Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023–2027 годов - часть 10

73

 

 

При отключении Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Шпагатная загрузка обмотки 110 кВ 

оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 40 МВА, рекомендуемого к установке, 
может составить 96 % от S

ном

, что не превышает длительно допустимую перегрузку 

в зимний период.

 

Максимальная загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110 кВ Родник с учетом 

максимальной  отчетной  нагрузки,  прироста  нагрузки  в  соответствии 
с утвержденными  техническими  условиями  на  технологическое  присоединение 
с учетом  коэффициентов  набора  нагрузки  может  составить  в  зимний  период  
2023–2026 годов 32,4+j14,76(35,6) МВА в том числе: 

24,82+j11,83 (максимальная нагрузка ПС 110 кВ Родник по замеру 19.12.2018 

за 10-00, за вычетом нагрузки присоединения 35 кВ Кольцово, в связи с тем, что 
планируется перевод ПС 35 кВ Кольцово на напряжение 110 кВ); 

0,15+j0,05 МВА -  ТУ на ТП по ПС 110 кВ Родник; 
6,46+j2,55 -ТУ на ТП по Т-2 35 кВ Нива (прирост распределяется между Т-1 

и Т-2, т.к. они резервируют друг друга); 

0,498+j0,174 - ТУ на ТП по Т-2 35 кВ Полевая; 
0,46+j0,16 - ТУ на ТП по ПС 35 кВ Исток. 
При  отключении  Т-1  (Т-3)  ПС  110  кВ  Родник  в  зимний  период  загрузка 

обмотки  110  кВ  оставшегося  в  работе  Т-3  (Т-1)  мощностью  25  МВА  может 
составить 142 % от S

ном

, что превышает длительно допустимую перегрузку (1,1905) 

в зимний период. Для исключения недопустимой перегрузки Т-1 (Т-3) ПС 110 кВ 
Родник  возможно  выполнение  СРМ  по  включению  на  параллельную  работу  Т-2 
ПС 110  кВ  Родник.  Возможность  включения  трансформатора  Т-2  подтверждена 
письмом  Шарташской  дистанции  электроснабжения  от  05.04.2021  №  ИСК-
129/СВДЭ ЭЧ12. Для включения Т-2 также потребуется реконструкция РУ 35 кВ 
ПС 110 кВ Родник с заменой выключателя 35 кВ Т-2 ПС 110 кВ Родник (согласно 
письму АО «ЕЭСК» от 28.01.2022 № ЕЭСК/001/123/431 ИТС выключателя 35 кВ 
Т-2 составляет 42). После включения Т-2 загрузка Т-3 (Т-1) может составить 71% 
от  S

ном

,  что  не  превышает  длительно  допустимую  перегрузку  (1,1905)  в  зимний 

период.  Дополнительных  мероприятий  по  реконструкции  ПС  110  кВ  Родник 
не требуется.

 

Результаты  расчетов  электроэнергетических  режимов  в  сети  35  кВ, 

выполненные  на  основании  анализа  максимальной  фактической  загрузки 
подстанций  района  размещения  ПС  35  кВ  Нива,  а  также  с  учетом  данных 
о максимальной  мощности  энергоустановок  потребителей  по  действующим 
ТУ на ТП  в  районе  размещения  ПС  35  кВ  Нива,  показали,  при  отключении 
ВЛ 35 кВ  Родник  –  Исток  3  с  отпайками  на  ПС  Нива,  Полевая  из  нормальной 
загрузка ВЛ 35 кВ Шпагатная – Нива с отпайкой на ПС Полевая может составить 
445 А до отпайки на ПС 35 кВ Полевая (109% от I

ддтн

=409 А для провода АС-95), 

415  А  после  отпайки  на  ПС  35  кВ  Полевая  (126%  от  I

ддтн

=329  А  для  провода  

АС-70),  загрузка  ТТ  35  кВ  в  присоединении  Т-2  ПС 35  кВ  Нива  –  415 А  (208% 
от I

ддтн

=200  А).  Схемно-режимные  мероприятия  по  снижению  токовой  загрузки 

отсутствуют.  Требуется  замена  провода  сечением  АС-95,  АС-70  на  ВЛ  35  кВ 
Шпагатная  –  Нива  с  отпайкой  на  ПС  Полевая  длиной  10,7  км  (АС-95  9,78  км  

74

 

 

и  АС-70  0,92  км)  на  провод  сечением  АС  -120,    ТТ  35  кВ  в  присоединении  Т-2 
на ПС 35 кВ Нива на ТТ с ДДТН не менее 415 А.

