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

132

Таблица 2.8.2.1. Загрузка (авто)трансформаторов 330 кВ в характерных режимах 2021 года энергосистемы

Кабардино-Балкарской Республики

№
п/п

Наименование
питающего центра

Наимено-
вание АТ

Sно
м,
МВ
А

Iном
, А

Класс
напряжения
трансформа-
тора, кВ

Зима макс, 2021 год

Лето макс, 2021 год

P, МВА

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

P, МВА

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

ПС 330 кВ
Прохладная-2

АТ-3

1х12
5

219 330

-62.0

-20.0

125.0

45.4

-40.0

-35.0

105.0

43.3

ПС 330 кВ
Прохладная-2

АТ-2

1х12
5

219 330

-62.0

-20.0

120.0

46.2

Текущий ремонт

3. ПС 330 кВ Баксан

АТ-1

1х12
5

219 330

-33.0

-12.0

59,0

32.2

Текущий ремонт

4. ПС 330 кВ Баксан

АТ-2

1х12
5

219 330

-33.0

-12.0

59,0

32.2

-27.0

-12.0

48,6

22.2

5. ПС 330 кВ Нальчик АТ-1

1х12
5

219 330

-70,24

-37,58

131,7

32.9

-31,8.0 -34,3

76,4

14.2

Таблица 2.8.2.2. Загрузка ЛЭП 35-330 кВ в характерных режимах 2021 года энергосистемы Кабардино-Балкарской Республики

№
п/п

Линия

Iдлит. доп.,
А

Зима макс, 2021 год

Лето макс, 2021 год

-7

+30

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

ВЛ 330 кВ Прохладная-2 – Машук

1000 1000 -85

220

22%

-30.0 25.0

65.0

6.5

ВЛ 330 кВ Буденновск – Прохладная-2

1000 1000 -176

-35

332

33%

10.0

40.0

69.0

4.4

КВЛ 330 кВ Ильенко – Баксан

1754 1278 167

290

17%

-53.0 2.0

87,1.0 12

КВЛ 330 кВ Алания – Прохладная-2

1000 1000 -103

184

18%

-10.0 -40.0 69.0

7.1

-88

163

ВЛ 330 кВ Баксан – Нальчик

1832 1335 -29

112

92.0

-10.0 142,6 8.0

ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 – Нальчик

1832 1335 173

341

19%

118,9 12,7

201,4 4.3

ВЛ 330 кВ Баксан – Прохладная-2

1832 1335 -18

-13.0 22.0

41,8

5.5

ВЛ 110 кВ Машук – Залукокоаже с отпайками (Л-1)

490 357 -4

4.08% 7.0

1.0

35.0

10.6

133

№
п/п

Линия

Iдлит. доп.,
А

Зима макс, 2021 год

Лето макс, 2021 год

-7

+30

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС-Кызбурун-110 (Л-3)

580 423

-40

-23

233

40.17
%

-7.0

-19.0 102.0 25.8

10. КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС–ЦРУ (Л-4)

580 423 -2

2.07% 2.0

2.0

13.0

3.3

11. ВЛ 110 кВ Старый Лескен – Змейская (Л-5)

580 423

-18

160

27.59
%

25.0

-6.0

131.0 33

12. ВЛ 110 кВ Кызбурун-110 – Чегем-2 (Л-6)

580 423

-30

-18

179

30.86
%

-2.0

-15.0 76.0

19.2

13.

ВЛ 110 кВ ПТФ – Нарткала с отпайкой на ПС Герменчик
(Л-8)

490 357

-2

2.65% 9.0

-9.0

66.0

19.8

14. ВЛ 110 кВ Кахун – Старый Лескен (Л-9)

580 423 3

2.93%

4.0

1.1

15. ВЛ 110 кВ Псыгансу – Старый Лескен (Л-10)

580 423

-15

193

33.28
%

29.0

-5.0

147.0 37.1

16. ВЛ 110 кВ Баксан – ЦРУ (Л-35)

600 573 -5

-1

4.67% -2.0

2.0

13,8

2.8

17. КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС – Баксан (Л-37)

600 479

-53

-29

301

50.17
%

-16.0 -10.0 95,3

42.2

18. ВЛ 110 кВ СКЭП – Нальчик-110 (Л-39)

490 357

-7

-10

12.65
%

17.0

-6.0

91.0

28.4

19. ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 – СКЭП (Л-40)

490 357 -9

9.80% -27.0 1.0

137.0 42.7

20. ВЛ 110 кВ Нальчик-110 – Долинск (Л-41)

490 357

-24

-9

129

26.33
%

-1.0

-9.0

49.0

14.7

21. ВЛ 110 кВ Дубки – Долинск (Л-42)

400 357

-15

-4

19.75
%

-21.0 -1.0

105.0 31.4

22.

