СХЕМА И ПРОГРАММА ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022-2026 годов - часть 16

241

─

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

─

ВЛ 110 кВ Темпы – Дубна I, II с отпайкой на ПС Сестра;

─

ВЛ 110 кВ Темпы – Талдом I, II с отпайкой на ПС Юркино-II;

─

ВЛ 110 кВ Темпы – Экран;

─

ВЛ 110 кВ Юрьево – Темпы I, II цепь с отпайками.

В 2022 г. предусматривается замена автотрансформатора АТ-1 220/110/6 кВ

мощностью 125 МВА на новый автотрансформатор 220/110/10 кВ мощностью 200

МВА и установка нагрузочного трансформатора Т-3 220/6/6 кВ мощностью 25 МВА.

Реализация указанных мероприятий (в части замены автотрансформатора)

необходима для обеспечения технической возможности технологического

присоединения новых потребителей (например, ТУ на ТП к электрическим сетям

ПАО «ФСК ЕЭС» ПС 110 кВ Долино АО «ОЭЗ ТВТ «Дубна» № 22-2012-60/ТП-М1

от 30.05.2012 с изменениями от 18.07.2016 и от 19.05.2020).

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

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

Данное Мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития

ЕЭС России на период 2021-2027 годов и планируется в 2022 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/10/6 кВ № 35 Октябрьская

Планируется реконструкция РУ 110 кВ ПС 110 кВ Октябрьская с

расширением на две линейные ячейки для обеспечения технологического

присоединения тяговой ПС 110 кВ Мичурино к сети 110 кВ (технические условия от

02.11.2012 №58-18/124 на технологическое присоединение к электрическим сетям

ПАО «Россети Московский регион» ТПС «Сходня» (ПС 110 кВ Мичурино) с

изменениями от 07.04.2014 №58-18/165, от 26.12.2017 № И- 17- 00- 147767/125 и

от 26.11.2018 № И- 18- 00- 173432/125).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2025 год.

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года

намечается строительство 4-ти электроподстанций напряжением 220-110 кВ:

─

1 ПС 220 кВ – ПАО «Россети Московский регион»;

─

1 ПС 110 кВ – ОАО «РЖД»;

─

1 ПС 110 кВ – ООО «АГК-1»;

─

1 ПС 110 кВ – Инвестор.

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года

суммарный ввод мощности новых электроподстанций составит 554 МВА, в том

числе:

─

ПС 220 кВ – 300 МВА (ПАО «Россети Московский регион»);

─

ПС 110 кВ – 254 МВА (126 МВА - Инвестор, 96 МВА - ООО «АГК-1»,

242

32 МВА – ОАО «РЖД»).

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года

намечается строительство 90,37 км ЛЭП, в том числе:

ЛЭП 220 кВ:

─

24,2 км – ПАО «Россети Московский регион»;

─

26,2 км – ПАО «ФСК ЕЭС»);

ЛЭП 110 кВ:

─

28,97 км - ПАО «Россети Московский регион»;

─

4 км – Инвестор;

─

8 км – ОАО «РЖД».

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года

намечается реконструкция 46 электроподстанций напряжением 500-110-35 кВ, в том

числе:

─

2 ПС 500 кВ (ПАО «ФСК ЕЭС»);

─

1 ПС 220 кВ (ПАО «ФСК ЕЭС»);

─

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

─

2 ПС 110 кВ (ММО «ОИЯИ»);

─

24 ПС 35 кВ (ПАО «Россети Московский регион»);

─

1 ПС 35 кВ (ФГБУ «Канал имени Москвы»).

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года

суммарный ввод мощности реконструируемых подстанций составит 3940,9 МВА, в

том числе:

─

ПС 500 кВ - 2200 МВА (ПАО «ФСК ЕЭС»);

─

ПС 220 кВ - 250 МВА (ПАО «ФСК ЕЭС»);

─

ПС 110 кВ – 1170 МВА (1026 МВА - ПАО «Россети Московский регион»,

144 МВА - ММО «ОИЯИ»);

─

ПС 35 кВ – 320,9 МВА (ПАО «Россети Московский регион»).

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года

планируется провести реконструкцию 244,518 км ЛЭП, в том числе:

─

40,428 кВ ЛЭП 220 кВ (ПАО «Россети Московский регион»);

─

190,99 км ЛЭП 110 кВ (ПАО «Россети Московский регион»);

─

13,1 км ЛЭП 35 кВ (ПАО «Россети Московский регион»).

