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

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

«базовому» варианту развития, приведены в

Приложении 1

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

Карты-схемы развития энергосистемы Чеченской Республики по «базовому»

варианту развития на каждый год формирования программы развития приведены

на рисунках (рисунки РВ-2019, РВ-2020, РВ-2021,РВ-2022, РВ-2023).

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

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 tgφ 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 (при необходимости);



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.

4.1.1. Расчеты электроэнергетических режимов.

«Базовый» вариант.

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

2019-2023 годов для «базового» варианта развития Чеченской энергосистемы. К

рассмотрению приняты периоды зимних максимумов нагрузки 2019, 2020, 2023 г.г.

и летних максимумов нагрузки 2019, 2023 г.г., соответствующие годам ввода

планируемых к строительству объектов электроэнергетики и наиболее энергоёмких

потребителей.

4.1.1.1. 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).

4.1.1.2. 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-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).

4.1.1.3. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы

Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума

нагрузки 2020 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской

энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки 2020 года

приведены в Приложении РВ-2020-ЗМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении

РВ-2020-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).

4.4.1.4. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы

Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки

2023 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской

энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки 2023года

приведены в Приложении РВ-2023-ЛМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении

РВ-2023-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).

4.1.1.5. Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы

Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума

нагрузки 2023 года.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чеченской

энергосистемы в периодпрохождения зимнего максимума нагрузки 2023года

приведены в Приложении РВ-2023-ЗМ-Таблицы (в табличном виде) и Приложении

РВ-2023-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).

Раздел 4.2. Анализ расчётов электроэнергетических режимов.

Предложения по развитию энергосистемы Чеченской Республики.

В данном разделе на основании проведённых в разделе 1.5 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 «базового» варианта развития

энергосистемы Чеченской Республики в период 2019-2023 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 «базового» варианта 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.

4.2.1. Анализ расчётов электроэнергетических режимов «базового»

варианта развития энергосистемы Чеченской Республики.

Предложения по развитию энергосистемы Чеченской Республики в

«базовом» варианте.

4.2.1.1. Краткая характеристика режимно-балансовой ситуации в период

2019-2023 г.г.

До ввода в 2019 году первого ГТУ Грозненской ТЭС энергосистема

Чеченской Республики ввиду отсутствия объектов генерации (за исключением

МГЭС

Кокадой

установленной мощностью 1,3 МВт и планируемой к строительству

в 2018 году Кировской МГЭС установленной мощностью 0,5 МВт) является

исключительно дефицитной по мощности, прогнозная величина дефицита при

прохождении зимнего максимума нагрузки 2018 года доходит до 490 МВт, при

прохождении летнего максимум нагрузки 2018 года до 402 МВт.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.

Ввод Грозненской ТЭС позволит покрыть потребность Чеченской

Республики в электроэнергии на 60-80 %, тем самым сократив дефицит в мощности

и электроэнергии юго-восточного части ОЭС Юга.

До ввода в работу Грозненской ТЭС по проектной схеме покрытие

электрической нагрузки Чеченской Республики осуществляется исключительно за

внешних перетоков мощности 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 Владикаказ-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.

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), 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) 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 и выключатель ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая –

Горячеисточненская (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, АОПО), 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 Гудермес-Тяговая отключен выключатель ВЛ 110 кВ

Гудермес-Тяговая – Шелковская (Л-146), для обеспечения объема УВ на

отключение нагрузки от комплексов ПА ОЭС Юга.

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

необходимостью

обеспечения

надёжности

электроснабжения потребителей г. Грозный, запитанных от данного объекта.

Для выдачи мощности Грозненской ТЭС, согласно СВМ Грозненской ТЭС,

предусматривается замыкание в нормальной схеме СМВ-110 на ПС 110 кВ

Северная и выключателя ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Горячеисточненская

(В-177) на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая после выполнения комплекса технических

мероприятий по РЗА, обеспечивающих возможность замыкания вышеуказанных

транзитов. В соответствии с этим, в проведённых расчётах электроэнергетических

режимов с вводом в 2019 году Грозненской ТЭС данные выключатели приняты

нормально включёнными.

