Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023–2027 годов - часть 13

97

 

 

от 28.02.2022  №  ЕЭСК/001/123/1109)  в  соответствии  с  требованиями 
к перегрузочной  способности  трансформаторов  и  автотрансформаторов, 
установленных 

на 

объектах 

электроэнергетики,  и 

ее 

поддержанию, 

утвержденными  приказом  от  08.02.2019  №  81.  Коэффициенты  допустимой 
длительной  перегрузки  трансформаторов  без  ограничения  длительности 
приведены в таблице 35.

 

По  результатам  анализа  контрольных  замеров  2017–2021  годов  наиболее 

тяжелые  режимно-балансовые  ситуации,  при  которых  могла  возникнуть 
перегрузка  трансформаторного  оборудования,  имели  место  в  зимний  период 
2020 года.  В  качестве  расчетной  температуры  для  определения  мощности 
заменяемого  оборудования  принята  температура,  равная  0°C,  соответствующая 
наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период. 

В  результате  анализа  максимальная  загрузка  в  день  зимнего  контрольного 

замера выявлена 18.12.2019 и составляет 9,1 МВА. 

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

оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 6,3 МВА могла составить 144% от S

ном

, 

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

 

Согласно  письму  АО  «ЕЭСК»  от 28.02.2022  №  ЕЭСК/001/123/1109  

на  ПС  110  кВ  Алмазная  имеется  возможность  перевода  нагрузки 
по распределительной  сети  низкого  напряжения  на  другие  центры  питания 
(ПС 110 кВ Братская, ПС 110 кВ Нижне-Исетская, ПС 110 кВ Рулонная) в объеме 
0,4 МВт. 

 

С  учетом  возможности  выполнения  схемно-режимных  мероприятий  

по 

переводу 

электроснабжения 

потребителей 

(части 

потребителей) 

по распределительной сети низкого напряжения величиной 0,4 МВт максимальная 
загрузка ПС 110 кВ Алмазная может составить 8,69 МВА в зимний период. При 
отключении Т-2 (Т-1) ПС 110 кВ Алмазная загрузка обмотки 110 кВ оставшегося 
в работе  Т-1  (Т-2)  мощностью  6,3  МВА  могла  составить  138%  от  S

ном

,  что 

превышает  длительно  допустимую  перегрузку  (1,1905)  в  зимний  период.  Таким 
образом, 

выполнения 

существующих 

схемно-режимных 

мероприятий 

недостаточно.

 

На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов 

ПС  110  кВ  Алмазная  с  учетом  возможности  выполнения  схемно-режимных 
мероприятий по переводу нагрузки расчетная величина загрузки трансформатора 
Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 8,69 МВА.  

Необходима  замена  Т-1  и  Т-2  на  трансформаторы  мощностью  не  менее 

8,69 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности 
к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.

 

Прирост  нагрузки  по  действующим  ТУ  на  ТП  на  ПС  110  кВ  Алмазная 

с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 2,254 МВт.  

С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей 

по действующим ТУ на ТП загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Алмазная может 
составить 11,64 МВА. 

На основании анализа максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ 

Алмазная  с  учетом  возможности  выполнения  схемно-режимных  мероприятий 

98

 

 

по переводу  нагрузки  в  послеаварийном  режиме  с учетом  суммарной  активной 
нагрузки  новых  потребителей,  планирующих  технологическое  присоединение  
к ПС 110 кВ Алмазная в соответствии с ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения 
максимумов нагрузки), расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при 
отключении Т-2 (Т-1) составит 11,64 МВА.

 

Необходима  замена  Т-1  и  Т-2  на  трансформаторы  мощностью  не  менее 

11,64 МВА  каждый.  Ближайшим  большим  стандартным  по  номинальной 
мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 16 МВА.

 

Таким  образом,  для  обеспечения  допустимой  нагрузки  трансформаторов 

с учетом фактической максимальной нагрузки на ПС 110 кВ Алмазная, а также для 
обеспечения  технологического  присоединения  потребителей  к  ПС  110  кВ 
Алмазная,  имеющих  на  момент  разработки  настоящих  схемы  и  программы 
действующие  ТУ  на  ТП,  на  ПС 110 кВ  Алмазная  требуется  замена 
трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 16 МВА каждый.

