СХЕМА И ПРОГРАММА ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022-2026 годов - часть 17

257

исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена

существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее

39,8 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 2х25 МВА на 2х40 МВА (2024 год).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО

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

№ И-18-00-147066/103 предполагается установка одной дополнительной ячейки 110

кВ для новой ЛЭП 110 кВ Лаговская – Весенняя II цепь (2022 год).

Для присоединяя ЛЭП 110 кВ Лаговская – Полиграф (сооружение

предусмотрено 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), а также по ТУ на ТП № И-18-00-147066/103) будет использована

существующая резервная ячейка 110 кВ (2022 год).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022, 2024 год.

ВЛ 110 кВ Пахра – Подольск I, II цепь

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

ВЛ 110 кВ Пахра – Подольск I цепь находится в эксплуатации с 1964 года,

выполнена проводом марки АС-150 и имеет протяженность 12,1 км, ВЛ 110 кВ

Пахра – Подольск II цепь находится в эксплуатации с 1964 года, выполнена

проводом марки АС-150 и имеет протяженность 17,8 км. Пропускная способность

линии составляет 581 А при ТНВ -5 °С.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Пахра-Подольск I цепь в

режимный день зимнего максимума нагрузки 16.12.2020 составила 327 А (56 % от

I

доп

=581 А), ВЛ 110 кВ Пахра – Подольск II составила 279А (48 %).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств

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

регион» (№ И-18-00-147066/103) планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Пахра –

Подольск I цепь с увеличением пропускной способности до величины не менее

747 А при ТНВ -5 °С, включая замену ошиновки на ПС 500 кВ Пахра и

реконструкция ВЛ 110 кВ Пахра – Подольск II цепь с увеличением пропускной

способности до величины не менее 778 А при ТНВ - 5 °С, включая замену ошиновки

и трансформатора тока на ПС 500 кВ Пахра. Протяженность реконструируемого

участка по двум цепям составит 2х12,1 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

258

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

(ЛЭП проходит по территории г.о. Подольск)

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

находятся в эксплуатации с 1978 года, выполнены проводом марки АС-150 и имеют

протяженность 2,7 км. Пропускная способность линий составляет 581 А при ТНВ -

5 °С.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Гулево-Подольск I цепь в

режимный день зимнего максимума нагрузки 16.12.2020 составила 307 А (53 % от

Iдоп=581 А), ВЛ 110 кВ Гулево-Подольск II составила 207 А (36%).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств

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

регион» (№ И-18-00-147066/103) планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Гулево –

Подольск I цепь с увеличением пропускной способности до величины не менее 598

А при ТНВ -5 °С и ВЛ 110 кВ Гулево – Подольск II цепь с увеличением пропускной

способности до величины не менее 625 А при ТНВ -5 °С. Протяженность

реконструируемого участка по двум цепям составит 2х1,3 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

Раменский городской округ

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/6 кВ № 195 Раменская

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора

напряжением 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый (1982 и 1983 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Донино – Раменская I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ ЦАГИ – Раменская 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 110/6/6 кВ Раменская в режимный

день зимнего максимума 16.12.2020 составила 35,4 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 54 % от номинальной мощности; Т-2 –74 %. В

послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе – аварийное отключение Т-1 (Т- 2))

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 110 кВ Раменская на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

259

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 4 МВт (1,78

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 37,1 МВА (148%), что превышает ДДТН.

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 29,68 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

40 МВА.

Также замену трансформаторов необходимо выполнить в соответствии с

Предписанием Ростехнадзора от 29.07.2013 № 3.1-2651-пр-пл-П/0091-2013:

разработать мероприятия по разгрузке в осенне-зимний период трансформаторов -

трансформатор Т-2, ПС №195 Раменская ВН на 151%, НН на 151%.

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 мероприятий – 2025 год.

ПС 110/35/6 кВ № 352 Гжель

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора

напряжением 110/35/6 кВ мощностью 2х25 МВА (1976 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Гжель – Донино;

─

ВЛ 110 кВ Нежино – Гжель;

─

ВЛ 110 кВ Бронницы тяговая – Гжель.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Речицы I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Гжель – Андреево.

