Наименование объекта и мероприятия/ собственник | Характеристика объекта (МВА, км) | Год ввода | Обоснование выполнения мероприятий |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701) без увеличения пропускной способности/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго" | 29,67 км | 2022 | Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования ВЛ 110 кВ N 701 от 14.06.2019. Мероприятие включено в утвержденные Приказом Минэнерго России от 02.12.2019 N 15@ изменения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Юга", утвержденную Приказом Минэнерго России от 15.11.2018 N 11@ (далее - утвержденная ИП ПАО "МРСК Юга") |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702) без увеличения пропускной способности/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго" | 19,03 км | 2023 | Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования ВЛ 110 кВ N 702 от 18.06.2019. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "МРСК Юга" |
Реконструкция ПС 110 кВ ЦРП с заменой выключателей В-110 ВЛ 171 и В-110 ВЛ 172/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго" | - | 2020 | Отключающая способность выключателей не соответствует текущим уровням токов короткого замыкания. Согласно расчетам филиала АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ выявлено несоответствие отключающей способности выключателей В-110 ВЛ 171 и В-110 ВЛ 172 на ПС 110 кВ ЦРП (при номинальном токе отключения, равном 20 кА, величина расчетного тока при однофазном коротком замыкании составляет 20,92 кА). Необходима замена выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 20,92 кА. До замены существующих выключателей филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ разработаны мероприятия для снижения уровней КЗ: отключение ШСВ-110 на ПС 110 кВ ЦРП или не более трех блоков на Астраханской ТЭЦ-2. Согласно техническому заданию на выполнение проектной и рабочей документации по титулу "Реконструкция ПС 110 кВ ЦРП с заменой выключателей 110 кВ на ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 1 (ВЛ 110 кВ 171) и ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 2 (ВЛ 110 кВ 172), Приволжский район Астраханской области (элегазовый выключатель - 2 шт.)", согласованному филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ и утвержденному филиалом ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" 21.02.2019, предполагается замена масляных выключателей В-110 ВЛ 171, В-110 ВЛ 172 с отключающей способностью 20 кА на элегазовые выключатели 110 кВ с отключающей способностью 40 кА. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "МРСК Юга" |
Строительство ПС 110 кВ Борзая/ ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" | 1 x 25 МВА | 2021 | Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 14.11.2017 с изменениями от 29.05.2018 и с договором ТП от 19.12.2017 N 22-2017-48/ТП-М1 |
Строительство КВЛ 110 кВ Баррикадная - Борзая/ ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" | 2,3 км | 2021 | |
Реконструкция ПС 220 кВ Баррикадная с сооружением одной линейной ячейки 110 кВ/ ПАО "ФСК ЕЭС" | - | 2021 | Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 14.11.2017 с изменениями от 29.05.2018 и с договором ТП от 19.12.2017 N 22-2017-48/ТП-М1. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "ФСК ЕЭС" |
Реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с заменой трансформаторов 2 x 10 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый и увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 176 МВА (2 x 25 МВА)/ ПАО "ФСК ЕЭС" | 2 x 25 МВА | 2020 | Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП объектов электросетевого хозяйства АО "Оборонэнерго" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 23.07.2015 с изменениями от 21.11.2017 (договор ТП от 15.09.2015 N 22-2015-29). Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "ФСК ЕЭС" |
Реконструкция ПС 35 кВ Началово с заменой трансформаторов <*> / филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго" | 2 x 16 МВА | 2022 | На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 6,3 МВА и 7,5 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (21.12.2016) составила 8,5 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (2,99 МВт с учетом коэффициентов реализации (приложение N 2 к Программе) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 6,3 МВА и 7,5 МВА на трансформаторы 2 x 16 МВА. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "МРСК Юга" |
Реконструкция ПС 35 кВ Октябрьская с заменой трансформаторов <*> / филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго" | 2 x 10 МВА | 2025 | На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 2 x 6,3 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (19.12.2018) составила 9,7 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (0,271 МВт с учетом коэффициентов реализации (приложение N 2 к Программе) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 6,3 МВА на трансформаторы 2 x 10 МВА. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "МРСК Юга" |
Реконструкция ПС 35 кВ Трусовская с заменой трансформаторов <*> / филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго" | 2 x 25 МВА | 2022 | На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 1 x 12,5 МВА и 1 x 20 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (21.12.2016) составила 15,4 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (1,94 МВт с учетом коэффициентов реализации (приложение N 2 к Программе) отключение трансформатора мощностью 20 МВА может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора мощностью 12,5 МВА (с учетом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Трансформатор Т-2 мощностью 20 МВА имеет неудовлетворительное техническое состояние (акт технического освидетельствования ОРУ-35 кВ ПС 35/6 кВ Трусовская от 15.10.2018). Необходима замена трансформаторов мощностью 12,5 МВА и 20 МВА на трансформаторы 2 x 25 МВА. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "МРСК Юга" |
________________
* В рамках данных мероприятий предполагается развитие сетей в части цифровизации (соответствует концепции цифровизации сетей на 2018 - 2030 годы, разработанной в ПАО "Россети"). Необходима дополнительная проработка в составе проектной работы на основании технико-экономического обоснования.
Развитие распределительных электрических сетей 6 - 10 кВ предусматривает новое строительство и реконструкцию существующих объектов, находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии, разукрупнение сетей, отходящих от центров питания, а также поэтапный перевод с напряжения 6 кВ на 10 кВ.