СХЕМА И ПРОГРАММА ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022-2026 годов - часть 24

369

Номер

ПС

Наименование

энергообъекта

U

, кВ

Номер

сек.

(с.ш.)

I

откл.

выключателя,

кА

2022 г., ток к.з.

2023 г., ток к.з.

2024 г., ток к.з.

2025 г., ток к.з.

2026 г., ток к.з.

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

658

ПС 110 кВ Заповедник

110

1

18,4

9,8

8,6

7,9

7,5

7,9

7,5

7,9

7,5

7,9

7,5

2

9,8

8,6

7,9

7,5

7,9

7,5

7,9

7,5

7,9

7,5

663

ПС 110 кВ Взлетная

110

1

40

6,9

6,9

6,9

6,9

6,9

6,9

6,9

6,9

6,9

6,9

2

3,0

3,2

3,0

3,1

3,0

3,1

3,0

3,1

3,0

3,1

680

ПС 110 кВ Дзержинская

110

1

-

16,2

16,7

16,2

16,7

16,2

16,7

16,2

16,7

16,2

16,7

2

17,7

16,9

17,7

16,9

17,7

16,9

17,7

16,9

17,7

16,9

684

ПС 110 кВ Видное

110

1

20

16,9

13,8

16,8

13,7

16,8

13,7

16,8

13,7

16,8

13,7

2

13,8

12,0

13,8

11,9

13,8

11,9

13,8

12,0

13,8

12,0

695

ПС 110 кВ Крутыши

110

1

20

11,3

11,6

11,3

11,6

11,3

11,6

11,3

11,6

11,3

11,6

2

11,3

11,6

11,3

11,6

11,3

11,6

11,3

11,6

11,3

11,6

698

ПС 110 кВ Ситня

110

1

20; 25; 40

9,8

8,4

9,8

8,3

9,8

8,3

9,8

8,3

9,8

8,3

2

9,4

8,1

9,4

8,1

9,4

8,1

9,4

8,1

9,4

8,1

702

ПС 110 кВ Гришенки

110

1

18,4; 20

9,4

7,9

9,0

7,7

9,0

7,7

9,0

7,7

9,0

7,7

2

9,4

7,9

9,0

7,7

9,0

7,7

9,0

7,7

9,0

7,7

708

ПС 110 кВ Санаторная

110

1

50

10,4

8,4

10,4

8,4

10,4

8,4

10,4

8,1

10,4

8,1

2

6,9

5,7

6,9

5,7

6,9

5,7

6,9

5,7

6,9

5,7

718

ПС 110 кВ Якимовская

110

1

-

9,8

6,8

9,8

6,8

9,8

6,8

9,8

6,8

9,8

6,8

721

ПС 110 кВ Ям

110

1

-

18,9

16,3

18,9

16,3

18,9

16,3

18,9

16,3

18,9

16,3

2

17,6

15,7

17,6

15,6

17,6

15,6

17,6

15,6

17,6

15,6

741

ПС 110 кВ Жуковская

110

1

-

17,0

17,8

17,0

17,8

17,0

17,8

17,0

17,8

17,0

17,8

2

17,1

17,9

17,1

17,9

17,1

17,9

17,1

17,9

17,1

17,9

747

ПС 110 кВ Весенняя

110

1

40; 50

24,5

22,0

24,3

21,9

24,3

21,9

24,4

21,9

24,4

21,9

2

24,5

22,0

24,3

21,9

24,3

21,9

24,4

21,9

24,4

21,9

748

ПС 110 кВ Лазарево

110

1

20

7,7

6,4

6,3

5,6

6,3

5,6

6,3

5,6

6,3

5,6

2

7,7

6,4

6,3

5,6

6,3

5,6

6,3

5,6

6,3

5,6

755

ПС 110 кВ Молоково

110

1

-

9,2

6,4

9,2

6,4

9,2

6,4

9,2

6,3

9,2

6,3

2

7,8

5,8

7,8

5,8

7,8

5,8

7,8

5,8

7,8

5,8

756

ПС 110 кВ Головлинка

110

1

-

8,0

6,6

8,0

6,6

8,0

6,6

8,0

6,6

8,0

6,6

2

8,0

6,6

8,0

6,6

8,0

6,6

8,0

6,6

8,0

6,6

370

Номер

ПС

Наименование

энергообъекта

U

, кВ

Номер

сек.

(с.ш.)

I

откл.

выключателя,

кА

2022 г., ток к.з.

2023 г., ток к.з.

2024 г., ток к.з.

2025 г., ток к.з.

2026 г., ток к.з.

