Схема и программа развития электроэнергетики Чеченской Республики на 2019-2023 годы - часть 3

 

 

31 

 

-ПС 110/35/6 кВ Гудермес.

 

 На  подстанции  установлены  два  силовых  трансформатора  110/35/6кВ 

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  -  90,6% 
(14,5 МВА)  и  Т-2  -  93,1%  (14,9  МВА).    При  аварийном  отключении  любого 
трансформатора  впериод  максимальных  нагрузок  оставшийся  в  работе 
трансформаторы  будут  находиться  в  режиме  перегруза,  который    приводит  к 
необходимости ввода ограничений.

 

-ПС 110/35/10 кВ Шали.

 

 На  подстанции  установлены  два  силовых  трансформатора  110/35/10кВ 

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  -  116,9%  (18,7 
МВА)  и  Т-2  -  100,6%  (16,1  МВА).  В  период  максимальных  нагрузок  при 
аварийном  отключении  любого  трансформатора  оставшийся  в  работе 
трансформатор  будет  находиться  в  режиме  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  –  60,8%  (15,2  МВА)  и  Т-2  -  58,8%  (14,7  МВА).  При  аварийном 
отключении  одного  из  трансформаторов  в  период  максимальных  нагрузок 
оставшийся в работе трансформатор 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  -  34,8% 
(8,7 МВА)  и  Т-2  -  54,4%  (13,6  МВА).  При  аварийном  отключении  одного  из 
трансформаторов  в  период  максимальных  нагрузок  оставшийся  в  работе 
трансформатор  будет    находиться  в  режиме    непревышения  номинальной 
мощности.

 

Таблица 2.5

 

Данные по загрузке трансформаторов подстанций 110 кВ в период ОЗП  

2017/2018 гг.

 

№                        

п/п 

Наименование 

подстанции 

Наименование 

трансформатора 

Установленная 

мощность 

трансформатора, 

МВА 

Максимальная 

нагрузка 

зимнего 

режимного 

дня,  МВА 

% 

загрузки 

тр-ра 

1 

Ойсунгур 

Т-1 

25 

23,4 

93,6 

Т-2 

25 

31,7 

126,8 

Т-3 

16 

12,3 

76,9 

2 

Гудермес 

Т-1 

16 

14,5 

90,6 

 

 

32 

 

Т-2 

16 

14,9 

93,1 

3 

Шали 

Т-1 

16 

18,7 

116,9 

Т-2 

16 

16,1 

100,6 

4 

Аргунская ТЭЦ 

Т-1 

16 

10,4 

65,0 

Т-2 

16 

12,3 

76,9 

5 

Цемзавод 

Т-1 

25 

6 

24,0 

Т-2 

25 

11,7 

46,8 

6 

Шелковская 

Т-1 

10 

0 

0,0 

Т-2 

10 

7,3 

73,0 

7 

Ищерская 

Т-1 

16 

9,9 

61,9 

Т-2 

1 6 

9,3 

58,1 

8 

Наурская    

Т-1 

16 

0 

0,0 

Т-2 

16 

13,3 

83,1 

9 

Горячеисточнен-
ская 

Т-1 

16 

0 

0,0 

Т-2 

16 

4,7 

29,4 

10  Каргалиновская 

Т-1 

10 

6 

60,0 

11  Алпатово 

Т-1 

6,3 

2,1 

33,3 

12  Горец 

Т-1 

25 

15,3 

61,2 

Т-2 

25 

15,4 

61,6 

13  Самашки 

Т-1 

16 

15,6 

97,5 

Т-2 

16 

11,3 

70,6 

14  Восточная 

Т-1 

25 

15,2 

60,8 

Т-2 

25 

14,7 

58,8 

15  Октябрьская 

Т-1 

16 

11,3 

70,6 

16  Северная  

Т-1 

25 

8,7 

34,8 

Т-2 

25 

13,6 

54,4 

17  Холодильник 

Т-1 

25 

12,7 

50,8 

Т-2 

25 

0 

0,0 

18  Южная 

Т-1 

16 

14,3 

89,4 

Т-2 

16 

12,8 

80,0 

19  ГРП 

Т-3 

25 

13,6 

54,4 

Т-4 

25 

19,8 

79,2 

20  № 84 

Т-1 

16 

18,8 

117,5 

Т-2 

16 

3,1 

19,4 

21  Консервная 

Т-1 

16 

4 

25,0 

Т-2 

16 

0 

0,0 

22  АКХП (Аргун) 

Т-1 

10 

5,2 

52,0 

Т-2 

10 

1 

10,0 

33 

2.5  Структура установленной электрической мощности и выработки 

электрической энергии на территории Чеченской Республики. 