На ПС 110 кВ ГРП-110 в 2015 году осуществлено включение (замыкание) в

нормальной

схеме

шиносоединительного

выключателя

ШСВ-110,

ранее

отключенного 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). Возможность включения вышеуказанной

транзитной связи было обеспечено вводом устройств противоаварийной

автоматики (АОПО, АЛАР) ШСВ-110 на ПС 110 кВ ГРП-110, а также реализацией

ряда мероприятий по оснащению объектов электроэнергетики Чеченской

Республики устройствами АЧР, воздействующими на отключение присоединений

6-35 кВ, что позволило вывести из-под воздействия АЧР ВЛ 110 кВ Грозный –

ГРП-110 с отпайками (Л-110) и ВЛ 110 кВ Грозный – ГРП-110 с отпайкой на ПС

Черноречье (Л-136) на ПС 330 кВ Грозный. Включение ШСВ-110 ПС 110 кВ ГРП-

110 существенно оптимизировало электроэнергетический режима Центрального

энергорайона Чеченской Республики, в т.ч. в части уровней напряжения в

энергорайонах ПС ГРП-110, ПС 110 кВ Горец, ПС 110 кВ № 84, ПС 110 кВ

Самашки.

В связи с монтажом устройств РЗА ЛЭП 110 кВ на ПС 110 кВ Цемзавод в

2016 году выполнено включение в нормальной схеме выключателя (замыкание

транзита) ВЛ 110 кВ Шали – Цемзавод (Л-160), что значительно повышает

надежность электроснабжения потребителей транзита 110 кВ Грозный – Цемзавод

– Шали – Аргунская ТЭЦ.

На планируемой к вводу по проектной схеме 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 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, АОПО), на секционном выключателе 110 кВ ПС

110 кВ Курчалой, питание которой осуществляется от вновь сооружаемых ВЛ 110

кВ Аргунская ТЭЦ – Курчалой и ВЛ 110 кВ Ойсунгур – Курчалой, предполагается

поддерживать нормальный разрыв.

По вышеуказанным причинам, а так же ввиду значительной протяженности

ВЛ 110 кВ Цемзавод – Ведучи и ВЛ 110 кВ Горец – Ведучи (более 70 км), в целях

оптимизации режима и снижения потерь электроэнергии в сети 110 кВ,

предусматривается

поддержание

нормального

разрыва

на

секционном

выключателе 110 кВ ПС 110 кВ Ведучи.

Мероприятия для повышения надежности функционирования восточной

части энергосистемы Чеченской Республики (потребители ПС 110 кВ Шелковская,

ПС 110 кВ Каргалиновская, ПС 110 кВ Гудермес, ПС 110 кВ Ойсунгур),

обеспечивающие работу электрической сети 110 кВ в замкнутом режиме, а именно

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 в настоящей работе не рассматривались в связи с

переносом сроков ввода данного объекта на 2024 год.

4.2.1.2. Анализ режимов работы электрической сети напряжением

110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2019 года.

В соответствии с СиПР Чеченской Республики на 2018-2022 гг. наиболее

тяжелым режимом работы энергосистемы Чеченской Республики на момент

прохождения периода летних максимальных нагрузок до присоединения

Грозненской ТЭС к энергосистеме Чеченской Республики, является режим

аварийного отключения 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) (потеря питания ПС 330 кВ Грозный по сети 330 кВ). В связи с

особенностями схемы сети 110 кВ Чеченской энергосистемы (необходимостью

поддержания нормальных разрывов на В-177 и ШСВ-110 на ПС 110 кВ Гудермес-

Тяговая) при потере питания ПС 330 кВ Грозный по стороне 330 кВ (при

отключении ВЛ 330 кВ Грозный – Чирюрт (ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный) в

схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный (ВЛ 330 кВ Грозный –

Чирюрт),

питание

Центральной

части

Чеченской

энергосистемы

будет

осуществляться через ШСВ-110 ПС 110 кВ ГРП-110, при этом его токовая нагрузка

может многократно превышать допустимую. Для недопущения повреждения

оборудования ШСВ-110 ПС 110 кВ ГРП-110 (в результате протекания токов,

значительно превышающих его пропускную способность до срабатывания АОПО

ШСВ-110 ПС 110 кВ ГРП-110), а так же для недопущения ограничения перетоков

активной мощности в сечениях «Дагестан – ОЭС» и «ОЭС – Дагестан» в

ремонтных схемах, необходимо при выводе в ремонт ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 –

Грозный или ВЛ 330 кВ Грозный – Чирюрт выполнять отключение ШСВ-110 на

ПС 110 кВ ГРП-110.

