Перспективы развития высоковольтных сетей на примере Московского региона

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА

Доля электропотребления Московского региона является доминирующей в ОЭС Центра и составляет 42—44% от его суммарного электропотребления и около 10% от суммарного электропотребления ЕЭС России.

Период 2000—2008 гг. характеризуется интенсивным ростом электропотребления в Московской энергосистеме — 4,3% в среднегодовом исчислении, при 2,65 и 2,82% в среднем по ОЭС Центра и России соответственно (рис. 1). В 2009 году снижение спроса на электроэнергию по Московской энергосистеме достигло 2% против 4% по ОЭС Центра и 4,6% в среднем по России. В 2010 году величина потребления электрической энергии по Московской энергосистеме достигла 97,7 млрд кВт•ч, что на 4% превысило величину электропотребления 2009 года.

Таким образом, в период 2000—2010 гг. среднегодовой прирост электропотребления Московской энергосистемы составил 3,65%, в том числе 2,6% по Москве и 4,8% по Московской области.

Для Московского региона характерна низкая доля электропотребления в промышленности — 33,2% в структуре суммарного электропотребления при 47,4% в среднем по стране. В структуре электропотребления Москвы доля промышленности составляет только 24,8%, в Московской обл. — 43,4%. Характерная особенность структуры промышленного электропотребления Московского региона — высокая доля прочих производств (16—17% при 4,4% в среднем по России), что определяется концентрацией в регионе научно-производственных центров. Регион также отличается высокой долей электропотребления бытового сектора и сферы услуг — около 39% при 25% в среднем по России (рис. 2).

Максимум потребления электрической мощности Московской энергосистемы в 2009 и 2010 годах составил примерно 17200 МВт. Максимумы нагрузки 2009 и 2010 годов были почти на 6,4% выше отчётного показателя 2008 г., который в свою очередь был практически равен максимальному значению за 2006 год, когда на всей территории РФ наблюдались аномально низкие температуры наружного воздуха. В 2009 году основной причиной роста нагрузки на фоне экономического спада был температурный фактор, в 2010 году отмечен незначительный рост этой величины.

Большое влияние на изменение максимума потребляемой мощности оказывают метеорологические факторы: температура и освещённость. Сильная зависимость потребления от метеоусловий определяется большой долей непромышленных потребителей в структуре полезного отпуска.

Величина абсолютного максимума потребления мощности Московской энергосистемы увеличилась с 12846 МВт в 2000 г. до 17216 в 2010 г. (прирост 34%).

На 01.01.2010 установленная мощность электростанций Московского региона составила примерно 17210 МВт (рис. 3), выработка электроэнергии в 2010 году составила 82,6 млрд кВт•ч. В период ОЗП 2009/10 гг. приём мощности из ЕЭС России осуществлялся в объёме до 3000 МВт при максимально допустимом перетоке (МДП) 4000 МВт. Московская энергосистема как по мощности, так и по электрической энергии в настоящее время дефицитна. За последние 5 лет величина МДП увеличилась более чем на 1000 МВт в результате интенсивного развития энергосистемы после Московской аварии 2005 года.

Более двух третей электростанций Московской энергосистемы расположены непосредственно в Москве в центре электрических и тепловых нагрузок. Все эти электростанции являются источниками комбинированного производства электрической и тепловой мощности (рис. 4). При этом установленная тепловая мощность на них превышает установленную электрическую мощность примерно в три раза. Таким образом, Московская энергосистема характеризуется большой концентрацией источников тепловой и электрической мощности с незначительной степенью резервирования друг друга. В результате сложившейся структуры установленных мощностей и фактического потребления Москва является избыточной по отношению к Московской области.

На территории Московской энергосистемы действуют электрические сети напряжением 750, 500, 220, 110 кВ и ниже. Суммарная протяженность ЛЭП 110 кВ и выше составляет примерно 16300 км, количество подстанций 110 кВ и выше — более 500, установленная трансформаторная мощность на них — около 65 тысяч МВА.

Московская энергосистема имеет внешние электрические связи с Костромской, Тверской, Ярославской, Рязанской, Владимирской, Смоленской, Калужской и Тульской энергосистемами (рис. 5).

