Указ Губернатора Псковской области от 29.04.2016 № 23-УГ

Таблица 39. Баланс мощности энергосистемы Псковской

области на период до 2020 года по максимальному

(умеренно-оптимистичному) варианту развития

электрической сети

Показатели	Единицы измерения	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Потребление энергосистемы	МВт	376	428	430	433	436	439
Установленная мощность на конец года	МВт	445,74	445,74	445,74	445,74	445,74	445,74
АЭС	МВт	-	-	-	-	-	-
ГЭС	МВт	3,04	3,04	3,04	3,04	3,04	3,04
ТЭС	МВт	442,7	442,7	442,7	442,7	442,7	442,7
ВИЭ	МВт	-	-	-	-	-	-
Ограничения мощности	МВт	5,74	5,74	5,74	5,74	5,74	5,74
Расчетный резерв + ремонт мощности	МВт	330	220	220	220	220	220
Расчетная нагрузка	МВт	110	220	220	220	220	220
Получение мощности	МВт	266	208	210	213	216	219

Балансы электрической энергии и мощности на перспективу по максимальному (умеренно-оптимистичному) варианту развития сети складываются с дефицитом. В 2020 году по максимальному (умеренно-оптимистичному) варианту развития сети собственная генерация обеспечит 50,1% потребности мощности и 44,2% потребности в электрической энергии в области. Прогнозная динамика электропотребления Псковской области на период до 2020 года по максимальному (умеренно-оптимистичному) варианту развития сети представлена на рисунке 18.

Рисунок 18. Прогнозная динамика электропотребления

Псковской области на период до 2020 года по

максимальному (умеренно-оптимистичному)

варианту развития сети, млн. кВтч

Рисунок не приводится.

Дефицит электроэнергии и мощности в рассматриваемый период будет покрываться за счет перетоков из смежных энергосистем.

По результатам сравнения установленной мощности электростанций, функционирующих на территории Псковской области, и максимума нагрузки Псковской энергосистемы выявляется, что при условии использования полной установленной мощности ТЭС существует возможность покрытия дефицита электроэнергии и мощности собственными электростанциями.

Низкая нагрузка ТЭС обуславливается снижением нагрузки Псковской ГРЭС, что в конечном счете объясняется высокими ценами на используемое топливо (природный газ), техническими особенностями оборудования, режимно-балансовой ситуацией. Для увеличения нагрузки и выработки электроэнергии Псковской ГРЭС рекомендуется рассмотреть возможность проведения мероприятий по модернизации Псковской ГРЭС (установка современного высокоманевренного оборудования, переход на использование более экономичного вида топлива (угля, торфа)).

4.7. Определение технологических ограничений "узких мест"

в электрической сети напряжением 110 кВ и выше и

мероприятий по их устранению

Технологические ограничения ("узкие места") электрической сети напряжением 110 кВ и выше, а также мероприятия по их ликвидации определены на основании результатов электрических расчетов, проведенных с учетом следующего:

расчеты проведены на год разработки программы развития электроэнергетики Псковской области и на пятилетнюю перспективу;

расчеты электрических режимов проведены для нормальных, ремонтных и послеаварийных электрических режимов работы магистральной и распределительной электрических сетей напряжением 110 кВ и выше с учетом изменения нагрузки в периоды зимнего и летнего максимумов рабочего дня и летнего минимума выходного дня за 2016 г. и 2020 г.;

при проведении расчетов учитывались данные о прогнозных балансах электрической энергии и мощности энергосистемы Псковской области согласно СиПР ЕЭС на период 2015 - 2021 г.г. (сценарий "базовый" и "умеренно-оптимистичный") и данные о потреблении крупных потребителей, планируемых к подключению к энергосистеме Псковской области согласно актуальным заявкам на осуществление технологического присоединения;

в расчетных моделях учтены сроки ввода новых объектов электрической сети напряжением 110 кВ и выше в соответствии с СиПР ЕЭС на период 2015 - 2021 г.г., инвестиционной программой ПАО "МРСК Северо-Запада", заявками на ТП:

строительство ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино - 2017 г.;

строительство ВЛ 330 кВ Псков - Лужская - 2017 г.;

строительство ВЛ 110 кВ между ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283) и ПС 330 кВ Великорецкая сечением провода не менее 240 мм² - 2017 г.;

строительство ПС 110 кВ Моглино и двухцепной ВЛ 110 кВ между ПС 330 кВ Великорецкая и ПС 110 кВ Моглино - 2016 г.;

строительство ПС 110 кВ ДЛК - 2016 г.

