Утверждение схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Кабардино-Балкарской Республики на 2023-2027 годы - часть 12

177 

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

напряжения 

в 

узлах 

сети 

35-330 

кВ 

находятся  

в допустимых пределах. 
Как показал анализ расчетов режимов зимнего максимума 2026 года, существует ряд 
схемно-режимных ситуаций (аварийное отключение сетевого элемента в нормальной 
схеме сети), приводящих к перегрузке питающих энергоузлов электрических связей 
и, как следствие, к ограничению электроснабжения потребителей, а именно: 
аварийное 

отключение 

ВЛ 

35 

кВ 

Прохладная-1 

– 

Ново-Полтавская  

(Л-477) в нормальной схеме сети. При данном возмущении теряется питание ПС 35 
кВ Ново-Полтавская, ПС 35 кВ Саратовская и ПС 35 кВ Солдатская. Включение ВЛ 
35  кВ  Крем-Константиновская  –  Солдатская  (Л-476)  позволит  восстановить 
электроснабжение  данных  подстанций  35  кВ,  однако  в  данном  случае  будет 
наблюдаться 

снижение 

напряжения 

по 

транзиту 

35 

кВ  

Баксан 

– 

Крем-Константиновская 

– 

Ново-Полтавская 

ниже  

аварийно допустимых значений. Для ввода режима в допустимую область значений 
предлагается рассмотреть 2 варианта мероприятий:  
1) 

ограничение 

электроснабжения 

потребителей 

суммарным 

объемом 

0,5 МВт на ПС 35 кВ Ново-Полтавская позволит восстановить уровни напряжения в 
узлах сети свыше аварийно допустимых значений; 
2)  установка  БСК  10  кВ  на  ПС  35  кВ  Солдатская  установленной  мощностью  2х2,5 
МВар  позволит  поднять  уровни  напряжения  в  узлах  сети  свыше  аварийно 
допустимых значений. 
Аварийное  отключение  ВЛ  35  кВ  Баксан-35  –  Баксан-110  (Л-496)  
в  нормальной  схеме  сети.  При  данном  возмущении  теряется  питание  ПС  35  кВ 
Крем-Константиновская, ПС 35 кВ Карагач и ПС 35 кВ Баксан-35. Включение ВЛ 35 
кВ  Крем-Константиновская  –  Солдатская  (Л-476)  и  перевод  питания  ПС  35  кВ 
Баксан-35 по ВЛ 35 кВ Баксан-35 – Куркужин (Л-488) на ПС 110 кВ Малка позволят 
восстановить электроснабжение данных подстанций 35 кВ, однако в данном случае 
будет  наблюдаться  токовая  перегрузка  элементов  сети  35  кВ.  Токовая  загрузка  ВЛ 
35 

кВ 

Ново-Полтавская 

– 

Саратовская 

(Л-455)  

(117  А)  составит  116,6  %,  ВЛ  35  кВ  Малка  –  Куркужин  (Л-481)  
(167  А)  –  111,5  %,  ВЛ  35  кВ  Прохладная-1  –  Ново-Полтавская  (Л-477)  
(161  А)  –  107,1  %  от  длительно  допустимого  значения.  Для  ввода  режима  
в допустимую область значений предлагается рассмотреть 2 варианта мероприятий: 
1) ограничение электроснабжения потребителей ПС 35 кВ Солдатская объемом 0,8 
МВт и ПС 35 кВ Баксан-35 объемом 1 МВт позволит устранить токовые перегрузки 
сетевого оборудования; 
2) замена ТТ на ВЛ 35 кВ Малка – Куркужин (Л-481) на ПС 35 кВ Куркужин на ТТ с 
номинальным 

током 

200 

А; 

замена 

ТТ 

на 

ВЛ 

35 

кВ  

Ново-Полтавская  –  Саратовская  (Л-455)  на  ПС  35  кВ  Ново-Полтавская  
на  ТТ  с  номинальным  током  200  А;  замена  ВЧЗ  на  ВЛ  35  кВ 
Ново-Полтавская  –  Саратовская  (Л-455)  на  ПС  35  кВ  Саратовская  на  ВЧЗ 
с 

номинальным 

током 

200 

А; 

замена 

ТТ 

на 

ВЛ 

35 

кВ 

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

178 

 
 
Единичные  отключения  остальных  сетевых  элементов  в  нормальной  схеме  сети  не 
накладывают  ограничений  на  пропускную  способность  системообразующих  и 
распределительных сетей. 
 
Зимний  минимум  при  температуре  наружного  воздуха  наиболее  холодной 
пятидневки 2027 года 
 
Как показал анализ режимов зимнего минимума при температуре наружного воздуха 
наиболее  холодной  пятидневки  2027  года,  в  нормальной  схеме  сети  перегрузка 
сетевых 

элементов 

отсутствует, 

уровни 

напряжения 

в узлах сети 35-330 кВ находятся в допустимых пределах. 
Единичные  отключения  остальных  сетевых  элементов  в  нормальной  схеме  сети  не 
накладывают  ограничений  на  пропускную  способность  системообразующих  и 
распределительных сетей. 
 
Зимний максимум 2027 года при температуре наружного воздуха +10°С 
 
Как 

показал 

анализ 

режимов 

зимнего 

максимума 

2027 

года 

при  температуре  наружного  воздуха  +10,  в  нормальной  схеме  сети  перегрузка 
сетевых  элементов  отсутствует,  уровни  напряжения  в  узлах  сети  35-330  кВ 
находятся в допустимых пределах. 
Единичные  отключения  остальных  сетевых  элементов  в  нормальной  схеме  сети  не 
накладывают  ограничений  на  пропускную  способность  системообразующих  и 
распределительных сетей. 
 