 

 

Параграф 19. Реконструкция ПС 110 кВ Керамик 

 
По состоянию на 1 февраля 2022 года на ПС 110 кВ Керамик установлены:

 

1) Т-1  мощностью  10 МВА  (ТДНГ-10/110/6,  введен  в  эксплуатацию  

в 1962 году, текущий ИТС равен 75); 

2) Т-2  мощностью  10 МВА  (ТДНГ-10/110/6,  введен  в  эксплуатацию  

в 1970 году, текущий ИТС равен 85). 

Значения  ИТС  приведены  в  соответствии  с  письмом  АО  «ЕЭСК» 

от 28.02.2022 № ЕЭСК/001/123/1109. 

Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 

30  лет,  определяется  собственником  оборудования  (письмо  АО  «ЕЭСК» 
от 28.02.2022  №  ЕЭСК/001/123/1109)  в  соответствии  с  требованиями 
к перегрузочной  способности  трансформаторов  и  автотрансформаторов, 
установленных 

на 

объектах 

электроэнергетики,  и 

ее 

поддержанию, 

утвержденными  приказом  от  08.02.2019  №  81.  Коэффициенты  допустимой 
длительной  перегрузки  трансформаторов  без  ограничения  длительности 
приведены в таблице 35.

 

По  результатам  анализа  контрольных  замеров  2017–2021  годов  наиболее 

тяжелые  режимно-балансовые  ситуации,  при  которых  могла  возникнуть 
перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в 2020 году. В качестве 
расчетной  температуры  для  определения  мощности  заменяемого  оборудования 
принята  температура,  равная  -5,5°C,  соответствующая  наименее  холодному 
значению для ОЭС Урала в зимний период. 

Максимальная  загрузка  ПС  110  кВ  Керамик  по  данным  зимнего 

контрольного замера 2016 года составила 13,05 МВА. 

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

оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 10 МВА могла составить 131% от S

ном

, 

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

 

Согласно  письму  АО  «ЕЭСК»  от  28.02.2022  №  ЕЭСК/001/123/1109,  

на  ПС  110  кВ  Керамик  имеется  возможность  перевода  нагрузки  

99

 

 

по  распределительной  сети  низкого  напряжения  на  другие  центры  питания 
(ПС 110 кВ Сотая, ПС 110 кВ Загородная, ПС 110 кВ Новинская) в объеме 0,3 МВт. 

С  учетом  выполнения  указанных  схемно-режимных  мероприятий  

загрузка ПС 110 кВ Керамик могла составить 12,71 МВА в зимний период. При 
отключении Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Керамик загрузка обмотки 110 кВ оставшегося 
в работе  Т-2  (Т-1)  мощностью  10  МВА  могла  составить  127  %  от  Sном,  что 
превышает длительно допустимую перегрузку (1,1905) в зимний период. 

Необходима  замена  Т-1  и  Т-2  мощностью  10  МВА  на  трансформатор 

мощностью не менее 12,71 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным  

по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор 

мощностью 16 МВА. 

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Керамик с учетом 

эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 4,573 МВт. 

С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей 

по действующим ТУ на ТП загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Керамик может 
составить 17,68 МВА. 

Необходима  замена  Т-1  и  Т-2  на  трансформаторы  мощностью  не  менее 

17,68 МВА  каждый.  Ближайшим  большим  стандартным  по  номинальной 
мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА. 

Таким  образом,  для  обеспечения  допустимой  нагрузки  трансформатора 

с учетом  фактической  максимальной  нагрузки  на  ПС  110  кВ  Керамик  требуется 
замена  трансформаторов  Т-1  и  Т-2  на  трансформаторы  мощностью  16  МВА 
каждый,  а  для  обеспечения  технологического  присоединения  потребителей 
к ПС 110  кВ  Керамик,  имеющих  на  момент  разработки  настоящих  схемы 
и программы  действующие  ТУ  на  ТП,  на  ПС  110  кВ  Керамик,  требуется  замена 
трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый.

 

 

 

Параграф 20. Замена БСК на ПС 110 кВ Михайловская 

 

По  состоянию  на  1  февраля  2022  года  на  ПС  110  кВ  Михайловская 

установлена  БСК  –  КС1-0,66-20У1  (2436  штук),  мощность  батареи 
(установленная/расчетная) – 48,72/33,52 Мвар. 