ВЛ 110 кВ Прохладная-2 – Майская с отпайкой ПС
Котляревская
(Л-85)

580 423

-28

-19

173

29.83
%

-12.0 -7.0

700

23. ВЛ 110 кВ Прохладная-2 – Прохладная-Тяговая (Л-86)

630 479 -5

-2

4.29% -2.0

-1.0

11.0

3.7

24. ВЛ 110 кВ Прохладная-1 – Нарткала (Л-87)

490 357

14.08
%

-1.0

13.0

68.0

20.3

134

№
п/п

Линия

Iдлит. доп.,
А

Зима макс, 2021 год

Лето макс, 2021 год

-7

+30

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

25. ВЛ 110 кВ Прохладная-2 – Прохладная-1 (Л-88)

600 479

-33

-21

195

32.50
%

-5.0

36.0

33.7

26.

ВЛ 110 кВ Прохладная-2 – Терек-110 с отпайкой на ПС
Екатериноградская (Л-89)

600 479

-15

102

17.00
%

-5.0

8.0

47.0

10.4

27. ВЛ 110 кВ Прохладная-2 – Нальчик-110 (Л-99)

630 573

-11

13.65
%

-10.0 -5.0

56.0

17.6

28. ВЛ 110 кВ ПТФ–Нальчик-Тяговая (Л-100)

490 357

-22

-8

122

24.90
%

-6.0

-8.0

53.0

11.9

29. ВЛ 110 кВ Искож-Юго-Восточная

400 400 -7

-2

9.50% 7.0

1.0

35.0

30. ВЛ 110 кВ Дубки-Юго-Восточная

580 423 7

6.38% -8.0

-1.0

40.0

31. ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС–Дубки (Л-102)

580 423

-20

-7

109

18.79
%

-37.0 -7.0

187.0 47.3

32. ВЛ 110 кВ Баксан – Баксан-110 (Л-103)

630

479 -29

-18

171

27.14
%

-3.0

23,4

33. ВЛ 110 кВ Нальчик – Водозабор (Л-104)

600 573 4

5.17% -8.0

-4,3

44,8

9.1

34. ВЛ 110 кВ Нальчик – Нальчик-110 (Л-105)

490 357

-44

-18

244

49.80
%

-25,1 -12,8 138.6 32.3

35. ВЛ 110 кВ ПТФ – Заводская (Л-106)

580 423 8

8.62% 7.0

6.0

44.0

11.2

36. ВЛ 110 кВ Заводская – Кахун (Л-107)

580 423 5

4.66% 5.0

4.0

31.0

7.8

37. ВЛ 110 кВ Нальчик – ПТФ (Л-109)

600 479 -7

-7

8.67% 1,3

-7,9

39,7

7.4

38. ВЛ 110 кВ Нальчик-Тяговая – Искож (Л-111)

400 400

105

26.25
%

4.0

7.0

41.0

10.5

39. ВЛ 110 кВ Малка – Каменномостская (Л-172)

490 357

-11

-8

12.07
%

-1.0

5.0

1.6

40.

ВЛ 110 кВ Баксан – Гунделен с отпайкой на ПС Плотина
(Л-173)

320 320

0.00% -1.0

3,2

6.4

41. ВЛ 110 кВ Баксан – ЦРУ (Л-174)

600 573

-14

-10

15.52
%

-2.0

2.0

13,8

135

№
п/п

Линия

Iдлит. доп.,
А

Зима макс, 2021 год

Лето макс, 2021 год

-7

+30

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

42. ВЛ 110 кВ ЦРУ – РМЗ (Л-175)

490 357 -3

-2

3.28%

43. ВЛ 110 кВ ЦРУ – РМЗ (Л-176)

