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

161

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

электростанции промышленных

предприятий

0,23

ВИЭ (БиоТЭС)

0,00

1,26

Дефицит (-)/ Избыток (+)

-37.13

-33.73

-32.02

-31.93

-32.20

-32.30

Таблица 63

Баланс электрической энергии по энергосистеме Московской области,

млрд. кВт.ч. Консервативный вариант

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

Потребность (потребление электрической

энергии)

56,41

56,64

56,99

57,52

57,59

57,96

Покрытие

19,39

23,26

25,37

26,12

26,18

26,35

в том числе:

ГЭС

1,999

ТЭС, в том числе:

17,16

18,67

20,33

20,99

21,09

21,25

электростанции промышленных

предприятий

0,23

ВИЭ (БиоТЭС)

0,00

1,26

Дефицит (-)/ Избыток (+)

-37,02

-33,38

-31,61

-31,40

-31,41

-31,61

Анализ представленных данных показывает, что баланс электрической

энергии энергосистемы Московской области в базовом и консервативном вариантах

складывается с сальдо-получением от смежных энергосистем на всю

рассматриваемую перспективу. Получение электроэнергии энергосистемой

Московской области в период 2021–2026 годов варьируется в диапазоне 31,9-37,13

млрд. кВт.ч (55 – 65,7 % от собственного электропотребления) в базовом варианте и

31,41-37,02 млрд. кВт.ч (54,6 – 65,6%) в консервативном варианте.

В таблице 64 представлен баланс электрической энергии энергосистемы

Московской области в период 2021–2026 годы для регионального варианта

электропотребления.

Таблица 64

Баланс электрической энергии по энергосистеме Московской области, млрд.

кВт.ч. Региональный вариант

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

Потребность (потребление электрической

энергии)

56,70

57,12

57,51

58,66

60,14

61,28

Покрытие

19,96

22,32

24,28

26,11

27,77

29,05

в том числе:

ГЭС

1,999

2,499

2,999

ТЭС, в том числе:

17,71

18,82

20,78

22,61

23,77

24,55

электростанции промышленных предприятий

0,24

ВИЭ (БиоТЭС)

0,00

1,26

Дефицит(-)/Избыток (+)

-36,75

-34,80

-33,23

-32,54

-32,37

-32,23

Баланс электрической энергии энергосистемы Московской области

в региональном варианте на всю рассматриваемую перспективу до 2026 года

складывается с получением электрической энергии. Превышение потребности

163

XVI.

Развитие электрических сетей напряжением 110 (35) кВ и выше на

каждый год расчетного периода 2021-2026 годов

16.1.

Принципы и концепция построения и развития основных электрических

сетей 110 кВ и выше энергосистемы Московской области

В настоящей работе при разработке схемы развития электрических сетей

110 кВ и выше на перспективу до 2026 года в основу положены основные принципы

и концепция построения питающих и распределительных сетей:

─

Схема основной электрической сети Московской области должна обладать

достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие

и иметь возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки

и развитию электростанций;

─

Схема выдачи мощности электростанции (независимо от типа

и установленной мощности) при выводе в ремонт одной из отходящих от шин

электростанции линии электропередачи, трансформатора, автотрансформатора

связи или электросетевого элемента в прилегающей к электростанции

электрической сети (единичная ремонтная схема) должна обеспечивать выдачу

всей располагаемой мощности с учетом отбора нагрузки на собственные нужды

на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь) (принцип «n-1»);

─

Схема и параметры распределительных сетей должны обеспечивать

надежность

электроснабжения,

при

которой

питание

потребителей

осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных

требований к качеству электроэнергии при полной схеме сети и при отключении

одной ВЛ или автотрансформатора (или трансформатора) (принцип «n-1» для

потребителей);

─

Схема основной электрической сети должна обеспечивать надежное

и бесперебойное питание отдельных узлов нагрузки после аварийного

отключения одного из элементов сети 500 кВ и ниже (критерий «n-1»). При

отключении одного из элементов сети напряжением 750 кВ и выше допускается

применение противоаварийной автоматики без воздействия на разгрузку АЭС,

а также при объеме отключаемой нагрузки не более чем 30% от передаваемой

по сечению мощности и не более 5-7% от общей нагрузки принимающего

дефицитного узла энергосистемы;