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ МОСКОВСКОЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ В 2005—2010 гг.

После Московской аварии 25.05.2005 г. электроэнергетический комплекс Московского региона получил существенное развитие, связанное с вводом нового и реконструкцией существующего оборудования. Этот процесс активно продолжается и в настоящее время.

На электростанциях Московской энергосистемы за период 2005—2010 гг. было введено новое генерирующее оборудование общей мощностью 3131,7 МВт, из них 78% — теплофикационного и 22% — конденсационного. Из теплофикационного оборудования в основном введены в эксплуатацию современные агрегаты ПГУ и ГТУ (около 90% от общего ввода). Установленная генерирующая мощность энергосистемы увеличилась на 2740,5 МВт (с учётом перемаркировки оборудования). В 2009 г. мощность ПГУ составляла более 9% от общей установленной мощности, ГТУ(Т) — около 3%.

Вновь введённые ПГУ на ТЭЦ-21 и 27, блок №3 на Каширской ГРЭС имеют в своём составе асинхронизированные генераторы, позволяющие не только выдавать реактивную мощность, но и потреблять её из сети.

В период 2007—2009 гг. впервые в России в Московском регионе были введены в работу передвижные электростанции (мобильные ГТЭС) по 22,5 МВт в количестве 13 шт.

Суммарный ввод только автотрансформаторной мощности 500 и 220 кВ превысил 10 тысяч МВА. Выполнена комплексная реконструкция двух крупнейших ПС 500 кВ региона («Очаково» и «Бескудниково»), строительство одной новой ПС 500 кВ «Западная». Введены 18 новых и 7 реконструируемых ПС 220 кВ, 12 новых ПС 110 кВ, при этом количество вновь построенных и вновь образованных ЛЭП 220 кВ превысило 70, а ЛЭП 110 кВ — 50.

В основу схемы внешнего электроснабжения Москвы входят три крупнейшие подстанции 500 кВ («Очаково», «Бескудниково», «Чагино») и ТЭЦ-26, имеющие связи с ОЭС Центра и осуществляющие питание основной сети 220 и 110 кВ. Данные энергообъекты включены в одноцепное кольцо ЛЭП 500 кВ. На территории Московской области располагаются ПС 500 кВ — «Ногинск», «Пахра», «Трубино», «Западная» и ПС 750/500 кВ «Белый Раст» (рис. 6).

В Московской энергосистеме сложился радиально-кольцевой принцип построения электрических сетей 110 и 220 кВ. Кольцо 220 кВ на севере и юге двухцепное, на востоке — четырёхцепное, на западе — одноцепное.

В Москве эксплуатируется значительное количество кабельных линий 110 и 220 кВ (620,7 и 218,5 км соответственно). Сеть 110 кВ является главной распределительной системой в электроснабжении города и области. От неё питаются свыше 97% потребителей Московской энергосистемы. Сеть 220 кВ в Москве всё больше по своим функциям носит распределительный характер.

Обеспечение потребности в электрической энергии и мощности потребителей Московского региона сдерживается из-за недостаточного сетевого строительства и устаревшего оборудования. Так, даже с учётом проведённой реконструкции с 2006 по 2010 гг. количество центров питания, имеющих ограничения на технологическое присоединение, в энергосистеме региона составляет примерно половину, причём в Москве эта величина составляет примерно 70%.

Основными «узкими местами» Московской энергосистемы являются:
• недостаточная пропускная способность автотрансформаторов кВ 500/220 на ПС 750—500 кВ, расположенных в Московской области, ограничивающая приём мощности из сети 500 кВ;
• повышенная загрузка ряда кабельных и воздушных линий электропередачи и трансформаторов в сетях 220—110 кВ, что вызывает ограничение для технологического присоединения новых потребителей;
• нарастающие величины токов короткого замыкания и недостаточная отключающая способность ряда выключателей 500, 220 и 110 кВ, в первую очередь на подстанциях в Москве, необходимость применения различных мероприятий по их ограничению, в частности, секционирования электрической сети, приводящих к снижению надёжности электроснабжения потребителей и выдачи мощности электростанций;
• недостаточность и низкая эффективность средств управления и компенсации реактивной мощности, наличие большой доли неработоспособных устройств РПН на автотрансформаторах 500 и 220 кВ, а также отсутствие достаточного числа регулируемых средств управления и компенсации реактивной мощности на напряжении 110 и 220 кВ;
• большая доля выработавшего нормативный ресурс оборудования: 40% генерирующего оборудования введено в эксплуатацию в период 1950—1980 гг., 50% силового трансформаторного оборудования в Московской энергосистеме находится в эксплуатации 25 лет и более, почти 50% всех линий электропередачи находится в эксплуатации 40 лет и более.

ОГРАНИЧЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Одной из основных особенностей Московской энергосистемы является повышенный уровень тока КЗ в сетях, особенно остро эта проблема стоит в сети 110 и 220 кВ. Так, в период 2005—2010 гг. максимальное значение тока КЗ увеличилось:
• в сети 500 кВ — с 32,6 до 39,3 кА (прирост 20,6%);
• в сети 220 кВ — с 35,6 до 61,7 кА (прирост 73,3%);
• в сети 110 кВ — с 37,5 до 47,0 кА (прирост 25,3%).

Наибольшие токи КЗ в сети 110 и 220 кВ имеют место на шинах подстанций и электростанций, расположенных на территории Москвы и ближайшего Подмосковья, что связано с ростом нагрузки и генерации в энергосистеме.

Основным мероприятием, ограничивающим рост токов КЗ, в настоящее время является секционирование электрической сети. В период 2005—2010 гг. общее количество разрывов в сети 110—220 кВ возросло со 116 до 128. Сеть 500 кВ остается замкнутой.

В 2009 году реализован пилотный проект по установке токоограничивающих реакторов (ТОР) в сети 110 кВ. Установлены 4 комплекта трёхфазных ТОР 2 Ом на ПС 110 кВ «Новодомодедово», «Немчиновка» и «Новокунцево». В зависимости от сопротивления ЛЭП (длины и метода исполнения), в которую установлены ТОР, ток КЗ на шинах подстанций может снижаться на величину от 5 до 50% суммарного тока на шинах.

1. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РЕГИОНА

В настоящее время приняты два сценария роста спроса на электроэнергию (рис. 7).

Базовый сценарий — отражает развитие экономики в период с 2011 по 2013 гг. в условиях реализации рисков, связанных с более медленным восстановлением кредитной активности и более низкой, чем в первом варианте, инвестиционной активностью. Прогноз электропотребления на 2015 год составляет 114,7 млрд кВт•ч, на 2020 — 127,9 млрд кВт•ч, что соответствует среднегодовому приросту в период 2011—2020 гг. 2,73%. Перспективный максимум потребления мощности в 2015 г. составляет 21,1 ГВт, в 2020 — 23,6 ГВт.

Региональный сценарий — соответствует инновационному сценарию Концепции долгосрочного социально-экономического развития РФ, обеспечивающему переход от стабилизации и поступательного движения экономики России к последующему интенсивному развитию с реализацией инновационной компоненты. Прогноз электропотребления на 2015 год составляет 102,4 млрд кВт•ч, на 2020 — 138,5 млрд кВт•ч, что соответствует среднегодовому приросту в период 2011—2020 гг. 3,55%. Перспективный максимум потребления мощности в 2015 г. составляет 22,6 ГВт, в 2020 — 26,3 ГВт (рис. 8).

Дефицит мощности по Московской энергосистеме к 2020 г. в базовом сценарии может возрасти до 4500 МВт. Пропускная способность сети 750—500 кВ с учётом её развития позволит обеспечить покрытие дефицита мощности от энергосистем ОЭС Центра.

С ростом нагрузки в региональном сценарии дефицит мощности в Московской энергосистеме будет нарастать и может достичь величины около 7500 МВт при температуре наружного воздуха -28°С.

Учитывая пропускную способность внешних связей Московской энергосистемы для снижения дефицита мощности по Московской энергосистеме в целом и в Московской области в частности в последующем рекомендуется в региональном варианте сооружение Петровской ГРЭС, место расположения, установленная мощность и топливный режим которой будут уточняться.

2. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ РАЗВИТИЯ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ МОСКОВСКОГО РЕГИОНА

К основным принципам относятся:
• формирование перспективной схемы электрической сети Московской энергосистемы по принципу «N-1», исключение использования ПА при отключении одного электросетевого элемента;
• покрытие дефицита мощности и энергии Московской энергосистемы за счёт сооружения новых генерирующих источников в Московском регионе (ТЭС на газе и угле, ГАЭС) в комплексе с осуществлением внешнего электроснабжения от электростанций (АЭС, ТЭС) ОЭС Центра по ЛЭП высокого напряжения и технического перевооружения действующих электростанций;
• техническое перевооружение электрических сетей — повышение пропускной способности, в том числе путём перевода ВЛ и ПС на более высокий класс напряжения;
• широкое использование кабельных сетей высокой пропускной способности и закрытых ПС с применением в РУ высшего напряжения элегазового оборудования в городских районах массовой застройки;
• проведение реконструкции ПС 500—110 кВ открытого типа и ВЛ, проходящих в черте города, — сооружение на месте существующих ПС по новейшим технологиям ПС закрытого типа той же мощности либо расширяемых. Реконструкция ВЛ путём перевода их в кабельные линии;
• отказ от развития электрических сетей напряжением 110 кВ как системообразующих. Электрические сети данных напряжений будут поддерживаться в рабочем состоянии там, где невозможен их перевод на напряжение 220 кВ;
• применение новых технологий и оборудования при управлении потокораспределением, уровнями напряжения;
• применение новых технологий и оборудования, ограничивающего токи КЗ.

Ниже представлены основные мероприятия по развитию высоковольтной сети региона.

Планируется комплексная реконструкция всех крупнейших ПС 500 кВ региона, строительство одной новой ПС 750 кВ, пяти новых ПС 500 кВ, 44 новых ПС 220 кВ, 10 новых ПС 110 кВ, при этом количество вновь построенных и вновь образованных ЛЭП 220 кВ должно составить 80, а ЛЭП 110 кВ — 30 (рис. 9).

В условиях достигнутого состояния действующих сетевых объектов, при росте электрической нагрузки в энергосистемах и намечаемых объёмах ввода новых энергоисточников, развитие сетей 500—750 кВ будет осуществляться главным образом в зависимости от:
• необходимости усиления действующих и создания новых транзитов для обслуживания рынка электроэнергии с учётом создания самостоятельных генерирующих компаний;
• эффективности повышения надёжности доставки мощности потребителям;
• переориентации определённых потребителей на новые питающие центры.

В Московском регионе рассматриваются следующие направления развития высоковольтных электрических сетей:
• формирование кольцевой структуры электрических сетей напряжением 500 и 750 кВ, связанных с существующими и развивающимися электрическими сетями 220 и 110 кВ;
• сооружение ПС 500 кВ глубокого ввода в Москве с последующим формированием поперечных связей 500 кВ.

С 2015 г. в Московской энергосистеме начинается формирование второго кольца 500 кВ, прохождение которого рассматривается в полосе отчуждения намечаемой к сооружению Центральной кольцевой автомобильной дороги (ЦКАД). Реализация данного предложения позволит обеспечить потребителей Московского региона надёжным электроснабжением в аварийных и ремонтных режимах даже при одновременном отключении двух ВЛ 500 кВ. Кроме того, на данном кольце предусматривается осуществить ввод новых ПС 500 кВ («Сохино», «Дорохово», «Софьино», «Меткино», «Панино», «Нежино», «Красноармейск»), которые усилят связи сети 500 и 220 кВ.

В качестве первого участка нового Московского кольца 500 кВ рассматривается сооружение в рамках реализации схемы выдачи мощности блока № 4 Калининской АЭС ВЛ 500 кВ Дорохово—Панино. В качестве точек примыкания к новому кольцу 500 кВ ВЛ 750 кВ определена ПС 500 кВ «Дорохово». Для связи нового Московского кольца 500 кВ и существующего необходимо соорудить новые ПС (ПП) 500 кВ «Панино» и «Красноармейск» и расширить существующие ПС 500 кВ «Ногинск»и «Белый Раст» (рис. 9).