490 357

-22

-2

113

23.06
%

44. ВЛ 110 кВ Нальчик – ПТФ (Л-178)

580 423

-11

13.28
%

0,1

-9,2

45,2

45. ВЛ 110 кВ ЦРУ – Адыл-Су (Л-181)

490 357

-11

13.10
%

-1.0

4.0

1.4

46. ВЛ 110 кВ ЦРУ – Адыл-Су (Л-182)

490 357

-38

202

34.83
%

-3.0

-1.0

17.0

5.4

47. ВЛ 110 кВ Прохладная-2 – ЗКИ (Л-183)

490 357

136

27.20
%

48. ВЛ 110 кВ Прохладная-2 – ЗКИ (Л-184)

490 357

-10

12.41
%

-5.0

-15.0 79.0

19.4

49. ВЛ 110 кВ Терек-2 – Верхний Акбаш (Л-185)

461 336

-10

-6

10.17
%

-1.0

5.0

1.7

50. ВЛ 110 кВ Прохладная-Тяговая – Майская (Л-186)

580 423

0.00% -1.0

4.0

51. ВЛ 110 кВ Майская – Терек-2 (Л-187)

580 423 -1

1.22% -11.0 -8.0

69.0

17.5

52. ВЛ 110 кВ Терек-2 – Муртазово-Тяговая (Л-188)

580 423

15.00
%

-2.0

-1.0

13.0

3.3

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

490 357

-11

-8

11.67
%

-44.0 -4.0

217.0 65

54. ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС – Кашхатау (Л-190)

580 423 -18.0 14.0

110

21.3

-3.0

1.0

14.0

3.6

55. ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС –Кашхатау

580 423 15.0

-15.0 104

1.0

-2.0

14.0

56. ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС–Псыгансу

580 423 -44.0 16.0

229

-31.0 4.0

154.0

57.

ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – Телемеханика-1 с отп на
ПС Аушигер (Л-192)

500 423

30.0

4.0

146

29.2

41.0

8.0

204.0 51.6

58. ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС –Кашхатау ГЭС (Л-193)

580 423 0.0

7.0

6.2

25.0

2.0

123.0 31.1

59. ВЛ 110 кВ Чегем-2 – Нальчик-110 (Л-203)

580 423 -4.0

-6.0

7.7

11.0

-6.0

63.0

15.8

136

№
п/п

Линия

Iдлит. доп.,
А

Зима макс, 2021 год

Лето макс, 2021 год

-7

+30

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

60. ВЛ 110 кВ Муртазово-Тяговая – Эльхотово (Л-209)

580 423 0.0

0.0

61. КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС – Залукокоаже (Л-210)

490 357 -6.0

1.0

6.7

-9.0

-1.0

47.0

14.1

62. КВЛ 110 кВ Баксанская ГЭС –Малка (Л-211)

580 423 19.0

8.0

19.0

9.0

108.0 27.4

63. ВЛ 110 кВ Баксан-110 – Водозабор (Л-243)

600 479 -5.0

-7.0

7.6

5.0

-4.0

32.0

7.1

64. ВЛ 35 кВ Чегем-2 – Лечинкай (Л-451)

296 296 -2,00 -1,00 40

13,5

-1.25 -1

8.6

65. ВЛ 35 кВ Сармаково – Каменномостская (Л-454)

180 180 0,00

0,00

0,0

-1.00 -1

66. ВЛ 35 кВ Ново-Полтавская – Саратовская (Л-455)

100 100 -6,15 -4,00 123

123,1 -4.65 -3

67. ВЛ 35 кВ Чалмас – Адыл-Су (Л-457)

100 100 0,00

0,00

0,0

0.00

68. ВЛ 35 кВ Адыл-Су – Героев Эльбруса (Л-458)

100 100 -2,30 -2,00 46

45,6

-1.55 -1

30.8

69. ВЛ 35 кВ Соцгородок – Чалмас (Л-459)

100 100 -0,25 0,10

4,5

-0.45 1

9.5

70. ВЛ 35 кВ Чегем-2 – Лечинкай (Л-460)

296 249 -5,85 -4,00 117

39,6

-5.10 -4

102

43.6

71. ВЛ 35 кВ Лечинкай – Нижний Чегем (Л-461)