Согласно  письму  филиала  ОАО  «МРСК  Урала»  –  «Свердловэнерго» 

от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278 установленная БСК содержит запрещенные стойкие 
органические  загрязнители  (полихлорированные  бифенилы)  и  не  соответствует 
требованиям  Стокгольмской  конвенции  о  стойких  органических  загрязнителях 
(ратифицирована  Федеральным  законом  от 27 июня  2011  года  № 164-ФЗ 
«О ратификации 

Стокгольмской 

конвенции 

о 

стойких 

органических 

загрязнителях»), так как содержит полихлорированные бифенилы и в соответствии 
с информацией собственника требует замены.

 

На  ПС 110 кВ  Михайловская  необходимо  заменить  установленную  БСК, 

подлежащую утилизации, на БСК мощностью 33,52 Мвар. 

 

100

 

 

Параграф 21. Реконструкция КВЛ 110 кВ Дегтярка – Полевская с отпайками 

от опоры № 26 до опоры № 128 с заменой опор и провода ЛЭП  

(ориентировочной протяженностью по трассе 19,83 км) 

 

КВЛ  110  кВ  Дегтярка  –  Полевская  с  отпайками  введена  в  эксплуатацию 

в 1939 году. 

По состоянию на 1 февраля 2022 года текущий ИТС КВЛ 110 кВ Дегтярка – 

Полевская с отпайками равен 38,31.

 

Значение ИТС приведено в соответствии с письмом  филиала ОАО «МРСК 

Урала» – «Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278.

 

На  основании  значения  текущего  ИТС  ниже  70  требуется  реконструкция 

КВЛ 110 кВ Дегтярка – Полевская с отпайками на участке от опоры № 26 до опоры 
№  128  (ориентировочной  протяженностью  по  трассе  19,83  км)  с  заменой  опор 
на металлические  и  железобетонные  и  существующего  провода  М-70  на провод 
с аналогичной допустимой токовой нагрузкой.

 

До  выполнения  реконструкции  КВЛ  110  кВ  Дегтярка  –  Полевская  

с  отпайками  техническое  состояние  будет  обеспечено  за  счет  следующих 
компенсирующих мероприятий в рамках технического обслуживания и ремонтов: 
проведение  учащенного  инженерного  осмотра,  измерение  габаритов,  проверка 
состояния  опор,  замер  сопротивления  контура  заземления,  подрезка  деревьев, 
устранение аварийных дефектов.

 

 

Параграф 22. Реконструкция ВЛ 110 кВ Первоуральская – Хромпик I, II цепь 

с отпайками на участке от порталов ПС 110 кВ Хромпик до порталов 110 кВ 

ПС 220 кВ Первоуральская с заменой опор и провода ЛЭП (ориентировочной 

протяженностью по трассе 10,62 км) 

 

ВЛ  110  кВ  Первоуральская  –  Хромпик  I,  II  цепь  с  отпайками  введена 

в эксплуатацию в 1961 году.

 

По  состоянию  на  1  февраля  2022  года  текущий  ИТС  ВЛ  110  кВ 

Первоуральская  –  Хромпик  I  цепь  с  отпайками  составляет  35,37,  ВЛ  110  кВ 
Первоуральская – Хромпик II цепь с отпайками составляет 39,51.

 

Значения ИТС приведены в соответствии с письмом филиала ОАО «МРСК 

Урала» – «Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278.

 

На  основании  значения  текущего  ИТС  ниже  70  требуется  выполнение 

реконструкции  ВЛ  110  кВ  Первоуральская  –  Хромпик  I,  II  цепь  с  отпайками  
на  участке  от  порталов  ПС  110  кВ  Хромпик  до  порталов  110  кВ  ПС 220  кВ 
Первоуральская (ориентировочной протяженностью по трассе 10,62 км) с заменой 
опор  на  металлические  и  железобетонные,  с  заменой  существующего  провода  
АС-300 на провод с аналогичной допустимой токовой нагрузкой АСК-300.

 

До  выполнения  реконструкции  ВЛ  110  кВ  Первоуральская  –  Хромпик  

I, II цепь с отпайками техническое состояние будет обеспечено за счет следующих 
компенсирующих мероприятий в рамках технического обслуживания и ремонтов: 
проведение  учащенного  инженерного  осмотра,  измерение  габаритов,  проверка 

101

 

 

состояния  опор,  замер  сопротивления  контуров  заземления,  подрезка  деревьев, 
устранение аварийных дефектов.