В соответствии с СиПР электроэнергетики Чеченской Республики на 2018-

2022 гг. до ввода в работу Грозненской ТЭС, в связи с отсутствием источников

генерации на территории Чеченской энергосистемы, низкой пропускной

способностью связей 110 кВ, необходимостью поддержания нормальных разрывов

в сети 110 кВ, данный режим характеризуется погашением значительной части

потребителей

Чеченской

энергосистемы

(центральная

часть

Чеченской

энергосистемы – ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Тепличная, ПС 110 кВ Родина, ПС

110 кВ Шали, ПС 110 кВ АКХП, Аргунская ТЭЦ, ПС 110 кВ Цемзавод, 2 сш 110

кВ ПС 110 кВ ГРП-110, 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ Гудермес-Сити, ПС 110

кВ Консервная, ПС 110 кВ Холодильник, 2 сш 110 кВ Гудермес-Тяговая, ПС 110

кВ Северная, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ

Черноречье).

Запитка потребителей в сложившейся схеме возможна исключительно по

межсистемным связям 110 кВ от Ингушской, Северо-Осетинской, Ставропольской

и Дагестанской энергосистем, путем деления сети 110 кВ Чеченской

энергосистемы с нагрузками, допустимыми по пропускной способности связей 110

кВ. После выполнения всех возможных комплексов мероприятий запитка

отключенных потребителей в полном объеме невозможна ввиду ограничений

пропускной способности сети.

Для обеспечения покрытия растущей нагрузки Чеченской Республики,

увеличения надёжности электроснабжения потребителей Чеченской Республики и

оптимизации электроэнергетического режима, в соответствии с ДПМ и СиПР ЕЭС

России на 2018-2024 годы, в 2019 году планируется ввод в работу Грозненской

ТЭС.

Ввод

Грозненской

ТЭС

позволит

избежать

массовых

погашений

потребителей Чеченской энергосистемы 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) (потеря

питания ПС 330 кВ Грозный по сети 330 кВ).

Расчеты электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы к

началу летнего периода 2019 года выполнены с учетом ввода в работу одной ГТУ

Грозненской ТЭС.

В составе Грозненской ТЭС к летнему максимуму 2019 года будет

функционировать газотурбинная установка ГТУ с генератором номинальной

мощностью 173,4 МВт, с присоединением её через трансформатор мощностью 250

МВА соответственно к РУ 110 кВ.

Таким

образом,

расчетной

модели,

при

рассмотрении

электроэнергетического режима работы Чеченской энергосистемы на этапе

прохождения летнего максимума 2019 года установленная мощность Грозненской

ТЭС принята равной 173,4 МВт.

В соответствии с СВМ Грозненской ТЭС РУ 110 кВ Грозненской ТЭС будет

выполнено по схеме «Две рабочие секционированные системы шин и обходная

система

шин

объединенными

обходными

шиносоединительными

выключателями».

Присоединение Грозненской ТЭС планируется к сети 110 кВ.

В соответствии с проектными решениями, принятыми в СВМ Грозненской

ТЭС, для выдачи мощности первой ГТУ Грозненской ТЭС потребуется:

– перезавод ВЛ 110 кВ Северная – ГРП-110 с отпайкой на

ПС Холодильник(Л-109) на Грозненскую ТЭС, с образованием ВЛ 110 кВ

Грозненская ТЭС – Северная с отпайкой на ПС Холодильник;

– перезавод ВЛ 110 кВ Грозный – ГРП-110 с отпайками (Л-110) на

Грозненскую ТЭС, с образованием ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – Грозный с

отпайками;

– сооружение ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ГРП-110 I цепь и ВЛ 110 кВ

Грозненская ТЭС – ГРП-110 II цепь с сечением провода не менее 300 мм

ориентировочной протяженностью по 5,3 км каждая;

