ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КАЛУЖСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2021 - 2025 ГОДЫ



ГУБЕРНАТОР КАЛУЖСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

17 апреля 2020 года № 173

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КАЛУЖСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2021 - 2025 ГОДЫ

(В редакции постановления Губернатора Калужской области от 28 апреля 2021г. № 200)

В соответствии с пунктом 25 Правил разработки и утверждения схем и программ развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» (в ред. постановлений Правительства Российской Федерации от 12.08.2013 № 691, от 17.02.2014 № 116, от 23.01.2015 № 47, от 16.02.2015 № 132, от 13.08.2018 № 937), ПОСТАНОВЛЯЮ:

1. Утратил силу постановлением Губернатора Калужской области от 28 апреля 2021г. № 200.

2. Признать утратившим силу пункт 1 постановления Губернатора Калужской области от 26.04.2019 № 206 «Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Калужской области на 2020 - 2024 годы» с 1 января 2021 года.

Временно исполняющий обязанности

Губернатора Калужской области

В.В. Шапша

Приложение

Утверждена

Постановлением

Губернатора Калужской области

от 17 апреля 2020 г. № 173

Условные сокращения и обозначения

АОПО - автоматика ограничения токовой перегрузки оборудования;

АОСН - автоматика ограничения снижения напряжения;

АО - акционерное общество;

АО(Н) - акционерное общество (непубличное);

АДТН - аварийно допустимая токовая нагрузка;

АТ - автотрансформатор;

АЭС - атомная электростанция;

БСК - батарея статических конденсаторов;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВРП - валовой региональный продукт;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ГТУ - газотурбинная установка;

ДДТН - длительно допустимая токовая нагрузка;

ЕЭС - единая энергетическая система;

ЗАО - закрытое акционерное общество;

ЛЭП - линия электропередачи;

ОАО - открытое акционерное общество;

ООО - общество с ограниченной ответственностью;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ОЭЗ ППТ - особая экономическая зона промышленно-производственного типа;

ПАО - публичное акционерное общество;

ПС - электрическая подстанция;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

РУ - распределительное устройство;

СО - системный оператор;

СШ - система шин;

Т - трансформатор;

ТГ - турбогенератор;

ТП - технологическое присоединение;

ТЭС - теплоэлектростанция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

ЦП - центр питания;

ШР - шинный разъединитель;

Iдоп - длительно допустимый ток;

Iном - номинальный ток.

ВВЕДЕНИЕ

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Калужской области на 2021 - 2025 годы (далее - СиПРЭ Калужской области) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» и Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» (в ред. постановлений Правительства Российской Федерации от 12.08.2013 № 691, от 17.02.2014 № 116, от 23.01.2015 № 47, от 16.02.2015 № 132, от 13.08.2018 № 937).

Основными целями выполнения схемы и программы развития электроэнергетики (далее - СиПРЭ) Калужской области на 2021 - 2025 годы являются разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Задачами СиПРЭ являются:

- разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажей) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Калужской области на 2021 - 2025 годы по годам;

- разработка предложений по развитию электрической сети номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Калужской области на 2021 - 2025 годы для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;

- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса.

СиПРЭ выполнена на основании (с учетом):

- генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2030 года;

- схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2020 - 2026 годы (далее - СиПР ЕЭС России 2020 - 2026);

- сведений о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

- предложений системного оператора по развитию распределительной сети;

- утвержденных в установленном порядке в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 № 977 действующих редакций инвестиционных программ субъектов электроэнергетики и сетевых организаций.

1. Общая характеристика энергосистемы Калужской области

Калужская область - субъект Российской Федерации, расположенный в центральной европейской части страны. Входит в состав Центрального федерального округа. Имеет границы с Троицким административным округом города Москвы, с Московской, Тульской, Брянской, Смоленской, Орловской областями. Калужская область образована в 1944 году.

Территория составляет 29777 тыс. км2.

Численность населения области на 01.01.2020 составляла 1000,07 тыс. чел., плотность населения 33,59 чел./км2, удельный вес городского населения: 76,92%.

Административный центр области - город Калуга (численность населения на 01.01.2019 - 336,726 тыс. чел.) расположен в 160 км к юго-западу от Москвы. Количество муниципальных образований (на 01.012020) - 26, в том числе:

- городских округов - 2;

- муниципальных районов - 24;

Географическое положение городских округов и муниципальных районов Калужской области представлено на рисунке 1. Наименования районов и округов, соответствующих цифрам, с указанием административного центра, площади и населения представлены в таблице 1.

Рисунок 1. Административно-территориальное деление

Калужской области

См первоисточник

Таблица 1. Территория и население административных единиц

Калужской области на 01.01.2019

№

Наименование района

Административный центр

Площадь, км2

Население, чел.

Муниципальные районы

1

Бабынинский

поселок Бабынино

846,6

18306

2

Барятинский

село Барятино

1110,3

5946

3

Боровский

город Боровск

759,6

62709

4

Думиничский

пгт Думиничи

1173,9

13881

5

Дзержинский

город Кондрово

1335,9

10205

6

Жиздринский

город Жиздра

1281,7

53292

7

Жуковский

город Жуков

1268,2

40307

8

Износковский

село Износки

1333,8

6919

9

Кировский

город Киров

1000,4

36165

10

Козельский

город Козельск

1522,7

7793

11

Куйбышевский

поселок Бетлица

1243,0

41784

12

Людиновский

город Людиново

954,5

49598

13

Малоярославецкий

город Малоярославец

1547,2

12882

14

Медынский

город Медынь

1148,4

11876

15

Мещовский

город Мещовск

1237,7

8514

16

Мосальский

город Мосальск

1320,4

13277

17

Перемышльский

село Перемышль

1156,0

7143

18

Спас-Деменский

город Спас-Деменск

1369,0

22985

19

Сухиничский

город Сухиничи

1232,7

15117

20

Тарусский

город Таруса

714,6

7112

21

Ульяновский

село Ульяново

1655,9

18076

22

Ферзиковский

поселок Ферзиково

1249,9

10370

23

Хвастовичский

село Хвастовичи

1413,3

10630

24

Юхновский

город Юхнов

1332,5

18306

Городские округа

25

Калуга

город Калуга

542,7

353540

26

Обнинск

город Обнинск

43

118151

Калужская область расположена в центральной части Восточно-Европейской равнины. На западе и северо-западе Калужской области расположена Смоленская возвышенность (высота до 279 м), на востоке - Среднерусская возвышенность. Рельеф Калужской области представляет собой холмисто-увалистую, местами плоскую равнину, густо расчлененную долинами рек, балками и лощинами.

С севера на юг Калужская область протянулась более чем на 220 км от 53°30' до 55°30' северной широты, с запада на восток - на 220 км, площадь территории составляет 29,8 тыс. км2.

Города Калужской области: Калуга, Балабаново, Белоусово, Боровск, Ермолино, Жиздра, Жуков, Киров, Козельск, Кондрово, Кременки, Людиново, Малоярославец, Медынь, Мещовск, Мосальск, Обнинск, Сосенский, Спас-Деменск, Сухиничи, Таруса, Юхнов.

Климат Калужской области умеренно континентальный с резко выраженными сезонами года: умеренно жарким и влажным летом и умеренно холодной зимой с устойчивым снежным покровом. Средняя температура июля составляет от плюс 18 °C на севере до плюс 21 °C на юге, января - от минус 12 °C до минус 8 °C. Теплый период (с положительной среднесуточной температурой) длится 205 (север) - 220 (юг) дней. Количество осадков в год - 650 мм.

На земную поверхность территории Калужской области поступает значительное количество солнечной радиации - около 115 ккал на 1 см2.

Гидрография Калужской области определяется наличием 2043 рек и водотоков, 280 из которых имеют протяженность более 10 км. Поверхностные водотоки принадлежат бассейнам рек Волга (Ока с притоками Жиздра, Угра, Протва и др.) и Днепр (Болва, Ветьма, Снопоть и др.).

Река Ока, основа водной системы, начинается в Орловской области и на Калужскую землю поступает полноводной рекой с хорошо выраженной долиной. До областного центра река плавно несет свои воды в меридиональном направлении. Широкая, до 2 - 3 км, пойма характеризуется наличием многочисленных озер, стариц и системы надпойменных террас. В извилистом русле отчетливо прослеживаются плесы и перекаты. На отрезке от Калуги до города Алексин Ока меняет направление на широтное с запада на восток. Долина более узкая с высокими (до 60 м) и крутыми берегами. Ширина поймы сокращается до 200 - 300 м, а в пределах «Калужско-Алексинского каньона» - до нескольких метров. От Алексина до места впадения в Оку реки Протва - это опять полноводная равнинная река.

Крупные реки Калужской области - Угра, Жиздра, Болва, Протва. В области насчитывается 19 водохранилищ с полным объемом более 1 млн куб. м каждое. Общий объем водохранилищ около 87 млн куб. м, из них 30 млн куб. м в наиболее крупном - Ломпадь (Верхнее Людиновское) на реке Неполодь, кроме него значительные: Верхне-Кировское на реке Песочня, Брынское на реке Брынь (в г. Сухиничи и пос. Брынь), Милятинское на реке Большая Ворона (приток Угры в Барятинском районе) и Яченское водохранилище (на реке Яченке). Количество озер в Калужской области невелико, среди них можно выделить озера Бездон, Святое, Галкино, Безымянное, Сосновое (Барятинский, Дзержинский, Юхновский, Козельский, Жиздринский районы соответственно).

На территории Калужской области около 500 торфяных болот. Площадь большинства из них не превышает 100 га. Заболоченность области менее 1%. Болота на территории Калужской области распространены неравномерно. Наиболее заболочены северо-западные и западные районы (бассейн р. Угры), а также Брянско-Жиздринское полесье. Наибольшие болота - Игнатовское, Калуговское, Красниковское, Шатино.

1.1. Промышленность

Ведущее место в структуре хозяйственного комплекса Калужской области занимает промышленное производство. С 2015 по 2019 годы объем промышленного производства показал рост с 496,3 до 889 млрд рублей.

В регионе выпускаются: продукция лесопромышленного комплекса (бумага, картонная тара, древесностружечные и древесно-волокнистые плиты, пакетная доска), строительные материалы (кирпич, керамические санитарно-технические изделия, железобетонные конструкции), резиновые и пластмассовые изделия (трубы и профили), продукция химической промышленности (фармацевтические препараты, пластмассы), пищевая промышленность (мясная молочная, продукция, кондитерские изделия, овощная продукция и т.д.) и текстильного производства (мужская и женская, специальная одежда, обувное производство). В основе энергетики региона - распределение электроэнергии, газа и воды.

Основу промышленного производства Калужской области составляет машиностроение и металлообработка. Отличительной особенностью Калужской области является широкое разнообразие выпускаемой продукции:

- легковые и грузовые автомобили (ООО «Фольксваген Групп Рус», ООО «ПСМА Рус», Корпорация «Volvo Trucks Russia»);

- электрооборудование для транспортных средств (ПАО «КЗАЭ», АО «Автоэлектроника», ООО «НПП «АВТЭЛ»);

- турбины и турбогенераторы (ОАО «КТЗ»);

- газотурбинные двигатели и мотоблоки (ПАО «КАДВИ»);

- телевизоры (ООО «Самсунг Электроникс Рус Калуга»);

- радиоэлектронная и коммутационная аппаратура связи, средства связи специального назначения (АО «Калугаприбор», АО «Калужский электромеханический завод», АО «КНИИТМУ»);

- изделия для оборонно-промышленного комплекса (АО «Тайфун», АО «ОНПП «Технология» им. А.Г.Ромашина», АО «КНИРТИ», ФГУП «КЗРТА», АО «КЗТА»);

- медицинская техника, электронные лампы и изделия квантовой техники (АО «Восход-КРЛЗ», АО «МПЗ»);

- аппаратура и оборудование для АЭС и радиохимических производств (ПАО «Приборный завод «Сигнал»);

- тепловозы, машины и механизированный инструмент для ремонта и эксплуатации железнодорожных путей (АО «ЛТЗ», АО «Калугапутьмаш», АО «КЗ «Ремпутьмаш», ОАО «Калугатрансмаш»);

- измерительные приборы (ЗАО «НПО «Промприбор», ООО «НПП Метра»);

- кухонные вытяжки (ООО «ЭЛМАТ»);

- стальные трубы, алюминиевый профиль, теплицы (ООО «Агрисовгаз»);

- металлоконструкции и здания из сэндвич панелей (ООО «Венталл»);

- изделия из чугунного, стального и цветного литья (АО «Кронтиф-Центр», ОАО «Кировский завод», АО «Спецлит»);

- выплавка стали, изготовление арматурного и фасонного проката (ООО «НЛМК-Калуга»);

- кабельная продукция (ООО «Калужский кабельный завод», АО Завод «Людиновокабель», АО «Трансвок»);

- выращивание сельскохозяйственных продуктов (ООО «Агро-Инвест»).

1.1.1. Индустриальные парки и особая экономическая зона

Наибольшее влияние на развитие промышленного комплекса Калужской области оказало создание новых производств на территории особой экономической зоны промышленно-производственного типа «Калуга» и индустриальных парков. Наиболее крупными из них являются: «Ворсино», «Грабцево», «Росва», «Калуга-Юг», промышленная зона «Детчино». Ниже представлено их описание.

Индустриальный парк «Ворсино»

Парк расположен на северо-востоке региона, на границе Калужской и Московской областей, вдоль трассы М-3 «Москва - Киев», в 6 км от Обнинска, 75 км от Москвы и 95 км от г. Калуга. Расстояние от МКАД 67 км и 20 км до границ Новой Москвы.

Статус индустриального парка присвоен 1 апреля 2008 года.

Общая площадь индустриального парка составляет 2046,8 га.

Свободно для размещения инвесторов - 1063,8 га.

Основными резидентами индустриального парка являются:

- ООО «НЛМК-Калуга» (электрометаллургический завод);

- ООО «Самсунг Электроникс Рус Калуга» (производство аудио-, видео- и бытовой техники);

- ООО «Нестле Россия» (производство кормов для домашних животных);

- ЗАО «Л`Ореаль» (производство косметических средств);

- ООО «Кей Ти Эн Джи Рус» (табачная фабрика по производству сигарет);

- АО «Линде Газ Рус» (производство пищевых, промышленных и специальных газов);

- ООО «АстраЗенека Индастриз» (исследование, развитие и использование рецептурных препаратов);

- ОАО «Фрейт Вилладж Калуга» (логистический комплекс);

- ООО «МАЛЕ РУС» (поставщик мировой автомобильной промышленности);

- ООО «Омиа Урал» (производство молотого мрамора);

- ООО «Архбум тиссью групп» (производство картона, упаковки, целлюлозы и ученических тетрадей);

- ООО «АйСиЭм Гласс» (производство пеностекольного щебня);

- ООО «АЭРОЛАЙФ» (строительство завода по производству фотокаталитических очистителей воздуха);

- ООО «Д.А. Рус» (производство пластмассовых и резинотехнических изделий);

- ООО «ОРАК» (производство инновационных декоративных синтетических молдингов и орнаментов);

- ООО «Сфера-Фарм» (производство медицинских инфузионных растворов);

- ООО ПО «Металлист» (производство водосточных систем и крепежных изделий);

- ООО «АКПЛАСТ» - (производство ПВХ панелей);

- ООО «КСС РУС» (логистический хаб по хранению и обработке полимеров).

Индустриальный парк «Грабцево»

Индустриальный парк «Грабцево» расположен в черте г. Калуга, в 25 км от трассы М-3 «Украина», в 15 км от трассы Р-132 «Калуга - Тула - Рязань».

Статус индустриального парка присвоен 7 октября 2009 года.

Общая площадь индустриального парка составляет 687 га.

Свободно для размещения инвесторов 100 га.

Резидентами индустриального парка «Грабцево» являются:

- ООО «ФОЛЬКСВАГЕН Груп Рус» (производство автомобилей);

- ООО «Фольксваген Компоненты и Сервисы» (производство двигателей);

- Филиал АО «Магна Автомотив Рус» (поставка систем и модулей пластмассовых деталей экстерьера для автомобильной промышленности);

- ООО «Бентелер Аутомотив» - производство деталей подвески автомобилей. Открытие предприятия состоялось в 2010 г.;

- ООО «СМРК Аутомотив Текнолоджи Ру» (производство деталей интерьера автомобилей);

- ООО «Гестамп-Северсталь-Калуга» (производство штампованных деталей для кузовов легковых автомобилей);

- ООО «Япп Рус Автомобильные системы» (выпуск пластиковых топливных баков);

- ООО «А-парк» (производственно-складской комплекс);

- ООО «Северсталь-Гонварри-Калуга» (сервисный металлоцентр);

- ООО «Фуяо Стекло Рус» (производство автомобильного стекла);

- ЗАО «Берлин-Фарма» (фармацевтическое производство);

- ООО «Ново Нордиск» (производство инсулина);

Также на территории парка реализуются 2 проекта:

- АО «Международный аэропорт «Калуга»;

- ООО «Антониус Медвизион Калуга - Скорая Помощь» - (оказание медицинских услуг).

Индустриальный парк «Росва»

Индустриальный парк «Росва» расположен на 23 км юго-западнее г. Калуга, в 2 км от трассы М-3 «Москва - Киев», в пос. Росва.

Статус индустриального парка присвоен 10 марта 2009 года.

Общая площадь парка составляет 719,6 га.

Свободно для размещения инвесторов 104,9 га.

Резидентами индустриального парка «Росва» являются:

- ООО «Пежо Ситроен Мицубиси Автомобили Рус» (производство автомобилей);

- ООО «ДжиИ Рус» (ремонт и техническое обслуживание компонентов газовых турбин);

- ООО «Форесия аутомотив девелопмент» (производство выхлопных систем);

- ООО «Форесия аутомотив девелопмент» (производство деталей интерьера);

- ООО «ФУКС ОЙЛ» (производство смазочных (моторных, тракторных, трансмиссионных, компрессорных) масел, а также смазочно-охлаждающих, гидравлических и закалочных жидкостей);

- ООО «Континентал Калуга» (производство автомобильных шин для легковых автомобилей и легкого коммерческого транспорта);

- Co№tiTech - филиал ООО «Континентал Калуга» (производство трубопроводов для систем кондиционирования и деталей гидроусилителя рулевого управления автомобилей);

- АО «Биотехнологический комплекс «Росва» (комплекс глубокой переработки пшеницы (производство клейковины, глюкозно-фруктозного сиропа, коммерческого крахмала, кормовых добавок, моногидрата глюкозы, сорбита и аскорбиновой кислоты);

- АО «БазиС» (таможенно-логистический терминал «Росва»);

- ООО «Сибирский элемент Рента-К» (производство бетона и сухих смесей);

- ООО «Компания Технострой» - (автотранспортного предприятия с новейшей спецтехникой для обслуживания промышленных предприятий).

Кроме того, 1 предприятие находится в стадии реализации:

- ООО «ЭсТи-Фарм» - разработка и выпуск современных сердечно-сосудистых препаратов.

Индустриальный парк «Калуга Юг»

Индустриальный парк «Калуга Юг» расположен на южной границе г. Калуга в черте города к северу от транспортной развязки «Калуга - Козельск - Тула» вдоль трассы Р-132 «Калуга - Тула - Рязань». Расстояние до трассы М-3 - 16 км.

Статус индустриального парка присвоен 7 октября 2009 года.

Общая площадь парка составляет 135,7 га.

Свободно для размещения инвесторов 12,85 га.

Резидентами индустриального парка «Калуга Юг» являются:

- АО(н) «Вольво Восток» (завод по производству грузовых автомобилей, завод по сборке строительной техники);

- ООО «Вольво Компоненты» (выпуск кабин для грузовых автомобилей Volvo и Re№ault);

- ООО «Мако Фурнитура» (завод по производству фурнитуры для окон);

- ООО «Меркатор Калуга» (завод по производству навесного оборудования для обслуживания дорог);

- ООО «Континентал Аутомотив Системс РУС» (завод по производству компонентов электронных систем управления топливоподачей и зажиганием двигателей внутреннего сгорания);

- АО «Рекаст» (завод по производству бумажных упаковочных материалов);

- ООО «Мануфактуры Боско» (швейная фабрика).

Промышленная зона «Детчино»

Промышленная зона «Детчино» расположена вблизи пос. Детчино вдоль федеральной трассы М3 «Украина» в 140 км от Москвы в черте Калуги.

Общая площадь промышленной зоны составляет 183,4 га.

Свободно для размещения инвесторов 104,2 га.

Резидентами индустриального парка «Детчино» являются:

- ООО «Этекс» (производство фиброцементных строительных материалов);

- ООО «Вольф Систем» (производство конструкций для сельхозсооружений и деревянных каркасно-панельных домов);

- (Калужский филиал) ООО «ЭкоНива-Техника» (сервисный центр по гарантийному обслуживанию сельскохозяйственной техники);

- ООО «ГРИММЕ-Калуга» (центр сбыта и сервиса сельскохозяйственной техники);

- ООО «ЛЕМКЕН-Калуга» (центр сбыта и сервиса сельскохозяйственной техники);

- ОАО «Русский продукт» (производство продуктов питания: супов, мучных смесей для выпечки, панировочных смесей, кулинарных добавок, геркулесовых каш, кукурузных экстрадированных чипсов);

- ООО «Агро-Инвест» (центр сбыта и сервиса животноводческой техники).

Один проект находится в стадии реализации:

- ООО «Боган» - строительство завода по производству металлопрокатных изделий.

ОЭЗ ППТ «Калуга» площадка «Людиново»

Людиновская площадка ОЭЗ ППТ «Калуга» расположена в 60 км от федеральной трассы А-101 «Москва - Малоярославец - Рославль» и в 23 км от федеральной трассы М-3 «Украина». Вдоль южной границы ОЭЗ ППТ «Калуга» проходит транзитная автодорога, соединяющая обе федеральные трассы. В пределах г. Людиново расположены две железнодорожные станции: Людиново-1 (III класса) и Людиново-2 (IV класса), расположенные на железнодорожной магистрали «Вязьма - Фаянсовая - Брянск». Планируется строительство железнодорожного пути от ст. Людиново-1 до территории ОЭЗ ППТ «Калуга» протяженностью около 5 км.

Площадь Людиновской площадки составляет 610 га.

Свободно для размещения резидентов 40 га.

В настоящее время территория ОЭЗ обеспечена инженерными коммуникациями в следующих объемах:

- электроснабжение - 212 МВт (свободная мощность 85,5 МВт);

- водоснабжение - 10000 м3/сутки (свободная мощность 70 м3/сутки);

- водоотведение - 8700 м3/сутки (свободная мощность 3400 м3/сутки);

- газоснабжение - 65,3 млн м3/час (свободная мощность 8279 м3/час);

- ливневая канализация до 220 л/сек.

Наиболее крупными резидентами площадки являются:

- ООО «Агро-Инвест» - (круглогодичное выращивание овощей);

- ООО «Кроношпан Калуга» (производство плит МДФ и ХДФ);

- ООО «Алхимет» - (производство метизной продукции);

- ООО «Деко Груп» - (производство обоев);

- ООО «Инвестпромстрой» (производство мелющих щаров);

- ООО «Базис» (производство эластичных медицинских изделий).

Площадка «Боровск»

Боровская площадка ОЭЗ ППТ «Калуга» расположена на трассе М-3 «Москва - Киев», в 15 км от трассы А-101 «Москва - Рославль» и в 6 км от «Московского большого кольца» А-108, которое обеспечивает выход к трассе М-1 «Москва - Минск». По территории Боровского района проходит железная дорога Москва - Киев общей протяженностью 16 км, с двумя станциями «Ворсино» и «Балабаново». Имеется грузовой аэродром «Ермолино» с взлетно-посадочной полосой, позволяющий принимать все виды самолетов.

Площадь Боровской площадки составляет 369 га.

Свободно для размещения резидентов 41,4 га.

В настоящее время площадка обеспечена инженерными коммуникациями в следующих объемах:

- водоснабжение - 5000 м3/сутки;

- водоотведение - 5000 м3/сутки;

- газоснабжение - 16,5 млн м3/год.

Наиболее крупными резидентами площадки являются:

- ООО «Рефкул» - (производство климатического и холодильного оборудования);

- ООО «Ти Эйч Милк Индустри» - (производство молочной продукции);

- АО «БиоРИМ» - (производство жидких и твердых лекарственных форм);

- ООО «Мир-Фарм» - (производство плит лекарственных средств);

- ООО «Натюрэль» - (производство парфюмерно-косметической продукции);

- АО «ВАКТЕК» - (производство металлообрабатывающего инструмента).

1.1.2. Химическая промышленность

Перспективным направлением в развитии промышленного комплекса Калужской области является химическая промышленность. На территории области она в основном представлена фармацевтическими и нефтеперерабатывающими предприятиями.

На 2019 год зарегистрировано 17 крупных предприятий химической промышленности, производящие лекарственные препараты, химические продукты строительного назначения, моющие средства, а также одно производство, выпускающее ядерные изотопы.

В настоящее время в области продолжает формироваться фармацевтический кластер, основу которого составляют предприятия, занимающиеся разработкой научных идей и внедрением новых технологий. Деловыми партнерами региона стали крупнейшие иностранные фармацевтические компании: «Хемофарм», «Берлин-Фарма», «ФармВИЛАР», «НиарМедик Фарма» и «АстраЗенекаИндастриз». Центром научных исследований является наукоград Обнинск.

Наличие эффективно функционирующей цепочки по разработке и внедрению готовой продукции биотехнологий - от научных разработок и опытно-клинических исследований новых субстанций, и лекарственных препаратов до промышленного выпуска конечной продукции - готовых лекарственных форм, позволило приступить к формированию кластера биотехнологий и фармацевтики. Общим результатом реализации мероприятий по формированию кластера станет создание эффективной системы поддержки и продвижения наукоемких, инновационных проектов от момента зарождения научной идеи до организации серийного выпуска продукции.

Основные организации и проекты кластера - технопарк «Обнинск», Медицинский радиологический научный центр Российской академии медицинских наук (МРНЦ РАМН), ГНУ ВНИИСХРАЭ Россельхозакадемии, ФГУП «НИФХИ им. Л.Я.Карпова», ФГУП «ОНПП «Технология» и др.

1.1.3. Пищевая промышленность

Одним из важнейших направлений развития Калужской области является пищевая промышленность. На территории области она в основном представлена мясоперерабатывающими предприятиями, молочными заводами, предприятиями по производству мукомольной продукции и предприятиями по производству алкогольной и безалкогольной продукции.

Наиболее крупными представителями индустрии являются ООО «№estle Россия», ООО «Инвест Альянс», ООО «Итера», ОАО «Обнинский мясокомбинат», ООО «ПК Обнинские молочный завод» - филиал ОАО «Вимм-Билль-Данн» и др.

1.1.4. Легкая промышленность

Легкая промышленность Калужской области объединяет около 250 предприятий и организаций различных форм собственности, из них 11 крупных и средних. Основные виды производств легкой промышленности области представлены следующими крупными предприятиями:

- текстильное производство (ОАО «Ермолино», ОАО «Руно»);

- производство одежды (ОАО «Сухиничская швейная фабрика», ООО «Людиновская швейная компания», ООО «Юхновская швейная фабрика»);

- производство обуви, изделий из кожи (ОАО «Калужская обувная фабрика «Калита», ООО «Калужская обувь», ООО «Форио»).

1.2. Институты развития

Для реализации инвестиционной политики Правительством области созданы следующие институты:

- АО «Агентство инновационного развития - центр кластерного развития Калужской области», целью которого является создание условий для возникновения и продвижения инноваций, повышение конкурентоспособности региональных компаний, расширение возможностей для развития бизнеса в Калужской области и за ее пределами.

- АО «Корпорация развития Калужской области» - Государственный оператор по созданию индустриальных парков и развитию инженерной инфраструктуры, целью которого является создание новых и развитие существующих индустриальных парков, строительство инженерной инфраструктуры в индустриальных парках.

- ООО «Индустриальная логистика» - Государственный оператор по предоставлению недискриминационного доступа к логистической и железнодорожной инфраструктуре, целью которого является создание логистических и таможенных терминалов, строительство и эксплуатация железных дорог в индустриальных парках.

- ГАУ «Агентство регионального развития Калужской области» - Государственный оператор по консультированию и индивидуальному сопровождению инвесторов при реализации инвестиционных проектов, целью которого является привлечение инвестиций в экономику Калужской области, продвижение региона на международный рынок.

- ГАУ КО «Агентство развития бизнеса» - Государственный оператор по консультированию по вопросам коммерческой деятельности и управления. Сопровождение бизнеса в получении исходно-разрешительной документации, мер государственной поддержки, привлечении финансирования, а также продвижении продукции на внешних и внутренних рынках.

1.3. Строительство

В 2019 году на территории Калужской области введено в эксплуатацию 864 тыс. м2 жилой площади, что составляет 109,75% к 2018 году.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики

Калужской области за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы

2.1.1. Общая характеристика энергосистемы

Энергосистема Калужской области работает в составе ОЭС Центра. Оперативно-диспетчерское управление в энергосистеме Калужской области, входящей в состав ЕЭС России, осуществляется АО «СО ЕЭС» (в том числе Филиалом АО «СО ЕЭС» Смоленское РДУ, а также Филиалом АО «СО ЕЭС» ОДУ Центра).

Энергосистема Калужской области имеет электрическую связь с энергосистемами Брянской, Московской, Смоленской, Рязанской и Тульской областей.

В таблице 2 представлены основные показатели работы ОЭС Центра и энергосистемы Калужской области за 2019 год.

Таблица 2. Основные показатели работы ОЭС Центра

и энергосистемы Калужской области за 2019 год

Показатель

ОЭС Центра

Энергосистема Калужской области

Доля энергосистемы Калужской области, %

Потребление электроэнергии, млн кВт.ч

241946

6821

2,82

Максимальное потребление энергосистемы, МВт <*>

37189

1030

2,77

Установленная электрическая мощность электростанций, МВт <**>

53548,6

142,028

0,27

Выработка электроэнергии, млн кВт.ч

236314

285

0,12

--------------------------------

<*> - потребление на час максимума ОЭС Центра в 2019 г.;

<**> - установленная электрическая мощность электростанций на 31.12.2019;

Из представленных данных следует, что на долю энергосистемы Калужской области приходится:

- 2,82 процента потребления электроэнергии ОЭС Центра;

- 2,77 процента участия в максимуме потребления ОЭС Центра;

- 0,27 процента установленной мощности электростанций ОЭС Центра;

- 0,12 процента общей выработки электроэнергии по ОЭС Центра.

2.1.2. Характеристика генерирующих компаний Филиал

ПАО «Квадра» - «Центральная генерация»

Филиал ПАО «Квадра» - «Центральная генерация» объединяет энергоактивы компании «Квадра» в Тульской, Калужской и Рязанской областях. Общая установленная электрическая мощность Центрального филиала - 821,6 МВт, тепловая - 1753,6 Гкал/ч.

На территории Калужской области расположено производственное подразделение филиала ПАО «Квадра» - «Центральная генерация» - Калужская ТЭЦ, установленной электрической мощностью 41,8 МВт, тепловой - 110,1 Гкал/ч.

ПАО «Калужская сбытовая компания»

ПАО «Калужская сбытовая компания» является гарантирующим поставщиком электрической энергии на территории Калужской области.

ПАО «Калужская сбытовая компания», первой из энергосбытовых предприятий, реализовало проект строительства газотурбинной станции (ГТУ-ТЭЦ). Станция расположена в промышленной зоне города Обнинска, рядом с территорией технопарка «Обнинск». Ее установленная электрическая мощность составляет 21 МВт и установленная тепловая мощность - 47 Гкал/час. В качестве основного топлива в работе Обнинской ТЭЦ-1 используется природный газ.

ООО «Каскад-Энергосбыт»

ООО «Каскад-Энергосбыт» специализируется на оказании услуг на рынке электроэнергии. Установленная электрическая мощность ГПЭС БТ п. Воротынск составляет 6,228 МВт.

2.1.3. Характеристика электростанций промышленных

предприятий

Акционерное общество «Государственный научный центр

Российской Федерации - Физико-энергетический институт имени

А.И.Лейпунского» (далее - АО «ГНЦ РФ - ФЭИ»)

АО «ГНЦ РФ - ФЭИ» является многопрофильной научной организацией, осуществляющей производство электроэнергии для целей научных исследований. Установленная электрическая мощность ТЭЦ ФЭИ составляет 6 МВт.

ОАО «Калужский турбинный завод»

ОАО «Калужский турбинный завод» осуществляет производство тепловой и электрической энергии для нужд собственного производства и для потребителей г. Калуга. Установленная электрическая мощность ТЭЦ ОАО «КТЗ» составляет 43 МВт, ТЭЦ ОАО «КТЗ» на пл. Турынино - 12 МВт.

ООО «Новокондровская ТЭЦ»

ООО «Новокондровская ТЭЦ» осуществляет производство тепловой и электрической энергии для нужд потребителей региона. Установленная электрическая мощность Новокондровской ТЭЦ составляет 12 МВт и установленная тепловая мощность - 136,5 Гкал/час.

2.1.4. Характеристика электросетевых компаний

К субъектам электроэнергетики, действующим на территории Калужской области и оказывающим услуги по передачи электроэнергии на напряжении 110 кВ и выше, относятся следующие компании:

- филиал ПАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» Приокское предприятие магистральных электрических сетей осуществляет передачу электроэнергии по сетям 500 - 220 кВ энергосистемы Калужской области;

- филиал «Калугаэнерго» ПАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра и Приволжья» в настоящее время отвечает за распределение, транспорт электроэнергии по территории Калужской области;

- ОАО «Российские железные дороги» осуществляет передачу и распределение электроэнергии по сетям ОАО «РЖД»;

- АО «Государственный научный центр Российской Федерации - Физико-энергетический институт имени академика А.И.Лейпунского»;

- ОАО «Калужский турбинный завод»;

- ПАО «Калужский двигатель»;

- ПАО «Агрегатный завод»;

- ПАО «Калужский завод автомобильного электрооборудования» (ПАО «КЗАЭ»).

К субъектам электроэнергетики, действующим на территории Калужской области и оказывающим услуги по передачи электроэнергии на напряжении 10 кВ и ниже, относятся следующие компании:

- унитарное муниципальное предприятие «Коммунальные электрические и тепловые сети» осуществляет передачу и распределение электроэнергии по территории муниципального образования «Город Малоярославец»;

- муниципальное предприятие города Обнинска «Горэлектросети» осуществляет передачу и распределение электроэнергии по территории муниципального образования «Город Обнинск»;

- ООО «Каскад-Энергосеть» оказывают услуги по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электрическим сетям;

- АО «МСК Энерго»;

- АО «Восход» - Калужский радиоламповый завод;

- АО «Оборонэнерго»;

- ООО «ЭЛМАТ»;

- Муниципальное предприятие коммунальных электрических. тепловых и газовых сетей муниципального района «Мосальский район»;

- ООО «ЦентрТехноКом»;

- ООО «ЭнергоАльянс»;

- Федеральное государственное бюджетное научное учреждение «Всероссийский научно - исследовательский институт радиологии и агроэкологии»;

- ООО «Сетевая компания»;

- ООО «ТСО Кабицыно».

2.1.5. Характеристика сбытовых компаний

К субъектам электроэнергетики, действующим на территории Калужской области и являющимися поставщиками электроэнергии, относятся следующие компании:

- ПАО «Калужская сбытовая компания» является гарантирующим поставщиком электроэнергии на территории Калужской области;

- ООО «Русэнергосбыт» является поставщиком электроэнергии для нужд ОАО «Российские железные дороги»;

- ООО «Каскад-Энергосбыт»;

- ООО «МАРЭМ+». Является энергосбытовой компанией, профессиональным участником оптового рынка электрической энергии (мощности). Компания входит в структуру крупнейшей российской частной энергетической компании «ЕвроСибЭнерго»;

- ООО «ГРИНН Энергосбыт»;

- ООО «НОВИТЭН»;

- АО «Мосэнергосбыт»;

- АО «Транссервисэнерго».

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии

в Калужской области и структура электропотребления

по основным группам потребителей за последние пять лет

Отчетная динамика потребления электроэнергии в Калужской области за последние пять лет приведена в таблице 3.

Таблица 3. Динамика потребления электроэнергии в Калужской

области за последние пять лет

Наименование показателя

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Потребление электроэнергии, млн кВт.ч

6299,5

6592,9

6772,8

6921,3

6820,5

Абсолютный прирост электропотребления, млн кВт.ч

-

293,4

179,9

148,5

-100,8

Прирост, %

-

4,7

2,7

2,2

-1,4

Потребление электроэнергии энергосистемой Калужской области за 2019 год составило 6821 млн кВт.ч, что на 100,8 млн кВт.ч и на 1,4% меньше, чем в 2018 году.

Потребление электроэнергии в Калужской области в 2019 году выросло относительно 2015 года на 521 млн кВт.ч или на 8,3%.

На рисунке 2 в графическом виде представлена динамика потребления электроэнергии в Калужской области за последние пять лет.

Рисунок 2. Динамика потребления электроэнергии в Калужской

области за последние пять лет

(См первоисточник)

Структура электропотребления по основным группам потребителей Калужской области за последние пять лет представлена в таблице 4 и на рисунке 3 в графическом виде.

Таблица 4. Структура электропотребления по основным группам

потребителей Калужской области за период

2015 - 2018 <*> гг., млн кВт.ч

Отрасль

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Предприятия черной и цветной металлургии

710,6

808,6

777,4

815,6

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство, рыболовство и рыбоводство

413,4

458,7

523,0

686,1

Строительство

81,8

66,6

69,8

69,7

Транспорт, хранение и связь

441,1

446,5

602,5

604,9

Другие виды экономической деятельности

507,0

508,5

455,1

470,6

Население

1842,8

1900,1

2357,8

2259,1

--------------------------------

<*> На момент выполнения работы органами государственной статистики данные по структуре электропотребления по группам потребителей за 2019 год не предоставлены.

Рисунок 3. Структура электропотребления по основным группам

потребителей Калужской области за 2015 - 2018 гг.

(См первоисточник)

Как видно из представленной диаграммы, доминирующими потребителями Калужской области являются население и отрасли металлургии.

2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической

энергии с указанием потребления электрической энергии

и мощности

Основные потребители электроэнергии энергосистемы Калужской области располагаются в северной и северо-восточной частях. Перечень основных потребителей электрической энергии с указанием отчетных данных за 2015 - 2019 годы приведены в таблице 5.

Таблица 5. Основные потребители электроэнергии и мощности

Калужской области

№

Наименование потребителя

Показ-ль

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

1

ООО «НЛМК-Калуга»

млн кВт.ч

678,96

796,57

794,54

835,44

691,45

МВт

174,7

170,9

160,6

160,5

157,9

2

ОАО «РЖД»

млн кВт.ч

225,53

220,12

235,87

240,12

236,63 <*>

МВт

н/д

н/д

40,91

55,41

54,74 <*>

3

ОАО «Холсим (Рус) СМ»

млн кВт.ч

144

139,8

166,9

187,00

197,30

МВт

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

4

ООО «Агро-Инвест

млн кВт.ч

-

-

-

165,0

152,0

МВт

-

-

-

36,0

56,0

5

ГП «Калужский областной водоканал»

млн кВт.ч

73,17

74,55

71,62

73,05

107,93

МВт

н/д

н/д

2,21

2,28

5,567

6

ООО «Фольксваген Груп Рус»

млн кВт.ч

112,03

120,47

121,67

88,21

88,20

МВт

23

23,29

23,32

23,16

24,38

7

НИЦ «Курчатовский институт» - ИФВЭ

млн кВт.ч

341,32

352,91

407,61

57,93

60

МВт

57,75

46,09

86,02

51,1

50,36

8

ООО «ПСМА Рус»

млн кВт.ч

23,87

18,78

19,05

28,66

29,63

МВт

5,17

4,84

5,4

5,39

5,95

9

АО «Кировская Керамика»

млн кВт.ч

33,79

31,66

31,76

36,32

35,63

МВт

96,76

93,44

94,68

106,88

106,88

10

ПАО «Агрегатный завод»

млн кВт.ч

51,43

49,95

49,64

50,12

50

МВт

13

н/д

8,58

8,57

8,28

11

ПАО «Калужский двигатель» (ПАО «КАДВИ»)

млн кВт.ч

31,98

31,85

32,33

30,48

29,99

МВт

13,8

15,66

13,41

10,81

9,3

12

АО ОНПП «Технология»

млн кВт.ч

27,78

27,45

25,45

27,44

26,86

МВт

5,52

5,78

5,68

5,91

5,52

13

МП «Теплоснабжение»

млн кВт.ч

26,87

27,1

27,1

25,55

25,32

МВт

4,26

4,25

4,21

4,02

3,79

14

ООО «Агрисовгаз»

млн кВт.ч

22,11

21,1

23,98

23,35

24,47

МВт

3,11

4,01

4,06

4,23

3,8

15

АО «Калугапутьмаш»

млн кВт.ч

21,66

21,29

22,14

24,22

23,98

МВт

н/д

н/д

н/д

6,9

6,24

16

АО «ГНЦ РФ - Физико-энергетический институт имени А.И.Лейпунского» (АО «ГНЦ РФ - ФЭИ»)

млн кВт.ч

23,62

22,85

21,55

21,28

19,04

МВт

н/д

н/д

н/д

25,5

7

17

АО «ОТКЗ научно-исследовательский физико-химический институт имени Л.Я.Карпова»

млн кВт.ч

14,08

14,24

14,85

14,55

15,22

МВт

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

18

АО «Научно-производственное предприятие «Калужский приборостроительный завод «Тайфун»

млн кВт.ч

16,26

16,57

16,11

15,16

14,77

МВт

4,17

4,14

3,91

3,86

4,68

19

ООО «ТРАНССТРОМИНВЕСТ»

млн кВт.ч

14,32

12,2

8,39

11,7

13,68

МВт

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

20

АО «Людиновкабель»

млн кВт.ч

5,96

6,32

6,72

6,39

7,28

МВт

1,3

1,4

1,5

1,4

1,4

21

АО «КНИРТИ»

млн кВт.ч

6,3

6,4

6,9

6,6

6,87

МВт

1,7

1,7

1,7

1,7

1,6

22

ООО «Агрофирма Оптина» (ООО «Агробаланс»)

млн кВт.ч

4,02

4,34

1,36

4,75

4,99

МВт

10,95

11,97

12,6

11,49

н/д

23

АО «Калугаприбор»

млн кВт.ч

4,14

3,89

4,64

4,47

4,44

МВт

1,53

1,53

1,52

1,58

2,04

24

АО «Калужский электромеханический завод»

млн кВт.ч

4,77

5,04

6,09

3,89

2,47

МВт

н/д

н/д

н/д

2,64

3,3

25

ПАО «Приборный завод «Сигнал»

млн кВт.ч

8,56

6,81

7,689

5,37

2,01

МВт

2,66

2,96

2,7

1,64

0,645

--------------------------------

<*> - ввиду отсутствия данных за 2019 год, потребление электроэнергии и мощности взято пропорционально потреблению региона.

Перечень основных перспективных потребителей

В энергосистеме Калужской области до 2025 года в рамках реализации заключенных договоров на технологическое присоединение планируется ввод новых производственных мощностей крупных потребителей. В таблице 6 приведены данные о планируемых к вводу электрических нагрузках наиболее крупных потребителей, которые учтены в рамках разработки базового прогноза потребления мощности энергосистемы на территории Калужской области согласно проекту СиПР ЕЭС России 2020 - 2026 г.

Таблица 6. Планируемая к вводу электрическая нагрузка

согласно заключенным договорам на технологическое

присоединение

№

Наименование потребителя

Наименование ЦП

Заявленная мощность ТП, МВт

1

ООО «НЛМК-Калуга»

ПС 220 кВ Метзавод

169,6

2

ООО «Мещовский комбинат точного литья» (ООО «МКТЛ»)

ПС 110 кВ МКТЛ (новая ПС)

60

3

АО «ОЭЗ ППТ «Калуга»

ПС 110 кВ Промзона-2

58

4

ООО «Инвестпроект»

ПС 110 кВ Ахлебинино

35

5

ООО «Инвестпроект»

ПС 110 кВ Ахлебинино

9

6

ООО «ЮИТ Подрядное строительство»

ПС 110 кВ Восток

14

7

АО «Корпорация развития Калужской области»

ПС 110 кВ Шепелево

2,4

ПС 110/10 кВ Малинники, ПС 110/10 кВ ПРМЗ (ООО «Фуяо Стекло Рус»)

6

ПС 110 кВ Росва

9

8

АО «Агентство инновационного развития - Центр кластерного развития Калужской области»

ПС 110 кВ Университет

13,011

9

ООО «Грейт»

ПС 110 кВ Гранат

5,6

10

ООО «Агропромышленный парк К-Агро»

ПС 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ Созвездие - Колосово 1, 2

10

11

ООО «ПрофЗемРесурс»

ПС 110 кВ Михали

4,98

12

АО «Корпорация развития Калужской области» (ИП «Калуга-Юг»)

ПС 110 кВ Гранат

11

13

ООО «Кроношпан Калуга»

ПС 110 кВ Промзона

26

2.4. Динамика изменения максимального потребления

электрической мощности энергосистемы Калужской области

Динамика изменения максимального потребления электрической мощности энергосистемы Калужской области за последние пять лет приведена в таблице 7.

Таблица 7. Динамика изменения максимального потребления

электрической мощности энергосистемы Калужской области

за последние пять лет

Наименование показателя

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

За 5 лет

Максимальное потребление электрической мощности энергосистемы Калужской области, МВт

1048

1113

1095

1160

1146

Абсолютный прирост максимального потребления электрической мощности энергосистемы Калужской области, МВт

-

65

-18

65

-14

98

Прирост, %

-

6,2

-1,6

5,9

-1,2

9,35

В 2019 году максимальное потребление электрической мощности энергосистемы Калужской области составило 1146 МВт, что на 14 МВт или на 1,2 процента меньше, чем в 2018 году.

Суммарно за последние 5 лет максимальное потребление электрической мощности энергосистемы Калужской области увеличилось на 98 МВт или на 9,35 процента.

На рисунке 4 в графическом виде представлена динамика изменения максимального потребления электрической мощности в энергосистеме Калужской области за последние пять лет.

Рисунок 4. Динамика изменения максимального потребления

электрической мощности энергосистемы Калужской области

за 2015 - 2019 гг.

(См первоисточник)

2.5. Структура установленной электрической мощности

на территории Калужской области

Установленная мощность объектов генерации энергосистемы Калужской области приведена в таблице 8.

Таблица 8. Установленная мощность объектов генерации

Калужской области (по состоянию на 01.01.2020)

Наименование электростанции

Собственник

Установленная мощность, МВт

Калужская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

41,8

Обнинская ТЭЦ-1

ПАО «Калужская сбытовая компания»

21

ГПЭС БТ пос. Воротынск

ООО «Каскад-Энергосбыт»

6,228

Электростанции промышленных предприятий

ТЭЦ ФЭИ

АО «ГНЦ РФ - ФЭИ»

6

ТЭЦ ОАО «КТЗ»

ОАО «Калужский турбинный завод»

43

ТЭЦ ОАО «КТЗ» пл. Турынино

ОАО «Калужский турбинный завод»

12

Новокондровская ТЭЦ

ООО «Новокондровская ТЭЦ»

12

Итого по Калужской области

142,028

Суммарная установленная электрическая мощность электростанций энергосистемы Калужской области по состоянию на 1 января 2020 года составляет 142,028 МВт.

Анализ представленной структуры показывает следующее:

- установленная электрическая мощность электростанций генерирующих компаний составляет 48,6% (69,028 МВт) от суммарной установленной мощности электростанций на территории Калужской области;

- установленная электрическая мощность электростанций промышленных предприятий составляет 51,4% (73 МВт) от суммарной установленной мощности электростанций на территории Калужской области;

- крупнейшей электростанцией на территории Калужской области является ТЭЦ ОАО «КТЗ» суммарной установленной мощностью 43 МВт.

В 2016 году введена в эксплуатацию ГПЭС БТ п. Воротынск установленной мощностью 6,228 МВт. В 2017 - 2019 годах ввод и демонтаж генерирующего оборудования на территории Калужской области не осуществлялся.

Состав существующих электростанций на территории Калужской области с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям, установленная электрическая мощность которых превышает 5 МВт, приведен в таблице 10.

Структура генерирующих мощностей Калужской области с разбивкой по собственникам приведена на рисунке 5.

Рисунок 5. Структура установленной мощности электростанций

Калужской области, МВт

(См первоисточник)

Таблица 9. Состав существующих электростанций на территории

Калужской области

№ п/п

Наименование поселения городского округа

Владелец электростанции

Наименование электростанции

Основной потребитель электроэнергии

Установленная электрическая мощность, МВт

Тип турбоагрегатов

1

г. Калуга

ПАО «Квадра»

Калужская ТЭЦ

Электростанция оптового рынка

6

П-6-3,4/0,5-1

6

Р-6-35/5М

29,8

ГТУ LM 2500

Итого по ПАО «Квадра»

41,8

-

2

г. Калуга

ОАО «КТЗ»

ТЭЦ КТЗ

ОАО «КТЗ»

12

ПТ-12-35/10М

6

АТ-6-35

25

ПТ-25-90-10М

3

г. Калуга, Турынино

ТЭЦ КТЗ пл. Турынино

ОАО «КТЗ»

12

ПТ-12-35/10М

Итого по ОАО «КТЗ»

55,00

-

4

г. Калуга, п. Воротынск

ООО «Каскад-Энергосбыт»

ГПЭС БТ п. Воротынск

ОАО «Стройполимеркерамика»

6,228

JMС 420 GS-№.LC

Итого по ООО «Каскад-Энергосбыт»

6,228

-

Итого по г. Калуге

103,028

-

5

г. Кондрово

ООО «Новокондровская ТЭЦ»

Новокондровская ТЭЦ

ПАО «Калужская сбытовая компания» (розничный рынок)

6

Р-6-35/10-М

6

Р-6-35-10/5-М

Итого по ООО «Новокондровская ТЭЦ»

12

-

Итого по г. Кондрову

12

-

6

г. Обнинск

АО «ГНЦ РФ - ФЭИ»

ТЭЦ ФЭИ

АО «ГНЦ РФ - ФЭИ»

6

АП-6

Итого по АО «ГНЦ РФ - ФЭИ»

6

-

7

г. Обнинск

ПАО «Калужская сбытовая компания»

Обнинская ТЭЦ-1

ПАО «Калужская сбытовая компания» (розничный рынок)

21

ГТУ LM2500 DLE

Итого по ОАО «КСК»

21

-

Итого по г. Обнинску

27

-

Итого по Калужской области

142,028

-

2.6. Структура выработки электроэнергии по типам

электростанций и видам собственности

Структура выработки электроэнергии на электростанциях Калужской области за 5 лет представлена в таблице 10.

Таблица 10. Структура выработки электроэнергии

на электростанциях Калужской области

Наименование электростанции

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019

млн кВт.ч

процентов

млн кВт.ч

процентов

млн кВт.ч

процентов

млн кВт.ч

процентов

млн кВт.ч

процентов

Калужская ТЭЦ

16,3

7,7

31,9

12,4

13,4

5,2

15,3

5,8

21,7

7,6

Обнинская ТЭЦ-1

64,1

30,2

52,6

20,5

60,3

23,5

68,5

26,2

92,8

32,6

ГПЭС БТ п. Воротынск

0,0

0,0

18,5

7,2

31,9

12,5

33,5

12,8

32,0

11,2

Электростанции промышленных предприятий

131,6

62,1

154,2

59,9

150,5

58,8

144,4

55,2

138,4

48,6

Итого по Калужской области

212,0

100,0

257,2

100,0

256,1

100,0

261,6

100,0

285,0

100,0

В графическом виде структура выработки электроэнергии на электростанциях Калужской области за 5 лет представлена на рисунке 6.

По типам электростанций - 100 процентов электроэнергии в Калужской области вырабатывается на тепловых электростанциях.

По типам собственности - за 2019 год на электростанциях генерирующих компаний выработано 48,6% электроэнергии, на электростанциях промышленных предприятий - 51,4%.

Рисунок 6. Структура выработки электроэнергии

на электростанциях Калужской области за 2015 - 2019 гг.

(См первоисточник)

2.7. Характеристика балансов электрической энергии

и мощности

2.7.1. Балансы электрической энергии

Балансы электрической энергии энергосистемы Калужской области за последние 5 лет представлены в таблице 11 и на рисунке 7.

Таблица 11. Балансы электрической энергии энергосистемы

Калужской области за 2015 - 2019 гг., млн кВт.ч

Наименование показателя

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Потребление

Потребление всего:

6299,5

6592,9

6772,8

6921,3

6820,5

Потребители:

6174,8

6428,8

6595,7

6742,8

6659,8

СН станций, всего:

124,7

164,0

177,1

178,4

160,7

Калужская ТЭЦ

4,4

5,6

4,9

4,9

4,7

Обнинская ТЭЦ-1

2,0

3,4

4,3

6,1

8,2

ГПЭС БТ п. Воротынск

0,0

18,5

31,9

33,5

32,0

Электростанции промышленных предприятий

118,3

136,6

135,9

133,9

115,7

Выработка

Выработка электроэнергии всего:

212,0

257,2

256,1

261,6

285,0

Калужская ТЭЦ

16,3

31,9

13,4

15,3

21,7

Обнинская ТЭЦ-1

64,1

52,6

60,3

68,5

92,8

ГПЭС БТ п. Воротынск

0,0

18,5

31,9

33,5

32,0

Электростанции промышленных предприятий

131,6

154,2

150,5

144,4

138,4

Сальдо перетоков

(«+» дефицит - получение;

«-» избыток - выдача),

в том числе:

6087,5

6335,7

6516,7

6659,7

6535,5

Энергосистема Брянской области

768,1

758,1

955,6

929,9

1138,3

Энергосистема Москвы и Московской области

-1691,4

-1458,4

-1321,1

-316,7

-905,3

Энергосистема Смоленской области

6966,0

6800,3

7043,2

6198,8

6520,5

Энергосистема Тульской области

44,7

235,6

-161,0

-152,3

-217,9

Рисунок 7. Балансы электрической энергии энергосистемы

Калужской области за 2015 - 2019 гг.

(См первоисточник)

Фактические балансы электрической энергии энергосистемы Калужской области за последние 5 лет складывались с дефицитом. Дефицит производства электроэнергии покрывался за счет перетоков по межсистемным линиям электропередачи из смежных энергосистем.

2.7.2. Балансы мощности

Балансы мощности энергосистемы Калужской области за последние 5 лет представлены в таблице 12 и на рисунке 8.

Таблица 12. Балансы мощности энергосистемы Калужской области

на час прохождения максимума потребления энергосистемы

за 2015 - 2019 гг., МВт

№ п/п

Показатель

28.01.2015 11:00

07.12.2016 17:00

09.02.2017 11:00

20.12.2018 10:00

23.01.2019 11:00

1

Установленная электрическая мощность, всего

118

124,028

124,028

142,028

142,028

в том числе: ТЭС

63

69,028

69,028

69,028

69,028

Электростанции промышленных предприятий

55

55

55

73

73

2

Ограничения, всего

43

70

46

61

61

в том числе: ТЭС

6

31

9

7

7

Электростанции промышленных предприятий

37

39

37

54

54

3

Располагаемая мощность, всего

75

54

78

81

81

в том числе: ТЭС

57

38

60

62

62

Электростанции промышленных предприятий

18

16

18

19

19

4

Ремонты, всего

0

30

0

0

0

в том числе: ТЭС

0

30

0

0

0

Электростанции промышленных предприятий

0

0

0

0

0

5

Консервация, всего

0

0

0

0

0

в том числе: ТЭС

0

0

0

0

0

Электростанции промышленных предприятий

0

0

0

0

0

6

Снижение мощности в связи с ЗРР

0

0

0

0

0

7

Мощность в реконструкции

0

0

0

0

0

8

Мощность в вынужденном простое

0

0

0

0

0

9

Рабочая мощность, всего

75

24

78

81

81

в том числе: ТЭС

57

8

60

62

62

Электростанции промышленных предприятий

18

16

18

19

19

10

Резерв, всего

36

2

36

3

4

в том числе: ТЭС

36

2

36

3

4

Электростанции промышленных предприятий

0

0

0

0

0

11

Перегруз, всего

0

0

0

0

0

в том числе: ТЭС

0

0

0

0

0

Электростанции промышленных предприятий

0

0

0

0

0

12

Нагрузка станций

39

22

42

78

78

в том числе: ТЭС

21

6

24

59

59

Электростанции промышленных предприятий

18

16

18

19

19

13

Собственный максимум потребления энергосистемы

1048

1113

1095

1160

1146

14

Сальдо-переток (13 - 12)

1009

1091

1053

1082

1068

15

Дефицит (+)/избыток (-) (13 - 9)

973

1089

1017

1079

1065

16

Среднесуточная температура

-6

-12

-13

-14

-18

Рисунок 8. Балансы мощности энергосистемы Калужской области

на час прохождения максимума потребления энергосистемы

за 2015 - 2019 гг.

(См первоисточник)

При наличии собственной генерации и фактических максимумах потребления мощности в период 2015 - 2019 годов энергосистема Калужской области является дефицитной. Дефицит мощности энергосистемы покрывается за счет перетоков мощности из смежных энергосистем. При этом через энергосистему Калужской области проходит транзитный переток в направлении энергосистемы Москвы и Московской области.

Несмотря на то, что за период 2015 - 2019 гг. установленная мощность электростанций выросла на 20% энергосистема Калужской области остается дефицитной по мощности.

2.8. Основные характеристики электросетевого хозяйства

Калужской области

На территории энергосистемы Калужской области находится одна подстанция класса напряжения 500 кВ (ПС 500 кВ Калужская), десять подстанций 220 кВ (ПС 220 кВ Мирная, ПС 220 кВ Электрон, ПС 220 кВ Литейная, ПС 220 кВ Орбита, ПС 220 кВ Спутник, ПС 220 кВ Метзавод, ПС 220 кВ Созвездие, ПС 220 кВ Протон, ПС 220 кВ Лафарж, ПС 220 кВ Войлово), РП 220 кВ Станы, три участка воздушных линий электропередачи классом напряжения 500 кВ, 25 воздушных линий электропередачи классом напряжения 220 кВ.

Общая протяженность ВЛ, расположенных на территории Калужской области, и суммарная установленная электрическая мощность автотрансформаторов и трансформаторов:

- 500 кВ - 527,7 км/1503 МВА;

- 220 кВ - 1154,6 км/2919 МВА.

Протяженность сетей 110 кВ филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» составляет 1980,69 км.

Перечень существующих ЛЭП и подстанций энергосистемы Калужской области классом напряжения 110 кВ и выше приведен в таблицах 13 - 14 соответственно.

Таблица 13. Перечень существующих ЛЭП классом напряжения

110 кВ и выше энергосистемы Калужской области

№ п/п

Диспетчерское наименование

Год ввода в эксплуатацию

Год реконструкции

Рабочее напряжение, кВ

Протяженность (по цепям), км

1

ВЛ 500 Смоленская АЭС - Калужская

1985

-

500

228,1

2

ВЛ 500 Смоленская АЭС - Михайловская

1987

-

500

214,9

3

ВЛ 500 кВ Михайловская - Чагино с отпайкой на ПС Калужская

1985 - 1986

-

500

84,7

4

ВЛ 220 кВ Спутник - Калужская I цепь

1952

2015

220

52,215

5

ВЛ 220 кВ Спутник - Калужская II цепь

1956

2015

220

54,1

6

ВЛ 220 кВ Калужская - Созвездие

1953

2016

220

39,618

7

ВЛ 220 кВ Созвездие - Метзавод I цепь

1953

2012

220

4,96

8

ВЛ 220 кВ Созвездие - Метзавод II цепь

1956

2017

220

5,253

9

ВЛ 220 кВ Метзавод - Латышская

1953

2011

220

4,22

10

ВЛ 220 кВ Калужская - Мирная

1956

1985

220

23,44

11

ВЛ 220 кВ Созвездие - Мирная

1956

2017

220

20,952

12

ВЛ 220 кВ Метзавод - Кедрово

1956

2011

220

4,23

13

ВЛ 220 кВ Орбита - Спутник

2010

2015

220

35,51

14

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Орбита

1953

2010

220

17,34

15

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Спутник

1956

2015

220

46,61

16

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Литейная

1959

-

220

149,49

17

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Цементная

1957

-

220

117,59

18

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Электрон

1964

-

220

74

19

ВЛ 220 кВ Брянская - Литейная с отпайкой на ПС Войлово

1959

2018

220

102,85

20

ВЛ 220 кВ Дорогобужская ТЭЦ - Электрон

1964

-

220

120,3

21

ВЛ 220 кВ Протон - Калужская № 1

-

-

220

57,1

22

ВЛ 220 кВ Протон - Калужская № 2

-

-

220

57,1

23

ВЛ 220 кВ Калужская - Метзавод I цепь

2012

-

220

47,54

24

ВЛ 220 кВ Калужская - Метзавод II цепь

2012

-

220

47,54

25

ВЛ 220 кВ Станы - Лафарж 1

2013

-

220

1,6

26

ВЛ 220 кВ Станы - Лафарж 2

2013

-

220

1,6

27

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Станы

1954

2013

220

57,75

28

ВЛ 220 кВ Станы - Шипово

1954

2013

220

8,072

29

ВЛ 220 кВ Протон - У-70

220

3,66

30

ВЛ 110 кВ Фаянсовая - Чипляево I

01.06.1963

-

110

42

31

ВЛ 110 кВ Цементная - Литейная с отпайками

01.07.1962

-

110

47

32

ВЛ 110 кВ Дятьковская - Литейная с отпайками

1962

-

110

9

33

ВЛ 110 кВ Литейная - Людиново «Западная»

01.07.1962

-

110

6,3

34

ВЛ 110 кВ Литейная - Людиново «Восточная»

1962

-

110

6,3

35

ВЛ 110 кВ Палики - Березовская

01.06.1965

-

110

43

36

ВЛ 110 кВ Березовская - Хвастовичи I

01.06.1969

-

110

28,5

37

ВЛ 110 кВ Березовская - Хвастовичи II

01.06.1969

-

110

28,5

38

ВЛ 110 кВ Людиново - Фаянсовая с отпайками на Болву

01.07.1959

-

110

21,2

39

ВЛ 110 кВ Литейная - Болва

01.12.1987

-

110

38

40

ВЛ 110 кВ Литейная - Бетлица

01.03.1990

-

110

45,96

41

ВЛ 110 кВ Литейная - Фаянсовая с отпайкой на Людиново

01.07.1987

-

110

33,2

42

ВЛ 110 кВ Фаянсовая - Чипляево II

01.06.1988

-

110

42

43

ВЛ 110 кВ Электрон - Мещовск I с отпайкой на ПС Руднево

1983

-

110

32,3

44

ВЛ 110 кВ Электрон - Мещовск II с отпайкой на ПС Руднево

1983

-

110

32,3

45

ВЛ 110 кВ Кудринская - Электрон

1963

-

110

25

46

ВЛ 110 кВ Электрон - Середейск с отпайкой на ПС Сухиничи I цепь

1963

-

110

14,3

47

ВЛ 110 кВ Электрон - Середейск с отпайкой на ПС Сухиничи II цепь

1963

-

110

14,3

48

ВЛ 110 кВ Середейск - Маклаки

1962

-

110

28,6

49

ВЛ 110 кВ Середейск - Думиничи

1965

-

110

14,3

50

ВЛ 110 кВ Думиничи - Палики

1965

-

110

14,3

51

ВЛ 110 кВ Мещовск - Мосальск

1994

-

110

30

52

ВЛ 110 кВ Электрон - Заводская I

1977

-

110

2,1

53

ВЛ 110 кВ Электрон - Заводская II

1977

-

110

2,1

54

ВЛ 110 кВ Бабынино - Электрон

1962

-

110

45,6

55

ВЛ 110 кВ Спутник - Кондрово с отпайками № 1

1960

1964/66

110

39,17

56

ВЛ 110 кВ Спутник - Кондрово с отпайками № 2

1960

1964

110

34,97

57

ВЛ 110 кВ Спутник - Кондрово с отпайками № 3

1960

1982/85

110

41,09

58

ВЛ 110 кВ Спутник - Кондрово с отпайками № 4

1960

1982/85

110

41,16

59

ВЛ 110 кВ Спутник - Крутицы с отпайкой на ПС Азарово I цепь

1963

1992

110

12,18

60

ВЛ 110 кВ Спутник - Крутицы с отпайкой на ПС Аненки II цепь

1963

1992

110

12,18

61

ВЛ 110 кВ Спутник - Моторная 1 с отпайкой на ПС Пегас

1978

1992

110

4,54

62

ВЛ 110 кВ Спутник - Моторная 2 с отпайкой на ПС Пегас

1978

1992

110

4,54

63

ВЛ 110 кВ Суходрев - Спутник

1959

1994

110

28,27

64

ВЛ 110 кВ Калуга - Дубрава

1956

110

2,76

65

ВЛ 110 кВ Калуга - Спутник I цепь

1960

1964

110

8,2

66

ВЛ 110 кВ Калуга - Спутник II цепь

1960

1964

110

8,2

67

ВЛ 110 кВ Калуга - Орбита с отпайками I цепь

1967

1972/75

110

12,83

68

ВЛ 110 кВ Калуга - Орбита с отпайками II цепь

1967

1972/75

110

12,83

69

ВЛ 110 кВ Калуга - ПРМЗ

1996

-

110

4,8

70

ВЛ 110 кВ Калужская ТЭЦ - Спутник с отпайкой на ПС СДВ

1967

2011

110

9,8

71

ВЛ 110 кВ Спутник - Железняки с отпайками

1967

1979/86

110

9,17

72

ВЛ 110 кВ Калужская ТЭЦ - Орбита с отпайками

1979

2011

110

25,7

73

ВЛ 110 кВ Орбита - Железняки с отпайками

1979

1986

110

22,34

74

ВЛ 110 кВ Орбита - Гранат 1

1998

-

110

12,85

75

ВЛ 110 кВ Орбита - Гранат 2

1998

-

110

12,85

76

ВЛ 110 кВ Орбита - Автозавод, 1 цепь

2008

-

110

24,91

77

ВЛ 110 кВ Орбита - Автозавод, 2 цепь

2008

-

110

24,91

78

ВЛ 110 кВ Орбита - Дубрава с отпайкой на ПС Ахлебинино

1956

1975

110

19,4

79

ВЛ 110 кВ Орбита - Агеево

1956

1996

110

20,5

80

ВЛ 110 кВ Агеево - Перемышль 1

1980

-

110

13,98

81

ВЛ 110 кВ Агеево - Перемышль 2

1980

-

110

13,98

82

ВЛ 110 кВ Воротынск - Кудринская с отпайкой на ПС Угорская

1963

-

110

47,65

83

ВЛ 110 кВ Восток - Бабынино

1963

1981/92

110

23

84

ВЛ 110 кВ Крутицы - Воротынск с отпайками

1963

1982/92

110

15,62

85

ВЛ 110 кВ Ферзиково - Калуга с отпайкой на ПС Малинники

1989

-

110

37,3

86

ВЛ 110 кВ Спутник - Малинники с отпайками

1975

2008

110

3,42

87

ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя

1952

1975

110

16,9

88

ВЛ 110 кВ Шепелево - Середейск Южная с отпайкой на ПС Козельск

1956

1988/96

110

56,54

89

ВЛ 110 кВ Шепелево - Середейск Северная с отпайкой на ПС Козельск

1956

1988/96

110

56,54

90

ВЛ 110 кВ Шепелево - Кричина с отпайкой на ПС Звягино

1954

-

110

33,4

91

ВЛ 110 кВ Шепелево - Сосенская 1

1997

-

110

3

92

ВЛ 110 кВ Шепелево - Сосенская 2

1997

-

110

3

93

ВЛ 110 кВ Крутицы - Восток с отпайкой на ПС Росва

1963

-

110

18,68

94

ВЛ 110 кВ Кирпичная - Черкасово с отпайкой на ПС Радищево

1959

1999

110

23,92

95

ВЛ 110 кВ Малоярославец - Кирпичная

1959

1999

110

0,9

96

ВЛ 110 кВ Суходрев - Черкасово с отпайками

1959

-

110

27,01

97

Отпайка на ПС Радищево (ВЛ 110 кВ Суходрев - Черкасово с отпайками)

1975

-

110

3,98

98

Отпайка на ПС Свеча (ВЛ 110 кВ Суходрев - Черкасово с отпайками)

1975

-

110

0,6

99

Отпайка на ПС Буран (ВЛ 110 кВ Суходрев - Черкасово с отпайками)

2011

-

110

4,1

100

ВЛ 110 кВ Малоярославец - Мирная

1959

-

110

19,2

101

ВЛ 110 кВ Мирная - Обнинск с отпайкой на ПС Доброе

1959

-

110

3,93

102

ВЛ 110 кВ Мирная - Цветково 1

1966

2007

110

4,77

103

ВЛ 110 кВ Мирная - Цветково 2

1966

2007

110

4,77

104

ВЛ 110 кВ Мирная - Белоусово I цепь с отпайкой на ПС Протва

1973

-

110

7,23

105

ВЛ 110 кВ Мирная - Белоусово II цепь с отпайкой на ПС Протва

1981

-

110

7,23

106

ВЛ 110 кВ Мирная - Белкино I цепь с отпайкой на ПС Радий

1975

-

110

8,34

107

ВЛ 110 кВ Мирная - Белкино II цепь с отпайкой на ПС Радий

1975

-

110

8,34

108

ВЛ 110 кВ Обнинская ТЭЦ-1 - Мирная с отпайкой на ПС Окружная

1984

2011

110

10,97

109

ВЛ 110 кВ Обнинская ТЭЦ-1 - Созвездие с отпайками

1954,2011

-

110

21,87

110

ВЛ 110 кВ Обнинск - Балабаново

н/д

-

110

16,8

111

ВЛ 110 кВ Созвездие - Балабаново

1954, 2011

1977

110

6,96

112

ВЛ 110 кВ Созвездие - Русиново с отпайками

1954, 2011

-

110

16,84

113

ВЛ 110 кВ Созвездие - Мишуково

1954, 2011

-

110

16

114

ВЛ 110 кВ Мирная - Русиново с отпайками

1984

1988, 2011

110

24,08

115

ВЛ 110 кВ Протон - Космос

2001

-

110

22,5

116

ВЛ 110 кВ Русиново - Вега 1

2005

-

110

9

117

ВЛ 110 кВ Русиново - Вега 2

2005

-

110

9

118

ВЛ 110 кВ Кондрово - Черкасово с отпайкой на ПС Медынь

1980

1993

110

53,3

119

ВЛ 110 кВ Юхнов - Кондрово сев. с отпайками на Медынь, Острожное

1961/1980/1982

-

110

49,82

120

ВЛ 110 кВ Юхнов - Кондрово южн. с отпайкой на ПС Острожная

1971

-

110

51,57

121

ВЛ 110 кВ Литейная - Агрегатная 1,2

-

-

110

5,7

122

ВЛ 110 кВ Литейная - Центролит 1, 2 с отпайками на ПС Промзона

-

-

110

4,5

123

ВЛ 110 кВ Кондрово - Рулон 1

-

-

110

2,7

124

ВЛ 110 кВ Кондрово - Рулон 2

-

-

110

2,7

125

ВЛ 110 кВ Калуга - КМЗ 1

-

-

110

0,4

126

ВЛ 110 кВ Калуга - КМЗ 2

-

-

110

0,4

127

ВЛ 110 кВ Калуга - КТЗ

-

-

110

2,6

128

ВЛ 110 кВ Орбита - Турынино 1 - 2

-

-

110

19,3

129

ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево

-

-

110

47

130

ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево

-

-

110

28,3

131

ВЛ 110 кВ Созвездие - Колосово с отпайкой на ПС Промзона 2 1 цепь

2014

-

110

10,44

132

ВЛ 110 кВ Созвездие - Колосово с отпайкой на ПС Промзона 2 2 цепь

2014

-

110

10,44

133

ВЛ 110 кВ Суворов - Агеево с отпайкой на ПС Безово

-

2017

110

28,94

134

ВЛ 110 кВ Суворов - Шепелево с отпайками

-

2017

110

43,13

135

ВЛ 110 кВ Ушатово - Шепелево с отпайками

-

2017

110

51,66

Таблица 14. Перечень ПС 110 кВ и выше энергосистемы

Калужской области

№ п/п

Диспетчерское наименование

Класс напряжения ПС, кВ

Класс напряжения РУ, кВ

Трансформатор

Тип трансформатора

Мощность, МВА

Год ввода

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» - Приокское ПМЭС

1

ПС 500 кВ Калужская

500/220

500/220

АТ-1

3хАОДЦТН-167000/500/220-75У1

501

1997

АТ-2

3хАОДЦТН-167000/500/220-75У1

501

1985

АТ-3

3хАОДЦТН-167000/500/220-У1

501

2005

Т1

ТМН-2500/110-80У1

2,5

1985

2

ПС 220 кВ Мирная

220/110

220/110

АТ-1

АТДЦТН 195000/220/110-У1

195

2011

АТ-2

АТДЦТН 195000/220/110-У1

195

2011

Т1

ТДН-16000/110У1

16

2012

Т2

ТДН-16000/110У2

16

2012

3

ПС 220 кВ Спутник

220/110

220/110

АТ-1

АТДТН-125000/220/110/У1

125

2012

АТ-2

АТДТН-125000/220/110/У1

125

2012

АТ-3

АТДЦТН-125000/220/110/0,4-У1

125

1996

АТ-4

АТДТН-125000/220/110/У1

125

2012

4

ПС 220 кВ Орбита

220/110

220/110

АТ-1

АТДЦТН-125000/220/110

125

1975

АТ-2

АТДЦТН-125000/220/110-82у1

125

1985

5

ПС 220 кВ Литейная

220/110

220/110

АТ-1

АТДЦТН-200000/220/110-68

200

1974

АТ-2

АТДЦТН-200000/220/110-У1

200

2019

6

ПС 220 кВ Электрон

220/110

220/110

АТ-2

АТДЦТН-125/220/110

125

1976

АТ-1

АТДЦТН-125/220/110

125

2014

7

ПС 110 кВ Свеча

110/10

110

Т1

ТМН-2500/110-8ОУ1

2,5

1985

НИЦ «Курчатовский институт» - ИФВЭ

8

ПС 220 кВ Протон

220/110

220

АТ-1

АТДЦТН-125000/220/110

125

1988

АТ-2

АТДЦТН-125000/220/110

125

1988

Филиал «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

9

ПС 220 кВ Созвездие

220/110/10

220

АТ-1

АТДЦТН-250000/220/110-У1

250

2011

10

220/110/10

220

АТ-2

АТДЦТН-250000/220/110-У1

250

2018

11

ПС 110 кВ Бетлица

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

1989

35

Т2

ТМН-4000/35

4

1979

12

ПС 110 кВ Болва

110/35/10

35

Т1

ТМ-6300/35

6,3

1974

110

Т2

ТДТН-25000/110

25

1974

13

ПС 110 кВ Думиничи

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

1982

Т2

ТДТГ-10000/110

10

1958

14

ПС 110 кВ Заводская

110/10/10

110

Т1

ТРДН-25000/110

25

1980

15

ПС 110 кВ Людиново

110/35/6

110

Т1

ТДН-16000/110

16

1974

Т2

ТДТН-16000/110

16

1973

Т3

ТДТНГ-15000/110

15

1965

16

ПС 110 кВ Маклаки

110/35/10

110

Т1

ТМТ-6300/110

6,3

1970

17

ПС 110 кВ Мещовск

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

1981

Т2

ТДТН-16000/110

16

1990

18

ПС 110 кВ Мосальск

110/35/10

110

Т2

ТДТН-16000/110

16

1994

35

Т1

ТМН-4000/35

4

1978

35

Т2

ТМН-6300/35

6,3

1990

19

ПС 110 кВ Руднево

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

1990

Т2

ТДТН-16000/110

16

1991

20

ПС 110 кВ Середейск

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

1975

Т2

ТДТН-25000/110

25

1979

21

ПС 110 кВ Фаянсовая

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

1971

Т2

ТДТН-16000/110

16

1970

22

ПС 110 кВ Хвастовичи

110/35/10

110

Т1

ТДТН-10000/110

10

1968

Т2

ТДТН-10000/110

10

1988

23

ПС 110 кВ Чипляево

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

1983

Т2

ТМТН-6300/110

6,3

1972

24

ПС 110 кВ Буран

110/10

110

Т1

ТДТН-25000/110 УХЛ1

25

2011

25

ПС 110 кВ Вега

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110-76 У1

16

2006

Т2

ТДН-16000/110У1

16

2006

26

ПС 110 кВ Денисово

110/10

110

Т1

ТДТН-25000/110У1

25

1992

Т2

ТДТН-16000/110У1

16

2007

27

ПС 110 кВ Кирпичная

110/10

110

Т1

ТДН-16000/110У1

16

1999

Т2

ТДН-16000/110У1

16

1999

28

ПС 110 кВ Цветково

110/6

110

Т1

ТДНГ-20000/110/6

20

1999

Т2

ТДНГ-20000/110/6

20

1966

Т3

ТРДН-40000/110/6

40

1983

29

ПС 110 кВ Белоусово

110/10

110

Т1

ТДТН-10000/110/10

10

1985

Т2

ТДТН-10000/110-У1

10

2011

30

ПС 110 кВ Черкасово

110/35/6

110

Т1

ТДТН-10000/110/6-70

10

1974

Т2

ТДТН-10000/110/6-70

10

1993

31

ПС 110 кВ Белкино

110/10/10

110

Т1

ТРДН-25000/110/10-66

25

1975

Т2

ТРДН-40000/110-У1

40

2010

32

ПС 110 кВ Радищево

110/10

110

Т1

ТДН-16000/110/10

16

1978

Т2

ТДН-16000/110/10

16

1976

33

ПС 110 кВ Строительная

110/10

110

Т1

ТДН-10000/110/10-70У1

10

1983

Т2

ТДНГ-10000/110/10

10

1977

34

ПС 110 кВ Ворсино

110/35/10

110

Т1

ТДН-10000/110

10

1978

Т2

ТДТН-10000/110

10

1987

35

ПС 110 кВ Русиново

110/35/10

110

Т1

ТДТН-40000/110-У1

40

2009

Т2

ТДТН-40000/110/35/10

40

1984

36

ПС 110 кВ Протва

110/35/10

110

Т1

ТДТН-40000/110/35/10

40

2018

Т2

ТДТН-25000/110/35/10

25

1984

37

ПС 110 кВ Космос

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110/35/10

16

1986

Т2

ТДТН-16000/110/35/10

16

1981

38

ПС 110 кВ Маланьино

110/10

110

Т2

KTPU/T 123 №C 25000

25

2012

39

ПС 110 кВ Окружная

110/10/6

110

Т1

ТДТН-40000/110/10/6,6

40

2009

Т2

ТДТН-40000/110

40

2011

40

ПС 110 кВ Юхнов

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

1963

Т2

ТДТН-16000/110

16

1973

41

ПС 110 кВ Медынь

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

1995

Т2

ТДТН-16000/110

16

1995

42

ПС 110 кВ Калуга

110/6

110

Т1

ТДТН-40000/110

40

1974

Т2

ТДТН-31500/110

31,5

1960

43

ПС 110 кВ Шепелево

110/35/10

110

Т1

ТДТН-10000/110

10

1975

Т2

ТМТГ-7500/110

7,5

1960

44

ПС 110 кВ Азарово

110/35/10

110

Т1

ТДТН-25000/110

25

1977

Т2

ТДТН-16000-110

16

1971

35

Т 4

ТД-10000/35

10

1978

45

ПС 110 кВ Железняки

110/6

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

1990

Т2

ТДН-16000/110

16

1986

46

ПС 110 кВ Ферзиково

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

1979

Т2

ТДТН-16000/110

16

1987

47

ПС 110 кВ Агеево

110/35/10

110

Т1

ТДТНГ-20000/110

20

1960

Т2

ТДТН-10000/110

10

1996

48

ПС 110 кВ Козельск

110/35/10

110

Т1

ТДТН-10000/110

10

1969

Т2

ТДТНГ-16000/110

16

1981

49

ПС 110 кВ Кондрово

110/35/10

110

Т1

ТДТНГ-20000/110

20

1960

Т2

ТДТНГ-20000/110

20

1965

Т3

ТДТН-25000/110

25

1971

50

ПС 110 кВ Кричина

110/35/6

110

Т1

ТДТНГ-10000/110

10

1964

Т2

ТМН-1000/35

2,5

2016

51

ПС 110 кВ Звягино

110/35/6

110

Т1

ТДТНГ-10000/110

10

1964

Т2

ТМН-1600/35

1,6

1964

52

ПС 110 кВ Приокская

110/10/6

110

Т1

ТДТН-25000/110

25

1984

Т2

ТДТН-25000/110

25

1984

53

ПС 110 кВ Маяк

110/6

110

Т1

ТРДН-25000/110

25

1999

Т2

ТРДН-25000/110

25

2009

54

ПС 110 кВ Восход

110/6

110

Т1

ТДТН-25000/110

25

1990

Т2

ТДТН-25000/110

25

1979

55

ПС 110 кВ Пятовская

110/35/10

110

Т1

ТДТН-25000/110

25

1971

Т2

ТДТН-25000 /110

25

1971

56

ПС 110 кВ Дубрава

110/6

110

Т1

ТРДН-25000/110

25

1981

Т2

ТРДН-25000/110

25

1983

57

ПС 110 кВ Малинники

110/10

110

Т1

ТДН-16000/110

16

1979

Т2

ТДН-16000/110

16

1979

58

ПС 110 кВ Сосенская

110/10

110

Т1

ТДН-10000/110

10

1976

Т2

ТДН-10000 /110

10

1976

59

ПС 110 кВ Квань

110/35/10

110

Т1

ТДТН-10000/110

10

1982

Т2

ТДТН-10000/110

10

1974

60

ПС 110 кВ Перемышль

110/35/10

110

Т1

ТМТН-6300/110

6,3

2002

Т2

ТДТН-10000/110

10

1979

61

ПС 110 кВ Аненки

110/6

110

Т1

ТДН-15000/110

15

1980

Т2

ТДН-15000/110

15

1996

62

ПС 110 кВ Ахлебинино

110/35/10

110

Т1

ТДТН-25000/110

25

2014

63

ПС 110 кВ Восток

110/10

110

Т1

ТДН-16000/110

16

2011

Т2

ТДН-16000/110

16

2011

64

ПС 110 кВ Росва

110/35/10

110

Т1

ТДТН-25000/110

25

1987

Т2

ТДТН-25000/110

25

2009

65

ПС 110 кВ Копытцево

110/10

110

Т1

ТДН-16000/110

16

1987

Т2

ТДН-16000/110

16

1982

66

ПС 110 кВ Острожная

110/35/10

110

Т2

ТДТН-10000/110

10

1984

67

ПС 110 кВ Гранат

110/10

110

Т1

ТРДН-40000/110

40

1986

Т2

ТРДН-40000/110

40

1986

68

ПС 110 кВ Галкино

110/35/10

110

Т1

ТДТН-25000/110

25

1988

Т2

ТДТН-25000/110

25

2008

69

ПС 110 кВ Крутицы

110/10

110

Т1

ТДН-16000/110

16

1993

Т2

ТДН-16000/110

16

1993

70

ПС 110 кВ Пегас

110/10

110

Т1

ТДН-16000/110

16

1993

Т2

ТДН-16000/110

16

1993

71

ПС 110 кВ ПРМЗ

110/10

110

Т1

ТДН-16000/110

16

1994

Т2

ТДН-16000/110

16

1994

72

ПС 110 кВ СДВ

110/6

110

Т1

ТДН-16000/110

16

1994

Т2

ТДН-16000/110

16

1994

73

ПС 110 кВ Товарково

110/35/10

110

Т1

ТДТН-16000/110

16

2011

Т2

ТДТН-16000/110

16

2011

74

ПС 110 кВ Верховая

110/10

110

Т1

OT№-25000/115/10,5

25

2016

75

ПС 110 кВ Колосово

110/35/10

110

Т1

ТДЦТН-63000/110-У1

63

2015

110/35/10

110

Т2

ТДЦТН-63000/110-У1

63

2015

ООО «Холсим (Рус) СМ»

76

ПС 220 кВ Лафарж

220/10/6

220

Т1

н/д

63

2013

Т2

н/д

63

2013

ООО «НЛМК-Калуга»

77

ПС 220 кВ Метзавод

220/(35)10

220

Т1

ТРДЦН-100000/220

100

2011

Т2

ТРДЦН-100000/220

100

2011

Т3

ТРДЦНМ-180000/220

180

2013

ПС 110 кВ ОАО «РЖД»

78

ПС 110 кВ Малоярославец

110/10

110

Т1

ТДТН-25000/110

25

1971

Т2

ТДТН-20000/110

20

1963

79

ПС 110 кВ Балабаново

110/10

110

Т1

ТДТН-25000/110

25

1979

Т2

ТДТН-25000/110

25

1990

80

ПС 110 кВ Доброе

110/10

110

Т1

ТДН-16000/110

16

1986

81

ПС 110 кВ Березовская

110/35/27

110

Т1

н/д

20

н/д

Т2

н/д

20

н/д

82

ПС 110 кВ Палики

110/35/27

110

Т1

н/д

20

н/д

Т2

н/д

20

н/д

83

ПС 110 кВ Сухиничи

110/10 110/10

110

Т1

н/д

10

н/д

Т2

н/д

15

н/д

110/27 110/27

Т3

н/д

20

н/д

Т4

н/д

20

н/д

84

ПС 110 кВ Кудринская

110/35/10

110

Т1

ТДНГ-10000/110

10

1963

Т2

ТДНГ-10000/110

10

1963

Т3

ТАМН-2500/110

2.5

1967

85

ПС 110 кВ Бабынино

110/35/10

110

Т1

ТРДН-25000/110

25

1989

Т2

ТРДН-25000/110

25

1990

86

ПС 110 кВ Воротынск

110/10

110

Т1

ТРДН-25000/110

25

1994

Т2

ТРДН-25000/110

25

1944

87

ПС 110 кВ Суходрев

110/10

110

Т1

ТДНГ-10000/110

10

1963

Т2

ТДНГ-10000/110

10

1963

88

ПС 110 кВ Тихонова Пустынь

110/10

110

Т1

ТДТН-16000/110У1

16

2000

Т2

ТДТН-16000/110У1

16

2000

ООО «ФОЛЬКСВАГЕН Групп Рус»

89

ПС 110 кВ Автозавод

110/20

110

Т1

ТС 1848 С

63

2008

Т2

ТС 1848 С

63

2008

ОАО «Калужский турбинный завод»

90

ПС 110 кВ КТЗ

110/6

110

Т1

ТДНГ-31500/110

25

1964

91

ПС 110 кВ Турынино

110/6

110

Т1

ТРДН-25000/110-6,6

25

1976

Т2

ТРДН-25000/110-6,6

25

1975

ОАО «КАДВИ»

92

ПС 110 кВ Моторная

110/10

110

Т1

н/д

25

н/д

Т2

н/д

40

н/д

АО «Калугапутьмаш»

93

ПС 110 кВ КМЗ

110/10

110

Т1

н/д

15

н/д

Т2

н/д

20

н/д

ОАО «Кондровская бумажная фабрика»

94

ПС 110 кВ Рулон

110/10

110

Т1

н/д

16

н/д

Т2

н/д

16

н/д

АО «Калужский завод «Ремпутьмаш»

95

ПС 110 кВ Центролит

110/10

110

Т1

ТРДЦН-63000/110-67

63

1975

Т2

ТРДЦН-63000/110-67

63

1974

ПАО «Агрегатный завод»

ПС 110 кВ Агрегатная

110/6

110

Т1

н/д

25

1974

Т2

н/д

25

1974

АО «ГНЦ РФ - ФЭИ»

96

ПС 110 кВ Радий

110/6

110

Т1

н/д

40

1992

Т2

н/д

16

1987

97

ПС 110 кВ Обнинск

110/6

110

Т1

н/д

20

2017

Т2

н/д

20

2017

ООО «ПСМА Рус»

98

ПС 110 кВ Угорская

110/20

110

Т1

н/д

24

2011

АО «ОЭЗ ППТ «Калуга»

99

ПС 110 кВ Промзона

110/10

110

Т1

ТРДН-40000/110-У1

40

2017

Т2

ТРДН-40000/110-У1

40

2017

105

ПС 220 кВ Войлово

220/10

220

Т1

ТДЦТН-160000/220-УХЛ1

160

2018

2.9. Основные внешние электрические связи энергосистемы

Калужской области

Энергосистема Калужской области связана с энергосистемами ОЭС Центра:

1. С энергосистемой Москвы и Московской области:

- ВЛ 500 кВ Михайловская - Чагино с отпайкой на ПС кВ Калужская;

- ВЛ 220 кВ Метзавод - Латышская;

- ВЛ 220 кВ Метзавод - Кедрово;

- ВЛ 110 кВ Созвездие - Мишуково;

- ВЛ 10 кВ Цезарево - Передел.

2. С энергосистемой Смоленской области:

- ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС - Калужская;

- ВЛ 220 кВ Дорогобужская ТЭЦ - Электрон.

3. С энергосистемой Тульской области:

- ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Орбита;

- ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Спутник;

- ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Электрон;

- ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Литейная;

- ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Станы;

- ВЛ 220 кВ Станы - Шипово;

- ВЛ 110 кВ Суворов - Агеево с отпайкой на ПС Безово;

- ВЛ 110 кВ Шепелево - Белев 1 с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Шепелево - Белев 2 с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Ушатово - Шепелево с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Суворов - Шепелево с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя;

- ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой;

- ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой;

- ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками;

- ВЛ 35 кВ Белев - Ульяново с отпайкой.

4. С энергосистемой Брянской области:

- ВЛ 220 кВ Брянская - Литейная с отпайкой на ПС Войлово;

- ВЛ 110 кВ Дятьковская - Литейная с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Цементная - Литейная с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Цементная - Березовская;

- ВЛ 35 кВ Вербежечи - Бытошь.

5. С энергосистемой Рязанской области:

- ВЛ 500 кВ Михайловская - Чагино с отпайкой на ПС Калужская.

Блок-схема электрических связей энергосистемы Калужской области представлена на рисунке 9.

Рисунок 9. Блок-схема внешних электрических связей

энергосистемы Калужской области

(См первоисточник)

2.10. Характеристика энергоузлов (энергорайонов)

на территории энергосистемы Калужской области

Калужский энергорайон

Калужский энергорайон находится в центре Калужской области, к которому отнесены следующие муниципальные районы Калужской области:

- городской округ «Город Калуга»;

- Износковский район;

- Дзержинский район;

- Юхновский район;

- Бабынинский район;

- Перемышльский район;

- Ферзиковский район;

- Медынский район.

Питающими центрами Калужского энергорайона являются ПС 220 кВ Спутник, ПС 220 кВ Орбита и Калужская ТЭЦ, ТЭЦ КТЗ, Новокондровская ТЭЦ.

Связь с соседними энергорайонами и энергосистемами осуществляется по следующим ВЛ 220 и 110 кВ:

- ВЛ 220 кВ Спутник - Калужская 1 и 2 цепи (связь с Обнинским энергорайоном);

- ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Спутник (связь с энергосистемой Тульской области);

- ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Орбита (связь с энергосистемой Тульской области);

- ВЛ 110 кВ Суходрев - Черкасово с отпайками (связь с Обнинским энергорайоном);

- ВЛ 110 кВ Воротынск - Кудринская с отпайкой на ПС Угорская (связь с энергорайоном ПС 220 кВ Электрон);

- ВЛ 110 кВ Бабынино - Электрон (связь с энергорайоном ПС 220 кВ Электрон);

- ВЛ 110 кВ Суворов - Агеево с отпайкой на Безово (связь с энергосистемой Тульской области);

- ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково (связь с энергорайоном ПС 220 кВ Шипово).

Обнинский энергорайон

Обнинский энергорайон находится на севере Калужской области, в состав которого входят следующие муниципальные районы Калужской области:

- городской округ «Город Обнинск»;

- Малоярославецкий район;

- Жуковский район;

- Боровский район.

Питающими центрами для Обнинского энергорайона являются ПС 220 кВ Мирная, ПС 220 кВ Метзавод, ПС 220 кВ Созвездие и Обнинская ТЭЦ-1.

Связь с соседними энергорайонами и энергосистемами осуществляется по следующим ВЛ 500, 220 и 110 кВ:

- ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС - Калужская (связь с энергосистемой Смоленской области);

- ВЛ 500 кВ Михайловская - Чагино с отпайкой на ПС Калужская (связь с энергосистемами Московской и Рязанской области);

- ВЛ 220 кВ Протон - Калужская № 1 и 2 (связь с энергорайоном ПС 220 кВ Протон);

- ВЛ 220 кВ Спутник - Калужская 1 и 2 цепь (связь с Калужским энергорайоном);

- ВЛ 220 кВ Метзавод - Кедрово (связь с энергосистемой Москвы и Московской области);

- ВЛ 220 кВ Метзавод - Латышская (связь с энергосистемой Москвы и Московской области);

- ВЛ 110 кВ Кондрово - Черкасово с отпайкой на ПС Медынь (связь с Калужским энергорайоном);

- ВЛ 110 кВ Суходрев - Черкасово с отпайками (связь с Калужским энергорайоном);

- ВЛ 110 кВ Созвездие - Мишуково (связь с энергосистемой Москвы и Московской области).

Энергорайон ПС 220 кВ Литейная

Энергорайон ПС 220 кВ Литейная находится на юго-западе Калужской области, к которому отнесены следующие муниципальные районы Калужской области:

- город Людиново и Людиновский район;

- город Киров и Кировский район;

- Куйбышевский район;

- Спас-Деменский район;

- Барятинский район.

Единственным питающим центром данного энергорайона является ПС 220 кВ Литейная, она является частью транзита мощности из Брянской в Тульскую энергосистему.

Связь с соседними энергорайонами и энергосистемами осуществляется по следующим ВЛ 220 и 110 кВ:

- ВЛ 220 кВ Брянская - Литейная с отпайкой на ПС Войлово (связь с Брянской энергосистемой);

- ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Литейная (связь с энергосистемой Тульской области);

- ВЛ 110 кВ Цементная - Литейная с отпайками (связь с энергосистемой Брянской области);

- ВЛ 110 кВ Дятьковская - Литейная с отпайками (связь с энергосистемой Брянской области).

Энергорайон ПС 220 кВ Протон

Энергорайон ПС 220 кВ Протон находится на северо-востоке Калужской области, в его состав входит Тарусский район.

Единственным питающим центром данного энергорайона является ПС 220 кВ Протон (территория Московской области).

Связь с соседними энергорайонами и энергосистемами осуществляется по следующим ВЛ 220 и 110 кВ:

- ВЛ 220 кВ Протон - Калужская № 1(2) (связь с Обнинским энергорайоном);

- ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками (связь с энергосистемой Тульской области).

Энергорайон ПС 220 кВ Электрон

Энергорайон ПС 220 кВ Электрон находится в центре Калужской области, в состав которого входят следующие муниципальные районы Калужской области:

- Сухиничский район;

- Мещовский район;

- Мосальский район.

Единственным питающим центром данного энергорайона является ПС 220 кВ Электрон.

Связь с соседними энергорайонами и энергосистемами осуществляется по следующим ВЛ 220 и 110 кВ:

- ВЛ 110 кВ Воротынск - Кудринская с отпайкой на ПС Угорская (связь с Калужским энергорайоном);

- ВЛ 110 кВ Восток - Бабынино (связь с Калужским энергорайоном);

- ВЛ 110 кВ Середейск - Думиничи (связь с энергорайоном Думиничи - Хвастовичи);

- ВЛ 110 кВ Шепелево - Середейск Южная с отпайкой на ПС Козельск (связь с энергорайоном ПС 110 кВ Шепелево);

- ВЛ 110 кВ Шепелево - Середейск Северная с отпайкой на ПС Козельск (связь с энергорайоном ПС 110 кВ Шепелево);

- ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Электрон (связь с энергосистемой Тульской области);

- ВЛ 220 кВ Дорогобужская ТЭЦ - Электрон (связь с энергосистемой Смоленской области).

Энергорайон ПС 110 кВ Шепелево

Энергорайон ПС 110 кВ Шепелево находится на юго-востоке Калужской области, в его состав входят Козельский и Ульяновский районы.

Единственным питающим центром данного энергорайона является узловая ПС 110 кВ Шепелево.

Связь с соседними энергорайонами и энергосистемами осуществляется по следующим ВЛ 220 и 110 кВ:

- ВЛ 110 кВ Шепелево - Середейск Южная с отпайкой на ПС Козельск (связь с энергорайоном ПС 220 кВ Элеткрон);

- ВЛ 110 кВ Шепелево - Середейск Северная с отпайкой на ПС Козельск (связь с энергорайоном ПС 220 кВ Электрон);

- ВЛ 110 кВ Суворов - Шепелево с отпайками (связь с энергосистемой Тульской области);

- ВЛ 110 кВ Ушатово - Шепелево с отпайками (связь с энергосистемой Тульской области).

Энергорайон Думиничи - Хвастовичи

Энергорайон Думиничи - Хвастовичи находится на юге Калужской области, в состав которого входят следующие муниципальные районы Калужской области:

- Думиничский район;

- Жиздринский район;

- Хвастовичский район.

Питающими центрами данного энергорайона является ПС 110 кВ Думиничи и ПС 110 кВ Березовская.

Связь с соседними энергорайонами и энергосистемами осуществляется по следующим ВЛ 110 кВ:

- ВЛ 110 кВ Середейск - Думиничи (связь с энергорайоном ПС 220 кВ Электрон);

- ВЛ 110 кВ Цементная - Березовская (связь с энергосистемой Брянской области).

Разделение на энергорайоны носит условный характер.

3. Особенности и проблемы текущего состояния

электроэнергетики на территории Калужской области

Основными проблемами текущего состояния энергосистемы на территории Калужской области являются:

дефицитные по мощности ПС 110 кВ, загрузка которых в режиме №-1 превышает ДДТН и АДТН.

3.1. Анализ отчетного потокораспределения основной

электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Калужской

области на зимний/летний максимум нагрузок за отчетный год

С целью выявления «узких мест» в энергосистеме Калужской области, характерных для отчетного 2019 года выполнены расчеты установившихся электроэнергетических режимов при нормативных возмущениях в нормальной и основных ремонтных схемах электрической сети.

Расчеты установившихся электроэнергетических режимов проведены с использованием программного комплекса «RastrWi№».

При выполнении расчетов и анализа электрических режимов температура воздуха для зимнего и летнего периодов принята согласно ГОСТ Р 58670-2019.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 03.08.2018 № 630 <1>.

--------------------------------

<1> При выполнении анализа результатов расчетов электроэнергетических режимов, в случае необходимости выполнения схемно-режимных мероприятий в послеаварийных схемах, время реализации мероприятий принято в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 03.08.2018 № 630. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.

В целях выявления «узких мест» в энергосистеме Калужской области рассматривались следующие расчетные условия:

- для зимнего периода - последствия наиболее тяжелого нормативного возмущения в нормальной схеме электрической сети;

- для летнего периода - последствия наиболее тяжелого нормативного возмущения в нормальной и единичной ремонтной схеме электрической сети».

В нормальной схеме электрической сети энергосистемы Калужской области в электрических режимах зимнего и летнего максимума нагрузок на период 2019 года параметры режима находятся в области допустимых значений.

Анализ результатов расчетов электрических режимов при единичных отключениях в нормальной, а также в основных ремонтных схемах показал, что уровни напряжений на шинах 110 кВ и выше станций и подстанций энергосистемы Калужской области на этапе 2019 года находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечивающих нормативные запасы устойчивости.

По результатам анализа текущего состояния электроэнергетической системы Калужской области на зимний и летний максимумы нагрузок потребителей 2019 года при единичных отключениях в ремонтной схеме электрической сети выявлено превышение длительно допустимой токовой нагрузки (далее - ДДТН) следующих элементов сети:

- АТ-1500/220 кВ ПС 500 кВ Калужская;

- АТ-2500/220 кВ ПС 500 кВ Калужская;

- АТ-3500/220 кВ ПС 500 кВ Калужская.

Токовые перегрузки АТ-2 ПС 500 кВ Калужская выявлены в период летних максимальных нагрузок 2019 года. Максимальная величина токовой загрузки указанного АТ-2 составила 113% от Iном (625 А), которая наблюдалась при нормативных возмущениях, связанных с отключением АТ-1 и АТ-3 ПС 500 кВ Калужская.

По данным собственника оборудования допускается превышения ДДТН АТ 2500/220 кВ ПС 500 кВ Калужская до 120% от Iном при температуре окружающей среды 25 С длительностью до 20 минут.

На ПС 500 кВ Калужская установлены АОПО АТ-2 и АТ-3 с действием, направленным на изменение топологии прилегающей сети 220 кВ, а также на отключение нагрузки ПС 220 кВ Метзавод.

Фактическая токовая нагрузка перегружаемого АТ меньше уставок срабатывания АОПО (1 ступень - 578 А, на сигнал, 2 ступень - 809 А, на изменение топологии).

Для устранения токовой перегрузки рассматриваемого АТ достаточно применения схемно-режимных мероприятий, направленных на изменение топологии прилегающей к ПС 500 кВ Калужская сети 220 кВ в течение допустимой длительности загрузки АТ, например, отключение ВЛ 220 кВ Калужская - Созвездие и ВЛ 220 кВ Спутник - Калужская I цепь.

Токовые перегрузки АТ-1(3) ПС 500 кВ Калужская выявлены в период летних максимальных нагрузок 2019 года. Максимальная величина токовой загрузки указанных АТ-1(3) составила 110% от Iном (624 А), которая наблюдалась при нормативных возмущениях, связанных с отключением АТ-3(1) и АТ-2 ПС 500 кВ Калужская.

По данным собственника оборудования допускается круглосуточная перегрузка АТ 1 и АТ-3500/220 кВ ПС 500 кВ Калужская до 117% от Iном при температуре окружающей среды 25 С.

Для ввода параметров режима в область длительно допустимых значений в рассматриваемых аварийно-ремонтных схемах достаточно применения схемно-режимных мероприятий, направленных на изменение топологии прилегающей к ПС 500 кВ Калужская сети 220 кВ.

Транзит 110 кВ Мирная - Русиново - Созвездие

Результаты расчетов ремонтных схем в режиме летних максимальных нагрузок 2019 года выявили приближение к предельной загрузке ВЛ 110 кВ Мирная - Русиново (91% от Iддтн) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Созвездие - Обнинская ТЭЦ в схеме ремонта 2 скш 110 кВ ПС 220 кВ Созвездие.

Для недопущения превышения допустимой токовой нагрузки возможно применение схемно-режимных мероприятий при подготовке ремонтной схемы, например, перевод питания Т2 ПС 110 кВ Окружная от ВЛ 110 кВ Обнинская ТЭЦ-1 - Мирная с отпайкой на ПС Окружная.

3.2. Расчет и анализ загрузки центров питания 110 кВ

С целью выявления дефицитных по мощности ПС 110 кВ и выше по состоянию на 2019 год в энергосистеме Калужской области произведен анализ загрузки ЦП на основании данных контрольных замеров за предыдущие пять лет.

Расчет загрузки был выполнен с учетом возможного перераспределения нагрузки ЦП по сетям 6(10)-35 кВ.

Анализ загрузки ЦП 110 кВ и выше производился по следующим критериям:

- для однотрансформаторных подстанций по критерию недопустимости превышения длительно допустимой токовой загрузки трансформатора в нормальной схеме;

- для двух- и более трансформаторных подстанций по критериям недопустимости превышения длительно допустимой токовой загрузки трансформатора в нормальной схеме, а также недопустимости превышения длительно и аварийно допустимой токовой загрузки трансформатора при отключении наиболее мощного трансформатора ЦП.

Анализ загрузки ЦП 110 кВ и выше в энергосистеме Калужской области за период 2015 - 2019 гг. представлен в таблице 15.

Таблица 15. Анализ загрузки ЦП 110 кВ и выше в энергосистеме

Калужской области

Наименование ЦП

Год ввода/реконструкции (при изменении уст. мощности)

Класс напр. ПС, кВ

Наимен. тран-ра

Ном. напр. обмоток тран-ра, кВ

Sном, МВА

Сумм. уст. мощность тр-ров, МВА

Макс. нагрузка ПС по данным контрольного замера за последние 5 лет, МВА

Перевод по сети 6(10) - 35 кВ, МВА

Заявляемая мощность по договору на ТП, МВт

ПС 500/220/10 кВ Калужская

1997

500

АТ-1

500/220/10

501

1503

932,49

1,65

0,00

1985

500

АТ-2

500/220/10

501

2001

500

АТ-3

500/220/10

501

ПС 220/110 кВ Литейная

1976

220

АТ-1

220/110/10

200

400

96,00

0

26,00

1997

220

АТ-2

220/110/10

200

ПС 220/110/6 кВ Мирная

2012

220

АТ-1

220/110/10

195

390

188,00

0

0,00

2012

220

АТ-2

220/110/10

195

2012

220

Т1

110/6

20

40

6,60

0

0,00

2012

220

Т2

110/6

20

ПС 220/35/10 кВ Метзавод

2011

220

1Т

220/35/10

100

560

155,89

0

169,60

2011

220

2Т

220/35/10

100

2013

220

3Т

220/35/10

180

2019

220

4Т

220/35

180

ПС 220/110 кВ Орбита

1975

220

АТ-1

220/110/10

125

250

133,99

0

0,00

1985

220

АТ-2

220/110/10

125

ПС 220/110/10/0,4 кВ Спутник

2009

220

АТ-1

220/110/10

125

500

231,9

0

0,00

2009

220

АТ-2

220/110/10

125

1996

220

АТ-3

220/110/0,4

125

2009

220

АТ-4

220/110/10

125

ПС 220/110 кВ Электрон

1977

220

АТ-1

220/110/10

125

250

86,00

0

0,00

2015

220

АТ-2

220/110/10

125

ПС 220/15/6 кВ Лафарж

220

1Т

220/15/6

63

126

27,66

0

0,00

220

2Т

220/15/6

63

ПС 220/110/10 кВ Протон

220

АТ-1

220/110/10

125

250

0,00

0

0,00

220

АТ-2

220/110/10

125

220

АТ-1 (НН)

220/110/10

125

250

1,66

0

0,00

220

АТ-2 (НН)

220/110/10

125

ПС 220 кВ Войлово

2018

220

1Т

220/10

160

160

20,00

0

0

ПС 220/110 кВ Созвездие

2011

220

АТ-1

220/110

250

500

147,85

0,1

68,00

2018

220

АТ-2

220/110

250

ПС 220/110 кВ Созвездие

2011

220

АТ-1 (сторона НН)

220/10

250

500

10,47

0,1

83,49

2018

220

АТ-2 (сторона НН)

220/10

250

ПС 110/10 кВ Белкино

1975

110

1Т

110/10

25

65

24,33

0

0,00

2010

110

2Т

110/10

40

ПС 110/10 кВ Белоусово

1987

110

1Т

110/35/10

10

20

13,41

0,9

6,09

2011

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/10 кВ Буран

2011

110

1Т

110/35/10

25

25

3,80

3,8

2,68

ПС 110/35/10 кВ Вега

2006

110

1Т

110/10

16

32

29,58

3,5

9,53

2006

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/10 кВ Верховая

2016

110

1Т

110/10

25

25

8,13

0

5,48

ПС 110/10 кВ Восток

2011

110

1Т

110/10

16

32

12,71

3,9

14,00

2011

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Гранат

1985

110

1Т

110/10

40

80

16,60

0

11,08

1985

110

2Т

110/10

40

ПС 110/10 кВ Денисово

2007

110

1Т

110/10

25

41

19,40

4,8

1,50

2007

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Заводская

1980

110

1Т

110/10

25

25

3,45

2,22

0,21

ПС 110/10 кВ Кирпичная

1999

110

1Т

110/10

16

32

11,29

0

1,00

1999

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Копытцево

1982

110

1Т

110/10

16

32

8,00

0

0,23

1982

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Крутицы

1992

110

1Т

110/10

16

32

2,60

0

0,22

1992

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Маланьино

2012

110

2Т

110/10

25

25

1,68

1,08

0,00

ПС 110/10 кВ Малинники

1978

110

1Т

110/10

16

32

8,68

3,3

3,00

1978

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Пегас

1993

110

1Т

110/10

16

32

6,01

0

0,67

1993

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ ПРМЗ

1994

110

1Т

110/10

16

32

10,77

5,76

3,00

1994

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Радищево

1976

110

1Т

110/10

16

32

19,28

1,67

2,82

1976

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Сосенская

1976

110

1Т

110/10

10

20

6,81

2,4

0,15

1976

110

2Т

110/10

10

ПС 110/10 кВ Строительная

1977

110

1Т

110/10

10

20

10,01

0

8,19

1977

110

2Т

110/10

10

ПС 110/10/6 кВ Восход

1971

110

1Т

110/10/6

25

50

18,99

0

0,57

1971

110

2Т

110/10/6

25

ПС 110/10/6 кВ Окружная

1989/2009/2011

110

1Т

110/10/6

40

80

24,35

0

0,15

1989/2009/2011

110

2Т

110/10/6

40

ПС 110/10/6 кВ Приокская

1967

110

1Т

110/10/6

25

50

18,87

0

0,78

1967

110

2Т

110/10/6

25

ПС 110/35/10 кВ Агеево

1960

110

1Т

110/35/10

20

30

7,43

4,18

0,47

1960

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Азарово

1957

110

1Т

110/35/10

25

41

19,83

1,65

0,00

1957

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Ахлебинино

2010

110

1Т

110/35/10

25

50

2,17

0

47,40

ПС 110/35/10 кВ Бетлица

1989

110

1Т

110/35/10

16

16

3,26

1,26

0,23

ПС 110/35/10 кВ Болва

1974

110

2Т

110/35/10

25

25

12,31

11,74

0,0

ПС 110/35/10 кВ Ворсино

1977

110

1Т

110/10

10

20

16,23

3

1,97

1977

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Галкино

1986/2008

110

1Т

110/35/10

25

50

9,61

2,64

2,59

1986/2008

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Думиничи

1983

110

1Т

110/35/10

16

26

5,96

2,1

0,20

1983

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Квань

1982

110

1Т

110/35/10

10

20

14,93

2,88

5,94

1974

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Козельск

1969

110

1Т

110/35/10

10

26

15,04

0

2,95

1981

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Колосово

2014

110

1Т

110/35/10

63

126

11,80

11,8

40,00

2014

110

2Т

110/35/10

63

ПС 110/35/10 кВ Кондрово

1963

110

1Т

110/35/10

20

65

31,76

10,69

2,00

1963

110

2Т

110/35/10

20

1963

110

3Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Космос

1991

110

1Т

110/35/10

16

32

16,38

3,83

4,93

1991

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Маклаки

1964

110

1Т

110/35/10

6,3

6,3

1,91

0,76

0,03

ПС 110/35/10 кВ Медынь

1995

110

1Т

110/35/10

16

32

13,74

2

3,95

1995

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Мещовск

1982

110

1Т

110/35/10

16

32

7,91

4,82

0,30

1982

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Мосальск (старая)

1963

110

2Т

110/35/10

16

16

6,17

0

0,00

ПС 110/35/10 кВ Острожная

1984

110

2Т

110/35/10

10

10

3,80

0

0,75

ПС 110/35/10 кВ Перемышль

2002

110

1Т

110/35/10

6,3

16,3

7,12

0,96

0,57

1979

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Протва

2018

110

1Т

110/35/10

40

65

40,49

7,5

6,76

1981

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Пятовская

1972

110

1Т

110/35/10

25

50

13,53

0,78

1,87

1972

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Росва

1981/2009

110

1Т

110/35/10

25

50

13,91

10,22

9,00

1981/2009

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Руднево

1990

110

1Т

110/35/10

16

32

5,16

1,27

0,23

1990

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Русиново

1978/2009

110

1Т

110/35/10

40

80

26,33

0

9,53

1978/2009

110

2Т

110/35/10

40

ПС 110/35/10 кВ Середейск

1956

110

1Т

110/35/10

16

41

3,81

2,01

0,14

1956

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Товарково

2011

110

1Т

110/35/10

16

32

11,05

0

2,14

2011

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Фаянсовая

1947

110

1Т

110/35/10

16

32

14,15

11,4

0,03

1947

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Ферзиково

1958

110

1Т

110/35/10

16

32

12,22

4,7

1,65

1958

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Хвастовичи

1970

110

1Т

110/35/10

10

20

3,81

1,84

0,17

1970

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Чипляево

1973

110

1Т

110/35/10

16

22,3

4,80

3,67

0,40

1973

110

2Т

110/35/10

6,3

ПС 110/35/10 кВ Шепелево

1956

110

1Т

110/35/10

10

17,5

4,27

0

2,50

1956

110

2Т

110/35/10

7,5

ПС 110/35/10 кВ Юхнов

1973

110

1Т

110/35/10

16

32

10,03

1,63

1,25

1973

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/6 кВ Железняки

1957

110

1Т

110/6

16

32

11,75

0

1,59

1957

110

2Т

110/35/6

16

ПС 110/35/6 кВ Звягино

1964

110

1Т

110/35/6

10

11,6

2,84

2,4

0,02

1964

110

2Т

35/6

1,6

ПС 110/35/6 кВ Калуга

1951

110

1Т

110/35/6

40

71,5

20,79

0

2,59

1951

110

2Т

110/35/6

31,5

ПС 110/35/6 кВ Кричина

1964/2016

110

1Т

110/35/6

10

12,5

2,32

1,82

1,60

1964/2016

110

2Т

35/6

2,5

ПС 110/35/6 кВ Людиново

1936

110

1Т

110/6

16

47

18,78

9,46

0,00

1936

110

2Т

110/35/6

16

1936

110

3Т

110/35/6

15

ПС 110/35/6 кВ Маяк

1967/2009

110

1Т

110/6

25

50

21,92

0

4,00

1967/2009

110

2Т

110/6

25

ПС 110/35/6 кВ Черкасово

1974

110

1Т

110/35/6

10

20

13,27

2,8

0,00

1974

110

2Т

110/35/6

10

ПС 110/6 кВ Аненки

1980

110

1Т

110/6

15

30

4,02

1,8

0,47

1980

110

2Т

110/6

15

ПС 110/6 кВ Дубрава

1974

110

1Т

110/6

25

50

14,85

0,19

1,09

1974

110

2Т

110/6

25

ПС 110/6 кВ СДВ

2000

110

1Т

110/6

16

32

4,43

0

1,41

2000

110

2Т

110/6

16

ПС 110/6 кВ Цветково

1966

110

1Т

110/6

20

80

28,56

0

0,00

1966

110

2Т

110/6

20

1966

110

3Т

110/6

40

ПС 110/10 кВ Свеча

110

1Т

110/10

2,5

2,5

1,00

0

0,00

ПС 110/10 кВ Центролит

-

110

1Т

110/10

63

126

5,00

0

0,00

-

110

2Т

110/10

63

ПС 110/10 кВ Агрегатная

-

110

1Т

110/6

25

50

9,62

0

0,14

-

110

2Т

110/6

25

ПС 110/10 кВ Угорская

-

110

1Т

110/10

24

48

5,87

0

10,30

-

110

2Т

110/10

24

ПС 110/10 кВ Промзона

2017

110

1Т

110/10

40

80

0,00

0

36,00

2017

110

2Т

110/10

40

ПС 110/6 кВ Моторная

-

110

1Т

110/6

25

65

12,52

0

0,22

-

110

2Т

110/6

40

ПС 110/6 кВ Турынино (генерация 12 МВт)

-

110

1Т

110/6

25

50

11,10

0

0,95

-

110

2Т

110/6

25

ПС 110/X кВ Автозавод

-

110

1Т

63

126

23,88

0

0,00

-

110

2Т

63

ПС 110/6 кВ Радий

-

110

1Т

110/6

40

56

3,32

0

0,00

-

110

2Т

110/6

16

ПС 110/6 кВ КМЗ

-

110

1Т

110/6

15

31

5,24

0

0,00

-

110

2Т

110/6

16

ПС 110/6 кВ КТЗ

-

110

1Т

110/6

31,5

31,5

3,64

0

0,00

ПС 110/6 кВ Обнинск

-

110

1Т

110/6

16

32

8,28

0

0,00

-

110

2Т

110/6

16

ПС 110/10 кВ Рулон

-

110

1Т

110/10

16

32

2,65

0

0,00

-

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Воротынск

1994

110

1Т

110/10

25

50

7,63

0

1,22

1944

110

2Т

110/10

25

ПС 110/10 кВ Суходрев

1963

110

1Т

110/10

10

20

7,46

0

0,46

1963

110

2Т

110/10

10

ПС 110/35/10 кВ Балабаново

1979

110

1Т

110/35/10

25

45

17,21

0

1,17

1990

110

2Т

110/35/10

20

ПС 110/35/10 кВ Бабынино

1989

110

1Т

110/35/10

25

50

13,58

0

1,18

1990

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Палики

-

110

1Т

110/35/10

20

40

7,52

0

0,00

-

110

2Т

110/35/10

20

ПС 110/10 кВ Кудринская

1963

110

1Т

110/10

10

22,5

4,25

0,00

1963

110

2Т

110/10

10

1963

110

3Т

110/10

2,5

ПС 110/35/27 кВ Березовская

-

110

1Т

110/35/27

20

40

2,54

0

0,00

-

110

2Т

110/35/27

20

ПС 110/10 кВ Доброе

-

110

1Т

110/10

16

16

1,64

0

0,00

ПС 110/10 кВ Малоярославец

-

110

1Т

110/10

25

45

8,26

0

0,00

-

110

2Т

110/10

20

ПС 110/27/10 кВ Сухиничи

-

110

1Т

110/10

10

65

5,49

0

0,00

-

110

2Т

110/10

15

-

110

3Т

110/27

20

-

110

4Т

110/27

20

ПС 110/10 кВ Тихонова Пустынь

-

110

1Т

110/10

16

32

5,78

0

0,00

-

110

2Т

110/10

16

ПС 35/10 кВ Высокиничи

1976

35

1Т

35/10

4

8

5,85

0

2,01

1976

35

2Т

35/10

4

ПС 35/10 кВ Коллонтай

1965/2014

35

1Т

35/10

6,3

10,3

7,66

1,2

2,45

1965/2014

35

2Т

35/10

4

ПС 35/10 кВ Кудиново

1974

35

1Т

35/10

4

8

4,60

0

1,58

1974

35

2Т

35/10

4

ПС 35/10 кВ Мятлево

1964

35

1Т

35/10

2,5

5

2,23

0

0,81

1964

35

2Т

35/10

2,5

ПС 35/10 кВ Недельная

1974

35

1Т

35/10

2,5

5

3,53

0,36

1,38

1974

35

2Т

35/10

2,5

ПС 35/10 кВ Остров

1993/2014

35

1Т

35/10

6,3

12,6

6,24

0

1,67

1993/2014

35

2Т

35/10

6,3

ПС 35/10 кВ Федорино

1966/2014

35

1Т

35/10

4

6,5

3,42

0,5

1,53

1966/2014

35

2Т

35/10

2,5

Выполненный анализ позволил выявить ряд подстанций, на которых вероятны перегрузка трансформаторов в режиме №-1 для подстанций с 2 и более трансформаторами и на однотрансформаторных подстанциях на которых вероятна перегрузка:

- ПС 110/10 кВ Белоусово;

- ПС 110/35/10 кВ Вега;

- ПС 110/10 кВ Денисово;

- ПС 110/10 кВ Радищево;

- ПС 110/35/10 кВ Азарово (Т4 включен не параллельно Т1 и Т2, в связи с чем Т4 не участвует в расчетах загрузки Т1 (Т2) при отключении Т2 (Т1);

- ПС 110/35/10 кВ Ворсино;

- ПС 110/35/10 кВ Квань;

- ПС 110/35/10 кВ Козельск;

- ПС 110/35/10 кВ Перемышль;

- ПС 110/35/10 кВ Протва;

- ПС 110/35/6 кВ Черкасово;

- ПС 35/10 кВ Кудиново;

- ПС 35/10 кВ Федорино;

- ПС 35/10 кВ Высокиничи;

- ПС 35/10 кВ Коллонтай;

- ПС 35/10 кВ Недельная.

Для вышеперечисленных центров питания требуется разработка мероприятий по разгрузке трансформаторного оборудования. В целях разгрузки трансформаторного оборудования рассматривается выполнение следующих мероприятий:

- перевод нагрузки по сети 6(10)-35 кВ на смежные центры питания;

- увеличение выработки мощности электростанциями, с выдачей мощности в сеть 6(10) - 35 кВ и подключенных к указанным центрам питания;

- мероприятия по компенсации реактивной мощности;

- реконструкция центров питания с увеличением трансформаторной мощности.

ПС 110/10 кВ Белоусово

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/10 кВ Белоусово установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДТН 10000/110

1987

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДТН 10000/110

2011

10

50,2

1,25

1,55

1,5

1,45

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 13,41 МВА (67,4 А по стороне ВН, 134,3% от Iном) и зафиксирована в 23.01.2019.

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Белоусово в ПАР предусмотрен перевод 0,9 МВА (приложение Ж) нагрузки на другие центры питания, за время равное 60 минутам. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом перевода мощности может составить 12,51 МВА (62,88 А по стороне ВН 110 кВ, 125,3% от Iном).

В связи с тем, что значение тока при максимальной нагрузке с учетом перевода мощности на другие центры питания превышает значение ДДТН Т1 и Т2, рекомендуется замена существующего Т1 и Т2 на трансформатор мощностью не менее 2 x 16 МВА.

ПС 110/35/10 кВ Вега

На ПС 110/35/10 кВ Вега установлено два трансформатора мощностью 16 МВА:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДТН-16000/110-76 У1

1977

16

80,3

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДН-16000/110 У1

1994

16

80,3

1,25

1,55

1,5

1,45

Максимальная нагрузка Т1 и Т2 в период 2015 - 2019 годов составила 29,58 МВА (219,3 А по стороне ВН, 273,1% от Iном) и зафиксирована в 23.01.2019.

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Вега в ПАР предусмотрен перевод 3,5 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 60 минутам. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом перевода мощности может составить 26,08 МВА (131 А по стороне ВН 110 кВ, 163% от Iном). Данная нагрузка превышает АДТН Т1 и Т2.

Учитывая превышение значение АДТН Т1 и Т2, рекомендуется замена существующих Т1 и Т2 на трансформаторы мощностью не менее 2 x 25 МВА.

Также по данным филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» в 2018 году выполнены ПИРы по реконструкции ПС 110 кВ Вега с установкой трансформаторов 2 x 40 МВА вместо существующих 2 x 16 МВА. На данный момент оба трансформатора 2 x 40 закуплены филиалом АО «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», Т1 смонтирован на новый фундамент на ПС 110 кВ Вега, Т2 находится на базе Обнинского участка.

ПС 110/10 кВ Денисово

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/10 кВ Денисово установлено два силовых трансформатора мощностью 25 и 16 МВА:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДТН-25000/110У1

1992

25

125,6

1,25

1,55

1,5

1,45

2Т

ТДТН-16000/110У1

2007

16

80,3

1,25

1,55

1,5

1,45

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 19,4 МВА (97,4 А по стороне ВН, 121,3% от Iном Т2) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года.

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Денисово в ПАР предусмотрен перевод 4,8 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 15 минутам. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом перевода мощности может составить 14,6 МВА (73,4 А по стороне ВН 110 кВ, 91,4% от Iном Т2). Данная нагрузка не превышает ДДТН Т1 и Т2.

ПС 110/10 кВ Радищево

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/10 кВ Радищево установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДН 16000/110

1978

16

80,3

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДН 16000/110

1976

16

80,3

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 19,28 МВА (96,8 А по стороне ВН, 120,5% от Iном) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года.

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Радищево в ПАР предусмотрен перевод 1,67 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 90 минутам. Величина аварийной перегрузки обмотки ВН Т1, Т2 продолжительностью 120 минут составляет 104,4 А / 130% Iном. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом перевода мощности может составить 17,61 МВА (88,4 А по стороне ВН 110 кВ, 110% от Iном). Данная нагрузка не превышает ДДТН Т1, Т2. При данной перегрузке в ПАР трансформаторы способны работать до 24 часов.

Учитывая вышесказанное, замена оборудования по данным отчетного периода не требуется.

ПС 110/35/10 кВ Азарово

На ПС 110/35/10 кВ Азарово установлено три трансформатора, но Т4 включен не параллельно Т1 и Т2, в связи с чем Т4 не участвует в расчетах загрузки Т1 (Т2) при отключении Т2 (Т1):

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДТН-25000/110

1977

25

125,6

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДТН-16000/1101971

1976

16

80,4

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка Т1 и Т2 в период 2015 - 2019 годов составила 19,83 МВА (99,5 А по стороне ВН, 123,7% от Iном Т1) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года.

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Азарово в ПАР предусмотрен перевод 1,65 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 60 минутам. Величина аварийной перегрузки обмотки ВН Т1, Т2 продолжительностью 120 минут составляет 104,4 А / 130% Iном. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом перевода мощности может составить 18,18 МВА (91,2 А по стороне ВН 110 кВ, 113,4% от Iном Т1). Данная нагрузка Т1, Т2 в зимний период допускается без ограничения длительности.

Учитывая вышесказанное, замена оборудования не требуется.

ПС 110/35/10 кВ Ворсино

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/35/10 кВ Ворсино установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДН - 10000/110

1978

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДТН - 10000/110

1987

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка ПС 110 кВ Ворсино в период 2015 - 2019 годов составила 16,23 МВА (81,6 А по стороне ВН, 162,5% от Iном) и зафиксирована 23.01.2019.

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Ворсино в ПАР предусмотрен перевод 3,0 МВА нагрузки на другие центры питания, за 15 минут. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом перевода мощности может составить 13,23 МВА (66,5 А по стороне ВН 110 кВ, 132,5% от Iном).

Класс напряжения трансформаторов ПС 110 кВ Ворсино Т1 - 110/10 кВ, Т2 - 110/35/10 кВ. Обмотки НН (10 кВ) трансформаторов загружены неравномерно, и, составляют: Т1 (10 кВ) - 7,47 МВА, Т2 (35 кВ) - 5,95 МВА, Т2 (10 кВ) - 2,95 МВА. При аварийном отключении Т2, нагрузка трансформатора Т1 составит 10,42 МВА (104% от от Iном).

Учитывая выше сказанное рекомендуется замена только Т2 на трансформаторы мощностью не менее 1 x 16 МВА.

В настоящий момент филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» для реконструкции данной ПС выполнены в полном объеме ПИРы по реконструкции ПС 110 кВ Ворсино с заменой трансформатора Т210 МВА на 25 МВА. Для установки на ПС 110 кВ Ворсино подготовлен трансформатор Т2 мощностью 25 МВА, демонтированный с ПС 110 кВ Протва в 2018 году и замененный на новый трансформатор 40 МВА.

ПС 110/35/10 кВ Квань

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/35/10 кВ Квань установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин.

2 час

24 час

1Т

ТДН - 10000/110

1982

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДН - 10000/110

1974

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 14,93 МВА (75 А по стороне ВН, 149,4% от Iном) и зафиксирована в 28.02.2018.

Согласно данным собственника на ПС 110/35/10 кВ Квань в ПАР предусмотрен перевод 2,88 МВА нагрузки, за время равное 60 минутам. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом перевода мощности может составить 12,05 МВА (60,6 А по стороне ВН 110 кВ, 121% от Iном). Учитывая вышесказанное, замена оборудования не требуется.

Учитывая, что загрузка трансформаторов Т1 и Т2 в ПАР превышает АДТН рекомендуется замена существующих Т1 и Т2 на трансформаторы мощностью не менее 2 x 16 МВА.

В настоящий момент филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» для реконструкции данной ПС выполнены в полном объеме ПИРы по реконструкции ПС 110 кВ Квань с заменой трансформаторов Т1 и Т2 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА. Планируемый ввод в работу Т1 и Т2 - декабрь 2020 года.

ПС 110/35/10 кВ Козельск

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/35/10 кВ Козельск установлено два силовых трансформатора: Т1 марки ТДТН 10000/110, введенный в эксплуатацию в 1969 году, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла), Т2 марки ТДТНГ 16000/110, введенный в эксплуатацию в 1981 году, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла):

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин.

2 час

24 час

1Т

ТДТН 10000/110

1969

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДТНГ 16000/110

1981

16

80,3

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 15,04 МВА (75,5 А по стороне ВН, 150,4% от Iном) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2017 года.

Согласно данным собственника на ПС 110/35/10 кВ Козельск в ПАР не предусмотрен перевод нагрузки. В ПАР величина перегрузки превышает АДТН Т1, при этом нагрузка Т2 не превышает ДДТН Т2.

Учитывая выше сказанное, рекомендуется замена существующего Т1 на трансформатор мощностью 1 x 16 МВА.

В настоящий момент филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» формируется ТЗ на проектирование реконструкции ПС 110 кВ Козельск на замену Т1. Планируемый ввод в работу Т1 - декабрь 2021 года.

ПС 110/35/10 кВ Перемышль

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/35/10 кВ Перемышль установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТМТН 6300/110

2002

6,3

31,6

1,25

1,7

1,65

1,55

2Т

ТДТН 10000/110

1979

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 7,12 МВА (35,7 А по стороне ВН, 113% от Iном Т1) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2016 года.

Согласно данным собственника на ПС 110/35/10 кВ Перемышль в ПАР предусмотрен перевод 0,96 МВА нагрузки, за время равное 60 минутам. Величина аварийной перегрузки обмотки ВН Т1 продолжительностью 60 минут составляет 53,7 А / 170% Iном. При этом, нагрузка оставшегося в работе Т1 с учетом перевода мощности может составить 6,16 МВА (30,9 А по стороне ВН 110 кВ, 97,7% от Iном Т1). Данная нагрузка не превышает ДДТН Т1.

Учитывая вышесказанное, замена оборудования не требуется.

ПС 110/35/10 кВ Протва

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/35/10 кВ Протва установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДТН 40000/110

2018

40

201

1,25

1,55

1,5

1,45

2Т

ТДТН 25000/110

1991

25

125,5

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 40,49 МВА (190,1 А по стороне ВН, 151,5% от Iном) и зафиксирована в 28.02.2018.

Согласно данным собственника на ПС 110/35/10 кВ Протва предусмотрен перевод 7,5 МВА нагрузки, за время равно 20 минутам. При этом нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом мощности перевода может составить 32,99 МВА (165,8 А по стороне ВН 110 кВ, 132,1% от Iном Т2).

В 2021 году срок службы Т2 составит 30 лет, следовательно, загрузка трансформатора в ПАР превысит длительно допустимую без ограничения длительности согласно таблице 1 приказа Минэнерго России от 08.02.2019 № 81.

Учитывая вышесказанное, рекомендуется замена трансформатора Т2 на трансформатор мощностью 40 МВА.

В настоящий момент филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» для реконструкции данной ПС выполнены в полном объеме ПИРы по реконструкции ПС 110 кВ Протва с заменой трансформатора Т225 МВА на 40 МВА. В 2019 г. пройдена экспертиза проектной документации. Проводится выбора подрядной организации для проведения СМР. На данный момент трансформатор 40 МВА закуплен. Планируемый ввод в работу Т2 - декабрь 2020 года.

ПС 110/35/6 кВ Черкасово

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/35/6 кВ Черкасово установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДТН 10000/110

1974

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДТНГ 10000/110

1974

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 13,27 МВА (66,6 А по стороне ВН, 132,7% от Iном) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года.

На ПС 110/35/10 кВ Черкасово предусмотрен перевод 2,8 МВА нагрузки, за время равное 15 минут. С учетом перевода нагрузки в ПАР загрузка оставшегося трансформатора составит 10,47 МВА (52,6 А по стороне ВН 110 кВ, 104,7% от Iном).

Учитывая то, что загрузка трансформаторов Т1 и Т2 в ПАР превышает АДТН, рекомендуется замена существующих Т1 и Т2 на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА.

ПС 110/6 кВ Цветково

На ПС 110/6 кВ Цветково установлено три трансформатора мощностью 2 x 20 МВА и 40 МВА:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДНГ-20000/110/6

1964

20

100,5

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДНГ-20000/110/6

1964

20

100,5

1,17

1,3

1,3

1,2

3Т

ТРДН-40000/110/6

1982

40

201

1,17

1,3

1,3

1,2

Согласно Акту технического освидетельствования от 21.06.2018, требуется замена трансформаторов Т220 МВА на ПС 110 кВ Цветково по техническому состоянию без увеличения мощности. На рынке отсутствуют серийно выпускаемые трансформаторы мощностью 20 МВА, что потребует замены на трансформатор мощностью 25 МВА.

После реконструкции на ПС 110 кВ Цветково будет три трнасформатора разных мощностей 20 + 25 + 40 МВА. В связи с чем для унификации и приведения сехмы ПС к типовой и предлагается реконструкция без увеличения трансформаторной мощности с заменой трансформаторов Т1 и Т2 2 x 20 на 1 x 40 МВА.

ПС 35/10 кВ Кудиново

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 35/10 кВ Кудиново установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН <2>, о.е

до 2 час при возможности перевода

1Т

ТМ-4000/35/10

1974

4

66

1,05

1,3

2Т

ТМ-4000/35/10

1974

4

66

1,05

1,3

--------------------------------

<2> Согласно приказу № 4 от 10.01.2019 ПАО «Российские сети», и п. 2.1.20, 2.1.21 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей.

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 4,6 МВА (75,9 А по стороне ВН, 115% от Iном) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года.

Согласно данным собственника на ПС 35/10 кВ Кудиново не предусмотрен перевод нагрузки на другие центры питания.

Учитывая отсутствие возможности перевода и превышение ДДТН Т1 и Т2 в аварийном режиме, рекомендуется замена существующих Т1, Т2 на трансформаторы мощностью 2 x 6,3 МВА.

В настоящий момент филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» для реконструкции данной ПС в 2019 г. выполнены в полном объеме ПИРы по реконструкции ПС 35 кВ Кудиново с заменой трансформаторов Т1 и Т2 2 x 4 МВА на 2 x 6,3 МВА, планируется установка трансформаторов, демонтируемых с ПС 35 кВ Остров. Планируемый ввод в работу Т1 и Т2 - декабрь 2020 года.

ПС 35/10 кВ Федорино

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 35/10 кВ Федорино установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН2, о.е

до 2 час при возможности перевода

1Т

ТМ-4000/35/10,5

1993

4

66

1,05

1,3

2Т

ТМН-2500/35/10

1966

2,5

41,2

1,05

1,3

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 3,42 МВА (56,5 А по стороне ВН, 137,1% от Iном Т2) и зафиксирована 28.02.2018.

Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Федорино в ПАР предусмотрен перевод 0,5 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 90 минут. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом перевода мощности может составить 2,92 МВА (48,2 А по стороне ВН 35 кВ, 117% от Iном Т2).

Учитывая превышение ДДТН Т2 после перевода нагрузки на смежные ЦП в аварийном режиме, рекомендуется замена существующего Т2 на трансформатор мощностью 1 x 4 МВА.

В настоящий момент филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» для реконструкции данной ПС в 2019 г. выполнены в полном объеме ПИРы по реконструкции ПС 35 кВ Федорино с заменой трансформатора Т2 2,5 МВА на 4 МВА. По ИПР филиала планируемый ввод в работу Т2 - 2020 год.

ПС 35/10 кВ Высокиничи

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 35/10 кВ Высокиничи установлено 2 (два) силовых трансформатора: Т1 марки ТМ-4000/35/10-68У1, введенный в эксплуатацию в 1981 году, тип системы охлаждения - М (естественное масляное охлаждение) и Т2 марки ТМ-4000/35/10-64У1, введенный в эксплуатацию в 1980 году, тип системы охлаждения - М (естественное масляное охлаждение):

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН2, о.е

до 2 час при возможности перевода

1Т

ТМ-4000/35/10-68У1

1981

4

66

1,05

1,3

2Т

ТМ-4000/35/10-64У1

1980

4

66

1,05

1,3

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 5,85 МВА (96,5 А по стороне ВН, 123,9% от Iном Т2) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года.

Согласно данным собственника на ПС 35/10 кВ Высокиничи не предусмотрен перевод нагрузки на другие центры питания.

Учитывая отсутствие возможности перевода и превышение ДДТН Т1 и Т2 в аварийном режиме, рекомендуется замена существующих Т1, Т2 на трансформаторы мощностью 2 x 6,3 МВА.

ПС 35/10 кВ Коллонтай

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 35/10 кВ Коллонтай установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН2, о.е

до 2 час при возможности перевода

1Т

ТМ-6300/35/10

1992

6,3

104

1,05

1,3

2Т

ТМ-4000/35/10

1992

4

66

1,05

1,3

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 7,66 МВА (126,5 А по стороне ВН, 191,7% от Iном Т2 и 121% от Iном Т1) и зафиксирована 28.02.2018.

Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Коллонтай в ПАР предусмотрен перевод 1,2 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 60 минут. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом мощности перевода может составить 6,46 МВА (106,7 А по стороне ВН 35 кВ, 161,7% от Iном Т2 и 102% от Iном Т1).

Учитывая превышение ДДТН Т2 после перевода нагрузки на смежные ЦП в аварийном режиме, рекомендуется замена существующего Т2 на трансформатор мощностью 1 x 6,3 МВА.

ПС 35/10 кВ Недельная

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 35/10 кВ Недельная установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

до 2 час при возможности перевода

1Т

ТМН-2500/35/10-73У1

1987

2,5

41,2

1,05

1,3

2Т

ТМ-2500/35/10

1984

2,5

41,2

1,05

1,3

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 3,53 МВА (58,3 А по стороне ВН, 141,5% от Iном Т2) и зафиксирована 28.02.2018.

Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Недельная в ПАР предусмотрен перевод 0,36 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 60 минут. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом мощности перевода может составить 3,17 МВА (52,3 А по стороне ВН 35 кВ, 126,9% от Iном).

Учитывая превышение ДДТН Т1 и Т2 после перевода нагрузки на смежные ЦП в аварийном режиме, рекомендуется замена существующих Т1 и Т2 на трансформаторы мощностью 2 x 4 МВА.

Выводы по результатам анализа отчетного потокораспределения

основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы

Калужской области за отчетный год

На основании проведенного анализа результатов расчетов электрических режимов в электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Калужской области на этапе 2019 года «узких мест» в электрической сети 110 кВ и выше не выявлено.

При этом в результате проведенного анализа результатов расчетов электрических режимов при единичных отключениях в нормальной, а также в основных ремонтных схемах установлено, что:

- уровни напряжений на шинах 110 кВ и выше станций и подстанций находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечивающих нормативные запасы устойчивости;

- токовых перегрузок электросетевого оборудования в электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Калужской области при единичных отключениях в нормальной схеме не выявлено;

- для ввода параметров режима в область длительно допустимых значений при аварийных отключениях в единичных ремонтных схемах достаточно применения схемно-режимных мероприятий, направленных на изменение топологии прилегающей к ПС 500 кВ Калужская сети 220 кВ.

На основании результатов анализа загрузки ЦП 110 кВ и выше энергосистемы Калужской области для отчетного периода был определен перечень ЦП, на которых выявлено превышение загрузки трансформаторного оборудования свыше допустимого уровня нагрузки при отключении наиболее мощного параллельного трансформатора и требуется увеличение трансформаторной мощности ЦП:

- ПС 110/35/10 кВ Белоусово - замена Т1, Т2 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА;

- ПС 110/35/10 кВ Вега - замена Т1, Т2 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА;

- ПС 110/35/10 кВ Ворсино - замена Т2 1 x 10 МВА на 1 x 16 МВА;

- ПС 110/35/10 кВ Квань - замена Т1, Т2 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА;

- ПС 110/35/10 кВ Козельск - замена Т1 10 МВА на 16 МВА;

- ПС 110/35/10 кВ Протва - замена Т2 25 МВА на 40 МВА;

- ПС 110/35/6 кВ Черкасово - замена Т1, Т2 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА.

Дополнительно требуется реконструкция ПС 35 кВ:

- ПС 35/10 кВ Кудиново - замена Т1, Т2 2 x 4 МВА на 2 x 6,3 МВА;

- ПС 35/10 кВ Федорино - замена Т2 1 x 2,5 МВА на 1 x 4 МВА;

- ПС 35/10 кВ Высокиничи - замена Т1, Т2 2 x 4 МВА на 2 x 6,3 МВА;

- ПС 35/10 кВ Коллонтай - замена Т2 4 МВА на 1 x 6,3 МВА;

- ПС 35/10 кВ Недельная - замена Т1 и Т2 2 x 2,5 МВА на 2 x 4 МВА.

4. Основные направления развития электроэнергетики Калужской

области

4.1. Цели и задачи развития энергетики

Промышленность Калужской области на период 2020 - 2025 годов останется основным источником накопления ресурсного потенциала региона. Наиболее предпочтительными, с точки зрения развития региона, являются те производства, которые не разрушают среду, а используют ее потенциал. При этом показатели конкурентоспособности будут зависеть не столько от стандартных макроэкономических показателей, сколько от состояния среды жизни и качества человеческого капитала. Такие - нетрадиционные в рамках обычных экономических показателей - результаты могут быть достигнуты при условии формирования и запуска пространственно организованных кластеров.

Наилучшие перспективы на территории Калужской области ожидаются для формирования следующих потенциальных кластеров:

- кластер жизнеобеспечения и развития среды;

- автостроительный кластер;

- кластер авиационно-космических технологий полимерных композиционных материалов и конструкций;

- ИКТ-кластер;

- образовательный кластер;

- транспортно-логистический кластер;

- агропищевой кластер;

- кластер фармацевтики, биотехнологий и биомедицины;

- туристско-рекреационный кластер.

Наряду с вновь образуемыми кластерами на значительной части территории Калужской области сохранится существующая экономическая специализация.

Условиями успешной реализации проектов области является своевременное и качественное развитие электроэнергетики, сопровождаемое решением следующих задач:

- обеспечение надежного и безопасного энергоснабжения потребителей;

- эффективное использование топливно-энергетических ресурсов региона с учетом экологических требований;

- обеспечение снижения потерь в электрических сетях;

- способствование модернизации электроэнергетического комплекса с оптимизацией топливного баланса для повышения энергетической эффективности, обеспечения развития (конкурентоспособности) экономики и повышения качества жизни населения.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности

на 2020 - 2025 годы

Прогноз потребления электроэнергии и мощности в энергосистеме Калужской области на 2020 - 2025 годы на основе СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, представлен в таблице 16.

Таблица 16. Прогноз потребления электроэнергии и мощности

в энергосистеме Калужской области в 2020 - 2025 годах

Наименование показателя, единица измерения

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Потребление электроэнергии в энергосистеме Калужской области, млн кВт.ч

7003

7088

7362

7499

7868

8041

Абсолютный прирост потребления электроэнергии, млн кВт.ч

85

274

137

369

173

Прирост, процентов

1,21

3,87

1,86

4,92

2,20

Потребление мощности в энергосистеме Калужской области, МВт

1179,0

1199,0

1246,0

1269,0

1316,0

1343,0

Абсолютный прирост потребления мощности, МВт

20

47

23

47

27

Прирост, процентов

1,70

3,92

1,85

3,70

2,05

Прогнозы потребления электроэнергии и мощности Калужской области на 2020 - 2025 годы, представлены на рисунках 10 и 11.

Рисунок 10. Прогноз потребления электроэнергии

в энергосистеме Калужской области в 2020 - 2025 годах

(См первоисточник)

Рисунок 11. Прогноз потребления мощности в энергосистеме

Калужской области в 2020 - 2025 годах

(См первоисточник)

Сценарий прогнозного изменения потребления электроэнергии энергосистемы Калужской области, характеризуется среднегодовым темпом 2,78 процента в 2020 - 2025 годах. Суммарный прогноз прироста потребления электроэнергии за период 2020 - 2025 годов составляет 1038 млн кВт.ч.

Сценарий прогнозного изменения потребления мощности энергосистемы Калужской области, характеризуется среднегодовым темпом 2,68 процента в 2020 - 2025 годах. Суммарный прогноз прироста максимума нагрузки за период 2020 - 2025 годов составляет 164 МВт.

Максимальные значения мощности потребления, а также значения потребления электроэнергии по отдельным энергорайонам, приведены в таблицах 17 и 18 соответственно.

Таблица 17. Перспективные максимальные значения потребляемой

мощности по отдельным энергорайонам Калужской области

в зимний период, МВт

Энергорайон

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Калужский

436

441

456

463

457

457

Обнинский

482

485

500

509

561

587

Энергорайон ПС 220 кВ Электрон

10

18

26

31

34

35

Энергорайон ПС 220 кВ Литейная

190

193

198

201

200

200

Энергорайон ПС 220 кВ Протон

16

16

17

17

17

17

Энергорайон ПС 110 кВ Шепелево

20

20

21

21

21

21

Энергорайон Думиничи - Хвастовичи

25

26

26

27

26

26

Таблица 18. Перспективные максимальные значения потребляемой

электроэнергии по отдельным энергорайонам Калужской области

в зимний период, млн кВт.ч

Энергорайон

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Калужский

2596

2641

2705

2750

2752

2750

Обнинский

2881

2904

2965

3026

3379

3535

Энергорайон ПС 220 кВ Электрон

60

109

143

172

218

222

Энергорайон ПС 220 кВ Литейная

1118

1154

1131

1159

1228

1222

Энергорайон ПС 220 кВ Протон

93

98

81

86

110

109

Энергорайон ПС 110 кВ Шепелево

111

122

102

110

141

139

Энергорайон Думиничи - Хвастовичи

144

155

119

128

180

177

4.3. Перечень планируемых к строительству и выводу

из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях

Калужской области мощностью более 5 МВт на 2020 - 2025 годы

Согласно СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы не запланировано действий с генерирующим оборудованием на территории Калужской области в рассматриваемый период 2020 - 2025 годов.

4.4. Оценка перспективной балансовой ситуации (по

электроэнергии и мощности) на 2020 - 2025 годы

Перспективный баланс мощности энергосистемы Калужской области на 2020 - 2025 годы представлен в таблице 19 и на рисунке 11.

Таблица 19. Перспективный баланс мощности энергосистемы

Калужской области на 2020 - 2025 годы, МВт

Мощность

Прогноз потребления/выработки мощности

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Установленная электрическая мощность

142,028

142,028

142,028

142,028

142,028

142,028

АЭС

0

0

0

0

0

0

ГЭС

0

0

0

0

0

0

ТЭС

142,028

142,028

142,028

142,028

142,028

142,028

ВИЭ

0

0

0

0

0

0

Ограничения мощности (+)/технически возможное превышение над установленной мощностью (-)

56,0

56,0

56,0

56,0

56,0

56,0

АЭС

0

0

0

0

0

0

ГЭС

0

0

0

0

0

0

ТЭС

56,0

56,0

56,0

56,0

56,0

56,0

ВИЭ

0

0

0

0

0

0

Располагаемая мощность

86,0

86,0

86,0

86,0

86,0

86,0

АЭС

0

0

0

0

0

0

ГЭС

0

0

0

0

0

0

ТЭС

86,0

86,0

86,0

86,0

86,0

86,0

ВИЭ

0

0

0

0

0

0

Максимум потребления

1179

1199

1246

1269

1316

1343

Рисунок 12. Перспективный баланс мощности энергосистемы

Калужской области на 2020 - 2025 годы

(См первоисточник)

Перспективный баланс по электроэнергии энергосистемы Калужской области на 2020 - 2025 годы представлен в таблице 20 и на рисунке 12.

Таблица 20. Перспективный баланс по электроэнергии

энергосистемы Калужской области на 2020 - 2025 годы,

млн кВт.ч

Наименование показателя

Потребление электроэнергии, млн кВт.ч

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Потребление электроэнергии

7003

7088

7362

7499

7868

8041

Выработка электроэнергии

253

245

262

287

281

315

Сальдо-переток («+» дефицит - получение; «-» избыток - выдача)

6750

6843

7100

7212

7587

7726

Балансы мощности электроэнергии энергосистемы Калужской области на 2020 - 2025 годы складываются с дефицитом. Дефицит планируется покрывать за счет сальдо-перетоков из соседних энергосистем.

4.5. Расчеты и анализ электроэнергетических режимов

энергосистемы Калужской области

4.5.1. Определение развития электрической сети напряжением

110 кВ и выше

Перспективные вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше энергосистемы Калужской области до 2025 годы, сформированные в соответствии с СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, а также вводы электросетевых объектов напряжением 110 кВ и ниже в соответствии с ТУ на ТП, учтенные в расчетных моделях, представлены в таблице 21.

При формировании поузловых прогнозов потребления, используемых при расчете перспективных электроэнергетических режимов в энергосистеме Калужской области, учитывается эффект совмещения максимума потребления электрической мощности различных потребителей и вероятность набора заявленной максимальной мощности новых потребителей.

При формировании коэффициентов совмещения учтен конкретный состав и характер потребителей (структура потребления) в узлах нагрузки, их режимы работы, планы по развитию и технологическому присоединению.

Таблица 21. Перечень объектов электросетевого строительства

на территории энергосистемы Калужской области до 2025 годы

№ п/п

Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)

Параметры

Год ввода

Заказчик

Основание для выполнения мероприятия

ВЛ x км

МВА

1

Строительство ПС 500 кВ Обнинская трансформаторной мощностью 501 МВА (3х167 МВА с резервной фазой 1 x 167 МВА) со строительством одноцепной ВЛ 500 кВ Калужская - Обнинская ориентировочной протяженностью 14,2 км (1 x 14,2 км)

1 x 14,2

3 x 167

2024

ПАО «ФСК ЕЭС»

обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО «НЛМК-Калуга»)

2

Строительство двух ВЛ 220 кВ Обнинск - Созвездие ориентировочной протяженностью 93,76 км (2 x 46,88 км)

2 x 46,88

-

2024

филиал «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО «НЛМК-Калуга»)

3

Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Созвездие на две линейные ячейки для подключения двух ВЛ 220 кВ Обнинская - Созвездие

-

-

2024

обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО «НЛМК-Калуга»)

4

Реконструкция ПС 220 кВ Метзавод с установкой трансформатора 220/35 кВ мощностью 180 МВА (1 x 180 МВА) и увеличением трансформаторной мощности с 380 МВА до 560 МВА

-

180

2022

ООО «НЛМК-Калуга»

обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО «НЛМК-Калуга»)

5

Реконструкция ПС 220 кВ Орбита с увеличением трансформаторной мощности на 150 МВА до 400 МВА

-

2 x 200

2024

ПАО «ФСК ЕЭС»

реновация основных фондов

6

Строительство новой ПС 110 кВ Университет

-

2 x 16

2020

филиал «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО «Агентство инновационного развития - Центр кластерного развития Калужской области» к электрическим сетям филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Калуга - Орбита 1,2 с отпайками на ПС 110 кВ Восход, ПС 110 кВ Приокская на ПС Университет

2 x 4

-

2020

7

Строительство новой ПС 110 кВ Михали

-

2 x 6,3

2020

филиал «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО «ПрофЗемРесурс» к электрическим сетям филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Юхнов - Кондрово северная с отпайками и ВЛ 110 кВ Кондрово - Черкасово с отпайкой на ПС Медынь на ПС 110 кВ Михали

2 x 35

-

2020

8

Реконструкция ПС 110 кВ Ахлебинино с установкой Т-2110/35/10 кВ мощностью 25 МВА

-

25

2020

филиал «Калуга-энерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО «Инвестпроект» к электрическим сетям филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

Заходы ВЛ 110 кВ Орбита - Дубрава с отпайкой на ПС 110 кВ Ахлебинино

1 x 0,79

-

2020

9

Сооружение ПС 110 кВ Промзона-2 с отпайками от ВЛ 110 кВ Созвездие - Колосово 1, 2

2 x 4,8

2 x 63

2021

АО «ОЭЗ ППТ «Калуга»

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО «ОЭЗ ППТ «Калуга» к электрическим сетям филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

10

Строительство ПС 110 кВ МКТЛ с питающими линиями от ПС 220 кВ Электрон

2 x 26

2 x 63

2020

ООО «Мещовский комбинат точного литья» (ООО «МКТЛ»)

Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО «Мещовский комбинат точного литья» (ООО «МКТЛ») к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС»

11

Строительство новой ПС 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Созвездие - Колосово

2 x 1,25

2 x 16

2022

филиал «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО «Агропромышленный парк К-Агро» к электрическим сетям филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

4.5.2. Определение перечня «узких мест»

С целью выявления «узких мест» в энергосистеме Калужской области, для перспективного периода 2021 - 2025 годов, выполнены расчеты установившихся электроэнергетических режимов при нормативных возмущениях в нормальной и основных ремонтных схемах электрической сети.

Расчеты установившихся электроэнергетических режимов проведены с использованием программного комплекса «RastrWi№».

Расчеты электроэнергетических режимов выполняются для зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня.

При выполнении расчетов и анализа электрических режимов согласно ГОСТ Р 58670 - 2019 расчеты электроэнергетических режимов выполнены для следующих расчетных температурных условиях:

режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня и зимних минимальных нагрузок рабочего дня - при температуре воздуха для наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 - минус 27 °C;

режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня и зимних минимальных нагрузок рабочего дня - при расчетной температуре воздуха согласно Приложению А ГОСТ Р 58670-2019 - плюс 5 °C;

режим летних максимальных нагрузок рабочего дня - при температуре наружного воздуха теплого периода с обеспеченностью 0,98 - плюс 25 °C;

режим летних максимальных нагрузок рабочего дня и летних минимальных нагрузок выходного дня - при среднемесячной температуре наружного воздуха наиболее теплого летнего месяца - плюс 18 °C.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 03.08.2018 № 630 <3>.

--------------------------------

<3> При выполнении анализа результатов расчетов электроэнергетических режимов, в случае необходимости выполнения схемно-режимных мероприятий в послеаварийных схемах, время реализации мероприятий принято в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 03.08.2018 № 630. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.

В целях выявления «узких мест» в энергосистеме Калужской области рассматривались следующие расчетные условия:

- для зимнего периода - последствия наиболее тяжелого нормативного возмущения в нормальной схеме электрической сети;

- для летнего периода - последствия наиболее тяжелого нормативного возмущения в нормальной и единичной ремонтной схеме электрической сети».

В нормальной схеме электрической сети энергосистемы Калужской области в электрических режимах зимнего и летнего максимума нагрузок на период 2021 - 2025 годов параметры режима находятся в области допустимых значений.

Анализ результатов расчетов электрических режимов при единичных отключениях в нормальной, а также в основных ремонтных схемах показал, что уровни напряжений на шинах 110 кВ и выше станций и подстанций энергосистемы Калужской области на этапах 2021 - 2025 годов находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечивающих нормативные запасы устойчивости.

Токовые перегрузки в электрической сети 110 кВ и выше

Как показали расчеты перспективных электрических режимов схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети энергосистемы Калужской области, не выявлено.

По результатам анализа перспективного состояния электроэнергетической системы Калужской области при единичных отключениях в ремонтных схемах в режимах летних максимальных нагрузок в период экстремально высоких температур 2021 - 2025 годов выявлены случаи превышения ДДТН следующих элементов сети:

- АТ-1500/220 кВ ПС 500 кВ Калужская;

- АТ-2500/220 кВ ПС 500 кВ Калужская;

- АТ-3500/220 кВ ПС 500 кВ Калужская.

Токовые перегрузки АТ-1 ПС 500 кВ Калужская выявлены в период летних максимальных нагрузок 2020 - 2023 годов. Максимальная величина токовой загрузки указанного АТ-1 составила 112% от Iном (639 А), которая наблюдалась при нормативных возмущениях, связанных с отключением АТ-2 и АТ-3 ПС 500 кВ Калужская.

Согласно сведениям собственника оборудования, величина круглосуточной перегрузки АТ-1 ПС 500 кВ Калужская в летний период составляет 11% от Iном, величина допустимой аварийной токовой загрузки АТ-1 ПС 500 кВ Калужская в летний период составляет 120% от Iном длительностью 24 часа и 137% от Iном длительностью 20 минут.

Токовые перегрузки АТ-2 ПС 500 кВ Калужская выявлены в период летних максимальных и минимальных нагрузок 2020 - 2023 годов. Максимальная величина токовой загрузки указанного АТ-2 составила 115% от Iном (635 А), которая наблюдалась при нормативных возмущениях, связанных с отключением АТ-1 и АТ-3 ПС 500 кВ Калужская.

Согласно сведениям собственника оборудования, величина допустимой аварийной токовой загрузки трансформаторов в летний период составляет 100% от Iном длительностью 24 часа и 120% от Iном длительностью 20 минут.

Токовые перегрузки АТ-3 ПС 500 кВ Калужская выявлены в период летних максимальных нагрузок 2020 - 2023 годов. Максимальная величина токовой загрузки указанного АТ-3 составила 111% от Iном (635 А), которая наблюдалась при нормативных возмущениях, связанных с отключением АТ-1 и АТ-2 ПС 500 кВ Калужская.

Согласно сведениям собственника оборудования, величина круглосуточной перегрузки АТ-3 ПС 500 кВ Калужская в летний период составляет 11% от Iном, величина допустимой аварийной токовой загрузки АТ-3 ПС 500 кВ Калужская в летний период составляет 120% от Iном длительностью 24 часа и 137% от Iном длительностью 20 минут.

Для устранения перегрузок длительностью больше 20 минут или большей величины используется существующая АОПО АТ-1, АТ-2 и АТ-3 ПС 500 кВ Калужская с управляющим воздействием, направленным на изменение топологии прилегающей сети 220 кВ, а также на отключение нагрузки ПС 220 кВ Метзавод.

Для ликвидации превышения ДДТН рассматриваемых АТ рекомендуется применения схемно-режимных мероприятий, направленных на изменение топологии прилегающей к ПС 500 кВ Калужская сети 220 кВ: отключение ВЛ 220 кВ Калужская - Спутник 1(2) и ВЛ 220 кВ Калужская - Созвездие в течение допустимой длительности загрузки АТ.

Следует отметить, что в период 2024 - 2025 годов превышений ДДТН АТ-1,2 и 3 ПС 500 кВ Калужская не выявлено. Отсутствие перегрузок в данный период объясняется вводом нового центра питания - ПС 500 кВ Обнинская с сооружением двух ВЛ 220 кВ Обнинская - Созвездие.

Транзит 110 кВ Мирная - Русиново - Созвездие

Результаты расчетов ремонтных схем в режиме летних нагрузок выявили приближение к предельной загрузки ВЛ 110 кВ Мирная - Русиново. При аварийном отключении ВЛ 110 кВ Созвездие - Обнинская ТЭЦ в схеме ремонта 2 скш 110 кВ ПС 220 кВ Созвездие летних максимальных нагрузок в период экстремальных температур 2025 г. загрузка ВЛ 110 кВ Мирная - Русиново составит 97% от Iддтн (435 А).

Дальнейший рост нагрузки данного района может привести к превышению допустимой загрузки электросетевого оборудования, рассматриваемого энергорайона, что может повлечь за собой необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ Мирная - Русиново.

На основании проведенного анализа результатов расчетов электрических режимов в электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Калужской области на этапе 2021 - 25 годов «узких мест» в электрической сети 110 кВ и выше не выявлено.

При этом в результате проведенного анализа результатов расчетов электрических режимов при единичных отключениях в нормальной, а также в основных ремонтных схемах установлено, что:

- уровни напряжений на шинах 110 кВ и выше станций и подстанций находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечивающих нормативные запасы устойчивости;

- токовых перегрузок электросетевого оборудования в электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Калужской области при единичных отключениях в нормальной схеме не выявлено;

- для ввода параметров режима в область длительно допустимых значений при аварийных отключениях в единичных ремонтных схемах достаточно применения схемно-режимных мероприятий, направленных на изменение топологии прилегающей к ПС 500 кВ Калужская сети 220 кВ.

4.5.3. Расчет и анализ загрузки центров питания 110 кВ

С целью выявления дефицитных по мощности ЦП 110 кВ и выше в энергосистеме Калужской области дополнительно к анализу загрузки центров питания за текущий период рассмотренному в разделе 3 произведен анализ загрузки данных ЦП на основании данных о реализации ТУ на ТП по центрам питания за рассматриваемый перспективный период.

Расчет загрузки был выполнен с учетом возможного перераспределения нагрузки ЦП по сетям 6(10) - 35 кВ.

Расчет нагрузки ЦП производился с учетом коэффициента разновременности kрв максимумов нагрузки потребителей (именуемым также коэффициентом несовпадения максимумов нагрузки потребителей).

В таблице 22 приведены значения коэффициентов разновременности, принятые при расчете максимумов нагрузки трансформаторов ЦП 35 кВ и выше.

Таблица 22. Справочные коэффициенты разновременности

максимумов нагрузки потребителей

№ п/п

Шины

kрв

1

6 - 10 кВ

0,6

2

35 кВ

0,8

3

110 кВ и выше

0,9

Анализ загрузки ЦП 35 кВ и выше производился по следующим критериям:

- для однотрансформаторных подстанций по критерию недопустимости превышения длительно допустимой токовой загрузки трансформатора в нормальной схеме;

- для двух- и более трансформаторных подстанций по критериям недопустимости превышения длительно допустимой токовой загрузки трансформатора в нормальной схеме, а также недопустимости превышения длительно и аварийно допустимой токовой загрузки трансформатора при отключении наиболее мощного трансформатора ЦП.

Анализ прогнозной загрузки ЦП 110 кВ и выше в энергосистеме Калужской области в период 2021 - 2025 годов представлен в таблице 23.

Таблица 23. Анализ прогнозной загрузки ЦП 110 кВ и выше

в энергосистеме Калужской области на 2021 - 2025 годы

Наимен. ЦП

Год ввода/ реконструкции (при изменении уст. мощности)

Класс напр. ПС, кВ

Наимен. тран-ра

Ном. напр. обмоток тран-ра, кВ

S ном, МВА

Сумм. уст. мощность тр-ров, МВА

Макс, нагрузка ПС по данным контрольного замера за последние 5 лет, МВА

Перевод по сети 6(10) - 35 кВ, МВА

Заявляемая мощность по договору на ТП 0,4 - 110 кВ, МВт

Заявляемая мощность по договору на ТП, МВт

Расчетный максимум по ПС по годам, МВА

110

35

6 - 10

0,4 (>15 кВт)

0,4 (<15 кВт)

2020

2021

2022

2023

2024

2025

ПС 500/220/10 кВ Калужская

1997

500

АТ-1

500/220/10

501

1503

932,49

1,65

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

932,49

932,49

932,49

932,49

932,49

932,49

1985

500

АТ-2

500/220/10

501

2001

500

АТ-3

500/220/10

501

ПС 220/110 кВ Литейная

1976

220

АТ-1

220/110/10

200

400

96,00

0

26,000

0,000

0,000

0,000

0,000

26,00

125,21

125,21

125,21

125,21

125,21

125,21

1997

220

АТ-2

220/110/10

200

ПС 220/110/6 кВ Мирная

2012

220

АТ-1

220/110/10

195

390

188,00

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

-36,69

188,00

188,00

188,00

188,00

188,00

2012

220

АТ-2

220/110/10

195

2012

220

Т1

110/6

20

40

6,60

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

-11,49

6,60

6,60

6,60

6,60

6,60

2012

220

Т2

110/6

20

ПС 220/35/10 кВ Метзавод

2011

220

1Т

220/35/10

100

560

155,89

0

0,000

0,000

169,600

0,000

0,000

169,60

325,49

308,34

308,34

308,34

308,34

308,34

2011

220

2Т

220/35/10

100

2013

220

3Т

220/35/10

180

2019

220

4Т

220/35

180

ПС 220/110 кВ Орбита

1975

220

АТ-1

220/110/10

125

250

133,99

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

133,99

133,99

133,99

133,99

133,99

133,99

1985

220

АТ-2

220/110/10

125

ПС 220/110/10/0,4 кВ Спутник

2009

220

АТ-1

220/110/10

125

500

231,90

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

231,90

231,90

231,90

231,90

231,90

231,90

2009

220

АТ-2

220/110/10

125

1996

220

АТ-3

220/110/0,4

125

2009

220

АТ-4

220/110/10

125

ПС 220/110 кВ Электрон

1977

220

АТ-1

220/110/10

125

250

86,00

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

86,00

86,00

86,00

86,00

86,00

86,00

2015

220

АТ-2

220/110/10

125

ПС 220/15/6 кВ Лафарж

н/д

220

1Т

220/15/6

63

126

27,66

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

27,66

27,66

27,66

27,66

27,66

27,66

н/д

220

2Т

220/15/6

63

ПС 220/110/10 кВ Протон

н/д

220

АТ-1

220/110/10

125

250

0,00

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

н/д

220

АТ-2

220/110/10

125

н/д

220

АТ-1 (НН)

220/110/10

125

250

1,66

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

1,66

1,66

1,66

1,66

1,66

1,66

н/д

220

АТ-2 (НН)

220/110/10

125

ПС 220 кВ Войлово

2018

220

1Т

220/10

160

160

20,00

0

0,000

0,000

120,000

0,000

0,000

120,00

154,83

154,83

154,83

154,83

154,83

154,83

ПС 220/110 кВ Созвездие

2011

220

АТ-1

220/110

250

500

147,85

0,1

68,000

0,000

0,000

0,000

0,000

68,00

147,75

147,75

161,24

189,33

202,81

216,29

2018

220

АТ-2

220/110

250

ПС 220/110 кВ Созвездие

2011

220

АТ-1 (сторона НН)

220/10

250

500

10,47

0,1

0,000

0,000

83,490

0,000

0,000

83,49

66,65

66,65

66,65

66,65

66,65

66,65

2018

220

АТ-2 (сторона НН)

220/10

250

ПС 110/10 кВ Белкино

1975

110

1Т

110/10

25

65

24,33

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

24,33

24,33

24,33

24,33

24,33

24,33

2010

110

2Т

110/10

40

ПС 110/10 кВ Белоусово

1987

110

1Т

110/35/10

10

20

13,41

0,9

0,000

0,000

0,946

1,548

3,600

6,09

17,32

15,26

15,26

15,26

15,26

15,26

2011

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/10 кВ Буран

2011

110

1Т

110/35/10

25

25

3,80

3,8

0,000

0,000

0,715

0,455

1,510

2,68

4,91

4,91

4,91

4,91

4,91

4,91

ПС 110/35/10 кВ Вега

2006

110

1Т

110/10

16

32

29,58

3,5

0,000

0,000

1,095

1,615

6,816

9,53

32,86

32,86

32,86

32,86

32,86

32,86

2006

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/10 кВ Верховая

2016

110

1Т

110/10

25

25

8,13

0

0,000

0,000

5,480

0,000

0,000

5,48

12,07

12,07

12,07

12,07

12,07

12,07

ПС 110/10 кВ Восток

2011

110

1Т

110/10

16

32

12,71

3,9

0,000

0,000

14,000

0,000

0,000

14,00

22,78

22,78

22,78

22,78

22,78

22,78

2011

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Гранат

1985

110

1Т

110/10

40

80

16,60

0

0,000

0,000

11,080

0,000

0,000

11,08

24,57

24,57

24,57

24,57

24,57

24,57

1985

110

2Т

110/10

40

ПС 110/10 кВ Денисово

2007

110

1Т

110/10

25

41

19,40

4,8

0,000

0,000

1,500

0,000

0,000

1,50

20,48

20,48

20,48

20,48

20,48

20,48

2007

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Заводская

1980

110

1Т

110/10

25

25

3,45

2,22

0,000

0,000

0,000

0,000

0,211

0,21

3,50

3,50

3,50

3,50

3,50

3,50

ПС 110/10 кВ Кирпичная

1999

110

1Т

110/10

16

32

11,29

0

0,000

0,000

1,000

0,000

0,000

1,00

12,00

12,00

12,00

12,00

12,00

12,00

1999

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Копытцево

1982

110

1Т

110/10

16

32

8,00

0

0,000

0,000

0,030

0,080

0,118

0,23

8,09

8,09

8,09

8,09

8,09

8,09

1982

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Крутицы

1992

110

1Т

110/10

16

32

2,60

0

0,000

0,000

0,150

0,000

0,068

0,22

2,72

2,72

2,72

2,72

2,72

2,72

1992

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Маланьино

2012

110

2Т

110/10

25

25

1,68

1,08

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

1,68

1,68

1,68

1,68

1,68

1,68

ПС 110/10 кВ Малинники

1978

110

1Т

110/10

16

32

8,68

3,3

0,000

0,000

3,000

0,000

0,000

3,00

10,84

10,84

10,84

10,84

10,84

10,84

1978

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Пегас

1993

110

1Т

110/10

16

32

6,01

0

0,000

0,000

0,340

0,325

0,001

0,67

6,39

6,39

6,39

6,39

6,39

6,39

1993

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ ПРМЗ

1994

110

1Т

110/10

16

32

10,77

5,76

0,000

0,000

3,000

0,000

0,000

3,00

12,93

12,93

12,93

12,93

12,93

12,93

1994

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Радищево

1976

110

1Т

110/10

16

32

19,28

1,67

0,000

0,000

0,550

0,300

1,877

2,82

19,84

19,84

19,84

19,84

19,84

19,84

1976

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Сосенская

1976

110

1Т

110/10

10

20

6,81

2,4

0,000

0,000

0,000

0,050

0,098

0,15

6,86

6,86

6,86

6,86

6,86

6,86

1976

110

2Т

110/10

10

ПС 110/10 кВ Строительная

1977

110

1Т

110/10

10

20

10,01

0

0,000

0,000

3,664

1,717

0,967

8,19

12,2

12,2

12,2

12,2

12,2

12,2

1977

110

2Т

110/10

10

ПС 110/10/6 кВ Восход

1971

110

1Т

110/10/6

25

50

18,99

0

0,000

0,000

0,000

0,517

0,051

0,57

19,21

19,21

19,21

19,21

19,21

19,21

1971

110

2Т

110/10/6

25

ПС 110/10/6 кВ Окружная

1989/2009/ 2011

110

1Т

110/10/6

40

80

24,35

0

0,000

0,000

0,150

0,000

0,000

0,15

24,46

24,46

24,46

24,46

24,46

24,46

1989/2009/ 2011

110

2Т

110/10/6

40

ПС 110/10/6 кВ Приокская

1967

110

1Т

110/10/6

25

50

18,87

0

0,000

0,000

0,000

0,722

0,055

0,78

19,18

19,18

19,18

19,18

19,18

19,18

1967

110

2Т

110/10/6

25

ПС 110/35/10 кВ Агеево

1960

110

1Т

110/35/10

20

30

7,43

4,18

0,000

0,000

0,300

0,000

0,173

0,47

7,69

7,69

7,69

7,69

7,69

7,69

1960

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Азарово

1957

110

1Т

110/35/10

25

41

19,83

1,65

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

19,83

19,83

19,83

19,83

19,83

19,83

1957

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Ахлебинино

2010

110

1Т

110/35/10

25

50

2,17

0

0,000

0,000

47,400

0,000

0,000

47,40

44,78

44,78

44,78

44,78

44,78

44,78

2019

110

2Т

110/35/10

25

0

ПС 110/35/10 кВ Бетлица

1989

110

1Т

110/35/10

16

16

3,26

1,26

0,000

0,000

0,000

0,000

0,231

0,23

3,32

3,32

3,32

3,32

3,32

3,32

ПС 110/35/10 кВ Болва

1974

110

2Т

110/35/10

25

25

12,31

11,74

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

12,31

12,31

12,31

12,31

12,31

12,31

ПС 110/35/10 кВ Ворсино

1977

110

1Т

110/10

10

20

16,23

3

0,000

0,000

0,185

0,615

1,168

1,97

15,87

15,87

15,87

15,87

15,87

15,87

1977

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Галкино

1986/2008

110

1Т

110/35/10

25

50

9,61

2,64

0,000

0,000

0,550

1,068

0,975

2,59

10,70

10,70

10,70

10,70

10,70

10,70

1986/2008

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Думиничи

1983

110

1Т

110/35/10

16

26

5,96

2,1

0,000

0,000

0,015

0,050

0,136

0,20

6,03

6,03

6,03

6,03

6,03

6,03

1983

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Квань

1982

110

1Т

110/35/10

10

20

14,93

2,88

0,000

0,000

4,163

0,694

1,082

5,94

16,69

16,69

16,69

16,69

16,69

16,69

1974

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Козельск

1969

110

1Т

110/35/10

10

26

15,04

0

0,000

0,000

1,135

0,945

0,875

2,95

16,47

16,47

16,47

16,47

16,47

16,47

1981

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Колосово

2014

110

1Т

110/35/10

63

126

11,80

11,8

0,000

0,000

40,000

0,000

0,000

40,00

40,56

40,56

40,56

40,56

40,56

40,56

2014

110

2Т

110/35/10

63

ПС 110/35/10 кВ Кондрово

1963

110

1Т

110/35/10

20

65

31,76

10,69

0,000

0,000

2,000

0,000

0,000

2,00

33,20

33,20

33,20

33,20

33,20

33,20

1963

110

2Т

110/35/10

20

1963

110

3Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Космос

1991

110

1Т

110/35/10

16

32

16,38

3,83

0,000

0,000

1,390

0,590

2,954

4,93

18,41

18,41

18,41

18,41

18,41

18,41

1991

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Маклаки

1964

110

1Т

110/35/10

6,3

6,3

1,91

0,76

0,000

0,000

0,000

0,000

0,028

0,03

1,92

1,92

1,92

1,92

1,92

1,92

ПС 110/35/10 кВ Медынь

1995

110

1Т

110/35/10

16

32

13,74

2

0,000

0,000

0,687

1,076

2,191

3,95

15,26

15,26

15,26

15,26

15,26

15,26

1995

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Мещовск

1982

110

1Т

110/35/10

16

32

7,91

4,82

0,000

0,000

0,044

0,070

0,189

0,30

8,02

8,02

8,02

8,02

8,02

8,02

1982

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Мосальск (старая)

1963

110

2Т

110/35/10

16

16

6,17

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

6,17

6,17

6,17

6,17

6,17

6,17

ПС 110/35/10 кВ Острожная

1984

110

2Т

110/35/10

10

10

3,80

0

0,000

0,000

0,100

0,267

0,382

0,75

4,08

4,08

4,08

4,08

4,08

4,08

ПС 110/35/10 кВ Перемышль

2002

110

1Т

110/35/10

6,3

16,3

7,12

0,96

0,000

0,000

0,170

0,054

0,344

0,57

7,36

7,36

7,36

7,36

7,36

7,36

1979

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Протва

2018

110

1Т

110/35/10

40

65

40,49

7,5

0,000

0,000

2,070

1,178

3,516

6,76

40,78

40,78

40,78

40,78

40,78

40,78

1981

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Пятовская

1972

110

1Т

110/35/10

25

50

13,53

0,78

0,000

0,000

0,184

0,296

1,392

1,87

14,16

14,16

14,16

14,16

14,16

14,16

1972

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Росва

1981/2009

110

1Т

110/35/10

25

50

13,91

10,22

0,000

0,000

9,000

0,000

0,000

9,00

20,38

20,38

20,38

20,38

20,38

20,38

1981/2009

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Руднево

1990

110

1Т

110/35/10

16

32

5,16

1,27

0,000

0,000

0,000

0,133

0,100

0,23

5,24

5,24

5,24

5,24

5,24

5,24

1990

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Русиново

1978/2009

110

1Т

110/35/10

40

80

26,33

0

0,000

0,000

8,990

0,300

0,237

9,53

32,98

32,98

32,98

32,98

32,98

32,98

1978/2009

110

2Т

110/35/10

40

ПС 110/35/10 кВ Середейск

1956

110

1Т

110/35/10

16

41

3,81

2,01

0,000

0,000

0,000

0,005

0,135

0,14

3,85

3,85

3,85

3,85

3,85

3,85

1956

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Товарково

2011

110

1Т

110/35/10

16

32

11,05

0

0,000

0,000

0,150

0,500

1,487

2,14

11,76

11,76

11,76

11,76

11,76

11,76

2011

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Фаянсовая

1947

110

1Т

110/35/10

16

32

14,15

11,4

0,000

0,000

0,000

0,000

0,028

0,03

14,16

14,16

14,16

14,16

14,16

14,16

1947

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Ферзиково

1958

110

1Т

110/35/10

16

32

12,22

4,7

0,000

0,000

0,305

0,405

0,937

1,65

12,86

12,86

12,86

12,86

12,86

12,86

1958

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/10 кВ Хвастовичи

1970

110

1Т

110/35/10

10

20

3,81

1,84

0,000

0,000

0,000

0,055

0,116

0,17

3,86

3,86

3,86

3,86

3,86

3,86

1970

110

2Т

110/35/10

10

ПС 110/35/10 кВ Чипляево

1973

110

1Т

110/35/10

16

22,3

4,80

3,67

0,000

0,000

0,300

0,000

0,101

0,40

5,04

5,04

5,04

5,04

5,04

5,04

1973

110

2Т

110/35/10

6,3

ПС 110/35/10 кВ Шепелево

1956

110

1Т

110/35/10

10

17,5

4,27

0

0,000

0,000

2,400

0,000

0,103

2,50

6,03

6,03

6,03

6,03

6,03

6,03

1956

110

2Т

110/35/10

7,5

ПС 110/35/10 кВ Юхнов

1973

110

1Т

110/35/10

16

32

10,03

1,63

0,000

0,000

0,095

0,340

0,811

1,25

10,46

10,46

10,46

10,46

10,46

10,46

1973

110

2Т

110/35/10

16

ПС 110/35/6 кВ Железняки

1957

110

1Т

110/6

16

32

11,75

0

0,000

0,000

0,000

0,985

0,607

1,59

12,31

12,31

12,31

12,31

12,31

12,31

1957

110

2Т

110/35/6

16

ПС 110/35/6 кВ Звягино

1964

110

1Т

110/35/6

10

11,6

2,84

2,4

0,000

0,000

0,000

0,000

0,015

0,02

2,84

2,84

2,84

2,84

2,84

2,84

1964

110

2Т

35/6

1,6

ПС 110/35/6 кВ Калуга

1951

110

1Т

110/35/6

40

31,5

20,79

0

0,000

0,000

2,587

0,000

0,000

2,59

22,65

22,65

22,65

22,65

22,65

22,65

1951

110

2Т

110/35/6

31,5

ПС 110/35/6 кВ Кричина

1964/2016

110

1Т

110/35/6

10

12,5

2,32

1,82

0,000

0,000

1,600

0,000

0,000

1,60

3,47

3,47

3,47

3,47

3,47

3,47

1964/2016

110

2Т

35/6

2,5

ПС 110/35/6 кВ Людиново

1936

110

1Т

110/6

16

47

18,78

9,46

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

18,78

18,78

18,78

18,78

18,78

18,78

1936

110

2Т

110/35/6

16

1936

110

3Т

110/35/6

15

ПС 110/35/6 кВ Маяк

1967/2009

110

1Т

110/6

25

50

21,92

0

0,000

0,000

0,000

3,769

0,234

4,00

23,51

23,51

23,51

23,51

23,51

23,51

1967/2009

110

2Т

110/6

25

ПС 110/35/6 кВ Черкасово

1974

110

1Т

110/35/6

10

20

13,27

2,8

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

13,27

13,27

13,27

13,27

13,27

13,27

1974

110

2Т

110/35/6

10

ПС 110/6 кВ Аненки

1980

110

1Т

110/6

15

30

4,02

1,8

0,000

0,000

0,000

0,420

0,045

0,47

4,20

4,20

4,20

4,20

4,20

4,20

1980

110

2Т

110/6

15

ПС 110/6 кВ Дубрава

1974

110

1Т

110/6

25

50

14,85

0,19

0,000

0,000

0,000

0,922

0,168

1,09

15,27

15,27

15,27

15,27

15,27

15,27

1974

110

2Т

110/6

25

ПС 110/6 кВ СДВ

2000

110

1Т

110/6

16

32

4,43

0

0,000

0,000

0,150

1,260

0,000

1,41

5,05

5,05

5,05

5,05

5,05

5,05

2000

110

2Т

110/6

16

ПС 110/6 кВ Цветково

1966

110

1Т

110/6

20

80

28,56

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

28,56

28,56

28,56

28,56

28,56

28,56

1966

110

2Т

110/6

20

1966

110

3Т

110/6

40

ПС 110/10 кВ Свеча

н/д

110

1Т

110/10

2,5

2,5

1,00

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

ПС 110/10 кВ Центролит

н/д

110

1Т

110/10

63

126

5,00

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

5,00

5,00

5,00

5,00

5,00

5,00

н/д

110

2Т

110/10

63

ПС 110/10 кВ Агрегатная

н/д

110

1Т

110/6

25

50

9,62

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,142

0,14

9,66

9,66

9,66

9,66

9,66

9,66

н/д

110

2Т

110/6

25

ПС 110/10 кВ Угорская

н/д

110

1Т

110/10

24

48

5,87

0

0,000

0,000

10,300

0,000

0,000

10,30

13,28

13,28

13,28

13,28

13,28

13,28

н/д

110

2Т

110/10

24

ПС 110/10 кВ Промзона

2017

110

1Т

110/10

40

80

0,00

0

0,000

0,000

36,000

0,000

0,000

36,00

25,89

25,89

25,89

25,89

25,89

25,89

2017

110

2Т

110/10

40

ПС 110/6 кВ Моторная

н/д

110

1Т

110/6

25

65

12,52

0

0,000

0,000

0,000

0,149

0,071

0,22

12,60

12,60

12,60

12,60

12,60

12,60

н/д

110

2Т

110/6

40

ПС 110/6 кВ Турынино (генерация 12 МВт)

н/д

110

1Т

110/6

25

50

11,10

0

0,000

0,000

0,000

0,287

0,660

0,95

11,39

11,39

11,39

11,39

11,39

11,39

н/д

110

2Т

110/6

25

ПС 110/X кВ Автозавод

н/д

110

1Т

63

126

23,88

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

23,88

23,88

23,88

23,88

23,88

23,88

н/д

110

2Т

63

ПС 110/6 кВ Радий

н/д

110

1Т

110/6

40

56

3,32

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

3,32

3,32

3,32

3,32

3,32

3,32

н/д

110

2Т

110/6

16

ПС 110/6 кВ КМЗ

н/д

110

1Т

110/6

15

31

5,24

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

5,24

5,24

5,24

5,24

5,24

5,24

н/д

110

2Т

110/6

16

ПС 110/6 кВ КТЗ

н/д

110

1Т

110/6

31,5

31,5

3,64

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

3,64

3,64

3,64

3,64

3,64

3,64

ПС 110/6 кВ Обнинск

н/д

110

1Т

110/6

16

32

8,28

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

8,28

8,28

8,28

8,28

8,28

8,28

н/д

110

2Т

110/6

16

ПС 110/10 кВ Рулон

н/д

110

1Т

110/10

16

32

2,65

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

2,65

2,65

2,65

2,65

2,65

2,65

н/д

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ Воротынск

1994

110

1Т

110/10

25

50

7,63

0

0,000

0,000

0,010

0,455

0,756

1,22

8,03

8,03

8,03

8,03

8,03

8,03

1944

110

2Т

110/10

25

ПС 110/10 кВ Суходрев

1963

110

1Т

110/10

10

20

7,46

0

0,000

0,000

0,000

0,370

0,090

0,46

7,63

7,63

7,63

7,63

7,63

7,63

1963

110

2Т

110/10

10

ПС 110/35/10 кВ Балабаново

1979

110

1Т

110/35/10

25

45

17,21

0

0,000

0,000

0,150

0,591

0,432

1,17

17,67

17,67

17,67

17,67

17,67

17,67

1990

110

2Т

110/35/10

20

ПС 110/35/10 кВ Бабынино

1989

110

1Т

110/35/10

25

50

13,58

0

0,000

0,000

0,100

0,605

0,477

1,18

14,03

14,03

14,03

14,03

14,03

14,03

1990

110

2Т

110/35/10

25

ПС 110/35/10 кВ Палики

н/д

110

1Т

110/35/10

20

40

7,52

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

7,52

7,52

7,52

7,52

7,52

7,52

н/д

110

2Т

110/35/10

20

ПС 110/10 кВ Кудринская

1963

110

1Т

110/10

10

22,5

4,25

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

4,25

4,25

4,25

4,25

4,25

4,25

1963

110

2Т

110/10

10

1963

110

3Т

110/10

2,5

ПС 110/35/27 кВ Березовская

н/д

110

1Т

110/35/27

20

40

2,54

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

2,54

2,54

2,54

2,54

2,54

2,54

н/д

110

2Т

110/35/27

20

ПС 110/10 кВ Доброе

н/д

110

1Т

110/10

16

16

1,64

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

1,64

1,64

1,64

1,64

1,64

1,64

ПС 110/10 кВ Малоярославец

н/д

110

1Т

110/10

25

45

8,26

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

8,26

8,26

8,26

8,26

8,26

8,26

н/д

110

2Т

110/10

20

ПС 110/27/10 кВ Сухиничи

н/д

110

1Т

110/10

10

65

5,49

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

5,49

5,49

5,49

5,49

5,49

5,49

н/д

110

2Т

110/10

15

н/д

110

3Т

110/27

20

н/д

110

4Т

110/27

20

ПС 110/10 кВ Тихонова Пустынь

н/д

110

1Т

110/10

16

32

5,78

0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

5,78

5,78

5,78

5,78

5,78

5,78

н/д

110

2Т

110/10

16

ПС 35/10 кВ Высокиничи

1976

35

1Т

35/10

4

8

5,85

0

0,000

0,000

0,165

0,255

1,590

2,01

6,66

6,66

6,66

6,66

6,66

6,66

1976

35

2Т

35/10

4

ПС 35/10 кВ Коллонтай

1965/2014

35

1Т

35/10

6,3

10

7,66

1,2

0,000

0,000

0,000

0,400

1,517

1,92

8,37

8,37

8,37

8,37

8,37

8,37

1965/2014

35

2Т

35/10

4

ПС 35/10 кВ Кудиново

1974

35

1Т

35/10

4

8

4,6

0

0,000

0,000

0,085

0,165

1,329

1,58

4,35

4,35

4,35

4,35

4,35

4,35

1974

35

2Т

35/10

4

ПС 35/10 кВ Мятлево

1964

35

1Т

35/10

2,5

5

2,23

0

0,000

0,000

0,300

0,199

0,310

0,81

2,70

2,70

2,70

2,70

2,70

2,70

1964

35

2Т

35/10

2,5

ПС 35/10 кВ Недельная

1974

35

1Т

35/10

2,5

5

3,53

0,36

0,000

0,000

0,000

0,495

0,889

1,38

3,58

3,58

3,58

3,58

3,58

3,58

1974

35

2Т

35/10

2,5

ПС 35/10 кВ Остров

1993/2014

35

1Т

35/10

6,3

12,6

6,24

0

0,000

0,000

0,906

0,182

0,585

1,67

7,34

7,34

7,34

7,34

7,34

7,34

1993/2014

35

2Т

35/10

6,3

ПС 35/10 кВ Федорино

1966/2014

35

1Т

35/10

4

6,5

3,01

0,5

0,000

0,000

0,065

0,410

1,057

1,53

3,63

3,63

3,63

3,63

3,63

3,63

1966/2014

35

2Т

35/10

2,5

ПС 110 кВ Промзона-2 (новая)

нов

110

1Т

110/10

63

нов

110

2Т

110/10

63

126

0,00

0

0,000

0,000

58,000

0,000

0,000

58,00

0,00

13,48

30,34

43,82

57,30

65,17

ПС 110 кВ Михали (новая)

нов

110

1Т

110/10

6

13

0,00

0

0,000

0,000

4,980

0,000

0,000

4,98

5,60

5,60

5,60

5,60

5,60

5,60

нов

110

2Т

110/10

6

ПС 110/10 кВ МКТЛ (новая)

нов

110

1Т

110/10

63

126

0,00

0

0,000

0,000

60,000

0,000

0,000

60,00

0,00

40,45

40,45

40,45

40,45

40,45

нов

110

2Т

110/10

63

ПС 110/10 кВ Университет (новая)

нов

110

1Т

110/10

16

32

0,00

0

0,000

0,000

13,011

0,000

0,000

13,01

14,62

14,62

14,62

14,62

14,62

14,62

нов

110

2Т

110/10

16

ПС 110/10 кВ К-Арго (новая)

нов

110

1Т

110/10

16

32

0,00

0

0,000

0,000

10,000

0,000

0,000

10,00

11,24

11,24

11,24

11,24

11,24

11,24

нов

110

2Т

110/10

16

Выполненный анализ позволил выявить в дополнении к разделу 3.2, ряд подстанций, на которых вероятны перегрузка трансформаторов в режиме №-1 для подстанций с 2 и более трансформаторами и на однотрансформаторных подстанциях на которых вероятна перегрузка с учетом прироста мощности по договорам на технологическое присоединение:

- ПС 110/10 кВ Вега;

- ПС 110/10 кВ Восток;

- ПС 110/10 кВ Денисово;

- ПС 110/10 кВ Радищево;

- ПС 110/10 Строительная;

- ПС 110/35/10 кВ Космос;

- ПС 110/35/10 кВ Перемышль;

- ПС 35/10 кВ Мятлево;

- ПС 35/10 кВ Коллонтай;

- ПС 35/10 кВ Остров.

Для вышеперечисленных центров питания требуется разработка мероприятий по разгрузке трансформаторного оборудования. В целях разгрузки трансформаторного оборудования рассматривается выполнение следующих мероприятий:

- перевод нагрузки по сети 6(10) - 35 кВ на смежные центры питания;

- увеличение выработки мощности электростанциями, с выдачей мощности в сеть 6(10) - 35 кВ и подключенных к указанным центрам питания;

- мероприятия по компенсации реактивной мощности;

- реконструкция центров питания с увеличением трансформаторной мощности.

ПС 110/35/10 кВ Вега

На ПС 110/35/10 кВ Вега установлено два трансформатора мощностью 16 МВА.

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДТН-16000/110-76 У1

1977

16

80,3

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДН-16000/110 У1

1994

16

80,3

1,25

1,55

1,5

1,45

Максимальная нагрузка Т1 и Т2 в период 2015 - 2019 годов составила 29,58 МВА (219,3 А по стороне ВН, 273,1% от Iном) и зафиксирована в 23.01.2019.

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Вега в ПАР предусмотрен перевод 3,5 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 60 минутам. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом перевода мощности может составить 26,08 МВА (131 А по стороне ВН 110 кВ, 163% от Iном). Данная нагрузка превышает АДТН Т1 и Т2.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 9,53 МВА к ПС 110 кВ Вега (заключено 510 договоров на ТП с напряжением энергопринимающих устройств 10 - 0,4 кВ). При этом перспективная нагрузка данной подстанции может составить 31,49 МВА (158 А по стороне ВН, 196,7% от Iном).

При установке трансформаторы 2 x 25 МВА и реализации ТУ на ТП загрузка оставшегося в работе трансформатора при аварийном отключении другого может составить 126% от Iном. Согласно приказу Минэнерго России от 08.02.2019 № 81 данная нагрузка Т1, Т2 в зимний период превышает ДДТН без ограничения длительности.

ПС 110/10 кВ Восток

На ПС 110/10 кВ Восток установлено два трансформатора мощностью 16 МВА.

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДН-16000 /110

2011

16

80,3

1,25

1,55

1,5

1,45

2Т

ТДН-16000 /110

2011

16

80,3

1,25

1,55

1,5

1,45

Максимальная нагрузка Т1 и Т2 в период 2015 - 2019 годов составила 12,71 МВА (63,9 А по стороне ВН, 79,6% от Iном) и зафиксирована в летний контрольный замер 2019 года.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 14 МВА к ПС 110 кВ Восток. При этом перспективная нагрузка данной подстанции может составить 22,78 МВА (114,5 А по стороне ВН, 142,6% от Iном).

Учитывая, не превышения АДТН для 24 часов в ПАР отключения одного трансформатора реконструкция ПС 110 кВ Восток не требуется.

ПС 110/10 кВ Денисово

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/10 кВ Денисово установлено два силовых трансформатора мощностью 25 и 16 МВА.

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДТН-25000/110У1

1992

25

125,6

1,25

1,55

1,5

1,45

2Т

ТДТН-16000/110У1

2007

16

80,3

1,25

1,55

1,5

1,45

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2014 - 2018 годов составила 19,4 МВА (97,4 А по стороне ВН, 121,3% от Iном Т2) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,5 МВА к ПС 110 кВ Денисово. При этом перспективная нагрузка данной подстанции может составить 20,48 МВА (102,9 А по стороне ВН, 128,1% от Iном).

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Денисово в ПАР предусмотрен перевод 4,8 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 15 минутам. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом перевода мощности может составить 15,68 МВА (78,8 А по стороне ВН 110 кВ, 98% от Iном Т2). Данная нагрузка не превышает ДДТН Т1 и Т2.

ПС 110/10 кВ Радищево

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/10 кВ Радищево установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДН 16000/110

1978

16

80,3

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДН 16000/110

1976

16

80,3

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 19,28 МВА (96,8 А по стороне ВН, 120,5% от Iном) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года.

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Радищево в ПАР предусмотрен перевод 1,67 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 90 минутам. Величина аварийной перегрузки обмотки ВН Т1, Т2 продолжительностью 120 минут для температуры окружающей среды - 5 °C составляет 104,4 А / 130% Iном. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом перевода мощности может составить 17,61 МВА (88,4 А по стороне ВН 110 кВ, 110% от Iном). Данная нагрузка не превышает ДДТН Т1, Т2. При данной перегрузке в ПАР трансформаторы способны работать до 24 часов.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 2,82 МВА к ПС 110 кВ Радищево (заключено 153 договоров на ТП с напряжением энергопринимающих устройств 10 - 0,4 кВ). При этом перспективная нагрузка данной подстанции может составить 19,84 МВА (99,7 А по стороне ВН, 124% от Iном).

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Радищево в ПАР предусмотрен перевод 1,67 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 90 минутам. Величина аварийной перегрузки обмотки ВН Т1, Т2 продолжительностью 120 минут для температуры окружающей среды - 5 °C составляет 104,4 А / 130% Iном. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом мощности перевода может составить 18,17 МВА (91,3 А по стороне ВН 110 кВ, 113,7% от Iном). Данная загрузка не превышает ДДТН трансформаторов.

Учитывая наличие мероприятия по замене трансформаторов на ПС 110 кВ Радищево с 2 x 16 на 2 x 25 в утвержденной инвестиционной программе филиалы «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», целесообразность реализации мероприятия по замене существующих Т1, Т2 на трансформаторы мощностью 2 x 25 МВА требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» на последующий период.

ПС 110/10 кВ Строительная

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/10 кВ Строительная установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДН 10000/110

1977

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДТНГ 10000/110

1977

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 10,01 МВА (50,3 А по стороне ВН, 100% от Iном) и зафиксирована 28.02.2018.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 6,35 МВт к ПС 110 кВ Строительная (заключено 106 договоров на ТП с напряжением энергопринимающих устройств 10 - 0,4 кВ). При этом перспективная нагрузка данной подстанции может составить 12,2 МВА (61,3 А по стороне ВН 110 кВ, 122% от Iддтн).

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Строительная не предусмотрена возможность перевода части нагрузки на другие центры питания. С учетом реализации ТУ на ТП в ПАР перегрузка Т1, Т2 превышает АДТН.

В настоящий момент филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» для реконструкции данной ПС выполнены в полном объеме ПИРы по реконструкции ПС 110 кВ Строительная с заменой трансформатора Т110 МВА на 16 МВА, планируется перекатка демонтируемого трансформатора с ПС 110 кВ Вега в 2020 г. Планируемый ввод в работу Т1 - декабрь 2020 г. По замене Т2 - начато формирование ТЗ на проектирование.

Учитывая вышесказанное, рекомендуется замена существующих Т1, Т2 на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА.

ПС 110/35/10 кВ Космос

На ПС 110/35/10 кВ Космос установлено два трансформатора.

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТДТН-16000/110/35/10

1986

16

80,3

1,17

1,3

1,3

1,2

2Т

ТДТН-16000/110/35/10

1981

16

80,3

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка Т1 и Т2 в период 2015 - 2019 годов составила 16,4 МВА (82,3 А по стороне ВН, 102,4% от Iном) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 2,98 МВт к ПС 110 кВ Космос. При этом перспективная нагрузка данной подстанции может составить 17,76 МВА (89,3 А по стороне ВН 110 кВ, 111% от Iном).

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Космос в ПАР предусмотрен перевод 3,83 МВА нагрузки на другие центры питания, за время равное 15 минут. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора с учетом мощности перевода может составить 13,93 МВА (70 А по стороне ВН 110 кВ, 87% от Iном Т1). Данная нагрузка не превышает ДДТН Т1, Т2.

ПС 110/35/10 кВ Перемышль

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110/35/10 кВ Перемышль установлено два силовых трансформатора.

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТМТН 6300/110

2002

6,3

31,6

1,25

1,7

1,65

1,55

2Т

ТДТН 10000/110

1979

10

50,2

1,17

1,3

1,3

1,2

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 7,12 МВА (35,7 А по стороне ВН, 113% от Iном Т1) и зафиксирована в зимний контрольный замер 2016 года.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,57 МВт. При этом перспективная нагрузка данной подстанции может составить 7,36 МВА (37 А по стороне ВН 110 кВ, 117% от Iном Т1).

Согласно данным собственника на ПС 110/35/10 кВ Перемышль в ПАР предусмотрен перевод 0,96 МВА нагрузки, за время равное 60 минутам. Величина аварийной перегрузки обмотки ВН Т1 продолжительностью 60 минут для температуры окружающей среды - 5 °C составляет 53,7 А / 170% Iном. При этом, нагрузка оставшегося в работе Т1 с учетом перевода мощности может составить 6,4 МВА (32 А по стороне ВН 110 кВ, 101,3% от Iном Т1). Данная нагрузка не превышает ДДТН Т1.

Учитывая вышесказанное, замена оборудования не требуется.

ПС 220/10 кВ Войлово

В настоящее время ПС 220 кВ Войлово присоединена отпайкой к ВЛ 220 кВ Брянская - Литейная с отпайкой на ПС Войлово, установлен один трансформатор Т-1160 МВА. Согласно действующим техническим условиям к шинам 10 кВ ПС 220 кВ Войлово подключены потребители третьей категории надежности. В случае поступления заявок на технологическое присоединение потребителей второй категории технические решения по изменению схемы присоединения ПС 220 кВ Войлово и установке второго трансформатора и срок их реализации подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 861, с учетом выполненных внестадийных работ, схем развития систем электроснабжения и пр. для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

ПС 110/10 кВ Промзона-1

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110 кВ Промзона-1 установлено 2 два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

20 мин

2 час

24 час

1Т

ТРДН-40000/110-У1

2017

40

201

1,25

1,7

1,65

1,55

2Т

ТРДН-40000/110-У1

2017

40

201

1,25

1,7

1,65

1,55

Согласно данным АО «Особая экономическая зона промышленно-производственного типа «Калуга» в рамках реализации технических условий на технологическое присоединение планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявляемой мощностью 36 МВт (26 МВт из которых заявленная мощность ООО «Кроношпан» по 1 этапу набора мощности) к ПС 110 кВ Промзона-1. При этом расчетная нагрузка ПС 110 кВ Промзона может составить до 25,89 МВА, что не превысит ДДТН трансформаторов.

По данным АО «ОЭЗ ППТ «Калуга» имеются планы по увеличению производственных мощностей ООО «Кроношпан» и подача дополнительной заявки на суммарную заявленную мощность до 31 МВт.

Учитывая выше сказанное необходимость реализации мероприятий по развитию сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Промзона-1, обусловленных возможной реализацией технологического присоединения новых потребителей, итоговые технические решения и сроки их реализации подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 861, с учетом выполненных внестадийных работ, схем развития систем электроснабжения и пр. для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

ПС 35/10 кВ Мятлево

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 35 кВ Мятлево установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

до 2 час при возможности перевода

1Т

ТМН-2500/35/10

1964

2,5

41,3

1,05

1,3

2Т

ТМН-2500/35/10

1964

2,5

41,3

1,05

1,3

При этом максимальная загрузка рассматриваемой ПС 35 кВ по данным зимнего/летнего максимума и минимума нагрузок в дни контрольного замера 2018 года составила 2,23 МВА (зимний максимум).

Фактическая нагрузка ПС 35 кВ Мятлево в день контрольных замеров в период 2015 - 2019 годов составила:

2015 год - 1,77 МВА;

2016 год - 2,01 МВА;

2017 год - 1,28 МВА;

2018 год - 2,23 МВА;

2019 год - 1,57 МВА.

Согласно данным филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» в рамках реализации технических условий на технологическое присоединение и учитывая присоединяемую мощность по актам технологического присоединения за период после прохождения контрольного замера планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявляемой мощностью 0,81 МВт к ПС 35 кВ Мятлево. При этом расчетная нагрузка ПС 35 кВ Мятлево может составить до 2,7 МВА (44,6 А по стороне ВН 110 кВ, 108% от Iном), что превышает ДДТН в ремонтной схеме.

Топология сети не позволяет осуществлять перевод нагрузки ПС 35 кВ Мятлево по сети 10 кВ на другие центры питания.

Таким образом, одним из вариантов развития электрической сети с учетом технологического присоединения потребителей в объеме, соответствующем информации филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», может стать реконструкция ПС 35 кВ Мятлево с заменой трансформаторов мощностью 2 x 2,5 МВА на 2 x 4 МВА, высвобождающихся с ПС 35 кВ Кудиново.

Мероприятие по увеличению трансформаторной мощности ПС 35 кВ Мятлево до 2 x 4 МВА также рекомендовано в схеме территориального планирования муниципального района «Износковский район» Калужской области в редакции утвержденной Решением Районного Совета от 29.12.2017 № 137.

Рекомендуемый срок выполнения мероприятия: 2020 год.

По данным администрации муниципального района «Износковский район» планируется увеличение производственных мощностей в районе расположения ПС 35 кВ Мятлево на суммарную заявленную мощность 5,68 МВт до 2022 года.

При этом расчетная нагрузка ПС 35 кВ Мятлево с 2022 года может составить до 7,08 МВА (117 А по стороне ВН 35 кВ, 283% Iном) по стороне ВН 35 кВ, что превышает АДТН в ремонтной схеме).

В целях устранения превышения АДТН одного из трансформаторов ПС 35 кВ Мятлево при аварийном отключении другого рекомендуется предусмотреть реконструкцию ПС 35 кВ Мятлево с заменой трансформаторов 2 x 2,5 МВА на трансформаторы 2 x 10 МВА.

С учетом вышеуказанного мероприятия по увеличению трансформаторной мощности ПС 35 кВ Мятлево возможно выполнить в 2 этапа:

на 1 этапе в 2021 году - замена 2 трансформаторов с 2 x 2,5 МВА на 2 x 4 МВА (перекатка с ПС 35/10 кВ «Кудиново»);

на 2 этапе - в рамках осуществления заявителями процедур технологического присоединения в заявленном объеме, замена трансформаторов с 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА.

ПС 35/10 кВ Коллонтай

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 35/10 кВ Коллонтай установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН2, о.е

до 2 час. при возможности перевода

1Т

ТМ-6300/35/10

1992

6,3

104

1,05

1,3

2Т

ТМ-4000/35/10

1992

4

66

1,05

1,3

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2015 - 2019 годов составила 7,66 МВА (126,5 А по стороне ВН, 191,7% от Iном Т2 и 121% от Iном Т1) и зафиксирована 28.02.2018.

Учитывая превышение ДДТН Т2 после перевода нагрузки на смежные ЦП в аварийном режиме, рекомендуется замена существующего Т2 на трансформатор мощностью 1 x 6,3 МВА.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,92 МВт на ПС 35/10 кВ Коллонтай. При этом перспективная нагрузка данной подстанции может составить 8,37 МВА (138,2 А по стороне ВН 110 кВ, 209,4% от Iном Т2 и 132,9% от Iном Т1).

С учетом возможности перевода на смежные ЦП нагрузка оставшегося в работе трансформатора может составить 7,17 МВА (118,4 А по стороне ВН 35 кВ, 179,4% от Iном Т2 и 114% от Iном Т1).

Учитывая вышесказанное, рекомендуется замена существующих Т1, Т2 на трансформаторы мощностью 2 x 10 МВА.

ПС 35/10 кВ Остров

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 35/10 кВ Остров установлено два силовых трансформатора:

Тр-р

Марка

Год ввода

S, МВА

Iном, А

ДДТН, о.е

АДТН, о.е

до 2 час. при возможности перевода

1Т

ТМ-6300/35/10

1993

6,3

104

1,05

1,3

2Т

ТМН-6300/35/10

1993

6,3

104

1,05

1,3

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2014 - 2018 годов составила 6,24 МВА (103 А по стороне ВН, 99% от Iном) и зафиксирована 28.02.2018.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,67 МВт на ПС 35/10 кВ Остров. При этом перспективная нагрузка данной подстанции может составить 7,34 МВА (121,2 А по стороне ВН 110 кВ, 116,5% от Iном).

Согласно данным собственника на ПС 35/6 кВ Остров не предусмотрен перевод нагрузки на другие центры питания.

Учитывая отсутствие возможности перевода и превышение ДДТН Т1 и Т2 в аварийном режиме, рекомендуется замена существующих Т1, Т2 на трансформаторы мощностью 2 x 10 МВА.

В настоящий момент филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» для реконструкции данной ПС в 2019 г. выполнены в полном объеме ПИРы по реконструкции ПС 35 кВ Остров с заменой трансформаторов Т1 и Т2 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА, идут торгово-закупочные процедуры. Планируемый ввод в работу Т1 и Т2 - декабрь 2020 года.

4.6. Разработка предложений по развитию электрических сетей

напряжением 110 кВ и выше на территории Калужской области

на основании расчетов электрических режимов в энергосистеме

Калужской области

На основании результатов расчетов электрических режимов (п. 4.5.2) в период 2021 - 2025 годов выявлены превышения ДДТН следующих электросетевых элементов Калужской области:

при единичных отключениях в ремонтной схеме: АТ-1,2,3500/220 кВ ПС 500 кВ Калужская.

Для устранения токовых перегрузок АТ-1,2,3500/220 кВ ПС 500 кВ Калужская достаточно применения схемно-режимных мероприятий, направленных на изменение топологии сети 220 кВ, прилегающей к ПС 500 кВ Калужская, а также воздействий существующей АОПО АТ-1,2 и 3 ПС 500 кВ Калужская, направленной, в том числе, на отключение нагрузки ПС 220 кВ Метзавод и на отключение перегружаемого АТ.

На основании анализа загрузки ЦП в энергосистеме Калужской области.

На основании результатов анализа загрузки ЦП 110 кВ и выше энергосистемы Калужской области для рассматриваемого прогноза потребления в период 2021 - 2025 годов (раздел 4.5.3) был определен перечень ЦП, на которых возможно превышение загрузки трансформаторного оборудования свыше АДТН при отключении наиболее мощного параллельного трансформатора с учетом данных по технологическому присоединению и рекомендуется увеличение трансформаторной мощности ЦП:

- ПС 110/10 кВ Строительная - замена Т1, Т2 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА.

Дополнительно требуется реконструкция:

- ПС 35/10 кВ Мятлево - 1 этап: замена Т1, Т2 2 x 2,5 МВА на 2 x 4 МВА; 2 этап при наборе заявленного объема нагрузки: замена Т1, Т2 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА;

- ПС 35/10 кВ Коллонтай - замена Т1 6,3 МВА, Т2 4 МВА на 2 x 10 МВА;

- ПС 35/10 кВ Остров - замена Т1, Т2 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА.

4.7. Анализ баланса реактивной мощности в электрических

сетях напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Калужской

области на перспективу до 2025 года

В работе произведен анализ балансов реактивной мощности для электрических сетей энергосистемы Калужской 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 Калужской области являются батареи статических конденсаторов (QБСК), зарядная мощность ЛЭП, а также генераторы электрических станций (QГ).

Потребление реактивной мощности складывается из потребления реактивной мощности в узлах нагрузки (Qнагр), потребления УШР (QУШР) а также из потерь реактивной мощности. Суммарные потери реактивной мощности - это алгебраическая сумма потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях воздушных и кабельных ЛЭП , трансформаторах .

В балансе реактивной мощности также учтен внешний переток реактивной мощности .

Таким образом, уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

QГЕНЕР. = Qпотр. + Qвнеш.,

где

Qгенер. = QГ. + QБСК,

Результаты расчета баланса реактивной мощности для периода зимних максимальных, зимних минимальных, а также летних максимальных и летних минимальных нагрузок 2020 - 2025 годов для энергосистемы Калужской области, представлены в таблице 24.

Расчет баланса реактивной мощности показал, что во всех рассмотренных режимах 2020 - 2025 годов в нормальной схеме электрической сети энергосистемы Калужской области является сбалансированной по реактивной мощности. При этом в зависимости от рассматриваемых режимных условий (зимний или летний минимум, или максимум нагрузок) наблюдается незначительные изменения баланса реактивной мощности, однако всегда дефицитного характера. При этом расчет режимов нормальных, ремонтных и послеаварийных схем не выявил снижения/повышения напряжения на шинах станций и подстанций 110 кВ и выше энергосистемы Калужской области ниже/выше допустимых пределов. Таким образом, дополнительных мер по компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше не требуется.

Таблица 24. Баланс реактивной мощности энергосистемы

Калужской области на период 2020 - 2025 годов

Показатель

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 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

зима макс

зима мин

лето макс

лето мин

Реактивная мощность нагрузки

342

250

289

197

348

256

294

201

350

259

296

203

351

260

298

204

362

270

306

211

367

275

311

215

Нагрузочные потери

437

443

235

272

441

445

235

271

448

449

239

273

452

451

241

274

452

455

241

277

456

457

243

278

в т.ч. потери в ЛЭП

331

374

170

231

334

375

170

230

337

376

172

230

339

377

173

231

349

388

179

237

351

390

180

238

потери в АТ

105

69

64

41

107

70

65

42

111

73

68

43

114

74

69

44

103

67

63

40

104

68

63

40

Потребление ШР

14

14

14

16

15

14

14

16

15

14

14

16

15

14

14

16

14

14

14

17

14

14

14

16

Потери в шунтах

8

8

8

8

8

8

8

9

8

8

8

9

8

8

8

9

8

8

8

9

8

8

8

9

Суммарное потребление реактивной мощности

800

715

546

493

811

723

551

497

821

730

558

501

826

733

562

503

837

747

569

513

845

755

576

518

Генерация реактивной мощности электростанциями, БСК

17

-61

-1

-111

18

-58

-1

-113

19

-53

3

-109

20

-51

4

-108

17

-61

-3

-117

17

-59

-2

-116

Зарядная мощность ЛЭП

450

467

460

481

449

467

461

482

448

467

461

482

448

466

460

482

473

493

487

510

473

492

486

510

Суммарная генерация реактивной мощности

467

406

459

370

467

409

460

369

467

414

464

373

468

415

464

374

490

432

484

393

490

433

484

394

Внешний переток реактивной мощности (дефицит)

-336

-312

-88

-125

-346

-317

-93

-129

-356

-318

-96

-130

-361

-320

-98

-130

-349

-318

-87

-122

-357

-324

-92

-125

4.8. Предложения в виде перечня необходимых мероприятий

по развитию электрической сети напряжением 110 кВ

На основании результатов анализа загрузки ЦП 110 кВ и выше энергосистемы Калужской области был определен перечень ЦП, на которых выявлено превышение загрузки трансформаторного оборудования сверх допустимых значений при отключении наиболее мощного параллельного трансформатора (таблица 25).

Таблица 25. Перечень ЦП 35 кВ и выше в энергосистеме

Калужской области, на которых необходимо выполнить замену

трансформаторного оборудования на этапах 2021 - 2025 годов

№ п/п

Наименование объекта

Существующая мощность, МВА

Рекомендуемая мощность, МВА

1

ПС 110/35/10 кВ Белоусово

2 x 10

2 x 16

2

ПС 110/35/10 кВ Вега

2 x 16

2 x 25 <1>

3

ПС 110/35/10 кВ Ворсино

2 x 10

1 x 10, 1 x 16 <2>

4

ПС 110/35/10 кВ Квань

2 x 10

2 x 16

5

ПС 110/35/10 кВ Козельск

10 + 16

2 x 16

6

ПС 110/35/10 кВ Протва

40 + 25

2 x 40

7

ПС 110/35/6 кВ Черкасово

2 x 10

2 x 16

8

ПС 110/10 кВ Радищево

2 x 16

2 x 25 <3>

9

ПС 110/10 кВ Строительная

2 x 10

2 x 16

10

ПС 110/6 кВ Цветково

2 x 20 + 40

без увеличения трансформаторной мощности

11

ПС 35/10 кВ Мятлево

2 x 2,5

2 x 4 (2 x 10) <4>

12

ПС 35/10 кВ Кудиново

2 x 4

2 x 6,3

13

ПС 35/10 кВ Федорино

4 + 2,5

2 x 4

14

ПС 35/10 кВ Высокиничи

2 x 4

2 x 6,3

15

ПС 35/10 кВ Коллонтай

6,3 + 4

2 x 10

16

ПС 35/10 кВ Недельная

2 x 2,5

2 x 4

17

ПС 35/10 кВ Остров

2 x 6,3

2 x 10

--------------------------------

<1> в 2018 году филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» выполнены ПИРы по реконструкции ПС 110 кВ Вега с установкой трансформаторов 2 x 40 МВА вместо существующих 2 x 16 МВА. На данный момент оба трансформатора 2 x 40 закуплены филиалом АО «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Привожья», Т1 смонтирован на новый фундамент на ПС 110 кВ Вега, Т2 находится на базе Обнинского участка.

<2> в настоящий момент филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» для реконструкции данной ПС выполнены в полном объеме ПИРы по реконструкции ПС 110 кВ Ворсино с заменой трансформатора Т210 МВА на 25 МВА. Для установки на ПС 110 кВ Ворсино подготовлен трансформатор Т2 мощностью 25 МВА, демонтированный с ПС 110 кВ Протва в 2018 году и замененный на новый трансформатор 40 МВА.

<3> Учитывая наличие мероприятия по замене трансформаторов на ПС 110 кВ Радищево с 2 x 16 на 2 x 25 в утвержденной инвестиционной программе филиалы «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», целесообразность реализации мероприятия по замене существующих Т1, Т2 на трансформаторы мощностью 2 x 25 МВА требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» на последующий период.

<4> замена трансформаторов с 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА должна выполняться в рамках осуществления технологического присоединения.

Объект генерации в индустриальном парке «Ворсино»

ООО «Сотек» в индустриальном парке «Ворсино» планирует в 2021 - 2022 гг. строительство генерирующего объекта, функционирующего на основе использования биогаза (кроме газа свалок) мощностью до 1 МВт (700 кВт) с привлечением собственных средств. <4>

--------------------------------

<4> В рамках приказа министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Калужской области от 24.05.2018 № 187 «О включении генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которого продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в схему и программу развития электроэнергетики Калужской области» объект включен в СиПРЭ Калужской области в соответствии с приказом министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Калужской области от 20.11.2017 № 495 «Об утверждении Порядка и условий проведения конкурсных отборов по включению генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в схему и программу развития электроэнергетики Калужской области, требования к соответствующим инвестиционным проектам и критерии их отбора» и протоколом от 15.05.2018 № 1 заседания комиссии по рассмотрению инвестиционных проектов по включению генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии.

4.9. Предложения по корректировке сроков ввода

электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше

относительно актуальной редакции Схемы и программы развития

ЕЭС России

Рекомендации по уточнению перечня электросетевых объектов ЕНЭС, включенных в СиПР ЕЭС России 2020 - 2026 в рамках рассмотрения прогноза потребления мощности энергосистемы Калужской области в период 2021 - 2025 годов, а также корректировка сроков их ввода отсутствуют.

4.10. Формирование перечня электросетевых объектов

напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу

В таблице 26 представлен перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Калужской области, рекомендуемых к вводу в период до 2025 года.

Таблица 26. Перечень реализуемых и перспективных проектов

по развитию территориальных распределительных сетей,

выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного

спроса на электрическую энергию (мощность), а также

для обеспечения надежного энергоснабжения и качества

электрической энергии на территории Калужской области

№ п/п

Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)

Параметры

Год ввода

Организация, ответственная за реализацию проекта

Основание для выполнения мероприятия

цепность x км

МВА

Мвар

В соответствии с СиПР ЕЭС 2020 - 2026

1

Строительство ПС 500 кВ Обнинская трансформаторной мощностью 501 МВА (3 x 167 МВА с резервной фазой 1 x 167 МВА) со строительством одноцепной ВЛ 500 кВ Калужская - Обнинская ориентировочной протяженностью 14,2 км (1 x 14,2 км)

1 x 14,2

3 x 167; 1 x 167

2024

ПАО «ФСК ЕЭС»

обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО «НЛМК-Калуга» (II очередь))

2

Строительство двух ВЛ 220 кВ Обнинск - Созвездие ориентировочной протяженностью 93,76 км (2 x 46,88 км)

2 x 46,88

-

-

2024

ПАО «ФСК ЕЭС»

обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО «НЛМК-Калуга» (II очередь))

Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Созвездие на две линейные ячейки для подключения двух ВЛ 220 кВ Обнинская - Созвездие

-

-

-

2024

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО «НЛМК-Калуга» (II очередь))

3

Реконструкция ПС 220 кВ Метзавод с установкой трансформатора 220/35 кВ мощностью 180 МВА (1 x 180 МВА) и увеличением трансформаторной мощности с 380 МВА до 560 МВА

-

180

-

2022

ООО «НЛМК-Калуга»

обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО «НЛМК-Калуга»)

4

Реконструкция ПС 220 кВ Орбита с увеличением трансформаторной мощности на 150 МВА до 400 МВА

-

2 x 200

-

2024

ПАО «ФСК ЕЭС»

реновация основных фондов

В рамках реализации технологического присоединения по заключенным договорам

5

Строительство новой ПС 110 кВ Университет

-

2 x 16

-

2020

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО «Агентство инновационного развития - центр кластерного развития Калужской области» к электрическим сетям филиала «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Калуга - Орбита 1,2 с отпайками на ПС 110 кВ Восход, ПС 110 кВ Приокская на ПС Университет

2 x 4

-

-

2020

6

Строительство новой ПС 110 кВ Михали

-

2 x 6,3

-

2020

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО «ПрофЗемРесурс» к электрическим сетям филиала «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Юхнов - Кондрово северная с отпайками и ВЛ 110 кВ Кондрово - Черкасово с отпайкой на ПС Медынь на ПС 110 кВ Михали

2 x 35

-

-

2020

7

Заходы ВЛ 110 кВ Орбита - Дубрава с отпайкой на ПС 110 кВ Ахлебинино

1 x 0,79

-

-

2020

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

обеспечение резервирования снабжения потребителей ПС 110 кВ Ахлебинино; обеспечение ТП к электрическим сетям филиала «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Поволжья» энергопринимающих устройств ООО «Ремпутьмаш-Агро» и ООО «Инвест проект»

Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Ахлебинино с установкой второго трансформатора и увеличением трансформаторной мощности до 50 МВ

-

1 x 25

-

2020

8

Сооружение ПС 110 кВ Промзона-2 с отпайками от ВЛ 110 кВ Созвездие - Колосово 1, 2

2 x 4,8

2 x 63

-

2020

АО «ОЭЗ ППТ «Калуга»

Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО «ОЭЗ ППТ «Калуга» к электрическим сетям филиала «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

9

Строительство ПС 110 кВ МКТЛ с питающими линиями от ПС 220 кВ Электрон

2 x 26

2 x 63

-

2020

ООО «Мещовский комбинат точного литья»

Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО «МКТЛ» к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС»

10

Строительство новой ПС 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Созвездие - Колосово

2 x 1,25

2 x 16

-

2022

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО «Агропромышленный парк К-Агро» к электрическим сетям филиала «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

В рамках расширения и реконструкции ПС 35 кВ и выше

11

Реконструкция ПС 110/10 кВ Белоусово с заменой трансформатора Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2 x 10 до 2 x 16 МВА

-

2 x 16

-

2022

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

12

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Ворсино с заменой трансформатора Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 1 x 10 до 1 x 16 МВА

-

1 x 16 <5>

-

2020

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

13

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Вега с заменой трансформатора Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2 x 16 до 2 x 25 МВА

-

2 x 25 <6>

-

2020 (2019, 2020) <*>

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

14

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Квань с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2 x 10 до 2 x 16 МВА

-

2 x 16

-

2020

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

15

Реконструкция ПС 110/35 /10 кВ Козельск с заменой трансформатора Т1 с увеличением трансформаторной мощности с 10 + 16 до 2 x 16 МВА

-

1 x 16

-

2021

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

16

Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Черкасово с заменой трансформатора Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2 x 10 до 2 x 16 МВА

-

2 x 16

-

2022

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

17

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Протва с заменой трансформатора Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 1 x 25 до 1 x 40 МВА

-

1 x 40

-

2020 (2020) <*>

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

18

Реконструкция ПС 110/10 кВ Радищево с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2 x 16 до 2 x 25 МВА <**>

2 x 25

Т1 - 2022;

Т2 - 2023

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

19

Реконструкция ПС 110/10 кВ Строительная с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2 x 10 до 2 x 16 МВА

2 x 16

Т1 - 2020;

Т2 - 2021

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

20

Реконструкция ПС 35/10 кВ Кудиново с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2 x 4 до 2 x 6,3 МВА

-

2 x 6,3

-

2020

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

21

Реконструкция ПС 35/10 кВ Федорино с заменой трансформатора Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 1 x 2,5 до 1 x 4 МВА

-

1 x 4

-

2020

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

22

Реконструкция ПС 35/10 кВ Высокиничи с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2 x 4 до 2 x 6,3 МВА

-

2 x 6,3

-

2022

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

23

Реконструкция ПС 35/10 кВ Коллонтай с заменой трансформатора Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 4 до 6,3 МВА

-

2 x 10

-

2022

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

24

Реконструкция ПС 35/10 кВ Недельная с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2 x 2,5 до 2 x 4 МВА

-

2 x 4

-

2022

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

25

Реконструкция ПС 35/10 кВ Мятлево с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2 x 2,5 до 2 x 4 МВА

-

2 x 4 (2 x 10) <7>

-

2020

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

26

Реконструкция ПС 35/10 кВ Остров с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2 x 6,3 до 2 x 10 МВА

2 x 10

2020

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора

В рамках замены оборудования по актам технического состояния

27

Реконструкция ПС 110 кВ Цветково с заменой трансформаторов Т1, Т2 на один трансформатор без увеличения трансформаторной мощности подстанции с 2 x 20 + 40 на 2 x 40 <**>

-

1 x 40

-

2022

филиал «Калугаэнерго»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

акт технического освидетельствования от 21.06.2018

--------------------------------

<5> В настоящий момент филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» для реконструкции данной ПС выполнены в полном объеме ПИРы по реконструкции ПС 110 кВ Ворсино с заменой трансформатора Т210 МВА на 25 МВА. Для установки на ПС 110 кВ Ворсино подготовлен трансформатор Т2 мощностью 25 МВА, демонтированный с ПС 110 кВ Протва в 2018 году и замененный на новый трансформатор 40 МВА. Целесообразность реализации мероприятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья».

<6> в 2018 году филиалом «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» выполнены ПИРы по реконструкции ПС 110 кВ Вега с установкой трансформаторов 2 x 40 МВА вместо существующих 2 x 16 МВА. На данный момент оба трансформатора 2 x 40 закуплены филиалом АО «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Привожья», Т1 смонтирован на новый фундамент на ПС 110 кВ Вега, Т2 находится на базе Обнинского участка. Целесообразность реализации мероприятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья».

<7> замена трансформаторов с 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА должна выполняться в рамках осуществления технологического присоединения.

<*> - в скобках указан год ввода/реконструкции объекта согласно данным ИПР филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» (приведены для сведения).

<**> - целесообразность реализации мероприятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья».

4.11. Формирование сводных данных по развитию электрической

сети напряжением ниже 220 кВ с выделением сводных данных

для сети ниже 110 кВ

В таблице 27 представлены сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и ниже.

Таблица 27. Сводные данные по развитию электрической сети

напряжением 220 кВ и ниже

Наименование

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Новое строительство

ЛЭП 220 кВ, км

0

0

0

0

93,76

0

ЛЭП 110 кВ, км

78,79

61,6

2,5

0

0

0

ПС 220 кВ, МВА

0

0

0

0

0

0

ПС 110 кВ, МВА

44,6

252

32

0

0

0

ПС 35 кВ, МВА

0

0

0

0

0

0

Реконструкция

ЛЭП 220 кВ, км

0

0

0

0

0

0

ЛЭП 110 кВ, км

0

0

0

0

0

0

ПС 220 кВ, МВА

0

0

180

0

400

0

ПС 110 кВ, МВА

25

248

0

0

0

0

ПС 35 кВ, МВА

0

51,5

0

0

0

0

5. Карта-схема электростанций и электрических сетей 110 кВ

и выше энергосистемы Калужской области на период

2021 - 2025 годы

Карта-схема электростанций и электрических сетей 110 кВ и выше энергосистемы Калужской области на период 2021 - 2025 годы приведена в приложении (не приводится).