─

Формирование перспективной схемы электрической сети энергосистемы

города Москвы и Московской области по принципу «n-1» не предусматривает

использования ПА при отключении одного электросетевого элемента;

─

Покрытие дефицита мощности и энергии энергосистемы города Москвы

и Московской области за счет сооружения новых генерирующих источников

в Московском регионе (ТЭС, ГАЭС) в комплексе с осуществлением внешнего

энергоснабжения от электростанций (АЭС, ТЭС) ОЭС Центра по ЛЭП высокого

напряжения и технического перевооружения действующих электростанций;

─

Техническое

перевооружение

электрических

сетей

должно

предусматривать повышение пропускной способности, в том числе путем

164

перевода ВЛ и ПС на более высокий класс напряжения;

─

Широкое

использование

кабельных

сетей

высокой

пропускной

способности и закрытых ПС с применением в РУ высшего напряжения

элегазового оборудования в городских районах массовой застройки;

─

Отказ от развития электрических сетей напряжением 110 кВ как

системообразующих сетей. Электрические сети данных напряжений будут

поддерживаться в рабочем состоянии там, где невозможен их перевод

на напряжение 220 кВ.

Электрические сети, действующие в настоящее время на территории

Московского региона, в основном обеспечивают условия для поставки и получения

мощности и электроэнергии потребителям. В энергосистеме города Москвы

и Московской области имеются многочисленные связи напряжением 35 - 750 кВ

(56 связей напряжением 35 кВ и выше со смежными энергосистемами ОЭС Центра).

В перспективе с ростом электропотребления и нагрузки в Московской

энергосистеме, вводом новых генерирующих мощностей на электростанциях как

в городе Москве, так и в Московской области, увеличением плотности застройки

проблемы в работе электрических сетей и условия их работы значительно

усложняются.

Формирование перечня электросетевых объектов (ВЛ и ПС), намечаемых

к вводу и реконструкции в период 2021 – 2026 годов, проведено на основании

анализа информации по вводу мощности на электростанциях и роста уровней

нагрузок с учетом объема мощности по заключенным договорам об осуществлении

технологического присоединения, находящимся на исполнении, в рассматриваемый

период.

Для каждого электросетевого объекта дается описание технической

необходимости его сооружения, а также приводятся проектные показатели,

включающие: протяженность ВЛ, трансформаторную мощность ПС. Кроме того,

для каждого объекта указывается: проектная стоимость, требуемые инвестиции

в период 2021 – 2026 годов (в прогнозных ценах), год начала освоения инвестиций

и годы вводов. Капитальные вложения на строительство электросетевых объектов

напряжением 110(35) кВ и выше в рамках комплексной программы развития

оценены в соответствии с «Укрупненными нормативами цены типовых

технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики

в части объектов электросетевого хозяйства», далее УНЦ (утверждены Приказом

Минэнерго России от 17.01.2019 № 10). Оценка выполнена в ценах по состоянию

на 01.01.2018 - дату, по состоянию на которую рассчитаны УНЦ.

Реализация мероприятий Схемы и программы перспективного развития

электроэнергетики Московской области 2022-2026 предполагается к выполнению

с учетом приоритетности («узкие места в электрической сети», проект СиПР ЕЭС

России 2021-2027 и объекты ТП) в сроки и объемы, определенные с учетом лимитов

источника финансирования в проекте ИПР сетевых компаний.

При определении функциональной значимости предлагаемых к сооружению

и реконструкции электросетевых объектов учитывались следующие факторы:

─

необходимость присоединения к основной сети новых потребителей

и новых блоков существующих электростанций;

165

─

необходимость выполнения требований надежности электроснабжения

потребителей.

В связи с тем, что сеть 110 кВ в энергосистеме города Москвы и Московской

области исчерпала функции системообразующей сети, то предполагаемые к вводу

объекты 110 кВ должны обеспечивать, в основном, электроснабжение потребителей.

16.2.