Зимний минимум 2027 года при температуре наружного воздуха +10°С 
 
Как 

показал 

анализ 

режимов 

зимнего 

минимума 

2027 

года, 

при  температуре  наружного  воздуха  +10  в  нормальной  схеме  сети  перегрузка 
сетевых  элементов  отсутствует,  уровни  напряжения  в  узлах  сети  35-330  кВ 
находятся в допустимых пределах. 
Единичные  отключения  остальных  сетевых  элементов  в  нормальной  схеме  сети  не 
накладывают  ограничений  на  пропускную  способность  системообразующих  и 
распределительных сетей. 
 
 
 
 
 
Летний максимум 2027 года 
 
Как 

показал 

анализ 

режимов 

летнего 

максимума 

2027 

года, 

в нормальной схеме перегрузка сетевых элементов отсутствует, уровни напряжения 
в узлах сети 35-330 кВ находятся в допустимых пределах. 
Как показал анализ расчетов режимов летнего максимума 2027 года, существует ряд 
схемно-режимных ситуаций (аварийное отключение сетевого элемента в нормальной 
схеме сети), приводящих к перегрузке питающих энергоузлов электрических связей 
и, как, следствие к ограничению электроснабжения потребителей, а именно: 
аварийное 

отключение 

ВЛ 

35 

кВ 

Прохладная-1 

– 

Ново-Полтавская  

(Л-477) в нормальной схеме сети. При данном возмущении теряется питание ПС 35 
кВ Ново-Полтавская, ПС 35 кВ Саратовская и ПС 35 кВ Солдатская. Включение ВЛ 

179 

 
 
35  кВ  Крем-Константиновская  –  Солдатская  (Л-476)  позволит  восстановить 
электроснабжение  данных  подстанций  35  кВ,  однако  в  данном  случае  будет 
наблюдаться 

пониженные 

напряжения 

по 

транзиту 

35 

кВ 

Баксан  –  Крем-Константиновская  –  Ново-Полтавская.  Для  ввода  режима 
в допустимую область значений предлагается рассмотреть 2 варианта мероприятий:  
1) 

ограничение 

электроснабжения 

потребителей 

ПС 

35 

кВ  

Ново-Полтавская,  ПС  35  кВ  Саратовская  и  ПС  35  кВ  Солдатская  объемом  
5 МВт; 
2)  установка  БСК  10  кВ  на  ПС  35  кВ  Солдатская  установленной  мощностью  2х2,5 
МВар  позволит  поднять  уровни  напряжения  в  узлах  сети  свыше  аварийно 
допустимых.  
Аварийное  отключение  ВЛ  35  кВ  Баксан  35  –  Баксан-110  (Л-496)  
в  нормальной  схеме  сети.  При  данном  возмущении  теряется  питание  ПС  35  кВ 
Крем-Константиновская, ПС 35 кВ Карагач и ПС 35 кВ Баксан-35. Включение ВЛ 35 
кВ  Крем-Константиновская  –  Солдатская  (Л-476)  и  перевод  питания  
ПС 35 кВ Баксан-35 по ВЛ 35 кВ Баксан-35 – Куркужин (Л-488) на ПС 110 кВ Малка 
позволят  восстановить  электроснабжение  данных  подстанций  35  кВ,  однако  в 
данном случае будет наблюдаться токовая перегрузка элементов сети 35 кВ. Токовая 
загрузка 

ВЛ 

35 

кВ 

Ново-Полтавская 

– 

Саратовская 

(Л-455) 

(102  А)  составит  101,8%,  ВЛ  35  кВ  Малка  –  Куркужин  (Л-481)  
(154  А)  –  102,8%,  ВЛ  35  кВ  Прохладная-1  –  Ново-Полтавская  (Л-477) 
(152 А) – 101,5 % от длительно допустимого значения (рис 8.4). Для ввода режима в 
допустимую область значений предлагается рассмотреть 2 варианта мероприятий: 
1) ограничение электроснабжения потребителей ПС 35 кВ Солдатская объемом 0,2 
МВт  и  ПС  35  кВ  Баксан-35  объемом  0,3  МВт  позволит  устранить  токовые 
перегрузки сетевого оборудования; 
2) замена ТТ на ВЛ 35 кВ Малка – Куркужин (Л-481) на ПС 35 кВ Куркужин на ТТ с 
номинальным 

током 

200 

А; 

замена 

ТТ 

на 

ВЛ 

35 

кВ  

Ново-Полтавская  –  Саратовская  (Л-455)  на  ПС  35  кВ  Ново-Полтавская  на  ТТ  
с 

номинальным 

током 

200 

А; 

замена 

ВЧЗ 

на 

ВЛ 

35 

кВ  

Ново-Полтавская  –  Саратовская  (Л-455)  на  ПС  35  кВ  Саратовская  на  ВЧЗ 
с 

номинальным 

током 

200 

А; 

замена 

ТТ 

на 

ВЛ 

35 

кВ  

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

сети 

35 

кВ. 

Токовая 

загрузка 

ВЛ 

35 

кВ  

Терек-2  –  Терек-1  (Л-490)  (103  А)  составит  102,6  %  от  длительно  допустимого 
значения (рис 8.5). Для ввода режима в допустимую область значений предлагается 
рассмотреть 2 варианта мероприятий: 
1)  ограничение  электроснабжения  потребителей  ПС  35  кВ  Красная  Нива  объемом 
0,2 МВт позволит устранить токовые перегрузки сетевого оборудования; 
2)  замена  ВЧЗ  на  ВЛ  35  кВ  Терек-2  –  Терек-1  (Л-490)  на  Терек-1  на  ВЧЗ  с 
номинальным током 200 А позволит снять токовую перегрузку ВЛ 35 кВ Терек-2 – 
Терек-1 (Л-490). 
Единичные  отключения  остальных  сетевых  элементов  в  нормальной  схеме  сети  не 
накладывают  ограничений  на  пропускную  способность  системообразующих  и 

180 

 
 
распределительных  сетей  (исключения  составляют  указанные  ограничения 
пропускной способности трансформаторных связей ряда питающих центров). 
Аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  в  схеме  ремонта 
ВЛ 

110 

кВ 

Аушигерская 

ГЭС 

– 

Телемеханика-1 

с 

отпайкой  

на  ПС  Аушигер  (Л-192)  в  режиме  летнего  максимума  2027  года 
(таблица 3.17 приложения № 3). 
В данном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189) (399 
А)  составит  111  %  и  95,5  %  от  длительно  допустимого  и  аварийно  допустимого 
значений соответственно. 
Действие  АОПО  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189),  направленное  на 
отключение  двух  агрегатов  Аушигерской  ГЭС  суммарной  мощностью  40  МВт, 
позволит снизить токовую загрузку ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС  – ПТФ (Л-189) и 
устранить токовую перегрузку данной ВЛ  
 
Летний минимум 2027 года 
 
Как показал анализ режимов летнего минимума 2027 года, в нормальной схеме сети 
перегрузка 

сетевых 

элементов 

отсутствует, 

уровни 

напряжения  

в  узлах  сети  35-330  кВ  находятся  в  допустимых  пределах.  При  аварийном 
отключении  сетевых  элементов  в  нормальной  схеме  сети  уровни  напряжения  
в узлах сети 35-330 кВ находятся в допустимых пределах. 
 
Летний максимум 2027 года - период экстремально высоких температур 
 
Как  показал  анализ  режимов  ПЭВТ  2027  года,  в  нормальной  схеме  перегрузка 
сетевых 

элементов 

отсутствует, 

уровни 

напряжения 

в 

узлах  

сети 35-330 кВ находятся в допустимых пределах. 
Аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  в  схеме  ремонта 
ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –Кашхатау  ГЭС  (Л-193).  В  данном  режиме  токовая 
загрузка ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС – Черекская ГЭС (492 А) составит 116,7%, ВЛ 
110 

кВ 

Псыгансу 

– 

Старый 

Лескен 

(Л-10)  

(484  А)  –  114,9%,  ВЛ  110  кВ  Старый  Лескен  –  Змейская  (Л-5)  (454  А)  –  107%  от 
длительно  допустимого  значения.  Превентивное  ограничение  генерации  Черекская 
ГЭС  до  0  МВт  и  Кашхатау  ГЭС  объемом  22,7  МВт  в  схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ 
Аушигерская  ГЭС  –Кашхатау  ГЭС  (Л-193)  позволит  устранить  перегрузку  ВЛ  110 
кВ 

Зарагижская 

ГЭС 

– 

Черекская 

ГЭС, 

ВЛ 

110 

кВ  

Псыгансу  –  Старый  Лескен  (Л-10)  и  ВЛ  110  кВ  Старый  Лескен  –  Змейская  
(Л-5). 
Аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  в  схеме  ремонта 
ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189). В данном режиме токовая загрузка ВЛ 
110 кВ Телемеханика-1 – СКЭП (Л-40) (445 А) составит 124,6%, ВЛ 110 кВ СКЭП – 
Нальчик-110 (Л-39) (400 А) – 112,6 %, ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – Телемеханика-
1 

с 

отпайкой 

на 

ПС 

Аушигер 

(Л-192)  

(504  А)  –  119,3  %  от  длительно  допустимого  и  аварийно  допустимого  значений 
соответственно. 

Оперативное 

снижение 

генерации 

Аушигерской 

ГЭС  

на 18 МВт позволит устранить токовую перегрузку данных ВЛ. 
Аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  в  схеме  ремонта 
ВЛ 

110 

кВ 

Аушигерская 

ГЭС 

– 

Телемеханика-1 

с 

отпайкой  

на  ПС  Аушигер  (Л-192)  в  режиме  ПЭВТ.  В  данном  режиме  токовая  загрузка  
ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189)  (523  А)  составит  146,3%  
от длительно допустимого значения. Действие АОПО ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС 

181 

 
 
–  ПТФ  (Л-189),  направленное  на  отключение  двух  агрегатов  Аушигерской  ГЭС 
суммарной 

мощностью 

40 

МВт, 

позволит 

снизить  

токовую загрузку ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189) и устранить токовую 
перегрузку данной ВЛ.  
Аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189)  
в  схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  Телемеханика-1  с  отпайкой  
на  ПС  Аушигер  (Л-192)  в  режиме  ПЭВТ.  В  данном  режиме  токовая  загрузка  
ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  (494  А)  составит  116,8%  от  длительно 
допустимого 

значения. 

Последующее 

оперативное 

снижение 

генерации 

Аушигерской  ГЭС  или  Кашхатау  ГЭС  на  16  МВт  позволит  устранить  токовую 
перегрузку данной ВЛ. 
Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Черекская ГЭС  – Псыгансу в схеме ремонта ВЛ 
110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  Кашхатау  ГЭС  (Л-193).  В  данном  режиме  токовая 
загрузка  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС–Дубки  (Л-102)  (492  А)  составит  116,0%  от 
длительно  допустимого  значения.  Превентивное  ограничение  генерации  Черекской 
ГЭС  до  0  МВт  и  Кашхатау  ГЭС  объемом  22,7  МВт  в  схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ 
Аушигерская 

ГЭС 

– 

Кашхатау 

ГЭС  

(Л-193)  позволит  устранить  перегрузку  ВЛ  110  кВ  Кашхатау  ГЭС  –  Дубки  
(Л-102). 
Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Черекская ГЭС  – Псыгансу в схеме ремонта ВЛ 
110 кВ Кашхатау ГЭС–Дубки (Л-102). В данном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ 
Аушигерская  ГЭС  –  Кашхатау  ГЭС  (Л-193)  (492  А)  составит  116,1%,  ВЛ  110  кВ 
Аушигерская 

ГЭС 

– 

ПТФ 

(Л-189) 

(418  А)  –  117,1%  от  длительно  допустимого  значения.  Превентивное  ограничение 
генерации  Черекской  ГЭС  до  0  МВт  и  действие  существующей  АОПО  ВЛ  110  кВ 
Аушигерская 

ГЭС 

– 

ПТФ 

(Л-189), 

направленное 

на  отключение  двух  агрегатов  Аушигерской  ГЭС  суммарной  мощностью 
40 МВт, позволит устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189) 
и ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – Кашхатау ГЭС (Л-193). 
 
