СХЕМА И ПРОГРАММА ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022-2026 годов - часть 12

177

подстанции, рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 на трансформаторы

мощностью 2х4 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2026 год.

ВЛ 110 кВ Бакунино – Суворово

(ЛЭП проходит по территории г.о. Коломна и г.о. Воскресенск)
ВЛ 110 кВ Бакунино – Суворово протяжностью 12,8 км выполнена проводом

М-70 и находится в эксплуатации с 1930 года (срок службы – 90 лет). Пропускная

способность линии составляет 435 А при ТНВ -5 °С.

Согласно

Акту-заключению

по

результатам

технического

освидетельствования ВЛ 110 кВ Бакунино – Суворово, проведенном на основании

приказа №327 от 03.03.2014, были выявлены элементы ВЛ, имеющие дефекты. На

основании Акта технического обследования ВЛ 110 кВ Бакунино – Суворово б/н от

02.02.2016 была составлена дефектная ведомость на капитальный ремонт линии,

предполагающий замену дефектных опор №1-72 на многогранные, линейной

арматуры и подвесных изоляторов.

Предполагается замена опор и провода без увеличения пропускной

способности. Протяженность реконструируемого участка – 13,16 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2024 год.

ПС 110/35/6 кВ № 703 Туменская

В настоящее время на ПС 110 кВ Туменская установлены два трансформатора

мощностью 10 и 6,3 МВА напряжением 110/10/6 кВ (1969 и 1983 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 110 кВ Туменская – Яганово;

─

ВЛ 110 кВ Туменская - Суворово.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

от 8 февраля 2019 года № 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет 1,115 для Т-1 и Т-2.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110 кВ Туменск зафиксирована в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 и составила 9,07 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 41% от номинальной мощности, Т-2 – 79%. При аварийном

отключении Т-1 ПС 110 кВ Туменская токовая загрузка оставшегося в работе Т-2

составит 142 % и превышает ДДТН.

По данным ПАО «Россети Московской регион» (письмо от 15.02.2021 №

РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Кучино на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

178

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-2 на

трансформаторы мощностью не менее 7,25 МВА. Ближайшим большим

стандартным по номинальной мощности к указанном значению является

трансформатор мощностью 10 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора

Т-2 6,3 МВА на 10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2026 год.

Орехово-Зуевский городской округ

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ № 636 Пичурино

В настоящее время на ПС 35/6 кВ Пичурино установлены два трансформатора

мощностью 3,2 МВА напряжением 35/6 кВ (1950 и 1949 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена при помощи ВЛ 35 кВ Егорьевск –

Пичурино с отпайкой на ПС Тепличная I, II цепь.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С для Т-1, Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 35 кВ Пичурино за последние 3 года зафиксирована в

режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 4,55 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 81 % от номинальной мощности, Т-2 – 61 %.

В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе – аварийное отключение

трансформатора) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования

составит Т-1 - 142 %, Т-2 – 145 %.

По данным ПАО «Россети Московский регион» (письмо от 15.02.2021 №

РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Пичурино на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 на трансформаторы

мощностью 2х6,3 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2026 год.

городской округ Павловский Посад

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ № 199 Дубки

179

В настоящее время на ПС 35 кВ Дубки установлены три трансформатора:

трансформатор Т-1 и Т-2 мощностью 1,8 МВА напряжением 35/6 кВ и Т-3

мощностью 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ (1952, 1950 и 1953 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 35 кВ Дубки – Красный Угол;

─

ВЛ 35 кВ ГРЭС-3 – Дубки.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С для Т-1, Т-2 и Т-3 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 35 кВ Дубки зафиксирована в режимный день зимнего

максимума 16.12.2020 и составила 2,58 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 57% от номинальной мощности, Т-2 – 59 %, Т-3 – 16 %. При

аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1 – 116 %, Т-2 – 116 %, что

превышает ДДТН.

По данным ПАО «Россети Московский регион» (письмо от 15.02.2021 №

РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Полбино на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 на трансформаторы

мощностью 2х4 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2026 год.

городской округ Реутов

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 220/110/10 кВ № 212 Восточная

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу

XVII) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. (при коротком

замыкании за выключателем присоединения) на выключателях АТ-1 ПС 220 кВ

Восточная, КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I, II цепь и КВЛ 110 кВ Восточная –

Кучино с отпайкой на ПС Ясная превышают отключающую способность

установленных выключателей 110 кВ ПС 220 кВ Восточная. Данные выключатели

необходимо заменить на выключатели с отключающей способностью не менее

40 кА в 2022 (3 шт.) и в 2023 году (1 шт. – на присоединении КВЛ 110 кВ

Восточная – Кучино с отпайкой на ПС Ясная).

Кроме того, по Предписанию №55-рп/П-2014 от 06.06.2014 Ростехнадзора не

удовлетворяют условиям работы по отключающей способности токов коротких

замыканий выключатели на ПС № 212 «Восточная»: МВ 110 кВ АТ-1, МВ 110 кВ

АТ-2, МВ 110 кВ АТ-3, СМВ 110 кВ, ШСМВ 1 секц. 110 кВ, МВ ВЛ 110 кВ

180

Измайловская I, МВ ВЛ 110 кВ Измайловская II, МВ ВЛ 110 кВ Вешняковская Сев.,

МВ ВЛ 110 кВ Вешняковская Юж., МВ ВЛ 110 кВ Кучинская с отп., МВ ВЛ 110 кВ

Некрасовка Восточная с отпайкой, МВ ВЛ 110 кВ Реутовская Б, МВ ВЛ 110 кВ

Реутовская А, МВ ВЛ 110 кВ Восточная-Черкизово I, МВ ВЛ 110 кВ Восточная-

Черкизово II.

Необходима реконструкция ОРУ 110 кВ с заменой всех выключателей с

недостаточной отключающей способностью, в связи с ростом токов короткого

замыкания в сети.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции –2022, 2023 годы.

Городской округ Фрязино

Объекты реконструкции 35 кВ

ВЛ 35 кВ Фрязино – Глебово – Голубино - Горелово

(транзит проходит по территории г.о. Фрязино, Богородского г.о. и

г.о. Щелково)

ВЛ 35 кВ Фрязино – Глебово протяженностью 18,3 км выполнена проводами

марки АС-95, находится в эксплуатации с 1952 года. Пропускная способность линии

составляет 230 А при ТНВ -5 °С. Фактическая максимальная загрузка линии в

режимный день 16.12.2020 составила 160 А (80 % от I

доп

.).

ВЛ 35 кВ Глебово – Голубино протяженностью 8,5 км выполнена проводами

марки АС-50, находится в эксплуатации с 1952 года. Пропускная способность линии

составляет 150 А при ТНВ -5 °С. Фактическая максимальная загрузка линии в

режимный день 16.12.2020 составила 60 А (40 % от I

доп

.).

ВЛ 35 кВ Голубино – Горелово протяженностью 14,1 км выполнена

проводами марки АС-50, находится в эксплуатации с 1952 года. Пропускная

способность линии составляет 150 А при ТНВ -5 °С. Фактическая максимальная

загрузка линии в режимный день 16.12.2020 составила 40 А (27 % от I

доп

.).

Требуется реконструкция транзита ВЛ 35 кВ Фрязино – Глебово – Голубино –

Горелово (40,9 км) в связи со значительным износом (ИТС 47) без увеличения

пропускной способности.

Результаты технического освидетельствования ЛЭП приведены в технических

отчетах № 560/17, № 561/17 от 05.09.2017, ведомости измерений коррозийного

износа металлических опор и ведомости дефектов ВЛ 35 кВ Глебово – Голубино,

ВЛ 35 кВ Голубино – Горелово, ВЛ 35 кВ Фрязино – Глебово. Рекомендован

перечень работ, необходимых для устранения дефектов, включающий замену опор и

провода.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2026 год.

