СХЕМА И ПРОГРАММА ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022-2026 годов - часть 15

225

Завершение комплексного технического перевооружения и реконструкции

подстанции предполагается в 2022, 2023 годах.

Данное Мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития

ЕЭС России на период 2021-2027 годов и планируется в 2022, 2023 годах.

Объекты нового строительства 220 кВ

ПС 220/110 кВ Тютчево

Для улучшения схемно-режимной ситуации в прилегающей сети 110 кВ, для

возможности подключения новых потребителей г. Пушкино намечен ввод

подстанции 220/110/10 кВ Тютчево. Присоединение к сети 220 кВ осуществляется

путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Уча – Новософрино (2х6,1 км).

На ПС 220 кВ Тютчево устанавливаются два автотрансформатора 220/110 кВ

мощностью 2х125 МВА, два трансформатора 110/10 кВ мощностью 2х25 МВА и

сооружаются ЛЭП 110 кВ Тютчево – Пушкино I, II цепь (2х6 км).

Реализация данного мероприятия необходима для ликвидации мест с

повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в

энергосистеме Московской области, определенных по результатам анализа

основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110

(35) кВ и выше Московской области за период 2015-2020 годов (раздел VI). Кроме

того, реализация данного мероприятия необходима для обеспечения технической

возможности технологического присоединения новых потребителей (например,

данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое

присоединение к электрическим сетям АО «Мособлэнерго» энергопринимающих

устройств ООО «Просперити» № 1607530).

В рамках строительства ПС 220 кВ Тютчево планируется ликвидация ПС 35

кВ Правда с сооружением на ее месте ЦРП с двумя блок-трансформаторами 2х16

МВА 10/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2021 год.

Данное Мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития

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

Объекты реконструкции 220 кВ

ВЛ 220 кВ Новософрино – Трубино

ВЛ 220 кВ Новософрино-Трубино введена в работу в 1941 году, выполнена

проводом марки МП-240 и имеет протяженность 22,66 км. Пропускная способность

линии составляет 600 А при ТНВ -5 °С.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 220 кВ Новософрино-Трубино в

режимный день зимнего максимума 18.12.2019 составляет 5 А (1 % от Iдоп. = 600 А

при ТНВ -5°С).

Согласно акту Ростехнадзора от 18.07.2016 № 93 требуется реконструкция ВЛ

220 кВ Новософрино – Трубино с подвеской сталеалюминевого неизолированного

226

провода (12,484 км) и установкой металлических опор (1 Пусковой комплекс - 2

этап) без увеличения пропускной способности.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион»

Срок реализации данного мероприятия – 2026 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ № 239 Пушкино

(для подключения ЛЭП 110 кВ Тютчево-Пушкино I, II цепь)

Для присоединения новых ЛЭП 110 кВ Тютчево-Пушкино I, II цепь требуется

реконструкция РУ 110 кВ ПС 110 кВ Пушкино с расширением на две линейные

ячейки.

Реализация данного мероприятия необходима для ликвидации мест с

повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в

энергосистеме Московской области, определенных по результатам анализа

основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110

(35) кВ и выше Московской области за период 2015-2020 годов (раздел VI). Кроме

того, реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической

возможности технологического присоединения новых потребителей (например,

данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое

присоединение к электрическим сетям АО «Мособлэнерго» энергопринимающих

устройств ООО «Просперити» № 1607530).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2021 год.

ПС 110/10/6 кВ № 685 Мамонтовская

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

25 МВА напряжением 110/10/6 кВ (оба 1970 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция Мамонтовская подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Мамонтовская – Уча;

─

ВЛ 110 кВ Зеленоградская – Мамонтовская.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

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

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет – 1,115.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110/10/6 кВ Мамонтовская за последние 3 года

зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 39,8

МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 – 89 % от номинальной

мощности, Т-2 – 71 %. При аварийном отключении наиболее загруженного

трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования

составит 159 %, что превышает ДДТН.

227

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

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

другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 4,35 МВт (1,9

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

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

трансформаторов может составить 41,7 МВА (167%).

Для снятия существующих перегрузок, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

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

трансформаторы мощностью не менее 33,4 МВА. Ближайшим большим

стандартным по номинальной мощности к указанном значению является

трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов

Т-1, Т-2 2х25 МВА на 2х40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2024 год.

ПС 110/35/10 кВ № 541 Речная

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 2х25 МВА

напряжением 110/35/10 кВ (1984 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ по отпаечной схеме от ВЛ 110 кВ

Трубино – Клязьма I, II цепь с отпайкой на ПС Речная.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Речная – Ивантеевка Желтая с отпайкой на ПС Ивантеевка

тяговая;

─

ВЛ 35 кВ Речная – Ивантеевка Красная с отпайкой на ПС Ивантеевка

тяговая.

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 110/35/10 кВ Речная за последние 3 года зафиксирована

в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 46,7 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 81 % от номинальной мощности, Т-2 – 98 %.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит 179 %, 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 Речная 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

228

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

трансформаторы мощностью не менее 37,4 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 мощностью 2х25 МВА на два трансформатора мощностью 40 МВА каждый.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2024 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ № 77 Талицы

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

мощностью 2х5,6 МВА напряжением 35/6 кВ (1960 и 1954 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция Талицы подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Софрино – Талицы I цепь;

─

ВЛ 35 кВ Софрино – Талицы II цепь.

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 Талицы за последние 3 года зафиксирована в

режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 8 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 43 % от номинальной мощности, Т-2 – 58 %.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит 143 %, 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 Талицы на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов ПС 35 кВ

Талицы на трансформаторы мощностью 2х10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2026 год.

Городской округ Клин

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 110 кВ Тетерино

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

«Россети Московский регион» (№ 58-18/122) намечен ввод ПС 110 кВ Тетерино с

установкой двух трансформаторов мощностью 2х16 МВА.

229

Присоединение ПС 110 кВ Тетерино к сети осуществляется путём сооружения

ЛЭП 110 кВ Клин – Тетерино I, II цепь с пропускной способностью не менее 390 А

(ориентировочной протяженностью 2х4 км).

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

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ № 181 Клин

В настоящее время на ПС 110 кВ Клин установлены два трансформатора: Т-1

и Т-2 мощностью 2х63 МВА и напряжением 110/35/6 кВ (1995 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 35 кВ и 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Радищево – Клин I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Решетниково – Клин I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Клин – Круг I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Клин – Бабайки;

─

ВЛ 35 кВ Клин – Малеевка I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Першутино – Клин I, II цепь.

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 кВ Клин в режимный день зимнего максимума

1612.2020 составила 81,32 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 –

67%, Т-2 – 64% от номинальной мощности. При аварийном отключении наиболее

загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе

оборудования составит 130 %, что превышает ДДТН.

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

РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 1,5

МВА на другие центры питания.

Для снятия существующей перегрузки, и с учетом возможности перевода

нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции

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

мощностью не менее 65,1 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

80 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов

Т-1, Т-2 2х63 МВА на 2х80МВА в 2026 г.

В рамках задачи научно-технического развития и реализации пилотных

проектов в электросетевом комплексе, обеспечивающих технологические условия

для перехода на цифровые технологии, поставленной руководством ПАО «Россети»,

на ПС 110 кВ Клин планируется установка цифровых устройств релейной защиты и

230

автоматики, измерительных трансформаторов тока и напряжения в целях перехода к

цифровым ПС.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ № 443 Бабайки

В настоящее время на ПС 35 кВ Бабайки установлены два трансформатора: Т-

1 и Т-2 мощностью 2х5,6 МВА напряжением 35/6 кВ (оба 1956 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Клин – Бабайки;

─

ВЛ 35 кВ Бабайки – Борщево I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Рогачево – Бабайки.

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 Бабайки зафиксирована в режимный день зимнего

максимума 16.12.2020 и составила 8,62 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 86 %, Т-2 – 68 % от номинальной мощности. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования 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 35 кВ Бабайки на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции режиме рекомендуется замена существующих трансформаторов на

трансформаторы мощностью 2х10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

ПС 35/10 кВ № 647 Нудоль

В настоящее время на ПС 35 кВ Нудоль установлены два трансформатора

напряжением 35/10 кВ: Т-1 мощностью 4 МВА и Т-2 мощностью 3,2 МВА (1973 и

1970 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена ВЛ 35 кВ Петровская – Нудоль I, II

цепь.

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 Нудоль зафиксирована в режимный день зимнего

231

максимума 16.12.2020 и составила 5,32 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 87 %, Т-2 – 57 % от номинальной мощности. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 165,7% – Т-2 и 132% – Т-1.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 3,2 МВт (0,72

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 6,04 МВА (151 % для Т-1 и 189 %).

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 на трансформаторы

мощностью 2х6,3 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2025 год.

ПС 35/6 кВ № 776 Борщево

В настоящее время на ПС 35 кВ Борщево установлены два трансформатора: Т-

1 и Т-2 мощностью 2х3,2 МВА и напряжением 35/6 кВ (1939 и 1957 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена ВЛ 35 кВ Бабайки – Борщево I,II цепь.

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 Борщево за последние 3 года зафиксирована в

режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 3,8 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 69 %, Т-2 – 51 % от номинальной мощности.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит 119 %, 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 Борщево на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции

рекомендуется

замена

существующих

трансформаторов

на

трансформаторы мощностью 2х4 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

232

ПС 35/6 кВ № 144 Першутино

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

Т-1 и Т-2 мощностью по 6,3 МВА и напряжением 35/6 кВ (1980 и 2006 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена ВЛ 35 кВ Першутино-Клин I,II цепь.

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 Першутино за последние 3 года зафиксирована в

режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 9,3 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 56 %, Т-2 – 91 % от номинальной мощности.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит 147 %, что превышает ДДТН.

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

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

1,24 МВА на другие центры питания.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

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

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

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

данной подстанции может составить 10,8 МВА (172 %).

Для снятия существующей перегрузки, и с учетом возможности перевода

нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции и

обеспечения

возможности

исполнения

заключенных

договоров

на

ТП

рекомендуется замена существующих трансформаторов на трансформаторы

мощностью 2х16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

Сергиево-Посадский городской округ

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/10/6 кВ № 159 Бужаниново

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

по 1,8 МВА и напряжением 35/6 кВ (1965 и 1956 года ввода в эксплуатацию),

трансформатор Т-3 мощностью по 1 МВА и напряжением 35/6 кВ (1965 года ввода в

эксплуатацию) и трансформатор Т-1 (трансформатор абонента) мощностью 25 МВА

и напряжением 110/35/10 кВ (1985 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ двумя ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Бужаниново – Арсаки;

─

ВЛ 110 кВ Смена – Бужаниново;

─

ВЛ 110 кВ Бужаниново – Ярославская.

Подстанция присоединена к сети 35 кВ по ВЛ 35 кВ Бужаниново – Горбуново.

233

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

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

трансформатора Т-1 при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет – 1,115.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов Т-1А, Т-2

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

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Бужаниново по

трансформаторам 35/6 кВ за последние 3 года зафиксирована в режимный день

зимнего максимума 19.12.2018 и составляет 2,9 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1А (35/6 кВ) – 64%, Т-2 (35/6 кВ) –96 %, Т-3 (35/6 кВ) – 67%.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит: Т-1А (35/6 кВ) – 64%, Т-2

(35/6 кВ) –163 %, Т-3 (35/6 кВ) – 163%.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1А, Т-2 и Т-3

ПС 110 кВ Бужаниново на два трансформатора мощностью 2х4 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятий мероприятия – 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ № 545 Торгашино

На подстанции установлено два трансформатора: Т-1 мощностью 2,5 МВА и

Т-2 мощностью 1,6 МВА и напряжением 35/10 кВ (1976 и 1989 года ввода в

эксплуатацию).

В РУ 35 кВ подстанция Торгашино подключены следующие линии:

─

ВЛ 35 кВ Ченцы – Торгашино I;

─

ВЛ 35 кВ Ченцы – Торгашино II.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

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

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 35/10 кВ Торгашино за последние 3 года зафиксирована

в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 2,7 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 71 % от номинальной мощности, Т-2 – 59 %.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора (Т-1)

максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования (Т-2) составит 169 %,

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 Торгашино на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

234

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,2 МВт (0,26

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 3,0 МВА (120% для Т-1 и 185 % для т_2).

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, Т-2 на трансформаторы

мощностью 2х4МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2026 год.

ПС 35/6 кВ № 498 Орлово

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

каждый по 10 МВА и напряжением 35/6 кВ (1963 и 1971 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена:

─

ВЛ 35 кВ Орлово – Гвоздево;

─

ВЛ 35 кВ Орлово – Полевая с отпайкой на ПС Сватково.

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 Орлово за последние 3 года зафиксирована в

режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 13,5 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 65 % от номинальной мощности, Т-2 – 70 %.

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

трансформатора) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования

составит 135 %, 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 Орлово на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции

рекомендуется

замена

существующих

трансформаторов

на

трансформаторы мощностью 2х16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2026 год.

ПС 35/10 кВ № 315 Ченцы

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

Т-2 мощностью 5,6 МВА и напряжением 35/10 кВ (1981 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена:

─

ВЛ 35 кВ Ченцы – Торгашино I цепь;

235

─

ВЛ 35 кВ Ченцы – Торгашино II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Ченцы – Кузьмино I цепь;

─

ВЛ 35 кВ Ченцы – Кузьмино II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Кунья – Ченцы I цепь с отпайкой на ПС Богородская4;

─

ВЛ 35 кВ Кунья – Ченцы II цепь с отпайкой на ПС Богородская.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

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

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Ченцы зафиксирована в режимный день зимнего

максимума 16.12.2020 и составила 7,44 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 39 % от номинальной мощности, Т-2 – 102 %. При аварийном

отключении Т-1(2) максимальная загрузка оставшегося в работе Т-1(2) составит 125

%, 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 Ченцы на другие центры

питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 на

трансформаторы

мощностью 2х10 МВА .

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2026 год.

Городской округ Солнечногорск

Объекты нового строительства

ПС 110 кВ Хметьево

Для обеспечения выдачи мощности объекта генерации ООО «АГК-1» в г.о.

Солнечногорск,

работающего

на

возобновляемых

источниках

энергии,

установленной мощностью 70 МВт предполагаются сооружение ПС 110 кВ

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

мощностью 16 МВА, 10/10 кВ мощностью 16 МВА. Подключение ПС 110 кВ

Хметьево к сети 110 кВ будет осуществлено путем сооружения заходов КВЛ 110 кВ

Сигма – Сенеж (2х6,5 км).

На сооружение ПС 110 кВ Хметьево выданы технические условия на

технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО «Россети Московский

регион» (№ И-18-00-150923/102 от 18.06.2019).

Организация, ответственная за реализацию проекта в части сооружения

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

регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2022 год.

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

Хметьево) предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на

период 2021-2027 годов и планируется в 2022 году.

236

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110/10 кВ № 140 Радищево

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу

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

присоединениях 220 кВ и 110 кВ ПС 220 кВ Радищево (при коротком замыкании за

выключателем присоединения) выше отключающей способности выключателей ВЛ

220 кВ Сигма - Радищево I, II цепь, ВЛ 110 кВ Радищево – Клин I, II цепь, ВЛ 110

кВ Радищево - Ямуга I, II цепь, ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево I цепь, II цепь с

отпайкой на ПС Ожогино и ВЛ 110 кВ Солнечногорск – Радищево с отпайкой на ПС

Ожогино. Необходимо заменить выключатели вышеуказанных ЛЭП 220 и 110 кВ на

выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА.

Окончание Мероприятия по замене выключателей планируется в 2022 году.

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

ПС 220/110/10 кВ № 840 Омега

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу

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

присоединениях 110 кВ ПС 220 кВ Омега (при коротком замыкании за

выключателем присоединения) выше отключающей способности выключателей ВЛ

110 кВ Омега – Эра I, II цепь. В 2022 году на ПС 220 кВ Омега необходимо заменить

выключатели ВЛ 110 кВ Омега – Эра I, II цепь на выключатели с отключающей

способностью не менее 50 кА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2022 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ № 829 Время

В настоящее время на ПС 110 кВ Время установлены два трансформатора

мощностью по 16 МВА и напряжением 110/10 кВ каждый (1974 и 1984 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

КВЛ 110 кВ Сигма – Эра с отпайкой на ПС Время;

─

КВЛ 110 кВ Менделеево – Эра с отпайкой на ПС Время.

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 Время в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 и составила 24,96 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-

237

1 – 57 %, Т-2 – 99 % от номинальной мощности. При аварийном отключении

наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в

работе оборудования составит 156 %, что превышает ДДТН.

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

РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 1,93

МВА на другие центры питания. С учетом перевода нагрузки загрузка

трансформаторов в аварийной схеме может составить – 23,03 МВА.

Для снятия существующей перегрузки, с учетом возможности перевода

нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания, на подстанции

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

мощностью не менее 18,4 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

25 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов

Т-1, Т-2 2х16 МВА на 2х25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2024 год.

ПС 110/35/6 кВ № 116 Солнечногорск

В настоящее время на ПС 110 кВ Солнечногорск установлены три

трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по 20 МВА и напряжением 110/35/6 кВ

каждый (оба 1962 года ввода в эксплуатацию), и Т-3 мощностью 40 МВА и

напряжением 110/35/6 кВ (1966 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Солнечногорск – Поварово I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Солнечногорск – Белый Раст I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Солнечногорск – Радищево с отпайкой на ПС Ожогино;

─

ВЛ 110 кВ Солнечногорск – Сенеж.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Солнечногорск – Волково;

─

ВЛ 35 кВ Солнечногорск – Ванино.

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 110/35/6 кВ Солнечногорск в

режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 48,4 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 60% от номинальной мощности, Т-2 – 89 %,

Т-3 – 39 %.

При аварийном отключении одного из трансформаторов загрузка оставшихся

распределиться следующим образом:

─

отключение Т-3 максимальная загрузка оставшихся в работе составит – Т-

1 145%(29,2 МВА), Т-2 97% (19,4 МВА);

─

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

238

1 162%(32,4 МВА), Т-3 40% (16,1 МВА);

─

отключение Т-1 максимальная загрузка оставшихся в работе составит – Т-

2 97%(19,4 МВА), Т-3 73% (29,2 МВА).

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 12,7 МВт (3,7

МВА – полная мощность с учетом коэффициентов реализации). C учетом

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

Т-1 в аварийном режиме может составить 34,8 МВА (174%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и

обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции

рекомендуется замена существующего трансформатора Т-1 на трансформатор

мощностью не менее 27,8 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

40 МВА.

Также данное Мероприятие предусмотрено ТУ на ТП энергопринимающих

устройств Королева Юрия Евгеньевича к электрическим сетям ПАО «Россети

Московский регион» (№ И-20-00-820567/102).

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора

Т-1 20 МВА на 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятий – 2022 год.

ПС 110/10 кВ № 20 Алабушево

На подстанции установлены два трансформатора Т-1 и Т-2 мощностью по 25 и

40,5 МВА и напряжением 110/10/6 кВ (1976 и 1962 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Алабушево – Поварово;

─

КВЛ 110 кВ Сигма – Алабушево I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Мцыри – Алабушево;

─

ВЛ 110 кВ Алабушево – Голубая I, II цепь.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

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

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Алабушево зафиксирована в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 и составила 38,4 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 77 % от номинальной мощности, Т-2 – 46 %. При аварийном

отключении Т-2 максимальная загрузка Т-1 составит 156 %, что превышает ДДТН.

239

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

РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 7,11

МВА на другие центры питания. С учетом перевода нагрузки загрузка

трансформаторов в аварийной схеме может составить – 31,29 МВА.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 10,9 МВт (3,8

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

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

трансформаторов может составить Т-1 – 35,1 МВА (140%).

Для снятия существующей перегрузки, c учетом перевода нагрузки в

аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности

исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена

существующего трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью не менее 28,1

МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном

значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора

Т-1 25 МВА на 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2022 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ № 185 Воробьево

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

МВА и 6,3 МВА напряжением 35/6 кВ (1962 и 2012 года ввода в эксплуатацию).

В РУ 35 кВ подстанция Воробьево подключены следующие линии:

─

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

─

ВЛ 35 кВ Поварово – Воробьево с отпайкой на ПC Индустриальную.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

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

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Воробьево за последние 3 года зафиксирована в

режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 2,7 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 40 % от номинальной мощности, Т-2 – 36 %.

При аварийном отключении Т-2 максимальная загрузка оставшегося в работе Т-1

составит 276 %, 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 Воробьево на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-1 на

трансформатор мощностью 1х6,3 МВА с реализацией в 2023 году.

240

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

Московский регион» (№ И-18-00-190829/103) планируется замена линейных

выключателей 35 кВ со встроенными ТТ ВЛ 35 кВ Поварово – Воробьево с

отпайкой на ПC Индустриальную и ВЛ 35 кВ Воробьево – Вахромеево с отпайкой

на ПС Зарамушки. Тип и параметры оборудования определяются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2023 год.

ПС 110/35/10 кВ № 71 Поварово

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

2х40 МВА напряжением 110/35/10 кВ (2015 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Алабушево – Поварово;

─

КВЛ 110 кВ Поварово – Солнечногорск I, II цепь.

В РУ 35 кВ подстанция Поварово подключены следующие линии:

─

ВЛ 35 кВ Поварово – Воронино;

─

ВЛ 35 кВ Поварово – Берсень I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Поварово – Воробьево с отпайкой на ПС Индустриальная.

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

Московский регион» (№ И-18-00-190829/103) планируется замена ТТ ВЛ 35 кВ

Поварово – Воробьево с отпайкой на ПC Индустриальную. Тип и параметры

оборудования определяются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятия – 2023 год.

Талдомский городской округ

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110/6 кВ № 229 Темпы

Продолжается реконструкция ПС 220 кВ Темпы.

В настоящее время на ПС 220 кВ Темпы выполнена замена

автотрансформатора 220/110/6 кВ АТ-2 мощностью 125 МВА на новый

автотрансформатор 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА, установлен новый

нагрузочный трансформатор Т-4 220/6/6 кВ мощностью 25 МВА, смонтированы

КРУЭ 220 кВ и КРУЭ 110 кВ, выполняется перевод ЛЭП 220 кВ и 110 кВ в новое

КРУЭ 220 и 110 кВ. Также в работе пока остается старый автотрансформатор АТ-

1 220/110/6 кВ мощностью 125 МВА 1975 года ввода в эксплуатацию.

К сети 220 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС – Темпы I, II цепь,

─

ВЛ 220 кВ Дмитров – Темпы I, II цепь;

─

ВЛ 220 кВ Ярцево – Темпы I, II цепь.

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Темпы – Волга (западная) с отпайками;