Арсаки.


Схема и Программа перспективного развития электроэнергетики Владимирской области на 2017-2021 гг.Основные направления развития. Прогнозируемая перспектива развития электросетевого комплекса на период 2017-2021 гг.ТОМ 2Часть 2 Содержание тома
TOC \o "1-3" \h \z \u Состав документации PAGEREF _Toc480363227 \h 3Введение PAGEREF _Toc480363228 \h 41Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ и выше Владимирской области на 2017-2021 гг. PAGEREF _Toc480363229 \h 61.1Заявки на технологическое присоединение и инвестиционные проекты Владимирской области PAGEREF _Toc480363230 \h 61.2Развитие сетей 110 кВ и выше Владимирской энергосистемы PAGEREF _Toc480363231 \h 72Сводный перечень мероприятий по развитию сети 110 кВ и выше на период 2017-2021 г.г. PAGEREF _Toc480363232 \h 113Перечень мероприятий по замене оборудования 6-35 кВ на период 2017-2021 г.г. PAGEREF _Toc480363233 \h 194Перечень мероприятий по реконструкции (строительству) ЛЭП 35 кВ на период 2017-2021 г.г. в рамках технического перевооружения и реконструкции PAGEREF _Toc480363234 \h 225Перечень мероприятий планируемых к выполнению за рамками 5-ти летнего прогнозируемого периода. PAGEREF _Toc480363235 \h 23
Состав документацииНомер п/п Номер тома Наименование Примечания
1 1.1 DOCPROPERTY Узел \* MERGEFORMAT Анализ существующего состояния. Характеристика электроснабжения региона за отчетные 2012 - 2016 гг. 2 1.2 DOCPROPERTY Узел \* MERGEFORMAT Анализ существующего состояния. Характеристика электроснабжения региона за отчетные 2012 - 2016 гг. 3 2.1 Основные направления развития. Прогноз генерации и потребления электрической энергии на период 2017-2021 гг.4 2.2 Основные направления развития. Прогнозируемая перспектива развития электросетевого комплекса на период 2017-2021 гг.ВведениеОснование для выполнения работы:
Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»;
Федеральный закон от 23.11.2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»;
Федеральный закон от 26.03.2003 г. N 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;
Федеральный закон от 27.07.2010 г. № 190-ФЗ «О теплоснабжении»;
Перечень поручений Президента РФ от 29.03.2010 г. № Пр-839 по итогам заседания Комиссии при Президенте РФ по модернизации и технологическому развитию экономики России 23.03.2010 г. Цель работы
Планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность), формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Владимирской области:
создание условий для обеспечения перспективного баланса производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Владимирской области;
предотвращение возникновения прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности в энергосистеме Владимирской области наиболее эффективными способами с учетом:
максимальных и минимальных режимов работы,
необходимого технологического резерва,
основных технологических ограничений перетока электрической энергии;
определение необходимости размещения новых и реконструкции существующих линий электропередачи и подстанций для обеспечения:
баланса производства, потребления электроэнергии в энергосистеме,
выдачи мощности электрических станций,
предотвращения возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности,
недопущения ограничения пропускной способности электрических сетей энергосистемы Владимирской области;
обеспечение надёжного и эффективного энергоснабжения потребителей энергосистемы Владимирской области;
обеспечение выдачи мощности новых либо усиления схемы выдачи мощности существующих электрических станций;
создание информационной базы для формирования программ развития (инвестиционных программ) субъектов электроэнергетики, а также для последующего проектирования энергетических объектов;
обеспечение скоординированного ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
информационное обеспечение деятельности органов государственной власти Владимирской области при формировании политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, инвесторов и потребителей электрической энергии;обеспечение координации планов развития топливно-энергетического, промышленного комплексов, транспортной инфраструктуры и программ (схем) территориального планирования Владимирской области.
Настоящая работа выполнена на основе материалов проекта Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017-2023 годы.
Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ и выше Владимирской области на 2017-2021 гг.Задачей данной работы является создание программы, актуализирующей инвестиционные планы субъектов отрасли с целью энергетически и экономически эффективного развития электроэнергетики Владимирской области.
Формирование перспективной схемы электрических сетей 110 кВ и выше Владимирской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:
ликвидацию «узких мест» электрических сетей 110 кВ и выше;
повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;
создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы.
Заявки на технологическое присоединение и инвестиционные проекты Владимирской областиПеречень перспективных нагрузок в соответствии с техническими условиями и заявками на технологическое присоединение представлен в приложении 1 «Параметры ввода крупных потребителей в энергосистеме Владимирской области в период до 2021 г.» к части 1 тома 2 «Основные направления развития. Прогноз генерации и потребления электрической энергии на период 2017-2021 г.г.».
Развитие сетей 110 кВ и выше Владимирской энергосистемыНеобходимость развития электрических сетей 110 кВ диктуется условиями обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в повышении надежности их электроснабжения. Осуществить это планируется в первую очередь путем расширения и реконструкции существующих ПС за счет установки трансформаторов на однотрансформаторных подстанциях и замены существующих трансформаторов на более мощные, а также путем сооружения новых ПС и питающих линий электропередачи.
Значительный объем электросетевого строительства приходится на реконструкцию и восстановление ВЛ 110 кВ и ПС 110 кВ, отработавших нормативные сроки и по своему техническому состоянию ограниченно пригодных для дальнейшей эксплуатации, а также на строительство новых центров питания.
Развитие электрических сетей 110 кВ, предварительные параметры ЛЭП и оборудования ПС определяются, в основном, темпами роста и распределения нагрузок на территории, электросетевым строительством для повышения надежности электроснабжения потребителей.Результаты оценки необходимости выполнения работ по замене трансформаторов, выработавших срок службы на ПС 110 кВ Владимирской энергосистемы в период до 2021 г., представлены в таблице 1.2.1. Необходимость замены трансформаторов указана в порядке приоритета - в первую очередь требуется замена трансформаторов, которые имеют наибольший срок службы по состоянию на 2017 г.
