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

присоединением их через блочные трансформаторы мощностью 250 МВА к

РУ 110 кВ.

Таким

образом,

расчетной

модели

при

рассмотрении

электроэнергетического режима работы Чеченской энергосистемы на этапе

прохождения зимнего максимума 2019 года установленная мощность Грозненской

ТЭС принята равной 346,8 МВт(2х173,4МВт).

В соответствии с проектными решениями, принятыми в СВМ Грозненской

ТЭС, для выдачи полной мощности Грозненской ТЭС, дополнительно к

мероприятиям, выполнение которых потребуется для выдачи первого ГТУ,

потребуется:

– сооружение двух ЛЭП 110 кВ на Грозненскую ТЭС с сечением провода не

менее 185 мм2 ориентировочной протяженностью 2 км в двухцепном исполнении с

присоединением отпайками к ВЛ 110 кВ Грозный – Южная I цепь (Л-114) и ВЛ 110

кВ Грозный – Южная II цепь (Л-115) с образованием 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;

– сооружение ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – Плиево Новая с сечением

провода не менее 240 мм2 ориентировочной протяженностью 75 км;

– строительство ПС 110 кВ Плиево-Новая с дополнительной линейной

ячейкой 110 кВ для присоединения ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – Плиево Новая

(территория Республики Ингушетия, предусмотрено инвестиционной программой

ПАО «МРСК Северного Кавказа»).

Этап рассмотрения режимно-балансовой ситуации в энергосистеме

Чеченской Республики при прохождении зимнего периода ориентирован на

проверку достаточности проектных решений по необходимому сетевому

строительству,

обеспечивающему

выдачу

всей

установленной

мощности

Грозненской ТЭС, принятых в СВМ Грозненской ТЭС, и достаточности

пропускной способности электросетевого комплекса Чеченской энергосистемы для

покрытия растущего потребления Республики, связанного, в том числе с

присоединением к сети 110 кВ Чеченской энергосистемы крупных узлов нагрузки

(ПС 110 кВ НПЗ, ПС 110 кВ Ведучи).

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на

этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2019 года показал, что в

нормальной схеме (РВ-ЗМ-2019-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ ПС

330 кВ Грозный составляет по 33 МВА - 26% от номинальной

автотрансформаторной мощности ПС. Наиболее загруженными ВЛ 110 кВ

является ВЛ 110 кВ Ярыксу – Ойсунгур (Л-128) – 334 А, при длительно-

допустимой (ДД) токовой нагрузке ВЛ при 0 гр.С –471 А, ВЛ 110 кВ Грозный –

Аргунская ТЭЦ (Л-125) – 282 А, при длительно-допустимой (ДД) токовой нагрузке

ВЛ при 0 гр.С – 471 А. Наиболее загруженными ВЛ 110 кВ, отходящими от

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

ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – ГРП-110 II цепь – по 320 А, ВЛ 110 кВ Грозненская

ТЭС – Северная с отпайкой на ПС Холодильник – 279 А. Напряжение в сети

обеспечивается на уровне 106-119 кВ.

Для проверки достаточности проектных решений по необходимому сетевому

строительству,

обеспечивающему

выдачу

всей

установленной

мощности

Грозненской ТЭС, принятых в СВМ Грозненской ТЭС, выполнены проверочные

расчеты. Рассмотрены режимы:

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозный – ГРП-110 с

отпайкой на ПС Черноречье (Л-136);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ

(Л-125);

– послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 330 кВ Грозный;

– послеаварийный режим отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Ищерская – Наурская

(Л-130);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Наурская – ПС №84

(Л-185);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Моздок – Ищерская

(Л-120);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозный – Гудермес-

Тяговая с отпайкой на ПС АКХП (Л-141);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Грозный – Чирюрт;

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

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

110 1ц;

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

110 2ц;

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

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

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозный – Цемзавод (Л-

161);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС –

Грозный с отпайкой на ПС Южная 1 цепь;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС –

Грозный с отпайкой на ПС Южная 2 цепь;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС –

Северная;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – Плиево.

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.

Между тем, ввод в работу к декабрю 2019 года Грозненской ТЭС по

проектной схеме с комплексом мероприятий по сетевому строительству, РЗ и ПА,

не снимает проблему загрузки ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125) в

послеаварийных режимах и функционирования сети 110 кВ Восточной части

Чеченской энергосистемы.

Интенсивный

рост

потребления

центральной

части

Чеченской

энергосистемы, связанный, в том числе, с присоединением ПС 110 кВ Ведучи,

приводит к тому, что при прохождении периода зимнего максимума 2019 года

отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный(РВ-ЗМ-2019-6) характеризуется

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

допустимого уровня – 516 А при Iд.д. = 471 А при 0 0С.

На этапе прохождения зимнего максимума 2019 года, в целях определения

возможности ликвидации перегрузки ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125)

выше длительно-допустимой величины рассмотрен режим послеаварийного

отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный с отключенным СВ-1-110 на

Аргунской ТЭЦ (РВ-ЗМ-2019-6.1). Расчеты показывают, что в схеме с

отключенным СВ-1-110 на Аргунской ТЭЦ отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ

Грозный не приводит к выходу параметров из области допустимых значений, в том

числе в части загрузки ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125). Напряжение

в сети 110 кВ обеспечивается на уровне 101 - 119 кВ.

Следует отметить, что дальнейший рост нагрузки потребителей ПС 110 кВ

Цемзавод, Шали и Аргунской ТЭЦ, а также набор нагрузки новыми потребителями

ПС 110 кВ Ведучи приведут к перегрузу ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-

125) выше аварийно-допустимого уровня при отключении 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ

Грозный. Для 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 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), что значительно снижает надежность питания ПС 110 кВ Шали,

Цемзавод, или выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ

(Л-125).

Отключение ВЛ 110 кВ Акташ-Гудермес Тяговая (Л-149) (РВ-ЗМ-2019-

11)приводит к загрузке ВЛ 110 кВ Ярыксу – Ойсунгур(Л-128)сверх длительно –

допустимого уровня – 472 А. Допустимый режим работы данного энергоузла в

зимний период обеспечивает перевод потребителей ПС 110 кВ Курчалой на

питание по ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ – Курчалой.

Расчеты показывают, что при прохождении зимнего максимума нагрузки

2019 года, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Ярыксу – Ойсунгур (Л-128) (РВ-ЗМ-

2019-10) приводит к загрузке ВЛ 110 кВ Акташ – Гудермес Тяговая (Л-149) до 504

А, напряжение на ПС 110 кВ Курчалой снижается до 89,5 кВ, что не ниже аварийно

допустимого значения. Пропускная способность ВЛ 110 кВ Акташ – Гудермес

Тяговая (Л-149) в зимний период ограничена оборудованием, установленным на

ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая и ПС 110 кВ Акташ (ТТ с номинальным током 600 А,

и перегрузочной способностью до 660 А на время ликвидации послеаварийного

режима (20 мин.)).

Дальнейший рост нагрузки на ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ Гудермес или

набор нагрузки ПС 110 кВ Гудермес-Сити, ПС 110 кВ Курчалой будет

ограничиваться пропускной способностью ВЛ 110 кВ Акташ – Гудермес-Тяговая

(Л-149) в послеаварийных режимах и допустимым уровнем напряжения на сш 110

кВ Ойсунгур в послеаварийных режимах. Расчеты показывают, что при

технологическом присоединении потребителей к ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ

Гудермес, ПС 110 кВ Курчалой или ПС 110 кВ Гудермес-Сити суммарной

величиной более 26 МВт в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Ярыксу

– Ойсунгур (Л-128) при прохождении зимнего максимума 2019 года возникает

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

допустимых величин (более 660 А), напряжение на шинах 110 кВ Курчалой

понижается ниже аварийно - допустимого уровня (ниже 84,7 кВ). Ликвидация

недопустимых понижений напряжения на шинах 110 кВ Курчалой и токовых

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

режиме будет осуществляться за счет работы устройств АОСН на ПС 110 кВ

Ойсунгур, воздействующих на отключение нагрузки ПС 110 кВ Ойсунгур.

4.2.1.4. Анализ режимов работы электрической сети напряжением

110 кВ и выше на этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2020 года.

Этап рассмотрения режимно-балансовой ситуации в энергосистеме

Чеченской Республики при прохождении зимнего периода 2020 года ориентирован

на проверку достаточности проектных решений по необходимому сетевому

строительству,

обеспечивающему

выдачу

всей

установленной

мощности

Грозненской ТЭС, принятых в СВМ Грозненской ТЭС, и достаточности

пропускной способности электросетевого комплекса Чеченской энергосистемы для

покрытия растущего потребления Республики, связанного, в том числе с

присоединением к сети 110 кВ Чеченской энергосистемы крупных узлов нагрузки

(ПС 110 кВ Грозный-Сити).

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на

этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2020 года показал, что в

нормальной схеме (РВ-ЗМ-2020-1) нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ

ПС 330 кВ Грозный составляет по 40 МВА - 31% от номинальной

автотрансформаторной мощности ПС. Наиболее загруженными ВЛ 110 кВ

является ВЛ 110 кВ Ярыксу – Ойсунгур (Л-128) – 350 А, при длительно-

допустимой (ДД) токовой нагрузке ВЛ при 0 гр.С – 471 А, ВЛ 110 кВ Грозный –

Аргунская ТЭЦ (Л-125) – 293 А, при длительно-допустимой (ДД) токовой нагрузке

ВЛ при 0 гр.С – 471 А. Наиболее загруженными ВЛ 110 кВ, отходящими от

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

ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС–ГРП-110 II цепь – по 321 и 322 А соответственно,

ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – Северная – 284 А.Напряжение в сети обеспечивается

на уровне 106-119 кВ.

Для проверки достаточности проектных решений по необходимому сетевому

строительству,

обеспечивающему

выдачу

всей

установленной

мощности

Грозненской ТЭС, принятых в СВМ Грозненской ТЭС, выполнены проверочные

расчеты. Рассмотрены режимы:

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозный – ГРП-110 с

отпайкой на ПС Черноречье (Л-136);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ

(Л-125);

– послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 330 кВ Грозный;

– послеаварийный режим отключения 1 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Ищерская – Наурская (Л-

130);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Наурская – ПС №84

(Л-185);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Моздок – Ищерская (Л-

120);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозный – Гудермес-

Тяговая с отпайкой на ПС АКХП (Л-141);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Грозный – Чирюрт;

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

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

110 1ц;

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

110 2ц;

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

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

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозный – Цемзавод (Л-

161);

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС –

Грозный с отпайкой на ПС Южная 1 цепь;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС –

Грозный с отпайкой на ПС Южная 2 цепь;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС –

Северная;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – Плиево.

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.

Между тем, ввод в работу Грозненской ТЭС по проектной схеме с

комплексом мероприятий по сетевому строительству, РЗ и ПА, не снимает

проблему загрузки ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125) в послеаварийных

режимах и функционирования сети 110 кВ Восточной части Чеченской

энергосистемы.

Интенсивный

рост

потребления

центральной

части

Чеченской

энергосистемы, связанный, в том числе, с присоединением ПС 110 кВ Ведучи,

приводит к тому, что при прохождении периода зимнего максимума 2020 года

отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный(РВ-ЗМ-2020-6) характеризуется

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

допустимого уровня – 537 А при Iд.д. = 471 А при 0 0С.

Следует отметить, что дальнейший рост нагрузки потребителей ПС 110 кВ

Цемзавод, Шали и Аргунской ТЭЦ, а также набор нагрузки новыми потребителями

ПС 110 кВ Ведучи приведут к перегрузу ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ

(Л-125) выше аварийно-допустимого уровня при отключении 2 сш 110 кВ

ПС 330 кВ Грозный. Для 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 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), что значительно снижает надежность питания ПС 110 кВ

Шали, Цемзавод, или выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская

ТЭЦ (Л-125).