 

 

Параграф 23. Реконструкция ВЛ 110 кВ Азиатская – Чекмень на участке 

от портала ПС 110 кВ Чекмень до опоры № 22 (ориентировочной 

протяженностью по трассе 9,35 км) и ВЛ 110 кВ Европейская – Чекмень 

на участке от порталов ПС 110 кВ Чекмень до порталов ПС 110 кВ 

Европейская (ориентировочной протяженностью по трассе 26,5 км) с заменой 

опор и провода ЛЭП 

 
ВЛ 110 кВ Азиатская – Чекмень и ВЛ 110 кВ Европейская – Чекмень введены 

в эксплуатацию в 1933 году.  

По состоянию на 1 февраля 2022 года текущий ИТС ВЛ 110 кВ Азиатская – 

Чекмень составляет 31,63 и ВЛ 110 кВ Европейская – Чекмень составляет 61,46. 

Значения ИТС приведены в соответствии с письмом филиала ОАО «МРСК 

Урала» – «Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278.

 

На основании текущего ИТС ниже 70 требуется выполнение реконструкции 

ВЛ 110 кВ Азиатская – Чекмень на участке от портала ПС 110 кВ Чекмень до опоры 
№  22  (ориентировочной  протяженностью  по  трассе  9,35  км)  и  ВЛ  110  кВ 
Европейская – Чекмень на участке от порталов ПС 110 кВ Чекмень до порталов 
ПС 110  кВ  Европейская  (ориентировочной  протяженностью  по  трассе  26,5  км) 
с заменой  опор  на  металлические  и  железобетонные,  с  заменой  существующих 
проводов СА-95 (согласно отчету технического состояния ВЛ 110 кВ Азиатская – 
Чекмень (направлен письмом филиала ОАО «МРСК Урала»  – «Свердловэнерго» 
от 21.02.2022  №  СЭ/01/21/1278),  аналогом  провода  СА-95  является  провод  
АС-150), М-95 и АС-150 на провод с аналогичной допустимой токовой нагрузкой.

 

 

Параграф 24. Реконструкция ВЛ 110 кВ Кошай – Предтурье на участке 

от портала 110 кВ ПС 220 кВ Кошай до портала ПС 110 кВ Предтурье 

с заменой опор и провода ЛЭП (ориентировочной протяженностью  

по трассе 41,3 км) 

 
ВЛ 110 кВ Кошай – Предтурье введена в эксплуатацию в 1961 году.

 

По  состоянию  на  1  февраля  2022  года  текущий  ИТС  ВЛ  110  кВ  Кошай  – 

Предтурье составляет 42,76.

 

Значение ИТС приведено в соответствии с письмом филиала ОАО «МРСК 

Урала» – «Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278.

 

На  основании  значения  текущего  ИТС  ниже  70  требуется  выполнение 

реконструкции ВЛ 110 кВ Кошай – Предтурье с заменой опор на металлические 
и железобетонные, с заменой существующего провода АС-95.

 

Результаты  расчетов  электроэнергетических  режимов  на  2021  год 

и на период  2022–2026  годов  показали,  что  увеличение  пропускной  способности 
ЛЭП не требуется. 

Согласно  расчету  монтажных  стрел  провеса  и  тяжений  проводов  и  троса 

(результаты  расчета  приведены  в  письме  филиала  ОАО  «МРСК  Урала»  – 

102

 

 

«Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278) в случае применения провода 
большего  сечения  с более  высоким  значением  механического  напряжения 
на реконструкцию  1  км  линии  с  применением  проводов  АС-150  и  АС-185 
потребуется на одну промежуточную опору меньше, чем при реконструкции 1 км 
линии с применением проводов АС-95 и АС-120. 

 

Согласно  коммерческим  предложениям  производителей  (приложены  

к  письму  филиала  ОАО  «МРСК  Урала»  –  «Свердловэнерго»  от  21.02.2022 
№ СЭ/01/21/1278)  стоимость  одной  промежуточной  опоры  на  стойке  СК-22 
(применение  данной  стойки  является  типовым  решением  для  опоры  типа  
ПБ  110-15,  применяемой  для  толщины  стенки  гололеда  15 мм,  стойка 
соответствует 

ГОСТ 

22687-85 

«Стойки 

конические 

железобетонные 

центрифугированные для опор высоковольтных линий электропередачи») с учетом 
комплекта  траверс,  гирлянд  изоляторов,  страховочной  системы  ориентировочно 
составляет 259,6 тыс. рублей без НДС. С учетом протяженности реконструируемой 
ВЛ 110 кВ 41,3 км, стоимость приобретения опор без учета стоимости строительно-
монтажных работ снизится на 10,6 млн. рублей  

Изменение  стоимости  материалов  относительно  реконструкции  ВЛ  110  кВ 

с применением провода АС-95 приведено в таблице 32. 