Таблица 1.2.1 – Оценка необходимости выполнения работ по замене трансформаторов, выработавших срок службы на ПС 110 кВ Владимирской энергосистемы в период до 2021 г.
Диспетчерское наименование ПС Тр-р Тип трансформатора Мощность, МВА Класс напряжения трансформатора, кВ Год начала эксплуатации Срок службы
на 2017 г. на 2021 г.
Срок службы свыше 50 лет
Ковров Т-3 ТДТНГ-31500/110 31,5 110/35/6 1954 63 67
Судогда Т-3 ТДТНГ-31500/110 31,5 110/35/10 1960 57 61
Муром Т-1 ТДТНГ-31500/110 31,5 110/35/6 1961 56 60
Ковров Т-2 ТДТНГ-31500/110 31,5 110/35/6 1962 55 59
Красный Октябрь Т-2 ТМТ-6300/110 6,3 110/35/10 1964 53 57
ЖдановскаяТ-2 ТДНГУ-20000/110 20 110/6 1965 52 56
Срок службы от 40 до 50 лет включительно
ЖдановскаяТ-1 ТРДН-40000/110 40 110/6 1966 51 55
ТракторнаяТ-1 ТДНГ-31500/110 31,5 110/6 1968 49 53
Небылое Т-1 ТДТН-10000/110 10 110/35/10 1970 47 51
Азимут Т-1 ТДН-10000/110 10 110/10 1971 46 50
Азимут Т-2 ТДН-10000/110 10 110/10 1971 46 50
СеливановоТ-2 ТДТН-16000/110-66 16 110/35/10 1971 46 50
СеливановоТ-1 ТДТН-16000/110-66 16 110/35/10 1972 45 49
Судогда Т-2 ТДТН-25000/110 25 110/35/10 1973 44 48
Кольчугино Т-3 ТРДН-40000/110 40 110/6 1974 43 47
ТракторнаяТ-2 ТРДН-40000/110 40 110/6 1974 43 47
ЮжнаяТ-2 ТРДН-40000/110 40 110/6 1974 43 47
ВЭМЗ Т-3 ТРДН-25000/110 25 110/6 1975 42 46
Ковров Т-1 ТРДН-40000/110 40 110/6 1975 42 46
ФанернаяТ-1 ТДН-16000/110 16 110/6 1975 42 46
Срок службы от 30 до 40 лет включительно
ЗаводскаяТ-1 ТРДН-25000/110 25 110/10 1976 41 45
ЗаводскаяТ-2 ТРДН-25000/110 25 110/10 1976 41 45
Красный Октябрь Т-1 ТМТН-6300/110 6,3 110/35/10 1976 41 45
Бутылицы Т-1 ТМН-2500/110 2,5 110/10 1976 41 45
КопниноТ-1 ТМН-6300/110 6,3 110/10 1977 40 44
ИлевникиТ-1 ТМН-2500/110 2,5 110/10 1977 40 44
Никологоры Т-2 ТДТН-16000/110 16 110/35/10 1977 40 44
Мелехово Т-1 ТДТН-25000/110 25 110/35/6 1977 40 44
ГавриловскаяТ-2 ТМН-2500/110 2,5 110/10 1978 39 43
ПавловскаяТ-1 ТМН-6300/110 6,3 110/10 1978 39 43
УндолТ-1 ТДТН-40000/110 40 110/35/10 1978 39 43
ЮжнаяТ-1 ТРДН-40000/110 40 110/6 1978 39 43
Березово Т-2 ТДН-10000/110 10 110/10 1979 38 42
КЭЗ Т-1 ТРДН-25000/110 25 110/6 1979 38 42
КЭЗ Т-2 ТРДН-25000/110 25 110/6 1979 38 42
ВосточнаяТ-2 ТРДН-40000/110 40 110/6 1979 38 42
ОктябрьскаяТ-2 ТРДН-32000/110 32 110/10 1980 37 41
ЛеснаяТ-1 ТДН-16000/110 16 110/10 1980 37 41
ЛеснаяТ-2 ТДН-16000/110 16 110/10 1980 37 41
ПавловскаяТ-2 ТМН-6300/110 6,3 110/10 1980 37 41
СобинкаТ-1 ТДН-16000/110 16 110/10 1980 37 41
Гусь Т-3 ТРДН-40000/110 40 110/6 1980 37 41
ВашутиноТ-1 ТДТН-10000/110 10 110/35/10 1980 37 41
Березово Т-1 ТДН-10000/110 10 110/10 1981 36 40
БорисовскаяТ-1 ТДТН-10000/110 10 110/35/10 1981 36 40
ФанернаяТ-2 ТДН-16000/110 16 110/6 1981 36 40
ВашутиноТ-2 ТДТН-10000/110 10 110/35/10 1982 35 39
УршельТ-2 ТДТН-10000/110 10 110/35/6 1982 35 39
Небылое Т-2 ТДТН-10000/110 10 110/35/10 1983 34 38
Покров Т-2 ТДТН-25000/110 25 110/35/10 1983 34 38
ВосточнаяТ-1 ТРДН-40000/110 40 110/6 1983 34 38
Достижение Т-1 ТДН-16000/110 16 110/10 1983 34 38
Достижение Т-2 ТДТН-16000/110 16 110/35/10 1983 34 38
ПапулиноТ-1 ТМН-2500/110 2,5 110/10 1983 34 38
ВербовскаяТ-1 ТДН-10000/110 10 110/6 1983 34 38
ВербовскаяТ-2 ТДН-10000/110 10 110/6 1983 34 38
АрсакиТ-1 ТМТН-6300/110 6,3 110/35/10 1984 33 37
АрсакиТ-2 ТМТН-6300/110 6,3 110/35/10 1984 33 37
Струнино Т-2 ТДН-16000/110 16 110/6 1984 33 37
Покров Т-1 ТДТН-25000/110 25 110/35/10 1984 33 37
ГавриловскаяТ-1 ТМН-2500/110 2,5 110/10 1984 33 37
СтрелочнаяТ-1 ТДТН-25000/110 25 110/35/6 1984 33 37
СтрелочнаяТ-2 ТДТН-25000/110 25 110/35/6 1984 33 37
ХимзаводскаяТ-2 ТРНДЦН-40000/110 40 110/6 1985 32 36
УндолТ-3 ТРНДЦН-40000/110 40 110/35/10 1985 32 36
БорисовскаяТ-2 ТДТН-10000/110 10 110/35/10 1985 32 36
БавленыТ-2 ТДН-10000/110 10 110/10 1986 31 35
ВЭМЗ Т-1 ТРДН-40000/110 40 110/6 1986 31 35
Пенкино Т-1 ТМН-6300/110 6,3 110/10 1986 31 35
Пенкино Т-2 ТМН-6300/110 6,3 110/10 1986 31 35
ВеликодворьеТ-1 ТДН-10000/110 10 110/10 1986 31 35
ВеликодворьеТ-2 ТДН-10000/110 10 110/10 1986 31 35
Луч Т-1 ТДН-16000/110 16 110/6 1986 31 35
ОрловскаяТ-2 ТРДН-40000/110 40 110/6 1986 31 35
Струнино Т-1 ТДН-16000/110 16 110/6 1987 30 34
Боголюбово Т-2 ТДТН-25000/110 25 110/35/6 1987 30 34
СобинкаТ-2 ТДН-16000/110 16 110/10 1987 30 34
Добрятино Т-2 ТДТН-10000/110 10 110/35/10 1987 30 34
Н.МезиновоТ-1 ТДТН-25000/110 25 110/32/10 1987 30 34
Луч Т-2 ТДН-16000/110 16 110/6 1987 30 34
ОрловскаяТ-1 ТРДН-40000/110 40 110/6 1987 30 34
Никологоры Т-1 ТДТН-25000/110 25 110/35/10 1988 29 33
ФедуловоТ-1 ТМН-6300/110 6,3 110/10 1988 29 33
ФедуловоТ-2 ТМН-6300/110 6,3 110/10 1988 29 33
МакаровоТ-2 ТМТН-6300/110 6,3 110/35/10 1989 28 32
ТракторнаяТ-3 ТРДН-40000/110 40 110/6 1989 28 32
УлыбышевоТ-2 ТМН-6300/110 6,3 110/10 1989 28 32
КопниноТ-2 ТМН-6300/110 6,3 110/10 1989 28 32
БавленыТ-1 ТДН-10000/110 10 110/10 1990 27 31
Н.АлександровоТ-1 ТМН-6300/110 6,3 110/10 1993 24 28
Н.АлександровоТ-2 ТМН-6300/110 6,3 110/10 1993 24 28
Судогда Т-1 ТДТН-40000/110 40 110/35/10 1994 23 27
Результаты оценки необходимости выполнения работ по реконструкции ЛЭП 110 кВ выработавших срок службы во Владимирской энергосистеме в период до 2021 г. представлены в таблице 1.2.2. Необходимость замены провода и опор указана в порядке приоритета - в первую очередь необходимо реконструировать те ЛЭП, которые имеют наибольший срок службы.
Таблица 1.2.2 – Оценка необходимости выполнения работ по реконструкции ЛЭП 110 кВ выработавших срок службы во Владимирской энергосистемы в период до 2021 г.№ Наименование Год ввода Протяженность, кмКол-во цепей, шт. Марка провода до реконструкции Марка провода после реконструкции Срок службы
на 2017 г. на 2018 г. на 2019 г. на 2020 г. на 2021 г.
1 Александров-Балакирево-1,2 1958 19,2 2 АС 120 АС 120 59 60 61 62 63
2 Переславская-1,2 1958 7,5 2 АС 120 АС 120 59 60 61 62 63
3 Химзаводская - Пенкино с отп.Сунгирь-2,Боголюбово-2 1958 29,17 1 АС 120 АС 120 59 60 61 62 63
4 Тракторная-1,2 1958 1,7 2 АС 150 АС 150 59 60 61 62 63
5 Н.Александрово-1,2 1958 10,8 2 АС 150 АС 150 59 60 61 62 63
6 Районная - Западная-1,21961 10,14 2 АС 120 АС 120 56 57 58 59 60
7 Покров-Лесная-1 1961 5,82 1 АС 95 АС 95 56 57 58 59 60
8 Санино-Октябрьская1965 15,4 1 АС 185 АС 185 52 53 54 55 56
9 Городская-1 с отп.Магнитон -1, ВЭМЗ-1 1965 6,91 1 АС 150 АС 150 52 53 54 55 56
10 Вязники-Илевники с отпайкой на ПС 110 кВ Заводская1966 18,11 1 АС 120 АС 120 51 52 53 54 55
11 Илевники -Гороховец с отпайкой на ПС 110 кВ Чулково1966 27,44 1 АС 120 АС 120 51 52 53 54 55
12 Ундол-1,2 с отп.Колокша1968 17,7 2 АС 120 АС 120 49 50 51 52 53
13 Владимир 750-Базовая 1968 54,2 1 АС 120 АС 120 49 50 51 52 53
14 Стекловолокно-Гусь II цепь ( Гусь-2) 1968 3,24 1 АС 150 АС 150 49 50 51 52 53
15 Стекловолокно-Заозерная1968 7,92 1 АС 150 АС 150 49 50 51 52 53
16 Заозерная -Кварц 1968 0,8 1 АС 150 АС 150 49 50 51 52 53
17 Стекловолокно-Кварц 1968 8,8 1 АС 150 АС 150 49 50 51 52 53
18 Вязники-Гороховец c отпайками (ВЛ-110 кВ Вязники-Гороховец c отпайками Заводская,Чулково) 1969 44,95 1 АС 120 АС 120 48 49 50 51 52
19 Стрелочная-Папулино1969 15,3 1 АС 150 АС 150 48 49 50 51 52
20 Заря-Ковров II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Восточная ( Ковровская-2 с отпайкой Восточная) 1969 12,3 1 АС 120 АС 120 48 49 50 51 52
Сводный перечень мероприятий по развитию сети 110 кВ и выше на период 2017-2021 г.г.Необходимые мероприятия в сети 110 кВ и выше, связанные с техническим перевооружением и реконструкцией оборудования, приведены в таблицах 2.1, 2.2 и 2.3.
Таблица 2.1. Перечень мероприятий, планируемых к выполнению на ПС 110 кВ и выше в рамках технического перевооружения и реконструкции
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Количество и мощность установленных трансформаторов, МВА Намечаемый объем установки или замены оборудования Год окончания строительства Выключатели Трансформаторы Обоснование
220 кВ 110 кВ Кол-во, шт. Мощность, МВА ПАО «ФСК ЕЭС»
1 Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Районная ПАО «ФСК ЕЭС» 2х125+1х25+1х31,5+1х40 – старая площадка;
2х125 – новая площадка - 26 2 25 2018 Завершение работ, предусмотренных СиПР ЕЭС России на 2016-2022 гг., утвержденной приказом Минэнерго от 01.03.2016 № 147.
- - 2 80 2 Замена гТ-2 на ПС 220 кВ Заря ПАО «ФСК ЕЭС» 1х200+1х(3х50) - - 1 200 2017 Превышение срока службы гТ-2 3х50 МВА (60 лет в 2017 году).
3 Замена МВ 110 кВ на ПС 220 кВ Заря ПАО «ФСК ЕЭС» 1х200+1х(3х50) - 4 - - 2017 В соответствии с программой замены МВ 110-220 кВ. Замена масляных выключателей, отработавших нормативный срок, на элегазовые с увеличенным межремонтным периодом по сравнению с масляными выключателями. Реализация программы позволяет повышать бесперебойность электроснабжения и сокращать затраты на техническое обслуживание и ремонт
Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»
1 ПС 110 кВ Ковров. Реконструкция ОРУ 110 кВ.Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 2х31,5+1х40 - 2 - - 2020 Акт технического освидетельствования от 14.09.2015, дефектные ведомости и протоколы испытаний МВ 110 кВ от 28.04.2015
2 ПС 110 кВ Гусь. Реконструкция ОРУ 110 кВ с заменой МВ на ЭВ Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья 2х40+31,5 - 3 - - 2017 Акт технического освидетельствования от 21.05.2015
3 ПС 110 кВ Гусь-Хрустальный. Замена 2х МВ-110кВ на ЭВ-110кВ Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья 2х40+31,5 - 2 - - 2021 Акт технического освидетельствования от 21.05.2015
4 ПС 110 кВ Тракторная. Реконструкция ОРУ 110 кВ. Замена 4ЭВ,12ТТ Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья 2х40+31,5 - 4 - - 2021 Акт технического освидетельствования от 17.09.2015
5 ПС 110 кВ Юрьев-Польская (Замена ОД, КЗ 110 кВ на ЭВ) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья 2х25 - 1 - - 2021 Акт технического освидетельствования от 20.05.2015.
Пункты 2.3.1 и 2.6 Технической политики ПАО "Россети"
6 ПС 110 кВ Муром (Замена Т-1 31,5МВА на 40МВА) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1х31,5+1х40 - - 1 40 2018 Протокол испытаний силового трансформатора Т-1 на ПС Муром от 25.05.2015 № 50/2015-Т-ПС. Увеличение трансформаторной мощности в связи с тем, что силовые трансформаторы 31,5 МВА не выпускаются.
7 ПС 110 кВ Химзаводская (замена ШСМВ и ОМВ на ЭВ). Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 2х40 - 2 - - 2017 Акт технического освидетельствования от 13.07.2014г.
8 ПС 110 кВ Стрелочная (замена ШСМВ на ЭВ). Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 2х25 - 1 - - 2017 Акт технического освидетельствования от 20.07.2015г.
9 ПС 110 кВ Стрелочная (замена ОМВ на ЭВ). Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 2х25 - 1 - - 2018 Акт технического освидетельствования от 20.07.2015г.
10 ПС 110кВ Гавриловская. Замена ОД, КЗ на ЭВ 110кВ Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 2х2,5 - 2 - - 2020 Акт технического освидетельствования от июня 2016г.
11 ПС 110кВ Химзаводская. Замена 2 МВ 110кВ на ЭВ 110кВ. (Т-1,Т-2). Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 2х40 - 2 - - 2018 Акт технического освидетельствования от 13.07.2014г.
12 ПС 110 кВ Легково. Замена Т-2 с 6,3 на 10МВА. Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 2х6,3 - - 1 10 2018 Зафиксированная максимальная нагрузка в режиме n-1 с учетом возможности перевода части нагрузки на другие центры питания составит 7,51 МВА (119,2%), что превышает допустимое значение, указанное в п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003.
Филиал ОАО «РЖД» Трансэнерго (Северная дирекция по энергообеспечению)
1 Техническое перевооружение ПС 110 кВ БалакиревоФилиал ОАО «РЖД» Трансэнерго (Северная дирекция по энергообеспечению) 1х31,5+1х40 - 2 2 40 2019 Превышение срока службы силового оборудования (59 лет в 2017 году).
Таблица 2.2. Перечень мероприятий, выполняемых на ПС 35-110 кВ в рамках технического перевооружения с заменой измерительных трансформаторов

п/п Мероприятие Балансовая принадлежность Тип измерительных трансформаторов Год окончания строительства Обоснование
ТТТН 1 ПС-35/10 кВ Городская замена ТН-110 1 СШ ф А. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2021 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
2 ПС-35/10 кВ Городская замена ТН-110 1 СШ ф В. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2021 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
3 ПС-35/10 кВ Городская замена ТН-110 2 СШ ф А. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2021 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
4 ПС-35/10 кВ Городская замена ТН-110 2 СШ ф В. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2021 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
5 ПС-35/10 кВ Городская замена ТН-110 2 СШ ф С. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2021 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
Таблица 2.3. Перечень мероприятий по реконструкции ВЛ 110 кВ и выше
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Класс напряжения, кВ Протяженность, кмГод окончания строительства Обоснование
ПАО «ФСК ЕЭС»
1 Реконструкция ВЛ 220 кВ Владимирская – Заря II цепь с отп. на ПС Районная и КВЛ 220 кВ Владимирская ТЭЦ-2 – Владимирская с отп. на ПС Районная ПАО «ФСК ЕЭС» 220 2х6,7 2017 Вынос ЛЭП с территории Государственного историко-ландшафтного комплекса в соответствии с протоколом рабочей встречи Губернатора Владимирской области Орловой С.Ю. и Председателя Правления ПАО «ФСК ЕЭС» Мурова А.Е. от 26.02.2016.
Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»
1 Реконструкция ВЛ-110 кВ Суздальская 1,2 с отпайками Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 110 10,7 2017 Акт технического освидетельствования ВЛ от 14.03.2014г.
2 Реконструкция ВЛ-110 кВ Районная-Пенкино с отпайками с заменой опор и провода Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 110 5 2020 Акт технического освидетельствования ВЛ
от 15.04.2015 г.
Мероприятия по реконструкции и сетевому строительству ПС и ВЛ 110 кВ и выше, необходимые для обеспечения технологического присоединения потребителей, приведены в таблицах 2.4 и 2.5:

Таблица 2.4. Перечень мероприятий, связанных с реконструкцией (новым строительством) ПС 110 кВ и выше для обеспечения технологического присоединения потребителей.
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Количество и мощность установленных трансформаторов, МВА Намечаемый объем установки или замены оборудования Год окончания строительства Выключатели Трансформаторы 220 кВ 110 кВ Кол-во, шт. Мощность, МВА Обоснование
ПАО «ФСК ЕЭС»
1 Установка линейных ячеек ВЛ 220 кВ Заря-Сталь 1, 2 на ПС 220 кВ Заря ПАО «ФСК ЕЭС» 1х200+1х(3х50) 4 - - - 2017 Технологическое присоединение электроустановок ЗАО «Ковровский сталепрокатный завод» мощностью 153 МВт
Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»
1 ПС-110/35/10 кВ Ладога Замена трансформатора 16 на 25 МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1х16+1х25 - - 1 25 2020 Фактическая нагрузка 13,51 МВА. Планируется технологическое присоединение потребителей суммарной мощностью 6,69 МВт (заключенные договоры ТП № 0212-55тп 06.02.2012, 0312-223тп 21.03.2012, 0512-181тп 17.05.2012, 0812-100тп 08.08.2012, 0813-64тп 06.08.2013, 1213-153тп 16.12.2013, 0114тп-14У 02.07.2014, 0027тп-15У 18.02.2015, 0812-434тп 22.08.2012, 1012-327тп 17.10.2012, 1110-75тп 10.11.2010).
2 ПС 110 кВ Юрьевец, замена трансформаторов 2*10 МВА на 2*16МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 2х10 - - 2 16 2018 Фактическая нагрузка 7,1 МВА. Планируется технологическое присоединение потребителей суммарной мощностью 3,78 МВт (в том числе ООО «ВТУС» мощностью 3 МВт)
3 ПС 110 кВ БерковоЗамена трансформатора
10 МВА на 40 МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1х40+1х10 - - 1 25 2018* Мероприятия по замене трансформатора предусмотрены утвержденными ТУ на ТП ОАО «ВОЭК» (6,6 МВт в целях ТП ООО «Ютекс Ру») к электрическим сетям филиала «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Допустимая расчётная нагрузка центра питания в режиме n-1, составляет 10,5 МВА в соответствии с п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003.
Фактическая нагрузка центра питания в режиме n-1 с учетом возможности перевода нагрузки на другие центры питания составляет 8,93 МВА.
Суммарная мощность по актам ТП свыше 15кВт за последние 3 года, а также включая текущий год, составляет 11,09 МВт, суммарная мощность по договорам ТП находящимся на исполнении составляет 8,463 МВт (с учётом 6,6МВт ОАО «ВОЭК»).
Таким образом, планируемое увеличение нагрузки с учетом коэффициента одновременности максимума нагрузки k=0,6 составит:
(11,09+8,463)*0,6=11,7 МВт.
С учетом cos j=0,89 перспективная загрузка центра питания составляет:
8,93 + 11,7/0,89 = 22,1 МВА.
Мероприятия, выполняемые заявителями в рамках технологического присоединения
1 Строительство ПС 110 кВ Яндекс ООО «Яндекс ДЦ» - - 3 2 25 2017 Технологическое присоединение электроустановок ООО «Яндекс ДЦ» мощностью 25 МВт
2 Строительство ПС 220 кВ Сталь ЗАО «Ковровский сталепрокатный завод» - 6 - 1 160 2017 Технологическое присоединение электроустановок ЗАО «Ковровский сталепрокатный завод» мощностью 153 МВт
2 63 * – при наличии утверждённого источника финансирования.

Таблица 2.5. Перечень мероприятий по реконструкции (строительству) ЛЭП 110 кВ и выше для обеспечения технологического присоединения потребителей.
№ Наименование ВЛБалансовая принадлежность Класс напряжения, кВ Протяженность реконструируемого участка, кмГод окончания строительства Обоснование
Мероприятия, выполняемые заявителями в рамках технологического присоединения
1 Строительство КЛ 110 кВ Владимирская - Яндекс-1, 2 ООО «Яндекс ДЦ» 110 2 х 1,34 2017 Технологическое присоединение электроустановок ООО «Яндекс ДЦ» мощностью 25 МВт
2 Строительство ВЛ 220 кВ Заря – Сталь 1, 2 ЗАО «Ковровский сталепрокатный завод» 220 2 х 4,52 2017 Технологическое присоединение электроустановок ЗАО «Ковровский сталепрокатный завод» мощностью 153 МВт
Перечень мероприятий по замене оборудования 6-35 кВ на период 2017-2021 г.г.Перечень мероприятий по замене оборудования напряжением 6-35 кВ на ПС 35-110 кВ в рамках технического перевооружения и реконструкции приведен в таблице 3.1:
Таблица 3.1. Перечень мероприятий по замене оборудования напряжением 6-35 кВ на ПС 35-110 кВ в рамках технического перевооружения и реконструкции.
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Намечаемый объем установки или замены выключателей, шт. Количество и мощность установленых трансформаторов, МВА (для ПС, где производится замена) Намечаемый объем установки или замены оборудования Год окончания строительства Обоснование
6 кВ 10 кВ 35 кВ Кол-во, шт. Мощность, МВА Мероприятия, выполняемые на ПС 110 кВ
1 ПС-110 кВ Великодворье. Реконструкция. Замена ячеек 10 кВ Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 17 - - - - 2019 Акт технического освидетельствования от 26.07.2012г.
2 ПС-110/35/6 кВ Кольчугино. Реконструкция ЗРУ -6 кВ Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 28 - - - - - 2018 Акт технического освидетельствования от 17.07.2015г.
3 ПС 110/35/6 кВ Ковров. Реконструкция ОРУ 35 кВ (Замена МВ на ЭВ) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - - 1 - - - 2020 Акт технического освидетельствования от 14.09.2015г.
4 ПС 110кВ Струнино. Реконструкция с заменой ячеек 6кВ.. Техперевооружение. (7 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 7 - - - - - 2018 Акт технического освидетельствования 14.06.2012г.
5 ПС 110кВ Южная. Реконструкция с заменой ячеек 6кВ. Техперевооружение. (31 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 31 - - - - - 2021 Акт технического освидетельствования от 22.05.2016г.
Мероприятия, выполняемые на ПС 35 кВ
1 ПС-35 /10 кВ Малыгино. Реконструкция ОРУ-35кВ. Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - - 1 - - - 2018 Акт технического освидетельствования от 15.08.2012г. ПО "КЭС".
Перечень мероприятий по новому строительству, а также по замене оборудования напряжением 6-35 кВ на ПС 35 кВ для обеспечения технологического присоединения потребителей электрической энергии приведен в таблице 3.2:
Таблица 3.2. Перечень мероприятий по новому строительству, а также по замене оборудования напряжением 6-35 кВ на ПС 35 кВ для обеспечения технологического присоединения потребителей электрической энергии.
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Намечаемый объем установки или замены выключателей, шт. Количество и мощность установленных трансформаторов, МВА (для ПС, где производится замена) Намечаемый объем установки или замены оборудования Год окончания строительства Обоснование
6 кВ 10 кВ 35 кВ Кол-во, шт. Мощность, МВА 1 ПС -35кВ ЖердевоЗамена трансформаторов Т-1,Т-2 2х2,5 МВА на 2х4,0МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - - - 2х2,5 2 4 2018 Допустимая расчётная нагрузка в режиме n-1 составляет 105 % (2,625 МВА) в соответствии с п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003.. Ожидаемая максимальная нагрузка составит (с учетом фактических нагрузок и заключенных договоров на технологическое присоединение потребителей, а также с учетом возможности перевода части нагрузки на другие центры питания) 3,06 МВА. Дефицит установленной мощности ПС составит 0,43 МВА. Основание: заключенные договоры ТП
2 ПС-35 /10 кВ Бараки
Замена трансформаторов 2х4 МВА на 2х6,3 МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - - - 2х4 1 6,3 2017 Допустимая расчётная нагрузка в режиме n-1 составляет 4,2 МВА в соответствии с п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003. Ожидаемая максимальная нагрузка составит (с учетом фактических нагрузок и заключенных договоров на технологическое присоединение потребителей, а также с учетом возможности перевода части нагрузки на другие центры питания) 6,6 МВА. Дефицит установленной мощности ПС составит 2,4 МВА. Основание: заключенные договоры на ТП
3 Строительство РП-35 кВ №1 ПС-35кВ Красное Пламя Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - - 3 - - - 2017 Технологическое присоединение АО «Транснефть - Верхняя Волга». Договор на ТП 0031тп-15у от 19.02.2015.
4 Строительство РП-35 кВ №2 ПС-35кВ Искра Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - - 1
(Реклоузер 35кВ) - - - 2017 Технологическое присоединение АО «Транснефть - Верхняя Волга». Договор на ТП 0031тп-15у от 19.02.2015.

Перечень мероприятий по реконструкции (строительству) ЛЭП 35 кВ на период 2017-2021 г.г. в рамках технического перевооружения и реконструкцииПеречень мероприятий по реконструкции (строительству) ЛЭП 35 кВ на период 2017-2021 г.г. в рамках технического перевооружения и реконструкции представлен в таблице 4.1.
Таблица 4.1. Перечень мероприятий по реконструкции (строительству) ЛЭП 35 кВ на период 2017-2021 г.г. в рамках технического перевооружения и реконструкции.
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Протяженность реконструируемого (строящегося) участка, кмГод окончания строительства Обоснование
1 ВЛ-35 кВ Легково-Мячково.
Реконструкция (замена опор и провода) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья 2,73 2017 Неудовлетворительное техническое состояние опор и провода (Акт технического освидетельствования № 72/12 от 19.11.12г.).
Перечень мероприятий по реконструкции (строительству) ЛЭП 35 кВ на период 2017-2021 г.г. для обеспечения технологического присоединения потребителей электрической энергии представлен в таблице 4.2.
Таблица 4.2. Перечень мероприятий по реконструкции (строительству) ЛЭП 35 кВ на период 2017-2021г.г. для обеспечения технологического присоединения потребителей электрической энергии.
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Протяженность реконструируемого (строящегося) участка, кмГод окончания строительства Обоснование
1 Строительство ВЛ-35кВ Искра - ЛобковоФилиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья 1,8 2017 Технологическое присоединение АО «Транснефть - Верхняя Волга». Договор на ТП 0031тп-15у от 19.02.2015.
2 Строительство ВЛ-35кВ Красное-Пламя - ЛобковоФилиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья 16 2017 Технологическое присоединение АО «Транснефть - Верхняя Волга». Договор на ТП 0031тп-15у от 19.02.2015.

Перечень мероприятий планируемых к выполнению за рамками 5-ти летнего прогнозируемого периода.Таблица 5.1. Мероприятия, планируемые к выполнению на ПС 110 кВ в рамках технического перевооружения и реконструкции.
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Количество и мощность установленных трансформаторов, МВА Намечаемый объем установки или замены оборудования Год окончания строительства Обоснование
Выключатели Трансформаторы 220 кВ 110 кВ Кол-во, шт. Мощность, МВА 1 ПС 110кВ Н. Мезиново. Установка линейного выключателя 110кВ ВЛ Гусь – Н.Мезиново (1шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья 1х25 - 1 - - при наличии источника финансирования Акт технического освидетельствования от 21.05.2015. Пункты 2.3.1 и 2.6 Технической политики ПАО "Россети".
2 ПС 110 кВ Макарово. Замена Т-2 с 6,3 на 10МВА. Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1х10+1х6,3 - - 1 10 при наличии источника финансирования Зафиксированная максимальная нагрузка в режиме n-1 с учетом возможности перевода части нагрузки на другие центры питания составит 6,83 МВА (108,4%), что превышает допустимое значение, указанное в п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003.
3 ПС 110/10кВ Хмелево. Замена трансформаторов 2х2,5МВА на 2х10МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 2х2,5 - - 2 10 при наличии источника финансирования Зафиксированная максимальная нагрузка в режиме n-1 с учетом возможности перевода части нагрузки на другие центры питания составит 2,66 МВА (106,4%), что превышает допустимое значение, указанное в п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003.
Увеличение трансформаторной мощности связано с тем, что устанавливаемые трансформаторы будут перевезены с ПС 110 кВ Юрьевец после замены трансформаторов в 2018 году.
4 ПС 110/35/10кВ Меленки. Замена трансформаторов 2х16МВА на 2х25МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 2х16 - - 2 25 при наличии источника финансирования Зафиксированная максимальная нагрузка в режиме n-1 с учетом возможности перевода части нагрузки на другие центры питания составит 17,11 МВА (106,9%), что превышает допустимое значение, указанное в п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003.
6 ПС 110 кВ Восточная (Замена ОД, КЗ 110 кВ на ЭВ 110 кВ) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья 2х40 - 2 - - при наличии источника финансирования Акт технического освидетельствования от 13.03.2015.
Пункты 2.3.1 и 2.6 Технической политики ПАО "Россети"
7 ПС 110 кВ Орловская (Замена ОД, КЗ 110 кВ на ЭВ 110 кВ) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья 2х40 - 2 - - при наличии источника финансирования Акт технического освидетельствования от 21.09.2015.
Пункты 2.3.1 и 2.6 Технической политики ПАО "Россети"
8 ПС 110 кВ Карабаново (Замена ОД, КЗ 110 кВ на ЭВ 110 кВ) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья 2х25 - 2 - - при наличии источника финансирования Акт технического освидетельствования от 04.06.2015.
Пункты 2.3.1 и 2.6 Технической политики ПАО "Россети"
Таблица 5.2. Мероприятия по реконструкции ВЛ 110 кВ и выше
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Класс напряжения, кВ Протяженность, кмГод окончания строительства Обоснование
1 Реконструкция ВЛ-110кВ Ундол-Мишеронь с отп. Копнино, СобинкаФилиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 110 1,5 при наличии источника финансирования Акт технического освидетельствования от 15.04.2015г.

Таблица 5.3. Мероприятия, планируемые к выполнению на ПС 110 кВ в рамках технического перевооружения с заменой измерительных трансформаторов

п/п Мероприятие Балансовая принадлежность Тип измерительных трансформаторов Год окончания строительства Обоснование
ТТТН 1 ПС 110кВ Западная. Замена ТТ-110кВ. Техперевооружение (6шт) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 6 - при наличии источника финансирования Акт технического освидетельствования от 16.06.2016г.
2 ПС-35/6 кВ Н.Мезиново замена ТТ-110 ВЛ Черусти-Н.Мезиново ф А. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1 - 2022 Акт технического освидетельствования от 14.06.2016г.
3 ПС-35/6 кВ Н.Мезиново замена ТТ-110 ВЛ Черусти-Н.Мезиново ф В. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1 - 2022 Акт технического освидетельствования от 14.06.2016г.
4 ПС-35/6 кВ Н.Мезиново замена ТТ-110 ВЛ Черусти-Н.Мезиново ф С. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1 - 2022 Акт технического освидетельствования от 14.06.2016
5 ПС-110/35/6 кВ Гороховец замена ТН-110 ВЛ Илевники-Гороховец ф В. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
6 ПС-110/10 кВ Березово замена ТН-110 1 СШ ф А. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
7 ПС-110/10 кВ Березово замена ТН-110 1 СШ ф В. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
8 ПС-110/10 кВ Березово замена ТН-110 1 СШ ф С.
Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
9 ПС-110/10 кВ Березово замена ТН-110 2 СШ ф А.
Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
10 ПС-110/10 кВ Березово замена ТН-110 2 СШ ф В.
Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
11 ПС-110/10 кВ Березово замена ТН-110 2 СШ ф С.
Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
12 ПС-110/6 кВ ВЭМЗ замена ТН-110 2 СШ ф А.
Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 16.06.2016г.
13 ПС-110/6 кВ ВЭМЗ замена ТН-110 2 СШ ф В.
Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 16.06.2016г.
14 ПС-110/6 кВ ВЭМЗ замена ТН-110 3 СШ ф С.
Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 16.06.2016г.
15 ПС-110/35/10 кВ Покров замена ТН-110 1 СШ ф А. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
16 ПС-110/35/10 кВ Покров замена ТН-110 1 СШ ф В. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
17 ПС-110/35/10 кВ Покров замена ТН-110 1 СШ ф С. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
18 ПС-110/35/10 кВ Покров замена ТН-110 2 СШ ф В. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
19 ПС-110/35/10 кВ Покров замена ТН-110 2 СШ ф С. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 1 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
20 ПС-110/35/6 кВ Муром замена ТТ-110 ВЛ Муром-Навашино ф А. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1 - 2022 Акт технического освидетельствования от 17.05.2016г.
21 ПС-110/35/6 кВ Муром замена ТТ-110 ВЛ Радуга-Муром 2 ф А. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1 - 2022 Акт технического освидетельствования от 17.05.2016г.
22 ПС-110/35/6 кВ Муром замена ТТ-110 ВЛ Радуга-Муром 2 ф С. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1 - 2022 Акт технического освидетельствования от 17.05.2016г.
23 ПС-110/6 кВ Орловская замена ТТ-110 ВЛ Муром-Навашино отп. Орловская ф С. Техперевооружение. (1 шт.)Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1 - 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
24 ПС-110/6 кВ Папулино замена ТТ-110 СВГ ф С.
Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1 - 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
25 ПС-110/6 кВ Стрелочная замена ТТ-110 ВЛ Радуга-Стрелочная 1 ф В. Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1 - 2022 Акт технического освидетельствования от 13.07.2016г.
26 ПС-110/10 кВ Гавриловская ТТ-110 ВЛ Гавриловская-Небылое ф.С . Техперевооружение. (1 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1 - 2022 Акт технического освидетельствования от 07.04.2016г.
27 ПС 110кВ Кольчугино. Замена ТН-110кВ.
Техперевооружение. (2 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 2 2022 Акт технического освидетельствования от 21.07.2015г.
28 ПС 110кВ Базовая. Замена ТН-110кВ.
Техперевооружение. (2 шт.) Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - 2 2022 Акт технического освидетельствования от 18.07.2015г.

Таблица 5.4. Мероприятия, связанные с реконструкцией ПС 110 кВ и выше для обеспечения технологического присоединения потребителей.
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Количество и мощность установленных трансформаторов, МВА Намечаемый объем установки или замены оборудования Год окончания строительства Обоснование
Выключатели Трансформаторы 220 кВ 110 кВ Кол-во, шт. Мощность, МВА 1 ПС 110 кВ Борисовская. Замена трансформатора
10 МВА на 16 МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» 1х16+1х10 - - 1 16 при наличии источника финансирования С учётом фактических нагрузок и заключённых договоров на технологическое присоединение к ПС 110 кВ Борисовская, увеличения нагрузки по сети 35кВ в связи с технологическим присоединением на ПС 35 кВ Северная по договорам ТП № 0073тп-15У от 13.04.2015, 0128тп-15У 30.06.2015 с суммарной заявленной мощностью 8,8МВт, а также с учетом возможности перевода части нагрузки на другие центры питания суммарная максимальная нагрузка в режиме n-1 составит 11,54 МВА (115,4%), что превышает допустимое значение, указанное в п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003.
Таблица 5.5. Мероприятия по замене оборудования напряжением 6-35 кВ на ПС 35 кВ в рамках технического перевооружения и реконструкции.
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Намечаемый объем установки или замены выключателей, шт. Количество и мощность установленых трансформаторов, МВА (для ПС, где производится замена) Намечаемый объем установки или замены оборудования Год окончания строительства Обоснование
6 кВ 10 кВ 35 кВ Кол-во, шт. Мощность, МВА 1 ПС 35/10кВ Искра.
Замена трансформаторов
2х2,5МВА на 2х4 МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - - - 2х2,5 2 4 при наличии источника финансирования Зафиксированная максимальная нагрузка в режиме n-1 с учетом возможности перевода части нагрузки на другие центры питания составит 3,17 МВА (126,8%) превышает допустимое значение, указанное в п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003.
2 ПС 35/10кВ Кибирево. Замена трансформатора Т-2 1,6МВА на 2,5МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - - - 1х2,5+1х1,6 1 2,5 при наличии источника финансирования Зафиксированная максимальная нагрузка в режиме n-1 с учетом возможности перевода части нагрузки на другие центры питания составит 1,97 МВА (123%), что превышает допустимое значение, указанное в п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003.
3 ПС 35/10кВ Головино. Замена трансформатора Т-2 4МВА на 6,3МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - - - 1х6,3+1х4 1 6,3 при наличии источника финансирования Зафиксированная максимальная нагрузка в режиме n-1 с учетом возможности перевода части нагрузки на другие центры питания составит 4,53 МВА (113,2%), что превышает допустимое значение, указанное в п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003.

Таблица 5.6. Мероприятия по замене оборудования напряжением 6-35 кВ на ПС 35 кВ для обеспечения технологического присоединения потребителей электрической энергии.
№ Мероприятие Балансовая принадлежность Намечаемый объем установки или замены выключателей, шт. Количество и мощность установленных трансформаторов, МВА (для ПС, где производится замена) Намечаемый объем установки или замены оборудования Год окончания строительства Обоснование
6 кВ 10 кВ 35 кВ Кол-во, шт. Мощность, МВА 1 ПС 35 /10 кВ Бараки
Замена трансформатора
Т -2 4МВА на 6,3 МВА Филиал «Владимирэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - - - 2х4 1 6,3 при наличии источника финансирования Допустимая расчётная нагрузка в режиме n-1 составляет 4,2 МВА в соответствии с в п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных 19.06.2003. Ожидаемая максимальная нагрузка составит (с учётом фактических нагрузок и заключённых договоров на технологическое присоединение потребителей, а также с учетом возможности перевода части нагрузки на другие центры питания) 6,6 МВА. Дефицит установленной мощности ПС составит 2,4 МВА.

Приложенные файлы

  • docx 11080947
    Размер файла: 180 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий