СХЕМА И ПРОГРАММА ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022-2026 годов - часть 14

209

К сети 35 кВ подстанция присоединена ВЛ 35 кВ Икша – Мелихово.

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 кВ Мелихово за последние 3 года зафиксирована в

режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 8,5 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 82% от номинальной мощности, Т-2 – 65 %.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит 202 %.

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

РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Мелихово 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

на

трансформаторы мощностью 2х10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2023 год.

ПС 35/6 кВ № 147 Васькино

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью 2х1

МВА и напряжением 35/6 кВ (1965 и 1960 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 35 кВ двумя ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Рогачево – Васькино;

─

ВЛ 35 кВ Венцы – Васькино.

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 Васькино в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составляет 1,77 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 86% от номинальной мощности, Т-2 – 89 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 175 %.

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

РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Васькино 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 ПС 35 кВ

Васьково на трансформаторы мощностью 2х2,5 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2025 год.

210

ПС 35/10 кВ № 332 Лифаново

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

мощностью 4 МВА и напряжением 35/10 кВ (оба 1984 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена:

─

ВЛ 35 кВ Игнатово – Лифаново с отпайкой на ПС Дмитров;

─

ВЛ 35 кВ Якоть – Лифаново.

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 Лифаново за последние 3 года зафиксирована в

режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 5,4 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 89% от номинальной мощности, Т-2 – 47%.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит 136 %.

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

на

трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

ПС 35/6 кВ № 184 Вахромеево

На подстанции установлены три трансформатора: Т-1 мощностью 4 МВА и

напряжением 35/6 кВ (1962 года ввода в эксплуатацию), и два трансформатора Т-2 и

Т-3 мощностью 2х6,3 МВА и напряжением 35/6 кВ (2017 и 2015 года ввода в

эксплуатацию).

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

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

Подстанция присоединена к сети 35 кВ двумя ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Вахромеево – Васильково;

─

ВЛ 35 кВ Икша I – Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки;

─

ВЛ 35 кВ Воробьево – Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Вахромеево в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составляет 6,76 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-2 – 64 % от номинальной мощности, Т- 3 – 42%, Т-1 – откл. При

аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит: Т-2 – 110%, Т-3 – 99 %.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 8,0 МВт (3,1

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

211

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

трансформаторов может составить 9,86 МВА (145%).

Для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП, а

также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах

на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих

трансформаторов ПС 35 кВ Вахромеево на трансформаторы мощностью 2х10 МВА

со сроком реализации в 2026 году.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО

«Индустриальный парк «СЕВЕР» (ПС 35 кВ Индустриальная) к электрическим

сетям ПАО «Россети Московский регион» (№ И-17-00-139626/103) планируется

замена на ПС 35 кВ Вахромеево трансформаторов тока ВЛ 35 кВ Воробьёво —

Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки, трансформатора тока ВЛ 35 кВ Икша

1 — Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки, ошиновки 35 кВ на провод АС-150

со сроком реализации в 2024 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2024, 2026 год.

ВЛ 35 кВ Воробьево – Вахромеев с отпайкой на ПC Зарамушки

ВЛ 35 кВ Воробьево – Вахромеев с отпайкой на ПC Зарамушки

протяженностью 18,407 км, выполнена проводом марки АС 50/8, введена в работу в

1957 году. Пропускная способность линии составляет 150 А при ТНВ -5 °С.

Согласно ТУ на ТП ЗАО «Рускан» к электрическим сетям ПАО «Россети

Московский регион» (№ И-18-00-190829/103) планируется реконструкция участка

ВЛ 35 кВ Воробьево – Вахромеев с отпайкой на ПC Зарамушки длиной 9,5 км

выполненного проводом АС-50/8 с применением сталеалюминевого провода с

пропускной способностью не менее 420 А при ТНВ -5 °С. Марка и сечение провода

определяется проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятий – 2024 год.