Отключение ВЛ 110 кВ Акташ-Гудермес Тяговая (Л-149) (РВ-ЗМ-2020-

11)приводит к загрузке ВЛ 110 кВ Ярыксу – Ойсунгур(Л-128)сверх длительно –

допустимого уровня – 495 А. Допустимый режим работы данного энергоузла в

зимний период обеспечивает перевод потребителей ПС 110 кВ Курчалой на

питание по ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ – Курчалой.

Расчеты показывают, что при прохождении зимнего максимума нагрузки

2020 года, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Ярыксу – Ойсунгур (Л-128) (РВ-ЗМ-

2020-10) приводит к загрузке ВЛ 110 кВ Акташ – Гудермес Тяговая (Л-149) до 536

А, напряжение на ПС 110 кВ Курчалой снижается до 87,3 кВ, что не ниже аварийно

допустимого значения. Пропускная способность ВЛ 110 кВ Акташ – Гудермес

Тяговая (Л-149) в зимний период ограничена оборудованием, установленным на

ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая и ПС 110 кВ Акташ (ТТ с номинальным током 600 А,

и перегрузочной способностью до 660 А на время ликвидации послеаварийного

режима (20 мин.)).

Дальнейший рост нагрузки на ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ Гудермес или

набор нагрузки ПС 110 кВ Гудермес-Сити, ПС 110 кВ Курчалой будет

ограничиваться пропускной способностью ВЛ 110 кВ Акташ – Гудермес-Тяговая

(Л-149) в послеаварийных режимах и допустимым уровнем напряжения на сш 110

кВ Ойсунгур в послеаварийных режимах. Расчеты показывают, что при

технологическом присоединении потребителей к ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ

Гудермес, ПС 110 кВ Курчалой или ПС 110 кВ Гудермес-Сити суммарной

величиной более 21 МВт в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Ярыксу

– Ойсунгур (Л-128) при прохождении зимнего максимума 2020 года возникает

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

допустимых величин (более 660 А), напряжение на шинах 110 кВ Курчалой

понижается ниже аварийно - допустимого уровня (ниже 84,7 кВ). Ликвидация

недопустимых понижений напряжения на шинах 110 кВ Курчалой и токовых

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

режиме будет осуществляться за счет работы устройств АОСН на ПС 110 кВ

Ойсунгур, воздействующих на отключение нагрузки ПС 110 кВ Ойсунгур.

4.2.1.5. Анализ режимов работы электрической сети напряжением

110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2023года.

Этап рассмотрения режимно-балансовой ситуации в энергосистеме

Чеченской Республики при прохождении летнего периода максимума нагрузок

2023 года ориентирован на проверку достаточности проектных решений по

необходимому

сетевому

строительству,

обеспечивающему

выдачу

всей

установленной мощности Грозненской ТЭС, принятых в СВМ Грозненской ТЭС,

достаточности электросетевого комплекса Чеченской энергосистемы для покрытия

интенсивно растущего потребления Республики, связанного, в том числе с

присоединением к сети 110 кВ Чеченской энергосистемы крупных узлов нагрузки

(ПС 110 кВ НПЗ, ПС 110 кВ Ведучи, Грозный Сити).

Анализ электроэнергетического режима в нормальной схеме (РВ-ЛМ-2023-1)

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

составляет по 36 МВА– 29% 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) – 272 А, при длительно-допустимой (ДД) токовой нагрузке ВЛ при 35

С –

334 А, ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская ТЭЦ (Л-125) – 264 А,при длительно-

допустимой (ДД) токовой нагрузке ВЛ при 350С – 334 А. Наиболее загруженными

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

ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС–ГРП-110 II цепь, нагрузка по ним в нормальной схеме

составляет по 304 А. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 106-120 кВ.

Для проверки достаточности проектных решений по необходимому сетевому

строительству,

обеспечивающему

выдачу

всей

установленной

мощности

Грозненской ТЭС, принятых в СВМ Грозненской ТЭС, выполнены проверочные

расчеты. Рассмотрены режимы:

– ремонт ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный;

– послеаварийный режим отключения ВЛ 330 кВ Грозный – Чирюрт в схеме

ремонта 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;

– ремонт ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – Плиево;

– ремонт ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС – Грозный с отпайкой на ПС 110 кВ

Южная 2 цепь.