100 100 -0,30 0,12

5,6

-0.25

4.9

72. ВЛ 35 кВ Баксан-110 – Баксаненок (Л-464)

272 272 -1,75 -1,00 35

12,9

-1.90 -1

13.9

73. ВЛ 35 кВ Красная Нива – Александровская (Л-465)

200 200 -1,05 -1,00 21

10,6

-1.60 -1

16.1

74. ВЛ 35 кВ Нарткала – Майская (Л-466)

271 197 -0,80 -1,00 16

6,4

0.00

75. ВЛ 35 кВ Старый Лескен – Аргудан (Л-467)

150 150 -1,30 -1,00 26

17,3

-0.85

8.9

76. ВЛ 35 кВ Старый Лескен – Лескен-1 (Л-468)

200 200 -0,15 0,06

1,7

-1.00 -1

13.3

77. ВЛ 35 кВ Старый Лескен – Старый Урух (Л-469)

190 190 -1,20 0,48

12,6

-0.40

7.6

78. ВЛ 35 кВ Аушигер – Советская (Л-470)

100 100 -1,70 1,00

22,6

-0.75 -1

9.7

79. ВЛ 35 кВ Советская – Кара-Су (Л-471)

100 100 -0,95 -1,00 19

18,6

0.00

80. ВЛ 35 кВ Майская – Пенькозавод (Л-472)

150 150 -1,65 -1,00 33

22,3

-1.50 -1

19.9

81. ВЛ 35 кВ Крем-Константиновская- ГЭС-3 (Л-473)

125 125 0,00

0,00

0,0

-2.45

39.2

82. ВЛ 35 кВ Майская – Красная Нива (Л-474)

300 249 -1,60 -1,00 32

10,5

-2.15 -2

18.5

83.

ВЛ 35 кВ Баксан -35 – Крем-Константиновская
(Л-475)

150 150 -0,75 0,30

9,7

-1.90 -1

25.5

84. ВЛ 35 кВ Крем-Константиновская – Солдатская (Л-476) 150 150 0,00

0,00

0,0

0.00

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

150 150 -8,15 -6,00 163

108,6 -6.85 -5

137

91.4

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

200 200 -2,10 -2,00 42

21,2

-2.95 -2

29.7

137

№
п/п

Линия

Iдлит. доп.,
А

Зима макс, 2021 год

Лето макс, 2021 год

-7

+30

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

P,
МВт

Q,
МВар

I, А

I/Iном,
%

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

100 100 -3,55 -2,00 71

70,5

-2.80 -2

56.2

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

150 150 -1,05 -1,00 21

13,7

-0.75 -1

10.2

89. ВЛ 35 кВ Малка – Куркужин (Л-481)

150 150 -3,05 -2,00 61

40,5

-2.65 -2

35.6

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

150 150 -0,40 0,16

5,6

-1.25 -1

16.4

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

200 200 -1,50 -1,00 30

14,9

-1.35 -1

13.3

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

100 100 -0,60 0,24

11,8

-0.15

2.6

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

150 150 0,00

0,00

0,0

0.00

94. ВЛ 35 кВ Терек-1 – ЗАИ (Л-489)

100 100 -0,85 1,00

17,1

-1.50 1

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

100 100 -3,10 -2,00 62

62,4

-4.40 -3

88.3

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

100 100 0,00

0,00

0,0

0.00

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

100 100 -0,90 -1,00 18

17,6

-0.85 -1

9.3

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

150 150 -6,00 -4,00 120

80,1

-4.45 -5

59.4

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

100 100 0,00

0,00

0,0

0.00

100. ВЛ 35 кВ Терекская - Пенькозавод (Л-498)

100 100 -1,00 1,00

20,3

-0.95 1

18.9

2.5.3.

Пониженные уровни надежности схем распределительных

устройств подстанций

На

подстанции

ПС

110

кВ

Водозабор

энергосистемы

Кабардино-Балкарской

Республики

распределительные

устройства

представляют  собой  нетиповые  схемы.  В  настоящее  время  схема  РУ  110  кВ
ПС 110 кВ Водозабор представляет собой нетиповую схему – 3 системы шин
с  перемычкой  между  2  и  3  СШ  110  кВ,  что  усложняет  эксплуатацию  ПС.
Также на данной ПС отсутствует ДЗШ 110 кВ. При существующей схеме РУ
110  кВ  ПС  110  кВ  Водозабор  возникновение  КЗ  на  системе  шин  110  кВ  ПС
110  кВ  Водозабор  влечет  за  собой  полное  погашение  РУ  110  кВ  Водозабор
и присоединенных к ней ВЛ 110 кВ, а  также 1 СШ 110 кВ и Т-1 ПС 110 кВ
Баксан-110,  что  однозначно  снижает  надёжность  работы  данного
энергорайона.