Предложения по включению новых центров питания и реконструкции

электрических сетей 110(35) кВ и выше Московской области для базового варианта

развития

Предложения по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше

сформированы на основании материалов проекта Схемы и программы развития

Единой энергетической системы России на 2021–2027 годы.

Годы ввода по объектам ПАО «Россети Московский регион» напряжением

35-110 кВ приняты согласно технической возможности собственника по реализации

рассматриваемых мероприятий. В случае возникновения на подстанции

недопустимой перегрузки оборудования, в филиалах ПАО «Россети Московский

регион» разработаны программы повышения надежности, позволяющие в случае

наступления аварийной ситуации на центрах питания ПАО «Россети Московский

регион» напряжением 110(35) кВ и выше выполнить временную замену

трансформаторов на трансформаторы из резервного фонда.

Включение дополнительных мероприятий в инвестиционную программу ПАО

«Россети Московский регион» или корректировка сроков и объемов в соответствии

с СиПР МО выполняется с учетом приоритетов, определенных в СиПР МО

(энергорайоны с повышенной вероятностью выхода параметров режима за область

допустимых значений, проект СиПР ЕЭС России 2021-2027 и объекты

технологического присоединения), а также с учетом существующих лимитов

финансирования и принятых тарифных решений.

16.2.1. Включение новых центров питания и реконструкция электрических

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

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Восточных

электрических сетей предлагается ввод новых и реконструкция следующих ПС

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

Московской области.

Городской округ Балашиха

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ № 22 Кучино

В настоящее время на ПС 110 кВ Кучино установлены два трансформатора

мощностью 20 МВА каждый напряжением 110/35/6 кВ (1962 и 1980 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

КВЛ 110 кВ Восточная – Кучино с отпайкой на ПС Ясная;

166

─

ВЛ 110 кВ Некрасовка – Кучино.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Кучино – Черное I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Кучино – Минеральная II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Салтыковская I, II цепь.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110 кВ Кучино за последние 3 года зафиксирована

в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 32,68 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 78 % от номинальной мощности, Т-2 – 85 %.

При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Кучино токовая загрузка оставшегося

в работе Т-2(1) составит 163 % и превышает ДДТН.

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

№ РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Кучино на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

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.

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 5 МВт

(3,9 МВА – полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом

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

нагрузка данной подстанции может составить 36,7 МВА (183 %).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания

и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП

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

на трансформаторы мощностью не менее 29,36 МВА. Ближайшим большим

стандартным по номинальной мощности к указанном значению является

трансформатор мощностью 40 МВА.

Техническими условиями на технологическое присоединение (далее – ТУ

на ТП) к электрическим сетям ПАО «Россети Московской регион»

энергопринимающих устройств ОАО «РЖД» (ПС 35 кВ Салтыковская) № И-17-00-

112558/103 от 09.04.2018 предусмотрена замена существующих трансформаторов

на трансформаторы напряжением 110/35/6 кВ мощностью по 63 МВА каждый.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных

трансформаторов в послеаварийном режиме составит 58%, что не превышает ДДТН

трансформатора.

Таким образом необходимо выполнить замену существующих силовых

трансформаторов Т-1, Т-2 2х20 МВА на 2х63МВА с реализацией в 2026 году.

Также в соответствии с вышеуказанными техническими условиями

предусмотрена замена ТТ МВ КВЛ 35 кВ Кучино – Салтыковская I и II цепь на ПС

110 кВ Кучино.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

167

Окончание реконструкции – 2026 год.

ПС 110/35/10/6 кВ № 419 Минеральная

В настоящее время на ПС 110 кВ Минеральная установлены два

трансформатора мощностью по 63 МВА (Т-1 и Т-2) каждый напряжением

110/10/6 кВ (1993 и 1970 года ввода в эксплуатацию) и один трансформатор Т- 3

мощностью 25 МВА напряжением 110/35/6 (1973 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Минеральная – Прогресс,

─

ВЛ 110 кВ Кудиново – Минеральная с отпайками,

─

ВЛ 110 кВ Малаховка – Минеральная с отпайкой на ПС Овражки,

─

ВЛ 110 кВ Минеральная - Некрасовка.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Минеральная – Черное.