– перезавод ВЛ 110 кВ ПС № 84 – ГРП-110 (Л-182) на Грозненскую ТЭС

путем отсоединения данной ВЛ от ПС 110 кВ ГРП-110 и достройки участка ВЛ до

Грозненской ТЭС с сечением провода не менее 185 мм

ориентировочной

протяженностью 4,5 км с образованием ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ПС №84;

– реконструкцию ПС 110 кВ ГРП-110 с заменой в двух линейных ячейках

ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ГРП-110 I цепь, ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ГРП-

110 II цепь существующего оборудования (разъединители, выключатели, ТТ, ВЧЗ,

ошиновки) с номинальным током менее 800 А на оборудование с номинальным

током не менее 800 А;

– реконструкцию ПС 110 кВ Северная в объеме, необходимом для

замыкания транзита 110 кВ Грозненская ТЭС – Северная – Восточная – Грозный.

Этап рассмотрения режимно-балансовой ситуации в энергосистеме

Чеченской Республики при прохождении летнего периода повышенных температур

наружного воздуха ориентирован на проверку достаточности проектных решений

по необходимому сетевому строительству, обеспечивающему выдачу мощности

Грозненской ТЭС, принятых в СВМ Грозненской ТЭС, и достаточности

пропускной способности электросетевого комплекса Чеченской энергосистемы для

покрытия растущего потребления Республики.

Анализ электроэнергетического режима в нормальной схеме (РВ-ЛМ-2019-1)

показывает, что нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный

составляет по 54 МВА – 44% от номинальной автотрансформаторной мощности

ПС, загрузка ВЛ 110 кВ находится в границах длительно-допустимых значений.

Наиболее загруженными ВЛ 110 кВ является ВЛ 110 кВ Ярыксу – Ойсунгур (Л-

128) – 260 А, при длительно-допустимой (ДД) токовой нагрузке ВЛ при 35 0С –

334 А,ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125) – 222 А, при длительно-

допустимой (ДД) токовой нагрузке ВЛ при 35 0С – 334 А. Наиболее загруженными

ЛЭП от Грозненской ТЭС являются ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ГРП-110 I и II

цепи, нагрузка по ним в нормальной схеме составляет по 235 А. Напряжение в сети

обеспечивается на уровне 107-119 кВ.

Для проверки достаточности проектных решений по необходимому сетевому

строительству, обеспечивающему выдачу одной ГТУ Грозненской ТЭС, принятых

в СВМ Грозненской ТЭС, выполнены проверочные расчеты. Рассмотрены режимы:

– ремонт ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ГРП-

110 1ц в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный;

– послеаварийный режим отключения 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110 в

схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный;

– послеаварийный режим отключения 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110 в

схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный в

схеме ремонта 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный в

схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ПС №84;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный в

схеме ремонта ВЛ 110 кВ Самашки – ГРП-110 (Л-103);

– послеаварийный режим отключения 2 сш 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110;

– послеаварийный режим отключения 1 сш 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110;

– ремонт 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный;

– ремонт ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ГРП-110 1ц;

– ремонт ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ГРП-110 2ц;

– ремонт ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ПС №84;

– ремонт ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – Северная.

Анализ рассмотренных режимов показывает достаточность проектных

решений по необходимому сетевому строительству, обеспечивающему выдачу

всей установленной мощности Грозненской ТЭС, принятых в СВМ Грозненской

ТЭС. Дополнительных мероприятий для обеспечения выдачи мощности

Грозненской ТЭС не требуется.

В послеаварийном режиме отключения ВЛ 330 кВ Грозный – Чирюрт в

схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный характеризуется отсутствием

перегрузов сверх аварийно-допустимого уровня. Напряжение в сети 110 кВ

поддерживается на уровне 102 - 114 кВ(РВ-ЛМ-2019-3).

Отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2019-13)

характеризуется перегрузом ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125) выше

аварийно-допустимого уровня – 469 А при Iа.д. = 401 А при +35 0С.