На 

территории 

Чеченской 

Республики 

отсутствуют 

действующие 

электростанции мощностью более 5 МВт.  

Аргунская  ТЭЦ,  восстановление  которой  начато  в  2001  году,  является 

объектом  незавершенного  строительства.  Согласно  проекта  установленная 
электрическая мощность предполагалась 18 МВт.  

В 2015 году введена в эксплуатацию МГЭС

 Кокадой

 мощностью 1,3 МВт. 

2.6 Перечень существующих электростанций, включая блок-станции, 

установленной мощностью выше 5 МВт. 

На  территории  Чеченской  Республики  отсутствуют  действующие  электростанции 
мощностью более 5 МВт. 

2.7 Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам 

собственности. 

На 

территории 

Чеченской 

Республики 

отсутствуют 

действующие 

электростанции  мощностью  более  5  МВт.  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.  

В  2015  году  введена  в  эксплуатацию  малая  ГЭС  на  реке  Аргун  (

МГЭС 

Кокадой

)  мощностью  1,3  МВт.  Завершается  строительство  малой  ГЭС  на  реке 

Сунжа  мощностью  0,5  МВт  (Кировская  МГЭС).  Разработаны  проекты 
строительства малых ГЭС на реке Аргун: 

МГЭС «Сателлит» - 1,2 МВт; 
МГЭС «Гухой» - 2,1 МВт; 
МГЭС «Ушкалой» - 4,9 МВт. 

2.8 Характеристика балансов электрической энергии и  мощности на 

территории Чеченской Республики за период 2013–2017 гг. 

Энергосистема  Чеченской  Республики  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.

 

Ниже  приведены  структурные  схемы  балансов  мощности  для  зимнего 

максимума  и  летнего  минимума  нагрузки  Чеченской  энергосистемы  за  режимные 
дни в 2013-2017 гг.

 

34 

 

 

35 

 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

 

36 

 

Ниже  приведены  данные  по  перспективным  балансам  мощности  и 

электроэнергии на территори Чеченской республики. 

 

Прогнозный баланс мощности 

Наименование 

Факт 

2017 

Прогноз, МВт 

2018  

2019  

2020  

2021  

2022  

2023  

Потребность  

473 

490 

503 

526 

533 

538 

542 

Покрытие, в т.ч 

1,3 

1,3 

348,1 

348,1 

348,1 

348,1 

348,1 

ГЭС 

1,3 

1,3 

1,3 

1,3 

1,3 

1,3 

1,3 

ТЭС 

 

 

346,8 

346,8 

346,8 

346,8 

346,8 

 

Прогнозный баланс электроэнергии 

Наименование 

Факт 

2017 

Прогноз, Млн.кВт.ч 

2018 

2019 

2020 

2021 

2022 

2023 

Потребность 

2700 

2743 

2805 

2938 

3000 

3036 

3059 

Покрытие, в т.ч 

7,0 

7,0 

907 

2383 

2455 

2455 

2455 

ГЭС 

7,0 

7,0 

7,0 

7,0 

7,0 

7,0 

7,0 

ТЭС 

 

0,0 

900 

2376 

2448 

2448 

2448 

Сальдо 

перетоков 

электрической 

энергии 

2693 

2736 

1899 

555 

546 

581 

605 

 

 

2.9. 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  публичного  акционерного  общества 
«Федеральная  сетевая  компания  единой  энергетической  системы»  (ПАО  «ФСК 
ЕЭС»).  СПМЭС  осуществляет  эксплуатацию  сетей  330 кВ  на  территории 
Чеченской  Республики.  На  территории  Чеченской  Республики  в  эксплуатации  
СПМЭС  находятся  333,52    км  линий  электропередачи  напряжением  330  кВ  и 
подстанция  напряжением  330  кВ  Грозный-330,  с  суммарной      трансформаторной 
мощностью АТ 375 МВА.  

