СХЕМА И ПРОГРАММА ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022-2026 годов - часть 18

273

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими линиями:

─

ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС – Стрелецкая I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Стрелецкая – Пущино.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

─

ВЛ 35 кВ Кашира-город I цепь с отпайками;

─

ВЛ 35 кВ Кашира-город 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 Стрелецкая в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составила 32,7 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 82 % от номинальной мощности; Т-2 – 49 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 131 %, что превышает ДДТН.

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

РМР/58/15/7/КТ) возможен перевод нагрузки ПС 110 кВ Стрелецкая на другие

центры питания в аварийных режимах в объеме 2,26 МВА.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 8,2 МВт (2,6

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 35,31 МВА, с учетом возможности перевода

загрузка трансформатора в аварийной схеме может составить 132% (33,05 МВА).

Для снятия существующей перегрузки, и с учетом возможности перевода

нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и для обеспечения

возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции

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

мощностью не менее 26,44 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».

Окончание реконструкции – 2026 год.

274

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года

намечается строительство 1 электроподстанции напряжением 220 кВ:

─

1 ПС 220 кВ – ООО «Агрокультура».

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года

суммарный ввод мощности новых электроподстанций составит 80 МВА, в том числе:

─

ПС 220 кВ – 80 МВА (– ООО «Агрокультура»).

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года

намечается строительство 36,27 км ЛЭП, в том числе:

ЛЭП 220 кВ:

─

0,34 км – ПАО «ФСК ЕЭС».

ЛЭП 110 кВ:

─

36,27 км - ПАО «Россети Московский регион».

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года

намечается реконструкция 32 электроподстанций напряжением 500-220-110-35 кВ,

в том числе:

─

1 ПС 500 кВ (ПАО «ФСК ЕЭС»);

─

2 ПС 220 кВ (ПАО «ФСК ЕЭС»);

─

1 ПС 220 кВ (ПАО «Россети Московский регион»);

─

1 ПС 220 кВ (НИЦ ЦИАМ - филиал ФГУП «ЦИАМ им. П.И. Баранова»);

─

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

─

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

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года

суммарный ввод мощности реконструируемых подстанций составит 3127,6 МВА,

в том числе:

─

ПС 500 кВ – 1200 МВА (ПАО «ФСК ЕЭС»);

─

ПС 220 кВ – 450 МВА (ПАО «ФСК ЕЭС»);

─

ПС 110 кВ – 1373 МВА (ПАО «Россети Московский регион»);

─

ПС 35 кВ – 104,6 МВА (ПАО «Россети Московский регион»).

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года

планируется провести реконструкцию 187,91 км ЛЭП ПАО «Россети Московский

регион».

Разработана схема электрических соединений сети 110 кВ и выше Южных

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

Данные по вводам и реконструкции объектов 110(35) кВ и выше на

территории Южных электрических сетей и необходимых для этого инвестициях

приведены в Приложении 6, в таблице 68 приведены сводные данные для объектов

220 кВ и ниже.

275

Таблица 68

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и ниже

территории Южных электрических сетей

Наименование

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

2026 г.

новое строительство

ЛЭП 220 кВ, км

0,34

ЛЭП 110 кВ, км

36,27

ЛЭП 35 кВ, км

ПС 220 кВ, МВА

80

ПС 110 кВ, МВА

ПС 35 кВ, МВА

Реконструкция

ЛЭП 220 кВ, км

ЛЭП 110 кВ, км

25,8

26,8

135,31

ЛЭП 35 кВ, км
ПС 220 кВ, МВА

450

ПС 110 кВ, МВА

50

130

286

210

697

ПС 35 кВ, МВА

12,6

92

В таблице 69 сведены данные по вводам и реконструкции объектов 220 кВ и

ниже на территории электрических сетей Московской области на период до 2026

года.

Таблица 69

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и ниже

на территории Московской области.

Наименование

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

2026 г.