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.

Интенсивный

рост

потребления

центральной

части

Чеченской

энергосистемы, связанный, в том числе, с присоединением новых потребителей

ПС 110 кВ Ведучи, приводит к тому, что при прохождении периода летнего

максимума 2023 года отключение 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный(РВ-ЛМ -2022-

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

выше аварийно-допустимого уровня – 522 А при Iа.д. = 401 А. Послеаварийный

режим отключения 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный в схеме ремонта ВЛ 330 кВ

Владикавказ-2 – Грозный (РВ-ЛМ-2023-8) характеризуется возникновением

перегруза выше аварийно – допустимого уровня ВЛ 110 кВ Грозный – Аргунская

ТЭЦ (Л-125) – 551 А. Подтверждается необходимость реконструкции 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-2023-19)приводит к загрузке ВЛ 110 кВ Ярыксу – Ойсунгур

(Л-128) сверх аварийно – допустимого уровня – 409 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) подтверждается необходимость реконструкции

ВЛ 110 кВ Ярыксу – Ойсунгур (Л-128) с заменой провода АС-120 на провод

большего сечения.

Необходимо отметить, что в соответствии с СиПР ЕЭС России на период

2018-2024 г.г на более поздние сроки (2024 год) переносится ввод в работу новой

ПС 330 кВ в районе г. Гудермес (ПС 330 кВ Сунжа). Строительство данной

ПС 330 кВ с комплексом мероприятий по противоаварийной автоматике является

значимым этапом в развитии Чеченской энергосистемы и обеспечит работу сети

110 кВ Чеченской энергосистемы в замкнутом режиме с энергосистемой

Республики Дагестан. В в настоящей работе выполнены расчеты электрических

режимов и представлен анализ режимных рисков функционирования

энергосистемы Чеченской Республики, возникающих на этапе прохождения

летнего максимума нагрузки 2023 года в условиях отсутствия ПС 330 кВ в районе

г. Гудермес (ПС 330 кВ Сунжа).

Присоединение ПС 330 кВ Сунжа к сети 330 кВ планируется по схеме «заход

– выход» к ВЛ 330 кВ Алания – Артем со строительством заходов на ПС 330 кВ

Сунжа протяженностью 32 км (образуются две ВЛ 330 кВ Алания – Сунжа

протяжённостью 172 км и ВЛ 330 кВ Сунжа – Артём протяжённостью 168 км).

В соответствии с выбранной площадкой строительства ПС 330 кВ Сунжа и

проектными решениями, принятыми в работе «ПС 330 кВ Гудермес с заходами ВЛ

330 кВ», планируется следующая схема привязки проектируемой подстанции к

сети 110 кВ:

–

присоединение ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая – Ойсунгур (Л-144) к

шинам 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа по схеме «заход – выход», со строительством

заходов на ПС 330 кВ Сунжа протяжённостью 0,2 км каждый (образуются две

ВЛ 110 кВ Сунжа – Гудермес-Тяговая 1 цепь протяжённостью 5,1 км и ВЛ 110 кВ

Сунжа – Ойсунгур протяжённостью 28,7 км);

–

разрезание ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая – Шелковская (Л-146) и

присоединение к шинам 110 кВ ПС 330 кВ Сунжа по схеме «заход – выход», со

строительством заходов на ПС 330 кВ Сунжа протяжённостью 2,4 км каждый

(образуются две ВЛ 110 кВ Сунжа – Гудермес-Тяговая 2 цепь протяжённостью

4,9 км и ВЛ 110 кВ Сунжа – Шелковская протяжённостью 29 км);

Строительство ПС 330 кВ Сунжа обосновывается необходимостью

обеспечения допустимых параметров режима работы сети 110 кВ как в Чеченской,

так и Дагестанской энергосистеме, от которой по нормальной схеме

осуществляется питание потребителей восточной части Чеченской энергосистемы.