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

764

ПС 110 кВ Загорново

110

1

-

8,6

6,9

8,6

6,9

8,6

6,9

8,6

6,9

8,6

6,9

2

8,6

6,9

8,6

6,9

8,6

6,9

8,6

6,9

8,6

6,9

771

ПС 110 кВ Малино

110

1

25; 40

8,0

7,1

8,0

7,0

8,0

7,0

8,0

7,0

8,0

7,0

2

8,0

7,1

8,0

7,0

8,0

7,0

8,0

7,0

8,0

7,0

776

ПС 110 кВ Юбилейная

110

1

40

24,6

22,6

24,6

22,6

24,6

22,6

24,6

22,6

24,6

22,6

2

24,6

22,6

24,6

22,6

24,6

22,6

24,6

22,6

24,6

22,6

791

ПС 110 кВ Шепчинки

110

1

-

34,1

33,6

33,9

33,5

33,9

33,5

33,9

33,5

33,9

33,5

2

34,1

33,6

33,9

33,5

33,9

33,5

33,9

33,5

33,9

33,5

799

ПС 110 кВ Рощинская

110

1

-

5,4

5,2

5,4

5,2

5,4

5,2

5,4

5,2

5,4

5,2

2

25,7

23,1

25,5

23,0

25,5

23,0

25,6

23,0

25,6

23,0

807

ПС 110 кВ Калугино

110

1

40

16,1

10,6

11,5

8,8

11,5

8,8

11,5

8,8

11,5

8,8

2

16,1

10,6

11,5

8,8

11,5

8,8

11,5

8,8

11,5

8,8

846

ПС 220 кВ Образцово

220

1

40

10,0

8,0

10,0

8,0

10,0

8,0

10,0

8,0

10,0

8,0

2

10,0

8,0

10,0

8,0

10,0

8,0

10,0

8,0

10,0

8,0

853

ПС 110 кВ Садовая

110

1

40

36,7

34,6

36,7

34,5

36,7

34,5

36,7

34,5

36,7

34,5

2

36,7

34,6

36,7

34,5

36,7

34,5

36,7

34,5

36,7

34,5

874

ПС 220 кВ Сельская

220

1

40

11,9

10,9

11,8

10,9

11,8

10,9

11,8

10,9

11,8

10,9

2

15,3

13,6

15,3

13,6

15,3

13,6

15,3

13,6

15,3

13,6

-

Каширская ГРЭС

500

1

50

16,7

12,3

16,7

12,3

16,7

12,3

16,7

12,3

16,7

12,3

220

1

31,5; 35,5; 40

21,8

21,3

21,8

21,2

21,8

21,2

21,8

21,2

21,8

21,2

2

14,5

14,1

14,4

14,1

14,4

14,1

14,4

14,1

14,4

14,1

3

21,8

21,3

21,8

21,2

21,8

21,2

21,8

21,2

21,8

21,2

4

14,5

14,1

14,4

14,1

14,4

14,1

14,4

14,1

14,4

14,1

110

1

40

13,4

14,1

12,9

13,7

12,9

13,7

12,9

13,7

12,9

13,7

2

13,4

14,1

12,9

13,7

12,9

13,7

12,9

13,7

12,9

13,7

3

18,3

20,4

18,2

20,2

18,2

20,2

18,2

20,2

18,2

20,2

4

18,3

20,4

18,2

20,2

18,2

20,2

18,2

20,2

18,2

20,2

-

ТЭЦ-17

110

1

26,3; 40; 50

14,1

16,5

14,1

16,5

14,1

16,5

14,1

16,5

14,1

16,5

2

14,1

16,5

14,1

16,5

14,1

16,5

14,1

16,5

14,1

16,5

371

Номер

ПС

Наименование

энергообъекта

U

, кВ

Номер

сек.

(с.ш.)

I

откл.

выключателя,

кА

2022 г., ток к.з.

2023 г., ток к.з.

2024 г., ток к.з.

2025 г., ток к.з.

2026 г., ток к.з.

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

-

ПС 220 кВ Тепличная

(проект)

220

1

-

11,1

9,4

11,1

9,4

11,1

9,4

11,1

9,4

11,1

9,4

2

11,1

9,4

11,1

9,4

11,1

9,4

11,1

9,4

11,1

9,4

-

ТЭС Заводская (проект)

220

1

40

14,2

11,5

14,2

11,5

14,2

11,5

14,2

11,5

14,2

11,5

2

14,2

11,5

14,2

11,5

14,2

11,5

14,2

11,5

14,2

11,5

-

ТЭС Свистягино (проект)

110

1

40

7,3

6,0

7,3

6,0

7,3

6,0

7,3

6,0

7,3

6,0

2

7,3

6,0

7,3

6,0

7,3

6,0

7,3

6,0

7,3

6,0

372

Таблица 89

Результаты расчетов максимальных токов к.з. на шинах энергообъектов Южных электрических сетей, на которых

значения токов к.з. превышают отключающую способность выключателей, для 2022 – 2026 гг.

Наименование

энергообъекта

Наименование выключателя

I

откл.