Разработана схема электрических соединений сети 110 кВ и выше Северных

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

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

территории Северных электрических сетей и необходимых для этого инвестициях

приведены в Приложении 6, в таблице 67 приведены сводные данные для объектов

220 кВ и ниже.

243

Таблица 67

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и ниже

территории Северных электрических сетей

Наименование

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

2026 г.

новое строительство

ЛЭП 220 кВ, км

24,2

26,2

ЛЭП 110 кВ, км

4

21

15

ЛЭП 35 кВ, км

ПС 220 кВ, МВА

300

ПС 110 кВ, МВА

126

128

ПС 35 кВ, МВА

Реконструкция

ЛЭП 220 кВ, км

26,18

14,248

ЛЭП 110 кВ, км

11,37

9,92

9,7

160

ЛЭП 35 кВ, км

13,1

ПС 220 кВ, МВА

250

ПС 110 кВ, МВА

144

238

456

126

366

ПС 35 кВ, МВА

30

50,9

22,6

222,9

244

16.2.4. Включение новых центров питания и реконструкция электрических

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

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Южных

электрических сетей предлагается ввод новых и реконструкция ПС и ЛЭП

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

Московской области.

Городской округ Бронницы

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10/10 кВ № 605 Бронницы

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора

напряжением 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый (2004 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена:

─

ВЛ 110 кВ Бронницы – Нащекино;

─

ВЛ 110 кВ Бронницы – Загорново.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

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

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет 1,25.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10/10 кВ Бронницы в режимный

день зимнего максимума 16.12.2020 составила 44,5 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 48 % от номинальной мощности; Т-2 – 65 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 112 %.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 44,3 МВт

(13,1 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 57,6 МВА (144%).

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 и Т-2 на

трансформаторы мощностью не менее 46,1 МВА. Ближайшим большим

стандартным по номинальной мощности к указанном значению является

трансформатор мощностью 63 МВА.

Данные Мероприятия присутствуют в ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО

«Россети Московский регион» энергопринимающих устройств ООО «Пирс» (№И-

18-00-910771/103) и ООО «Шанс» (№ И-16-00-956801/102).

245

Рекомендуется выполнить замену существующего силовых трансформаторов

Т-1 и Т-2 2х40 МВА на 2х63 МВА.

Организация ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2026 год.

Городской округ Домодедово

Объекты реконструкции 500 кВ

ПС 500/220/110/10 кВ №509 Пахра

На ПС 500/220/110 кВ Пахра установлены автотрансформаторы АТ-3 (ст.) и

АТ-4 (ст.) напряжением 500/110 кВ мощностью 2х250 МВА, автотрансформаторы

АТ-1 (ст.) и АТ-2 (ст.) напряжением 220/110/10 кВ мощностью 2х125 МВА и

автотрансформаторы АТ-3 и АТ-4 напряжением 220/110/10 кВ мощностью 2х250

МВА.

К сети 500 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 500 кВ Новокаширская – Пахра,

─

ВЛ 500 кВ Пахра – ТЭЦ-26,

─

ВЛ 500 кВ Пахра – Чагино.

К сети 220 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Пахра;

─

ВЛ 220 кВ Лесная – Пахра;

─

ВЛ 220 кВ Пахра – Мячково;

─

ВЛ 220 кВ Пахра – Стекольная;

─

ВЛ 220 кВ Пахра – Борисово;

─

КВЛ 220 кВ Пахра – Чагино.

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 110 кВ Барыбино – Пахра с отпайкой на ПС Санаторная;

─

ВЛ 110 кВ Видное – Пахра;

─

ВЛ 110 кВ Пахра – Апаренки с отпайками;

─

ВЛ 110 кВ Пахра – Борисово с отпайками;

─

ВЛ 110 кВ Пахра – Н. Домодедово I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Пахра – Подольск I, II цепь с отп. на ПС Новоцементная;

─

ВЛ 110 кВ Пахра – Сырово;

─

ВЛ 110 кВ Пахра – Тураево с отпайками;

─

ВЛ 110 кВ Пахра – Яковлево;

─

ВЛ 110 кВ Расторгуево – Пахра;

─

ВЛ 110 кВ Тишково – Пахра с отпайкой на ПС Транспортная;

─

ВЛ 110 кВ Пахра – Садовая I, II цепь;

─

КВЛ 110 кВ Пахра – Грач.