-  АО  «Чеченэнерго»,  находится  под  управлением  ПАО  «МРСК  Северного 

Кавказа». В составе АО «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 

 

 

37 

 

обслуживаются  следующими  подразделениями  АО  «Чеченэнерго»:  13  районными 
электрическими  сетями  (РЭС)  и  3  городскими  электрическими  сетями  (ГЭС).  
Объем  передачи  электроэнергии,  осуществляемый  энергокомпанией,  достиг  в 
отчетном  году    2627,5  млн.  кВт.ч.  в  год.  Суммарная  протяженность  ЛЭП  АО 
«Чеченэнерго» в 2017 г. составляла – 1069,01 км (110 кВ), 936,05 км. (35 кВ), а так 
же 87 подстанции напряжением 35–110 кВ общей мощностью 1156,7 МВА и  5008 
трансформаторных и распределительных подстанций напряжением 6-10 кВ, общая 
мощность – 1040 МВА. 

-  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 
напряженим 110 кВ – 115 МВА.  

Общая  протяженность  ВЛ  и  трансформаторная  мощность  подстанций  по 

классам напряжения в энергосистеме Чеченской Республики  приведена в таблице 
2.6. 

Таблица 2.6  

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 

111,0 

375,0 

110 

1093,71 

873,9 

Всего 

1204,71 

1178,42 

 

За отчетный период на территории Чеченской Республики введены в работу: 
ПС 110 кВ Черноречье 2х16 МВА с отпайками от ВЛ 110 кВ Грозный – ГРП-

110 (Л136) и ВЛ 110 кВ ГРП-110 – Октябрьская (Л-137) 3,2 км; 

ПС 110 кВ Тепличная 1х16 МВА с  ВЛ 110 кВ  Грозный – Тепличная 20 км; 
ПС 110 кВ Родина 1х25 МВА с отпайкой от ВЛ 110 кВ Грозный – Тепличная 

1,5 км; 

ПС 110/10 кВ Курчалой с трансформатором 110/10 кВ 25 МВА с  ВЛ 110 кВ 

Ойсунгур – Курчалой 17,8 км. 
 

Так  же  в  результате  реконструкций  и  доведения  подстанций  до  проектных 

параметров  за  последние  5  лет  были  увеличены  установленные  мощности 
нижеперечисленных подстанций: 

Таблица 2.7 

Вводы ВЛ (КЛ) и трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ 

и выше за период 2013 – 2017 гг. на территории Чеченской Республики 

№ 
п/п 

Класс 
напряже-
ния 

Наименование 

объекта 

Принадлежность 
к компании 

Год 
ввода 

Протяженность 
/мощность 
(км/МВА) 

1 

110 

ПС ГРП – 110, замена  АО «Чеченэнерго»  2014 

50 

 

 

38 

 

№ 
п/п 

Класс 
напряже-
ния 

Наименование 

объекта 

Принадлежность 
к компании 

Год 
ввода 

Протяженность 
/мощность 
(км/МВА) 

Т-3  16  МВА  на  25 
МВА 

2 

110 

ПС 110 кВ Ищерская, 

замена Т-1 10 МВА на 
16 МВА 

АО «Чеченэнерго»  2014 

32 

3 

110 

ПС  110  кВ  №  84, 

установка 

2-го 

трансформатора 

16 

МВА 

АО «Чеченэнерго»  2014 

32 

4 

110 

ПС 

110 

кВ 

Шелковская,  ввод  2-
го  трансформатора  10 
МВА 

АО «Чеченэнерго»  2014 

20 

5 

110 

ПС 

110 

кВ 

Черноречье 

2х16 

МВА  с  отпайками  от 
ВЛ  110  кВ  Грозный  – 
ГРП-110  (Л136)  и  ВЛ 
110  кВ  ГРП-110  – 
Октябрьская (Л-137)  

АО «Чеченэнерго 

2017 

3,2 км; 

32 МВА,  

6 

110 

ПС 

110/10 

кВ 

Курчалой 

с 

трансформатором 
110/10  кВ  25  МВА  с  
ВЛ 110 кВ Ойсунгур – 
Курчалой 

АО «Чеченэнерго 

2017 

17,8 км; 