выкл., кА

2022 г.,

макс. ток к.з.

2023 г.,

макс. ток к.з.

2024 г.,

макс. ток к.з..

2025 г.,

макс. ток к.з.

2026 г.,

макс. ток к.з.

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

I

(3)

, кА

I

(1)

, кА

РУ 110 кВ

ПС 220 кВ Мячково

АТ-5

40

23,2

21,9

23,3

21,9

23,3

21,9

23,2

21,8

23,2

21,8

Лыткарино - Мячково

40

16,6

17,1

16,6

17,1

16,6

17,1

16,6

17,1

16,6

17,1

Мячково - Тураево I

26,3

15,1

15,9

15,1

15,9

15,1

15,9

15,1

15,9

15,1

15,9

Т-3

26,3

27,4

26,5

27,4

26,5

27,4

26,5

27,4

26,4

27,4

26,4

373

18.5.

Итоговый перечень энергообъектов энергосистемы Московской области,

на которых необходима замена выключателей

Итоговый перечень энергообъектов энергосистемы Московской области, на

которых необходима замена выключателей представлен в таблице 41.

Таблица 90

Итоговый перечень энергообъектов энергосистемы Московской области, на

которых необходима замена выключателей

N п/п

Наименование энергообъекта

Наименования выключателя,

требующего замены

Требуемая

отключающая

способность

новых

выключателей,

не менее кА

Рекомендуемый

год замены

выключателя

1

РУ 110 кВ ПС 220 кВ Восточная

КВЛ 110 кВ Восточная –

Кучино с отпайкой на ПС Ясная

40

2022

2

КВЛ 110 кВ Восточная –

Баскаково I цепь

40

2022

3

КВЛ 110 кВ Восточная –

Баскаково II цепь

40

2022

4

АТ-1

40

2022

5

РУ 110 кВ ПС 110 кВ Афанасово

СМВ 110 кВ

25

2022

6

РУ 220 кВ ПС 220 кВ Кедрово

Т-1

40

2022

7

Т-3

40

2022

8

РУ 110 кВ ПС 110 кВ

Железнодорожная

Т-1

40

2022

9

Т-2

40

2022

10

РУ 110 кВ ПС 110 кВ Кольцевая

Т-1

25

2022

11

Т-2

25

2022

12

РУ 220 кВ ПС 220 кВ Радищево

ВЛ 220 кВ Сигма - Радищево I

цепь

40

2022

13

ВЛ 220 кВ Сигма - Радищево II

цепь

40

2022

14

ВЛ 110кВ Радищево–Клин

I цепь

40

2022

15

ВЛ 110кВ Радищево–Клин

II цепь

40

2022

16

ВЛ 110 кВ Радищево-Ямуга

I цепь

40

2022

17

ВЛ 110 кВ Радищево-Ямуга

II цепь

40

2022

18

ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево I

цепь с отпайкой на ПС Ожогино

40

2022

19

ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево II

цепь с отпайкой на ПС Ожогино

40

2022

20

ВЛ 110 кВ Солнечногорск –

Радищево с отпайкой на ПС

Ожогино

40

2022

21

РУ 110 кВ ПС 220 кВ Омега

ВЛ 110 кВ Омега – Эра I цепь

50

2022

22

ВЛ 110 кВ Омега – Эра II цепь

50

2022

23

РУ 110 кВ ПС 110 кВ Икша II

Т-1

25

2022

24

РУ 110 кВ ПС 220 кВ Мячково

Т-3

40

2022

374

XIX.

Анализ баланса реактивной мощности в электрической сети Московской

области на период до 2026 года. Предложения по установке средств компенсации

реактивной мощности. Предложения по снижению потерь электрической энергии на

период до 2026 года.

В работе произведен анализ балансов реактивной мощности для

электрических сетей энергосистемы Московской области, а также определена

необходимость установки дополнительных средств компенсации реактивной

мощности в сети 110 кВ и выше.

Источниками реактивной мощности в электрической сети 110 кВ и выше

энергосистемы Московской области являются батареи статических конденсаторов

(

Q

БСК

), зарядная мощность ЛЭП, а также генераторы электрических станций (

Q

г

).

Потребление реактивной мощности складывается из потребления реактивной

мощности в узлах нагрузки

(

нагр

), потребления УШР (

УШР

), а также из потерь

реактивной мощности. Суммарные потери реактивной мощности (

∆

нагр

), – это

алгебраическая сумма потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях

воздушных и кабельных ЛЭП (

∆

ЛЭП

), трансформаторах (

∆

тр

).

В балансе реактивной мощности также учтен внешний переток реактивной

мощности (

внеш

).

Таким образом, уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

генер

.

=

потр

.

+

внеш

.

,

где

генер

.

=

г

.

+

БСК

,

потр

.