Реконструкция ПС 500 кВ Пахра предполагает установку на подстанции:

─

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

каждый;

─

2-х автотрансформаторов напряжением 220/110/10 кВ мощностью 250

246

МВА каждый (установлены в 2019 году);

─

2-х трансформаторов напряжением 220/10 (20) кВ мощностью 100 МВА

каждый.

Схема РУ на стороне 500 кВ трансформатор – шины. К РУ 500 кВ

присоединяются три ВЛ 500 кВ: ВЛ 500 кВ Пахра – Чагино; ВЛ 500 кВ

Новокаширская – Пахра; ВЛ 500 кВ Пахра – ТЭЦ-26.

Схема РУ 220 кВ полуторная схема, секционированная выключателями с

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

ЛЭП 220 кВ через полуторную цепочку. В РУ 220 кВ предусмотрено две резервные

ячейки (введено в 2019 году).

Схема РУ 110 кВ две рабочие секционированные выключателями системы

шин с подключением автотрансформаторов 220/110/10 кВ к секциям шин 110 кВ

через два выключателя. К РУ 110 кВ присоединяются шестнадцать линий.

Предусматривается одна резервная ячейка.

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

Срок реализации мероприятий – 2021 год.

Данное Мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития

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

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ № 491 Прудная

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ

мощностью по 16 МВА каждый (1977 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена отпайками ВЛ 110 кВ Бор – Лужники с

отпайками и ВЛ 110 кВ Бор – Добрыниха с отпайками.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

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

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет – 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Прудная в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составила 25,6 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 75 % от номинальной мощности; Т-2 – 85 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 160 %, 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 Прудная на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 14,59 МВт

(2,43 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 27,56 МВА (172%).

247

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 22,05 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 – 2026 год.

Городской округ Дзержинский

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/6 кВ № 680 Дзержинская

На подстанции установлено два трансформатора напряжением 110/6 кВ: Т-1

мощностью 20 МВА и Т-2 мощностью 25 МВА (1967 и 1989 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена отпайками от ВЛ 110 кВ Красково –

Лыткарино и ВЛ 110 кВ Красково – Мячково.

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 110/6 кВ Дзержинская в режимный

день зимнего максимума 16.12.2020 составила 25,48 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 65 % от номинальной мощности; Т-2 – 60 %.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1 – 127,4%; Т-2 – 102%, 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 Дзержинская на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 4,695 МВт

(1,8 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 27,15 МВА (135%).

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

248

мощностью не менее 21,7 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

25 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора

Т-1 20 МВА на 25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

Ленинский городской округ

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ № 755 Молоково

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ

мощностью 16 МВА каждый (1973 и 1974 года ввода в эксплуатацию).

ПС 110 кВ Молоково присоединена к сети 110 кВ следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Пахра – Тураево с отпайками;

─

ВЛ 110 кВ Яковлево – Тураево с отпайками.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

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

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет – 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Молоково в режимный

день зимнего максимума 16.12.2020 составила 26,34 МВА, при этом

трансформаторы были загружены: Т-1 – 95 % от номинальной мощности; Т-2 –82 %.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная

загрузка оставшегося в работе оборудования составит 164,6 %, 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 Молоково на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 16,3 МВт

(5,04 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 31,38 МВА (175%).

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 25,1 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

40 МВА.

249

Техническими

условиями

на

технологическое

присоединение

энергопринимающих устройств ООО «Жилой комплекс «Молоково» к

электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» № И-18-00-933936/125

предусмотрена замена двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ мощностью

16 МВА каждый на два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 40

МВА каждый, оснащенные устройством РПН.

Таким образом, на ПС 110 кВ Молоково необходимо выполнить замену

существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2х16 МВА на 2х40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2023 год.

ПС 110/10 кВ № 721 Ям

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ

мощностью 16 МВА (1975 года ввода в эксплуатацию).

ПС 110 кВ Ям присоединена к сети 110 кВ отпайками от следующих ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Пахра – Борисово с отпайками;

─

ВЛ 110 кВ Пахра – Апаренки с отпайками.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

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

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет – 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Ям в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составила 25,6 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 66 % от номинальной мощности; Т-2 – 96 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 161 %, 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 Ям на другие центры

питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 10,35 МВт

(3,4 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 29 МВА (181%).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО

«Южные Горки» к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион» (№ И-

15-00-959791/125) планируется замена существующих трансформаторов Т-1, Т-2

2х16 МВА на трансформаторы мощностью 2х25 МВА.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных

трансформаторов в послеаварийном режиме составит 116% и не превысит ДДТН.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2024 год.