ПС 35/6 кВ № 207 Ветрово

В настоящее время на ПС 35 кВ Ветрово установлено два трансформатора Т-1

мощностью 3,2 МВА и Т-2 мощностью 6,3 и напряжением 35/6 кВ (1948 и 2006 года

ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 35 кВ двумя ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Вязовка – Ветрово;

─

ВЛ 35 кВ Ветрово – Горохово;

─

ВЛ 35 кВ Ветрово – Игнатово.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

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

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Ветрово зафиксирована в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 и составила 4,63 МВА, при этом трансформаторы

212

были загружены: Т-1 – 0 % от номинальной мощности, Т-2 – 68 %. При аварийном

отключении Т-2(1) максимальная загрузка оставшегося в работе Т-1(2) составит

141(68) %, что превышает ДДТН Т-1.

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

РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Ветрово 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 существующего трансформатора Т-1 на

трансформатор мощностью 6,3 МВА с реализацией в 2022 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятий – 2026 год.

Городской округ Долгопрудный

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ № 420 Долгопрудная

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

мощностью по 25 МВА и напряжением 110/10 кВ (1984 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ следующими ЛЭП:

─

КВЛ 110 кВ Уча - Долгопрудная;

─

КВЛ 110 кВ Хлебниково – Долгопрудная.

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 Долгопрудная за последние 3 года

зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила

30,5 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 – 64 % от номинальной

мощности, Т-2 – 58 %. При аварийном отключении наиболее загруженного

трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования

составит 122 %, 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 Долгопрудная на

другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО

«Специализированный застройщик «Гранель Инвест» к электрическим сетям ПАО

«Россети Московский регион» (№ И-20-00-843659/125) планируется замена

существующих трансформаторов на трансформаторы напряжением 110/10 кВ

мощностью 2х40 МВА.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных

трансформаторов в послеаварийном режиме составит 76%, что не превышает ДДТН

трансформатора.

213

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

Городской округ Дубна

Новое строительство 110 кВ

ПС 110/10 кВ Долино

Согласно утвержденным ТУ на ТП «Особой экономической зоны технико-

внедренческого типа «Дубна» (ОЭЗ ТВТ «Дубна») к электрическим сетям ПАО

«ФСК ЕЭС» (утверждены 10.02.2012, изменения от 18.07.2016 и от 19.05.2020), для

электроснабжения ОЭЗ ТВТ «Дубна» намечен ввод подстанции 110/10 кВ Долино с

установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2х63 МВА.

Присоединение к сети 110 кВ предлагается путем сооружения двух ЛЭП 110

кВ Темпы – Долино I, II цепь с пропускной способностью не менее 291 А длиной

ориентировочно 2х2 км.

В соответствии с Перечнем объектов инфраструктуры ОЭЗ ТВТ «Дубна»

на 2020-2022 годы, утвержденным дополнительным соглашением от 16.10.2020

№ С-148-СГ/Д14 к Соглашению о создании на территории г. Дубны (Московская

область) особой экономической зоны технико-внедренческого типа от 18.01.2006

№ 6680-ГГ/Ф7, финансирование проектных работ и строительства ПС 110/10/10 кВ

района НПЗ осуществляется за счет средств федерального бюджета и бюджета

Московской области.

Организация, ответственная за реализацию проекта – АО «ОЭЗ ТВТ «Дубна».

Предполагаемый ввод объекта – 2021 год.

ПС 110/10 кВ Наукоград*

В соответствии с Протоколом согласительного совещания с Министерством

энергетики Российской Федерации №09-1938-пр от 18.09.2020 (далее – Протокол

№09-1938-пр от 18.09.2020) планируется сооружение ПС 110/10 кВ Наукоград с

реализацией заходов (отпаек) существующих ЛЭП 110 кВ (схему присоединения к

сети 110 кВ, а также параметры трансформаторов определяются по итогам

проектирования).

Сооружение

подстанции

необходимо

для

обеспечения

электроснабжения

социально

значимых

объектов,

в

том

числе

для

электроснабжения городских потребителей, предприятий городского округа Дубна

Московской области.