25 МВА 

7 

110 

ПС 110 кВ Тепличная 

1х16 

МВА 

с                     

ВЛ 110 кВ  Грозный – 
Тепличная  

ООО «Тепличный 
косплекс 
ЮгАгроХолдинг» 

2017 

20 км; 

16 МВА 

8 

110 

ПС  110  кВ  Родина 

1х25 МВА с отпайкой 
от ВЛ 110 кВ Грозный 
– Тепличная 

ООО «Тепличный 
косплекс 
ЮгАгроХолдинг» 

2017 

1,5 км; 

25 МВА 

 

 

2.10. Основные внешние электрические связи энергосистемы Чеченской 

Республики с указанием существующих ограничений по пропускной 

способности внешних сечений. 

 

 

39 

 

 
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 

I 

цепь с отпайками

 (Л-123) и ВЛ 110 кВ Затеречная – Ищерская 

II цепь с отпайками 

(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), ВЛ 110 кВ Ищерская – Плиево с отпайками (Л–
122), ВЛ 35 кВ Слепцовская – Серноводская (Л–41). 

Перечень  ВЛ  напряжением  35  кВ  и  выше,  обеспечивающих  внешние 

межсистемные  связи  энергосистемы  Чеченской  Республики  с  энергосистемами 
соседних регионов, представлен в таблице 2.8. 

Таблица 2.8 

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 

I 

цепь с отпайками

 (Л-123) 

132,92 

ВЛ  110  кВ  Затеречная  –  Ищерская 

II 

цепь с отпайками

 (Л-124) 

132,92 

с Дагестанской энергосистемой 

330 кВ 

  ВЛ 330 кВ Грозный – Чирюрт 

93,45 

110 кВ 

ВЛ  110  кВ  Акташ  –  Гудермес-Тяговая 
(Л-149) 

65,8 

 

 

40 

 

Класс 

напряжения 

Наименование объекта 

Протяженность, 

км 

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) 

39,63 

ВЛ 110 кВ Ищерская – Плиево (Л-121) 

60,54 

ВЛ  110  кВ  Ищерская  –  Плиево  с 
отпайками (Л–122), 

60,54 

35 кВ 

ВЛ 35 кВ Слепцовская – Серноводская 
(Л–41) 

11,4 

 
 

 

Раздел 3 Анализ функционирования электроэнергетики на территории 

Чеченской Республики. 

 

Учитывая  значительный  рост  электропотребления  в  последние  годы  в 

Чеченской  Республике  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  2017  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  Владикаказ-2  –  Чирюрт,  который  также 

 

 

41 

 

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 2017 году сеть 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики представляет 

собой два раздельных энергорайона, запитанных от: 

1.

 

ПС 330 кВ Грозный и по межсистемным связям 110 кВ от Ингушской, 

Северо-Осетинской и Ставропольской энергосистемы. 

2.  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  отключены  шиносоединительный 

выключатель  ШСВ-110  и    выключатель  ВЛ  110  кВ  Горячеисточненская  – 
Гудермес-Тяговая (В-177) – 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 (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,  в  связи  с  реализацией  ряда  мероприятий  по 

оснащению  объектов  электроэнергетики  Чеченской  Республики  устройствами 
АЧР,  воздействующими  на  отключение  присоединений  6-35  кВ  (вывод  из-под 
воздействия  АЧР  ВЛ  110  кВ  Грозный  –  ГРП-110  (Л-110)  и  ВЛ  110  кВ  Грозный  – 
ГРП-110  (Л-136)  на  ПС  330  кВ  Грозный),  АОПО  и  АЛАР  с  воздействием  на 
отключение  ШСВ-110  ПС  110  кВ  ГРП-110,  включен  в  нормальной  схеме  сети 
шиносоединительный выключатель ШСВ-110.   

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. 

 

На ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая в настоящий момент исполнен нормальный 

разрыв  на  выключателе  ВЛ  110  кВ  Гудермес-Тяговая  –  Шелковская  (Л-146),  для 
обеспечения объема УВ на отключение нагрузки от комплексов ПА ОЭС Юга. 