При этом Т-3 подключен под один выключатель совместно с Т-2 со стороны

ВН, к линии ВЛ 35 кВ Минеральная – Черное со стороны СН, обмотка НН 6 кВ

не имеет электрической связи с РУ 6 кВ ПС 110 кВ Минеральная.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Минеральная в режимный

день зимнего максимума 16.12.2020 составила 86,4 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 38 % от номинальной мощности, Т-2 – 45 %, Т-3 – 75 %.

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

трансформатора) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования

составит: Т-1 – 114 %, Т-2 – 114 %, Т-3 – 75 %, что не превышает ДДТН.

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 Т-1 – 1,25, Т-2 – 1,115, Т-3 – 1,115.

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 17,7 МВт

(6,72 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 93,12 МВА, при этом загрузка Т-1

и Т-2 с учетом отбора мощности по ВЛ 35 кВ Минеральная – Черное (15,9 МВА

по данным зимнего контрольного замера 2020 года) может составить 118%. Данная

нагрузка подстанции превышает ДДТН трансформаторов Т-2.

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

№ РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Минеральная

на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

С учетом объема мощности, подключаемого по ТУ на ТП и в соответствии

с решениями протокола совещания ПАО «Россети Московский регион» от

27.11.2019 № 208 по выбору оптимальной компоновки ПС 110 кВ Минеральная

рекомендуется замена трансформатора Т-3 на новый трансформатор 110/35/10 кВ

мощностью 63 МВА с установкой его в отдельную ячейку 110 кВ (под отдельный

выключатель) и возможностью резервирования по сети 10 кВ трансформаторов Т-1

и Т-2. При этом в случае перегрузки в послеаварийном режиме трансформатора Т-3

168

возможно отключение питания со стороны 35 кВ ПС 35 кВ Черное с переводом ее

питания на ПС 110 кВ Кучино.

Также согласно утвержденным ТУ на ТП Филиала ООО «Главстрой-СПб

специализированный застройщик» в Московской области к электрическим сетям

ПАО «Россети Московский регион» (№ И-19-00-635506/125) для обеспечения

технической возможности технологического присоединения новых потребителей

(на напряжение 20 кВ) на ПС 110 кВ Минеральная планируется установка

дополнительного трансформатора Т-4 напряжением 110/20 кВ мощностью 40 МВА

(2022 год).

Для обеспечения пропускной способности КВЛ 110 кВ Каскадная –

Минеральная до величины (ДДТН/АДТН) не менее 577/692 А при ТНВ -5°С и не

менее 543/543 А при ТНВ +25°С в 2022 году необходимо выполнить замену

ошиновки и ВЧ-заградителя на ПС 110 кВ Минеральная. Реализация данного

мероприятия

необходима

для

обеспечения

технической

возможности

технологического присоединения новых потребителей (например, данное

мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое

присоединение к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион»

энергопринимающих устройств ООО «Специализированный застройщик «Юг

Столицы» № И-20-00-896496/125).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022 гг.

КВЛ 110 кВ Каскадная – Минеральная

После выполнения перезавода существующей ВЛ 110 кВ Минеральная –

Некрасовка с ПС 110 кВ Некрасовка на ПС 500 кВ Каскадная с образованием новой

КВЛ 110 кВ Каскадная – Минеральная необходимо выполнить реконструкцию

новой КВЛ 110 кВ Каскадная – Минеральная с увеличением пропускной

способности до величины (ДДТН/АДТН) не менее 577/692 А при ТНВ -5 °С и не

менее 543/543 А при ТНВ +25 °С (ориентировочная протяженность 11,99 км),

включая замену провода воздушного участка.

Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической

возможности технологического присоединения новых потребителей (например,

данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое

присоединение к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион»

энергопринимающих устройств ООО «Специализированный застройщик «Юг

Столицы» № И-20-00-896496/125).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2022 год.

КВЛ 110 кВ Каскадная – Прогресс

После выполнения перезавода существующей ВЛ 110 кВ Прогресс –

Некрасовка с ПС 110 кВ Некрасовка на ПС 500 кВ Каскадная с образованием новой

КВЛ 110 кВ Каскадная – Прогресс необходимо выполнить реконструкцию новой

169

КВЛ 110 кВ Каскадная – Прогресс с увеличением пропускной способности до

величины (ДДТН/АДТН) не менее 659/720 А при ТНВ - 5 °С и не менее 549/555 А

при ТНВ +25 °С (ориентировочная протяженность 6,704 км), включая замену

провода воздушного участка.

Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической

возможности технологического присоединения новых потребителей (например,

данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое

присоединение к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион»

энергопринимающих устройств ООО «Специализированный застройщик «Юг

Столицы» № И-20-00-896496/125).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2022 год.

ПС 110/10 кВ № 696 Прогресс

В настоящее время на ПС 110 кВ Прогресс установлены два трансформатора

мощностью по 25 МВА каждый напряжением 110/10/10 кВ (1999 и 1973 года ввода

в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Минеральная – Прогресс;

─

ВЛ 110 кВ Прогресс – Некрасовка.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110 кВ Прогресс за последние 3 года зафиксирована в

режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 38,5 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 77 % от номинальной мощности, Т-2 – 77 %.

При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Прогресс токовая загрузка

оставшегося в работе Т-2(1) составит 154 %, 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 Прогресс на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

от 08.02.2019 № 81 коэффициент допустимой длительной перегрузки

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Для снятия существующих перегрузок, а также и в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания,

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

мощностью не менее 30,8 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 2х25МВА на 2х40 МВА с реализацией в 2026 году.

Также согласно утвержденными ТУ на ТП энергопринимающих устройств

Филиала ООО «Главстрой-СПб специализированный застройщик» в Московской

области к сетям ПАО «Россети Московский регион» № И-19-00-635506/125 для

170

обеспечения технической возможности технологического присоединения новых

потребителей (по напряжению 20 кВ) на ПС 110 кВ Прогресс планируется установка

дополнительного трансформатор Т-3 напряжением 110/20 кВ мощностью 40 МВА

(2022 год).

Для обеспечения пропускной способности КВЛ 110 кВ Каскадная – Прогресс

до величины (ДДТН/АДТН) не менее 659/720 А при ТНВ -5°С и не менее 549/555 А

при ТНВ +25°С необходимо выполнить замену ошиновки, выключателя,

трансформатора тока и ВЧ-заградителя на ПС 110 кВ Прогресс в 2022 году.

Реализация данного мероприятия необходима для обеспечения технической

возможности технологического присоединения новых потребителей (например,

данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое

присоединение к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион»

энергопринимающих устройств ООО «Специализированный застройщик «Юг

Столицы» № И-20-00-896496/125).

Организация, ответственная за реализацию мероприятий – ПАО «Россети

Московский регион».

Богородский городской округ

Объекты реконструкции 500 кВ

ПС 500/220/110/10 кВ № 504 Ногинск

Площадка ПС 500/220/110 кВ Ногинск расположена около г. Ногинск

Московской области. Подстанция Ногинск является частью Московского кольца

500 кВ и системообразующей сети ОЭС Центра.

В настоящее время продолжается реконструкция ПС 500 кВ Ногинск.

Реконструкция ПС 500/220/110 кВ Ногинск предполагает установку на подстанции:

─

2-х автотрансформаторов напряжением 500/220/10 кВ мощностью

500 МВА каждый (планируются к установке в 2021 г.);

─

4-х автотрансформаторов напряжением 220/110/10 кВ мощностью

250 МВА каждый (два автотрансформатора напряжением 220/110/10 кВ

мощностью 250 МВА каждый введены в работу в 2016 году), оставшиеся два

автотрансформатора планируются к установке в 2023 г.);

─

2-х трансформаторов напряжением 220/10 кВ мощностью 100 МВА

каждый (планируются к установке в 2023 г.).

Схема РУ на стороне 500 кВ «трансформатор-шины» с полуторным

присоединением трех существующих линий 500 кВ:

─

ВЛ 500 кВ Ногинск – Каскадная,

─

ВЛ 500 кВ Ногинск – Владимирская,

─

КВЛ 500 кВ Ногинск – Бескудниково.

В РУ 500 кВ предусматривается 2 резервные ячейки.