2.5.4.

Итоговый перечень особенностей функционирования

электрической сети напряжением 35 кВ и выше

в Кабардино-Балкарской Республике

С учетом изложенного анализа сети 35-110 кВ энергосистемы

Кабардино-Балкарской Республики можно сделать вывод о следующих
особенностях

функционирования

электрической

сети

35-330

кВ

Кабардино-Балкарской Республики:

недостаточная пропускная способность трансформаторных связей ряда

питающих центров 110 кВ в режиме N-1 (ремонт наибольшего
по установленной мощности из трансформаторов подстанции);

повышенная загрузка ряда воздушных линий электропередач 35-110 кВ

при аварийных отключениях в ремонтных схемах (дефицит пропускной
способности распределительной сети);

наличие подстанций 110 кВ, выполненных по нетиповым, упрощенным

схемам;

наличие однотрансформаторных подстанций 35-110 кВ с отсутствием

резервирования и подстанций, питающихся по одной ВЛ 35-110 кВ
с односторонним питанием;

наличие подстанций, на которых распределительные устройства

содержат только отделители и короткозамыкатели;

на ряде подстанций энергосистемы находится в работе оборудование,

выработавшее

нормативный

ресурс,

устаревание

существующей

инфраструктуры и необходимость её реконструкции и замены.

таблице 2.8.4.1

приведены

особенности

функционирования

электрических сетей Кабардино-Балкарской Республики 35 кВ и выше

Таблица 2.8.4.1. Особенности функционирования электрических сетей Кабардино-Балкарской Республики 35 кВ и

выше

№

п/п

Особенности

Возможные технологические ограничения

Дефицит пропускной способности

распределительной сети 35 кВ в нормальной и

ремонтных схемах сети

(перегрузка ВЛ 35 кВ Ново-Полтавская –

Саратовская (Л-455) в нормальной схеме сети в

режиме зимнего контрольного замера.

Недопустимое снижение напряжения

и токовая перегрузка части транзита

Прохладная-1 – Ново-Полтавская –

Баксан-35 – Баксан -110 при отключении

головных участков)

ограничение электроснабжения потребителей

Наличие подстанций 110 кВ

с повышенной токовой загрузкой трансформатров

в режиме N-1– 9 шт.

Наличие центров питания 110 кВ с загрузкой трансформаторов

при отключении одного из них (наибольшего по мощности) более 105%:

ПС 110 кВ Баксан-110, ПС 110 кВ Долинск, ПС 110 кВ Кахун, ПС 110 кВ

Майская, ПС 110 кВ Прохладная-1, ПС 110 кВ ПТФ, ПС 110 кВ Малка,

ПС 110 кВ Нарткала, ПС 110 кВ Чегем-2

ПС 110 кВ Водозабор.

Нетиповая схема распределительного

устройства 35 и 110 кВ

ПС 110 кВ Водозабор: в настоящее время схема РУ 110 кВ ПС 110 кВ

Водозабор представляет собой нетиповую схему – 3 системы шин

с перемычкой между 2 и 3 СШ 110 кВ, что усложняет эксплуатацию ПС. Также

на данной ПС отсутствует ДЗШ 110 кВ. При существующей схеме РУ 110 кВ

ПС 110 кВ Водозабор возникновение КЗ на системе шин 110 кВ

ПС 110 кВ Водозабор влечет за собой полное погашение РУ 110 кВ Водозабор

и присоединенные к ней ВЛ 110 кВ, а также 1 СШ 110 кВ и Т-1 ПС 110 кВ

Баксан-110

Подстанции, питающиеся по одной

ВЛ 35-110 кВ с односторонним

питанием – 29 шт.