 
 
 
 

 

 

42 

 

 

Раздел 4. Основные направления развития электроэнергетики 

Чеченской Республики. 

4.1. Предложения по развитию энергосистемы

 

Чеченской Республики. 

4.1.1. 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  2019-2023  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. 

Рассмотрен 

один 

вариант 

развития 

электроэнергетики 

Чеченской 

Республики – «Базовый» («Реалистический»). 

«Базовый»  вариант  развития  электроэнергетики  Чеченской  Республики 

основан  на  прогнозных  балансовых  данных  АО  «СО  ЕЭС»,    данных  по  вводам 

(реконструкции)  объектов  электроэнергетики  в  утверждённых  инвестиционных 

программах 

субъектов 

электроэнергетики 

и 

технических 

условиях 

на 

технологическое  присоединение,  по  которым  на  момент  разработки  Схемы  и 

программы  развития  электроэнергетики  Чеченской  Республики  заключены 

договора на ТП. 

Прогноз потребления мощности энергосистемы Чеченской Республики на 5-

летний 

период 

для 

«базового» 

варианта 

развития 

электроэнергетики,соответствующий  данным  проекта  «Схемы  и  программы 

развития Единой энергетической системе России на 2018-2024 годы» (далее - СиПР 

ЕЭС России на 2018-2024 годы): 

Таблица 4.1 

  

  

  

 

ПРОГНОЗИРУЕМЫЙ ПЕРИОД 

  

  

  

2018 

2019 

2020 

2021 

2022 

2023 

ЛМ 

Потребление мощности, 

402 

402 

421 

426 

430 

434 

 

 

43 

 

ЗМ 

МВт 

490 

503 

526 

533 

538 

542 

В соответствии с «базовым» вариантом развития: 

Согласно СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы, договору на предоставление 

мощности  (ДПМ),  утв.  распоряжением  правительства  РФ  от  16.02.2015  №238-р, 

уведомления  ЦФР  от  14.07.2017№1-2089  (о  перенос  начала  исполнения 

обязательств по ДПМ на 30.06.2019 и на 31.12.2019), Технических условий №722р 

от  08.08.2017  на  ТП  Грозненской  ТЭС  к  электрическим  сетям  АО  «Чеченэнерго», 

внестадийной  работы  «Схема  выдачи  мощности  Грозненской  ТЭС»  (далее  –  СВМ 

Грозненской  ТЭС)  в  2019  году  планируется  присоединение  к  сети  110  кВ 

Грозненской  ТЭС.  Строительство  Грозненской  ТЭС  намечено  в  Заводском  районе 

г.  Грозный,  на  территории  бывшей  Грозненской  ТЭС-3.  На  электростанции 

планируется  установить  две  ГТУ  электрической  мощностью  173,4  МВт  каждая. 

Работа ГТУ планируется в базовом режиме. Таким образом, полная установленная 

мощность Грозненской ТЭС составит 346,8 МВт. 

На  основании  проектных  данных  о  планируемых  режимах  работы 

Грозненской  ТЭС,  располагаемая  мощность  ГТУ  принималась  в  соответствии  с 

нижеприведенными данными:   

Таблица 4.2 

  

  

  

 

ПРОГНОЗИРУЕМЫЙ ПЕРИОД 

  

  

  

2018 

2019 

2020 

2021 

2022 

2023 

ЛМ 

Выработка мощности 

Грозненской ТЭС, 

МВт 

0 

173,4 

346,8 

346,8 

346,8 

346,8 

ЗМ 

0 

346,8 

346,8 

346,8 

346,8 

346,8 

 

При  рассмотрении  электроэнергетических  режимов  работы  энергосистемы 

Чеченской Республики привязка Грозненской ТЭС осуществлялась в соответствии 

проектными 

решениями, 

разработанными 

в 

СВМ 

Грозненской 

ТЭС, 

согласованными Системным оператором и сетевыми организациями.  

Согласно СВМ Грозненской ТЭС: 

Для  выдачи  мощности  первой  ГТУ  Грозненской  ТЭС  предусматривается 

следующий объем электросетевого строительства: 

 

 

44 

 

–строительство  заходов  в  ОРУ  110  кВ  ТЭС  от  ВЛ  110  кВ  Северная  –  ГРП-

110  (Л-109)  и  Грозный  –  ГРП-110  (Л-110)  с  образованием  новой  двухцепной  ВЛ 

110 кВ Грозненская ТЭС – Грозный с отпайками и ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – 

Северная с отпайкой на ПС Холодильник; 

–строительство захода в ОРУ 110 кВ ТЭС ВЛ 110 кВ ПС № 84 – ГРП-110 (Л-

182) с образованием ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ПС №84; 

– строительство двух новых ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС –  ГРП-110 I цепь и 

ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС –  ГРП-110 II цепь с подвеской провода АС-300; 

–мероприятия  по  реконструкции  ПС  110  кВ  Северная,  обеспечивающие 

замыкание транзита 110 кВ (включение СМВ-110 ПС 110 кВ Северная); 

–  ряд  иных  мероприятий  по  реконструкции  объектов  электроэнергетики  в 

соответствии с СВМ Грозненской ТЭС, указанных далее в Приложении 4.  

К  вводу  второй  ГТУ  на  Грозненской  ТЭС  необходимо  выполнить 

строительство и реконструкцию следующих объектов: 

–  строительство  двухцепной  ВЛ  110  кВ  от  Грозненской  ТЭС  до  ВЛ  110  кВ 

Грозный  –  Южная  (Л-114,  Л-115)  с  образованием  новой  двухцепной  ВЛ 110 кВ 

Грозненская ТЭС  –  Грозный  I  цепь    с  отпайкой  на  ПС  Южная  и  ВЛ 110  кВ 

Грозненская ТЭС  –  Грозный  II  цепь  с  отпайкой  на  ПС  Южная  с  подвеской  на 

новом участке ВЛ провода АС-185; 

–  строительство  новой  ВЛ  110  кВ  Грозненская  ТЭС  –  Плиево  Новая  с 

проводом АС-240; 

–мероприятия по РЗА, обеспечивающие замыкание существующего разрыва 

на В-177 ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая. 

Согласно  ДТП  №  266/2011-НЭ  от  06.06.2011,  Технических  условий  №188р 

от  29.11.2010  с  изм.  от  05.11.2015  на  ТП  Нефтеперерабатывающего  завода  г. 

Грозный  филиала  НК  «Роснефть»  в  Чеченской  Республике  –  (мощностью  19,4 

МВт),  в  2019  году  планируется  ввести  в  работу  ПС  110/10  кВ  НПЗ,  питание 

которой  будет  осуществляться  отпайками  от  ВЛ  110  кВ  Грозный  –  ГРП-110  с 

отпайкой  на  ПС  Черноречье  (Л-136)  и  от  ВЛ 110  кВ  ГРП-110  –  Октябрьская  с 

отпайкой  на  ПС  Черноречье  (Л-137).  В  соответствии  с  ТУ  для  обеспечения 

возможности  присоединения  НПЗ  планируется  выполнение  мероприятий  по 

восстановлению  участка  ВЛ 110  кВ  ГРП-110  –  Октябрьская  с  отпайкой  на  ПС 

 

 

45 

 

Черноречье  (Л-137)  от  ПС  330  кВ  Грозный  до  отпайки  на  ПС  Октябрьская  с 

образованием ВЛ 110 кВ Грозный – ГРП-110 с отпайками (Л-137).  

Согласно  ИП  АО  «Чеченэнерго»  на  2016-2022  годы,  Технических 

условий№582р  от  01.08.2016  на  ТП  комплекса  высотных  зданий  «Гудермес-Сити 

1»,  «Гудермес-Сити  2»  ЗАО  «Инкомстрой»,  в  2018  году  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  по 

проектной  схеме  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.  На 

момент  выполнения  настоящей  СиПР  ПС  110  кВ  Гудермес-Сити  на 

промежуточном  этапе  подключена  отпайкой  к  ВЛ  110  кВ  Гудермес-Тяговая– 

Гудермес (Л-126) (опробована напряжением).  

В  соответствии  с  Техническими  условиями  №471р  от  14.07.2015  (ДТП 

№337/2016 от 26.08.2016) на ТП  ВГК «Ведучи» к сетям АО «Чеченэнерго» в 2019 

году планируется присоединить ПС 110 кВ Ведучи, со строительством ВЛ 110 кВ 

Цемзавод – Ведучи и ВЛ 110 кВ Горец – Ведучи, с нагрузкой до 24 МВт. 

В соответствии с Техническими условиями № 529р от 30.12.2015 на ТП МВК 

«Ахмат  Тауэр»,    ДТП  №232/2016  от  09.06.2015,  Техническими  условиями  №540р 

от  27.01.2016  на  ТП  ТРЦ  «Грозный-Молл»,  ДТП  №231/2016  от  09.06.2016,  

Техническими  условиями  №559р  от  19.04.2016  на  ТП  ПРЗ  «Каусар»,  ДТП 

№304/2016  от  25.07.2016,  к  сетям  АО  «Чеченэнерго»  в  2020  году  планируется 

присоединить  ПС  110  кВ  Грозный  Сити,  с  подключением  отпайками  от  ЛЭП  110 

кВ  Грозный  –  Южная  (Л-114,  Л-115)  (ВЛ  110  кВ  Грозненская  ТЭС  –  Грозный  с 

отпайками на ПС 110 кВ Южная 1 и 2 цепь), с нагрузкой до 36 МВт. 

В  соответствии  с  утвержденной  Схемой  и  программой  развития 

электроэнергетики Чеченской Республики на 2018-2022 гг., ИП АО «Чеченэнерго» 

на  2016-2022  годы  в  2018  году  планируется  завершить  строительство  ВЛ  110  кВ 

Аргунская  ТЭЦ  –  Курчалой,  с  переводом  на  ПС  110  кВ  Курчалой  части  нагрузки 

ПС 110 кВ Ойсунгур. 

 

 

46 

 

Строительство  ПС  330  кВ  Сунжа,  рассматриваемое  на  предыдущих  этапах 

формирования  Схемы  и  программы  развития  энергосистемы  Чеченской 

Республики  как  основное  мероприятие  на  перспективный  пятилетний  период, 

направленное  на  обеспечение  надежного  электроснабжения  потребителей 

Чеченской 

Республики, 

возможность 

осуществления 

дополнительных 

технологических 

присоединений 

новых 

потребителей 

и 

обеспечивающее 

поддержание  электроэнергетических  режима  в  рамках  допустимых  значений,  в 

настоящей  Схеме  и  программе  развития  на  период  2019-2023  гг.  не 

рассматривается.  В  связи  с  планируемым  вводом  Грозненской  ТЭС  по  ДПМ,  

дефицитом  финансирования  инвестиционных  программ  сетевых  организаций,  

согласно  СиПР  ЕЭС  России  на  2018-2024  годы  строительство  ПС  330  кВ  Сунжа 

перенесено на 2024 год.  

В  рамках    «базового»  варианта  развития  электроэнергетики  Чеченской 

Республики  на  период  2019-2024  гг.  не  учитывались  (не  включены  в  расчетную 

модель)  вводы  энергообъектов  напряжением  110  кВ  для  технологического 

присоединения  энергопринимающих  устройств  ряда  потребителей,  строительство 

которых  предусматривается  в  соответствии  с  имеющимися  заявками  и 

техническими  условиями  на  технологическое  присоединение  к  электрическим 

сетям 

АО «Чеченэнерго», 

ввиду 

отсутствия 

заключённых 

договоров 

на 

технологическое присоединение. 

В  соответствии  с  вышеизложенным  в  рамках    «базового»  варианта  не 

рассмотрен ввод автомобильного завода АК «Юг-Авто» в г. Аргун с максимальной 

мощностью  22  МВт,  технологическое  присоединение  которого  предполагается 

осуществить от проектируемой ПС 110 кВ Автопром (2*25 МВА), подключаемой к 

энергосистеме  по  двум  проектируемым  ВЛ 110 кВ  Аргунская  ТЭЦ  –  Автопром  и 

ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ – Шали (Л-162). 

Включение  данного  и  иных  объектов  электроэнергетики  в  «базовый» 

вариант  Схемы  и  программы  развития  электроэнергетики  Чеченской  Республики  

возможно на следующих этапах формирования СиПР после заключения договоров 

на технологическое присоединение соответствующих потребителей.