181

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года

намечается строительство 4-х электроподстанций с высшим напряжением 110 кВ и

выше:

─

2 ПС 110 кВ - ООО «АГК-1»;

─

2 ПС 110 кВ – Инвестор.

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года

суммарный ввод мощности новых подстанций составит 288 МВА, в том числе:

─

ПС 110 кВ – 288 МВА:

96 МВА – Инвестор;

192 МВА – ООО «АГК-1».

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года

намечается строительство 33 км ЛЭП 110 кВ, в том числе:

─

22,5 км – ПАО «Россети Московский регион»;

─

10,5 км – Инвестор.

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года

намечается реконструкция 26 электроподстанций напряжением 110(35 кВ) и выше, в

том числе:

─

1 ПС 500 кВ – ПАО «ФСК ЕЭС»;

─

1 ПС 220 кВ – ПАО «Россети Московский регион»;

─

1 ПС 110 кВ –ОАО «РЖД»;

─

16 ПС 110 кВ – ПАО «Россети Московский регион»;

─

8 ПС 35 кВ – ПАО «Россети Московский регион».

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года

суммарный ввод мощности реконструируемых подстанций составит 2101,6 МВА, в

том числе:

─

ПС 500 кВ – 1700 МВА – ПАО «ФСК ЕЭС»;

─

ПС 110 кВ –353МВА – ПАО «Россети Московский регион»;

─

ПС 35 кВ – 48,6 МВА – ПАО «Россети Московский регион».

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года

планируется провести реконструкцию 78,854 км ЛЭП, в том числе:

─

ЛЭП 110 кВ – 37,954 км (ПАО «Россети Московский регион»);

─

ЛЭП 35 кВ – 40,9 км (ПАО «Россети Московский регион»).

Разработана схема электрических соединений сети 110 кВ и выше Восточных

электрических сетей на перспективу до 2026 года с выделением по опорным годам.

Данные по вводам и реконструкции объектов 110 кВ и выше на территории

Восточных электрических сетей и необходимых для этого инвестициях приведены в

Приложении 6, в таблице 65 приведены сводные данные для объектов 220 кВ и

ниже.

182

Таблица 65

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и ниже

территории Восточных электрических сетей

Наименование

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

2026 г.

новое строительство

ЛЭП 220 кВ, км

ЛЭП 110 кВ, км

16,7

16,3

ЛЭП 35 кВ, км

ПС 220 кВ, МВА

ПС 110 кВ, МВА

96

192

ПС 35 кВ, МВА

Реконструкция

ЛЭП 220 кВ, км

ЛЭП 110 кВ, км

11,99

6,704

19,26

ЛЭП 35 кВ, км

40,9

ПС 220 кВ, МВА
ПС 110 кВ, МВА

80

40

233

ПС 35 кВ, МВА

12

8

28,6

183

16.2.2. Включение новых центров питания и реконструкция электрических

сетей 110(35) кВ и выше на территории Западных электрических сетей

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Западных

электрических сетей предлагается ввод новых и реконструкция следующих ПС и

ЛЭП напряжением 110(35) кВ и выше в разрезе муниципальных образований

Московской области.

Волоколамский городской округ

Объекты нового строительства 110 кВ

Заходы ВЛ 110 кВ Грибово – Сычи на ПС 110/10/6 кВ Панфиловская

ВЛ 110 кВ Грибово – Сычи протяженностью 27,46 км выполнена проводом

марки АС-150 и находится в эксплуатации с 1988 года. Пропускная способность

линии составляет 581 А при ТНВ -5 °С.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Грибово – Сычи в режимный

день максимума нагрузки 16.12.2020 составила 54 А (9 % от Iдоп.=581 А при ТНВ -

5 °С).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств

Администрации Волоколамского муниципального района Московской области к

электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (№ И-18-00-105317/102)

