СХЕМА И ПРОГРАММА ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022-2026 годов - часть 13

193

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 35 кВ Вышгород за последние три года зафиксирована

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

трансформаторы были загружены: Т-1 – 64 % от номинальной мощности, Т-2 –51 %.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит – 114 %, 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 Вышгород 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 мероприятий – 2026 год.

ПС 35/6 кВ № 295 Кленово

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

Т-1 и Т-2 напряжением 35/6 кВ мощностью по 3,2 МВА каждый (1957 и 1953 года

ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Кленово - Емцово;

─

ВЛ 35 кВ Комарово-Кленово.

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» максимальная нагрузка

ПС 35 кВ Кленово за последние три года зафиксирована в режимный день зимнего

максимума 19.12.2018 и составила 3 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 45 % от номинальной мощности, Т-2 – 47 %. При аварийном

отключении Т-1(2) ПС 35 кВ Кленово токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1)

составит 93 %, что не превышает ДДТН.

По данным ПАО «Россети Московский регион» (письмо от 15.02.2021

№ РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Кленово на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 3,3 МВт

к ПС 35 кВ Кленово. Перспективная нагрузка данной подстанции может составить

4,4 МВА (138 %) и превысит ДДТН.

Учитывая отсутствие возможности перевода нагрузки на другие центры

питания, для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП

на подстанции для возможности исполнения заключенных договоров об

осуществлении

технологического

присоединения

рекомендуется

замена

194

существующих Т-1, Т-2 ПС 35 кВ Кленово на трансформаторы мощностью 2х6,3

МВА.

Данные мероприятия включены в договор ТП с ООО «Глаголево-55» № ИА-

16-302-136(908518).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

Одинцовский городской округ

Объекты нового строительства 220 кВ

ПС 220/110/10 кВ Саввинская

Для обеспечения технической возможности технологического присоединения

новых потребителей г. Звенигород и Одинцовского городского округа планируется

строительство ПС 220/110/10 кВ Саввинская.

На подстанции предусматривается установка двух автотрансформаторов

напряжением 220/110/10 кВ мощностью 250 МВА каждый, оснащенных устройством

РПН.

РУ 220 кВ предполагается выполнить по схеме «две рабочие системы шин»,

рассчитанное на присоединение 4-х линий 220 кВ, 2-х автотрансформаторов,

шиносоединительного выключателя и 2-х резервных ячеек.

К сети 220 кВ ПС Саввинская присоединяется путем сооружения заходов КВЛ

220 кВ Дорохово – Слобода I, II цепь длиной 4х15 км с образованием ЛЭП 220 кВ

Дорохово – Саввинская I, II цепь и ЛЭП 220 кВ Саввинская – Слобода I, II цепь.

РУ 110 кВ предполагается выполнить по схеме «две рабочие системы шин»,

рассчитанное на присоединение 4-х линий 110 кВ, 2-х автотрансформаторов,

шиносоединительного выключателя и 2-х резервных ячеек.

К сети 110 кВ присоединение подстанции осуществляется путем сооружения

ВЛ 110 кВ Саввинская – Звенигород I, II цепь (ориентировочной протяженностью

2х2 км) и ВЛ 110 кВ Саввинская – Успенская I, II цепь (ориентировочной

протяженностью 2х10 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2023 год.

Ввод объекта в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС

России на период 2021-2027 годов планируется в 2023 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ № 526 Акулово

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

Т-1 и Т-2 мощностью 10 МВА каждый напряжением 110/6 кВ (1969 и 1966 года

ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Кубинка - Кедрово I цепь с отпайками;

195

─

ВЛ 110 кВ Кубинка - Кедрово II цепь с отпайками.

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 Акулово в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составила 7,4 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 29 % от номинальной мощности, Т-2 – 48 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 80 %.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 12,3 МВт (9,9

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 17,3 МВА (173 %).

Согласно утвержденным ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «Россети

Московской регион» энергопринимающих устройств Филиала «Центральный»

АО «Оборонэнерго» (№ И-18-00-146112/125) планируется замена существующих

трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х16МВА.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных

трансформаторов в послеаварийном режиме составит 108%, что не превышает

ДДТН трансформаторов (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).

Таким образом, на ПС 110 кВ Акулово необходимо выполнить замену

существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2026 год.