 

Таблица 32 

 

Изменение стоимости материалов относительно реконструкции  

ВЛ 110 кВ с применением провода АС-95

 

 

Номер 

строки 

Наименование показателя

 

Вариант 1 

(провод 

АС-95) 

Вариант 2 

(провод 

АС-120) 

Вариант 3 

(провод 

АС-150) 

Вариант 4 

(провод 

АС-185) 

1. 

Ориентировочное снижение 
количества опор ВЛ, штук 

– 

– 

-41 

-41 

2. 

Ориентировочная стоимость одной 
опоры, тыс. рублей (без НДС) 

259,6 

259,6 

259,6 

259,6 

3. 

Ориентировочное снижение затрат 
на приобретение опор ВЛ, тыс. 
рублей (без НДС) 

– 

– 

-10 643,6 

-10 643,6 

4. 

Стоимость 1 км провода, 
тыс. рублей (без НДС) 

76,3 

93,18 

108,05 

134,71 

5. 

Стоимость провода ВЛ (длина 
реконструируемого участка), 
тыс. рублей (без НДС) 

9453,57 

11 545,0 

13 387,4 

16 690,57 

6. 

Изменение стоимости вариантов 
2–4 с учетом стоимости 
материалов (относительно 
варианта 1), тыс. рублей (без НДС)

 

–

 

2091,43 

-6709,77 

-3406,6 

 
Таким  образом,  за  счет  уменьшения  количества  опор  при  применении 

провода  АС-150  затраты  на  материалы  будут  минимальны,  а  также  сократятся 
затраты  на  оформление  земельных  участков  под  опоры,  снизятся  впоследствии 
эксплуатационные затраты на обслуживание ВЛ 110 кВ. 

103

 

 

Согласно расчету технологических потерь электроэнергии в электрических 

сетях  (направлен  письмом  филиала  ОАО  «МРСК  Урала»  –  «Свердловэнерго 
от 21.02.2022  №  СЭ/01/21/1278),  выполненному  в  соответствии  с  техническими 
характеристиками и паспортными данными линии электропередачи, на основании 
Методики  расчета  технологических  потерь  электроэнергии  при  ее  передаче 
по электрическим  сетям  в  базовом  периоде,  приведенной  в  приложении  №  1 
к Инструкции по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации 
работы  по  расчету  и  обоснованию  нормативов  технологических  потерь 
электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной приказом 
Министерства  энергетики  Российской  Федерации  от  30.12.2008  №  326 
«Об организации  в  Министерстве  энергетики  Российской  Федерации  работы 
по утверждению  нормативов  технологических  потерь  электроэнергии  при 
ее передаче по электрическим сетям» (далее – Методика расчета технологических 
потерь  электроэнергии),  снижение  потерь  электроэнергии  при  реконструкции 
ВЛ 110 кВ Кошай – Предтурье в зависимости от применения различных сечений 
провода  ЛЭП  относительно  существующего  провода  АС-95  приведено  
в таблице 25. В стоимостном выражении в таблице 33 экономия приведена с учетом 
средней  нерегулируемой  цены  покупки  потерь  в  сетях  филиала  ОАО  «МРСК 
Урала» – 

«Свердловэнерго», 

учтенной 

в тарифно-балансовых 

решениях  

на 2021 год в размере 2,68716 рубля/кВт·ч.

 

 

Таблица 33 

 

Снижение потерь электроэнергии 

 

Номер 

строки 

Показатель 

Вариант 1 

(провод 

АС-95)

 

Вариант 2 

(провод 

АС-120)

 

Вариант 3 

(провод 

АС-150)

 

Вариант 4 

(провод 

АС-185)

 

1. 

Оценочно годовые потери, 
тыс. кВт·ч/год 

137,2

 

117,1

 

102,46

 

88,58

 

2. 

Оценочно годовые потери,  
тыс. рублей/год 

368,68

 

314,67

 

275,33

 

238,03

 

3. 

