150	АС-150			2500	1000		нет	600	600	600	600	600	599	567	540	509	477	437
							2500 / -	1000 / -		нет / -	600 / -

Приложение 4

Таблица 4.3.1

Перечень по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше энергосистемы для ликвидации "узких мест" в "реалистическом" варианте развития энергосистемы Чеченской Республики

ГАРАНТ:

Нумерация строк таблицы приводится в соответствии с источником

N п.п.	Субъект электроэнергетики	Наименование объекта ввода (реконструкции), мероприятие	Необходимые сроки реализации строительства (реконструкции)	Обоснование необходимости строительства (реконструкции)
20.	ОАО "Чеченэнерго"	Восстановление и ввод в работу ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Ойсунгур (Л-144).	2014 г.	Превышение аварийно-допустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Гудермес - Гудермес-Тяговая (Л-126), ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) в послеаварийных режимах. Обеспечение возможности ТП новых потребителей в энергоузел ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ Гудермес.
21.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Ойсунгур: монтаж автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН) с воздействием на отключение нагрузки объемом не менее 10 МВт.	2014 г.	Для исключения снижения напряжения ниже аварийно-допустимого значения на шинах ПС 110 кВ Ойсунгур в послеаварийных режимах. Обеспечение возможности ТП новых потребителей в энергоузел ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ Гудермес.
22.	ОАО "Чеченэнерго"	Монтаж устройств АОСН на ПС 110 кВ: ГРП-110 (выполнение дополнительного воздействия на отключение нагрузки), Шали, Цемзавод, Южная, Северная, Восточная, АКХП, Холодильник.	2014 г.	Для исключения снижения напряжения ниже аварийно-допустимого значения в северо-западном и центральном энергорайонах Чеченской Республики в осенне-зимний период в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок в послеаварийном режиме отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт.
23.	ОАО "Чеченэнерго", ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "МРСК Северного Кавказа"	1. Строительство ПС 330 кВ Сунжа с привязкой к сети 110 кВ: по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144), по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Шелковская (Л-146). 2. Выполнение комплекса мероприятий по монтажу (реконструкции) устройств РЗ и ПА, обеспечивающих замыкание в транзит сети 110 кВ в соответствии с проектными решениями по титулу строительства ПС 330 кВ Сунжа. 3. Замыкание в транзит энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики, а также сетей 110 кВ энергосистем Чеченской Республики, Республики Дагестан, Республики Ингушетия и Республики Северная Осетия - Алания. 4. Перевод нагрузки распределительных сетей с ПС 110 кВ Гудермес на трансформаторы 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа.	2015 г.	1. Обеспечение надёжности электроснабжения потребителей энергосистемы Чеченской Республики. Обеспечение параметров электроэнергетического режима в допустимых пределах в послеаварийных режимах в ремонтных схемах ВЛ 330 кВ, отходящих от ПС 330 кВ Грозный. Обеспечение возможности технологического присоединения новых потребителей к электрическим сетям энергосистемы Чеченской Республики. 2. Для исключения недопустимого перегруза трансформаторов ПС 110 кВ Гудермес (2х16 МВА) в послеаварийном режиме отключения второго трансформатора.
24.	ОАО "Чеченэнерго"	Строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная с реконструкцией ПС 110 кВ Северная, обеспечивающей её присоединение к шинам ПС 110 кВ Северная.	2015 г. (до ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа)	1. Для исключения перегруза выше АД ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120) и ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-129) в ПАР аварийного отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок в период ОЗП. Альтернатива мероприятию по п. 13. 2. Для исключения перегруза сверх аварийно допустимых значений связей 110 кВ в центральный энергорайон ЧР в ЛМ 2016, 2017, 2018, 2019 гг. в ПАР отключения В Л 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт (ПАР отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный) и, как следствие - полного погашения данного энергорайона. Альтернатива мероприятию по п. 13. 3. Для исключения перегруза сверх длительно допустимого значения связей 110 кВ в центральный энергорайон ЧР и необходимости ввода ГВО в ПАР аварийного отключения 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный. Альтернатива мероприятию по п. 13. 4. Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимого значения AT ПС 330 кВ Грозный в ПАР отключения второго AT в схеме ремонта третьего AT (работа АОПО AT ПС 330 кВ Грозный недопустима по условиям обеспечения допустимых уровней напряжения) Альтернатива мероприятиям по пп. 6, 13. 5. Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимых значений ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110), ВЛ 110 кВ Грозный-ГРП-110 (Л-136), ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) в послеаварийных режимах. Обеспечение возможности ТП новых потребителей в энергоузлы ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Холодильник, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Восточная. Альтернатива мероприятиям по пп. 7-12, 13.
25.	ОАО "Чеченэнерго"	1. Строительство ПС 110 кВ Курчалой с ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой, ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ-Курчалой. 2. Перевод нагрузок распределительных сетей с ПС 110 кВ Ойсунгур на ПС 110 кВ Курчалой.	2015 г. (до ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа)	1. Для исключения перегруза ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная сверх длительно допустимого значения и необходимости ввода ГВО в ПАР аварийного отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок в период ОЗП. 2. Для исключения перегруза ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная сверх аварийно допустимого значения в ЛМ-2016, 2017, 2018, 2019 гг. в ПАР отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт (ПАР отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный). Альтернатива мероприятию по п. 13. 3. Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимого значения AT ПС 330 кВ Грозный в ПАР отключения второго AT в схеме ремонта третьего AT (работа АОПО AT ПС 330 кВ Грозный недопустима по условиям обеспечения допустимых уровней напряжения) Альтернатива мероприятиям по пп. 5, 13. 4. Для исключения недопустимого перегруза трансформаторов ПС 110 кВ Ойсунгур (2х25, 16 МВ А) в нормальном режиме и в послеаварийном режиме отключения одного из трансформаторов.
26.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ ГРП-110: замена ТТ ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) (500 А) на ТТ с номинальным током не менее 600 А.	2017 г.	Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимых значений ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110), ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-
27.	ОАО "ФСК ЕЭС"	ПС 330 кВ Грозный замена ВЧЗ Л-110 (630 А) на ВЧЗ не менее 1000 А.	2017 г.	110 (Л-136), ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) в послеаварийных режимах. Обеспечение возможности ТП новых потребителей в энергоузлы ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Холодильник, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Восточная. Альтернатива мероприятиям по пп. 5, 13.
28.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) с подвеской провода марки АС сечением не менее 240 мм2.	2019 г.
29.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) с подвеской провода марки АС сечением не менее 185 мм2.	2016 г.
30.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС110 кВ ГРП-110: замена ТТ ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) (500 А) на ТТ с номинальным током не менее 600 А.	2016 г.
31.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) с подвеской провода марки АС сечением не менее 240 мм2.	2019 г.
32.	Собственники не определены	1. Строительство Грозненской ТЭС установленной мощностью генерирующего оборудования 420 МВт (2х210 МВт). 2. Выполнение необходимых мероприятий схемы выдачи мощности Грозненской ТЭЦ (состав мероприятий должен быть определен при разработке СВМ).	2017 г. (210 МВт), 2019 г. (210 МВт)	1. Для исключения перегруза сверх аварийно допустимых значений связей 110 кВ в центральный энергорайон ЧР в ЛМ в ПАР отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт (ПАР отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный) и, как следствие - полного погашения данного энергорайона. При условии ввода до конца 2015 года - альтернатива мероприятиям по пп. 5, 6. 2. Для исключения перегруза сверх длительно допустимого значения связей 110 кВ в центральный энергорайон ЧР в ЛМ и необходимости ввода ГВО в ПАР аварийного отключения 1 (2) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта 2 (1) сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный При условии ввода до конца 2015 года - альтернатива мероприятию по п. 5. 3. Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимого значения AT ПС 330 кВ Грозный в ПАР отключения второго AT в схеме ремонта третьего AT (работа АОПО AT ПС 330 кВ Грозный недопустима по условиям обеспечения допустимых уровней напряжения). При условии ввода до конца 2015 года - альтернатива мероприятиям по пп. 5, 6. 4. Для исключения перегруза сверх аварийно-допустимых значений ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110), ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) в послеаварийных режимах. Обеспечение возможности ТП новых потребителей в энергоузлы ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Холодильник, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Восточная. При условии ввода до конца 2016 года - альтернатива мероприятиям по пп. 5, 7-12. 5. Покрытие острого дефицита генерирующих мощностей в восточной части Северо-Кавказского Федерального округа при прохождении ОЗП в соответствии с выводами "Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2014-2020 гг.".
33.	ОАО "Чеченэнерго", другие собственники энергообъектов 110, 35 кВ Чеченской энергосистемы	Полномасштабное обеспечение объектов П0, 35 кВ электросетевого комплекса Чеченской Республики устройствами АЧР	До ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа	Обеспечение возможности замыкания в транзит энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики, а также сетей 110 кВ энергосистем Чеченской Республики, Республики Дагестан, Республики Ингушетия и Республики Северная Осетия - Алания.
34.	ОАО "Чеченэнерго", другие собственники энергообъектов 110 кВ Чеченской энергосистемы	Увеличение трансформаторной мощности или выполнение мероприятий в распределительных сетях по переводу нагрузок на энергообъекты, имеющие резервы (с учетом критерия "N-1") трансформаторной мощности, на следующих энергообъектах энергосистемы Чеченской Республики: Аргунская ТЭЦ, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Самашки, ПС 110 кВ Червленая, ПС 110 кВ Шали, ПС 110 кВ Горец, ПС 110 кВ Каргалиновская (отсутствует второй трансформатор).	2015-2019 гг.	Для исключения недопустимых перегрузов трансформаторов 110 кВ в нормальном режиме, а также в послеаварийном режиме отключения другого трансформатора энергообъекта с наибольшей установленной мощностью.
35.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ ГРП-110: замена ошиновки в ячейке ШСВ-110 на провод сечением не менее АС-240.	2015 г.	Увеличение пропускной способности шиносоединительной связи 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110 при прохождении летних максимумов нагрузки. Для исключения необходимости ввода ГАО в определенных режимах при перегрузе существующей ошиновки (АС-185) выше длительно-допустимого значения.

Таблица 1.6.2

ГАРАНТ:

По-видимому, в шапке таблицы допущена опечатка. Вместо "Таблица 1.6.2" имеется в виду "Таблица 4.3.2"

Перечень
по вводам (реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Чеченской Республики для ликвидации "узких мест" в "оптимистическом" варианте развития энергосистемы Чеченской Республики

Предлагаемые мероприятия по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики, включенные в "оптимистический" вариант развития энергосистемы Чеченской Республики в дополнение к "реалистическому" варианту, не являются основанием для включения в инвестиционные программы субъектов электроэнергетики.

ГАРАНТ:

Нумерация строк таблицы приводится в соответствии с источником

N п.п.	Субъект электроэнергетики	Наименование объекта ввода (реконструкции), мероприятие	Необходимые сроки реализации строительства (реконструкции)	Обоснование необходимости строительства (реконструкции)
7.	ОАО "Чеченэнерго"	Восстановление и ввод в работу ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Ойсунгур (Л-144).	2014 г.	См. таблицу 1.6.1.
8.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Ойсунгур: монтаж автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН) с воздействием на отключение нагрузки объемом не менее 10 МВт.	2014 г.	См. таблицу 1.6.1.
9.	ОАО "Чеченэнерго"	Монтаж устройств АОСН на ПС 110 кВ: ГРП-110 (выполнение дополнительного воздействия на отключение нагрузки), Шали, Цемзавод, Южная, Северная, Восточная, АКХП, Холодильник.	2014 г.	См. таблицу 1.6.1.
10.	ОАО "Чеченэнерго", ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "МРСК Северного Кавказа"	1. Строительство ПС 330 кВ Сунжа с привязкой к сети 110 кВ: по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144), по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Шелковская (Л-146). 2. Выполнение комплекса мероприятий по монтажу (реконструкции) устройств РЗ и ПА, обеспечивающих замыкание в транзит сети 110 кВ в соответствии с проектными решениями по титулу строительства ПС 330 кВ Сунжа. 3. Замыкание в транзит энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики, а также сетей 110 кВ энергосистем Чеченской Республики, Республики Дагестан, Республики Ингушетия и Республики Северная Осетия - Алания. 4. Перевод нагрузки распределительных сетей с ПС 110 кВ Гудермес на трансформаторы 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа.	2015 г.	1. См. таблицу 1.6.1. 2. При выполнении к периоду ЛМ 2015 года - альтернатива мероприятиям по пп. 15-21.
11.	ОАО "Чеченэнерго"	Строительство ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная с реконструкцией ПС 110 кВ Северная, обеспечивающей её присоединение к шинам ПС 110 кВ Северная.	2015 г. (до ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа)	См. таблицу 1.6.1.
12.	ОАО "Чеченэнерго"	1. Строительство ПС 110 кВ Курчалой с ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Курчалой, ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Курчалой. 2. Перевод нагрузок распределительных сетей с ПС 110 кВ Ойсунгур на ПС 110 кВ Курчалой.	2015 г. (до ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа)	См. таблицу 1.6.1.
42.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ ГРП-110: замена ТТ ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) (500 А) на ТТ с номинальным током не менее 1000 А.	2015 г.	См. таблицу 1.6.1.
43.	ОАО "ФСК ЕЭС"	ПС 330 кВ Грозный замена ВЧЗ Л-110 (630 А) на ВЧЗ не менее 1000 А.	2015 г.
44.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110) с подвеской провода марки АС сечением не менее 240 мм2.	2015 г.
45.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) с подвеской провода марки АС сечением не менее 185 мм2. замена ТТ ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) (500 А) на ТТ с номинальным током не менее 1000 А.	2015 г.
46.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ ГРП-110:	2015 г.
47.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная (Л-111) с подвеской провода марки АС сечением не менее 240 мм2.	2017 г.
48.	Собственники не определены	1. Строительство Грозненской ТЭС установленной мощностью генерирующего оборудования 420 МВт (2х210 МВт). 2. Выполнение необходимых мероприятий схемы выдачи мощности Грозненской ТЭЦ (состав мероприятий должен быть определен при разработке СВМ).	2017 г. (210 МВт), 2019 г. (210 МВт)	1. См. таблицу 1.6.1. 2. Для исключения недопустимого перегруза по проводу ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) в нормальной схеме при температурах наружного воздуха более + 30°С при прохождении ЛМ 2019. 3. Для исключения недопустимого перегруза AT ПС 330 кВ Грозный (ПС 330 кВ Сунжа) в ПАР.
49.	ОАО "Чеченэнерго", другие собственники энергообъектов 110, 35 кВ Чеченской энергосистемы	Полномасштабное обеспечение объектов П0, 35 кВ электросетевого комплекса Чеченской Республики устройствами АЧР	До ввода в работу ПС 330 кВ Сунжа	Обеспечение возможности замыкания в транзит энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики, а также сетей 110 кВ энергосистем Чеченской Республики, Республики Дагестан, Республики Ингушетия и Республики Северная Осетия - Алания.
50.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Ведучи монтаж АОСН с воздействием на отключение нагрузки в объеме не менее 8 МВт.	Лето 2015 г.	Обеспечение допустимых уровней напряжения потребителей, запитанных от ПС 110 кВ Ведучи, N 84, Горец в послеаварийных режимах на этапе прохождения ЛМ 2015 (до ввода ПС 330 кВ Сунжа и замыкания в транзит сетей 110 кВ ЧР). Альтернатива мероприятию по п. 17.
51.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Горец монтаж АОСН с воздействием на отключение нагрузки в объеме не менее 10 МВт.	Лето 2015 г.
52.	ОАО "Чеченэнерго"	Строительство ВЛ 110 кВ Плиево - Горец	Лето 2015 г.	1. Обеспечение допустимых уровней напряжения потребителей, запитанных от ПС 110 кВ Ведучи, N 84, Горец в послеаварийных режимах на этапе прохождения ЛМ 2015 (до ввода ПС 330 кВ Сунжа и замыкания в транзит сетей 110 кВ ЧР). Альтернатива мероприятиям по пп. 15, 16. 2. Превышение длительно-допустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Ищерская - Ищерская-Тяговая - Алпатово - Наурская в послеаварийных режимах в ремонтных схемах на этапе прохождения ЛМ 2015.
53.	ОАО "Чеченэнерго"	Замена провода ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) на провод сечением не менее АС-240.	Лето 2015 г.	Для исключения превышения аварийно-допустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) в послеаварийных режимах на этапе прохождения ЛМ 2015.
54.	Собственник Аргунской ТЭЦ	Аргунская ТЭЦ: Замена ошиновки ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) на провод сечением не менее АС-240.	Лето 2015 г.
55.	ОАО "ФСК ЕЭС"	ПС 330 кВ Грозный: Замена ошиновки ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) на провод сечением не менее АС-240.	Лето 2015 г.
56.	ОАО "Чеченэнерго"	Замена провода ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141) на провод сечением не менее АС-185.	Лето 2015 г.	Для исключения превышения аварийно-допустимых токовых загрузок ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141) в послеаварийных режимах на этапе прохождения ЛМ 2015.
57.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес-Сити 2ц. и ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Гудермес-Сити с заменой провода на АС-185. Заходы на новую ПС 110 кВ Гудермес-Сити выполнить проводом АС-185.	2017 г.	Для исключения превышения аварийно-допустимых токовых загрузок ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес-Сити 2ц. и ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Гудермес-Сити в послеаварийных режимах.
58.	ОАО "Чеченэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) с заменой провода на АС-185.	2017 г.	Для исключения превышение аварийно-допустимых токовых загрузок ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) в послеаварийных режимах.
59.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Шали: Замена ошиновки ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) на провод АС-185.	2017 г.
60.	Собственник Аргунской ТЭЦ	Аргунская ТЭЦ: Замена проводов сборных шин и ошиновки ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Шали (Л-162) на провод АС-185.	2017 г.
61.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая: замена ошиновки ШСВ-110 на провод сечением АС-240.	2017 г.	Для исключения превышения аварийно-допустимых токовых загрузок ошиновки ШСВ-110 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая в послеаварийных режимах (работа АОПО на отключение ШСВ-110 приводит к каскадному развитию аварии).
62.	ОАО "Чеченэнерго", другие собственники энергообъектов 110 кВ Чеченской энергосистемы	Увеличение трансформаторной мощности или выполнение мероприятий в распределительных сетях по переводу нагрузок на энергообъекты, имеющие резервы (с учетом критерия "N-1") трансформаторной мощности, на следующих энергообъектах энергосистемы Чеченской Республики: Аргунская ТЭЦ, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ ГРП-110, ПС 110 кВ Консервная, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Самашки, ПС 110 кВ Червленая, ПС 110 кВ Шали, ПС 110 кВ Гудермес, ПС 110 кВ Горец, ПС 110 кВ Каргалиновская (отсутствует второй трансформатор).	2015-2019 гг.	Для исключения недопустимых перегрузов трансформаторов П0 кВ в нормальном режиме, а также в послеаварийном режиме отключения другого трансформатора энергообъекта с наибольшей установленной мощностью.
63.	ОАО "Чеченэнерго"	ПС 110 кВ ГРП-110: замена ошиновки в ячейке ШСВ-110 на провод сечением не менее АС-240.	2015 г.	Увеличение пропускной способности шиносоединительной связи 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110 при прохождении летних максимумов нагрузки. Для исключения необходимости ввода ГАО в определенных режимах при перегрузе существующей ошиновки (АС-185) выше длительно-допустимого значения.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте таблицы допущена опечатка. Вместо "См. таблицу 1.6.1." имеется в виду "См. таблицу 4.3.1."

Приложение 5

"Схема развития энергосистемы Чеченской Республики на 2015 год. Оптимистический вариант развития"

"Схема развития энергосистемы Чеченской Республики на 2018 год. Реалистический вариант развития"

"Схема развития энергосистемы Чеченской Республики на 2017 год. Реалистический вариант развития"

"Схема развития энергосистемы Чеченской Республики на 2016 год. Реалистический вариант развития"

"Схема развития энергосистемы Чеченской Республики на 2015 год. Реалистический вариант развития"

"Схема развития энергосистемы Чеченской Республики на 2019 год. Оптимистический вариант развития"

"Схема развития энергосистемы Чеченской Республики на 2018 год. Оптимистический вариант развития"

"Схема развития энергосистемы Чеченской Республики на 2017 год. Оптимистический вариант развития"

"Схема развития энергосистемы Чеченской Республики на 2016 год. Оптимистический вариант развития"

"Схема развития энергосистемы Чеченской Республики на 2019 год. Реалистический вариант развития"

Приложение 6

ГАРАНТ:

Текст Приложения будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Приложение 7

ГАРАНТ:

Текст Приложения будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