Для недопущения перегрузки ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125)

выше аварийно-допустимого уровня потребуется перевод транзита ВЛ 110 кВ

Грозный – Цемзавод – Шали – Аргунская ТЭС в тупиковый режим работы, в часы

максимальных нагрузок. Наиболее оптимальным является отключение В-160 на ПС

110 кВ Цемзавод.

Дополнительно, в целях определения необходимости реконструкции ВЛ 110

кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125) к этапу прохождения летнего максимума

2019 года, рассмотрен режим ремонта 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный. Расчеты

показывают, что для исключения рисков возникновения недопустимых перегрузов

ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125) в ремонтной схеме 2 сш 110 кВ ПС

330 кВ Грозный, потребуется отключение СВ-1-110 на Аргунской ТЭЦ, включение

В-177 на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая (РВ-ЛМ-2019-13.1). Следует отметить, что

дальнейший рост нагрузки потребителей, запитанных от ПС 110 кВ Цемзавод,

Шали, Аргунская ТЭС, а так же присоединение к энергосистемы ПС 110 кВ

Ведучи, приведет к возникновению перегруза ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская

ТЭЦ (Л-125) выше длительно-допустимого уровня в схеме ремонта 2 сш 110 кВ ПС

330 кВ Грозный.

В соответствии с вышеизложенным для обеспечения возможности

проведения ремонтных работ оборудования 110 кВ, связанных с необходимостью

вывода в ремонт 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный, на дальнейшем этапе

функционирования

энергосистемы

Чеченской

Республики

потребуется

ограничение потребителей. Для обеспечения длительно - допустимого режима

работы ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125)), недопущения перегруза

выше аварийно – допустимого уровня ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-

125) в послеаварийных режимах, а также обеспечения возможности присоединения

новых потребителей (в том числе набор нагрузки ПС 110 кВ Ведучи)

требуется в

2020 году выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ

(Л-125) с заменой провода АС-120 на провод большего сечения, замену на

Аргунской ТЭЦ провода шин 110 кВ и ошиновок ВЛ 110 кВ Грозный –

Аргунская ТЭЦ (Л-125)АС-120 на провод большего сечения, замена на ПС 330

кВ Грозный провода ошиновки ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125)

АС-120 на провод большего сечения.

Рост потребления в энергорайонах ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ

Гудермес, а так же набор мощности ПС 110 кВ Гудермес-Сити, ПС 110 кВ

Курчалой

могут

привести

недопустимым

нарушениям

параметров

электроэнергетического режима. Отключение ВЛ 110 кВ Акташ-Гудермес Тяговая

(Л-149) (РВ-ЛМ-2019-19)приводит к загрузке ВЛ 110 кВ Ярыксу – Ойсунгур(Л-

128)сверх аварийно – допустимого уровня – 403 А. Допустимый режим работы

данного энергоузла обеспечивает превентивное размыкание сети 110 кВ

следующим образом: поддержание нормального разрыва транзита ВЛ 110 кВ

Гудермес-Тяговая – Гудермес – Ойсунгур – Ярыксу путем отключения В-127, В-

144 на ПС 110 кВ Ойсунгур. Данная схема существенно снижает надёжность

электроснабжения потребителей, запитанных от ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ

Гудермес.

Таким образом, учитывая, что токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу –

Ойсунгур (Л-128) в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Акташ-

Гудермес-Тяговая (Л-149) превышает аварийно-допустимую величину, для

исключения необходимости перехода на тупиковую схему питания ПС 110 кВ

Ойсунгур и ПС 110 кВ Гудермес в нормальной схеме (отключение В-127, В-144

на ПС 110 кВ Ойсунгур) необходимо выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ

Ярыксу – Ойсунгур (Л-128) с заменой провода АС-120 на провод большего

сечения.

4.2.1.3. Анализ режимов работы электрической сети напряжением

110 кВ и выше на этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2019 года.

Расчеты электроэнергетических режимов работы Чеченской энергосистемы к

началу зимнего периода 2019 года выполнены с учетом ввода в работу двух ГТУ

Грозненской ТЭС.

В составе Грозненской ТЭС будут функционировать две газотурбинные

установки ГТУ с генераторами номинальной мощностью 173,4 МВт, с

Схема и программа развития электроэнергетики Чеченской Республики на 2019-2023 годы - часть 4