планируется сооружение заходов ВЛ 110 кВ Грибово – Сычи на ПС 110/10/6 кВ

Панфиловская (ориентировочная протяженность 21,2 км) с пропускной

способностью не менее 581 А при ТНВ -5 °С с образованием ЛЭП 110 кВ Грибово –

Панфиловская и ЛЭП 110 кВ Панфиловская – Сычи.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Предполагаемый ввод объекта – 2023 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ВЛ 110 кВ Панфиловская – Чисмена

ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена протяженностью 21,09 км выполнена

проводом марки АС-150 и находится в эксплуатации с 1957 года. Последняя

реконструкция проведена в 2007 году. Пропускная способность линии составляет

581 А при ТНВ -5 °С.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена в

режимный день максимума нагрузки 18.12.2019 года составила 292 А (58 % от

Iдоп.=500 А при ТНВ -5 °С).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО

«РЖД» (ПС 110 кВ Румянцево) к электрическим сетям ПАО «Россети Московский

регион» (№ И-18-00-933630/103) планируется реконструкция ВЛ 110 кВ

Панфиловская - Чисмена (протяженность реконструируемого участка 20,4 км) с

увеличением пропускной способности до величины не менее 620 А при ТНВ -5 °С

184

(протяженность

реконструируемого

участка

20,4

км),

включая

замену

разъединителя, трансформатора тока, ВЧ-заградителя на ПС 110 кВ Чисмена.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион» и ОАО «РЖД».

Предполагаемый ввод объекта – 2026 год

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ № 407 Осташево

В настоящее время на ПС 35 кВ Осташево установлены два трансформатора:

Т-1 мощностью 4 МВА и Т-2 мощностью 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ каждый

(1976 и 1963 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 35 кВ Осташево – Федосьино I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Спас – Осташево;

─

ВЛ 35 кВ Лидино – Осташево.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 35/10 кВ Осташево за последние три года зафиксирована

в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 6,4 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 95 % от номинальной мощности, Т- 2 –

83 %. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора

максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1 – 161 %; Т-

2 – 201 %, что превышает ДДТН.

По данным ПАО «Россети Московский регион» (письмо от 15.02.2021 №

РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Осташево на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,9 МВт (0,42

МВА – полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом

коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. Приложение 9) перспективная нагрузка

данной подстанции может составить 6,82 МВА, при этом загрузка Т-1 и Т-2 может

составить 170 % и 213% от номинальной мощности. Данная нагрузка подстанции

превышает ДДТН трансформаторов Т-2.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 на трансформаторы

мощностью 2х10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2026 год.

185

ПС 220/20 кВ Назарьево

Согласно утвержденным ТУ на ТП (от 19.04.2017 с изменениями от 21.11.2018)

ООО «АкваСтройТЭК» к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» для

электроснабжения потребителей предполагается строительство ПС 220/20 кВ

Назарьево (I этап).

На подстанции предполагается установка двух трансформаторов напряжением

220/20 кВ мощностью по 100 МВА каждый оснащенные устройствами РПН с

сооружением заходов ВЛ 220 кВ Радищево-Луч с пропускной способностью не

менее 1064 А при ТНВ -5 °С (ориентировочной протяженностью 2х1 км) с

образованием новых ЛЭП 220 кВ Радищево-Назарьево I цепь и ЛЭП 220 кВ

Назарьево-Луч, а также ВЛ 220 кВ Радищево-Шмелево с пропускной способностью

не менее 1064 А при ТНВ -5 °С (ориентировочной протяженностью 2х1 км) с

образованием новых ЛЭП 220 кВ Радищево-Назарьево II цепь и ЛЭП 220 кВ

Назарьево - Шмелево.

На данный объект выданы технические условия на технологическое

присоединение к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС».

Организация, ответственная за реализацию проекта:

─

в части строительства подстанции – ООО «АкваСтройТЭК»,

─

в части сооружения заходов ЛЭП – ПАО «ФСК ЕЭС».