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 Гжель в режимный день

зимнего максимума 18.12.2019 составила 40,51 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 93 % от номинальной мощности; Т-2 –69 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 162 %, 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 Гжель на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

260

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 5,12 МВт (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 44,51 МВА (178%).

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 35,6 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 мероприятий – 2024 год.

ПС 110/10 кВ № 243 Нащекино

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора

напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый (1985 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Нащекино – Барыбино I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Рыболово – Нащекино;

─

ВЛ 110 кВ Бронницы – Нащекино.

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 Нащекино в режимный день зимнего

максимума 16.12.2020 и составила 23,7 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 66 % от номинальной мощности; Т-2 –81 %. 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) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Нащекино на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 7,67 МВт (1,3

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 25 МВА (156%).

261

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 20 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 мероприятий – 2026 год.

ПС 110/35/6 кВ №23 Кварц

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора

напряжением 110/35/6 кВ мощностью 2х40 МВА (2007 и 1960 года ввода в

эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена отпайками от КВЛ 110 кВ Пахра –

Тураево с отпайками и КВЛ 110 кВ Яковлево –Тураево с отпайками.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

КЛ 35 кВ Кварц — Стрела №1, № 2;

─

КВЛ 35 кВ Кварц – Юсупово;

─

ВЛ 35 кВ Кварц – Наливная I, II цепь;

─

ВЛ 35 кВ Кварц – Алешино.

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 для Т-1 – 1,25, для Т-2 – 1,115.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110кВ Кварц в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 и составила 50,9 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 –

72 % от номинальной мощности; Т-2 –55 %. При аварийном отключении наиболее

загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе

оборудования составит 127 %, 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 Нащекино на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 20,5 МВт (7

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 57,9 МВА (145%).

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

262

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

мощностью не менее 46,3 МВА. Ближайшим большим стандартным по

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

63 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов

Т-1, Т-2 2х40 МВА на 2х63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ № 121 Асаново

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора

напряжением 35/6 кВ мощностью 2х2,5 МВА (1979 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 35 кВ Елизарово – Асаново;

─

ВЛ 35 кВ Алешино – Асаново.

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 35/6 кВ Асаново в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 и составила 4,14 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 –

52% от номинальной мощности; Т-2 – 122%. При аварийном отключении наиболее

загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе

оборудования составит Т-1 – 184 %, Т-2 – 170 %, 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 Асаново на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,47 МВт

(0,08 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 4,22 МВА (168%).

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 ПС 35 кВ Асаново на

трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА.

Организация ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2024 год.

263

Городской округ Серпухов

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110/10/6 кВ № 400 Ока

В настоящее время на подстанции установлены три автотрансформатора: АТ-1

напряжением 220/110/6 кВ мощностью 90 МВА (1964 года ввода в эксплуатацию),

АТ-2 напряжением 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА (2014 года ввода в

эксплуатацию) и АТ-3 напряжением 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА (1977 года

ввода в эксплуатацию) и два трансформатора Т-3 и Т-4 напряжением 220/10/10 кВ

мощностью 63 МВА каждый (2019 года ввода в эксплуатацию).

К сети 220 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ – Ока;

─

ВЛ 220 кВ Шипово – Ока;

─

ВЛ 220 кВ Ока – Бугры I, II цепь;

─

ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Ока I, II цепь.

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

─

ВЛ 110 кВ Ока – Серпухов I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Ока – Лазарево c отпайкой на ПС Дворики;

─

ВЛ 110 кВ Ока – Компрессорная с отпайками;

─

ВЛ 110 кВ Ока – Калиново;

─

ВЛ 110 кВ Ока – Калугино I, II цепь.

Предусматривается демонтаж существующих автотрансформаторов АТ-1, АТ-

2, АТ-3 и установка двух автотрансформаторов напряжением 220/110/10 кВ

мощностью 200 МВА каждый. Кроме того, предусматривается установка двух

трансформаторов напряжением 10/6,3-6,3 кВ мощностью 25 МВА.

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

ВЛ 110 кВ Калугино – Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий

Для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область

допустимых значений в энергосистеме Московской области в режимах летних

максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ (ТНВ +30 °С), 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), необходима замена провода ВЛ 110 кВ Калугино – Гришенки с

264

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

110 кВ Пролетарий на провод марки АС-185.

Организация ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2021 год.

ПС 110/10 кВ № 807 Калугино

Для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область

допустимых значений в энергосистеме Московской области в режимах летних

максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ (ТНВ +30 °С), 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), необходима замена провода ошиновки на провод марки АС-185 в

присоединении ВЛ 110 кВ Калугино – Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий.

Организация ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2021 год.

ПС 110/35/10 кВ № 447 Пущино

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора Т-1

напряжением 110/35/10 кВ мощностью 20 МВА (1966 года ввода в эксплуатацию),

Т-2 напряжением 110/10 кВ мощностью 20 МВА (1964года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Стрелецкая – Пущино;

─

ВЛ 110 кВ Пущино – Таруса I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Заповедник — Пущино.

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 Пущино в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 составила 25,8 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 –

62 % от номинальной мощности; Т-2 – 66 %. При аварийном отключении наиболее

загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе

оборудования составит 129%, что превышает ДДТН.

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

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

питания в аварийных режимах в объеме 2,07 МВА. С учетом перевода нагрузки

загрузка трансформаторов может составить 119% (23,73 МВА)

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 17,15 МВт

(9,8 МВА – полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с

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

265

нагрузка данной подстанции с учетом перевода нагрузки в аварийной схеме может

составить 33,5 МВА (168%).

Для снятия существующей перегрузки, с учетом 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 26,8 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 2х20 МВА на 2х40 МВА.

Также данное мероприятие присутствует в утвержденных ТУ на ТП

энергопринимающих администрации городского округа Пущино к электрическим

сетям ПАО «Россети Московский регион» (№ И-18-00-960261/102).

Организация ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

ПС 110/35/6 кВ № 44 Серпухов

В настоящее время на подстанции установлены три трансформатора

напряжением 110/35/10 кВ Т-1 мощностью 31,5 МВА (1958 года ввода в

эксплуатацию), Т-2 мощностью 20 МВА (1952 года ввода в эксплуатацию) и Т-3

мощностью 40 МВА (1974 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Ока – Серпухов I, II цепь;

─

ВЛ 110 кВ Серпухов – Заповедник с отпайкой на ПС Компрессорная.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Серпухов – Егоровка;

─

ВЛ 35 кВ Серпухов – Евдокимово;

─

ВЛ 35 кВ Серпухов – Река.

Согласно отчету № 04/12-02 «Техническое обследование строительных

конструкций порталов, фундаментов под электротехническое оборудование ОРУ

35 – 110 кВ ПС № 44 «Серпухов» Южные электрические сети ОАО «МОЭСК» были

выявлены элементы ОРУ 110 и 35 кВ имеющие дефекты.

С учетом специфики конструкции и технического состояния существующего

ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Серпухов (в двух ярусном исполнении), невозможно

выполнить работы на одой из систем шин без отключения второй. Существующие

приемные порталы не выдержат нагрузки проводов с большим сечением.

Ограниченная территория ПС, ее планировка и заходы существующих ВЛ 110/35 кВ,

не позволяют осуществить строительство нового ОРУ 110 кВ с переводом в него

новых присоединений. В связи с вышесказанным рекомендовано произвести

комплексную реконструкцию ОРУ 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин" с

применением КРУЭ 110 кВ с установкой ячеек:

─

4-х трансформаторных;

266

─

3-х линейных;

─

одной ШСВ;

─

одной резервной линейной ячейки.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2024 год.

Городской округ Ступино

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ № 529 Сидорово

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора Т-1

напряжением 110/10 кВ мощностью 40 МВА (1994 года ввода в эксплуатацию), Т-2

напряжением 110/10 кВ мощностью 31,5 МВА (1980 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС– Сидорово с отпайкой на Марс;

─

ВЛ 110 кВ Сидорово – Барыбино;

─

ВЛ 110 кВ Сидорово – Взлетная с отпайкой на Транспортая;

─

ВЛ 110 кВ Сидорово – Малино;

─

ВЛ 110 кВ Сидорово – ТЭЦ-17.

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 для Т-1 –1,25, для Т-2 – 1,115.

Согласно данным ПАО «Россети Московский регион» фактическая

максимальная нагрузка ПС 110 кВ Сидорово в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 составила 37,98 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 –

56 % от номинальной мощности; Т-2 – 50 %. При аварийном отключении наиболее

загруженного трансформатора (Т-1) максимальная загрузка оставшегося в работе

оборудования (Т-2) составит 121 %, 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 Сидорово на другие

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 10,71 МВт

(2,4 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 40,38 МВА (128%).

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-2 на трансформатор

мощностью не менее 32,34 МВА. Ближайшим большим стандартным по

267

номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью

40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора

Т-2 31,5 МВА на 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ № 657 Ялфимово

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора

напряжением 35/10 кВ мощностью 2х6,3 МВА (1982 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

─

ВЛ 35 кВ Яганово – Ялфимово;

─

ВЛ 35 кВ Сетовка – Ялфимово.

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 35/6 кВ Ялфимово в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 и составила 7,34 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 –

70% от номинальной мощности; Т-2 – 41%. При аварийном отключении Т-1(2)

максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-2(1) – 116 %,

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 Ялфимово 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

Ялфимово на трансформаторы мощностью 2х10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятий – 2026 год.

Городской округ Чехов

Объекты нового строительства 110 кВ

КВЛ 110 кВ Лаговская – Полиграф

Для исключения выхода параметров режима за область допустимых значений

в текущей режимной-балансовой ситуации 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), необходимо сооружение ЛЭП 110 кВ

268

Лаговская – Полиграф пропускной способностью не менее 581 А при ТНВ -5°С

(ориентировочной протяженностью 8,5 км).

Также данное мероприятие прописано в утвержденным ТУ на ТП

энергопринимающих устройств ООО «Проект-Девелопмент» к электрическим сетям

ПАО «Россети Московский регион» № И-18-00-147066/103.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ № 187 Лопасня

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ

мощностью 40 МВА и 31,5 МВА (1966 и 1962 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими линиями:

─

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

─

ВЛ 110 кВ Лопасня – Гришенки;

─

ВЛ 110 кВ Лопасня – Любучаны;

─

ВЛ 110 кВ Лопасня – Талеж I, II цепь.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

─

ВЛ 35 кВ Лопасня – Вентилятор;

─

ВЛ 35 кВ Лопасня – Елохово;

─

ВЛ 35 кВ Лопасня – Ерино;

─

ВЛ 35 кВ Лопасня – Поповка.

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 Лопасня в режимный

день зимнего максимума 16.12.2020 составила 64,26 МВА, при этом

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

%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора

максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит: Т-1 – 161 %,

Т-2 – 204 %, 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 Лопасня 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

трансформаторы мощностью не менее 51,4 МВА. Ближайшим большим

стандартным по номинальной мощности к указанном значению является

трансформатор мощностью 60 МВА.

269

Также замену трансформаторов необходимо выполнить в соответствии с

Предписанием Ростехнадзора от 06.06.2014 № 55-рп/П-2014: По результатам

проведения замеров нагрузок в период зимнего максимума 2013/2014 годов силовой

трансформатор 35 кВ Т-2 на ПС №187 Лопасня в аварийном режиме загружен на

169 %. Не разработана программа по замене указанных трансформаторов.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов

Т-1 и Т-2 мощностью 40 и 31,5 МВА на 2х63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2023 год.

ПС 110/10/6 кВ № 567 Полиграф

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10/6 кВ

мощностью 25 МВА каждый (1972 и 1983 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими линиями:

─

ВЛ 110 кВ Бугры – Полиграф;

─

ВЛ 110 кВ Полиграф – Добрыниха.

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 Полиграф в режимный день зимнего

максимума 16.12.2020 и составила 28,3 МВА, при этом трансформаторы были

загружены: Т-1 – 58 % от номинальной мощности; Т-2 – 55 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 113 %, что не превышает ДДТН.

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

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

центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 9,03 МВт (3,3

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 31,6 МВА (126%).

Для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП, и с

учетом отсутствия возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие

центры

питания

на

подстанции

рекомендуется

замена

существующих

трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 25,3 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 в 2026 г.

270

Также на подстанции планируется установка линейной ячейки для

присоединения новой ЛЭП 110 кВ Лаговская – Полиграф (срок реализации – 2022

год). Реализация данного мероприятия необходима для исключения выхода

параметров режима за область допустимых значений в текущей режимной-

балансовой ситуации 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), а также обеспечения технической возможности технологического

присоединения новых потребителей (например, ТУ на ТП энергопринимающих

устройств ООО «Проект-Девелопмент» к электрическим сетям ПАО «Россети

Московский регион» № И-18-00-147066/103).

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации мероприятий – 2022, 2026 год.

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

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), необходима установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Бугры –

Лопасня I, II цепь с отпайкой на ПС Венюково на ПС 110 кВ Лопасня, действующих

на отключение нагрузки ПС 110 кВ Лопасня в объеме 23 МВт.

Срок реализации мероприятий – 2021 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ № 357 Елохово

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 35/6 кВ

мощностью 6,3 МВА каждый (1974 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

─

ВЛ 35 кВ Ефремово – Елохово;

─

ВЛ 35 кВ Лопасня – Елохово.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при

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

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Елохово в режимный день

зимнего максимума 16.12.2020 составила 10,9 МВА, при этом трансформаторы

были загружены: Т-1 – 94 % от номинальной мощности, Т-2 – 80 %. При аварийном

отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка

оставшегося в работе оборудования составит 173 %.

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

РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 1,14

МВА на другие центры питания.

271

В

рамках

реализации

ТУ

на

ТП

планируется

подключение

энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 7,35 МВт

(1,63 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 12,53 МВА (199%).

Для снятия существующей перегрузки, и с учетом возможности перевода

нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и для обеспечения

возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции

рекомендуется замена существующих трансформаторов ПС 35 кВ Елохово на

трансформаторы мощностью 2х16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Окончание реконструкции – 2026 год.

ПС 35/6 кВ № 358 Ерино

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора

напряжением 35/6 кВ мощностью 2х10 МВА (2011 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

─

ВЛ 35 кВ Елисеево – Ерино;

─

ВЛ 35 кВ Лопасня – Ерино.

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 35/6 кВ Ерино в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 и составила 16,5 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 –

82% от номинальной мощности; Т-2 – 40%. При аварийном отключении Т-1(2)

максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-2(1) – 122 %,

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 Ерино 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

Ерино на трансформаторы мощностью 2х16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятий – 2026 год.

ПС 35/6 кВ № 384 Елисеево

В настоящее время на подстанции установлено три трансформатора

напряжением 35/6 кВ, Т-1 мощностью 5,6 МВА, Т-2 – 6,3 МВА и Т-3 – 3,2 (1963,

1974 и 1957 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

272

─

ВЛ 35 кВ Лаговская – Елисеево;

─

ВЛ 35 кВ Елисеево – Ерино.

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 35/6 кВ Елисеево в режимный день зимнего максимума

16.12.2020 и составила 11,1 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 –

63% от номинальной мощности; Т-2 – 68%; Т-3 – 96%. При аварийном отключении

наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в

работе оборудования составит Т-1 – 139%, Т-2 – 124 %, Т-3 – 95 %, что превышает

ДДТН Т-1 и Т-2.

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

РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Елисеево 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

Елисеево на трансформаторы мощностью 2х10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта – ПАО «Россети

Московский регион».

Срок реализации данного мероприятий – 2026 год.

Городской округ Кашира

Объекты нового строительства 220 кВ

ПС 220 кВ Тепличная

Согласно утвержденным 10.08.2020 ТУ на ТП (от) ООО «Агрокультура

Групп» к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» для электроснабжения

потребителей предполагается строительство ПС 220/10 кВ Тепличная (I этап).

На

подстанции

предполагается

установка

одного

трансформатора

напряжением 220/10 кВ мощностью 80 МВА с сооружением заходов ВЛ 220 кВ

Каширская ГРЭС – Ступино (ориентировочной протяженностью 0,2 км и 0,14 км,

выполненных проводом АС-400/51).

Организация, ответственная за реализацию проекта:

─

в части строительства подстанции – ООО «Агрокультура Групп»,

─

в части сооружения заходов ЛЭП – ПАО «ФСК ЕЭС».

Срок реализации Мероприятия – 2022 год.

Выполнение мероприятий в соответствии с проектом Схемы и программы

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

ПС 110/35/10 кВ № 572 Стрелецкая

В настоящее время на ПС 110/35/10 кВ Стрелецкая установлены два

трансформатора напряжением 110/35/10 кВ мощностью 2х25 МВА каждый (1976

года ввода в эксплуатацию).