СХЕМА И ПРОГРАММА ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022-2026 годов - часть 6

81

110 кВ Никоново, ПС 110 кВ Лаговская, ПС 110 кВ Весенняя в объеме 59,1 МВт без

возможности последующего восстановления питания потребителей в объеме 4 МВт.

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре

для наиболее теплого месяца (ТНВ = +18 °С, потребление 12018 МВт) в схеме

ремонта ВЛ 110 кВ Бугры – Столбовая и ВЛ 110 кВ Гулево – Весенняя загрузка ВЛ

110 кВ Добрыниха-Столбовая превышает ДДТН и составляет 441 А (109,6 % ДДТН

= 403 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Столбовая), АДТН = 483 А

(ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Столбовая)). Допустимая длительность

перегрузки составляет 90 минут.

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГОП на ПС 110 кВ

Лаговская в объеме 3,1 МВт и ПС 110 кВ Весенняя в объеме 3,9 МВт – суммарный

объем ГОП составляет 7 МВт.

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре

для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °С, потребление 12018 МВт) в схеме

ремонта ВЛ 110 кВ Бор – Добрыниха с отпайками и ВЛ 110 кВ Гулево – Весенняя

загрузка ВЛ 110 кВ Бугры – Столбовая превышает ДДТН и составляет 443 А (110,1

% ДДТН = 403 А, АДТН = 483 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ

Столбовая). Допустимая длительность перегрузки составляет 90 минут.

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГОП на ПС 110 кВ

Лаговская в объеме 3,1 МВт и ПС 110 кВ Весенняя в объеме 3,9 МВт – суммарный

объем ГОП составляет 7 МВт.

Для недопущения ввода ГАО и предотвращения выхода параметров режима за

область допустимых значений предлагается сооружение КВЛ 110 кВ Лаговская –

Полиграф, протяженностью ~8,5 км.

Рекомендуемый срок реализации Мероприятия – 2022 год.

Срок реализации Мероприятия в соответствии с ИП субъекта ЭЭ – 2022 год.

Организация, ответственная за реализацию Мероприятия – ПАО «Россети

Московский регион».

Район расположения ПС 500 кВ Трубино, ПС 220 кВ Уча, ПС 110 кВ Роса, ПС

110 кВ Пушкино, ПС 110 кВ Клязьма, ПС 110 кВ Тополь, ПС 110 кВ Новые

Подлипки, ПС 110 кВ Подлипки, ПС 110 кВ Речная

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ - 26 °С,

потребление 18963 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уча – Роса в схеме

ремонта ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма II (I) цепь с отпайкой на ПС Речная выявлено

превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

─

ВЛ 110 кВ Новые Подлипки – Тополь составляет 715 А (123 %

ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 600 А (ограничение по

разъединителю на ПС 110 кВ Новые Подлипки));

─

ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная на

участке от ПС 500 кВ Трубино до отпайки на ПС 110 кВ Речная составляет 730 А

(126 % ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП на участке от ПС 500 кВ

82

Трубино до отпайки), АДТН = 630 А (ограничение по разъединителю на ПС 500

кВ Трубино));

─

ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Клязьма составляет 721 А (120 % ДДТН = 600 А

(ограничение по ТТ), АДДТН = 600 А (ограничение по ТТ)).

Для ликвидации превышения АДТН требуется применение мероприятий по

делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в

тупиковом режиме:

─

на ПС 110 кВ Клязьма включены БСК- 1, БСК- 2, отключен ШСЭВ 110 кВ,

выведен АВР по стороне 6 кВ и отключена ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма

I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уча – Роса

происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Роса, Пушкино и части

потребителей ПС 110 кВ Клязьма в объеме 130,7 МВт, восстановление

электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать

34,7 МВт).

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ - 26 °С,

потребление 18963 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Новые Подлипки –

Тополь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма II (I) цепь с отпайкой на ПС

Речная выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

─

ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная на

участке от ПС 500 кВ Трубино до отпайки на ПС 110 кВ Речная составляет 718 А

(126 % ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 630 А

(ограничение по разъединителю на ПС 500 кВ Трубино)).

Для ликвидации превышения АДТН требуется применение мероприятий по

делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в

тупиковом режиме:

─

на ПС 110 кВ Клязьма включены БСК- 1, БСК- 2, отключен ШСЭВ 110 кВ,

выведен АВР по стороне 6 кВ и отключена ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма

I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Новые

Подлипки – Тополь происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Клязьма и

потребителей ПС 110 кВ Тополь в объеме 76,7 МВт, восстановление

электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать

2 МВт).

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ - 26 °С,

потребление 18963 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Новые Подлипки –

Тополь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уча – Роса выявлено превышение ДДТН/АДТН

следующих электросетевых элементов:

─

ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма I цепь с отпайкой на ПС Речная составляет:

─

на участке от ПС 500 кВ Трубино до отпайки на ПС 110 кВ Речная - 713 А

(123 % ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 630 А

(ограничение по разъединителю на ПС 500 кВ Трубино));

─

на участке от отпайки на ПС 110 кВ Речная до ПС 110 кВ Клязьма - 589 А

83

(101 % ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 600 А

(ограничение по ТТ на ПС 110 кВ Клязьма), допустимая длительность перегрузки

составляет 60 минут).

─

ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма II цепь с отпайкой на ПС Речная составляет:

─

на участке от ПС 500 кВ Трубино до отпайки на ПС 110 кВ Речная - 729 А

(125 % ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 630 А

(ограничение по разъединителю на ПС 500 кВ Трубино);

─

на участке от отпайки на ПС 110 кВ Речная до ПС 110 кВ Клязьма - 612 А

(105% ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 600 А

(ограничение по ТТ, ВЧЗ на ПС 110 кВ Клязьма), допустимая длительность

перегрузки составляет 60 минут).

Для ликвидации превышения АДТН требуется применение мероприятий по

делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в

тупиковом режиме:

─

на ПС 110 кВ Клязьма включены БСК- 1, БСК- 2, отключен ШСЭВ 110 кВ,

переведена нагрузка с Т- 2 на Т- 1 по стороне 6 кВ и отключена ВЛ 110 кВ

Трубино – Клязьма I цепь с отпайкой на ПС Речная. На ПС 110 кВ Речная

переведена нагрузка с Т- 1 на Т- 2 по стороне 10 и 35 кВ.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Новые

Подлипки – Тополь происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Клязьма, ПС

110 кВ Тополь в объеме 97,1 МВт, восстановление электроснабжения которых в

полном объеме невозможно (невозможно запитать 30,8 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при температуре ПСМТ (12018 МВт,

ТНВ +18 °С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма II (I) цепь с

отпайкой на ПС Речная в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уча – Роса и ВЛ 110 кВ

Трубино – Клязьма I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная выявлено превышение

ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

─

ВЛ 110 кВ Новые Подлипки – Тополь составляет 760 А (157 % ДДТН 484

А (ограничение по проводу ЛЭП) АДТН = 580 А (ограничение по проводу ЛЭП));

─

ВЛ 110 кВ Клязьма – Тополь с отпайкой на ПС Подлипки составляет:

─

на участке от ПС 110 кВ Тополь до отпайки на ПС 110 кВ Подлипки 532 А

(110 % ДДТН = 484 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 580 А

(ограничение по проводу ЛЭП), допустимая длительность перегрузки составляет

60 минут);

─

на участке от отпайки на ПС 110 кВ Подлипки до ПС 110 кВ Клязьма

составляет 500 А (119 % ДДТН = 419 А (ограничение по проводу ЛЭП)

АДТН = 502 А (ограничение по проводу ЛЭП), допустимая длительность

перегрузки составляет 60 минут);

─

СЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Тополь составляет 680 А (124 % ДДТН = 548 А

(ограничение по проводу ошиновки выключателя), АДТН = 600 А (ограничение

по ТТ выключателя).

84

Для ликвидации превышения АДТН требуется применение мероприятий по

делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в

тупиковом режиме:

─

на ПС 110 кВ Клязьма включена БСК- 2, отключен ШСЭВ 110 кВ,

переведена нагрузка с Т- 2 на Т- 1 по стороне 6 кВ и переключена ВЛ 110 кВ

Трубино – Клязьма I цепь с отпайкой на ПС Речная на II СШ 110 кВ (при

выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма II цепь с отпайкой на

ПС Речная).

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Трубино –

Клязьма II (I) цепь с отпайкой на ПС Речная происходит отключение потребителей

ПС 110 кВ Роса, Пушкино, ПС 110 кВ Речная в объеме 93,3 МВт, восстановление

электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать

64,4 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при температуре ПСМТ (12018 МВт,

ТНВ +18 °С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уча – Роса в схеме ремонта ВЛ

110 кВ Новые Подлипки – Тополь и ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма II (I) цепь с

отпайкой на ПС Речная выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих

электросетевых элементов:

─

ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная

составляет:

─

на участке от ПС 500 кВ Трубино до отпайки на ПС 110 кВ Речная 911 А

(188 %) ДДТН = 484 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 580 А

(ограничение по проводу ЛЭП);

─

на участке от отпайки на ПС 110 кВ Речная до ПС 110 кВ Клязьма 760 А

(157 %) ДДТН = 484 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 580 А

(ограничение по проводу ЛЭП).

─

для ликвидации превышения АДТН требуется применение мероприятий

по делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в

тупиковом режиме

─

на ПС 110 кВ Клязьма включена БСК- 1, отключен ШСЭВ 110 кВ,

выведен АВР по стороне 6 кВ и переключена ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма

II цепь с отпайкой на ПС Речная на I СШ 110 кВ (при выведенной в ремонт

ВЛ 110 кВ Трубино – Клязьма I цепь с отпайкой на ПС Речная).

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уча – Роса

происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Роса, Пушкино и части

потребителей ПС 110 кВ Клязьма в объеме 77,8 МВт, восстановление

электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать

63,6 МВт).

Для недопущения ввода ГАО и предотвращения выхода параметров режима за

область допустимых значений предлагается сооружение ПС 220 кВ Тютчево с

установкой автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 125 МВА, с сооружением

заходов ВЛ 220 кВ Уча – Новософрино (2х5 км) и строительством ЛЭП 110 кВ

Тютчево – Пушкино.

85

Рекомендуемый срок реализации Мероприятия – 2021 год.

Срок реализации Мероприятия в соответствии с ИП субъекта ЭЭ – 2020 год.

Организация, ответственная за реализацию Мероприятия – ПАО «Россети

Московский регион».

Район расположения ПС 750 кВ Грибово, ПС 220 кВ Луч, ПС 110 кВ

Чеховская, ПС 110 кВ Пернатово, ПС 110 кВ Ядрошино, ПС 110 кВ Румянцево, ПС

110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Чисмена, ПС 110 кВ Волоколамск, ПС 110 кВ Сычи,

ПС 110 кВ Анино

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ -26 °С,

потребление 18963 МВт) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Волоколамск – Панфиловская

выявлено превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Луч – Пернатово с отпайкой на ПС

Чеховская и составляет:

─

на участке от ПС 220 кВ Луч до отпайки на ПС 110 кВ Чеховская –

594 А (102 % ДДТН = 581 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН

= 600 А (ограничение по разъединителю и трансформатору тока на ПС 220 кВ

Луч));

─

на участке от отпайки на ПС 110 кВ Чеховская до ПС 110 кВ Пернатово –

579 А (99,6 % ДДТН = 581 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово),

АДТН = 600 (ограничение по ВЧ-заградителю и трансформатору тока на ПС 110

кВ Пернатово)).

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГВО на ПС 110 кВ

Панфиловская, ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Румянцево, ПС 110 кВ Чисмена,

ПС 110 кВ Ядрошино суммарно в объёме 2,5 МВт.

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ - 26 °С,

потребление 18963 МВт) в схеме ремонта ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Луч – Пернатово с

отпайкой на ПС Чеховская на ПС 220 кВ Луч выявлено превышение ДДТН

следующих электросетевых элементов:

─

ВЛ 110 кВ Волоколамск – Панфиловская составляет – 594 А, ДДТН = 581

А (102 %) (ограничение по воздушному участку линии и по ошиновке на ПС 110

кВ Панфиловская), АДТН = 601 А (ограничение по уставкам РЗА).

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГВО на ПС 110 кВ

Панфиловская, ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Румянцево, ПС 110 кВ Чисмена,

ПС 110 кВ Ядрошино суммарно в объёме 2,5 МВт.

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ -26 °С,

потребление 18963 МВт) в режиме аварийного отключения ВЛ 110 кВ Грибово –

Волоколамск I цепь в схеме ремонта 4 сек. 110 кВ ПС 750 кВ Грибово выявлено

превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

─

ВЛ 110 кВ Луч – Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская составляет:

─

на участке от ПС 220 кВ Луч до отпайки на ПС 110 кВ Чеховская – 799 А

(137,6% ДДТН = 581 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН = 600

А (ограничение по разъединителю и трансформатору тока на ПС 220 кВ Луч)),

─

на участке от отпайки на ПС 110 кВ Чеховская до ПС 110 кВ Пернатово –

86

785 А (135 % ДДТН = 581 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ

Пернатово),АДТН = 600 А (ограничение по ВЧ-заградителю и трансформатору

тока на ПС 110 кВ Пернатово));

─

СМВ 110 кВ ПС 110 кВ Пернатово – 723 А (124,5 % ДДТН = 581 А

(ограничение по ошиновке), АДТН = 600 А (ограничение по трансформатору

тока));

─

ВЛ 110 кВ Ядрошино – Пернатово составляет 672 А (115,7% ДДТН = 581

А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово), АДТН = 600 А

(ограничение по ВЧ-заградителю и трансформатору тока на ПС 110 кВ

Пернатово)).

Для ввода режима в область допустимых значений требуется выполнить

следующее мероприятие по делению электрической сети:

─

отключение ВЛ 110 кВ Панфиловская – Чисмена с переводом

потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в указанной схеме при отключении ВЛ 110 кВ Грибово –

Волоколамск I цепь произойдёт отключение потребителей ПС 110 кВ Сычи, ПС 110

кВ Анино, ПС 110 кВ Волоколамск, ПС 110 кВ Панфиловская в объеме 55,3 МВт,

восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно

(невозможно запитать 52,8 МВт).

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ -26 °С,

потребление 18963 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Луч – Пернатово с

отпайкой на ПС Чеховская в схеме ремонта 4 сек. 110 кВ ПС 750 кВ Грибово Луч

выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

─

ВЛ 110 кВ Грибово – Волоколамск I цепь – 762 А (131,1% ДДТН = 581 А

(ограничение по воздушному участку линии), АДТН = 698 А (ограничение по

воздушному участку линии)).

─

Для ввода режима в область допустимых значений требуется выполнить

следующее мероприятие по делению электрической сети:

─

отключение ВЛ 110 кВ Панфиловская – Чисмена с переводом

потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в указанной схеме при отключении ВЛ 110 кВ Луч – Пернатово с

отпайкой на ПС Чеховская произойдёт отключение потребителей ПС 110 кВ

Чеховская, ПС 110 кВ Пернатово, ПС 110 кВ Ядрошино, ПС 110 кВ Румянцево, ПС

110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Чисмена в объеме 86,4 МВт, восстановление

электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 35,3

МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре

для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °С, потребление 12018 МВт) в схеме

ремонта ВЛ 110 кВ Грибово – Волоколамск I цепь и 4 сек. 110 кВ ПС 750 кВ

Грибово выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

─

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

составляет:

─

на участке от ПС 220 кВ Луч до отпайки на ПС 110 кВ Чеховская – 521 А

87

(108 % ДДТН = 483,8 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН =

579,8 А (ограничение по воздушному участку линии)),

─

на участке от отпайки на ПС 110 кВ Чеховская до ПС 110 кВ Пернатово –

503 А (104 % ДДТН = 483,8 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ

Пернатово), АДТН = 579,8 (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово)).

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГВО на ПС 110 кВ

Анино, ПС 110 кВ Волоколамск, ПС 110 кВ Панфиловская, ПС 110 кВ Сычи,

ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Румянцево, ПС 110 кВ Чисмена, ПС 110 кВ

Ядрошино суммарно в объёме 7,5 МВт.

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре

для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °С, потребление 12018 МВт) в схеме

ремонта ВЛ 110 кВ Луч – Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская и 4 сек. 110 кВ ПС

750 кВ Грибово выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых

элементов:

─

ВЛ 110 кВ Грибово – Волоколамск I цепь составляет - 503 А (104 % ДДТН

= 483,8 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН = 579,8 А

(ограничение по воздушному участку линии)).

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГВО на ПС 110 кВ

Анино, ПС 110 кВ Волоколамск, ПС 110 кВ Панфиловская, ПС 110 кВ Сычи,

ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Румянцево, ПС 110 кВ Чисмена, ПС 110 кВ

Ядрошино суммарно в объёме 3,6 МВт.

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре

для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °С, потребление 12018 МВт) при аварийном

отключении ВЛ 110 кВ Луч – Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская в схеме

ремонта АТ-6 ПС 750 кВ Грибово и АТ-5 ПС 750 кВ Грибово (с учетом вывода из

работы устройства АОПО ВЛ 110 кВ Грибово – Лидино, установленного на ПС 110

кВ Лидино в схеме ремонта АТ-5 ПС 750 кВ Грибово и АТ-6 ПС 750 кВ Грибово)

выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

─

ВЛ 110 кВ Грибово – Лидино составляет 656 А (156 % ДДТН = 419,2 А

(ограничение по воздушному участку линии и ошиновке на ПС 110 кВ Лидино),

АДТН = 502,2 А (ограничение по воздушному участку линии и ошиновке на ПС

110 кВ Лидино));

─

ВЛ 110 кВ Можайск – Макарово составляет 432 А (103 % ДДТН = 419,2 А

(ограничение по воздушному участку линии и ошиновке на ПС 110 кВ Можайск и

Макарово), АДТН = 502,2 А (ограничение по воздушному участку линии и

ошиновке на ПС 110 кВ Можайск и Макарово), допустимая длительность

перегрузки составляет 60 минут);

Для ввода режима в область допустимых значений требуются Мероприятия по

делению электрической сети:

─

отключение ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Панфиловская и БСК- 1 ПС 750 кВ

Грибово с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в данной схеме при отключении ВЛ 110 кВ Луч – Пернатово с

отпайкой на ПС Чеховская произойдёт отключение потребителей ПС 110 кВ

88

Чеховская, ПС 110 кВ Пернатово, ПС 110 кВ Ядрошино, ПС 110 кВ Румянцево, ПС

110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Чисмена в объеме 57,6 МВт, восстановление

электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать

38,8 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре

для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °С, потребление 12018 МВт) при аварийном

отключении АТ-5 ПС 750 кВ Грибово в схеме ремонта АТ-6 ПС 750 кВ Грибово и

ВЛ 110 кВ Грибово –Лидино выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих

электросетевых элементов:

─

ВЛ 110 кВ Луч – Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская составляет:

─

на участке от ПС 220 кВ Луч до отпайки на ПС 110 кВ Чеховская – 620 А

(128,2 % ДДТН = 483,8 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН =

579,8 А (ограничение по воздушному участку линии)),

─

на участке от отпайки на ПС 110 кВ Чеховская до ПС 110 кВ Пернатово –

607 А (125,6 % ДДТН = 483,8 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ

Пернатово), АДТН = 579,8 (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово));

─

Загрузка СМВ 110 кВ ПС 110 кВ Пернатово – 568 А (117,4 % ДДТН =

483,8 А (ограничение по ошиновке), АДТН = 579,8 А (ограничение по ошиновке),

допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут);

─

Загрузка ВЛ 110 кВ Ядрошино – Пернатово – 543 А (112,3 % ДДТН =

483,8 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово), АДТН = 579,8 А

(ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово), допустимая длительность

перегрузки составляет 60 минут).

Для ввода режима в область допустимых значений требуются Мероприятия по

делению электрической сети:

─

отключение ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Панфиловская и БСК- 1 ПС 750 кВ

Грибово с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в данной схеме при отключении ВЛ 110 кВ Грибово – Лидино

произойдёт отключение потребителей ПС 110 кВ Шаховская, ПС 110 кВ Лотошино,

ПС 110 кВ Газовая, ПС 110 кВ Сычи, ПС 110 кВ Анино, ПС 110 кВ Волоколамск в

объеме 43,3 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме

невозможно (невозможно запитать 29,7 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре

для наиболее теплого месяца (ТНВ = +18 °С, потребление 12018 МВт) при

аварийном отключении ВЛ 110 кВ Волоколамск – Панфиловская в схеме ремонта

ВЛ 220 кВ Луч – Шмелево и ВЛ 220 кВ Радищево – Луч выявлено превышение

ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

─

ВЛ 110 кВ Полянка – Манихино составляет 580 А (132 % ДДТН = 440,6 А

(ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Манихино), АДТН = 528,2 А

(ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Манихино));

─

Загрузка ВЛ 110 кВ Луч – Полянка составляет 572 А (118 % ДДТН = 483,8

А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН = 579,8 А (ограничение по

воздушному участку линии и по ошиновке на ПС 110 кВ Полянка)), допустимая

89

длительность перегрузки составляет 60 минут.

Для ввода режима в область допустимых значений требуется выполнение

мероприятия по делению электрической сети:

─

отключение ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Ядрошино с переводом

потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в данной схеме при отключении ВЛ 110 кВ Волоколамск –

Панфиловская произойдёт отключение потребителей ПС 110 кВ Панфиловская,

Чисмена, Давыдково, Румянцево в объеме 41,9 МВт, восстановление

электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать

26,8 МВт).

Для недопущения ввода ГВО и предотвращения выхода параметров режима за

область допустимых значений предлагаются следующие Мероприятия:

─

Сооружение ВЛ 110 кВ Луч – Ядрошино (2022).

─

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

кВ Полянка, действующих на отключение нагрузки в районе ПС 110 кВ

Румянцево и ПС 110 кВ Ядрошино в объеме 24 МВт (2021).

Рекомендуемый срок реализации мероприятий – 2021, 2022 гг.

Срок реализации Мероприятия по Сооружению ВЛ 110 кВ Луч – Ядрошино в

соответствии с ИП субъекта ЭЭ – 2021 год.

Организация, ответственная за реализацию Мероприятия – ПАО «Россети

Московский регион».

Район расположения ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Тополь, ПС 110 кВ

Новые Подлипки, ПС 110 кВ Подлипки, ПС 110 кВ Пионерская, ПС 110 кВ

Колонцово

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре

для наиболее теплого месяца (12018 МВт, ТНВ = +18 °С) при аварийном

отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 – Хвойная в схеме ремонта ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 –

Хвойная и ВЛ 110 кВ Клязьма – Тополь с отпайкой на ПС Подлипки выявлено

превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

─

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

участке от ПС 110 кВ Сокольники до отпайки на ПС 110 кВ Колонцово)

составляет 757 А (181 % ДДТН = 419 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН =

502 А (ограничение по проводу ЛЭП), допустимая длительность перегрузки

составляет 60 минут);

─

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

участке от отпайки на ПС 110 кВ Колонцово до ПС 220 кВ Хвойная) составляет

710 А (147 % ДДТН = 484 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 580 А

(ограничение по проводу ЛЭП), допустимая длительность перегрузки составляет

60 минут).

Для ввода режима в область допустимых значений требуются Мероприятия по

делению электрической сети:

─

на ПС 220 кВ Хвойная отключен ШСЭВ 110 кВ, ЭВ 220 кВ АТ 1, выведен

90

АВР по 6 кВ, на ПС 110 кВ Новые Подлипки выведен АВР по стороне 6 и 35 кВ)

с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 –

Хвойная происходит отключение потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ

Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Тополь в объеме 68,1 МВт,

восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно

(невозможно запитать 55,8 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре

для наиболее теплого месяца (ТНВ = +18 °С, потребление 12018 МВт) при

аварийном отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 – Хвойная в схеме ремонта ВЛ 220 кВ

ТЭЦ-27 – Хвойная и ВЛ 110 кВ Сокольники – Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово

выявлено превышение ДДТН/АДТН ВЛ 110 кВ Клязьма – Тополь с отпайкой на ПС

Подлипки на участке:

─

от ПС 110 кВ Клязьма до отпайки на ПС 110 кВ Подлипки составляет 755

А (180 % ДДТН = 419 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 502 А

(ограничение по проводу ЛЭП));

─

от ПС 110 кВ Тополь до отпайки на ПС 110 кВ Подлипки составляет 723

А (149 % ДДТН = 484 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 580 А

(ограничение по проводу ЛЭП)).

Для ввода режима в область допустимых значений требуются мероприятия по

делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в

тупиковом режиме:

─

на ПС 220 кВ Хвойная отключен ШСЭВ 110 кВ, ЭВ 220 кВ АТ-2 1,

выведен АВР по 6 кВ и 10 кВ, на ПС 110 кВ Новые Подлипки выведен АВР

ШСЭВ 110 кВ и АВР по стороне 6 и 35 кВ), на ПС 110 кВ Подлипки: переведена

нагрузка с Т-1 на Т-2 по стороне 6 кВ.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ 21 –

Хвойная происходит отключение потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ

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

объеме 59,5 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме

невозможно (невозможно запитать 56 МВт).

Для недопущения ввода ГВО и предотвращения выхода параметров режима за

область допустимых значений предлагаются следующие Мероприятия:

─

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.

─

Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Клязьма – Тополь с отпайкой на

ПС Подлипки 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 Подлипки, ПС 110 кВ Колонцово в объеме 56 МВт.

Рекомендуемый срок реализации Мероприятия – 2021 год.

91

Организация, ответственная за реализацию Мероприятия – ПАО «Россети

Московский регион».

Район расположения ПС 220 кВ Бугры, Ока, ПС 110 кВ Венюково, Лопасня,

Гришенки, Пролетарий.

В режиме летних максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ (13148 МВт,

ТНВ +30 °С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бугры – Лопасня I цепь с

отпайкой на ПС Венюково и ВЛ 110 кВ Бугры – Лопасня II цепь с отпайкой на ПС

Венюково (выполнены на совместном подвесе на протяжении 99 % длины ЛЭП)

выявлено превышение ДДТН/АДТН ВЛ 110 кВ Калугино – Гришенки с отпайкой на

ПС Пролетарий на участке:

─

от ПС 110 кВ Калугино до отпайки на ПС 110 кВ Пролетарий составляет

531 А (125,5 % ДДТН = 423 А (ограничение по проводу ЛЭП и ошиновке на ПС

110 кВ Калугино), АДТН = 509 А (ограничение по проводу ЛЭП и ошиновке на

ПС 110 кВ Калугино),

─

от отпайки на ПС 110 кВ Пролетарий до ПС 110 кВ Гришенки составляет

464А (109,7 % ДДТН = 423 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 509 А

(ограничение по проводу ЛЭП), допустимая длительность перегрузки составляет

60 минут).

Для ввода режима в область допустимых значений требуются Мероприятия по

делению электрической сети:

─

отключение ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Лопасня с выводом АВР по 6 кВ

и 35 кВ с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бугры –

Лопасня I цепь с отпайкой на ПС Венюково и ВЛ 110 кВ Бугры – Лопасня II цепь с

отпайкой на ПС Венюково (или ВЛ 110 кВ Бугры – Лопасня II цепь с отпайкой на

ПС Венюково) происходит отключение потребителей в объеме 46,5 МВт,

восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно

(невозможно запитать 35,5 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ (Токр =

+30оС, потребление 13148 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Калугино –

Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Бугры –

Лопасня I цепь с отпайкой на ПС Венюково или ВЛ 110 кВ Бугры – Лопасня II цепь

с отпайкой на ПС Венюково выявлено превышение ДДТН/АДТН ВЛ 110 кВ Бугры –

Лопасня II цепь с отпайкой на ПС Венюково (ВЛ 110 кВ Бугры – Лопасня I цепь с

отпайкой на ПС Венюково) на участке:

─

от ПС 220 кВ Бугры до отпайки на ПС 110 кВ Венюково составляет 546 А

(129 % ДДТН = 423 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 509 А

(ограничение по проводу ЛЭП)),

─

от отпайки на ПС 110 кВ Венюково до ПС 110 кВ Лопасня составляет 450

А (106,4 % ДДТН = 423 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 509 А

(ограничение по проводу ЛЭП)), допустимая длительность перегрузки составляет

60 минут.

92

Для ввода режима в область допустимых значений требуются Мероприятия по

делению электрической сети:

─

отключение ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Лопасня с выводом АВР по 6 кВ

и 35 кВ с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении:

─

ВЛ 110 кВ Бугры – Лопасня II цепь с отпайкой на ПС Венюково

(ВЛ 110 кВ Бугры – Лопасня I цепь с отпайкой на ПС Венюково) происходит

отключение потребителей ПС 110 кВ Венюково и части потребителей ПС 110 кВ

Лопасня в объеме 46,5 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном

объеме невозможно (невозможно запитать 38,3 МВт);

─

ВЛ 110 кВ Калугино – Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий

происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Пролетарий, ПС 110 кВ

Гришенки и части потребителей ПС 110 кВ Лопасня в объеме 61,6 МВт,

восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно

(невозможно запитать 33,8 МВт).

Для недопущения ввода ГВО и предотвращения выхода параметров режима за

область допустимых значений предлагаются следующие Мероприятия:

─

Замена провода ВЛ 110 кВ Калугино – Гришенки с отпайкой на

ПС Пролетарий на участке от ПС 110 кВ Калугино до отпайки на ПС 110 кВ

Пролетарий на провод марки АС- 185 (25,18 км).

─

На ПС 110 кВ Калугино в присоединении ВЛ 110 кВ Калугино –

Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий замена провода ошиновки на провод

марки АС- 185.

─

Установка устройств АОПО ВЛ 110 кВ Бугры – Лопасня I, II цепь с

отпайкой на ПС Венюково на ПС 110 кВ Лопасня, действующих на отключение

нагрузки ПС 110 кВ Лопасня в объеме 23 МВт.

Рекомендуемый срок реализации Мероприятия – 2021 год.

Организация, ответственная за реализацию Мероприятия – ПАО «Россети

Московский регион».

93

VII.

Анализ загрузки питающих центров сети напряжением 110 (35) кВ и

выше энергосистемы Московской области

С целью выявления дефицитных по мощности ПС 110(35) кВ и выше по

состоянию на 01.01.2021 года в энергосистеме Московской области произведен

анализ загрузки ЦП на основании данных зимних контрольных замеров 2020 года.

Расчет загрузки был выполнен с учетом возможного перераспределения

нагрузки ЦП по сетям 6(10)-35 кВ.

Анализ загрузки ЦП 110(35) кВ и выше производился при температуре

окружающего воздуха согласно Приложению А ГОСТ Р 58670-2019 – плюс 5

⁰

С.

Анализ загрузки ЦП 110 кВ и выше производился по следующим критериям:

─

для однотрансформаторных подстанций по критерию недопустимости

превышения длительно допустимой токовой загрузки трансформатора в

нормальной схеме;

─

для двух- и более трансформаторных подстанций по критериям

недопустимости

превышения

длительно

допустимой

токовой

загрузки

трансформатора в нормальной схеме, а также недопустимости превышения

длительно и аварийно допустимой токовой загрузки трансформатора при

отключении наиболее мощного трансформатора ЦП в послеаварийной схеме с

учетом перераспределения нагрузки по сетям 6(10)-35 кВ.

Анализ загрузки ЦП 35 кВ и выше в энергосистеме Московской области

представлен в таблицах 1-4 Приложения 4.

Ниже представлен перечень подстанций напряжение 110(35) кВ и выше на

которых выявлено превышение ДДТН трансформаторного оборудования. В целях

разгрузки

трансформаторного

оборудования

рассматривается

выполнение

следующих мероприятий:

─

перевод нагрузки по сети 6(10)-35 кВ на смежные центры питания;

─

увеличение выработки мощности электростанциями, с выдачей мощности

в сеть 6(10)-35 кВ и подключенных к указанным центрам питания;

─

Мероприятия по компенсации реактивной мощности;

─

реконструкция центров питания с увеличением трансформаторной

мощности.

7.1.

Восточные электрические сети

В таблице 1 Приложения 4 представлены отчетные данные по фактической и

аварийной загрузке трансформаторного оборудования ПС 110(35) кВ и выше,

расположенных на территории ВЭС, по замерам режимного дня зимнего максимума

нагрузки 2020 года и перспективной нагрузки, а также по срокам эксплуатации

оборудования по состоянию на 01.01.2021.

Анализ загрузки центров питания 110(35) кВ и выше выявил 13 подстанций,

на которых вероятна перегрузка трансформаторов в режиме n-1 для подстанций с 2-

мя и более трансформаторами и в нормальной схеме для однотрансформаторных

подстанций:

94

─

ПС 110/35/6 кВ № 22 Кучино (максимальная токовая загрузка в режиме n-

1 (далее – загрузка) – 163 %);

─

ПС 110/10 кВ № 696 Прогресс (загрузка – 154 %);

─

ПС 110/35/10/6 кВ № 419 Минеральная (загрузка – 118 %);

─

ПС 110/35/6 кВ № 100 Купавна (загрузка – 118 %);

─

ПС 110/35/6 кВ № 703 Туменская (загрузка – 142 %);

─

ПС 35/10/6 кВ № 10 Красный угол (загрузка – 157 %);

─

ПС 35/10 кВ № 365 Полбино (загрузка – 161 %);

─

ПС 35/6 кВ № 636 Пичурино (загрузка – 145 %);

─

ПС 35/10 кВ № 136 Трофимово (загрузка – 113 %);

─

ПС 35/6 кВ № 240 Сосниха (загрузка – 115 %);

─

ПС 35/10 кВ № 120 Храпуново (загрузка – 124 %);

─

ПС 35/10 кВ № 199 Дубки (загрузка – 116 %);

─

ПС 35/6 кВ № 171 Черусти (загрузка – 127 %).

На основании результатов анализа загрузки ЦП 110(35) кВ и выше

энергосистемы Московской области для отчетного периода, а также с учетом

перспективной нагрузки с учетом ТУ на ТП был определён перечень ЦП, на

которых выявлено превышение загрузки трансформаторного оборудования свыше

допустимого уровня нагрузки при отключении наиболее мощного параллельного

трансформатора

и

требуется

реконструкция

с

заменой

существующих

трансформаторов. В разделах 16.2.1 и 16.3.1 приведен подробный анализ загрузки

указанных центров питания с описанием необходимых мероприятий.

7.2.

Западные электрические сети

В таблице 2 Приложения 4 представлены отчетные данные по фактической и

аварийной загрузке трансформаторного оборудования ПС 110(35) кВ и выше,

расположенных на территории ЗЭС, по замерам режимного дня зимнего максимума

нагрузки 2020 года и перспективной нагрузки, а также по срокам эксплуатации

оборудования по состоянию на 01.01.2021.

Анализ загрузки центров питания 110(35) кВ и выше выявил 13 подстанций,

на которых вероятна перегрузка трансформаторов в режиме n-1 для подстанций с 2-

мя и более трансформаторами и в нормальной схеме для однотрансформаторных

подстанций:

─

ПС 35/10 кВ № 407 Осташево (загрузка – 213 %);

─

ПС 35/10 кВ № 165 Судниково (загрузка –144 %);

─

ПС 110/10 кВ № 802 Духанино (загрузка – 159 %);

─

ПС 110/35/10 кВ № 355 Можайск (загрузка – 147 %);

─

ПС 35/10 кВ № 707 Вышгород (загрузка – 114 %);

─

ПС 35/6 кВ № 295 Кленово (загрузка – 138 %);

─

ПС 110/10 кВ № 526 Акулово (загрузка – 142 %);

─

ПС 110/10 кВ № 11 Соловьево (загрузка – 132 %);

─

ПС 110/10 кВ № 782 Мамоново (загрузка – 116 %);

─

ПС 35/10 кВ № 618 Никольское (загрузка – 148 %);

─

ПС 110/35/6 кВ № 117 Голицыно (загрузка – 203 %);

95

─

ПС 110/35/6 кВ № 701 Сухарево (загрузка – 150 %);

─

ПС 110/35/6 кВ № 423 Румянцево (загрузка – 202 %).

На основании результатов анализа загрузки ЦП 110(35) кВ и выше

энергосистемы Московской области для отчетного периода, а также с учетом

перспективной нагрузки с учетом ТУ на ТП был определён перечень ЦП, на

которых выявлено превышение загрузки трансформаторного оборудования свыше

допустимого уровня нагрузки при отключении наиболее мощного параллельного

трансформатора

и

требуется

реконструкция

с

заменой

существующих

трансформаторов. В разделе 16.2.2 приведен подробный анализ загрузки указанных

центров питания с описанием необходимых мероприятий.

7.3.

Северные электрические сети

В таблице 3 Приложения 4 представлены отчетные данные по фактической и

аварийной загрузке трансформаторного оборудования ПС 110(35) кВ и выше,

расположенных на территории СЭС, по замерам режимного дня зимнего максимума

нагрузки 2020 года и перспективной нагрузки, а также по срокам эксплуатации

оборудования по состоянию на 01.01.2021.