В соответствии с п.1.5 Протокола №09-1938-пр от 18.09.2020 ПАО «Россети

Московский регион» выполняет проектные работы по строительству ПС 110/10 кВ

Наукоград.

Срок завершения проектно-изыскательских работ – 2021 год.

214

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ № 620 Сестра

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 2х16 МВА

напряжением 110/10 кВ (1987 и 1991 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена ВЛ 110 кВ Темпы – Дубна I,II цепь с

отпайкой на ПС Сестра.

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 – 1,115, для Т-2 – 1,25.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Сестра в режимный день

зимнего максимума 18.12.2019 составила 22,56 МВА, при этом трансформатор Т-1

загружен на – 75 % от номинальной мощности, Т-2 на 66%. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 141 %, что превышает ДДТН.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ММО

«Объединенный институт ядерных исследований» к электрическим сетям ПАО

«ФСК ЕЭС» (№ И-19-00-956993/125 от 26.07.2019 года) на подстанции планируется

реконструкция в два этапа.

На 1 этапе реконструкции планируется установка дополнительного

трансформатора Т-3 напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА, оснащенного

устройством РПН.

На 2 этапе реконструкции на подстанции планируется замена двух

трансформаторов Т-1, Т-2 напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на

два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый,

оснащенных устройством РПН и установка дополнительного трансформатора Т-4

напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА, оснащенного устройством РПН.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных

трансформаторов в послеаварийном режиме не превысит ДДТН.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ММО «Объединенный

институт ядерных исследований».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

ПС 110/6 кВ № 134 Дубна

В настоящее время на ПС 110 кВ Дубна установлены три трансформатора: Т-1,

Т-2 и Т-3 напряжением 110/6 кВ мощностью 2х20 МВА (1953 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена ВЛ 110 кВ Темпы – Дубна I,II с

отпайкой на ПС Сестра.

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.

215

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Дубна в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составила 13,58 МВА, при этом трансформатор Т-2

загружен на – 68 % от номинальной мощности. При аварийном отключении

наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в

работе оборудования составит 68 %, что не превышает ДДТН.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ММО

«Объединенный институт ядерных исследований» к электрическим сетям ПАО

«ФСК ЕЭС» (№ И-19-00-956993/125 от 26.07.2019 года) на подстанции планируется

реконструкция заменой двух трансформаторов Т-1, Т-2 напряжением 110/6 кВ

мощностью 2х20 МВА на два трансформатора напряжением 110/6 кВ мощностью

2х40 МВА, оснащенных устройством РПН.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных

трансформаторов в послеаварийном режиме не превысит ДДТН.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ММО «Объединенный

институт ядерных исследований».

Срок реализации мероприятий – 2021 год.

Городской округ Королев

Объекты реконструкции 110 кВ

ВЛ 110 кВ Клязьма – Тополь с отпайкой на ПС Подлипки

(ЛЭП проходит по территории г.о. Королев)

ВЛ 110 кВ Клязьма – Тополь с отпайкой на ПС Подлипки протяженностью

11,7 км выполнена проводом марки АС-120 и находится в эксплуатации с 1964 года.

Последняя реконструкция была проведена в 2013 году. Пропускная способность

линии составляет 503 А при ТНВ -5°С и 367 А при ТНВ +30°С.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Клязьма – Тополь с отпайкой

на ПС Подлипки в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 240 А

(48 % от Iдоп.).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО

«Просперити» к электрическим сетям АО «Мособлэнерго» (№ 1607530)

планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Клязьма – Тополь с отпайкой на ПС

Подлипки с увеличением пропускной способности до значения не менее 460 А при

ТНВ +30 °C, 536 А при ТНВ -5 °С.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятия – 2025 год.

АОПО ВЛ 110 кВ Клязьма – Тополь с отпайкой на ПС Подлипки на ПС 110

кВ Клязьма

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

216

области в режимах летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре

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

ВЛ 110 кВ Клязьма – Тополь с отпайкой на ПС Подлипки на ПС 110 кВ Клязьма,

действующих на отключение нагрузки потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ

Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Подлипки, ПС 110 кВ Колонцово в

объеме 56 МВт.