При определении технологического ограничения "узкого места" электрической сети напряжением 110 кВ и выше выполнены соответствующие расчеты и разработаны мероприятия по ликвидации данного технологического ограничения "узкого места".

Результаты электрических расчетов представлены в приложении N 4 к настоящей Схеме и программе, определены "узкие места" электрической сети с учетом развития энергосистемы Псковской области и разработаны мероприятия по ликвидации "узких мест".

По результатам балансовых расчетов и расчетов электрических режимов в электрической сети напряжением 110 кВ и выше определены "узкие места" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше.

В таблице 40 представлен перечень "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, снижающих надежность работы, и мероприятия по их устранению с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных возникновением "узкого места".

Таблица 40. Перечень "узких мест" в электрической сети

напряжением 110 кВ и выше, снижающих надежность работы,

и мероприятия по их устранению

N п/п	"Узкое место"	Возможные технологические ограничения, обусловленные возникновением "узкого места"	Мероприятия, направленные на устранение "узкого места"
1	Оборудование 330 кВ ПС 330 кВ Новосокольники (АТ-1, АТ-2 и ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Новосокольники, ВЛ 330 кВ Полоцк - Новосокольники)	При выводе в ремонт одного из АТ на ПС 330 кВ Новосокольники и аварийном отключении второго, а также при выводе в ремонт одной из ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Новосокольники или ВЛ 330 кВ Полоцк - Новосокольники и аварийном отключении другой происходит снижение напряжения в сети 110 кВ в Южном энергоузле ниже аварийно допустимых значений (85 кВ) в 2016 г. Для восстановления напряжения до допустимых значений потребуется ввод графиков временного отключения электрической мощности на величину 70 МВт	Установка третьего АТ 330/110 кВ 125 МВА на ПС 330 кВ Новосокольники и строительство ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино 2АС-300 длиной 271,5 км
2	ВЛ 110 кВ Л.Изборская-1 и Л.Южная-2	При выводе в ремонт Л.Южная-2 (АС-185) или Л.Изборская-1 (АС-120/240), необходимо обеспечить допустимый режим работы Псковского узла нагрузок мощностью порядка 150 - 200 МВт при аварийном возмущении на шинном мосту 110 кВ АТ-1 и АТ-2 ПС 110 кВ Псков (ПС 53) (шинный мост выполнен двухцепной линией), характеризующемся потерей питания ПС 330 кВ Псков по сети 330 кВ. Питание Псковского узла будет осуществляться по транзиту 110 кВ Великорецкая - Псков, ограничивающим элементом на котором будет являться провод оставшейся в работе Л.Изборская-1 или Л.Южная-2. Недопустимая перегрузка Л.Изборская-1 или Л.Южная-2 приведет к "разрыву" транзита 110 кВ Великорецкая - Псков. Соответственно, будет потерян основной источник электроснабжения Псковского узла, произойдет снижение напряжения в Псковском узле ниже аварийно допустимого уровня. Объем погашений потребителей от действия АОСН составит 48 МВт. Электроснабжение части потребителей будет сохранено только по значительно более протяженным транзитам 110 кВ от Псковской ГРЭС	Строительство ВЛ 110 кВ между ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283) и ПС 330 кВ Великорецкая сечением провода не менее 240 мм2. Замыкание на параллельную работу транзитов 110 кВ Псков - Лужская, Псков - Кингисеппская с установкой устройств ПА АОПО для обеспечения защиты ВЛ 110 кВ данных транзитов 110 кВ
3	Противоаварийная автоматика (ПА) Псковского энергорайона	Алгоритм работы устройств противоаварийной автоматики в Псковском узле не соответствует ГОСТ Р 55105-2012. Устройство АОПО (автоматика ограничения перегрузки оборудования) не позволяет определять причину перегрузки, от которой зависит направление реализации управляющих воздействий: отключение нагрузки при перегрузке тупиковой нагрузкой Псковского узла (в режиме отключения АТ-1 и АТ-2 ПС 330 кВ Псков); деление сети при перегрузке транзитным перетоком (в режиме отключения ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков). АОПО не позволяет непосредственно контролировать токовую нагрузку Л.Южная-2, Л.Изборская-1. В АОПО не реализованы управляющие воздействия на отключение (в том числе ступенчатое) нагрузки в Псковском узле при перегрузке ВЛ 110 кВ тупиковой нагрузкой Псковского узла. Возможна необоснованная каскадная работа сначала АОПО на отключение Л.Псковская-1,2 (отключение основного источника питания Псковского узла) с дальнейшим недопустимым снижением напряжения и отключение потребителей действием АОСН (автоматика ограничения снижения напряжения). Действие АОПО на отключение Л.Псковская-1,2 является неэффективным устройством ПА в режиме с перегрузкой ВЛ 110 кВ тупиковой нагрузкой Псковского узла. Несоответствие технических характеристик или функциональных возможностей устройств и комплексов ПА схемно-режимным условиям работы энергосистемы	Модернизация устройств ПА АОСН-110 и АОПО-110 в Псковском энергорайоне. ГОСТ Р 55105-2012, СТО 59012820.29.240.001-2011 "Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования"
4	ПА Южного энергорайона	Действующая ПА (АОСН-110 Южного энергорайона) действует по сети 110 кВ, что приводит к погашению излишнего объема потребителей. ПА не адаптируется к текущему режиму работы узла или режиму послеаварийной схемы	Модернизация устройства ПА в Южном энергорайоне
5	ПА АЛАР сети 330 - 110 кВ	Отсутствие устройств ПА АЛАР (автоматика ликвидации асинхронного режима) в шунтирующей сети 110 кВ энергосистемы Псковской области может привести к возникновению асинхронного режима в сети 110 кВ при отключении ВЛ 330 кВ с установленными устройствами АЛАР	Установка устройств ПА АЛАР в шунтирующей сети 110 кВ (8 комплектов): ПС 110 кВ Псков (ПС 53) - 2; ПС 110 кВ Опочка (ПС 161) - 1; ПС 110 кВ Локня (ПС 119) - 1; ПС 110 кВ Воронцово (ПС 149) - 1; ПС 110 кВ Порхов (ПС 115) - 2; ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70) - 1; и на ПС 330 кВ (5 комплектов): на ПС 330 кВ Новосокольники - 2 и на ПС 330 кВ Великорецкая - 2
6	Недостаток средств компенсации реактивной мощности в сети 330 - 110 кВ Псковской энергосистемы. Работа Блока 1 Псковской ГРЭС в режиме потребления реактивной мощности	Превышение наибольшего рабочего напряжения в сети 330 кВ в послеаварийном режиме при отключении Р-110 кВ Псковской ГРЭС в период минимальных нагрузок. Снижение пропускной способности транзитной сети 330 кВ в случае вывода в резерв ВЛ 330 кВ в районе повышенного напряжения. Вывод в резерв ВЛ 330 кВ снижает надежность электроснабжения Южного узла Псковской энергосистемы, Новгородского узла Новгородской энергосистемы, ограничивает максимально допустимую нагрузку Псковской ГРЭС. Возможно нарушение динамической устойчивости Блока 1 Псковской ГРЭС при 3-фазном коротком замыкании на ВЛ 110 кВ вблизи Ш-110 Псковской ГРЭС	Установка средств компенсации реактивной мощности (шунтирующих реакторов) на Псковской ГРЭС (60 Мвар), ПС 330 кВ Псков (60 Мвар), ПС 330 кВ Новосокольники (30 Мвар)
7	Недостаточный диапазон регулирования напряжения на ряде ПС 110 кВ Псковэнерго (29 трансформаторов 110/10 (6) кВ)	Ограничена возможность повышения напряжения на Ш-110 в центрах питания (величиной 117 кВ) по сравнению с допустимым наибольшим рабочим уровнем 126 кВ. Ограничены возможности по ликвидации нарушения нормального режима работы в Южном узле, Псковском узле при потере питания по сети 330 кВ за счет использования резервов по подъему напряжения до наибольшего рабочего уровня 126 кВ в смежных центрах питания. Ограничены возможности по снижению напряжения в сети 330 кВ за счет повышения напряжения в сети 110 кВ до наибольшего рабочего уровня. Ограничение верхней границы графика напряжения на Ш-110 центров питания увеличивает величину потребления реактивной мощности и длительность работы Блока 1 в режиме потребления реактивной мощности, что негативно сказывается на оборудовании, может приводить к нарушению динамической устойчивости Блока 1 Псковской ГРЭС	Поэтапная реконструкция (замена) 29 трансформаторов 110 кВ с недостаточным диапазоном регулирования напряжения РПН и ПБВ на 27 ПС 110 кВ в порядке приоритета, обусловленного эффективностью регулирования напряжения
8	Отсутствие современных основных и резервных защит на ВЛ 110 кВ транзита 110 кВ Псковская ГРЭС - Локня - Новосокольники	Ограничение существующих режимных возможностей по резервированию электроснабжения объектов транзита 110 кВ Псковская ГРЭС - Локня - Новосокольники от Новгородской энергосистемы по транзиту 110 кВ Старорусская - Локня. Ограничение использования транзита 110 кВ Старорусская - Локня для повышения максимально допустимого перетока в Южный узел в ремонтной схеме 330 кВ. Несоответствие технических характеристик или функциональных возможностей устройств и комплексов РЗ требованиям НТД в части обеспечения быстродействия, селективности, чувствительности. Не обеспечивается чувствительность при питании от ПС 330 кВ Старорусская	Установка современных основных и резервных защит (реконструкция защит, установка МП КСЗ с возможностью изменения групп уставок) на ВЛ 110 кВ транзита Псковская ГРЭС - Локня - Новосокольники: ПС 110 кВ Локня, ВЛ 110 кВ Фишнево - Локня (Л.Локнянская-2); ПС 110 кВ Фишнево (ПС 200) ВЛ 110 кВ Бежаницы - Фишнево (Л.Бежаницкая-2); ПС 110 кВ Бежаницы (ПС 147) ВЛ 110 кВ Бежаницы - Ашево (Л.Чихачевская-3); ПС 110 кВ Ашево (ПС 254) ВЛ 110 кВ Чихачево - Ашево (Л.Чихачевская-2); ПС 110 кВ Чихачево (ПС 118) ВЛ 110 кВ Чихачево - Пожеревицы (Л.Чихачевская-4); ПС 110 кВ Пожеревицы (ПС 387) ВЛ 110 кВ Псковская ГРЭС - Пожеревицы с отпайкой на ПС СУ ГРЭС (Л.Чихачевская-1)
9	Перегрузка АТ ПС 330 кВ Псков в послеаварийном режиме за счет транзитного перетока мощности	При выводе в ремонт одного из АТ ПС 330 кВ Псков и замкнутом состоянии транзита 110 кВ Великорецкая - Псков возможна перегрузка оставшегося в работе автотрансформатора в случае аварийного отключения ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков	Установка АОПО АТ-1 и АОПО АТ-2 с действием на разрыв транзитов 110 кВ Великорецкая - Псков, Псков - Остров
10	Оборудование 330 кВ ПС 330 кВ Псков и ПС 330 кВ Великорецкая (ВЛ 330 кВ Кингисеппская - Псков, ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Великорецкая)	В режиме отделения ЭС стран Балтии от ЕЭС России и ЭС Белоруссии наблюдается снижение напряжения в сети 110 кВ Псковской энергосистемы ниже аварийно допустимых значений (85 кВ) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Кингисеппская - Псков и выведенной в ремонт ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Великорецкая	Строительство ВЛ 330 кВ Псков - Лужская

Дополнительные пояснения к таблице 40 "Перечень "узких мест"

в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, снижающих

надежность работы, и мероприятия по их устранению"

1. Снижение напряжения в Южном энергорайоне при аварийной потере питания ПС 330 кВ Новосокольники со стороны 330 кВ приводит к необходимости ограничения потребителей. Для исключения проблемы ограничения потребителей необходимо выполнить установку третьего АТ 330/110 кВ 125 МВА на ПС 330 кВ Новосокольники и строительство ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино 2АС-300 длиной 271,5 км.

2. Недостаток средств компенсации реактивной мощности в сети 330-110 кВ Псковской энергосистемы приводит к необходимости работы Блока 1 и Блока 2 Псковской ГРЭС в режиме потребления реактивной мощности, что негативно сказывается на генерирующем оборудовании Псковской ГРЭС и может приводить к нарушению динамической устойчивости Блока 1 Псковской ГРЭС. Установка средств компенсации реактивной мощности (шунтирующих реакторов) на Псковской ГРЭС (60 Мвар), ПС 330 кВ Псков (60 Мвар), ПС 330 кВ Новосокольники (30 Мвар) позволит снизить количество случаев работы Блока 1 Псковской ГРЭС в режиме потребления реактивной мощности. Данные мероприятия подлежат анализу в составе Схемы и программы развития ЕЭС России.

3. В режиме отделения ЭС стран Балтии от ЕЭС России и ЭС Белоруссии наблюдается снижение напряжения в сети 110 кВ Псковской энергосистемы ниже аварийно допустимых значений (85 кВ) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Кингисеппская - Псков и выведенной в ремонт ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Великорецкая. Для обеспечения номинальных уровней напряжения в сети 110 кВ Псковской энергосистемы в послеаварийных режимах потребуется строительство ВЛ 330 кВ Псков - Лужская.

4. При выводе в ремонт Л.Южная-2 (АС-185) или Л.Изборская-1 (АС-120/240), необходимо обеспечить допустимый режим работы Псковского узла нагрузок мощностью порядка 150 - 200 МВт при аварийном возмущении на шинном мосту 110 кВ АТ-1 и АТ-2 ПС 110 кВ Псков (ПС 53) (шинный мост выполнен двухцепной линией), характеризующемся потерей питания ПС 330 кВ Псков по сети 330 кВ. Питание Псковского узла будет осуществляться по транзиту 110 кВ Великорецкая - Псков, ограничивающим элементом на котором будет являться провод оставшейся в работе соответственно Л.Изборская-1 или Л.Южная-2. Недопустимая перегрузка Л.Изборская-1 или Л.Южная-2 приведет к "разрыву" транзита 110 кВ Великорецкая - Псков. Соответственно, будет потерян основной источник электроснабжения Псковского узла, произойдет снижение напряжения в Псковском узле ниже аварийно допустимого уровня. Объем погашений потребителей от действия АОСН составит 48 МВт. Электроснабжение части потребителей будет сохранено только по значительно более протяженным транзитам 110 кВ от Псковской ГРЭС.

Обязательным мероприятием, направленным на устранение "узких мест" сети 110 кВ РСК Псковэнерго, является строительство ВЛ 110 кВ между ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283) и ПС 330 кВ Великорецкая сечением провода не менее 240 мм² в срок 2016 - 2017 г.г., так как низкая пропускная способность одной из параллельных ВЛ 110 кВ Л.Изборская-1 или Л.Южная-2 влечет возникновение рисков ограничения электроснабжения потребителей и повреждения оборудования при проведении ремонтных работ на одной из них.

5. Алгоритм работы устройств противоаварийной автоматики в Псковском узле не соответствует ГОСТ Р 55105-2012. Устройство АОПО (автоматика ограничения перегрузки оборудования) не позволяет определять причину перегрузки, от которой зависит направление реализации управляющих воздействий: отключение нагрузки при перегрузке тупиковой нагрузкой Псковского узла (в режиме отключения АТ-1 и АТ-2 ПС 330 кВ Псков); деление сети при перегрузке транзитным перетоком (в режиме отключения ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков). АОПО не позволяет непосредственно контролировать токовую нагрузку Л.Южная-2, Л.Изборская-1. В АОПО не реализованы управляющие воздействия на отключение (в том числе ступенчатое) нагрузки в Псковском узле при перегрузке ВЛ 110 кВ тупиковой нагрузкой Псковского узла. Возможна необоснованная каскадная работа сначала АОПО на отключение Л.Псковская - 1, 2 (отключение основного источника питания Псковского узла) с дальнейшим недопустимым снижением напряжения и отключение потребителей действием АОСН (автоматика ограничения снижения напряжения). Действие АОПО на отключение Л.Псковская-1, 2 является неэффективным в режиме с перегрузкой ВЛ 110 кВ тупиковой нагрузкой Псковского узла. Филиалу ПАО "МРСК Северо-Запада" "Псковэнерго" необходимо предусмотреть мероприятия по модернизации АОПО-110 кВ на ПС 110 кВ Псков (ПС 53).

6. Также требуется модернизация устройств ПА АОСН в Псковском и Южном энергорайонах для обеспечения частичного ограничения потребителей с учетом текущего режима работы энергоузла или послеаварийной схемы.

7. Необходима установка устройств ПА АЛАР для защиты транзитов 110 кВ энергосистемы Псковской области, шунтирующих ВЛ 330 кВ с установленными устройствами АЛАР, на которых возможен асинхронный режим. Филиалам ПАО "МРСК Северо-Запада" "Псковэнерго" и ПАО "ФСК ЕЭС" Новгородское ПМЭС следует предусмотреть мероприятия по установке устройств ПА АЛАР.

8. Отсутствие современных основных и резервных защит (с возможностью задания 2-х групп установок) ограничивает существующие режимные возможности по резервированию электроснабжения объектов транзита 110 кВ Псковская ГРЭС - Локня - Новосокольники от Новгородской энергосистемы по транзиту 110 кВ Старорусская - Локня. Ограничено использование транзита 110 кВ Старорусская - Локня для повышения максимально допустимого перетока в Южный узел в ремонтной схеме 330 кВ. Филиалу ПАО "МРСК Северо-Запада" "Псковэнерго" следует предусмотреть мероприятия по установке современных основных и резервных защит на ВЛ 110 кВ транзита Псковская ГРЭС - Локня - Новосокольники в схемы развития, ИП.

9. Ограничена возможность повышения напряжения на Ш-110 в центрах питания (величиной 117 кВ) по сравнению с допустимым наибольшим рабочим уровнем 126 кВ. Ограничены возможности по ликвидации нарушения нормального режима работы в Южном узле, Псковском узле при потере питания по сети 330 кВ за счет использования резервов по подъему напряжения до наибольшего рабочего уровня 126 кВ в смежных центрах питания. Ограничены возможности по снижению напряжения в сети 330 кВ за счет повышения напряжения в сети 110 кВ до наибольшего рабочего уровня. Ограничение верхней границы графика напряжения на Ш-110 центров питания увеличивает величину потребления реактивной мощности и длительность работы Блока 1 в режиме потребления реактивной мощности, что негативно сказывается на оборудовании, может приводить к нарушению динамической устойчивости Блока 1 Псковской ГРЭС. Для своевременного снятия ограничений по регулированию напряжения в сети 110 кВ Филиалу ПАО "МРСК Северо-Запада" "Псковэнерго" необходимо предусмотреть поэтапную реконструкцию (замену) 29 трансформаторов 110 кВ с недостаточным диапазоном регулирования напряжения РПН и ПБВ на 27 ПС 110 кВ в порядке приоритета, обусловленного эффективностью регулирования напряжения (при наличии источника финансирования). Перечни трансформаторов с недостаточным диапазоном регулирования напряжения представлены в таблицах 41 и 42.

Таблица 41. Трансформаторы с ПБВ 110 кВ/10 (6) кВ

с недостаточным диапазоном регулирования напряжения

N п/п	Название ПС	N трансформатора	Способы регулирования	Мощность установленных трансформаторов, МВА	Устранение узкого места
СЭС
1	ПС 110 кВ Середка (ПС 138)	Т-2	110 +1,-3 *2,5%	6,3	Замена трансформатора
2	ПС 110 кВ Новоселье (ПС 163)	Т-1	110  2*2,5%	6,3	Замена трансформатора
3	ПС 110 кВ Крупп (ПС 361)	Т-1	110  2,15%	2,5	Замена трансформатора
4	ПС 110 кВ Печоры (ПС 74)	Т-2	110  2*2,5%	6,3	Замена трансформатора
5	ПС 110 кВ Крипецы (ПС 217)	Т-1	110  2,15%	2,5	Замена трансформатора
ЗЭС
6	ПС 110 кВ Воронцово (ПС 149)	Т-2	110  2*2,5%	6,3	Замена трансформатора
7	ПС 110 кВ Крюки (ПС 216)	Т-1	110  2*2,5%	6,3	Замена трансформатора
		Т-2	110  2*2,5%	6,3	Замена трансформатора
8	ПС 110 кВ Беляево (ПС 289)	Т-2	110  2*2,5%	2,5	Замена трансформатора
ВЭС
9	ПС 110 кВ Подберезье (ПС 202)	Т-1	110  2*2,5%	4,0	Замена трансформатора
10	ПС 110 кВ Пионерный (ПС 219)	Т-1	110  2*2,5%	6,3	Замена трансформатора
11	ПС 110 кВ СУ ГРЭС (ПС 281)	Т-1	110  2*2,5%	6,3	Замена трансформатора
12	ПС 110 кВ Дедовичи (ПС 117)	Т-1	110  2*2,5%	6,3	Замена трансформатора
13	ПС 110 кВ Чихачево (ПС 118)	Т-1	110  2*2,5%	6,3	Замена трансформатора
14	ПС 110 кВ Славковичи (ПС 197)	Т-1	110  2*2,5%	3,2	Замена трансформатора
ЮЭС
15	ПС 110 кВ Плаксино (ПС 168)	Т-1	110  2*2,5%	6,3	Замена трансформатора
16	ПС 110 кВ Суханово (ПС 352)	Т-1	110  2*2,5%	6,3	Замена трансформатора
17	ПС 110 кВ Пустыньки (ПС 204)	Т-1	110  2*2,5%	2,5	Замена трансформатора
Итого: 18 трансформаторов

Таблица 42. Трансформаторы с РПН 110 кВ/10 (6) кВ

с недостаточным диапазоном регулирования напряжения

N п/п	Название ПС	N диспетчерский	Способы регулирования	Мощность установленных трансформаторов, МВА	Устранение узкого места
СЭС
1	ПС 110 кВ Струги Красные (ПС 61)	Т-1	110  4*2,5%	10	Замена трансформатора
2	ПС 110 кВ Печоры (ПС 74)	Т-1	110  4*2,5%	10	Замена трансформатора
3	ПС 110 кВ Речная (ПС 126)	Т-1	110  4*2,5%	15	Замена трансформатора
4	ПС 110 кВ Писковичи (ПС 172)	Т-1	110  4*2,5%	10	Замена трансформатора
5	ПС 110 кВ Радиозавод (ПС 175)	Т-1	110  4*2,5%	15	Замена трансформатора
		Т-2	110  4*2,5%	15	Замена трансформатора
6	ПС 110 кВ Гдов (ПС 192)	Т-2	110  4*2,5%	10	Замена трансформатора
ЮЭС
7	ПС 110 кВ Кунья (ПС 139)	Т-1	110  4*2,5%	10	Замена трансформатора
8	ПС 110 кВ Реостат (ПС 206)	Т-1	110  4*2,5%	10	Замена трансформатора
ВЭС
9	ПС 110 кВ П. Горы (ПС 76)	Т-1	110  4*2,5%	10	Замена трансформатора
10	ПС 110 кВ Бежаницы (ПС 147)	Т-1	110  2*2,5%	10	Замена трансформатора
Итого: 11 трансформаторов