Срок реализации Мероприятия – 2021 год.

Выполнение мероприятий в соответствии с проектом Схемы и программы

развития ЕЭС России на период 2021-2027 годов планируется в 2021 году.

Объекты нового строительства 110 кВ

ЛЭП 110 кВ Луч – Ядрошино

По результатам анализа основных проблем функционирования и развития

основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период

2015-2020 годов (раздел VI) для ликвидации мест с повышенной вероятностью

выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской

области требуется выполнить:

сооружение ВЛ 110 кВ Луч – Ядрошино с пропускной способностью не

менее 450 А для ТНВ +25 °С. Протяженность линии – 11,884 км.

Кроме того, данное Мероприятие предусмотрено утвержденными ТУ на ТП

энергопринимающих устройств ООО «Развитие» к электрическим сетям ПАО

«Россети Московский регион» (№ И-16-00-989336/125).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2022 год.

ВЛ 110 кВ Луч – Духанино

Согласно техническими условиями на технологическое присоединение

энергопринимающих устройств ОАО «РЖД» (ПС 110 кВ Манихино) к

электрическим сетям к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (№

И-19-00-729256/103) предусматривается сооружение ВЛ 110 кВ Луч – Духанино

186

(ориентировочной протяженностью 5,8 км) с пропускной способностью не менее

450 А для ТНВ +25 °С.

Организация ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2026 год.

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110/10 кВ № 475 Луч

В настоящее время на ПС 220/110/10 кВ Луч установлены два

автотрансформатора мощностью 2х125 МВА напряжением 220/110/10 кВ (оба 1987

года ввода в эксплуатацию) и два трансформатора мощностью 2х20 МВА

напряжением 110/35/6 кВ (оба 1964 года ввода в эксплуатацию).

К сети 220 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 220 кВ Луч – Шмелево;

─

ВЛ 220 кВ Радищево – Луч.

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Луч – Полянка,

─

ВЛ 110 кВ Луч – Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская.

Реконструкцией

предусматривается

замена

двух

существующих

автотрансформаторов 2х125 МВА на два автотрансформатора напряжением

220/110/10 кВ мощностью по 2х200 МВА, установка двух трансформаторов 220/10-

10 кВ мощностью по 2х125 МВА, установка 2-х трансформаторов 10/6 кВ

мощностью 2х25 МВА и демонтаж 2-х существующих трансформаторов 110/6 кВ

мощностью 2х20 МВА. В РУ 110 кВ предполагается сооружение двух линейных

ячеек 110 кВ для присоединения ВЛ 110 кВ Луч – Ядрошино (срок реализации –

2022 год) и ВЛ 110 кВ Луч – Духанино (срок реализации – 2022 год).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «ФСК ЕЭС».

Срок реализации Мероприятия – 2022, 2024 год.

Мероприятие по замене автотрансформаторов и установке нагрузочных

трансформаторов на ПС 220 кВ Луч предусмотрено проектом Схемы и программы

развития ЕЭС России на период 2021-2027 годов и планируется в 2022 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10/6 кВ № 551 Пернатово

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора

напряжением 110/10/6 кВ мощностью по 25 МВА каждый (1981 и 1989 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Луч – Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская;

─

ВЛ 110 кВ Ядрошино – Пернатово.

Для обеспечение технологического присоединения энергопринимающих

устройств ООО «Развитие» к сетям ПАО «Россети Московский регион» согласно

утвержденным ТУ на ТП (№ И-16-00-989336/125) на ПС 110 кВ Пернатово

187

предполагается замена установленных трансформаторов напряжением 110/10/6 кВ

мощностью по 2х25 МВА на два трансформатора мощностью 2х63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2022 год.