Срок реализации мероприятия – 2021 год.

АОПО ВЛ 110 кВ Сокольники – Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово на ПС

220 кВ Хвойная

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

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

ВЛ 110 кВ Сокольники – Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово на ПС 220 кВ

Хвойная действующего на отключение нагрузки потребителей ПС 220 кВ Хвойная,

ПС 110 кВ Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Тополь в объеме 55,8

МВт.

Срок реализации мероприятий – 2021 год.

Городской округ Красногорск

Объекты реконструкции 500 кВ

ПС 500/220/20 кВ № 517 Западная

ПС 500/220/10 кВ Западная расположена на территории городского округа

Красногорск. Подстанция Западная является частью Московского кольца 500 кВ и

системообразующей сети ОЭС Центра. Реконструируемая подстанция оснащена

двумя автотрансформаторами напряжением 500/220/20 кВ мощностью 2х500 МВА

(год ввода в эксплуатацию – 2008) и двумя силовыми трансформаторами

напряжением 220/20 кВ мощностью 2х63 МВА (год ввода в эксплуатацию – 2008).

Реконструкция ПС 500/220/20 кВ Западная предполагает замену двух

существующих трансформаторов напряжением 220/20 кВ мощностью 2х63 МВА на

два трансформатора напряжением 220/20 кВ мощностью 2х125 МВА (2021 г.), и

установку на подстанции двух дополнительных трансформаторов напряжением

220/20 кВ мощностью 2х125 МВА (2025 г.).

Реализация указанных мероприятий необходима для обеспечения технической

возможности технологического присоединения новых потребителей (ООО

«ДЖЕВОССЕТ» к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС»).

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

Срок реализации мероприятий – 2021 год и 2025 год.

Ввод объекта в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС

России на период 2021-2027 годов планируется в 2021 и 2025 году.

217

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/10/6 кВ № 145 Нахабино

На подстанции установлены четыре трансформатора: Т-1, Т-2 мощностью

2х40 МВА и напряжением 110/35/6 кВ (2009 и 2010 года ввода в эксплуатацию); Т-3,

Т-4 мощностью по 2х25 МВА напряжением 110/10/10 кВ (оба 2009 года ввода в

эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ тремя линиями:

─

ВЛ 110 кВ Красногорская – Нахабино I, II цепь;

─

КВЛ 110 кВ Нахабино – Слобода.

К сети 35 кВ ПС Нахабино присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Нахабино – Опалиха I, II;

─

ВЛ 35 кВ Нахабино – Снегири.

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 – 1,25 для Т-1 и Т-2 и 1,25 для Т-3 и Т-4.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110 кВ Нахабино в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 составляет 58,16 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 –

74 % от номинальной мощности, Т-2 – 58%, Т-3 – 18 %, Т-4 – 24 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора (Т-1) максимальная загрузка

оставшегося в работе (Т-2) оборудования составит 132 %.

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

РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 0,59

МВА на другие центры питания.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО

«РЖД» к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (» № И-19-00-

984423/103 от 14.11.2019) планируется замена существующих трансформаторов Т-1,

Т-2 на трансформаторы напряжением 110/35/6 кВ мощностью 2х63 МВА.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных

трансформаторов в послеаварийном режиме не превысит ДДТН.

Данное мероприятие планируется выполнить в 2024 г.

Для увеличения пропускной способности КВЛ 110 кВ Нахабино – Слобода до

величины не менее 794 А при ТНВ -5°C в 2024 году необходимо провести замену

ошиновки и трансформатора тока на ПС 110 кВ Нахабино. Реализация этих

мероприятий

необходима

для

обеспечения

технической

возможности

технологического присоединения новых потребителей (например, данное

мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое

присоединение энергопринимающих устройств ООО «Ронд» к электрическим сетям

ПАО «Россети Московский регион» № И-17-00-946887/125, техническими

условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО

218

«РЖД» к электрическим сетям ПАО «Россети Московский Регион» № И-19-00-

984423/103).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий –2024 г.

ПС 110/10 кВ № 82 Павшино

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

мощностью по 40,5 МВА и напряжением 110/10/6 кВ (1972 и 1971 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

КВЛ 110 кВ Герцево – Павшино с отпайкой на ПС Трикотажная;

─

ВЛ 110 кВ Красногорская – Павшино.

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 Павшино зафиксирована в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 и составила 50,6 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 76 % от номинальной мощности, Т-2 – 49 %. При аварийном

отключении Т-1(2) максимальная загрузка Т-2(1) составит 124 %, 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 Павшино 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, Т-2 на

трансформатор мощностью не менее 40,5 МВА. Ближайшим большим стандартным

по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор

мощностью 63 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов

Т-1, Т-2 2х40 МВА на 2х63 МВА с реализацией в 2022 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

Городской округ Лобня

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/10/6 кВ № 325 Луговая

На подстанции установлены четыре трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью 40

МВА и 25 МВА напряжением 110/10/6 кВ (1978 и 1980 года ввода в эксплуатацию),

219

Т-3 и Т-4 мощностью каждый по 40 МВА и напряжением 110/35/6 кВ (1999 и 1979

года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Луговая – Белый Раст с отп.;

─

ВЛ 110 кВ Луговая – Шереметьево;

─

КВЛ 110 кВ Хлебниково – Луговая.

В РУ 35 кВ ПС Луговая заведены следующие ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Луговая – Катуар;

─

ВЛ 35 кВ Лобня – Луговая.

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, Т-2 и Т-4 и 1,25 для Т-3.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Луговая в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составляет 88 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 40% от номинальной мощности, Т-2 – 48%, Т-3 – 94%, Т-4 – 65%.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора Т- 3(Т-4)

максимальная загрузка оставшегося в работе Т-4 (Т-3) составит 150% (60 МВА).

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора Т- 1

максимальная загрузка оставшегося в работе Т-2 составит 114% (28,6 МВА).

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 23,5 МВт (9,2

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

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

трансформаторов может составить Т-3(Т-4) – 64,6 МВА (162%) и Т-2 – 33,2 МВА

(133%).

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 существующего трансформатора Т-2 на трансформатор

мощностью не менее 26,6 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

40 МВА.

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-3(4) на трансформаторы

мощностью не менее 51,7 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

63 МВА.

Также имеется предписание Ростехнадзора от 06.06.2014 № 55-рп/П-2014 п. 51:

«По результатам проведения замеров нагрузок в период зимнего максимума

220

2013/2014 годов силовой трансформатор 110 кВ Т-3, Т-4 на ПС № 325 Луговая в

аварийном режиме загружен на 165 %. Не разработана программа по замене

указанных трансформаторов».

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора

Т-2 25 МВА на 40 МВА с реализацией в 2024 году.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов

Т-3, Т-4 2х40 МВА на 2х63 МВА с реализацией в 2026 году.

Для подключения второй цепи КВЛ 110 кВ Хлебниково – Луговая (данное

мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое

присоединение энергопринимающих устройств ПАО «Аэрофлот – российские

авиалинии» к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» № №И-17-

00-148446/125) в 2026 г. необходимо выполнить реконструкцию РУ 110 кВ ПС 110

кВ Луговая с установкой одной линейной ячейки 110 кВ. Пропускная способность

оборудования должна составлять не менее 501 А при ТНВ -5

о

С

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Сроки реализации вышеуказанных мероприятий – 2024, 2026 гг.

КВЛ 110 кВ Хлебниково – Луговая II цепь

(ЛЭП проходит по территории города Москвы, г.о. Долгопрудный, г.о. Лобня)

КВЛ 110 кВ Хлебниково-Луговая протяженностью 14,97 км выполнена

проводом марки АС-150, находится в эксплуатации с 1969 года (срок службы –

51 лет). Пропускная способность линии составляет 535 А при ТНВ -5°С

(допустимый ток по проводу 580 А при ТНВ -5°С, ограничение по ошиновке на ПС

Луговая).

Фактическая максимальная загрузка КВЛ 110 кВ Хлебниково – Луговая в

режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составляет 202 А (40 % от Iдоп.=535

А).

Согласно утвержденным ТУ на ТП для обеспечения технической возможности

технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО «Аэрофлот -

российские авиалинии» к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион»

(№ И-17-00-148446/125) планируется сооружение второй цепи КВЛ 110 кВ

Хлебниково – Луговая с пропускной способностью не менее 501 А при ТНВ -5 °С.

Длина реконструируемого участка составляет 14,97 км

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ № 40 Лобня

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по

10 МВА, напряжением 35/6 кВ каждый (1965 и 1967 года ввода в эксплуатацию).

В РУ 35 кВ ПС Лобня заведены следующие ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Красная Поляна – Лобня;

221

─

ВЛ 35 кВ Лобня – Луговая;

─

ВЛ 35 кВ Водники – Лобня.

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 кВ Лобня в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 и составляет 15,75 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-

1 – 63 % от номинальной мощности, Т-2 – 94 %. При аварийном отключении

наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в

работе оборудования составит 158 %, 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 Лобня 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 ПС 35 кВ

Лобня на трансформаторы мощностью 2х16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2023 год.

Городской округ Мытищи

Объекты реконструкции 220 кВ

ВЛ 220 кВ Новософрино - Уча

ВЛ 220 кВ Новософрино – Уча введена в работу в 1942 году, выполнена

проводом марки АС-400/51 и имеет протяженность 26,18 км. Пропускная

способность линии составляет 980 А при ТНВ -5 °С.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 220 кВ Новософрино - Уча в

режимный день зимнего максимума 19.12.2018 составляет 359 А (37 % от I

доп

. = 980

А при ТНВ -5 °С).

Требуется реконструкция ВЛ 220 кВ Новософрино – Уча с заменой провода

(29,4 км) и установкой металлических опор без увеличения пропускной способности.

Выполнение требований акта Ростехнадзора №35 от 24.11.2014.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2025 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10/6 кВ № 711 Тополь

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

2х40 МВА и напряжением 110/10/6 кВ (1985 и 1984 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Новые Подлипки – Тополь;

222

─

ВЛ 110 кВ Клязьма – Тополь с отпайкой на ПС Подлипки.

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 Тополь за последние 3 года зафиксирована в

режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составляет 54,5 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 70 % от номинальной мощности, Т-2 – 66.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит 136 %.

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

РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Тополь 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 43,6 МВА. Ближайшим большим

стандартным по номинальной мощности к указанном значению является

трансформатор мощностью 63 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов

Т-1, Т-2 2х40 МВА на 2х63 МВА с реализацией в 2025 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2026 год.

ПС 110/35/6 кВ № 198 Новые Подлипки

Согласно утвержденным ТУ на ТП ОАО «РЖД» к электрическим сетям ПАО

«Россети Московский регион» (тяговая ПС 35 кВ Мытищи № И-18-00-972277/103)

для увеличения пропускной способности ВЛ 35 кВ Мытищи тяговая Северная и ВЛ

35 кВ Мытищи тяговая Южная планируется замена ошиновки 35 кВ на ПС 110 кВ

Новые Подлипки.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2025 год.

ПС 110/10 кВ № 15 Роса

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

мощностью по 25 МВА и напряжением 110/10/6 кВ (1982 года ввода в

эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Уча – Роса;

─

ВЛ 110 кВ Пушкино – Роса.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

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

223

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 Роса зафиксирована в режимный день зимнего

максимума 16.12.2020 и составила 31,29 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 67 % от номинальной мощности, Т-2 – 60 %. При аварийном

отключении Т-1(2) максимальная загрузка Т-2(1) составит 127 %, что превышает

ДДТН.

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

РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 2,01

МВА на другие центры питания. С учетом перевода нагрузки загрузка

трансформаторов в аварийной схеме может составить – 29,3 МВА.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 2,93 МВт (1,2

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

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

трансформаторов может составить Т-1(2) – 30,5 МВА (122%).

Для снятия существующей перегрузки, с учетом возможности перевода

нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения

возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции

рекомендуется замена существующего трансформатора Т-1, Т-2 на трансформатор

мощностью не менее 24,6 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов

Т-1, Т-2 2х25 МВА на 2х40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ВЛ 35 кВ Мытищи – тяговая Северная, ВЛ 35 кВ Мытищи – тяговая Южная

ВЛ 35 кВ Мытищи - Тяговая Северная, ВЛ 35 кВ Мытищи - тяговая Южная,

протяженностью 2х1,655 км, выполнены проводом марки АС-120/19, введены в

работу в 1928 году. Пропускная способность линий составляет 484 А при ТНВ -5°С.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 35 кВ Мытищи – Тяговая Северная в

режимный день зимнего максимума 18.12.2019 составляет 197 А (39 % от Iдоп. =

484 А при ТНВ -5°С).

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 35 кВ Мытищи – Тяговая Южная в

режимный день зимнего максимума 18.12.2019 составляет 139 А (28 % от Iдоп. =

484 А при ТНВ -5°С).

Согласно утвержденным ТУ на ТП ОАО «РЖД» к электрическим сетям ПАО

«Россети Московский регион» (тяговая ПС 35 кВ Мытищи № И-18-00-972277/103)

требуется реконструкция ВЛ 35 кВ Мытищи – Тяговая Северная, ВЛ 35 кВ

224

Мытищи – Тяговая Южная с увеличением пропускной способностью до значений не

менее пропускной способности провода марки АС-185 путем замены провода на

провод/кабель. Общая протяженность реконструируемых ЛЭП – 2х1,8 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2024 год.

Городской округ Пушкинский

Объекты реконструкции 500 кВ

ПС 500/220/110 кВ № 514 Трубино

ПС 500кВ Трубино является частью Московского кольца 500 кВ и

системообразующей сети ОЭС Центра. Комплексная реконструкция ПС Трубино

обусловлена физическим износом оборудования.

Реконструкция ПС 500кВ Трубино предполагает установку на подстанции:

─

2-х автотрансформаторов напряжением 500/220 кВ мощностью 500 МВА

каждый (2023 г.);

─

2-х автотрансформаторов напряжением 220/110 кВ мощностью по

250 МВА (2023 г.);

─

2-х трансформаторов напряжением 220/10 (20) кВ мощностью по

100 МВА каждый (2022 г.).

Схема РУ на стороне 500 кВ – «полуторная схема, секционированная

выключателями» с присоединением линий и двух АТ 500/220 кВ в полуторные

цепочки. К РУ 500 кВ предполагается присоединение пяти ЛЭП 500 кВ:

─

КВЛ 500 кВ Трубино – Бескудниково;

─

ВЛ 500 кВ Трубино – Владимирская;

─

ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС – Трубино;

─

ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС – Трубино.

Схема РУ 220 кВ полуторная секционированием сборных шин, с

подключением двух АТ 500/220 кВ и двух трансформаторов 220/10 кВ в

секционирующиеся цепочки, рассчитанное на подключение пяти ЛЭП 220 кВ:

трех существующих:

─

ВЛ 220 кВ Новософрино – Трубино,

─

ВЛ 220 кВ Трубино – Горенки,

─

КВЛ 220 кВ Трубино – ТЭЦ-23.

─

В РУ 220 кВ предусмотрены две резервные ячейки.

Схема РУ 110 кВ представляет собой «одиночные рабочие секционированные

по числу автотрансформаторов системы шин» с подключением двух АТ 220/110 кВ

через развилку из выключателей. В РУ 110 кВ предполагается присоединение 11

существующих линий и предусматривается одна резервная ячейка.

Увеличение трансформаторной мощности позволит повысить надежность

электроснабжения Московской области и обеспечит увеличение пропускной

способности внешних связей энергосистемы г. Москвы и Московской области с

ОЭС Центра.

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