Низкая надежность электроснабжения потребителей, из-за отсутствия

резервирования возможно ограничение потребителей при отключении

питающей ВЛ на следующих ПС: ПС 110 кВ В. Акбаш, ПС 110 кВ

Екатериноградская, ПС 110 кВ Аушигер, ПС 110 кВ Герменчик, ПС 110 кВ

Соцгородок, ПС 110 кВ Нейтрино, ПС 110 кВ Герменчик, ПС 110 кВ Плотина,

ПС 35 кВ Акбаш-35, ПС 35 кВ Заречная, ПС 35 кВ Котляревская, ПС 35 кВ Н.

Курп, ПС 35 кВ В. Курп, ПС 35 кВ Н. Ивановская, ПС 35 кВ Пролетарская, ПС

141

Таблица 2.8.4.1. Особенности функционирования электрических сетей Кабардино-Балкарской Республики 35 кВ и

выше

№

п/п

Особенности

Возможные технологические ограничения

кВ

Дальняя,

ПС

кВ

Малакановская,

ПС

кВ

Ст. Урух, ПС 35 кВ Аргудан, ПС 35 кВ Лескен-1, ПС 35 кВ ЦСБ, ПС 35 кВ

Кара-Су, ПС 35 кВ Баксаненок, ПС 35 кВ Джайлык, ПС 35 кВ Героев Эльбруса,

ПС 35 кВ Чегет, ПС 35 кВ Чегем-1, ПС 35 кВ Каменка,

ПС 35 кВ Нижний Чегем

Однотрансформаторные

ПС 35 - 110 кВ – 31 шт.

Низкая надежность электроснабжения потребителей, из-за отсутствия

резервирования возможно ограничение потребителей при отключении

трансформатора на следующих ПС: ПС 110 кВ Котляревская, ПС 110 кВ

В. Акбаш, ПС 110 кВ Екатериноградская, ПС 110 кВ Аушигер, ПС 110 кВ

Герменчик, ПС 110 кВ Соцгородок, ПС 110 кВ Плотина, ПС 110 кВ Герменчик,

ПС 35 кВ Акбаш-35, ПС 35 кВ Терек-1, ПС 35 кВ Красная Нива, ПС 35 кВ

Пенькозавод, ПС 35 кВ Терекская, ПС 35 кВ Заречная, ПС 35 кВ

Н. Курп, ПС 35 кВ В. Курп, ПС 35 кВ Пролетарская, ПС 35 кВ Дальняя,

ПС 35 кВ Малакановская, ПС 35 кВ Ст. Урух, ПС 35 кВ Аргудан, ПС 35 кВ

Лескен-1, ПС 35 кВ ЦСБ, ПС 35 кВ Советская, ПС 35 кВ Кара-Су, ПС 35 кВ

Баксаненок, ПС 35 кВ Чалмас, ПС 35 кВ Джайлык, ПС 35 кВ Каменка,

ПС 35 кВ Лечинкай, ПС 35 кВ Нижний Чегем

Подстанции, на которых установлены отделители

и короткозамыкатели – 7 шт.

Пониженная надежность функционирования данного распредустройства.

Во время неблагоприятных погодных условий (гололед, мороз) значительно

ухудшаются условия его эксплуатации и повышается количество отказов

в работе. Отделители и короткозамыкатели установлены на следующих ПС: ПС

110 кВ В. Акбаш, ПС 110 кВ Герменчик, ПС 110 кВ РМЗ, ПС 110 кВ Нейтрино,

ПС

110

кВ

Герменчик,

ПС

кВ

Котляревская,

ПС 35 кВ Лескен-1

Основные направления развития электроэнергетики

Кабардино-Балкарской Республики

Электроэнергетика определяющим образом влияет на условия

экономического  и  социального  развития  Кабардино-Балкарской  Республики.
Реализация  инвестиционных  проектов,  эффективность  работы  предприятий
и  организаций,  улучшение  качества  жизни  людей,  достижение  практически
всех целей стратегии развития экономики Кабардино-Балкарской Республики
зависит  от  надежного,  сбалансированного  и  безопасного  функционирования
электроэнергетики.

3.1.

Цели и задачи развития электроэнергетики

Кабардино-Балкарской Республики

Анализ

ситуации

топливно-энергетическом

комплексе

свидетельствует  о  том,  что  пропускная  способность  электросетевого
хозяйства  достаточно  высокая.  К  проблемам  можно  отнести  высокий  износ
электросетевого
и энергетического оборудования.