ПС 110/10 кВ № 802 Духанино

В настоящее время на ПС 110 кВ Духанино установлены два трансформатора

напряжением 110/10 кВ мощностью 2х10 МВА (1965 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединяется следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Дедово – Духанино,

─

ВЛ 110 кВ Духанино – Манихино.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

от 8 февраля 2019 года № 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Максимальная нагрузка ПС 110 кВ Духанино за последние три года

зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 12,76

МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 – 72 % от номинальной

мощности, Т- 2 – 54 %. При аварийном отключении наиболее загруженного

трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования

составит 133%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО «Россети Московский регион» (письмо от 15.02.2021 №

РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Духанино на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 22 МВт (6,4

МВА – полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом

коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. Приложение 9) перспективная нагрузка

данной подстанции может составить 19,16 МВА (192%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и

обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции

рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы

мощностью не менее 15,3 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

16 МВА.

Рекомендуется в 2024 г. выполнить замену существующих силовых

трансформаторов Т-1, Т-2 2х10 МВА на 2х16 МВА.

Также для возможности подключения вновь сооружаемой ВЛ 110 кВ Луч –

Духанино (согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО «РЖД» (ПС 110

кВ Манихино) к электрическим сетям к электрическим сетям ПАО «Россети

Московский

регион»

(№

И-19-00-729256/103))

необходимо

выполнить

реконструкцию ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Духанино с установкой дополнительной

ячейки 110 кВ в 2024 г.

188

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2024 гг.

КВЛ 110 кВ Нахабино – Слобода

КВЛ 110 кВ Нахабино – Слобода протяженностью 10,48 км выполнена

проводом АС-150 и кабелем 2XS(FL)2Y 1х1200, находится в эксплуатации с

1958 года. Допустимый ток по проводу составляет 581 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Нахабино – Слобода в зимний

режимный день 16.12.2020 составляет 46 % (268 А).

Согласно техническим условиям на технологическое присоединение

энергопринимающих устройств ООО «Ронд» к электрическим сетям ПАО «Россети

Московский регион» (№ И-17-00-946887/125) и техническим условиям на

технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО «РЖД» к

электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (№ И-19-00-984423/103)

требуется реконструкция КВЛ 110 кВ Нахабино – Слобода с увеличением

пропускной способности до величины не менее 794 А для ТНВ -5 °C путем замены

провода (ориентировочная протяженность 9,424 км).

Организация ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2024 год.

ВЛ 110 кВ Румянцево – Ядрошино

ВЛ 110 кВ Румянцево – Ядрошино протяженностью 8,39 км выполнена

проводом марки АС-150 и находится в эксплуатации с 1958 года. Пропускная

способность линии составляет 500 А при ТНВ -5 °С.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Румянцево – Ядрошино в

режимный день максимума нагрузки 16.12.2020 года составила 151 А (30 % от

I

доп

.=500 А при ТНВ -5 °С).

Планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Румянцево – Ядрошино в связи с

выполнением пункта 3.1.15 акта Ростехнадзор № 1 расследования причин аварии,

произошедшей 26.12.2010 года («ледяной дождь») в части разработки программы

реконструкции ВЛ 35 кВ и выше, находящихся в эксплуатации свыше 50 лет.

Протяженность реконструируемого участка 8,45 км. Замена провода с увеличением

пропускной способности не требуется.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Предполагаемый ввод объекта – 2026 год

АОПО ВЛ 110 кВ Полянка – Манихино на ПС 110 кВ Полянка

По результатам анализа основных проблем функционирования и развития

основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период

2015-2020 годов (раздел VI) Для ликвидации мест с повышенной вероятностью

выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской

области в режимах летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре

189

для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °С) необходима установка устройства АОПО

ВЛ 110 кВ Полянка – Манихино на ПС 110 кВ Полянка, действующего на

отключение нагрузки в районе ПС 110 кВ Румянцево и ПС 110 кВ Ядрошино в

объеме 24 МВт.

Срок реализации мероприятий – 2021 год.