 

При  отключении  ВЛ  35  кВ  Шпагатная  –  Нива  с  отпайкой  на  ПС  Полевая 

загрузка  ВЛ  35  кВ  Родник  –  Исток  3  с  отпайками  на  ПС  Нива,  Полевая  может 
составить  435  А  (106%  от  I

ддтн

=409А  для  провода  АС-95),  загрузка  ТТ  35  кВ 

в присоединении  Т-1  ПС  35  кВ  Нива  –  405  А  (202  %  от  ДДТН  200  А).  СРМ 
по снижению токовой загрузки отсутствуют. Требуется замена провода сечением 
АС-95 на ВЛ 35 кВ Родник – Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая на провод 
сечением АС-120 длиной 5,99 км, замена ТТ 35 кВ в присоединении Т-1 ПС 35 кВ 
Нива на ТТ с ДДТН не менее 405 А. Загрузка Т-1 ПС 110 кВ Родник составляет 
38,95 МВА (156% от S

ном

), что превышает длительно допустимую перегрузку (1,15) 

в  зимний  период.  Для  устранения  перегрузки  рекомендуется  выполнение  СРМ 
по включению Т-2 ПС 110 кВ Родник  (и отключение Т-1) . 

 

При отключении ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ  - Родник с отпайкой 

на ПС Алексеевская загрузка Т-1 ПС 110 кВ Родник может составить 33,8 МВА 
(135% от S

ном

), что превышает длительно допустимую перегрузку (1,15) в зимний 

период. Для устранения перегрузки рекомендуется СРМ по включению ремонтной 
перемычки  110 кВ на  ПС  110  кВ  Родник  и подключение Т-3  к  1  секции 110 кВ 
ПС 110 кВ Родник, загрузка Т-1 и Т-3 не превышает допустимую. 

 

После  нормативного  возмущения  на  2  секции  110  кВ  ПС  110  кВ  Родник 

загрузка  Т-1  ПС  110  кВ  Родник  может  составить  33,8  МВА  (135%  от  S

ном

),  что 

превышает  длительно  допустимую  перегрузку  (1,15)  в  зимний  период.  Для 
устранения  перегрузки  рекомендуется  СРМ  по  включению  КВЛ  35  кВ  
Н.Исетская – Родник с отпайкой на ПС Птицефабрика (образуется после перевода 
на напряжение 110 кВ ПС 35 кВ Кольцово). Загрузка Т-1 ПС 110 кВ Родник может 
составить  23  МВА  (92%  от  S

ном

),  что  не  превышает  длительно  допустимую 

перегрузку  (1,15)  в  зимний  период,  загрузка  КВЛ  35  кВ  Н.Исетская  –  Родник 
с отпайкой на ПС Птицефабрика 184 А (43% от I

ддтн

 = 409А для провода АС-95).

 

При  отключении  3  СШ  110  кВ  Ново-Свердловской  ТЭЦ  загрузка  Т-3 

ПС 110 кВ  Родник  может  составить  33,8  МВА  (135%  от  S

ном

),  ВЛ  110  кВ  

Ново-Свердловская ТЭЦ – Родник с отпайкой на ПС Алексеевская – 229 А (115% 
от ДДТН 200 А по ТТ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ). Для устранения перегрузки 
рекомендуется  СРМ  по  включению  Т-2  ПС  110  кВ  Родник  либо  включение 
ремонтной  перемычки  110  кВ  ПС  110  кВ  Родник  и  включение  Т-1  ко  2  секции 
110 кВ  ПС  Родник.  Для  устранения  перегрузки  ВЛ  110  кВ  рекомендуется 
выполнить  замену  ТТ  110  кВ  на  Ново-Свердловской  ТЭЦ  в  присоединении 
ПС Родник.

 

При  отключении  4  СШ  110  кВ  Ново-Свердловской  ТЭЦ  загрузка  Т-1  ПС 

110 кВ  Родник  может  составить  33,7  МВА  (135%  от  S

ном

),  ВЛ  110  кВ  

Ново-Свердловская  ТЭЦ  –  Патруши  с  отпайками  на  ПС  Родионовская, 
ПС Седельниково  320  А  (74%  от  ДДТН  437  А).  Для  устранения  перегрузки 
рекомендуется СРМ по включению ремонтной перемычки 110 кВ на ПС 110 кВ 
Родник и подключение Т-3 к 1 секции 110 кВ ПС 110 кВ Родник, загрузка Т-1 и  
Т-3 не превышает допустимую. 

 

75

 

 

При отключении ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС – Блочная загрузка ВЛ 110 кВ 

Белоярская  АЭС  –  Гагарский  составляет  437  А  (90%  от  ДДТН  484  А).  При 
отключении  ВЛ  110  кВ  Белоярская  АЭС  –  Гагарский  загрузка  ВЛ  110  кВ 
Белоярская АЭС -Блочная составляет 448 А (74% от ДДТН 600 А).  

Таким образом, по результатам расчета режимов в варианте с сохранением 

электроснабжения  ПС  35  кВ  Нива  от  сети  35  кВ  необходимо  реализовать 
следующие мероприятия: 

1) реконструкция ПС 35 кВ Нива с заменой существующих трансформаторов 

Т-1,  Т-2  мощностью  5,6  МВА  каждый  и  Т-3  мощностью  4  МВА  на  два 
трансформатора мощностью 25 МВА каждый;

 

2) реконструкция РУ 35 кВ (замена оборудования ячеек В 35 кВ Т-1,Т-2, Т-3) 

ПС 35 кВ Нива 

3) реконструкция  РУ  35  кВ  (замена  оборудования  ячейки  В  35  кВ  Т-2)  

ПС 110 кВ Родник для обеспечения возможности включения Т-2 при отключении 
Т-1 (Т-3). 

4) замена провода сечением АС-95, АС-70 на ВЛ 35 кВ Шпагатная  – Нива 

с отпайкой  на  ПС  Полевая  длиной  10,7  км  (АС-95  9,78  км  и  АС-70  0,92  км) 
на провод сечением АС-120; 

5) замена провода сечением АС-95 на ВЛ 35 кВ Родник – Исток 3 с отпайками 

на ПС Нива, Полевая на провод сечением АС-120 длиной 5,99 км; 

6) замена  ТТ  35  кВ    в  присоединении Т-1,  Т-2 на ПС 35 кВ  Нива  с ДДТН 

200 А; 

7) замена  ТТ  110  кВ  на  Ново-Свердловской  ТЭЦ  с  ДДТН  200  А 

в присоединении ПС Родник. 

 
Вариант 2 Сооружение ПС 110 кВ Нива с трансформаторами 2х25 МВА 
 
Предусматривается  сооружение  ПС  110  кВ  Нива  с  установкой  двух 

трансформаторов  110/10/6  кВ  мощностью  2х25  МВА  по  схеме  два  блока 
с выключателями  и  неавтоматической  перемычкой  со  стороны  линий 
с подключением  к  электрической  сети  одноцепным  ответвлением  в  воздушном 
исполнении  от  ВЛ  110  кВ  Ново-Свердловская  ТЭЦ  –  Родник  с  отпайкой 
на ПС Алексеевская  ориентировочной  длиной  3,3  км  проводом  АС-70.  Также 
выполняется реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная – Нива с отпайкой на ПС Полевая 
с переводом на напряжение 110 кВ и ликвидацией отпайки на ПС 35 кВ Полевая 
протяженностью  7,33  км  с  применением  провода  АС-70  и  присоединение 
ПС 110 кВ Нива по реконструируемой ВЛ одноцепным ответвлением от ВЛ 110 кВ 
Ново-Свердловская ТЭЦ – Патруши с отпайками. Выполняется перевод ПС 35 кВ 
Полевая в РП 10 кВ с подключением к ПС 110 кВ Нива по двухцепной линии 10 кВ. 

Сооружение ПС 110 кВ Нива предусмотрено действующими ТУ на ТП: 
1) №  218-261-32-2020  (договор  ТП  №  41030,  заявитель  ООО  «Исток», 

максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт); 

2) №  218-261-33-2020  (договор  ТП  №  41039,  заявитель  ООО  «Исток», 

максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт); 

76

 

 

3) №  218-261-34-2020  (договор  ТП  №  41385,  заявитель  ООО  «Исток», 

максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт); 

4) №218-261-35-2020  (договор  ТП  №  40641,  заявитель  ООО  «Исток», 

максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт). 

Максимальная  загрузка  трансформаторов  110  кВ  ПС  110/10/6  кВ  Нива 

с учетом  максимальной  отчетной  нагрузки,  прироста  нагрузки  в  соответствии 
с утвержденными  техническими  условиями  на  технологическое  присоединение 
с учетом  коэффициентов  набора  нагрузки  может  составить  в  зимний  период  
2023–2026 годов 24+j8,06 (25,3 МВА), в том числе: 

9,49+j2,16  -  существующая  максимальная  нагрузка  ПС  35  кВ  Нива 

по контрольному замеру 16.12.2020 за 20-00; 

0,59+j0,46  МВА  -  существующая  нагрузка  ПС  Полевая  по  КЗ  16.12.2020 

за 20-00; 

12,918+j5,094 - ТУ на ТП по ПС 35 кВ Нива; 
0,997+j0,35 - ТУ на ТП по ПС Полевая. 
При  отключении  Т-1  (Т-2)  ПС  35  кВ  Нива  загрузка  обмотки  110  кВ 

оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 25 МВА, рекомендуемого к установке, 
может  составить  101%  от  S

ном

,  что  не  превышает  длительно  допустимую 

перегрузку в зимний период.

 

Максимальная  загрузка  трансформаторов  ПС  110  кВ  Шпагатная  с  учетом 

максимальной  отчетной  нагрузки,  прироста  нагрузки  в  соответствии 
с утвержденными  техническими  условиями  на  технологическое  присоединение 
с учетом коэффициентов набора нагрузки может составить 24,4+j10,86 (26,7 МВА): 

27,21+j11,38 – существующая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Шпагатная 

по КЗ 16.12.2020 за 10-00; 

1,15+j0,44 – ТУ на ТП по ПС 110 кВ Шпагатная; 
0,243+j0,085 – ТУ на ТП по Т-2 35 кВ БИЗ; 
4,18+1,05 – нагрузка присоединения 35 кВ Нива на ПС 110 кВ Шпагатная по 

замеру 16.12.2020 за 10-00 вычитается. 

При отключении Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Шпагатная загрузка обмотки 110 кВ 

оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 40 МВА, рекомендуемого к установке, 
может составить 67% от S

ном

, что не превышает длительно допустимую перегрузку 

в зимний период.

 

Максимальная загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110 кВ Родник с учетом 

максимальной  отчетной  нагрузки,  прироста  нагрузки  в  соответствии 
с утвержденными  техническими  условиями  на  технологическое  присоединение 
с учетом  коэффициентов  набора  нагрузки  может  составить  в  зимний  период  
2023–2026 годов 20,8+j10,7 (23,4) МВА в том числе: 

24,82+j11,83 (максимальная нагрузка ПС 110 кВ Родник по замеру 19.12.2018 

за  10-00,  за  вычетом  нагрузки  присоединения  35  кВ  Кольцово,  т.к.  планируется 
перевод ПС 35 кВ Кольцово на напряжение 110 кВ); 

0,15+j0,05 МВА - ТУ на ТП по ПС 110 кВ Родник; 
0,46+j0,16 - ТУ на ТП по ПС 35 кВ Исток. 
4,45+  1,1  –  нагрузка  Т-1,3  ПС  35  кВ  Нива  по  КЗ  19.12.2018  за  10-00  – 

вычитается; 

77

 

 

0,18+  0,17  –  нагрузка  Т-1  35  кВ  Полевая  по  КЗ  19.12.2018  за  10-00  – 

вычитается. 

При отключении ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ  - Родник с отпайкой 

на ПС Алексеевская загрузка Т-1 ПС 110 кВ Родник может составить 18,7 МВА 
(75% от S

ном

), что не превышает длительно допустимую перегрузку (1,15) в зимний 

период,  трансформатора  110  кВ  ПС  Нива  –  25,9  МВА  (104%  от  S

ном

). 

Дополнительных СРМ не требуется. После нормативного возмущения на 2 секции 
110  кВ  ПС  110  кВ  Родник  загрузка  Т-1  ПС  110  кВ  Родник  также  не  превысит 
длительно допустимую.

 

При отключении 3 СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ загрузка ВЛ 110 кВ 

Ново-Свердловская ТЭЦ – Родник с отпайкой на ПС Алексеевская составит 203 А 
(102%  от  ДДТН  200  А  по  ТТ  110  кВ  Ново-Свердловской  ТЭЦ).  Также 
рекомендуется  замена  ТТ  110  кВ  на  Ново-Свердловской  ТЭЦ  в  присоединении 
ПС Родник. 

При отключении ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками 

на  ПС  Родионовская,  ПС  Седельниково  загрузка  ВЛ  110  кВ  Ново-Свердловская 
ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская -191 А (96 % от ДДТН 200 А по ТТ 
110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ).  

При  отключении  4  СШ  110  кВ  Ново-Свердловской  ТЭЦ  загрузка  Т-1  

ПС  110  кВ  Родник  может  составить  18,7  МВА  (75%  от  S

ном

),  ВЛ  110  кВ  Ново-

Свердловская ТЭЦ – Патруши с отпайками на ПС Родионовская, ПС Седельниково 
389А (89% от ДДТН 437 А), трансформатора 110 кВ ПС Нива – 26 МВА (104% от 
S

ном

). Дополнительных СРМ не требуется.

 

При отключении ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС – Блочная загрузка ВЛ 110 кВ 

Белоярская  АЭС  -Гагарский  составляет  437  А  (90%  от  ДДТН  484  А).  При 
отключении  ВЛ  110  кВ  Белоярская  АЭС  –  Гагарский  загрузка  ВЛ  110  кВ 
Белоярская АЭС – Блочная составляет 448 А (74% от ДДТН 600 А).  

Таким образом, по результатам расчета режимов в варианте 2 дополнительно 

рекомендуется выполнить замену ТТ 110 кВ на Ново-Свердловской ТЭЦ с ДДТН 
200 А в присоединении ПС Родник. 

 
Вариант 3. Подключение новой нагрузки по ТУ на ТП в районе ПС 35 кВ 

Нива на ПС 110 кВ Родник 

 

В  данном  варианте  предусматривается  подключение  новой  нагрузки, 

намечаемой по ТУ на ТП на ПС 35 кВ Нива по сети 10 кВ к ПС 110 кВ Родник.  

Для  подключения  рекомендуется  сооружение  не  менее  2  КЛ  10  кВ 

ориентировочной длиной 6 км с алюминиевой жилой сечением не менее 800 мм 
(принято в кабельном исполнении по причине того, что трасса ЛЭП располагается 
в  городской  черте,  в  районе  существующей  и  намечаемой  застройки  в  Малом 
Истоке  и  Истоке,  природного  парка  Малый  Исток  и  федеральной  автодороги 
Тюмень – Екатеринбург, ДДТН 759 А по каталогу производителя Estralin без учета 
понижающих коэффициентов при прокладке) и расширение РУ 10 кВ ПС 110 кВ 
Родник на 2 ячейки 10 кВ. Ввиду сложности прохождения трассы КЛ в расчетах 
общая длина трассы, выполняемой методом ГНБ, учитывалась величиной 2,5 км.

 

78

 

 

Максимальная  загрузка  трансформаторов  ПС  110  кВ  Шпагатная  с  учетом 

максимальной  отчетной  нагрузки,  прироста  нагрузки  в  соответствии 
с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение на 
ПС 110 кВ Шпагатная и ПС 35 кВ БИЗ, Полевая с учетом коэффициентов набора 
нагрузки может составить 29,1+j12,08 (31,5 МВА):

 

27,21+j11,38 – существующая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Шпагатная 

по КЗ 16.12.2020 за 10-00;

 

1,15+j0,44 – ТУ на ТП по ПС 110 кВ Шпагатная;

 

0,243+j0,085 – ТУ на ТП по Т-2 35 кВ БИЗ;

 

0,498+j0,174 – ТУ на ТП по Т-2 35 кВ Полевая.

 

При отключении Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Шпагатная загрузка обмотки 110 кВ 

оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 40 МВА, рекомендуемого к установке, 
может составить 79% от S

ном

, что не превышает длительно допустимую перегрузку 

в зимний период.

 

Замена трансформаторов на ПС 35 кВ Нива необходима по существующей 

максимальной  загрузке  трансформаторов  по  данным  контрольного  замера  – 
9,49+j2,16  (9,7  МВА)  –  существующая  максимальная  нагрузка  ПС  35  кВ  Нива 
по контрольному  замеру  16.12.2020  за  20-00.  Рекомендуется  замена 
трансформаторов 2х5,6+4 МВА на ПС 35 кВ Нива на трансформаторы 2х10 МВА.

 

В  случае  замены  трансформаторов  2х5,6+4  МВА  на  ПС  35  кВ  Нива  

на 2х10 МВА при отключении Т-1 (Т-2) подстанции Нива загрузка обмотки 35 кВ 
оставшегося  в  работе  Т-2  (Т-1)  может  составить  97%  от  S

ном

,  что  не  превышает 

длительно допустимую перегрузку в зимний период.

 

Максимальная загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110кВ Родник с учетом 

максимальной  отчетной  нагрузки,  прироста  нагрузки  в  соответствии 
с утвержденными  техническими  условиями  на  технологическое  присоединение 
с учетом коэффициентов набора нагрузки может составить 38,85+j17,3 (42,5 МВА) 
в том числе: 

24,82+j11,83  –  максимальная  нагрузка  ПС  110  кВ  Родник  по  замеру 

19.12.2018 за 10-00, за вычетом нагрузки присоединения 35 кВ Кольцово, так как 
планируется перевод ПС 35 кВ Кольцово на напряжение 110 кВ; 

0,15+j0,05 – ТУ на ТП по ПС 110 кВ Родник; 
12,918+j5,094 – ТУ на ТП по ПС   35 кВ Нива;

 

0,498+j0,174 – ТУ на ТП по Т-2 35 кВ Полевая;

 

0,46+j0,16 – ТУ на ТП по ПС 35 кВ Исток.

 

При  отключении  Т-1  (Т-3)  ПС  110  кВ  Родник  в  зимний  период  загрузка 

обмотки  110  кВ  оставшегося  в  работе  Т-3  (Т-1)  мощностью  25  МВА  может 
составить 170% от S

ном

, что превышает длительно допустимую перегрузку (1,1905) 

в зимний период. Для исключения недопустимой перегрузки Т-1 (Т-3) ПС 110 кВ 
Родник  возможно  выполнение  СРМ  по  включению  на  параллельную  работу  Т-2 
ПС 110  кВ  Родник.  Возможность  включения  трансформатора  Т-2  подтверждена 
письмом 

Шарташской 

дистанции 

электроснабжения 

от 

05.04.2021  

№ ИСК-129/СВДЭ  ЭЧ12.  Для  включения  Т-2  также  потребуется  реконструкция 
РУ 35 кВ ПС 110 кВ Родник с заменой выключателя 35 кВ Т-2 ПС 110 кВ Родник 
(Согласно  письму  АО  «ЕЭСК»  от  28.01.2022  №  ЕЭСК/001/123/431  ИТС 

79

 

 

выключателя 35 кВ Т-2 составляет 42). C учетом выполнения СРМ по включению 
Т-2 на ПС 110 кВ Родник загрузка Т-1 (Т-3) ПС 110 кВ Родник может составить 
85 % от S

ном

 что не превышает длительно допустимую перегрузку (1,1905) в зимний 

период.

 

При  отключении  ВЛ  35  кВ  Родник  –  Исток  3  с  отпайками  на  ПС  Нива, 

Полевая из нормальной схемы загрузка ВЛ 35 кВ Шпагатная – Нива с отпайкой на 
ПС  Полевая  может  составить  172  А  (42%  от  I

ддтн

=409  А  для  провода  АС-95),  

ТТ  35  кВ  ПС  35  кВ  Нива  с  ДДТН  200  А  не  перегружается.  При  отключении  
ВЛ  35  кВ  Шпагатная  –  Нива  с  отпайкой  на  ПС  Полевая  загрузка  ВЛ  35  кВ  
Родник – Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая может составить 174А (41% 
от I

ддтн

=426А  для  провода  АС-95),  ТТ  35  кВ  ПС  35  кВ  Нива  с  ДДТН  200  А 

не перегружается.  Загрузка  Т-1  ПС  110  кВ  Родник  составляет  28,2  МВА  (113% 
от S

ном

),  что  не  превышает  длительно  допустимую  перегрузку  (1,15)  в  зимний 

период.

 

При отключении ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ  - Родник с отпайкой 

на ПС Алексеевская загрузка Т-1 ПС 110 кВ Родник может составить 42,4 МВА 
(170% от S

ном

), что превышает длительно допустимую перегрузку (1,15) в зимний 

период. Для устранения перегрузки рекомендуется СРМ по включению ремонтной 
перемычки  110 кВ на  ПС  110  кВ  Родник  и подключение Т-3  к  1  секции 110 кВ 
ПС 110 кВ Родник, загрузка Т-1 и Т-3 не превышает допустимую. 

 

После  нормативного  возмущения  на  2  секции  110  кВ  ПС  110  кВ  Родник 

загрузка  Т-1  ПС  110  кВ  Родник  может  составить  42,4  МВА  (170%  от  S

ном

),  что 

превышает  длительно  допустимую  перегрузку  (1,15)  в  зимний  период.  Для 
устранения  перегрузки  рекомендуется  СРМ  по  включению  КВЛ  35  кВ  
Н.Исетская – Родник с отпайкой на ПС Птицефабрика (образуется после перевода 
на напряжение 110 кВ ПС 35 кВ Кольцово). Загрузка Т-1 ПС 110 кВ Родник может 
составить  24,8  МВА  (99%  от  S

ном

),  что  не  превышает  длительно  допустимую 

перегрузку  (1,15)  в  зимний  период,  загрузка  КВЛ  35  кВ  Н.Исетская  –  Родник 
с отпайкой на ПС Птицефабрика 284 А (69% от I

ддтн

=409 А для провода АС-95).

 

При  отключении  3  СШ  110  кВ  Ново-Свердловской  ТЭЦ  загрузка  Т-3  

ПС  110  кВ  Родник  может  составить  42,7  МВА  (171%  от  S

ном

),  ВЛ  110  кВ  

Ново-Свердловская ТЭЦ – Родник с отпайкой на ПС Алексеевская – 257 А (119% 
от ДДТН 200 А по ТТ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ). Для устранения перегрузки 
рекомендуется СРМ по включению Т-2 ПС 110 кВ Родник либо включение Т-1 ко 2 
секции 110 кВ ПС Родник через ремонтную перемычку 110 кВ ПС 110 кВ Родник. 
Для устранения перегрузки ВЛ 110 кВ рекомендуется выполнить замену ТТ 110 кВ 
на  Ново-Свердловской  ТЭЦ  в  присоединении  Родник  на  ТТ  с  ДДТН  большей 
257 А.

 

При  отключении  4  СШ  110  кВ  Ново-Свердловской  ТЭЦ  загрузка  Т-1  

ПС  110  кВ  Родник  может  составить  42,4  МВА  (170%  от  S

ном

),  ВЛ  110  кВ  

Ново-Свердловская  ТЭЦ  –  Патруши  с  отпайками  на  ПС  Родионовская, 
ПС Седельниково  –  279А  (64%  от  ДДТН  437  А).  Для  устранения  перегрузки 
рекомендуется СРМ по включению ремонтной перемычки 110 кВ на ПС 110 кВ 
Родник  и  подключение  Т-3  к  1  секции  110  кВ  ПС  110  кВ  Родник,  загрузка  Т-1  
и Т-3 не превышает допустимую.

 

80

 

 

При отключении ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС – Блочная загрузка ВЛ 110 кВ 

Белоярская  АЭС  –  Гагарский  составляет  437  А  (90%  от  ДДТН  484  А).  При 
отключении  ВЛ  110  кВ  Белоярская  АЭС  –  Гагарский  загрузка  ВЛ  110  кВ 
Белоярская АЭС – Блочная составляет 448 А (74% от ДДТН 600 А). Таким образом, 
по  результатам  расчета  режимов  в  варианте  3  дополнительно  рекомендуется 
выполнить  замену  ТТ  110  кВ  на  Ново-Свердловской  ТЭЦ  с  ДДТН  200  А 
в присоединении Родник. 

Капиталовложения 

по 

вариантам 

представлены  в  таблице 

25. 

Капиталовложения в сетевое строительство принимались по данным укрупненных 
нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства 
объектов  электроэнергетики  в  части  объектов  электросетевого  хозяйства, 
утвержденных приказом № 10 Минэнерго РФ от 17.01.2019 (без учета НДС). Для 
определения  величины  капитальных  затрат  в  текущих  ценах  3-го  квартала  
2021  года  применены  индексы-дефляторы  инвестиций  в  основной  капитал, 
указанные в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации 
на период до 2024 года (базовый прогноз) и Прогнозе социально-экономического 
развития Российской Федерации на 2022 год и на плановый период 2023 и 2024 
годов (базовый прогноз). 

 

В варианте 1 при учете капитальных вложений в реконструкцию ВЛ 35 кВ 

Шпагатная  –  Нива  с  отпайкой  на  ПС  Полевая  и  ВЛ  35  кВ  Родник  –  Исток  3 
с отпайками  на  ПС  Нива,  Полевая  учитывалась  стоимость  провода  и  СМР 
величиной 0,5 от расценки (стоимость опор не учитывалась). 

По  данным  АО  «ЕЭСК»  проектно-изыскательские  работы  по  переводу  

ПС 35 кВ Нива на напряжение 110 кВ были выполнены в 2013-2014 гг, полностью 
корректировка  проекта  не  требуется,  учтены  затраты  на  ПИР  установке 
трансформаторов  2х25  МВА  (ранее  проектировалась  ПС  110  кВ  Нива 
с трансформаторами 2х40 МВА). Также по данным АО «ЕЭСК» земельный участок 
с кадастровым номером 66:41:0000000:26364, на котором планируется сооружение 
ПС 11 0кВ Нива, находится в собственности АО «ЕЭСК». Плата за использование 
земельного  участка  отсутствует,  необходимости  учета  указанных  затрат  при 
расчете также отсутствует. 

В  варианте  2  в  капиталовложениях  учтены  затраты  на  ДПТ  ВЛ  (КЛ) 

по границам  земельного  участка  и  затраты  на  кадастровые  работы  ВЛ  и  работы 
по установлению  земельных  отношений.  Затраты  на  разработку  и  утверждение 
ДПТ  при  прохождении  ВЛ  по  землям лесного  фонда  (землям,  покрытым  лесом) 
не учитывались,  поскольку  рассматриваемые  ВЛ  не  будут  проходить  по  землям 
лесного фонда.