ПС 110/35/6 кВ № 584 Звенигород

В настоящее время на ПС 110 кВ Звенигород установлены три

трансформатора напряжением 110/35/6 кВ: Т-1 и Т-2 мощностью 2х40 МВА и Т-3

мощностью 15 МВА (2009, 2005 и 1952 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена ВЛ 110 кВ Голицыно – Звенигород I,

II цепь. К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 35 кВ Звенигород – Дачная,

─

ВЛ 35 кВ Крылово – Звенигород,

─

ВЛ 35 кВ Каменская – Звенигород.

196

Предусматривается реконструкция существующего ОРУ 110 кВ по схеме «две

рабочие системы шин» в том числе для присоединения ЛЭП 110 кВ Саввинская –

Звенигород I, II цепь.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2023 год.

ПС 110/35/6 кВ № 189 Успенская

В настоящее время на ПС 110/35/6 кВ Успенская установлены:

два силовых трансформатора Т-2 и Т-4 напряжением 110/35/6 кВ

мощностью 2х15 МВА (1958 года ввода в эксплуатацию), при этом Т-2 работает

на 35 кВ (питает ПС 35 кВ Дачная, на которой СВ разомкнут и вторая секция

запитана от ПС 110 кВ Звенигород), а Т-4 работает только на 6 кВ

два силовых трансформатора Т-1 и Т-3 напряжением 35/6 кВ мощностью

2х10 МВА (1973 года ввода в эксплуатацию), при этом Т-1 и Т-3 подключены к

РУ 35 кВ через один выключатель и получают питание только со стороны ПС

110 кВ Голицыно по ВЛ 35 кВ Голицыно - Успенская.

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

КВЛ 110 кВ Дарьино – Успенская.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Успенская – Дачная;

─

ВЛ 35 кВ Голицыно – Успенская.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110 кВ Успенская в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 составила Т-1 + Т-3 – 8,8 МВА, Т-2 + Т-4 – 11,92 МВА при этом

трансформаторы были загружены: Т-1+Т-3 – 44% от номинальной мощности, Т- 2 –

25 %, Т-4 – 55%. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе – аварийное

отключение трансформатора) максимальная загрузка оставшегося в работе

распределиться следующим образом:

─

отключение Т-1+Т-3 максимальная загрузка оставшихся в работе

составит – Т-2 25% (3,8 МВА), Т-4 114% (17,1 МВА);

─

отключение Т-2 максимальная загрузка оставшихся в работе составит – Т-

1+Т-3 44% (8,8 МВА), Т-4 55% (8,25 МВА);

─

отключение Т-4 максимальная загрузка оставшихся в работе составит – Т-

2 25% (3,8 МВА), Т-1+Т-3 86%(17,1 МВА).

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-2, Т-4 – 1,115, для Т-1, Т-3 – 1,05.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Успенская и ПС 35 кВ Дачная

планируется

подключение

энергопринимающих

устройств

максимальной

заявленной мощностью 7,1 МВт (2,86 МВА – полная мощность с учетом

197

коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на

ТП (см. Приложение 9) нагрузка может составит 23,6 МВА (Т-1 + Т-3 – 9,2 МВА, Т-

2 + Т-4 – 14,37 МВА). При этом перспективная нагрузка по сети 35 кВ составит 5,7

МВА, а по сети 6 кВ – 17,8 МВА соответственно. Данная нагрузка подстанции

превышает ДДТН трансформаторов Т-2.

Согласно мероприятиям базового варианта в 2023 году планируется перевод

ВЛ 35 кВ Голицыно – Успенская на напряжение 110 кВ, после чего питание Т-1+Т-3

будет осуществляться через Т-2 с замыканием ШСВ 35 кВ.

Учитывая вышесказанное, перспективная загрузка Т-2(Т-4) при аварийном

отключении одного из трансформаторов Т-4(Т-2) может составить 157%.

Для снятия существующих перегрузок и обеспечения возможности

исполнения договоров на технологическое присоединение, а также в связи с

отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие

центры питания на подстанции рекомендуется провести реконструкцию с

реализацией следующих мероприятий:

─

демонтаж Т-1 и Т-3;

─

завод Т-2 и Т-4 под один выключатель в РУ 110 кВ и РУ 35 кВ и

отключение от РУ 6 кВ;

─

установка новых трансформаторов Т-1 и Т-3 110/6 кВ мощностью 2х25

МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2026 год.