новое строительство

ЛЭП 220 кВ, км

27,62

26,54

60

ЛЭП 110 кВ, км

32,584

73,67

45,2

20,77

ЛЭП 35 кВ, км

0,05

ПС 220 кВ, МВА

596

80

500

ПС 110 кВ, МВА

222

395

ПС 35 кВ, МВА

6,3

Реконструкция

ЛЭП 220 кВ, км

26,18

14,25

ЛЭП 110 кВ, км

58,86

7,004

4,91

199,7

56,57

159,3

ЛЭП 35 кВ, км

3,6

9,5

40,9

ПС 220 кВ, МВА

450

950

ПС 110 кВ, МВА

414

368

130

742

386

1400

ПС 35 кВ, МВА

42

50,9

20,6

27,6

408,7

276

16.2.5. Дофинансирования в рамках утвержденным полных стоимостей

строительства по базовому варианту

В настоящем разделе приведен перечень мероприятий по развитию

электросетевого хозяйства, в отношении которых уже проведены комплексные

испытания оборудования, но основное оборудование еще не введено компанией в

состав основных средств.

Перечень мероприятий по развитию электрических сетей, учтенных в качестве

действующих в рамках настоящей схемы и программы развития электроэнергетики,

но ввод в основные средства которых еще не состоялся, представлен в таблице 70 .

Таблица 70

Перечень мероприятий по развитию электрических сетей, требующих

дофинансирования в рамках утвержденным полных стоимостей строительства

№ п/п

Наименование Мероприятия

Планируемый год

ввода в основные

средства

1

Реконструкция ПС 110 кВ Истомкино

2026

2

Реконструкция ПС 110 кВ Нарофоминск с заменой трансформаторов на 3х63

МВА

2026

3

Реконструкция ПС 35/10 кВ №307 Лыщево с заменой трансформаторов на

2х6,3 МВА

2021

4

Реконструкция ПС 110 кВ Дедово с заменой тр-ра 1х40 МВА

2022

5

ПС 110/35/10 кВ № 405 Волоколамск (Реконструкция ОРУ 110 кВ,

строительство КРУ 35 кВ

2021

6

ПС 110/35/10 кВ № 308 Нарофоминск (замена выключателей)

2026

7

Реконструкция ПС 110 кВ Дарьино с заменой трансформаторов 2х80 МВА

2026

8

Реконструкция ПС 110 кВ Ядрошино с заменой трансформатора на 1х63

МВА

2026

9

ПС 35/10 кВ №649 Северная (Реконструкция РУ 35 кВ)

2026

10

Реконструкция ПС 110 кВ Клязьма с заменой на 2х63 МВА

2026

11

ПС 110/10/6 кВ №67 Усово (Реконструкция РУ 110 кВ)

2026

12

ПС 110/35/10 кВ № 71 Поварово (Реконструкция РУ 35 кВ и с заменой

силовых трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА

2026

13

ВЛ 110 кВ Серпухов – Заповедник с отпайкой на ПС Компрессорная

2026

14

Строительство заходов 110 кВ на ПС 750 кВ Грибово

2026

15

Реконструкция ПС 110/10/6 кВ № 309 Болятино с заменой трансформаторов

на 2х63 МВА

2026

16

Реконструкция ПС 35 кВ Карповка с заменой тр-ров на 2х6,3 МВА

2026

17

Реконструкция ВЛ 110 кВ Кудиново – Минеральная

2025

18

Реконструкция ПС 35 кВ № 293 Каменская с установкой тр-ров 2х6,3МВА ,

заменой выключателей ОРУ-35кВ, ЗРУ-6кВ

2021

19

Реконструкция ПС 110 кВ Одинцово (перезавод ВЛ-35 кВ на ПС Одинцово,

ВОЛС по ВЛ-110 кВ Одинцово-Дарьино)

2022

20

Модернизация ВЛ-110 кВ Орево-Экран 3 этап

2021

21

Модернизация ВЛ 110 кВ Орево – Перемилово 2 этап

2021

277

16.2.6. Реконструкция электросетевых объектов в связи с низким индексом

технического состояния оборудования по базовому варианту

В соответствии с Методикой оценки технического состояния основного

технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и

электрических сетей, утвержденной приказом Минэнерго России от 26 июля 2017

года № 676 «Об утверждении методики оценки технического состояния основного

технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и

электрических сетей», диапазоны индекса технического состояния определяют

необходимые виды технического воздействия, представленные в таблице 71.

Таблица 71

Необходимые виды технического воздействия

Диапазон индекса

технического состояния

Вид технического

состояния

Вид технического воздействия

от 0 до 25

Критическое

Вывод из эксплуатации, техническое перевооружение и

реконструкция

от 26 до 50

Неудовлетворительное Дополнительное техническое обслуживание и ремонт, усиленный

контроль технического состояния, техническое перевооружение

от 51 до 70

Удовлетворительное

Усиленный контроль технического состояния, капитальный

ремонт, реконструкция

от 71 до 85

Хорошее

По результатам планового диагностирования

от 86 до 100

Очень хорошее

Плановое диагностирование

В таблице 72 представлен перечень мероприятий по реконструкции

электросетевых объектов в связи с низким индексом технического состояния

оборудования (в соответствии с письмом ПАО «Россети Московский регион» в

адрес Министерства энергетики Московской области письмо от 15.02.2021 №

РМР/58/15/7/КТ). Сроки реализации указанных мероприятий определяются Сетевой

организацией исходя из наличия источников финансирования в рамках текущих

тарифных решений и возможности реализации по итогам проектирования

Таблица 72

Перечень мероприятий по реконструкции электросетевых объектов в связи с

низким индексом технического состояния оборудования

№ п/п

Наименование мероприятия

Год ввода

Значение

индекса

технического

состояния

1

ПС 110/35/10/6 кВ №419 Минеральная. Модернизация ОРУ110 кВ. Замена

отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ

2шт.

2026

38

2

ПС 110/10/6 кВ № 194 Кислородная Модернизация ОРУ110 кВ Замена

отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ

4шт.

2026

32

3

ПС 110/10/6 кВ № 652 Шульгино Модернизация ОРУ-110 кВ Замена

отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ

6шт.

2026

32

4

ПС 110/35/6 кВ № 155 Радовицы Модернизация ОРУ110 кВ Замена

отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ

5шт.

2026

38

5

ПС 35/10 кВ № 616 Сельниково замена масляного выключателя на

вакуумный реклоузер 35 кВ

2025

30

6

ПС 110/35/10/6 кВ № 26 Монино Модернизация ОРУ-110 кВ Замена

2026

33

278

№ п/п

Наименование мероприятия

Год ввода

Значение

индекса

технического

состояния

отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ

4шт.

7

ПС 110/10 кВ № 678 Ларино. Модернизация ОРУ-110 кВ Замена отделителей

и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 4шт

2026

33

8

ПС 110/10 кВ № 360 Белоомут Модернизация ОРУ-110 кВ Замена

отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ

2шт.

2026

36

9

ПС 110/6 кВ № 73 Озеры Модернизация ОРУ-110 кВ Замена отделителей и

масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 4шт.

2026

33

10

ПС 110/10/6 кВ № 177 Орехово Модернизация ОРУ-110 кВ Замена

отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ

10шт.

2026

33

11

ПС 110/10 кВ № 89 Авсюнино Модернизация ОРУ-110 кВ Замена

отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ

3шт.

2026

39

12

ПС 110/35/10 кВ С № 705 Жегалово Модернизация ОРУ-110 кВ Замена

отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ

1шт.

2026

38

13

Модернизация ПС 110/35/6 №130 Электросталь с заменой выключателей РУ

110 кВ

2026

25

14

Модернизация ПС 110/10 №195 Рыболово с заменой отделителей и масляных

выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 3шт.

2026

52

15

Реконструкция ВЛ 220 кВ ТЭЦ 26 - Гулево 1 без увеличения пропускной

способности

2026

55,23

16

Реконструкция ВЛ 110 кВ Лаговская - Никоново без увеличения пропускной

способности

2026

59,74

17

Реконструкция ВЛ 110 кВ Никоново - Столбовая без увеличения пропускной

способности

2026

68,96

18

Реконструкция ВЛ 110 кВ Бугры - Столбовая без увеличения пропускной

способности

2026

62,91

19

Реконструкция ВЛ 110 кВ Бугры - Полиграф без увеличением пропускной

способности

2026

57,54

279

16.2.7. Мероприятия в рамках реализации утвержденным программы

реновации и целевой программы замены маломасляных выключателей ПАО

«Россети Московский регион» по базовому варианту

В таблице 73 представлен перечень мероприятий по реконструкции

электросетевых объектов в рамках реализации утвержденным программы реновации

и целевой программы замены маломасляных выключателей ПАО «Россети

Московский регион».

Таблица 73

Перечень мероприятий по реконструкции электросетевых объектов,

выполняемых в рамках реализации утвержденным программы реновации и целевой

программы замены маломасляных выключателей ПАО «Россети Московский

регион»

№ п/п

Наименование Мероприятия

Год ввода

1

ПС 110 кВ Вяземы с заменой выключателей

(Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)

2025

2

ПС 110/6 кВ № 331 Бородино

(Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)

2024

3

ПС 110/35/10 кВ №556 Кукарино

(Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)

2024

4

ПС 110/35/10 кВ № 381 Хващевская

(Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)

2025

5

ПС 110/35/10 кВ № 392 Верея

(Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)

2024

6

ПС 110/35/10 кВ №158 Мишуково

(Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)

2025

7

ПС 110/10/6 кВ № 64 «Барвиха» . с заменой МВ-110 кВ на ЭВ(ВВ)-110 кВ (8 шт.), реконструкция

ЗРУ-10 кВ и ЗРУ-6 кВ

2025

8

ПС 110/35/10 кВ № 418 Руза (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели

110 кВ)

2026

9

ПС 110/10 кВ № 701 (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)

2025

10

ПС 110/10 кВ Мухино №732 (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели

110 кВ)

2025

11

ПС 35/10 кВ № 811 Первомайская

(Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)

2021

12

Реконструкция РУ 110 кВ ПС 110/35/10 кВ № 406 Шаховская с заменой всех масляных

выключателей 110 кВ на элегазовые

2025

280

16.3. Предложения по включению новых центров питания и реконструкции

электрических сетей 35 кВ и выше Московской области на период до 2026 года по

региональному варианту электропотребления

Учитывая заявленную перспективную потребность в энергетической

мощности муниципальными образованиями Московской области по вопросам

стратегии их энергообеспечения с учетом развития территорий в целях обеспечения

присоединения новых потребителей, разработан региональный вариант развития

электрических сетей 110(35) кВ и выше энергосистемы Московской области.

Региональный вариант развития электрической сети 110 кВ и выше

энергосистемы Московской области содержит все Мероприятия по базовому

варианту и дополнительно включает в себя ряд сетевых объектов необходимых для

обеспечения

присоединения

новых

потребителей

и

предусматривающих

опережающий

темп

развития

индустриальных

парков

и

технопарков,

агропромышленных комплексов на территории Московской области.

16.3.1. Включение новых центров питания и реконструкции электрических

сетей 110(35) кВ и выше на территории Восточных электрических сетей по

региональному варианту электропотребления

Богородский городской округ

Новое строительство

ПС 220/20 кВ Вишняково и ПП 220 кВ Стрелка

Для

электроснабжения

участка

высокоскоростной

железнодорожной

магистрали «Москва – Казань – Екатеринбург» сооружается ПС 220 кВ Вишняково

и ПП 220 кВ Стрелка.

ПП 220 кВ Стрелка выполняется по схеме «четырехугольник» и

присоединяется к сети 220 кВ путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Ногинск –

Руднево.

На

ПС

220

кВ

Вишняково

предусматривается

установка

двух

трансформаторов мощностью 25 МВА напряжением 220/20 кВ каждый. ПС 220 кВ

Вишняково присоединяется к сети 220 кВ путем сооружения двух ЛЭП 220 кВ

Стрелка – Вишняково I, II цепь (2х0,22 км - заходы на ПП 220 кВ, 2х5,82 км - от ПП

220 кВ до ПС 220 кВ Вишняково).

Организация, ответственная за реализацию проекта:

─

в части подстанции – ОАО «РЖД»;

─

в части сооружения ПП 220 кВ по схеме «четырехугольник» и сооружения

заходов ЛЭП – ПАО «Россети Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2024 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

281

ПС 110/35/6 кВ № 4143 Кудиново

В настоящее время на ПС 110 кВ Кудиново установлены два трансформатора

мощностью 2х20 МВА напряжением 110/10/6 кВ (1960 и 1964 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Кудиново – Минеральная с отпайками;

─

ВЛ 110 кВ Кудиново – Шульгино;

─

ВЛ 110 кВ Булгаково – Кудиново;

─

ВЛ 110 кВ Кудиново – Электроугли.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Кудиново – Акрихин;

─

ВЛ 35 кВ Кудиново – Купавна I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Храпуново – Кудиново.

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 Кудиново зафиксирована в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 и составила 18,2 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 93% от номинальной мощности, Т-2 – 0%. При аварийном

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

2(Т-1) составит 93 %.

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

РМР/58/15/7/КТ) перевод нагрузки ПС 110 кВ Кудиново на другие центры питания в

аварийных режимах составляет 1,74 МВА.

На сегодняшний день объем мощности по заявкам на ТП к ПС 110 кВ

Кудиново, ПС 35 кВ Акрихин, ПС 110 кВ Купавна и ПС 35 кВ Храпуново

составляет 18,7 МВт (8,74 МВА – полная мощность с учетом коэффициентов

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

перспективная нагрузка данной подстанции может составить 26,94 МВА, при этом

загрузка Т-1(Т-2) в аварийном режиме с учетом перевода нагрузки может составить

126 % от номинальной мощности.

Для возможности исполнения заявок об осуществлении технологического

присоединения на подстанции рекомендуется выполнить замену трансформаторов

2х20 МВА на 2х40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

Городской округ Егорьевск

Новое строительство

ПС 110/10 кВ Летняя

282

Для обеспечения возможности подключения к электрическим сетям ПАО

«Россети Московский регион» энергопринимающих устройств ООО «МВБ Групп»

сооружается ПС 110 кВ Летняя по схеме «мостик с выключателями в цепях линий и

ремонтной перемычкой со стороны линий» в 2024 году.

На подстанции планируется установка трансформатора мощностью 63 МВА

напряжением 110/10 кВ. Подключение к сети 110 кВ будет осуществлено путем

сооружения заходов от ВЛ 110 кВ Фосфоритная – Сирена (2х50 м) в 2024 году.

На данный объект выданы ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО

«МВБ Групп» к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (от

14.07.2017 № 58-08/11).

Организация, ответственная за реализацию проекта в части строительства

переключательного пункта 110 кВ по схеме «мостик с выключателями в цепях

линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» и сооружения заходов ВЛ

110 кВ Фосфоритная – Сирена - ПАО «Россети Московский регион», в части ПС –

инвестор.

Срок реализации Мероприятия – 2024 году.

Городской округ Коломна

Новое строительство

ПС 110/10 кВ Колычево

Для электроснабжения жилищно-коммунального хозяйства г.о. Коломна

сооружается ПС 110/10 кВ Колычево.

На подстанции предусматривается установка двух трансформаторов

мощностью 40 МВА напряжением 110/10 кВ каждый, оснащенных устройствами

РПН.

Для присоединения к сети 110 кВ будут сооружаться заходы ВЛ 110 кВ

Голутвин – Городна и ВЛ 110 кВ Голутвин – Ива (4х2 км) с пропускной

способностью не менее 581 А при ТНВ -5 °С, с образованием новых ВЛ 110 кВ

Голутвин – Колычево I, II цепь; ВЛ 110 кВ Колычево – Ива; ВЛ 110 кВ Колычево –

Городна и строительство нового участка ВЛ 110 кВ до ВЛ 110 кВ Голутвин – Рубин

(1 км) с образованием ВЛ 110 кВ Колычево – Рубин с пропускной способностью не

менее 544 А при ТНВ -5 °С, а участок линии от ПС 220/110 кВ Голутвин до места

сплетения нового участка демонтировать.

Максимальная мощность энергопринимающих устройств Заявителя –

37,38 МВт. На данный объекта выданы ТУ на ТП энергопринимающих устройств

АО «Энергоцентр» к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (от

11.07.2016 №58-18/245).

Организация, ответственная за реализацию проекта – АО «Энергоцентр».

Срок реализации Мероприятия – 2025 год.

Орехово-Зуевский городской округ

Объекты реконструкции 35 кВ

283

ПС 35/6 кВ № 240 Сосниха

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

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

ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ ТЭЦ-6 – Сосниха;

─

ВЛ 35 кВ Торфяная – Сосниха.

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 Сосниха зафиксирована в режимный день зимнего

максимума 16.12.2020 и составила 3,57 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 61 % от номинальной мощности, Т-2 – 53 %. При аварийном

отключении трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе

оборудования составит Т-1(2) – 115 %, 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 Сосниха на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

На сегодняшний день объем мощности по заявкам и заключенным договорам

на ТП к ПС 35 кВ Сосниха составляет 3,29 МВт (0,73 МВА – полная мощность с

учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации

ТУ на ТП перспективная нагрузка данной подстанции может составить 4,3 МВА,

при этом загрузка Т-1(Т-2) в аварийном режиме с учетом перевода нагрузки может

составить 134 %.

Для возможности исполнения заявок об осуществлении технологического

присоединения на подстанции рекомендуется выполнить замену трансформаторов

2х3,2 МВА на 2х6,3 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

Городской округ Реутов

Новое строительство 110 кВ

ПС 110/10 кВ Реутово

Сооружение данной подстанции обусловлено жилищным развитием г. Реутов.

На подстанции планируется установка двух трансформаторов мощностью по 40

МВА каждый напряжением 110/10 кВ. КРУЭ 110 кВ соорудить по схеме «две

рабочие системы шин», рассчитанное на присоединение двух линий, двух

трансформаторов и шиносоединительного выключателя. Подключение к сети

110 кВ будет осуществлено путем сооружения двухцепной ЛЭП 110 кВ Каскадная –

Реутово I, II цепь (2х3 км) и двухцепной ЛЭП 110 кВ Восточная – Реутово I, II цепь

(2х4 км) с пропускной способностью не менее 132 А.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ООО «РеутЭнерго».

284

Срок реализации Мероприятия – 2022 году (присоединение к энергосистеме

осуществляется посредством ЛЭП 110 кВ Восточная – Реутово I, II цепь), 2021

(присоединение к энергосистеме осуществляется посредством ЛЭП 110 кВ

Каскадная – Реутово I, II цепь).

Данные Мероприятия включены в договор ТП между ПАО «Россети

Московский регион» и ООО «РеутЭнерго» № ИА-16-349-3(906015) –

дополнительное соглашение заключено 20.12.2019.

Городской округ Шатура

Объекты реконструкции 110 кВ

ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС – Экситон с отпайкой на ПС Губино, ВЛ 110 кВ

Шатурская ГРЭС – Дулево с отпайкой на ПС Губино

ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС – Экситон с отпайкой на ПС Губино

протяжностью 63,22 км выполнена проводом МГ-95 и находится в эксплуатации с

1991 года. Пропускная способность линии составляет 422 А при ТНВ -5 °С.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС – Экситон с

отпайкой на ПС Губино в режимный день зимнего максимума нагрузки 16.12.2020

составила 130 А (31 % от I

доп

.=422 А при ТНВ -5 °С).

ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС – Дулево с отпайкой на ПС Губино

протяжностью 45,9 км выполнена проводом МГ-95 и находится в эксплуатации с

1972 года. Пропускная способность линии составляет 422 А при ТНВ -5 °С.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС – Дулево с

отпайкой на ПС Губино в режимный день зимнего максимума нагрузки 16.12.2020

составила 240 А (57% от I

доп

.=422 А при ТНВ -5 °С).

Для снижения степени риска последствий отказа в связи с высокой оценкой

последствий отказа (25) требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС –

Экситон с отпайкой на ПС Губино и ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС – Дулево с

отпайкой на ПС Губино с заменой морально устаревших металлических опор из

узкополочного уголка типа АМ-103 и ПМ-103 и провода на участках «оп.1-оп.150»

и «оп.200-оп.222» (37 км), в связи с высоким коэффициентом износа. Замена

провода с увеличением пропускной способности не требуется.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Стадия реализации проекта – проектно-изыскательские работы.

Срок реализации мероприятий – 2025 год.

285

16.3.2. Включение новых центров питания и реконструкции электрических

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

региональному варианту электропотребления

Городской округ Истра

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 35/10 кВ №542 Петровская (перевод на 110 кВ)

В настоящее время на ПС 35 кВ Петровская установлены два трансформатора

напряжением 35/10 кВ мощностью по 4 МВА каждый (1974 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Петровская – Нудоль I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Лыщево – Петровская I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Румянцево – Петровская I, II цепь.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35/10 кВ Петровская в режимный

день зимнего максимума 16.12.2020 года составила 3,7 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 60 % от номинальной мощности, Т-2 – 33 %.

При аварийном отключении Т-1(Т-2) ПС 35 кВ Петровская токовая загрузка

оставшегося в работе Т-2(Т-1) составит 93 %.

На подстанции предполагается установка двух трансформаторов мощностью

по 25 МВА каждый напряжением 110/35/10 кВ. ОРУ 110 кВ выполняется по схеме

«мостик с пятью выключателями и ремонтной перемычкой со стороны линии».

К сети 110 кВ подстанция присоединяется путем сооружения заходов ЛЭП

110 кВ Ядрошино – Румянцево на ПС 110 кВ Петровская с образованием ЛЭП 110

кВ Ядрошино – Петровская и ЛЭП 110 кВ Петровская – Румянцево.

Общая протяженность заходов составит 15,1 км.

Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической

возможности технологического присоединения новых потребителей к ПС 35 кВ

Лыщево, ПС 35 кВ Нудоль, ПС 35 кВ Петровская.

На сегодняшний день объем мощности по заключенным договорам об

осуществлении технологического присоединения к ПС 35 кВ Петровская, ПС 35 кВ

Лыщево, находящимся на исполнении, составляет 1,7 МВА и 0,32 МВА.

На реконструкцию ПАО «Россети Московский регион» были выданы

Технические требования от 15.02.2018 года №58-09/3.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2025 году.

Объекты нового строительства 110 кВ

КВЛ 110 кВ Слобода – Дедово

КВЛ 110 кВ Слобода – Дедово протяженностью 8,7 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 °С. Фактическая

286

максимальная загрузка КВЛ 110 кВ Слобода – Дедово в зимний режимный день

16.12.2020 составляет 57 % (331 А).

Планируется сооружение второй цепи КВЛ 110 кВ Слобода – Дедово

(протяженность порядка 11,492 км).

Обоснованием для продолжения реконструкции является значительное

освоение капиталовложений.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2024 году.

Одинцовский городской округ

Новое строительство

ПС 110/10 кВ Фуньково

По данным АО «Мособлэнерго» по г. Звенигород и прилегающим населенным

пунктам на сегодняшний день на исполнении находится 256 заявок на

технологическое присоединение общей мощностью 34,4 МВт (Приложение 9).

Для обеспечения электроснабжения социально значимых объектов, в том

числе для электроснабжения городских потребителей, жилищно-коммунального

хозяйства, предприятий г. Звенигород и прилегающих населенных пунктов,

планируется сооружение ПС 110/10 кВ Фуньково.

На ПС 110/10 кВ Фуньково планируется установка двух трансформаторов

110/10 кВ мощностью 2х25 МВА.

Присоединение к сети 110 определяется проектом.

Объекты реконструкции 110 кВ

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 подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Голицыно – Звенигород I, II цепь.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Звенигород – Дачная;

─

ВЛ 35 кВ Крылово – Звенигород;

─

ВЛ 35 кВ Каменская – Звенигород;

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.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Звенигород в режимный день

зимнего максимума 18.12.2019 составила 49,9 МВА (допустимая мощность ЦП 42

МВА), при этом трансформаторы были загружены: Т-1 – 50 % от номинальной

мощности, Т-2 – 82 %, Т-3 – 0 %. При аварийном отключении Т-1(Т-2) ПС 110 кВ

287

Звенигород токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(Т-1) составит 124,8% от

номинальной мощности.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

На сегодняшний день объем мощности по заявкам и заключенным договорам

на ТП к ПС 110 кВ Звенигород составляет 7,2 МВт (1,6 МВА – полная мощность с

учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации

ТУ на ТП перспективная нагрузка данной подстанции может составить 51,5 МВА,

при этом загрузка Т-1(Т-2) в аварийном режиме составит 128 % от номинальной

мощности.

Для возможности исполнения заявок об осуществлении технологического

присоединения на подстанции рекомендуется выполнить замену трансформаторов

Т-1 и Т-2 2х40 МВА на 2х63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2025 год.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Кубинка – Ивановская I, II цепь с отпайками с

сооружением отпаек на ПС 110 кВ Звенигород

(ЛЭП проходит по территории Одинцовского городского округа и городского

округа Истра)

ВЛ 110 кВ Кубинка – Ивановская I, II цепь с отпайками на ПС Каринская и

ПС Дюдьково протяженностью каждой цепи 43,2 км выполнены проводом АС-120,

находится в эксплуатации с 1967 года, последняя реконструкция проводилась в 2010

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

максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Кубинская – Ивановская I, II цепь с отпайками в

зимний режимный день 16.12.2020 составила 45 А и 183 А (9 % и 36 % от I

доп

.=503 А

при ТНВ -5 °С) соответственно.

Так как при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Кубинка – Ивановская I, II

цепь (расположены на совместном подвесе более чем на половине длины)

происходит обесточение ПС 110 кВ Звенигород и отсутствует возможность

перевода нагрузки ПС 110 кВ Звенигород на другие центры питания, необходима

реконструкция ВЛ 110 кВ Кубинская – Ивановская I, II цепь с отпайками с

сооружением кабельно-воздушных заходов на ПС 110/35/6 кВ Звенигород.

Реконструкция выполняется в два этапа.

На первом этапе сооружаются отпайки от ВЛ 110 кВ Кубинка – Ивановская I,

II цепь с отпайками и присоединяются к ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Звенигород через

разъединители отключенные в нормальном режиме работы.

На втором этапе отпайка на ПС 110 кВ Звенигород от КВЛ 110 кВ Кубинка –

Ивановская I цепь с отпайками отсоединяется от ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Звенигород,

а КВЛ 110 кВ Кубинка-Ивановская II цепь с отпайками заводится на ПС 110 кВ

Звенигород по схеме «заход-выход» с образованием новых КВЛ 110 кВ Кубинка –

Звенигород с отпайками и КВЛ 110 кВ Звенигород – Ивановская.

Общая длинна заходов составляет 4 км.

288

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2025 год.

ПС 110/10 кВ № 782 Мамоново

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

трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый (2007 года

ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Медведевская – Одинцово I, II цепь с отпайкой на ПС

Мамоново.

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.

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 44,34

МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 – 56 % от номинальной

мощности, Т- 2 – 57 %. При аварийном отключении наиболее загруженного

трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования

составит 108 %, что не превышает ДДТН.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

На сегодняшний день для технологического присоединения к ПС 110 кВ

Мамоново заключено договоров, находящихся на исполнении, и подано заявок на

технологическое присоединение общим объемом мощности 9,14 МВА. Нагрузка с

учетом заключенных договоров составит 53,48 МВА.

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 заменой

силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 2х40 МВА на 2х63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2026 год.