Выявлены следующие риски в обеспечении надежного электроснабжения

потребителей северо-восточной части энергосистемы Чеченской Республики:



при аварийном отключении 1 СШ-110 Каскада Чирюртских ГЭС в

Дагестанской энергосистеме и при включении отключенных действием ПА

потребителей возникает перегруз сверх допустимых величин ВЛ 110 кВ

Гельбахская ГЭС – Сулак (ВЛ-110-199), ВЛ 110 кВ Сулак – Ярыксу (ВЛ-110-185),

ВЛ 110 кВ Чирюрт – Карланюрт-Тяговая (ВЛ-110-135),ВЛ 110 кВ Акташ –

Карланюрт-Тяговая (ВЛ-110-136);



в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Гельбахская ГЭС – Сулак (ВЛ-110-199) и

аварийном отключении 1 СШ-110 Каскада Чирюртских ГЭС в Дагестанской

энергосистеме при включении отключенных действием ПА потребителей

возникает перегруз сверх длительно-допустимой величины ВЛ 110 кВ Чирюрт –

Карланюрт-Тяговая (ВЛ-110-135),ВЛ 110 кВ Акташ – Карланюрт-Тяговая

(ВЛ-110-136).

Действие ПА в вышеуказанных режимах приводит к погашению в том числе

потребителей северо-восточной части Чеченской энергосистемы.

Для ввода режима в область допустимых значений выполняется перевод

часть потребителей Северного энергорайона Дагестанской энергосистемы на

питание от ВЛ 110 кВ Затеречная – Кочубей с отпайками (ВЛ-110-88) и ВЛ 110 кВ

Кочубей – Артезиан-2(ВЛ-110-141), а так же снижение перетока в энергосистему

Чеченской Республики из Республики Дагестан в плоть до 0 МВт.

Как видно из вышеприведенных режимов для ввода режима в область

допустимых значений, а также включения отключенных потребителей требуется

перевод всех потребителей энергосистемы Чеченской Республики запитанных от

ПС 110 кВ Акташ, ПС 110 кВ Ярыксу и ПС 110 кВ Кизляр-1 на центры питания,

находящиеся в Чеченской энергосистеме, что в свою очередь сопряжено с

возникновением перегрузов по слабым связям 110 кВ Чеченской энергосистемы,

характеризующимися недостаточной пропускной способностью.

Как показывают расчеты, интенсивный рост потребления в Чеченской

энергосистеме и низкая пропускная способность сети 110 кВ уже к периоду летних

нагрузок 2023 года не позволит выполнить мероприятия по переводу питания

потребителей восточной части Чеченской энергосистемы на другие центры

питания. Режим с 0-м перетоком по сети 110 кВ из Дагестанской энергосистемы в

Чеченскую энергосистему, даже с учетом выполнения комплекса переключений на

объектах 110 кВ Чеченской энергосистемы, оптимизирующего загрузку сети

110 кВ и исключающего перегрузы выше аварийно - допустимого уровня в

послеаварийных режимах (на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая отключен В-177, В-142,

включен В-146, ШСВ-110, на ПС 110 кВ Ойсунгур отключен В-Курчалой, на

Аргунской ТЭЦ отключен В-162, на ПС 110 кВ Цемзавод отключен В-Ведучи, на

ПС 110 кВ Ярыксу отключен В-128, на ПС 110 кВ Акташ отключен В-149, на

ПС 110 кВ Кизляр-1 отключен В-148, на ПС 110 кВ Ведучи включен СВ-110, на

ПС 110 кВ Курчалой включен СВ-110 (РВ-ЛМ-2023-24) показывает, что для

обеспечения 0-го перетока и недопущения перегруза питающих ВЛ 110 кВ

потребуется ввод ГВО. В зимний период в связи с ростом нагрузки ситуация

значительно усугубится. Кроме того, реализация данной схемы, для исключения

перегрузов питающих ВЛ 110 кВ сверх аварийно - допустимого уровня в

послеаварийных режимах, потребует большого числа переключений, что

увеличивает время, в течении которого потребители остаются обесточены, а также

сопряжена с необходимостью перевода значительной части потребителей

Чеченской энергосистемы в радиальный режим питания, что в условиях

проведения ремонтной компании не всегда исполнимо.

Строительство ПС 330 кВ

Сунжа с комплексом мероприятий, обеспечивающим замыкание сети 110 кВ

Чеченской и Дагестанской энергосистем в транзитный режим

, создаст

технические

условия,

обеспечивающие

возможность

развития

(новых

технологических присоединений) в северо-восточный энергорайон Чеченской

Республики и надежное электроснабжение существующих потребителей данного

региона.

Таким образом, подтверждается необходимость выполнения указанного

в СиПР ЕЭС России 2018-2024 мероприятия по вводу в работу ПС 330 кВ

Сунжа и замыкания в транзит сети 110 кВ Чеченской энергосистемы как

мероприятия, в комплексе решающего проблему дефицита пропускной

способности сетей 110 кВ северной части Дагестанской энергосистемы и

северо-восточной части энергосистемы Чеченской Республики в условиях

отсутствия генерирующих мощностей в данных энергорайонах.

4.2.1.6. Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110

кВ и выше на этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2023 года.

Заключительный этап рассмотрения режимно-балансовой ситуации в

энергосистеме Чеченской Республики при прохождении зимнего максимума

нагрузок 2023 года ориентирован на проверки достаточности проектных решений

по необходимому сетевому строительству, обеспечивающему выдачу всей

установленной мощности Грозненской ТЭС, принятых в СВМ Грозненской ТЭС,

достаточности пропускной способности электросетевого комплекса Чеченской

энергосистемы для покрытия интенсивно растущего потребления Республики,

связанного, в том числе с присоединением к сети 110 кВ Чеченской энергосистемы

крупных узлов нагрузки (ПС 110 кВ НПЗ,ПС 110 кВ Ведучи, ПС 110 кВ Грозный-

Сити). Особое внимание уделено вопросу повышения надежности питания

потребителей Чеченской энергосистемы, в особенности её северо-восточной части

(потребители ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ Гудермес, ПС 110 кВ Шелковская,

ПС 110 кВ Каргалиновская).

Как выше показано расчетами периода зимнего максимума 2023 года, рост

нагрузки (дополнительные технологические присоединения) на ПС 110 кВ

Ойсунгур, ПС 110 кВ Гудермес, ПС 110 кВ Гудермес-Сити, ПС 110 кВ Курчалой

ограничивается пропускной способностью ВЛ 110 кВ Акташ – Гудермес-Тяговая

(Л-149) и допустимым уровнем напряжения на сш 110 кВ ПС 110 кВ Ойсунгур,

ПС 110 кВ Курчалой в послеаварийных режимах. При отключении ВЛ 110 кВ

Ярыксу-Ойсунгур(Л-128) в нормальной схеме (РВ-ЗМ-2023-10) токовая загрузка

ВЛ 110 кВ Акташ - Гудермес Тяговая (Л-149) составляет 561 А, напряжение на сш

110 кВ ПС 110 кВ Ойсунгур, ПС 110 кВ Курчалой - 85,1 кВ и 86,8 кВ

соответственно.

Строительство ПС 330 кВ Сунжа с комплексом мероприятий,

обеспечивающим замыкание сети 110 кВ Чеченской и Дагестанской

энергосистем

транзитный

режим

создаст

технические

условия,

обеспечивающие возможность развития (новых технологических присоединений) в

северо-восточный

энергорайон

Чеченской

Республики

надежное

электроснабжение существующих потребителей данного региона.

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на

этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2023 года, показал, нагрузка

автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 41 МВА - 33%

от номинальной автотрансформаторной мощности ПС. Нагрузка ВЛ 110 кВ и выше

находится в границах длительно - допустимых величин. Напряжение в сети

обеспечивается на уровне 105-119 кВ.

Для проверки достаточности проектных решений по необходимому сетевому

строительству, в том числе обеспечивающему выдачу мощности Грозненской ТЭС,

выполнены проверочные расчеты. Рассмотрены режимы:

– послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Грозный – ГРП-110 с

отпайкой на ПС Черноречье(Л-136);

Схема и программа развития электроэнергетики Чеченской Республики на 2019-2023 годы - часть 5