250

Городской округ Люберцы

Объекты реконструкции

ПС 110/35/10/6 кВ № 2 Красково

В настоящее время на ПС 110/35/10/6 кВ Красково установлены четыре

трансформатора: Т-1 и Т-2 напряжением 110/35/6 кВ мощностью 31,5 МВА и

40 МВА (1958 и 1962 года ввода в эксплуатацию), Т-3 и Т-4 напряжением

110/10/6 кВ мощностью 40 МВА и 40,5 МВА (1974 и 1962 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Красково – Болятино;

─

ВЛ 110 кВ Красково – Лыткарино с отпайкой на ПС Дзержинская;

─

ВЛ 110 кВ Красково – Мячково с отпайкой на ПС Дзержинская;

─

ВЛ 110 кВ Некрасовка –Красково I, II цепь с отпайками;

─

ВЛ 110 кВ Нефтезавод – Красково I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ ТЭЦ 22 – Красково №3-4 с отпайкой на Т-60Р2;

─

ВЛ 110 кВ ТЭЦ 22 – Красково №5-6 с отпайкой на Т-60Р1;

─

ВЛ 110 кВ Юбилейная – Красково с отпайкой на ПС Котельники.

К сети 35 кВ подстанция подключена КВЛ 35 кВ Красково - Панки 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.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Красково в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составила 93,22 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 56 % от номинальной мощности, Т- 2 – 68 %, Т-3 – 95 %, Т-

4 – 28 %. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе – аварийное отключение

трансформатора) максимальная загрузка оставшегося в работе распределиться

следующим образом:

─

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

2 112%(44,8 МВА), Т-3 93% (37,4 МВА), Т-4 28% (11 МВА);

─

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

1 56%(17,5 МВА), Т-3 162% (64,4 МВА), Т-4 28% (11 МВА);

─

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

1 140 %(44,24 МВА), Т-2 68% (27,3 МВА), Т-4 49% (19,5 МВА);

─

отключение Т-4 максимальная загрузка оставшихся в работе составит – Т-

1 56 %(17,5 МВА), Т-2 68% (27,3 МВА), Т-3 121% (48,4 МВА).

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 27,6 МВт

(12,2 МВА – полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с

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

251

нагрузка данной подстанции может составить 105,4 МВА. В послеаварийном

режиме (n-1 элемент в работе – аварийное отключение трансформатора)

максимальная загрузка оставшегося в работе распределиться следующим образом:

─

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

2 127%(50,9 МВА), Т-3 101% (40,4 МВА), Т-4 35% (14,07 МВА);

─

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

1 65%(20,6 МВА), Т-3 177% (70,7 МВА), Т-4 35% (14,1 МВА);

─

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

1 155 %(48,8 МВА), Т-2 76% (30,3 МВА), Т-4 60% (24,1 МВА);

─

отключение Т-4 максимальная загрузка оставшихся в работе составит – Т-

1 65 %(20,6 МВА), Т-2 76% (30,3 МВА), Т-3 136% (54,5 МВА).

Перспективная нагрузка на ПС 110 кВ Красково по классам напряжения

может составить:

─

35 кВ – 20,4 МВА;

─

10 кВ – 25,8 МВА;

─

6 кВ – 59,2 МВА.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и

обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции

рекомендуется:

─

замена существующего трансформатора Т-1 и Т-2 31,5 и 40 МВА на новые

трансформаторы 2х40 МВА;

─

установка двух дополнительных трансформаторов Т-5 и Т-6 110/10/6 кВ

мощностью 2х40 МВА;

─

отключение Т-3 от РУ 6 кВ;

─

перераспределение нагрузки 6 кВ между Т-1, Т-2, Т-5 и Т-6.

После выполнения мероприятий максимальная загрузка трансформаторов при

аварийном отключении одного из трансформаторов составит:

Т-1 113 %(45,2 МВА), Т-2 113 %(45,2 МВА), Т-3 68% (27,12 МВА), Т-4 68%

(27,12 МВА), Т-5 – 90 % (36 МВА) и Т-6 – 90 % (36 МВА).

Замена ВЧ-заградителей на ПС 110 кВ Красково для обеспечения пропускной

способности ВЛ 110 кВ Нефтезавод – Красково I, II цепь не менее 698 А в 2022 г.