Период 

паводка 

- 

при 

максимальной 

за 

периоды 

паводка  

2027 года среднемесячной температуре наружного воздуха 
 
Как 

показал 

анализ 

режимов 

периода 

паводка, 

при 

максимальной  

за  периоды  паводка  2027  года  среднемесячной  температуре  наружного  воздуха  в 
нормальной схеме перегрузка сетевых элементов отсутствует, уровни напряжения в 
узлах сети 35-330 кВ находятся в допустимых пределах. 
Аварийное 

отключение 

ВЛ 

110 

кВ 

Кашхатау 

ГЭС–Дубки 

(Л-102)  

в  схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –Кашхатау  ГЭС  (Л-193).  
В  данном  режиме  токовая  загрузка  ВЛ  110  кВ  Зарагижская  ГЭС  –  Черекская  ГЭС 
(492  А)  составит  116,7%,  ВЛ  110  кВ  Псыгансу  –  Старый  Лескен  (Л-10)  (484  А)  – 
114,9%,  ВЛ  110  кВ  Старый  Лескен  –  Змейская  (Л-5)  (454  А)  –  107%  
от  длительно  допустимого  значения.  Превентивное  ограничение  генерации 
Черекской ГЭС до 0 МВт и Кашхатау ГЭС объемом 22,7 МВт в схеме ремонта ВЛ 
110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –Кашхатау  ГЭС  (Л-193)  позволит  устранить  перегрузку 
ВЛ 

110 

кВ 

Зарагижская 

ГЭС 

– 

Черекская 

ГЭС, 

ВЛ 

110 

кВ  

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

отключение 

ВЛ 

110 

кВ 

Кашхатау 

ГЭС–Дубки 

(Л-102)  

в  схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189).  В  данном  режиме 
токовая загрузка ВЛ 110 кВ Телемеханика-1 – СКЭП (Л-40) (445 А) составит 124,6%, 

182 

 
 
ВЛ 110 кВ СКЭП – Нальчик-110 (Л-39) (400 А) – 112,6%, ВЛ 110 кВ Аушигерская 
ГЭС 

– 

Телемеханика-1 

с 

отпайкой 

на 

ПС 

Аушигер 

(Л-192)  

(504  А)  –  119,3%  от  длительно  допустимого  и  аварийно  допустимого  значений 
соответственно. 

Оперативное 

снижение 

генерации 

Аушигерской 

ГЭС  

на 18 МВт позволит устранить токовую перегрузку данных ВЛ. 
Аварийное 

отключение 

ВЛ 

110 

кВ 

Кашхатау 

ГЭС–Дубки 

(Л-102)  

в  схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  Телемеханика-1  с  отпайкой  
на ПС Аушигер (Л-192). В данном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Аушигерская 
ГЭС  –  ПТФ  (Л-189)  (523  А)  составит  146,3%  от  длительно  допустимого  значения. 
Действие  АОПО  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189),  направленное  на 
отключение  двух  агрегатов  Аушигерской  ГЭС  суммарной  мощностью  40  МВт, 
позволит снизить токовую загрузку ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – ПТФ (Л-189) и 
устранить токовую перегрузку данной ВЛ.  
Аварийное  отключение  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  (Л-189)  
в  схеме  ремонта  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  Телемеханика-1  с  отпайкой  
на  ПС  Аушигер  (Л-192).  В  данном  режиме  токовая  загрузка  ВЛ  110  кВ  Кашхатау 
ГЭС–Дубки  (Л-102)  (492  А)  составит  116,1%  от  длительно  допустимого  значения. 
Последующее  оперативное  снижение  генерации  Аушигерской  ГЭС  или  Кашхатау 
ГЭС на 16 МВт позволит устранить токовую перегрузку данной ВЛ. 
 Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Черекская ГЭС – Псыгансу в схеме ремонта ВЛ 
110 

кВ 

Аушигерская 

ГЭС 

– 

Кашхатау 

ГЭС 

(Л-193).  

В данном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС–Дубки (Л-102) (492 А) 
составит 

116,0% 

от 

длительно 

допустимого 

значения.  

Превентивное  ограничение  генерации  Черекской  ГЭС  до  0  МВт  и  Кашхатау  ГЭС 
объемом 

22,7 

МВт 

в 

схеме 

ремонта 

ВЛ 

110 

кВ 

Аушигерская  

ГЭС – Кашхатау ГЭС (Л-193) позволит  устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Кашхатау 
ГЭС – Дубки (Л-102). 
Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Черекская ГЭС  – Псыгансу в схеме ремонта ВЛ 
110 кВ Кашхатау ГЭС–Дубки (Л-102). В данном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ 
Аушигерская  ГЭС  –  Кашхатау  ГЭС  (Л-193)  (492  А)  составит  116,1%,  ВЛ  110  кВ 
Аушигерская 

ГЭС 

– 

ПТФ 

(Л-189)  

(412  А)  –  117,3%  от  длительно  допустимого  значения.  Превентивное  ограничение 
генерации  Черекской  ГЭС  до  0  МВт  и  действие  существующей  АОПО  ВЛ  110  кВ 
Аушигерская 

ГЭС 

– 

ПТФ 

(Л-189), 

направленное  

на  отключение  двух  агрегатов  Аушигерской  ГЭС  суммарной  мощностью  
40  МВт,  позволят  устранить  перегрузку  ВЛ  110  кВ  Аушигерская  ГЭС  –  ПТФ  
(Л-189) и ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС – Кашхатау ГЭС (Л-193). 
 