ПС 110/35/6 кВ № 423 Румянцево

В настоящее время на ПС 110 кВ Румянцево установлены два трансформатора:

Т-1 и Т-2 мощностью по 15 МВА каждый напряжением 110/35/10 кВ (1959 года

ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединяется следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Румянцево – Чисмена с отпайкой на ПС Давыдково;

─

ВЛ 110 кВ Румянцево – Ядрошино.

К сети 35 кВ подстанция присоединяется следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Румянцево – Петровская I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Румянцево – Устиново с отпайкой на ПС Никольское;

─

ВЛ 35 кВ Румянцево – Никольская.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

от 8 февраля 2019 года № 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет для Т-1 и Т- 2 – 1,115.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110 кВ Румянцево зафиксирована в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 и составила 20,64 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 55 % от номинальной мощности, Т-2 – 78 %. При аварийном

отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Румянцево токовая загрузка оставшегося в работе Т-

2(1) составит 133 %, что превышает ДДТН.

По данным ПАО «Россети Московский регион» (письмо от 15.02.2021 №

РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Румянцево на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 13,07 МВт

(9,74 МВА – полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с

учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. Приложение 9) перспективная

нагрузка данной подстанции может составить 30,37 МВА (202 %).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и

обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции

рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы

мощностью не менее 24,3 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

25 МВА.

Техническим

условиям

на

технологическое

присоединение

энергопринимающих устройств ОАО «РЖД» к электрическим сетям ПАО «Россети

Московский регион» (№ И-18-00-933630/103 от 21.06.2018) предусмотрена замена

190

на ПС 110 кВ Румянцево 2-х существующих трансформаторов напряжением

110/35/10 кВ мощностью 15 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ

мощностью 40 МВА каждый.

Таким образом необходимо выполнить замену существующих силовых

трансформаторов Т-1, Т-2 2х15 МВА на 2х40МВА с реализацией в 2022 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ОАО «РЖД».

Можайский городской округ

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/10 кВ № 355 Можайск

В настоящее время на ПС 110 кВ Можайск установлены два трансформатора:

Т-1 мощностью 40 МВА и Т-2 мощностью 20 МВА напряжением 110/35/10 кВ (1988

и 1964 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Можайск – Шевардино;

─

ВЛ 110 кВ Можайск – Бородино;

─

ВЛ 110 кВ Можайск – Макарово;

─

ВЛ 110 кВ Можайск – Верея I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Можайск – Шелковка;

─

ВЛ 110 кВ Мухино – Можайск с отпайкой на ПС Тучково.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Можайск – Мордвиново,

─

ВЛ 35 кВ Можайск – Колодкино.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

от 8 февраля 2019 года № 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Можайск в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составила 28,3 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 63 % от номинальной мощности, Т-2 – 25 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора Т-1 максимальная загрузка

оставшегося в работе Т-2 составит 142%, что превышает ДДТН, при этом загрузка

Т-1 (при аварийном отключении Т-2) составит 71%.

По данным ПАО «Россети Московский регион» (письмо от 15.02.2021 №

РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 5,5

МВА на другие центры питания.

С учетом перевода нагрузки в послеаварийном режиме максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования (Т-2) составит 22,8 МВА (114%).

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств к ПС 110 кВ Можайск и ПС 35 кВ питающимся от

шин 35 кВ ПС110 кВ Можайск (ПС 35 кв Мордвино и ПС 35 кв Цезарево)

максимальной заявленной мощностью 4,98 МВт (1 МВА – полная мощность с

учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации

191

ТУ на ТП (см. Приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может

составить 29,3 МВА (147 %).

С учетом перевода нагрузки в послеаварийном режиме перспективная

максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования (Т-2) составит 23,8 МВА

(119%).