Также на подстанции планируется реконструкция РУ 110 кВ по схеме «две

рабочие системы шин» в том числе для обеспечения подключения ЛЭП 110 кВ

Саввинская – Успенская I, II цепь и обеспечения подключения ВЛ 110 кВ

Голицыно – Успенская.

Мероприятие по переводу ВЛ 35 кВ Голицыно - Успенская на 110 кВ

предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение к

электрическим сетям ПАО «Россети Московский Регион» энергопринимающих

устройств ООО «Комбинат Инновационных Технологий – Монарх» (№ И-20-00-

904093/102)/

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2023 год.

ПС 110/10 кВ № 11 Соловьево

В настоящее время на ПС 110/10 кВ Соловьево установлены два силовых

трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый (1977 и 1973

года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ Вяземы –

Дарьино и КВЛ 110 кВ Голицыно – Полет.

198

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.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Соловьево за последние три года

зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 12,8

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

мощности, Т- 2 – 70 %. При аварийном отключении наиболее загруженного

трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования

составит 142 %.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,8 МВт (0,4

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 13,2 МВА (132 %).

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 10,6 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

16 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов

Т-1, Т-2 2х10 МВА на 2х16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

ПС 110/35/10 кВ № 441 Железнодорожная

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу

XVIII) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. на

присоединениях трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Железнодорожная (при

коротком замыкании за выключателем присоединения) выше отключающей

способности выключателей. В 2022 году необходимо заменить выключатели

трансформаторов Т-1 и Т-2 на выключатели с отключающей способностью не менее

40 кА.

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

Окончание реконструкции – 2022 год.

199

ПС 110/10 кВ № 521 Кольцевая

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу

XVIII) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. на

присоединениях 110 кВ ПС 110 кВ Кольцевая (при коротком замыкании за

выключателем присоединения) выше отключающей способности выключателей

трансформаторов Т-1, Т-2. В 2022 году необходимо заменить данные выключатели

на выключатели с отключающей способностью не менее 25 кА.

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

Окончание реконструкции – 2022 год.

ПС 110/35/10 кВ Кубинка

Согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств Королева Юрия

Евгеньевича к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (№ И-20-

00-820567/102) планируется выполнить замену ТТ КВЛ 35 кВ Кубинка –

Кирилловка с отпайкой на ПС Полушкино. Параметры устанавливаемого

оборудования выбираются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

ВЛ 110 кВ Кубинка – Мухино

ВЛ 110 кВ Кубинка – Мухино выполнена проводом марки АС-120

протяженностью 19,1 км находится в эксплуатации с 1954 года (срок службы 71 год).

Допустимый ток по проводу составляет 503 А при ТНВ -5 °С. Фактическая

максимальная нагрузка ВЛ 110 кВ Кубинка-Мухино в зимний режимный день

16.12.2020 – 128 А (25 %).

Планируется комплексная реконструкция ВЛ 110 кВ Кубинка-Мухино (2-й

этап) с заменой опор и изоляторов. Замена провода с увеличением пропускной

способности не требуется.

Реконструкция обусловлена необходимостью выполнения пункта № 3.1.15

предписаний акта Ростехнадзора № 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.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

ВЛ 110 кВ Дарьино – Успенская

ВЛ 110 кВ Дарьино – Успенская протяженностью 6,3 км выполнена проводом

АС-150, находится в эксплуатации с 1989 года, последняя реконструкция

проводилась в 2009 году. Фактическая максимальная нагрузка ВЛ 110 кВ Дарьино –

Успенская в зимний режимный день 18612.2020 – 61 А, загрузка линии составляет

10 % (Iдоп = 581 А при ТНВ -5 °С).

200

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО

«Комбинат Инновационных Технологий – Монарх» к электрическим сетям ПАО

«Россети Московский регион» (№ И-20-00-904093/102) планируется реконструкция

с увеличением пропускной способности линии (замена провода АС-150 на АС-240).

Ориентировочная протяженность ЛЭП после реконструкции составляет 9,774 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

ЛЭП 110 кВ Голицыно – Успенская

ВЛ 35 кВ Успенская – Голицыно протяженностью 13,336 км выполнена в

габаритах 110 кВ проводом АС -150, находится в эксплуатации с 1982 года.

Допустимый ток по проводу составляет 580 А при ТНВ -5 °С. Допустимый ток по

линии 220 А при ТНВ -5 °С – ограничение по условиям РЗА. Фактическая

максимальная нагрузка ВЛ 35 кВ Успенская – Голицыно в зимний режимный день

16.12.2020 составила 153 А (69% от I

доп

.=220 А при ТНВ -5 °С).

В связи с невозможностью сооружения второй цепи ВЛ 110 кВ Дарьино –

Успенская, планируется реконструкция КВЛ 35 кВ Голицыно – Успенская с

переводом на напряжение 110 кВ. Пропускную способность вновь образованной

КВЛ 110 кВ необходимо определить проектом.

Данное мероприятие предусмотрено утвержденными техническими условиями

на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО «Россети

Московский

Регион»

энергопринимающих

устройств

ООО

«Комбинат

Инновационных Технологий – Монарх» (№ И-20-00-904093/102)

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2023 год.

ПС 110/35/10/6 кВ № 117 Голицыно

В настоящее время на ПС 110 кВ Голицыно установлены четыре

трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по 20 МВА каждый напряжением

110/35/6 кВ (1957 и 1965 года ввода в эксплуатацию), Т-3 и Т-4 мощностью 40 МВА

напряжением 110/10/6 кВ (1976 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ ПС 110 кВ Голицыно присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Голицыно – Кубинка I, II цепь с отпайкой на ПС Сушкинская;

─

ВЛ 110 кВ Голицыно – Звенигород I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Голицыно – Вяземы;

─

КВЛ 110 кВ Голицыно – Полет с отпайкой на ПС Соловьево;

─

ВЛ 110 кВ Голицыно – Встреча I цепь с отпайкой на ПС

Железнодорожная.

К сети 35 кВ ПС 110 кВ Голицыно присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Голицыно – Комарово;

─

ВЛ 35 кВ Голицыно – Каменская;

─

КВЛ 35 кВ Голицыно – Успенская.

201

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.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110 кВ Голицыно зафиксирована в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 и составила 67,9 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 91 % от номинальной мощности, Т-2 – 54 %, Т-3 – 37 %,

Т-4 – 60%. При аварийном отключении одного из трансформаторов загрузка

оставшихся распределиться следующим образом:

─

отключение Т-1 максимальная загрузка оставшихся в работе составит –

Т-2 73% (14,6 МВА), Т-3 37% (14,7 МВА), Т-4 94% (37,8 МВА);

─

отключение Т-2 максимальная загрузка оставшихся в работе составит –

Т-1 146% (29,1 МВА), Т-3 37% (14,7 МВА), Т-4 60% (24 МВА);

─

отключение Т-3 максимальная загрузка оставшихся в работе составит –

Т-1 91% (18,3 МВА), Т-2 20% (10,9 МВА), Т-4 64% (38,7 МВА);

─

отключение Т-4 максимальная загрузка оставшихся в работе составит –

Т-1 206% (41,3 МВА), Т-2 20% (10,9 МВА), Т-3 40% (14,7 МВА).

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

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

0,78 МВА на другие центры питания, что снизит загрузку подстанции до величины

67,12 МВА.

С учетом СРМ по переводу нагрузки на другие центры питания, а также

перевода ВЛ 35 кВ Успенская – Голицыно на напряжение 110 кВ максимальная

загрузка Т-1 может составить 162 % (32,3 МВА), что превышает ДДТН.

Для снятия существующей перегрузки, с учетом возможности перевода

нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции

рекомендуется замена существующего трансформатора Т-1 на трансформатор

мощностью не менее 25,8 МВА. Ближайшим большим стандартным

по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор

мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформаторов

Т-1 20 МВА на 40 МВА с реализацией в 2022 году.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих АО «Мособлэнерго»,

ООО «Комбинат Инновационных Технологий – Монарх» и ООО «Здравница»

к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» для перевода ВЛ 35 кВ

Успенская – Голицыно на напряжение 110 кВ и присоединения к РУ 110 кВ ПС 110

кВ Голицыно в 2023 г. необходима установка одной дополнительной линейной

ячейки 110 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022, 2023 гг.

Рузский городской округ

Объекты реконструкции 110 кВ

202

ПС 110/35/6 кВ № 701 Сухарево

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

Т-1 и Т-2 мощностью по 16 МВА каждый напряжением 110/10 кВ (1974 и 1976 года

ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ ПС 110 кВ Сухарево присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Сухарево – Руза I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Кубинка – Сухарево с отпайкой на ПС Тучково;

─

ВЛ 110 кВ Сухарево – Шелковка.

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.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110 кВ Сухарево зафиксирована в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 и составила 23,75 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 89 % от номинальной мощности, Т-2 – 66 %. При аварийном

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

составит 150 %, 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 Сухарево 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 трансформаторов Т-1(2)

на трансформаторы мощностью не менее 19 МВА. Ближайшим большим

стандартным по номинальной мощности к указанном значению является

трансформатор мощностью 20 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов

Т-1, Т-2 2х16 МВА на 2х25 МВА с реализацией в 2025 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2025 год.

ПС 110/35/10 № 422 кВ Манихино

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора

напряжением 110/35/10 кВ мощностью по 20 МВА каждый (1959 и 1989 года ввода

в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Полянка – Манихино;

─

ВЛ 110 кВ Духанино – Манихино;

─

ВЛ 110 кВ Ивановская – Манихино I, II цепь;

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Истра – Манихино;

─

ВЛ 35 кВ Снегири – Манихино с отпайкой на ПС Победа.

203

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 Манихино в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составила 20,6 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 65% от номинальной мощности, Т-2 – 32 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора (Т-1) максимальная загрузка

оставшегося в работе (Т-2) оборудования составит – 103 %.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для обеспечение технологического присоединения энергопринимающих

устройств ОАО «РЖД» к сетям ПАО «Россети Московский регион» согласно

утвержденным ТУ на ТП (№ И-19-00-729256/103) на ПС 110 кВ Манихино

предполагается замена установленных трансформаторов напряжением 110/35/10 кВ

мощностью по 2х20 МВА на два трансформатора мощностью 2х40 МВА.

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

Срок реализации мероприятия – 2026 год.

Объекты нового строительства 35 кВ

ПС 35 кВ Сливовая

Согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств Королева Юрия

Евгеньевича к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (№ И-20-

00-820567/102) планируется строительство ПС 35/10 кВ Сливовая с установкой

одного трансформатора мощностью 6,3 МВА напряжение 35/10 кВ, оснащенного

устройством РПН. Тип и параметры трансформатора уточняются при

проектировании.

Для подключения ПС 35 кВ Сливовая планируется строительство отпайки от

КВЛ 35 кВ Валуйки – Веревкино протяжённостью 50 м, выполненной проводом

марки АС-70

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022 гг.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ № 618 Никольское

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора

напряжением 35/10 кВ: Т-1 мощностью 6,3 МВА и Т-2 мощностью 4 МВА (1982

года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена

ВЛ 35 кВ Румянцево – Никольское;

отпайкой к ВЛ 35 кВ Румянцево-Устиново.

204

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

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

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Никольское в режимный день

зимнего максимума 16.12.2019 составила 6,1 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 69 % от номинальной мощности, Т-2 – 44 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора (Т-1) максимальная загрузка

оставшегося в работе (Т-2) оборудования составит – 152 %.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 3,9 МВт (1,53

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 7,6 МВА (121 % для Т-1 и 190 % для 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 ПС 35 кВ Никольское на

трансформаторы 2х10 МВА.

Организация ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

ПС 35/10 кВ Кирилловка

Согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств Королева Юрия

Евгеньевича к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (№ И-20-

00-820567/102) планируется выполнить замену ТТ ВЛ 35 кВ Кирилловка – Ковров,

ТТ КВЛ 35 кВ Кубинка – Кирилловка с отпайкой на ПС Полушкино, ВЧЗ КЛ 35 кВ

Кубинка – Кирилловка с отпайкой на ПС Полушкино. Параметры устанавливаемого

оборудования выбираются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

ПС 35/10 кВ Ковров

Согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств Королева Юрия

Евгеньевича к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (№ И-20-

00-820567/102) планируется выполнить замену ТТ ВЛ 35 кВ Кирилловка – Ковров.

Параметры устанавливаемого оборудования выбираются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

205

ПС 35/10 кВ Ванино

Согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств Королева Юрия

Евгеньевича к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (№ И-20-

00-820567/102) планируется выполнить замену ТТ ВЛ 35 кВ Солнечногорск –

Ванино. Параметры устанавливаемого оборудования выбираются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года

намечается строительство четырех электроподстанций с высшим напряжением

110 кВ и выше:

─

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

─

1 ПС 220 кВ – Инвестор;

─

1 ПС 220 кВ – ООО «АГК-1»;

─

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

─

1 ПС 110 кВ – ОАО «Оборонэнерго»;

─

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

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года

суммарный ввод мощности новых электроподстанций составит 877,3 МВА, в том

числе:

─

556,3 МВА – ПАО «Россети Московский регион» ;

─

200 МВА – Инвестор;

─

96 МВА – ООО «АГК-1»;

─

25 МВА – ОАО «Оборонэнерго».

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года

намечается строительство 126,454 км ЛЭП, в том числе:

ЛЭП 220 кВ:

─

3,42 км – ПАО «ФСК ЕЭС»;

─

60 км – ПАО «Россети Московский регион»;

ЛЭП 110 кВ:

─

62,884 км – ПАО «Россети Московский регион»;

─

0,1 км – ОАО «Оборонэнерго»;

ЛЭП 35 кВ:

─

0,05 км – ПАО «Россети Московский регион».

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года

намечается реконструкция 38 электроподстанций напряжением 220-110-35 кВ, в том

числе:

─

2 ПС 220 кВ (ПАО «ФСК ЕЭС»);

─

27 ПС 110 кВ (ПАО «Россети Московский регион»);

─

9 ПС 35 кВ (ПАО «Россети Московский регион»).

206

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года

суммарный ввод мощности реконструируемых электроподстанций составит

1125,5 МВА, в том числе:

─

ПС 220 кВ – 700 МВА (ПАО «ФСК ЕЭС»);

─

ПС 110 кВ – 377 МВА (ПАО «Россети Московский регион»);

─

ПС 110 кВ – 32 МВА (ОАО «РЖД»);

─

ПС 35 кВ – 56,5 МВА (ПАО «Россети Московский регион»).

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года

планируется провести реконструкцию 69,404 км ЛЭП 110 кВ (ПАО «Россети

Московский регион»).

Разработана схема электрических соединений сети 110 кВ и выше Западных

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

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

Западных электрических сетей и необходимых для этого инвестициях приведены в

Приложении 6, в таблице 66 приведены сводные данные для объектов 220 кВ и

ниже.

207

Таблица 66

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и ниже

территории Западных электрических сетей

Наименование

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

2026 г.

новое строительство

ЛЭП 220 кВ, км

3,42

60

ЛЭП 110 кВ, км

11,884

0,1

45,2

5,8

ЛЭП 35 кВ, км

0,05

ПС 220 кВ, МВА

296

500

ПС 110 кВ, МВА

75

ПС 35 кВ, МВА

6,3

Реконструкция

ЛЭП 220 кВ, км

ЛЭП 110 кВ, км

10,074

10,48

20

28,85

ЛЭП 35 кВ, км
ПС 220 кВ, МВА

700

ПС 110 кВ, МВА

190

40

50

104

ПС 35 кВ, МВА

5

65,2

208

16.2.3. Включение новых центров питания и реконструкция электрических

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

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Северных

электрических сетей предлагается ввод новых и реконструкция ПС и ЛЭП

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

области.

Дмитровский городской округ

Объекты реконструкции 220 кВ

Заходы ВЛ 220 кВ Ярцево – Радуга на ПС 220 кВ Дмитров

Планируется сооружение заходов (ориентировочная протяженность 2х13,1 км,

пропускная способность не менее 1000 А при ТНВ -5

о

С и 860 А при ТНВ +25

о

С) ВЛ

220 кВ Ярцево – Радуга на ПС 220 кВ Дмитров с образованием ВЛ 220 кВ Ярцево –

Дмитров и ВЛ 220 кВ Дмитров – Радуга.

Реализация указанных мероприятий необходима для обеспечения технической

возможности технологического присоединения новых потребителей (например, ТУ

на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» ПС 110 кв Долино АО «ОЭЗ ТВТ

«Дубна» № 22-2012-60/ТП-М1 от 30.05.2012 с изменениями от 18.07.2016 и от

19.05.2020).

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

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

Данное Мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития

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

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/6 кВ № 232 Икша II

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу

XVIII) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. на

присоединении трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Икша II (при коротком замыкании

за выключателем присоединения) выше отключающей способности выключателя.

В 2022 году на ПС 110 кВ Икша II необходимо заменить выключатель

трансформатора Т-1 на выключатель с отключающей способностью не менее 25 кА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ФГБУ «Канал имени

Москвы».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ № 717 Мелихово

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 каждый

мощностью по 4 МВА напряжением 35/6 кВ (1973 и 1987 года ввода в

эксплуатацию).