=

нагр

+

УШР

+ ∆

нагр

=

нагр

+

УШР

+

∆

ЛЭП

+ ∆

тр

.

Результаты расчета баланса реактивной мощности для периода зимних

максимальных, зимних минимальных, (температура окружающей среды минус 26 °C)

а также летних максимальных (температура окружающей среды плюс 30 °C) и

летних минимальных (температура окружающей среды плюс 18 °C) нагрузок 2022–

2026 годов для энергосистемы Московской области, представлены в таблице 91

Расчет баланса реактивной мощности показал, что во всех рассмотренных

режимах 2022–2026 годов в нормальной схеме электрической сети энергосистема

Московской области является сбалансированной по реактивной мощности. Баланс

реактивной мощности имеет избыточный характер. При этом расчет режимов

нормальных, ремонтных и послеаварийных схем не выявил снижения/повышения

напряжения на шинах станций и подстанций 110 кВ и выше энергосистемы

Московской области ниже/выше допустимых пределов. Таким образом,

дополнительных мер по компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше

не требуется.

375

Таблица 91

Баланс реактивной мощности в подсистеме Московской области на период 2022 и 2026 годов, кВ

Показатель

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

2026 г.

Зима

макс

Зима

мин

Лето

макс

Лето

мин

Зима

макс

Зима

мин

Лето

макс

Лето

мин

Зима

макс

Зима

мин

Лето

макс

Лето

мин

Зима

макс

Зима

мин

Лето

макс

Лето

мин

Зима

макс

Зима

мин

Лето

макс

Лето

мин

Реактивная мощность

нагрузки

5259

3988

4406

3009

5312

4038

4441

3030

5334

4031

4480

3099

5375

4050

4528

3122

5405

4091

4539

3134

Нагрузочные потери

4755

2268

2327

1581

4801

2251

2350

1568

5052

2599

2468

1435

5033

2647

2415

1401

4842

2289

2429

1391

в т.ч. потери в ЛЭП

1930

944

871

838

1939

921

925

808

2087

1164

979

660

2036

1188

931

615

1890

927

934

603

потери в АТ

2825

1324

1455

744

2862

1330

1426

760

2965

1435

1489

775

2997

1459

1484

787

2952

1362

1495

789

Потребление ШР

491

516

584

864

484

515

578

863

475

507

575

875

482

506

579

871

489

516

578

872

Потери в шунтах

83

91

156

164

82

91

155

165

82

90

156

167

81

88

157

167

81

89

157

167

Суммарное

потребление

реактивной мощности

10588

6863

7472

5619

10679

6894

7525

5626

10943

7227

7679

5576

10971

7291

7679

5562

10817

6984

7703

5564

Генерация реактивной

мощности

электростанциями,

БСК

3893

441

1138

-717

3973

424

1187

-736

4177

605

1149

-951

4135

679

1100

-904

4057

506

1153

-906

Зарядная

мощность

ЛЭП

7083

7678

7992

8417

7066

7684

7977

8431

7087

7686

8051

8612

7103

7665

8083

8586

7123

7723

8072

8588

Суммарная генерация

реактивной мощности

10976

8119

9130

7700

11039

8108

9164

7695

11264

8291

9200

7661

11238

8344

9183

7682

11180

8229

9225

7682

Внешний

переток

реактивной мощности

(избыток)

388

1256

1658

2081

360

1213

1639

2069

321

1064

1521

2085

266

1053

1504

2120

364

1244

1522

2118

376

Таблица 92

Уровни напряжения в подсистеме Московской области на период 2022

и 2026 годов, кВ

Наименование ЭС

Московская область

2022 г

2026 г

Зима

макс

Зима

мин

Лето

макс

Лето

мин

Зима

макс

Зима

мин

Лето

макс

Лето

мин

110 кВ

Мин. напряжение

102,5

113,8

103,7

109,3

101,8

111,2

108,7

108,0

Ср. напряжение

111,0

117,2

114,7

119,1

110,9

117,1

115,0

119,9

Макс. напряжение

118,6

125,5

123,5

127,8

118,7

123,2

123,4

128,2

СКО напряжения

2,7

1,9

2,5

2,0

2,7

1,9

2,8

2,0

220 кВ

Мин. напряжение

211,5

237,2

225,1

228,7

213,8

226,9

224,8

224,1

Ср. напряжение

231,8

240,3

233,9

241,5

237,3

237,7

234,0

242,9

Макс. напряжение

238,0

249,3

241,9

248,9

237,7

250,7

242,6

247,0

СКО напряжения

4,2

4,9

3,8

5,0

5,4

4,9

4,5

4,7

500 кВ

Мин. напряжение

490,7

500,4

503,6

504,8

493,1

510,1

514,7

514,4

Ср. напряжение

499,2

516,1

508,9

516,5

501,3

517,3

514,1

519,7

Макс. напряжение

505,6

524,1

516,4

524,1

509,8

523,1

518,4

529,6

СКО напряжения

3,1

4,2

2,1

6,0

3,3

3,3

1,9

4,2

750 кВ

ПС 750 кВ Грибово

743,4

759,6

765,7

778,1

747,1

746,7

771,1

774,8

ПС 750 кВ Белый Раст

746,7

764,7

761,2

774,9

757,0

755,1

768,1

770,6

В таблице 93 приведены результаты расчетов оценки эффективности

различных мероприятий по нормализации напряжения в подсистеме Московской

области . В числе таких мероприятий были рассмотрены:

─

Мероприятие 1 – снижение уставок по напряжению на генераторах города

Москвы и Московской области до 0,95 от номинального значения и

регулирование коэффициентов трансформации на всех автотрансформаторах

500/220 кВ и 220/ 110 кВ в пределах ±5% от номинального значения;

─

Мероприятие 2 – дополнительно к мерам, указанным для мероприятия 1,

включение ШР в подсистеме города Москвы суммарной установленной

мощностью 700 Мвар.

Таблица 93

Уровни напряжения в подсистеме Московской области на период 2022 и 2026

годов с учетом мероприятий по нормализации напряжений, кВ

Наименование ЭС

Московская область

Мероприятие 1

Мероприятие 2

2022

2026

2022

2026

Зима

макс

Зима

мин

Лето

макс

Лето

мин

Зима

макс

Зима

мин

Лето

макс

Лето

мин

110 кВ

Мин. напряжение

114,3

110,5

109,0

107,7

111,5

109,2

109,5

106,7

Ср. напряжение

116,5

115,0

115,5

117,8

113,4

115,7

114,6

115,6

Макс. напряжение

123,9

122,6

124,0

126,3

121,5

120,5

122,4

124,9

СКО напряжения

2,3

2,5

2,7

2,1

2,4

1,9

2,0

1,8

220 кВ

Мин. напряжение

209,9

228,8

224,9

231,4

222,8

225,1

223,7

221,0

377

Наименование ЭС

Московская область

Мероприятие 1

Мероприятие 2

2022

2026

2022

2026

Зима

макс

Зима

мин

Лето

макс

Лето

мин

Зима

макс

Зима

мин

Лето

макс

Лето

мин

Ср. напряжение

236,4

234,8

234,8

236,8

225,9

233,6

233,5

234,4

Макс. напряжение

247,7

243,2

245,6

246,2

243,2

238,9

240,1

237,8

СКО напряжения

4,9

4,5

4,0

4,7

4,1

5,1

3,8

4,0

500 кВ

Мин. напряжение

510,0

496,0

509,6

509,1

497,7

503,5

508,7

509,4

Ср. напряжение

508,9

508,3

507,6

516,8

506,2

508,9

510,3

515,6

Макс. напряжение

516,5

519,3

519,9

522,5

512,7

516,5

511,2

519,6

СКО напряжения

3,8

4,1

1,3

3,1

3,1

3,9

1,7

2,3

По данным ПАО «Россети Московский регион», потери электроэнергии в

сетях в 2017 году составили 9,24% от величины поступления электроэнергии в сеть,

в 2018 году – 8,90%, в 2019 году – 8,27%, потери электроэнергии в 2020 году

составили 9,6%. Фактические значения уровня потерь имеют в целом

положительную динамику за исключением 2020 года.

Для снижения технологических потерь предлагается использовать следующие

организационные и технические мероприятия:

─

оптимизация установившихся режимов электрических сетей по активной

и реактивной мощности;

─

оптимизация мест размыкания сети 6-35 кВ с двухсторонним питанием;

─

оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с

различными номинальными напряжениями;

─

уменьшение ограничения мощности генераторов;

─

оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных

электрических сетей;

─

разукрупнение распределительных линий 0,4-35 кВ;

─

отключение линий и трансформаторов в режимах малых нагрузок;

─

отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой;

─

замена перегруженных и ввод в работу дополнительных силовых

трансформаторов;

─

повышением пропускной способности сети заменой проводов ЛЭП на

большее сечение или на провода из композитных материалов с повышенной

пропускной способностью, в том числе с использованием самонесущего

изолированного провода в сетях 0,4-6-10 кВ;

─

замена недогруженных силовых трансформаторов;

─

ввод в работу средств АРКТ на трансформаторах с РПН;

─

сокращение продолжительности ремонта основного оборудования;

─

выполнение работ под напряжением на ВЛ;

─

снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;

─

выравнивание нагрузок по фазам в сетях 0,4 кВ;

─

стимулирование потребителей к выравниванию графиков нагрузки.

В таблице 94 приведены мероприятия по снижению уровня потерь на период

до 2026 года.

378

Таблица 94

Мероприятия по снижению потерь в сети Московской области на период

2022-2026 годов

Мероприятие

Объем

Год

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Прогресс

2х40 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Храпуново

2х4 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Туменская

1х10 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Дубки

2х4 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Черусти

1х4 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Румянцево

2х25 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Соловьево

2х16 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Голицыно

1х40 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Сухарево

2х25 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Никольское

1х6,3 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Рогачево

2х16 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Ветрово

1х6,3 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Катуар

1х10 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 № Ивантеевка

2х10 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Павшино

2х63 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Роса

2х40 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Правда

2х16 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Ченцы

2х10 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Солнечногорск

1х40 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Алабушево

1х40 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Воробьево

1х6,3 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Хомутово

2х25 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Ялфимово

2х10 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Ерино

2х16 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Елисеево

2х10 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Луговая

2х63 МВА

2022

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Лобня

2х16 МВА

2023

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Мамонтовская

2х40 МВА

2023

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Прудная

2х25 МВА

2023

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 № Лопасня

2х63 МВА

2023

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Красный

3,2 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Полбино

2х4 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Трофимово

1х4 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Мелихово

2х6,3 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Речная

2х40 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Тополь

2х63 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Талицы

2х10 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Торгашино

1х2,5 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Бужаниново

2х4 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Время

2х25 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Дзержинская

1х25 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Красково

1х40 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Климовская

2х40 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 № Лаговская

2х40 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Гжель

2х40 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Асаново

2х6.3 МВА

2024

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Пичурино

2х6,3 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 № Осташево

2х10 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Судниково

2х2,5 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Вышгород

2х6,3 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Кленово

2х6,3

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Васькино

2х2,5 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Лифаново

2х6,3 МВА

2025

379

Мероприятие

Объем

Год

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Бабайки

2х10 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Венцы

2х2,5 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Нудоль

2х6,3 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Борщево

2х4

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Першутино

2х10 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 Т-2 Луговая

1х40 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Орлово

2х16 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 110 Малаховка

2х25

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 110/6 кВ Раменская

2х40 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Нащекино

2х25 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Сидорово

1х40 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Полиграф

2х40 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Елохово

2х10 МВА

2025

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Вахромеево

2х10 МВА

2026

Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Парус

1х16 МВА

2026

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Бронницы

2х63 МВА

2026

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 110 Кварц

2х63 МВА

2026

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 110 Пущино

2х40 МВА

2026

Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 110 Стрелецкая

2х40 МВА

2026

Снижение технологических потерь электроэнергии также одна из задач

перспективного развития электрической сети. Кроме вышеуказанных мероприятий в

перспективе до 2035 года при проектировании или реконструкции сетей задача

снижения потерь может решаться путем рационального построения сети, а именно:

─

сокращением ступеней трансформации при передаче электроэнергии от

источников к потребителям;

─

переводом электрических сетей на более высокое номинальное

напряжение;

─

применением

средств

компенсации

реактивной

мощности

и

регулирования напряжения, в том числе устройств FACTS;

─

применением трансформаторов со сниженными потерями за счет

применения высококачественной электротехнической стали с уровнем удельных

потерь 1,0 Вт/кг при индукции 1,5 Тл, применения стали толщиной 0,23-0,3 мм,

сборки магнитопроводов по технологии с косым стыком «Step Lap» (согласно

Положению ПАО «Россети» «О единой технической политике в электросетевом

комплексе» от 08.11.2019 г. №378);

─

переходом к построению интеллектуальных электрических сетей и

развитию распределённой генерации.

Реализация указанных в данном разделе мероприятий позволит снизить

уровень потерь электроэнергии в сетях.

380

XX.

Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в

отношении территориальных сетевых организаций или их обособленных

подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на

территории Московской области

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 31

декабря 2009 года № 1220 «Об определении применяемых при установлении

долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и

оказываемых услуг», приказом Минэнерго России от 29 ноября 2016 года № 1256

утверждены Методические указания по расчету уровня надежности и качества

поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой

национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых

организаций (далее – Методические указания).

Согласно Методическим указаниям для сетевых организаций показатели

надежности и качества услуг определяются в отношении оказываемых сетевыми

организациями услуг по передаче электрической энергии потребителям услуг по

передаче электрической энергии, в том числе потребителям электрической энергии,

обслуживаемым сбытовыми организациями и гарантирующими поставщиками, в

интересах которых заключены договоры об оказании услуг по передаче

электрической энергии, непосредственно или опосредованно присоединенным к

объектам электросетевого хозяйства данной сетевой организации, за исключением

коммунальных потребителей, проживающих в многоквартирных жилых домах, а

также

осуществляемого

технологического

присоединения

к

объектам

электросетевого

хозяйства

соответствующей

сетевой

организации

энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по

производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства

сетевых организаций и иных лиц.