Наряду с объектами 500 кВ общесистемного назначения (развитие и усиление сетей) предусматривается ввод ВЛ для выдачи мощности новых ГРЭС, ГАЭС и расширяемых АЭС.

В настоящее время на напряжении 750 кВ функционируют только северная (Калининская АЭС — ПС Владимирская) часть кольца 750 кВ. Развитие электрической сети 750 кВ в Московском регионе определяется завершением сооружения кольца 750 кВ Калининская АЭС — ПС «Владимирская» — ПП «Ожерелье» — ПС «Калужская» — ПС «Обнинская» — ПС «Грибово» — Калининская АЭС.

В связи с ростом нагрузки в Москве и ограниченной возможности сооружения новых линий 220 кВ от питающих центров (ПС 500 кВ) предлагается сооружение ПС 500 кВ глубокого ввода. В качестве первоочередных пунктов, где целесообразно разместить ПС 500 кВ, принимаются существующая ПС 220 кВ «Бутырки» и район ПС 220 кВ «Сити». Питание ПС 500 кВ «Бутырки» необходимо осуществлять от ПС 500 кВ «Бескудниково», ПС 500 кВ «Сити» — от ПС 500 кВ «Очаково».

Для обеспечения надёжности электроснабжения потребителей Москвы необходимо предусматривать сооружение перемычки 500 кВ ПС «Бутырки» — ПС «Сити». При этом должны быть проработаны вопросы реверсивного управления перетоками мощности по данному направлению.

РАСШИРЕНИЕ ТЕРРИТОРИИ МОСКВЫ

Схема электроснабжения Московского региона подлежит корректировке в ближайшее время с учётом новых планов по расширению территории города Москвы в 2,4 раза, на 144 тыс. гектаров, за счёт территорий Московской области, ограниченных Киевским и Варшавским шоссе, а также Большим кольцом Московской железной дороги.

На новых территориях Москвы предполагается размещение федеральных органов государственной власти, органов власти города Москвы, объектов международного финансового центра, научно-образовательного и инновационного кластеров, включая инновационный центр «Сколково».

Всё это потребует пересмотра программ развития генерирующих мощностей и электросетевых объектов Москвы.

Для обеспечения электро- и теплоснабжения новых потребителей Москвы на новых территориях потребуется сооружение как нескольких мощных ПГУ электростанций, так и электростанций средней и малой мощности.

Актуальным становится создание новых центров питания 500 кВ второго Московского кольца, сооружение которых рассматривалось за пределом 2020 года, — «Софьино», «Меткино» (предназначалось для питания Б. Домодедово). А также завершение формирования южной части кольца 750 кВ с сооружением ПС 750 кВ «Обнинск» и связи 500 кВ «Обнинск» — «Софьино», что позволит передать в Московский регион мощность Смоленской АЭС.

Потребуется дополнительное развитие электрических сетей 220, 110 и 20 кВ в привязке к концепции градостроительного развития столичного региона, разрабатываемой Правительством Москвы.

ПРИМЕНЕНИЕ НОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ПРИ РАЗВИТИИ ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ СЕТИ

При реализации перспективной схемы высоковольтной сети Московского региона должны быть проработаны условия применения следующего современного оборудования.

Газоизолированные линии (ГИЛ)
ГИЛ собираются из монтажных конструкций длиной 11 м и заполняются газовой смесью на месте сборки. Обладают улучшенной электромагнитной совместимостью.
Системы ГИЛ можно устанавливать над землёй, монтировать в туннелях или закапывать непосредственно в грунт.
ГИЛ почти не требуют техобслуживания и сохраняют свои рабочие характеристики практически в течение всего срока эксплуатации.
Каждый элемент конструкции отвечает требованиям пожаро- и взрывобезопасности. Система является полностью герметичной. Ёмкость ГИЛов всего лишь в 2,5—3 раза выше, чем у ВЛ (у КЛ этот показатель составляет 12—15 раз), и на них можно использовать режим АПВ.

Трансформаторы и автотрансформаторы с азотным охлаждением
Применение азотного охлаждения на трансформаторах позволит:
• отказаться от средств пожаротушения;
• снизить габариты трансформаторов в 1,5 раза по сравнению с существующими трансформаторами с масляным охлаждением.

Кабели из сшитого полиэтилена
По сравнению с маслонаполненными кабелями кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена имеют следующие достоинства:
• высокий ток термической устойчивости при КЗ;
• низкую удельную повреждаемость;
• отсутствует гигроскопичность;
• сниженное отрицательное влияние на окружающую среду;
• достаточно большие строительные длины;
• высокую нагрузочную способность, обусловленную более высокой допустимой температурой изоляции в рабочем режиме;
• меньший вес;
• более низкий радиус изгиба кабеля;
• возможность прокладки на трассах со значительной разностью отметок;
• отсутствие подпитывающей арматуры значительно снижает расходы на сооружение кабельной линии, её ремонта и эксплуатации;
• упрощённая технология монтажа муфт и ремонта кабеля.

3. РАЗРАБОТКА СТРАТЕГИЧЕСКИХ НАПРАВЛЕНИЙ РАЗВИТИЯ МОСКОВСКОЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С УЧЁТОМ РОСТА УРОВНЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Общими характеристиками, определяющими проблемы энергоснабжения крупных городов, являются значительная концентрация нагрузок, усиление электрических сетей и возрастание токов коротких замыканий. В Москве эта ситуация дополнительно осложняется наличием внутригородских электростанций.

Прогноз величины максимального тока КЗ в сети 110 кВ и выше на этап 2015 года без учёта применения дополнительных мероприятий по ОТКЗ характеризуется следующими значениями (в сравнении со значениями 2011 года):
• в сети 550 кВ — 46,3 кА (прирост 17,8%);
• в сети 220 кВ — 118,4 кА (прирост 91,9%);
• в сети 110 кВ — 64,3 кА (прирост 36,8%).

В период с 2015 по 2020 гг. указанные величины увеличатся дополнительно на 1—2%, что объясняется существенным снижением темпов сетевого строительства и ввода генерации.

В настоящее время ОАО «Институт «Энергосетьпроект» по заказу ОАО «СО ЕЭС» завершил выполнение научно-исследовательской работы «Разработка стратегических направлений развития Московской энергосистемы с учётом роста уровня токов короткого замыкания». В ней на основе анализа мирового опыта решения задачи ограничения токов КЗ разработаны четыре сценария развития электрической сети Московского региона, результатом реализации которых является снижение тока КЗ в высоковольтных сетях Москвы до уровня 40—50 кА в период 2015—2020 гг.

Традиционный — увеличение точек деления сети и/или установка токоограничивающих реакторов (ТОР) и токоограничивающих устройств (ТОУ). Достигаемый эффект— снижение тока КЗ в высоковольтных сетях Москвы до уровня 40 кА и ниже. Недостаток — отсутствие производства освоенных промышленностью ТОУ, отсутствие на электросетевых объектах условий (места) для размещения ТОУ.

Балансирующий — разделение электрической сети 110—220 кВ Москвы на 2—4 части с применением АВР. Сбалансированные по мощности энергосистемы связаны между собой по сети 500 кВ. Достигаемый эффект — снижение тока КЗ в высоковольтных сетях Москвы до уровня 40 кА и ниже. Недостаток — снижение надёжности электроснабжения потребителей и выдачи мощности электростанций в ремонтных и послеаварийных режимах, необходимость использования АВР (рис. 10).

Внешний — установка ВПТ на внешних связях 500 кВ Московской энергосистемы. Достигаемый эффект — снижение тока КЗ только в сети 500 кВ. Недостаток — отсутствие заметного влияния на уровни токов КЗ в сети 220 и 110 кВ (рис. 11).

Глубокие вводы — сооружение нескольких мощных ВПТ в электрической сети 220 кВ Москвы для деления электрической сети Московской энергосистемы управляемыми элементами постоянного тока. Достигаемый эффект — снижение тока КЗ в высоковольтных сетях Москвы — 40—50 кА, в Московской области — 40 кА и ниже. Недостаток — не обеспечивается снижение уровня токов КЗ до 40 кА в центральной части Московской энергосистемы, требуются значительные территории для установки ВПТ (рис. 12).

Результатом решения задачи снижения тока КЗ в высоковольтных сетях Московской энергосистемы будет являться комплексный подход к применению данных сценариев.