Анализ загрузки центров питания 110(35) кВ и выше выявил 34 подстанции,

на которых вероятна перегрузка трансформаторов в режиме n-1 для подстанций с 2-

мя и более трансформаторами и в нормальной схеме для однотрансформаторных

подстанций:

─

ПС 110/10 кВ № 420 Долгопрудная (загрузка – 122 %);

─

ПС 110/10 кВ № 620 Сестра (загрузка – 141 %);

─

ПС 110/35/10 кВ № 541 Речная (загрузка – 179 %);

─

ПС 110/35/6 кВ № 181 Клин (загрузка – 130 %);

─

ПС 110/35/10/6 кВ № 145 Нахабино (загрузка – 132 %);

─

ПС 110/35/10/6 кВ № 325 Луговая (загрузка – 162 %);

─

ПС 110/10/6 кВ № 711 Тополь (загрузка – 136 %);

─

ПС 110/10/6 кВ № 685 Мамонтовская (загрузка – 159 %);

─

ПС 110/35/10/6 кВ № 159 Бужаниново (загрузка – 163 %);

─

ПС 110/10 кВ № 829 Время (загрузка – 156 %);

─

ПС 110/35/6 кВ № 116 Солнечногорск (загрузка – 174 %);

─

ПС 110/10 кВ № 82 Павшино (загрузка – 124 %);

─

ПС 110/10 кВ № 15 Роса (загрузка – 122 %);

─

ПС 110/10 кВ № 20 Алабушево (загрузка – 140 %);

─

ПС 35/6 кВ № 717 Мелихово (загрузка – 149 %);

─

ПС 35/6 кВ № 147 Васькино (загрузка – 175 %);

─

ПС 35/10 кВ № 332 Лифаново (загрузка – 136 %);

─

ПС 35/6 кВ № 443 Бабайки (загрузка – 154 %);

─

ПС 35/6 кВ № 776 Венцы (загрузка – 108 %);

─

ПС 35/10 кВ № 647 Нудоль (загрузка – 166 %);

─

ПС 35/6 кВ № 776 Борщево (загрузка – 159 %);

─

ПС 35/6 кВ № 144 Першутино (загрузка – 147 %);

96

─

ПС 35/6 кВ № 40 Лобня (загрузка – 158 %);

─

ПС 35/6 кВ № 77 Талицы (загрузка – 143 %);

─

ПС 35/10 кВ № 545 Торгашино (загрузка – 169 %);

─

ПС 35/6 кВ № 498 Орлово (загрузка – 135 %);

─

ПС 35/6 кВ № 185 Воробьево (загрузка – 276 %);

─

ПС 35/6 кВ № 474 Парус (загрузка – 109 %);

─

ПС 35/10 кВ № 407 Осташево (загрузка – 149 %);

─

ПС 35/6 кВ № 96 Катуар (загрузка – 115 %);

─

ПС 35/6кВ № 55 Ивантеевка (загрузка – 124 %);

─

ПС 35/6 кВ № 440 Правда (загрузка – 125 %);

─

ПС 35/10 кВ № 315 Ченцы (загрузка – 125 %).

На основании результатов анализа загрузки ЦП 110(35) кВ и выше

энергосистемы Московской области для отчетного периода, а также с учетом

перспективной нагрузки с учетом ТУ на ТП был определён перечень ЦП, на

которых выявлено превышение загрузки трансформаторного оборудования свыше

допустимого уровня нагрузки при отключении наиболее мощного параллельного

трансформатора

и

требуется

реконструкция

с

заменой

существующих

трансформаторов. В разделе 16.2.3 приведен подробный анализ загрузки указанных

центров питания с описанием необходимых мероприятий.

7.4.

Южные электрические сети

В таблице 3 Приложения 4 представлены отчетные данные по фактической и

аварийной загрузке трансформаторного оборудования ПС 110(35) кВ и выше,

расположенных на территории ЮЭС, по замерам режимного дня зимнего

максимума нагрузки 2020 года и перспективной нагрузки, а также по срокам

эксплуатации оборудования по состоянию на 01.01.2021.

Анализ загрузки центров питания 110(35) кВ и выше выявил 24 подстанции,

на которых вероятна перегрузка трансформаторов в режиме n-1 для подстанций с 2-

мя и более трансформаторами и в нормальной схеме для однотрансформаторных

подстанций:

─

ПС 110/10 кВ № 491 Прудная (загрузка – 172 %);

─

ПС 110/6 кВ № 680 Дзержинская (загрузка – 135 %);

─

ПС 110/10 кВ № 755 Молоково (загрузка – 175 %);

─

ПС 110/10 кВ № 721 Ям (загрузка – 157 %);

─

ПС 110/35/10/6 кВ № 2 Красково (загрузка – 121 %);

─

ПС 110/35/6 кВ № 104 Климовскаям (загрузка – 153 %);

─

ПС 110/35/10/6 кВ № 319 Лаговская (загрузка – 168 %);

─

ПС 110/6 кВ № 195 Раменская (загрузка – 148 %);

─

ПС 110/35/6 кВ № 352 Гжель (загрузка – 178 %);

─

ПС 110/10 кВ № 243 Нащекино (загрузка – 156 %);

─

ПС 110/35/6 кВ №23 Кварц (загрузка – 145 %);

─

ПС 110/35/10 кВ № 447 Пущино (загрузка – 168 %);

─

ПС 110/10 кВ № 529 Сидорово (загрузка – 128 %);

─

ПС 110/35/6 кВ № 187 Лопасня (загрузка – 204 %);