Анализ 

загрузки 

центров 

питания 

напряжением 

35 

кВ 

и выше на 2022 - 2027 годы 
 
С  целью  своевременного  выявления  ЦП  35  кВ  и  выше  с  ограничениями  на 
технологическое 

присоединение 

с 

учетом 

заключенных 

договоров  

в  энергосистеме  Кабардино-Балкарской  Республики  на  перспективный  период  до 
2027 года проведен анализ загрузки данных центров питания. 
Определение 

необходимой 

мощности 

трансформаторов 

в 

период  

2022 – 2027 годы произведено на основе собственных максимальных нагрузок ЦП. 
Расчет  суммарных  максимальных  нагрузок  ЦП  произведен  методом  прямых 
электрических расчетов. Для определения максимальной электрической нагрузки ПС 
применяются  коэффициенты  несовпадения  максимумов  нагрузки  подстанций  для 
каждого 

уровня 

напряжения  

183 

 
 
и  коэффициенты  совмещения  максимума  потребления  электрической  энергии 
(мощности). При определении коэффициентов учитывались: 
приказ 

Министерства 

энергетики 

Российской 

Федерации  

от  6  мая  2014  г.  №  250  «Об  утверждении  методических  указаний  
по  определению  степени  загрузки  вводимых  после  строительства  объектов 
электросетевого 

хозяйства, 

а 

также 

по 

определению  

и  применению  коэффициентов  совмещения  максимума  потребления  электрической 
энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов»; 
приказ 

Министерства 

энергетики 

Российской 

Федерации  

от 

8 

февраля 

2019 

г. 

№ 

81 

«Об 

утверждении 

требований  

к 

перегрузочной 

способности 

трансформаторов 

и 

автотрансформаторов, 

установленных 

на 

объектах 

электроэнергетики, 

и 

ее 

поддержанию  

и  о  внесении  изменений  в  Правила  технической  эксплуатации  электрических 
станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России 
от 19 июня 2003 г. № 229». 
Анализ 

загрузки 

за 

2017 

– 

2021 

годы 

(приложение 

№ 

9)  

выявил 9 следующих центров питания, загрузка которых превысила предварительно 
принятый  уровень  загрузки  трансформаторов  (загрузка  оставшегося  в  работе 
трансформатора 

при 

отключении 

одного  

из трансформаторов ЦП составила свыше 105%): 
ПС 110 кВ Баксан-110; 
ПС 110 кВ Долинск; 
ПС 110 кВ Кахун; 
ПС 110 кВ Майская; 
ПС 110 кВ Малка; 
ПС 110 кВ Нарткала; 
ПС 110 кВ ПТФ; 
ПС 110 кВ Прохладная-1; 
ПС 110 кВ Чегем-2. 
Анализ  перспективной  загрузки  центров  питания  за  2022  –  2027  годы 
с 

учётом 

ДТП 

(приложение 

№ 

10) 

выявил 

дополнительно  

к  существующему  перечню  центров  питания,  загрузку  которых  необходимо 
рассмотреть более детально: 
ПС  110  кВ  Адыл-Су  (при  осуществлении  технологического  присоединения 
энергопринимающих  устройств  максимальной  мощностью  17,909  МВт  объекта 
«Всесезонный 

туристско-рекреационный 

комплекс 

«Эльбрус» 

акционерного 

общества 

«КАВКАЗ.РФ» 

- 

ТУ 

№ 34651/2021/КБФ/ЭльбРЭС, ДТП от 8.12.2021 № 34651/2021/КБФ/ЭльбРЭС). 
 
В 

таблице 

4.3.1 

представлена 

марка 

(тип 

трансформатора) 

и  возрастная  структура  трансформаторов  центров  питания  с  повышенной  токовой 
загрузкой на текущий момент и перспективу 2027 года.  
 

184 

 
 

185 

 
 

Таблица 4.3.1. Данные по трансформаторному оборудованию ЦП с повышенной токовой загрузкой 

№ 

п/п 

Наименование 

питающего 

центра 

Наименование 

трансформатора 

Марка 

трансформатора 

S

ном

, МВА 

I

ном

, А 

Год ввода 

в 

эксплуатацию 

Срок 

эксплуатации  

на 2022 г., 

лет 

Срок 

эксплуатации  

на 2027 г., 

лет 

ВН  СН  НН 

ВН 

СН 

НН 

1. 

ПС 110 кВ 

Долинск 

Т-1 

ТРДН-25000/110 

У1 

25 

12,5  12,5  125,5  1146,0  1146,0 

1987 

35 

40 

Т-2 

ТРДН-25000/110 

У1 

25 

12,5  12,5  125,5  681,4 

1145,5 

1980 

42 

47 

Т-3 

ТРДН-25000/110 

У1 

25 

12,5  12,5  125,5  687,3 

1145,5 

2010 

12 

17 

2. 

ПС 110 кВ 

Баксан-110 

Т-1 

ТДТН-

16000/110/35/10 

16 

16 

16 

83,0 

240,0 

840,0 

1987 

35 

40 

Т-2 

ТДТН-

16000/110/35/10 

16 

16 

16 

83,0 

240,0 

840,0 

1988 

34 

39 

3. 

ПС 110 кВ 

Кахун 

Т-1 

ТМН-

6300/110/10 

6,3 

-  

6,3 

31,6 

-  

331,0 

1980 

42 

47 

Т-2 

ТМН-

6300/110/10 

6,3 

 - 

6,3 

31,6 

-  

331,0 

1989 

33 

38 

4. 

ПС 110 кВ 

Майская 

Т-1 

ТДТН-

10000/110/35/10 

10 

10 

10 

52,5 

150,0 

525,0 

1970 

52 

57 

Т-2 

ТДТН-

16000/110/35/10 

16 

16 

16 

83,0 

240,0 

840,0 

1972 

50 

55 

5. 

ПС 110 кВ 

Малка 

Т-1 

ТДТН-

10000/110-7 У1 

10 

10 

10 

50,2 

150,0 

525,0 

1976 

46 

51 

Т-2 

ТДТН-

25000/110-79 У1 

25 

25 

25 

125,5 

375,0 

1313,0 

1985 

37 

42 

6. 

ПС 110 кВ 

Нарткала 

Т-1 

ТМН-6300/110 

У1 

6,3 

 - 

6,3 

31,6 

- 

551,1 

1989 

33 

38 

Т-2 

ТДН-10000/110 

У1 

10 

 - 

10 

50,2 

- 

875,0 

1991 

31 

36 

7. 

ПС 110 кВ 

Прохладная-1 

Т-1 

ТДТН-16000/110 

У1 

16 

16 

16 

80,3 

240,0 

840,0 

1977 

45 

50 

Т-2 

ТДТН-16000/110 

У1 

16 

16 

16 

80,3 

240,0 

840,0 

1985 

37 

20 

8. 

ПС 110 кВ 

ПТФ 

Т-1 

ТМН-6300/110 

6,3 

-  

6,3 

31,6 

-  

551,0 

1985 

37 

42 

Т-2 

ТДН-10000/110 

У1 

10 

 - 

10 

50,2 

-  

875,0 

1981 

41 

46 

9. 

ПС 110 кВ 

Чегем-2 

Т-1 

ТДТН-16000/110 

У1 

16 

16 

16 

80,3 

240,0 

840,0 

1987 

35 

40 

Т-2 

ТДТН-16000/110 

У1 

16 

16 

16 

80,3 

240,0 

840,0 

1988 

34 

39 

10. 

ПС 110 кВ 

Адыл-Су 

Т-1 

ТДТН-

10000/110/35/10 

10 

10 

10 

52,5 

150,0 

525,0 

2015 

7 

12 

Т-2 

ТДТН-

6300/110/35/10 

6,3 

6,3 

6,3 

31,6 

95 

331,0 

1977 

45 

50 

 

 

 

При  анализе  перспективной  загрузки  по  ТУ  на  ТП  применяются 

следующие  Коэффициенты  реализации  (Кр),  определяющие  отношение 
максимальной  фактически  набранной  мощности  к  максимальной 
заявленной мощности энергопринимающих устройств потребителей при 
технологическом  присоединении  в  зависимости  от  категории 
потребителей  электрической  энергии  (согласно  таблице  3.3.2), 
полученные  на  основании  статистической  информации  и  учитываемое 
АО  «СО  ЕЭС»  при  определении  перспективной  нагрузки  центров 
питания. 

Таблица 4.3.2. Значения коэффициентов реализации 

№ п/п 

Наименование категории потребителей 

Коэффициент 

реализации (Кр) 

1. 

Тяговые железнодорожные подстанции  

0,7 

2. 

Метро 

0,5 

3. 

Аэропорты 

0,4 

4. 

Добывающая  промышленность,  в  том  числе  добыча  полезных 

ископаемых,  за  исключением  нефти  и  газа,  горно-обогатительные 

фабрики 

0,8 

5. 

Добыча нефти и газа 

0,9 

6. 

Нефтеперекачивающие и газоперекачивающие станции 

0,8-0,9 

7. 

Химическая  промышленность,  в  том  числе  переработка  нефти  и  газа, 

производство резиновых и пластмассовых изделий 

0,7-0,8 

8. 

Черная металлургия 

0,8 

9. 

Цветная металлургия (производство алюминия) 

0,9 

10. 

Производство цемента 

0,8 

11. 

Деревообрабатывающая 

промышленность, 

в 

том 

числе  

целлюлозно-бумажные комбинаты 

0,9 

12. 

Иная промышленность 

0,7 

13. 

Агропромышленные комплексы (теплицы) 

0,9 

14. 

Производство  продуктов  питания,  в  том  числе  животноводческие 

комплексы и птицефабрики 

0,5 

15. 

Крупные 

застройщики, 

в 

том 

числе 

жилищные 

комплексы,  

торгово-развлекательные центры 

0,4 

16. 

Рекреационные комплексы, туристические кластеры 

0,3 

17. 

Потребители с заявленной мощностью до 670 кВт 

0,1-0,2 

 

Рассмотрим  ЦП  с  повышенной  токовой  загрузкой  трансформаторов 

в  режиме  N-1  с  учётом  договоров  на  технологическое  присоединение 
подробнее.  

Значения  коэффициентов  допустимой  длительной    перегрузки  

и  коэффициентов  допустимой  аварийной  перегрузки  с  продолжительностью 
нагрузки  (табл.  1  требований  к  перегрузочной  способности,  приказ 
Министерства  энергетики  Российской  Федерацииот  8  февраля  2019  г. 
№  81  «Об  утверждении  требований  к  перегрузочной  способности, 
трансформаторов  и  автотрансформаторов,  установленных  на  объектах 
электроэнергетики,  и  ее  поддержанию  и  о  внесении  изменений  в  Правила 
технической  эксплуатации  электрических  станций  и  сетей  Российской 
Федерации,  утвержденные  приказом  Минэнерго  России  от  19  июня  2003 г. 
№  229»)  приводятся  в  соответствии  со  значениями  температур  наружного 
воздуха  энергосистемы  Кабардино-Балкарской  Республики,  публикуемыми 
на 

официальном 

сайте 

АО 

«СО 

ЕЭС», 

применяемых  

для  расчетов  электроэнергетических  режимов  и  определения  технических 

187 

 
 

решений при перспективном развитии энергосистем (согласно таблицам 4.3.3 
и 4.3.4)  

Таблица  4.3.3.  Значения  температуры  наружного  воздуха  в  день 

зимнего контрольного измерения 

 
 

 

 

 

 

3.2 

-0.9 

4.7 

1.6 

3.2 

 

Таблица  4.3.4.  Значения  температуры  наружного  воздуха  в  день 

летнего контрольного измерения 

 

 

 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 

 

 

 

 

19.2 

23.0 

26.5 

22.7 

24.5 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

188 

 
 

189 

 
 

Анализ загрузки центра питания ПС 110 кВ Баксан-110 с учетом договоров 
на технологическое присоединение на 2022 - 2027 годы. 
Таблица 4.3.1.1. Наличие резервирования электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Баксан-110 по сети 
низшего и среднего напряжения на 01.01.2022. 

 

Наименование 
питающего 
центра 

Резервирование по сетям низшего напряжения 
(6-10 кВ) 

Резервирование по сетям среднего напряжения (35 кВ) 

Объем и место, куда 
переводится нагрузка 

Время перевода нагрузки  Объем и место, куда переводится нагрузка  Время перевода нагрузки 

ПС 110 кВ 
Баксан-110 
(110/35/10 кВ) 

Отсутствие возможности резервирования по 
сетям низшего напряжения 10 кВ из-за 
отсутствия связей с ЦП 
с классом напряжения 110/10 кВ (приложение 
№ 6. Письмо филиала ПАО «Россети Северный 
Кавказ» - «Каббалкэнерго» от 22.04.2022 
№ МР8/КБФ/01-00/988 исх «О направлении 
информации по ЦП с повышенной загрузкой 
трансформаторов 
для разработки СиПР 2023-2027») 

Отсутствие возможности резервирования по сетям среднего напряжения 
35 кВ 
из-за слабых, удалённых связей с ЦП с классом напряжения 110/35 кВ 
(ПС 110 кВ Прохладная-1, ПС 110 кВ Малка) (приложение 6. Письмо 
филиала ПАО «Россети Северный Кавказ» - «Каббалкэнерго» от 
22.04.2022 № МР8/КБФ/01-00/988 исх 
«О направлении информации по ЦП с повышенной загрузкой 
трансформаторов 
для разработки СиПР 2023-2027») 

 

Анализ планируемого прироста заявленной мощности  
 
Таблица 4.3.1.2. Анализ планируемого прироста заявленной мощности по заключенным договорам 
на технологическое присоединение по состоянию на 01.01.2022 

 

№ 
п/п 

Заявитель  Объект 

Мероприятия  
по увеличению 
трансформаторной 
мощности, 
предусмотренные 
ТУ в составе ДТП 

Присоединенная 
мощность, МВт 

Класс 
напряжения, 
кВ 

Год 
ввода 

Договор, 
ТУ 
на ТП 
 

Расчет приростов нагрузки ЦП 

Примечание 

Итоговый 
Коэфф. 
Кр 

Прогнозируемый 
прирост 
мощности по ТУ 
на ТП, МВт 

Прогнози-
руемый 
прирост 
мощности 
по ТУ на 
ТП, МВА 

1.  2 

3 

4 

5 

6 

7 

8 

9 

10 

11 

12 

ПС 110 кВ Баксан-110 
1.1  

 

отсутствуют 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2 

Договоры 
ТП малой 
мощности 
(менее 670 
кВт) 
(перечень 
приведен в 
приложении 
11) 

Обеспечение 
технологического 
присоединения 
энергопринимающих 
устройств по ДТП 
малой мощности, 
всего 132 шт 

отсутствуют 

2,854 

10 

2022 

Договоры 
ТП малой 
мощности, 
всего 132 
шт 

 

0,2 

0,571 

0,672 

Итого по ЦП 

0,571 

0,672 

 

190 

 
 
 
 

Таблица 4.3.1.3. Анализ загрузки трансформаторов в режиме N-1 с учетом договоров на технологическое присоединение и переводом 
нагрузки ПС 110 кВ Баксан-110 в период 2022 - 2027 годы 

 

Наиме-
новани
е 
питаю-
щего 
центра 

Диспетчерск
ое наим, 
тип(марка) 
тр-ра, 
год ввода  
в 
эксплуатаци
ю 

Sном, 
МВА 

Макси-
мальная 
фактиче
с-кая 
загрузка 
ЦП 
за 2017-
2021 
годы 
ЗРД/ЛР
Д, МВА 

Макс 
загрузка 
в 
режиме  
N-1 
ЗРД/ЛР
Д, % 

Дата 
максиму
ма 
Темпера
-тура  
Охлажда
ю-щей 
среды 
ЗРД/ЛР
Д 

Объём 
переводи
мой на 
соседние 
ЦП 
нагрузки, 
МВА 
 

Загрузк
а 
трансфо
р-
маторов 
ЦП 
в 
режиме 
N-1  
с 
учетом 
перевод
а 
нагрузк
и 
ЗРД/ЛР
Д, % 

Прогн
о-
зируе-
мый 
приро
ст 
мощн
ос-ти 
по ТУ 
на ТП  
с 
учето
м Кр, 
МВА 

Загруз
ка 
транс-
форма
торов 
ЦП в 
режим
е N-1  
с 
учето
м 
ДТП 
и 
пере-
водом 
нагруз
ки 
ЗРД/Л
РД, 
МВА 

Загруз
ка 
транс-
форма
торов 
ЦП в 
режим
е N-1  
с 
учето
м 
ДТП 
и 
перев
о-дом 
нагруз
ки 
ЗРД/Л
РД, % 

Коэффи
-циент 
допусти
-мой 
длитель
-ной 
перегру
зки  
(табл. 1 
требова-
ний  
к 
перегру-
зочной 
способн
о-сти) 
ЗРД/ЛР
Д 

Меро-
прияти
е на 
увели-
чение 
трансф
ормато
рной 
мощно
сти 

Обоснов
а-ние 
меро-
приятия 

Тре-
буем
ый 
срок 
Реали
-
зации 

Нали-
чие 
в ИП 

ПС 110 
кВ 
Баксан-
110 
 

Т-1, ТДТН-
16000/110/35
/10, 1987 

2*16  18,68 

116,75 

15.12.20
21 
T=+3,2°
С 

- 

116,75 

0,672 

19,352  121 

1,13 
(+3,2°С) 
 

Замена 
сущест
-
вующи
х 
трансф
ормато
ров Т-1 
и Т-2 
2х16 
МВА 
на тр-
ры 
2х25 
МВА 

Аварийн
ая 
перегруз
ка  
Т-1 (Т-2) 
в схеме 
N-1  
в 
сущест-
вующих 
режимах 
ЗРД и 
ЛРД 
электрич
ес-кой 
сети 

2023 
год. 

нет 

Т-2, ТДТН-
16000/110/35
/10, 1988 

2*16  17,05 

106,56 

19.06.20
19 
T=+26,5°
С 

106,56 

17,772  111 

0,94 
(+26,5°
С) 

 
 
 
 

191 

 
 

Анализ загрузки центра питания ПС 110 кВ Долинск с учетом договоров на технологическое присоединение на 2022 - 2027 годы 
Таблица 4.3.2.1. Наличие резервирования электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Долинск по сети низшего и среднего 
напряжения на 01.01.2022  

 

Наименование питающего 
центра 

Резервирование по сетям низшего напряжения (6-10 
кВ) 

Резервирование по сетям среднего напряжения (35 
кВ) 

Объем и место, куда 
переводится нагрузка 

Время перевода нагрузки 

Объем и место, куда 
переводится нагрузка 

Время перевода нагрузки 

ПС 110 кВ Долинск 
(110/10/6 кВ) 

2,0 МВА по сетям 
напряжения 
6 кВ на ПС 110 кВ 
Нальчик-110 
(Приложение 6. Письмо 
филиала ПАО «Россети 
Северный Кавказ» - 
«Каббалкэнерго» 
от 22.04.2022 № 
МР8/КБФ/01-00/988 исх 
«О направлении 
информации по ЦП 
с повышенной загрузкой 
трансформаторов для 
разработки СиПР 2023-
2027») 

3 часа 

- 

- 

 

Таблица 4.3.2.2. Анализ планируемого прироста заявленной мощности по заключенным договорам на технологическое 
присоединение по состоянию на 01.01.2022  

 

№ 
п/п 

Заявитель 

Объект 

Мероприят
ия  
по 
увеличени
ю 
трансформа
-торной 
мощности, 
предусмот-
ренные ТУ  
в составе 
ДТП 

Присое-
диненная 
мощность, 
МВт 

Класс 
напря
-
жени
я, кВ 

Год 
вво-
да 

Договор, ТУ на ТП 
 

Расчет приростов нагрузки ЦП 

Приме
-чание 

Итоговы
й 
коэфф. 
Кр 

Прогнози-
руемый 
прирост 
мощности 
по ТУ на 
ТП, МВт 

Прогнози-
руемый 
прирост 
мощности 
по ТУ на 
ТП, МВА 

1.  2 

3 

4 

5 

6 

7 

8 

9 

10 

11 

12 

ПС 110 кВ Долинск 

 

2.1
. 

МУП 
«Каббалккоммун-
энерго» 
(сеть-сеть) 
(ДТП приведен 
в приложении № 
5) )  

Школа на 1224 
места, г. 
Нальчик 
(категория 
потребителей: 
крупные 
застройщики, 
в том числе 
жилищные 

отсутствую
т 

2,0 
(в том 
числе, 
существую
щая 1,2 
МВт) 

6 

202
2 

Договор ТП от 
11.10.2018 
№ 465/2018. 
ТУ от 27.07.2018 
№ 5583/2018/КБФ/ 
НАЛРЭС 
 ТУ на ТП конечных 
потребителей 
к электрическим сетям 

  

0,4 

0,32 

0,36 

192 

 
 

№ 
п/п 

Заявитель 

Объект 

Мероприят
ия  
по 
увеличени
ю 
трансформа
-торной 
мощности, 
предусмот-
ренные ТУ  
в составе 
ДТП 

Присое-
диненная 
мощность, 
МВт 

Класс 
напря
-
жени
я, кВ 

Год 
вво-
да 

Договор, ТУ на ТП 
 

Расчет приростов нагрузки ЦП 

Приме
-чание 

Итоговы
й 
коэфф. 
Кр 

Прогнози-
руемый 
прирост 
мощности 
по ТУ на 
ТП, МВт 

Прогнози-
руемый 
прирост 
мощности 
по ТУ на 
ТП, МВА 

комплексы, 
торгово-
развлекательны
е центры) 

МУП 
«Каббалккоммунэнерг
о» №182 от 26.04.2018 
(ТУ на ТП приведены 
в приложении № 5) 

2.2
. 

Балагов Руслан 
Борисович 

многоквартирн
ый жилой дом, 
г.Нальчик, 
пр.Ленина, 1  
(категория 
потребителей: 
крупные 
застройщики, в 
том числе 
жилищные 
комплексы, 
торгово-
развлекательны
е центры) 

отсутствую
т 

1,0 

10 

202
2 

Договор ТП от 
29.03.2019 
№ 71/2019, ТУ 
от 26.02.2019 
№ 6431/2019/КБФ/НА
ЛРЭС изм. от 
27.05.2020, 
от 14.04.2022 

  

0,4 

0,40 

0,44 

2.3
. 

ООО "Аммик 
ГТГ" 

Торговый 
комплекс 
(категория 
потребителей: 
Крупные 
застройщики в 
том числе 
жилищные 
комплексы, 
торгово-
развлекательны
е центры) 

отсутствую
т 

1,550 (в 
том числе 
сущ. 0,350) 

10 

202
2 

Договор ТП 
№ 
8857/2022/КБФ/НалРЭ
С 
от 26.05.2022, ТУ 
№  
8857/2022/КБФ/НалРЭ
С 
от 18.05.2022 

  

0,4 

0,48 

0,565 

2.4
. 

ИП Теуважуков 
З.Х. 

МКД 
(категория 
потребителей: 
крупные 
застройщики, 
в том числе 
жилищные 
комплексы, 

отсутствую
т 

1000 

10 

202
2 

Договор от 12.07.2021 
№ 
12616/2021/КБФ/НалГ
ЭС ТУ от 08.07.2021 
№ 12616/2021/КБФ/На
лГЭС 

 

0,4 

0,4 

0,44