Оценочно годовая экономия от 
снижения потерь относительно 
варианта 1, тыс. рублей/год 

– 

54,01 

93,35 

130,65 

 
Из  вышеуказанного  следует,  что  наиболее  оптимальным  с  точки  зрения 

затрат на выполнение строительно-монтажных работ (за счет снижения стоимости 
материалов)  и  последующего  эффекта  от  снижения  потерь  является  вариант 
выполнения реконструкции ВЛ 110 кВ Кошай – Предтурье на участке от портала 
110  кВ  ПС  220  кВ  Кошай  до  портала  ПС  110  кВ  Предтурье  (ориентировочной 
протяженностью по трассе 41,3 км) с применением провода АС-150.

 

До выполнения реконструкции ВЛ 110 кВ Кошай – Предтурье техническое 

состояние  будет  обеспечено  за  счет  следующих  компенсирующих  мероприятий  
в  рамках  технического  обслуживания  и  ремонтов:  проведение  учащенного 
инженерного  осмотра,  измерение  габаритов,  проверка  состояния  опор,  замер 

104

 

 

сопротивления  контуров  заземления,  подрезка  деревьев,  устранение  аварийных 
дефектов. 

 

Параграф 25. Реконструкция ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС – Хромпик I, 

II цепь с отпайками на участке от опоры № 176 до портала ПС 110 кВ 

Хромпик (в районе города Первоуральска) с заменой опор и провода ЛЭП 

(ориентировочной протяженностью по трассе 4,5 км) 

 
ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС – Хромпик I, II цепь с отпайками введена 

в эксплуатацию в 1933 и 1951 годах соответственно.  

По  состоянию  на  1  февраля  2022  года  текущий  ИТС  для  ВЛ  110  кВ 

Среднеуральская  ГРЭС  –  Хромпик  I  цепь  с  отпайками  составляет  38,26,  для  
ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС – Хромпик II цепь с отпайками составляет 41,9.

 

Значения ИТС приведены в соответствии с письмом филиала ОАО «МРСК 

Урала» – «Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278.

 

На  основании  значения  текущего  ИТС  ниже  70  требуется  выполнение 

реконструкции ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС – Хромпик I, II цепь с отпайками 
с  заменой  опор  на  металлические  и  железобетонные,  с  заменой  существующего 
провода АС-150.

 

Результаты  расчетов  электроэнергетических  режимов  на  2021  год  

и период 2022–2026 годов показали, что увеличение пропускной способности ЛЭП 
не требуется. 

На  согласительном  совещании  в  Министерстве  энергетики  Российской 

Федерации  по  вопросу  «О  рассмотрении  замечаний  к  доработанному  проекту 
корректировки 

инвестиционной 

программы 

ОАО 

«МРСК 

Урала»  

на  2018–2022  годы  (протокол  от  09.10.2019  №  09-2020-пр)  по  инвестиционному 
проекту  «Реконструкция  ВЛ  110  кВ  СУГРЭС  –  Хромпик  1,  2  (в  районе 
города Первоуральска)  (4,488  км,  1,2  га,  1  шт.)  1  этап»  было  принято  решение 
с учетом фактической реализации проекта на 50% (по информации ОАО «МРСК 
Урала»)  сохранить  параметры  инвестиционного  проекта  в  ИПР  без  изменений 
(замена  провода  АС-150/24  на  участках  ЛЭП  от опоры  №  176  до  опоры  №  183 
и от опоры № 190 до опоры № 209 на провод АС-240/39).

 

Замена  провода  АС-150  на  АС-240  предусмотрена  также  в  соответствии 

с пунктом  1.15  плана-графика  организационно-технических  мероприятий 
по повышению  надежности  электроснабжения  потребителей  Первоуральского 
энергорайона, утвержденного Министром энергетики и жилищно-коммунального 
хозяйства  Свердловской  области,  руководителем  штаба  по  обеспечению 
безопасности электроснабжения на территории Свердловской области в 2015 году. 

Таким  образом,  планируется  выполнение  реконструкции  ВЛ  110  кВ 

Среднеуральская  ГРЭС  –  Хромпик  I,  II  цепь  с  отпайками  на  участке  от  опоры  
№  176  до  портала  ПС  110  кВ  Хромпик  (ориентировочной  протяженностью  
по трассе 4,5 км) с заменой опор на металлические и железобетонные, с заменой 
существующего провода АС-150 на провод АС-240 или аналогичный по длительно 
допустимым токовым нагрузкам.