Главной целью функционирования и развития электроэнергетической

инфраструктуры Кабардино-Балкарской Республики является создание
благоприятных

условий

социально-экономического

развития

Кабардино-Балкарской  Республики,  повышение  конкурентоспособности
и  устранение  инфраструктурных  ограничений  и  рисков  развития  всех  видов
деятельности на территории Кабардино-Балкарской Республики.

В соответствии с этим определяются две группы стратегических задач

в части электроэнергетической инфраструктуры и энергообеспечения:

ффективное развитие электроэнергетической инфраструктуры;
повышение эффективности производства, передачи, использования

энергии и развитие энергосбережения.

Приоритетные

задачи

первой

группы

определяются

исходя

из  понимания  существующей  и  прогнозируемой  структуры  ее  экономики,
значимости  надежного  энергоснабжения  для  населения  Кабардино-
Балкарской  Республики,  сфер  его  жизни,  для  развития  и  модернизации
базовых  отраслей  промышленности  и  перехода  к  инновационному  пути
развития.

таблице

3.1.1.

представлены

важнейшие

приоритетные

задачи

развития

электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики.

Приоритеты второй группы задач связаны с необходимостью

использования резервов энергосбережения, эффективности использования
энергии потребителями Кабардино-Балкарской Республики, использованием
возобновляемых источников энергии и согласуются с федеральной политикой
снижения энергоемкости ВВП страны.

144

Таблица 3.1.1. Приоритетные задачи развития электроэнергетики

Кабардино-Балкарской Республики

Приоритетные

задачи

Направления решения

Обеспечение

надежности

электроснабжения

потребителей

Развитие

общесистемных

функций

энергосистемы

Кабардино-Балкарской Республики в рамках ОЭС Юга и ЕЭС

России в целом в соответствии с Энергетической стратегией

Российской Федерации на период до 2035 года;

согласование

планов

приоритетов

развития

Кабардино-Балкарской Республики с ПАО «ФСК ЕЭС»

и другими компаниями, выполняющими функции операторов

в области генерации, транспортировки и распределения

электрической

тепловой

энергии

на

территории

Кабардино-Балкарской Республики;

учет

потребностей

Кабардино-Балкарской

Республики

в долгосрочных инвестиционных программах операторов

электроэнергетической инфраструктуры, при заключении

договоров с генерирующими компаниями на поставку

мощности,

при

разработке

планов

модернизации

их энергетической инфраструктуры

Повышение

эффективности

функционирования

объектов

электроэнергетики

Разработка

реализация

региональной

политики

энергоэффективности

соответствии

концепцией

повышения энергоэффективности Российской Федерации, в

том числе путем конкретизации целевых индикаторов

энергоэффективности и их мониторинга, сравнения с

лучшими отраслевыми показателями (бенчмаркинг);

проведение тарифной политики, стимулирующей сокращение

потерь электрической и тепловой энергии в сетях, снижение

удельных расходов топлива на тепловых электростанциях

путем

внедрения

современного

высокоэкономичного

оборудования

Обеспечение

доступности

энергоснабжения

всем потребителям,

включая

малый

и средний бизнес,

сельские,

удаленные

изолированные

районы

Опережающее

развитие

сетевой

инфраструктуры

электроснабжения;

развитие на территории Кабардино-Балкарской Республики

рассредоточенных

систем

энергетики

(локальных

энергосистем) с использованием возобновляемых источников

энергии

Сдерживание роста

всех

видов

экологической

нагрузки

Разработка и реализация мер экологической политики,

регламентирующих

регулирующих

развитие

электроэнергетики,

обеспечивающих

минимизацию

воздействия энергетических объектов на окружающую среду

и потенциальные угрозы

Приоритеты эффективности использования электроэнергии и других

видов  энергоресурсов  распространяются  на  все  сферы  производственного
и  бытового  потребления,  предполагают  стимулы  и  возможности
оптимизировать способы и качество энергоснабжения, включая:

установление запретов на использование энергорасточительных

технологий;

стимулирование использования всеми потребителями экологических

и энергоэффективных технологий и возобновляемых источников энергии;

Утверждение схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики на 2023-2027 годы - часть 9