Учитывая превышение значение ДДТН Т-2 после выполнения схемно-

режимных мероприятий по переводу нагрузки в аварийных режимах на другие

центры питания, рекомендуется замена существующих трансформатора Т-2 на

трансформатор мощностью не менее 19,04 МВА. Ближайшим большим

стандартным по номинальной мощности к указанном значению является

трансформатор мощностью 20 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора

Т-2 20 МВА на новый мощностью не менее 20 МВА (с учетом допустимой

длительной перегрузки трансформаторов с возможным повышенным износом

изоляции в соответствии с приказом Министерства энергетики Российской

Федерации от 8 февраля 2019 года № 81) с реализацией в 2024 году.

Техническими условиями на технологическое присоединение к сетям ПАО

«Россети Московский регион» энергопринимающих устройств ООО «ДорХан-

Можайск» № И-19-00-901534/125 предусмотрена замена трансформатора Т-2 20

МВА на трансформатор мощностью 40 МВА.

Таким образом необходимо выполнить замену на ПС 110 кВ Можайск

трансформатора Т-2 мощностью 20 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА в

2026 г.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Наро-Фоминский городской округ

Объекты нового строительства 220 кВ

ПС 220/10 кВ Заводская

Для обеспечения выдачи мощности объекта генерации ООО «АГК-1» в Наро-

Фоминском г.о., работающего на возобновляемых источниках энергии,

установленной мощностью 70 МВт предполагается сооружение ПС 220 кВ

Заводская со строительством заходов от ВЛ 220 кВ Котово – Бугры

ориентировочной протяженностью 2х0,7 км с образованием ЛЭП 220 кВ Котово –

Заводская и ЛЭП 220 кВ Бугры – Заводская и с установкой трансформаторов

напряжением 220/10 кВ мощностью 80 МВА и 220/10 кВ мощностью 16 МВА

и 10/10 кВ мощностью 16 МВА.

На сооружение ПС 220 кВ Заводская выданы технические условия на

технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС»

(утверждены 20.07.2018, с изменениями от 22.10.2018).

Организация, ответственная за реализацию проекта:

─

в части строительства подстанции – ООО «АГК-1»,

─

в части сооружения заходов ЛЭП – ПАО «ФСК ЕЭС».

192

Срок реализации мероприятий по строительству ПС 220 кВ Заводская и

заходов ЛЭП – 2021 год.

Мероприятие по вводу в работу объекта генерации ООО «АГК-1» (ТЭС

Заводская) предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на

период 2021-2027 годов и планируется в 2022 году.

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 110/6 кВ Звездочка

Присоединение мобильной ПС 110/6 кВ Звездочка к сети осуществляется

отпайкой с пропускной способностью не менее 118 А при ТНВ -5 °C

(ориентировочная протяженность 0,1 км) от отпайки на ПС 110 кВ Акулово ВЛ 110

кВ Кубинка – Кедрово I цепь с отпайками. На подстанции предполагается установка

трансформатора Т-1 мощностью 25 МВА.

Сооружение ПС 110 кВ Звездочка осуществляется на основании технических

условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО «Россети

Московский регион» ПС 110 кВ Звездочка (утверждены 28.10.2014, с изменениями

от 18.02.2015 и от 27.06.2019).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ОАО «Оборонэнерго».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110 кВ № 107 Кедрово

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу

XV) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. (при коротком

замыкании за выключателем присоединения) на выключателях Т-1, Т-3 ПС 220 кВ

Кедрово превышают отключающую способность установленных выключателей 220

кВ ПС 220 кВ Кедрово. Данные выключатели необходимо заменить на выключатели

с отключающей способностью не менее 40 кА в 2022 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «ФСК ЕЭС».

Окончание реконструкции – 2022 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ № 707 Вышгород

В настоящее время на ПС 35 кВ Вышгород установлены два трансформатора:

Т-1 и Т-2 напряжением 35/10 кВ мощностью по 4 МВА каждый (1971 года ввода

в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Верея - Вышгород I;

─

ВЛ 35 кВ Верея - Вышгород II.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.