Схема РУ 220 кВ – «полуторная схема, секционированная выключателями» с

подключением автотрансформаторов напряжением 500/220 кВ и 220/110 кВ,

трансформаторов 220/10 кВ и семи существующих ВЛ через «полуторную»

цепочку». В РУ 220 кВ предусматривается 1 резервная ячейка (КРУЭ 220 кВ

введено в работу в 2016 году). К шинам 220 кВ присоединены семь линий:

171

─

ВЛ 220 кВ Ногинск – Руднево;

─

КВЛ 220 кВ ЦАГИ – Ногинск;

─

КВЛ 220 кВ ГРЭС-3 – Ногинск II цепь;

─

ВЛ 220 кВ Ногинск – Шибаново;

─

ВЛ 220 кВ ГРЭС-3 – Ногинск I цепь;

─

ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС – Ногинск;

─

КВЛ 220 кВ Ногинск – Дальняя.

Схема РУ 110 кВ «две рабочие секционированные выключателями системы

шин с подключением автотрансформаторов 220/110 кВ к секциям шин 110 кВ через

«два выключателя». К шинам 110 кВ присоединены четырнадцать линий:

─

ВЛ 110 кВ Ногинск – Боровое I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Ногинск – Истомкино I, II цепь (Истомкинские);

─

ВЛ 110 кВ Ногинск –Дуговая II, III цепь;

─

ВЛ 110 кВ Ногинск – Затишье I цепь (ВЛ 110 кВ Затишье Северная);

─

ВЛ 110 кВ Ногинск – Затишье II цепь (ВЛ 110 кВ Затишье Южная);

─

ВЛ 110 кВ Ногинск – Электросталь I, II цепь (Краматорские);

─

ВЛ 110 кВ Ногинск – Монино с отпайкой на ПС Ельня;

─

ВЛ 110 кВ Ногинск – Черноголовка с отпайкой на ПС Глухово;

─

ВЛ 110 кВ Ногинск – Шерна с отпайкой на ПС Захарово;

─

ВЛ 110 кВ Ногинск – Шульгино.Включение новых центров питания и

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

электрических сетей

─

В РУ 110 кВ предусмотрено две резервные ячейки.

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

Срок окончания реконструкции – 2021, 2023 год.

Данное мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития

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

Новое строительство 110 кВ

ПС 110 кВ Машзавод

Для

обеспечения

возможности

подключения

новых

потребителей

Богородского г.о. сооружается ПС 110/6 кВ Машзавод.

На подстанции планируется установка двух трансформаторов мощностью

2х40 МВА напряжением 110/6 кВ. Подключение к сети 110 кВ будет осуществлено

путем строительства КВЛ 110 кВ Ногинск – Машзавод I, II цепь (2х5 км)

с пропускной способностью не менее 250 А при ТНВ -5

На данный объект выданы технические условия от 16.09.2013 на

технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС»

энергопринимающих устройств ПАО «Машиностроительный завод» (ГПП 110 кВ

Машзавод), с изменениями от 28.05.2016 и 11.03.2019.

Организация, ответственная за реализацию проекта – Инвестор.

Срок реализации Мероприятия – 2022 год.

172

ПС 110/10 кВ Борилово

Для обеспечения возможности подключения к электрическим сетям ПАО

«Россети Московский регион» энергопринимающих устройств ООО «Ногинский

Тепловой Центр» согласно утвержденным ТУ на ТП от 14.07.2017 №58-08/11

сооружается ПС 110 кВ Борилово.

На подстанции планируется установка трансформатора мощностью 16 МВА

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

сооружения отпайки от ВЛ 110 кВ Истомкино – Монино с пропускной

способностью не менее 120 А (0,5 км) до вновь сооружаемой ПС 110 кВ Борилово с

образованием ЛЭП 110 кВ Истомкино – Монино с отпайкой на ПС Борилово.

Организация, ответственная за реализацию проекта – Инвестор.

Срок реализации Мероприятия – 2022 год.

ПС 110 кВ Аксеново

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

в Богородском г.о., работающего на возобновляемых источниках энергии,

установленной мощностью 70 МВт предполагаются сооружение ПС 110 кВ

Аксеново с установкой трансформаторов 110/10 кВ мощностью 80 МВА, 110/10 кВ

мощностью 16 МВА, 10/10 кВ мощностью 16 МВА.

Сооружение ПС 110 кВ Аксеново предусмотрено технические условия от

27.08.2018

№И-18-00-996782/102

на

технологическое

присоединение

к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион».

Подключение к сети 110 кВ будет осуществлено путем сооружения заходов

ВЛ 110 кВ Тимохово – Булгаково II цепь (2х2,9 км) с образованием ВЛ 110 кВ

Тимохово – Аксеново и ВЛ 110 кВ Аксеново - Булгаково.

Организация, ответственная за реализацию проекта в части сооружения

подстанции – ООО «АГК-1», в части сооружения ЛЭП – ПАО «Россети Московский

регион».

Срок реализации Мероприятия – 2022 год.

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

Аксеново) предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на

период 2021-2027 годов и планируется в 2022 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ № 100 Купавна

В настоящее время на ПС 110 кВ Купавна установлены три трансформатора:

Т-1 и Т-2 мощностью по 5,6 МВА каждый напряжением 35/6 кВ (1966 и 1965 года

ввода в эксплуатацию), и Т-3 мощностью 16 МВА напряжением 110/35 кВ (1990

года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена отпайкой от ВЛ 110 кВ Кудиново –

Минеральная с отпайкой на ПС Купавна;

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Кудиново – Купавна I цепь;

173

- ВЛ 35 кВ Кудиново – Купавна II цепь с отпайкой.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

от 08.02.2019 № 81 коэффициент допустимой длительной перегрузки

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет для Т-3 – 1,115.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

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

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110 кВ Купавна зафиксирована в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 и составила 7,46 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 46 % от номинальной мощности, Т-2 – 88 %, Т-3 – 62 %. При

аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Купавна токовая загрузка оставшегося

в работе Т-2(1) составит 133 %, что превышает ДДТН. Так как трансформатор Т-3

отличен от Т-1 и Т-2 классом напряжений, аварийное отключение Т-3 не утяжелит

режим Т-1(2) и наоборот.

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

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

0,85 МВА на другие центры питания, что снизит загрузку подстанции до величины

6,61 МВА.

С учетом схемно-режимного Мероприятия (далее – СРМ) по переводу

нагрузки на другие центры питания загрузка Т-1(2) может составить 118 %, что

превышает ДДТН.

Для предотвращения превышения ДДТН при аварийном отключении одного

из трансформаторов Т-1 или Т-2 планируется подключение обмотки 6 кВ

трансформатора Т-1 110/35/6 к РУ 6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Предлагаемый срок реализации – 2021 год.

ПС 110/10 кВ № 21 Афанасово

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу

XVIII) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. на СМВ 110

кВ ПС 110 кВ Афанасово выше отключающей способности выключателя. В 2021

году на ПС 110 кВ Афанасово необходимо заменить СМВ 110 кВ на выключатель с

отключающей способностью не менее 25 кА.

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

Окончание реконструкции – 2021 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10/6 кВ № 10 Красный угол

(подстанция расположена на территории Владимирской области, но служит

для электроснабжения потребителей Московской области)

174

В настоящее время на ПС 35 кВ Красный угол установлены четыре

трансформатора: Т-1 мощностью 1,8 МВА напряжением 35/6 кВ (1959 года ввода в

эксплуатацию), Т-2 мощностью 3,2 МВА напряжением 35/6 кВ (1956 года ввода в

эксплуатацию), Т-3 мощностью по 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ (1957 года ввода

в эксплуатацию) и Т-4 мощностью по 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ (1957 года

ввода в эксплуатацию, нормально отключен).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Красный угол – Мележи;

─

ВЛ 35 кВ Васютино – Красный угол;

─

ВЛ 35 кВ Дубки – Красный угол.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

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

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Красный угол в режимный день

зимнего максимума 18.12.2019 составила 4,64 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 96 % от номинальной мощности, Т-2 – 34 %, Т-3 – 46 %. В

послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе) максимальная загрузка Т-1 составит

157 %, Т-2 – 88 %, Т-3 – 46%.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки Т-1, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции планируется провести замену трансформатора Т-1 на трансформатор

мощностью 4 МВА напряжением 35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2024 год.

ПС 35/10 кВ № 120 Храпуново

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

трансформатор Т-1 и Т-2 мощностью 3,2 МВА напряжением 35/6 кВ (1967 года

ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Храпуново – Кудиново;

─

ВЛ 35 кВ Ельня – Храпуново.

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 Храпуново зафиксирована в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 и составила 3,82 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 77 % от номинальной мощности, Т-2 – 47 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит Т-1(2) – 124%, что превышает ДДТН.

175

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 2,2 МВт (0,49

МВА с учетом коэффициентов реализации) к ПС 35 кВ Храпуново. Перспективная

нагрузка данной подстанции может составить 4,3 МВА (134 %) и превысит ДДТН.

Для снятия существующих перегрузок, а также и в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания,

рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 на трансформаторы мощностью 2х6,3

МВА в 2026 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2026 год.

Городской округ Воскресенск

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 110 кВ Свистягино

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

работающего на возобновляемых источниках энергии, установленной мощностью

70 МВт предполагаются следующие Мероприятия:

─

сооружение ПС 110 кВ Свистягино с РУ 110 кВ по схеме 110-5АН Заход -

выход с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со

стороны трансформаторов;

─

установка на ПС 110 кВ Свистягино трансформаторов: 110/10 кВ

мощностью 80 МВА, 110/10 кВ мощностью 16 МВА, 10/10 кВ мощностью

16 МВА;

─

строительство заходов от ВЛ 110 кВ Крутыши – Сетовка до РУ 110 кВ с

пропускной способностью не менее 581 А при ТНВ -5 °С (маркой провода АС-

150) с образованием новых ВЛ 110 кВ Крутыши – Свистягино и ВЛ 110 кВ

Свистягино – Сетовка, протяженностью – 2х8,35 км.

Сооружение ПС 110 кВ Свистягино выполняется в соответствии с

техническими условиями от 17.07.2018 № И-18-00-974080/102 на технологическое

присоединение к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион».

Организация, ответственная за реализацию проекта – Инвестор (ООО «АГК-1») в

части сооружения ПС 110 кВ Свистягино, ПАО «Россети Московский регион» в

части строительства заходов ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка.

Срок реализации Мероприятия по сооружению ПС 110 кВ Свистягино– 2021

год.

Срок ввода в эксплуатацию ТЭС Свистягино – 2022 год.

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

Свистягино) предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на

период 2021-2027 годов со сроком выполнения 2022 год.

176

Объекты реконструкции 110 кВ

ВЛ 110 кВ Пески – Фабричная

ВЛ 110 кВ Пески – Фабричная протяженностью 23,1 км выполнена проводами

АС-150 и находится в эксплуатации с 1933 года (срок службы – 87 лет). Пропускная

способность линии составляет 581 А при ТНВ -5 °С.

Согласно

Акту-заключению

по

результатам

технического

освидетельствования ВЛ 110 кВ Пески – Фабричная, проведенном на основании

приказа № 188 от 25.02.2015, были выявлены элементы ВЛ, имеющие дефекты.

На основании Акта технического обследования ВЛ 110 кВ Пески – Фабричная б/н

от 02.02.2016 была составлена дефектная ведомость на капитальный ремонт линии,

предполагающий замену дефектных опор №72-109 на многогранные, линейной

арматуры и подвесных изоляторов.

Предполагается замена опор и замена провода (ориентировочной

протяженностью 6,1 км), увеличения пропускной способности не требуется.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации Мероприятия – 2024 год.

Городской округ Егорьевск

Объекты реконструкции 35 кВ.

ПС 35/10 кВ № 365 Полбино

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

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

2,5 МВА напряжением 35/10 кВ (1953 и 1975 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 35 кВ Полбино – Двойня;

─

ВЛ 35 кВ Радовицы - Полбино.

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 Полбино за последние 3 года зафиксирована в

режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 4,03 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 38 % от номинальной мощности, Т-2 – 112

%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора

максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1 – 126 %, Т-

2 – 161 %, что превышает ДДТН.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

СХЕМА И ПРОГРАММА ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022-2026 годов - часть 11