Для обеспечения технологического присоединения потребителей

(АО

«Газпромнефть МНПЗ»)

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022, 2026 год.

ВЛ 110 кВ Юбилейная – Красково с отпайкой на ПС Котельники

ВЛ 110 кВ Юбилейная – Красково с отпайкой на ПС Котельники

протяженностью 4,91 км выполнена проводом марки АС-150, находится в

эксплуатации с 1952 года (срок службы – 68 лет). Последняя реконструкция

проводилась в 2004 году. Пропускная способность линии составляет 581 А при ТНВ

-5 °С.

252

Фактическая максимальная загрузка в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 составляет 322 А для ВЛ 110 кВ Юбилейная – Красково с отпайкой на

ПС Котельники (55 % от Iдоп.).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств

ООО «Специализированный застройщик Котельники» к электрическим сетям АО

«Мособлэнерго» (№ 1608851/Р/2/ЦА) планируется реконструкция ВЛ 110 кВ

Юбилейная – Красково с отпайкой на ПС Котельники с увеличением пропускной

способности не менее чем до 599 А при ТНВ -5 °С .

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятия – 2026 год.

ПС 110/10 кВ № 434 Малаховка

В настоящее время на ПС 110/10 кВ Малаховка установлены два

трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый (1990 и 1973

года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Малаховка – Болятино I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Электроугли – Малаховка с отпайками;

─

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

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 110/10 кВ Малаховка в режимный

день зимнего максимума 16.12.2020 составила 19,2 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 66 % от номинальной мощности; Т-2 – 54 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 120 %, 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 Раменская на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 17,03 МВт

(9,9 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 29,1 МВА (181%).

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 22,28 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

25 МВА.

253

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 мероприятий – 2026 год.

Городской округ Лыткарино

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 220/110/10/6 кВ № 341 Мячково

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу

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

присоединении 110 кВ Т-3 ПС 220 кВ Мячково (при коротком замыкании за

выключателем присоединения) выше отключающей способности выключателя. В

2021 году необходимо заменить выключатель 110 кВ Т-3 на выключатель с

отключающей способностью не менее 40 кА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – НИЦ ЦИАМ - филиал

ФГУП «ЦИАМ им. П.И. Баранова».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

Городской округ Подольск

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110/35/10/6 кВ № 182 Гулево

Реконструируемая подстанция оснащена двумя автотрансформаторами

напряжением 220/110/10 кВ мощностью по 250 МВА каждый (года ввода в

эксплуатацию – 2008) и четырьмя силовыми трансформаторами: Т-1 и Т- 4

напряжением 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА (года ввода в эксплуатацию – 1980 и

1981), Т-2 напряжением 110/10/6 кВ мощностью 31,5 МВА (года ввода в

эксплуатацию – 1951), Т-3 напряжением 110/35/6 кВ мощностью 31,5 МВА (года

ввода в эксплуатацию – 1957).

К сети 220 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

– ВЛ 220 кВ ТЭЦ-26 – Гулево I, II цепь;

– ВЛ 220 кВ Гулево – Бугры I, II цепь.

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

– ВЛ 110 кВ Гулево – Северово I, II цепь с отпайкой на ПС Климовская;

– ВЛ 110 кВ Гулево – Бор I, II цепь;

– ВЛ 110 кВ Гулево – Подольск I, II цепь с отпайкой на ПС Шепчинки;

– ВЛ 110 кВ Гулево – Весенняя;

– ВЛ 110 кВ Гулево – Рощинская.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО

«Проект-Девелопмент» к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион»

254

№ И-18-00-147066/103 необходимо выполнить следующие мероприятия на ПС 220

кВ Гулево в 2022 г:

Замену трансформатора тока ШСМВ 110 кВ ПС 220 кВ Гулево на

трансформатор тока с пропускной способностью не менее 1200 А.

Замену ВЧ-заградителя для обеспечения пропускной способности ВЛ 110

кВ Гулево – Весенняя до величины не менее 730 А при ТНВ -5 °С.