Согласно Методическим указаниям показателями надежности и качества

услуг являются:

─

показателя уровня надежности оказываемых услуг, который определяется

продолжительностью и частотой прекращений передачи электрической энергии;

─

показатель уровня качества оказываемых услуг, который определяется

показателем уровня качества осуществляемого технологического присоединения

к сети.

Плановые

значения

показателей

надежности

и

качества

услуг

устанавливаются регулирующими органами на каждый расчетный период

регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования.

Сетевыми компаниями, эксплуатирующими электрические сети напряжением

35 кВ и выше на территории Московской области, являются ПАО «Россети

Московский регион», Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Центра, а также прочие

организации и лица, владеющие абонентскими и тяговыми объектами

электросетевого хозяйства.

ПАО «Россети Московский регион» обслуживает электросетевые объекты

напряжением 220 кВ и ниже и осуществляет свою деятельность на территории

381

Московской области посредством следующих филиалов: Северные электрические

сети (СЭС), Южные электрические сети (ЮЭС), Западные электрические сети (ЗЭС),

Восточные электрические сети (ВЭС).

На территории Московской области расположены электросетевые объекты

220-750 кВ, которые находятся в собственности ПАО «ФСК ЕЭС» и обслуживаются

филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Центра (Московское ПМЭС).

На территории Московской области органом государственной власти,

устанавливающим, в том числе цены (тарифы) на услуги по передаче электрической

энергии, является Комитет по ценам и тарифам Московской области.

Распоряжением Комитета по ценам и тарифам Московской области от 20

декабря 2017 года № 326-Р «Об установлении долгосрочных параметров

регулирования деятельности территориальных сетевых организаций на 2018-2022

годы» установлены долгосрочные параметры регулирования деятельности ПАО

«Россети Московский регион» на территории Московской области на период 2018-

2022 годов, в частности:

уровень качества реализуемых товаров (услуг);

уровень надежности реализуемых товаров (услуг): показатель средней

продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку

поставки (Пsaidi), час, и показатель средней частоты прекращений передачи

электрической энергии на точку поставки (Пsaifi), шт.

Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической

энергии на точку поставки в каждом расчетном периоде регулирования в пределах

долгосрочного периода регулирования (Пsaidi) определяется по формуле:

П

ﷻ ࣿ  ࣿ

=

ࣿ

=1

ࣿ

∙

ࣿ

,

(1)

где

ࣿ

– продолжительность i-го прекращения передачи электрической

энергии в отношении точек поставки потребителей услуг сетевой организации в

рамках технологического нарушения, час;

ࣿ

– количество точек поставки

потребителей услуг сетевой организации, в отношении которых произошло i-ое

прекращение передачи электрической энергии, в рамках технологического

нарушения, шт.;

– максимальное за год число точек поставки потребителей

услуг сетевой организации за t-й расчетный период регулирования, шт.; I –

количество прекращений передачи электрической энергии в отношении точек

поставки потребителей услуг сетевой организации t-м расчетном периоде

регулирования, шт.

Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на

точку поставки в каждом расчетном периоде регулирования в пределах

долгосрочного периода регулирования (Пsaifi) определяется по формуле:

П

ﷻ ࣿ 㐀 ࣿ

=

ࣿ

=1

ࣿ

,

(2)

382

В таблице 95 представлены утвержденные плановые показатели уровня

надежности реализуемых товаров (услуг) для ПАО «Россети Московский регион» на

территории Московской области на 2018-2022 годы.

Таблица 95

Утвержденные плановые значения показателей уровня надежности

реализуемых товаров (услуг) для ПАО «Россети Московский регион» на территории

Московской области на период 2018-2022 годов

Наименование сетевой

организации

Год

Уровень надежности реализуемых товаров (услуг)

Показатель средней

продолжительности прекращения

передачи электрической энергии на

точку поставки

Показатель средней частоты

прекращений передачи

электрической энергии на точку

поставки

1

2

3

4

ПАО «Россети

Московский регион»

2018

0,65600

0,29053

2019

0,64616

0,28617

2020

0,63647

0,28188

2021

0,62692

0,27765

2022

0,61752

0,27349

Плановые значения показателей уровня надежности и качества реализуемых

товаров (услуг) для ПАО «Россети Московский регион» на период 2023-2025 годов

утверждены приказом Минэнерго России от 26 декабря 2019 года № 33 «Об

утверждении изменений, вносимых в инвестиционную программу ПАО «МОЭСК»,

утвержденную приказом Минэнерго России от 16.10.2014 № 735, с изменениями,

внесенными приказом Минэнерго России от 26.12.2018 № 31». В таблице 96

приведены утвержденные плановые значения показателей надежности оказываемых

услуг по передаче электрической энергии ПАО «Россети Московский регион» на

период 2021-2025 годов, а также оценка этих показателей на 2026 год в

соответствии с требованиями Методических указаний.

Таблица 96

Плановые значения показателей надежности оказываемых услуг по передаче

электрической энергии ПАО «Россети Московский регион» на территории

Московской области на период 2021-2026 годов

Наименование

сетевой организации

Год

Показатель средней

продолжительности прекращения

передачи электрической энергии на

точку поставки

Показатель средней частоты

прекращения передачи

электрической энергии на точку

поставки

1

2

3

4

ПАО «Россети

Московский регион»

2021

0,62692

0,27765

2022

0,61752

0,27349

2023

0,60825

0,26938

2024

0,59913

0,26534

2025

0,59014

0,26136

2026

0,58129

0,25744

Показатели надежности и качества услуг по передаче электрической энергии

ПАО «ФСК ЕЭС» на период 2021-2024 годов утверждены приказом ФАС России от

01 декабря 2020 года № 1176/20 в составе:

уровень качества оказываемых услуг;

уровень надежности реализуемых товаров и услуг: показатель средней

продолжительности прекращений передачи электрической энергии (ПП), час.

383

Показатель

средней

продолжительности

прекращений

передачи

электрической энергии (ПП) определяется по формуле:

П

П

=

пр

тп

,

(3)

где

пр

– фактическая суммарная продолжительность всех прекращений

передачи электрической энергии в отношении потребителей услуг сетевой

организации за расчетный период регулирования, час;

тп

– максимальное за

расчетный период регулирования число точек присоединения потребителей услуг

сетевой организации к электрической сети сетевой организации, шт.

В таблице 97 представлены утвержденные плановые значения показателя

уровня надежности реализуемых товаров и услуг для ПАО «ФСК ЕЭС» на 2021-

2024 годы.

Таблица 97

Утвержденные

плановые

значения

показателя

уровня

надежности

реализуемых товаров и услуг для ПАО «ФСК ЕЭС» на период 2021-2024 годов

Наименование показателя

Значение показателя, годы

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

Показатель средней продолжительности прекращений

передачи электрической энергии (Пп)

0,03290

0,03241

0,03192

0,03144

В таблице 98 приведены утвержденные плановые значения показателя уровня

надежности реализуемых товаров и услуг для ПАО «ФСК ЕЭС» на период 2021-

2024 годов, а также оценка этих показателей на период 2025-2026 годов в

соответствии с требованиями Методических указаний.

Таблица 98

Плановые значения показателей надежности оказываемых услуг по передаче

электрической энергии ПАО «ФСК ЕЭС» на период 2021-2026 годов

Наименование показателя

Значение показателя, годы

2021

2022

2023

2024

2025

2026

1

2

3

4

5

6

7

Показатель

средней

продолжительности

прекращений

передачи

электрической

энергии (Пп)

0,03290

0,03241

0,03192

0,03144

0,03097

0,03050

В таблице 99 и на рисунок 33 представлены фактические значения

показателей средней продолжительности прекращения передачи электрической

энергии на точку поставки и средней частоты прекращений передачи электрической

энергии на точку поставки для ПАО «Россети Московский регион» за период 2018-

2020 годов на территории Московской области.

384

Таблица 99

Фактические значения показателей средней продолжительности прекращения

передачи электрической энергии на точку поставки и средней частоты прекращений

передачи электрической энергии на точку поставки для ПАО «Россети Московский

регион» за период 2018-2020 годов на территории Московской области

Наименование сетевой

организации

2018 год

2019 год

2020 год

план

факт

план

факт

план

факт

1

2

3

4

5

6

7

Средняя продолжительность прекращения передачи электрической энергии на точку поставки, Пsaidi, час

ПАО «Россети

Московский регион»

0,65600

0,25771

0,64616

0,37488

0,63647

н/д

Средняя частота прекращений передачи электрической энергии на точку поставки, Пsaifi, ед.

ПАО «Россети

Московский регион»

0,29053

0,20060

0,28617

0,31253

0,28188

н/д

Примечание – Данные за 2020 год будут предоставлены ПАО «Россети Московский регион» после 31.03.2021 г.

По данным таблицы 99 следует, что фактические значения показателей

средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку

поставки и средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку

поставки для ПАО «Россети Московский регион» за 2019 год выросли по

отношению к показателям за 2018 год. Данные по показателям за 2020 год будут

предоставлены ПАО «Россети Московский регион» после 31.03.2021 г.

Примечание – Штриховкой обозначены плановые значения указанных показателей.

Рисунок 33. Фактические и плановые значения показателей средней

продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку

поставки и средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку

поставки для ПАО «Россети Московский регион» за период 2018-2020 годов на

территории Московской области

На величину показателей надежности поставляемых товаров и оказываемых

услуг сетевыми компаниями на территории Московской области оказывают влияние

следующие факторы:

─

схемная надежность Московской области (радиальный тип схем, наличие

тупиковых схем и низкая степень резервирования электроснабжения