Выполнить реконструкцию ОРУ 110 кВ с установкой линейной ячейки

110 кВ для подключения новой ВЛ 110 кВ Гулево – Весенняя II цепь в 2022 г

Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической

возможности технологического присоединения новых потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

Объекты нового строительства 110 кВ

ВЛ 110 кВ Гулево – Весенняя II цепь

(ЛЭП проходит по территории г.о. Климовск, г.о. Подольск)

ВЛ 110 кВ Гулево – Весенняя находится в эксплуатации с 1984 года,

выполнена проводом марки АС-240 и имеет протяженность 5,9 км. Пропускная

способность линии составляет 600 А при ТНВ -5 °С (допустимый ток по проводу

780 А при ТНВ -5 °С, ограничение по линейному оборудованию на ПС 110 кВ

Гулево и ПС 110 кВ Весенняя).

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Гулево – Весенняя в

режимный день зимнего максимума нагрузки 16.12.2020 составила 509 А (85 % от

Iдоп=600 А).

Согласно утверждённым ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО

«Проект-Девелопмент» к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион

(№ И-18-00-147066/103) планируется сооружение второй цепи с пропускной

способностью не менее 730 А при ТНВ -5°С.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятия – 2022 год.

ВЛ 110 кВ Лаговская – Весенняя II цепь

Существующая ВЛ 110 кВ Лаговская – Весенняя находится в эксплуатации с

1957 года, выполнена проводом марки АС-150 и имеет протяженность 10,7 км.

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

Согласно утверждённым ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО

«Проект-Девелопмент» к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион№

(И-18-00-147066/103) планируется сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Лаговская –

Весенняя с пропускной способностью не менее 525 А при ТНВ -5 °С

(ориентировочная протяженность 10,7 км).

255

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/6/6 кВ № 747 Весенняя

Согласно утверждённым ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО

«Проект-Девелопмент» к электрическим сетям ПАО «Россети Московский регион»

(№ И-18-00-147066/103) на подстанции необходимо:

Выполнить реконструкцию ОРУ 110 кВ с установкой 2-х линейных ячеек

110 кВ для подключения новых ВЛ 110 кВ Гулево – Весенняя II цепь и ВЛ 110

кВ Лаговская – Весенняя II цепь в 2022 г.

Для обеспечения пропускной способности ВЛ 110 кВ Гулево – Весенняя

до величины не менее 730 А при ТНВ -5 °С провести замену разъединителя, ВЧ-

заградителя и трансформатора тока в 2022 г.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2022 г.

ПС 110/35/6 кВ № 104 Климовская

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора

напряжением 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА каждый (1966 и 1958 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена отпайками ВЛ 110 кВ Гулево –

Северово I, II цепь.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 35 кВ Климовская – Есино;

─

ВЛ 35 кВ Климовская – Молчаново 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.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/35/6 кВ Климовская в режимный

день зимнего максимума 16.12.2020 составила 30,5 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 73 % от номинальной мощности; Т-2 –80 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 153 %, 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 Климовская на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием

возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на

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

256

трансформаторы мощностью не менее 24,4 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 2х20 МВА на 2х25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2024 год.

ПС 110/35/10/6 кВ № 319 Лаговская

В настоящее время на подстанции установлены четыре трансформатора: Т-1 и

Т-2 напряжением 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый (1981 года ввода в

эксплуатацию), Т-3 и Т-4 напряжением 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый

(2015 и 1986 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Лаговская – Весенняя;

─

ВЛ 110 кВ Лаговская – Столбовая с отпайкой на ПС Никоново.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Лаговская – Ежовка;

─

ВЛ 35 кВ Лаговская – Елисеево;

─

ВЛ 35 кВ Лаговская –Епифановка;

─

ВЛ 35 кВ Лаговская – Сандарово.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации

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

трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °С и при

нормальном режиме нагрузки составляет – 1,115 для Т-1, Т-2, Т-4 и 1,25 – для Т-3.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110/35/10/6 кВ Лаговская за последние три года

зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 66,6

МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 – 92 % от номинальной

мощности; Т-2 –76 %, Т-3 – 45 %, Т-4 – 40 %. В послеаварийном режиме (n-1

элемент в работе – аварийное отключение Т-1 (Т 2) максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 168 % (42 МВА).

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

РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 0,28

МВА на другие центры питания.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств к ПС 110 кВ Лаговская и питающихся от неё ПС 35

кВ максимальной заявленной мощностью 40,3 МВт (14,2 МВА – полная мощность с

учетом коэффициентов реализации, из них 7,8 МВА на Т-1 и Т-2). При этом с

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

нагрузка трансформаторов Т-1 и Т-2 может составить 49,8 МВА (199%).

Для снятия существующей перегрузки, c учетом перевода нагрузки в

аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности