Липецкая газета. 2020 г. (г. Липецк)

ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОТДЕЛ 13 № 68 /26196/9 ИЮНЯ 2020 ЛИПЕЦКАЯ ГАЗЕТА – На рисунках 27–28 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2021 г. и 2025 г. отключения ВЛ 550 кВ Липецкая–Борино цепь в схеме ремонта ВЛ 220кВ Северная-Новая I (II). Наиболее тяжелым данный режим является в летний ми- нимум 2025 г., когда: – токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая II (I) цепь равна 646 А, загрузка – 75% АДТН, при аварийно допустимом токе для данной линии, равном 852 А, при тем- пературе +25 о С. На рисунках 29–32 представлен послеаварийный режим в летний и зимний ми- нимум 2021 г. и 2025 г. отключения АТ-1 ПС 500 кВ Борино в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая-Борино. Во всех указанных периодах нагрузка оставшегося в работе АТ-2 на ПС 500 кВ Борино не превышает аварийно допустимой нагрузки. Нагрузка АТ-2 будет варьироваться от 606 А до 667 А. С целью исключения превышения ДДТН АТ-2 (АТ-1) рекомендуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь с действи- ем на АРС Нововоронежской АЭС-2 или отключение ВЛ 220 кВ Борино – Новая I и II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино. Расчет электроэнергетических режимов в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Правобережная. Ниже представлен ряд расчетов послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Правобережная. Расчеты приводятся в зимний максимум, летний максимум 2025 г. как в период, характеризующийся максимальной нагрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей. – На рисунке 33 приведен расчет режима летнего максимума нагрузок 2025 года. Отключение ВЛ 220 кВ Борино–Правобережная II цепь в схеме ремонта 2 сек. 110кВ ПС 220 кВ Новая. Параметры режима находятся в области допустимых значений. – На рисунке 34 рассмотрен режим зимнего максимума нагрузок 2025 года. От- ключение ВЛ 220 кВ Борино-Правобережная II цепь в схеме ремонта 2 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая. Параметры режима находятся в области допустимых значений. Расчет электроэнергетических режимов в сети района ПС 220 кВ Казинка. Ниже приведены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в сети, прилегаю- щей к ПС 220 кВ Казинка. – На рисунках 34–36 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2021 г. и 2025 г. Отключение ВЛ 500кВ Липецкая–Борино в схеме ремонта 1 сек. 220 кВ ПС 550 кВ Липецкая. В летний минимум 2021 г. наблюдается превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Липецкая–Казинка II цепь до 855 А загрузка – 120%, при длительно допустимом токе для провода АСО-300, равном 710 А, при температуре +250С. Ликвидация перегрузки оборудования осуществляется работой существующей АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая-Казинка I, II цепь и схемно-режимными мероприятиями по увеличению ге- нерации на Липецкой ТЭЦ-2. – На рисунках 37–42 рассмотрен режим летнего и зимнего максимума нагрузок 2021 и 2025 годов. Отключение ВЛ 220 кВ Липецкая–Северная II цепь в схеме ре- монта 1 сек. 220 кВ ПС 550 кВ Липецкая. Наблюдается превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Липецкая–Казинка II цепь от 751 А, загрузка – 106%, при длительно допустимом токе для провода АСО-300, равном 710 А, при температуре +25 о С в летний максимум 2021 г. до 1003 А, загрузка – 141%, при длительно допустимом токе для провода АСО-300, равном 710 А, в зимний максимум 2021 г. Ликвидация перегрузки оборудования осу- ществляется работой существующей АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая–Казинка I, II цепь и схемно-режимными мероприятиями по делению сети. В 2025 г. параметры рассма- триваемого режима находятся в области допустимых значений. Расчет электроэнергетических режимов для определения загрузки АТ 220 кВ ПС 220 кВ Елецкая Ниже представлен ряд послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Елецкая. На рисунке 45 представлен послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в схеме ремонта АТ-2 в зимний максимум 2025 года, при этом токовая на- грузка оставшихся в работе АТ-3 составит 374 А, что соответствует 119%Iном. Пара- метры режима находятся в области допустимых значений. На рисунке 45 представлен послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая в зимний максимум 2025 года. Перегрузка оборудования ликвидируется путем выполнения превентивных меропри- ятий по увеличению генерации Елецкой ТЭЦ и регулирования РПН на АТ 3 ПС 220 кВ Елецкая и АТ-1, АТ-2 на ПС 220 кВ Тербуны. 5.6.1.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 220 кВ и выше (базовый вариант развития) В данном разделе представлены результаты расчетов токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра и АО «ОЭЗ ППТ «Липецк». В рассматриваемый период не планируется изменение тополо- гии сети 110 кВ и выше и ввод генерирующих мощностей на электростанциях обла- сти, расчеты приводятся на 2025 г. В таблице 58 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра и АО «ОЭЗ ППТ «Ли- пецк» на 2025 г. Таблица 58 Уровни токов КЗ на период до 2025 г. Подстанция Ток отключе- ния выкл., кА Значения токов короткого замыкания, кА трехфазный однофазный Липецкая шины 220 кВ 40 38,83 40,60* Борино шины 220 кВ 31,5; 40 28,75 30,76 Елец 500 шины 220 кВ 31,5; 40 20,76 23,04 Новая шины 220 кВ 40; 50 29,44 24,95 шины 220 кВ** 40; 50 31,45 27,33 шины 110 кВ 40; 50 32,16 32,65 В 220 кВ Северная I, II цепь 25 17,13 13,00 В 220 кВ Северная I, II цепь** 25 30,27 26,34 Правобережная шины 220 кВ 40 20,78 16,88 шины 110 кВ 40 26,44 26,23 Сокол шины 220 кВ - 10,82 7,99 шины 110 кВ 31,5 20,27 18,74 Северная шины 220 кВ 40 33,72 31,69 шины 110 кВ 40, 50 28,79 31,32 Металлургическая шины 220 кВ 40; 50 31,80 27,71 шины 110 кВ 40; 42 33,73 36,72 Дон шины 220 кВ 25 10,12 8,08 шины 110 кВ 20; 31,5; 40 12,40 12,34 Елецкая 220 шины 220 кВ 25 14,94 12,79 шины 110 кВ 20; 25; 40; 42 17,85 19,57 КС-29 шины 220 кВ 25; 40; 50 14,78 15,66 Маяк шины 220 кВ 25 13,33 11,27 Тербуны 220 шины 220 кВ отсутст. 4,87 4,30 шины 110 кВ 25; 40 8,00 8,96 Казинка шины 220 кВ 40 27,01 22,61 шины 110 кВ 40 16,62 18,93 Грязи-Орловские шины 220 кВ 40 11,23 9,24 Пост-474 шины 220 кВ - 10,90 8,52 Усмань-Тяговая шины 220 кВ 40 7,10 6,02 Чириково шины 220 кВ 40 11,07 9,02 Овощи Черноземья шины 220 кВ 40 7,12 7,12 *соответствующий уровень токов короткого замыкания, превышающих отключа- ющую способность выключателей, выявлен также для В 220 кВ АТ-1, В 220 кВ АТ-2, В 220 кВ АТ-3, В 220 кВ СВ-13, В 220 кВ СВ-24. **значения ТКЗ без учета проведения режимных мероприятий по снижению уров- ней токов КЗ (размыкание ШСВ 220 кВ ПС 220 кВ Новая). Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2025 г. показали необходимость: – замены коммутационного оборудования на ПС 220 кВ Новая (В 220 кВ ВЛ 220 кВ Северная I, II цепь), либо установки токоограничивающего оборудования, либо отключения ШСВ 220 кВ ПС 220 кВ Новая для снижения токов короткого замыкания (до 23,5 кА) в качестве альтернативного мероприятия. Возможность применения мероприятия по делению сети должна быть определена исходя из схемно-режимной ситуации; – замены коммутационного оборудования на ПС 500 кВ Липецкая (В 220 кВ АТ-1, В 220 кВ АТ-2, В 220 кВ АТ-3, В 220 кВ СВ-13, В 220 кВ СВ-24), либо установки токоо- граничивающего оборудования, либо отключения одного АТ на ПС 500 кВ Липецкая в качестве альтернативного мероприятия. Возможность применения мероприятия по делению сети должна быть определена исходя из схемно-режимной ситуации. 5.6.1.3 Решения по электрическим сетям 220 и 500 кВ (региональный вариант развития) Региональный вариант электропотребления учитывает мощность по договорам на осуществление технологического присоединения к электросетевым объектам напряжением 110 – 220 кВ, а также информацию по вводу электросетевых объектов (присоединение мощности), указанных в Приложении 9. Целью проведения расчетов по региональному варианту развития является про- верка достаточности мероприятий, приведенных в базовом варианте, при учете опережающего развития электрических сетей в соответствии с планами развития региона, особых экономических зон, генерирующих компаний и т.д. Для определения мероприятий по усилению сети 220 кВ и мероприятий, не- обходимых для подключения электросетевых объектов, далее проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше. Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2021 и 2025 гг. представлены на рисунках 1–8 (Приложение 11). Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках 9–35 (Приложение 11). Карты-схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2021–2025 гг. (региональный вариант), принципиальные схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2021–2025 гг. (региональный вариант) представлены в Приложении 15. Расчет электроэнергетических режимов в сети 220 кВ и выше в районе ПС 500 кВ Борино При существенно возросших перетоках активной мощности на север по сечению «Воронежское-2» ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Ново- воронежскую АЭС и ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино (перетоки от шин 500 кВ ПС 500 кВ Борино и НВАЭС к шинам ПС 500 кВ Липецкая), шунтирующими связями более низкого класса напряжения, которые подвергаются риску недопустимых токовых перегрузок, являются АТ-1, АТ-2 ПС 500 кВ Борино, ВЛ 220 кВ Борино – Новая I цепь, ВЛ 220 кВ Борино – Новая II цепь, ВЛ 220 кВ Северная – Новая I цепь, ВЛ 220 кВ Се- верная – Новая II цепь. – На рисунках 9–18 представлен послеаварийный режим «В ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино, аварийное отключение ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая За- падная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС» в летний минимум 2021 г., 2025 г., при этом выявлена токовая перегрузка следующего оборудования: – АТ-1, АТ-2 ПС 500 кВ Борино (2021 г. – нагрузка – 849 А, что соответствует за- грузке 122% АДТН); (2025 г. – нагрузка – 814 А, что соответствует загрузке 117% АДТН), при аварийно допустимой токовой нагрузке АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Борино, равной 693 А, на время не более 20 минут; – ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь (2021 г. – 1565 А (1565 А), загрузка – 184% АДТН, (2025 г. – 1515 А (1515 А) загрузка – 178% АДТН, при аварийно допустимой токовой нагрузке для данной ЛЭП, равной 852 А, при температуре +25 о С, на время не более 30 минут; – ВЛ 220 кВ Северная – Новая I, II цепь (202 1г. – 1335 А, загрузка – 162% АДТН; (1460 А), загрузка – 177% АДТН; (2025 г. – 1412А, загрузка – 171% АДТН; (1333А), за- грузка – 162% АДТН, при аварийно допустимой токовой нагрузке для данной ЛЭП, равной 825 А, при температуре +25 о С, на время не более 30 минут. В рассмотренной ремонтной схеме, при угрозе возникновения перегрузки ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь и ВЛ 220 кВ Северная – Новая I, II цепь в случае ава- рийного отключения второй ВЛ 500 кВ контролируемого сечения работа оборудова- ния в недопустимых режимах ликвидируется делением сети с отключением связей 110-220 кВ, шунтирующих ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино, в зависимости от существу- ющих перетоков по сечению 500 кВ. Данные мероприятия снижают надежность электроснабжения объектов ПАО «НЛМК», запитанных от ПС 220 кВ Новая. С целью исключения работы оборудования в недопустимых режимах рекомендуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь с действием на АРС Нововоронежской АЭС-2 или отключение ВЛ 220 кВ Борино – Новая I и II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино. Установка АОПО позволит повысить надежность электроснабжения и исключит необходимость деления сети по 110-220 кВ с ослаблением схемы электроснабжения объектов ПАО «НЛМК» в ремонт- ных схемах. В рассматриваемом режиме с учетом работы предлагаемой АОПО ВЛ 220 кВ Бо- рино – Новая I, II цепь с действием на АРС Нововоронежской АЭС-2 и отключением ВЛ 220 кВ Борино – Новая I и II цепь в летний минимум 2025 г. нагрузка ВЛ 110кВ Мо- сковская Левая (Правая) составит 1223 А, что соответствует 240% ДДТН, нагрузка ВЛ 110кВ Привокзальная Левая (Правая) составит 1191, что соответствует 233% ДДТН для провода АС-185, при температуре +250 С. Нагрузка ВЛ 110кВ Чалыгин-2 сотавит 867 А, что соответствует 187% ДДТН для провода АС-150, при температуре +250 С. Предлагается установка АОПО на ВЛ 110кВ Московская Левая (Правая) с отключе- нием их на ПС 220кВ Правобережная и отключение ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2 со стороны ПС 110 кВ Компрессорная существующей АОПО на ПС 110 кВ Компресорная. Ниже приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети 110 кВ и выше в рай- оне ПС 500 кВ Борино, на уровне нагрузок летнего минимума и максимума 2021 и 2025 гг. – На рисунках 19–26 представлен послеаварийный режим в летний и зимний минимум, максимум 2022 г. и 2025 г. отключения ВЛ 220 кВ Борино–Новая I (II) цепь в схеме ремонта ВЛ 550кВ Липецкая–Борино. Наиболее тяжелым данный режим явля- ется в летний минимум 2022 г. и 2025 г., когда: – токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая II (I) цепь (2021 г. – 815 А, загрузка – 95% АДТН; 2025 г. – 758 А, загрузка – 89% АДТН, при аварийно допустимом токе для данной линии, равном 852 А, при температуре +25 о С. – На рисунках 27–28 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2021 г. и 2025 г. отключения ВЛ 550кВ Липецкая–Борино цепь в схеме ремонта ВЛ 220кВ Северная–Новая I (II). Наиболее тяжелым данный режим является в летний минимум 2025 г., когда: – токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая II (I) цепь, равна 646 А, загрузка – 75% АДТН, при аварийно допустимом токе для данной линии, равном 852 А, при температуре +25 о С. – На рисунках 29–32 представлен послеаварийный режим в летний и зимний ми- нимум 2021 г. и 2025 г. отключения АТ-1 ПС 500 кВ Борино в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая-Борино. Во всех указанных периодах нагрузка оставшегося в работе АТ-2 на ПС 500 кВ Борино не превышает аварийно допустимой нагрузки. Нагрузка АТ-2 будет варьироваться от 606 А до 670 А. С целью исключения превышения ДДТН АТ-2 (АТ-1) рекомендуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь с действи- ем на АРС Нововоронежской АЭС-2 или отключение ВЛ 220 кВ Борино – Новая I и II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино. Расчет электроэнергетических режимов в сети района ПС 220 кВ Казинка. Ниже приведены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в сети, прилегаю- щей к ПС 220 кВ Казинка. – На рисунках 33–35 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2021 г. и 2025 г. Отключение ВЛ 500 кВ Липецкая-Борино в схеме ремонта 1 сек. 220 кВ ПС 550кВ Липецкая. В летний минимум 2021 г. наблюдается превышение ДДТН ВЛ 220кВ Липецкая–Казинка II цепь до 855А, загрузка – 120%, при длительно допусти- мом токе для провода АСО-300, равном 710А, при температуре +25 о С. Ликвидация перегрузки оборудования осуществляется работой существующей АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая–Казинка I, II цепь и схемно-режимными мероприятиями по увеличению генерации на Липецкой ТЭЦ-2. На рисунках 36–41 рассмотрен режим летнего и зимнего максимума нагрузок 2021 и 2025 годов. Отключение ВЛ 220кВ Липецкая–Северная II цепь в схеме ре- монта 1 сек. 220кВ ПС 550кВ Липецкая. Наблюдается превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Липецкая–Казинка II цепь от 751А, загрузка – 106%, при длительно допустимом токе для провода АСО-300, равном 710А, при температуре +25 о С в летний максимум 2021 г. до 1003 А загрузка – 141%, при длительно допустимом токе для провода АСО-300, равном 710 А, в зимний максимум 2021 г. Ликвидация перегрузки оборудования осу- ществляется работой существующей АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая–Казинка I, II цепь и превентивными схемно-режимными мероприятиями по делению сети, а также увеличением генерации на Липецкой ТЭЦ-2. В 2025 г. параметры рассматриваемого режима находятся в области допустимых значений. Расчет электроэнергетических режимов для определения загрузки АТ 220 кВ ПС 220 кВ Елецкая Ниже представлен ряд послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Елецкая. На рисунке 42 представлен послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в схеме ремонта АТ-2 в зимний максимум 2025 года, при этом токовая на- грузка оставшихся в работе АТ-3 составит 374 А, что соответствует 119% Iном. Пара- метры режима находятся в области допустимых значений. На рисунке 43 представлен послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая в зимний максимум 2025 года. Перегрузка оборудования ликвидируется путем выполнения превентивных меропри- ятий по увеличению генерации Елецкой ТЭЦ и регулирования РПН на АТ 3 ПС 220кВ Елецкая и АТ-1, АТ-2 на ПС 220 кВ Тербуны. 5.6.2 Решения по электрическим сетям 110 кВ Ниже приводятся решения по электрическим сетям 110 кВ, расположенным на территории Липецкой области, на период до 2025 г. по двум вариантам развития: – базовый (умеренный) вариант, основанный на прогнозе электропотребления и мощности, разрабатываемом АО «СО ЕЭС», учитывающий необходимые меро- приятия по техническому перевооружению и реконструкции эксплуатируемого обо- рудования, ликвидации районов с высоким риском выхода параметров режимов за область допустимых значений и исполнению договоров об осуществлении техноло- гического присоединения; – региональный (оптимистический) вариант, учитывающий опережающее разви- тие электрических сетей в соответствии с планами развития региона, особых эконо- мических зон, генерирующих компаний и т.д. 5.6.2.1 Решения по электрическим сетям напряжением 110 кВ (базовый вариант развития) В период рассматриваемой перспективы настоящей Схемой по базовому ва- рианту предусматривается развитие и реконструкция сетей 110 кВ Липецкой энер- госистемы. Развитие электрических сетей определяется в основном развитием энергоисточников, темпами роста и распределения электрических нагрузок на рас- сматриваемой территории, необходимостью обеспечения электроснабжения наме- чаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммуналь- но-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в повышении надежности электроснабжения существующих и вновь сооружаемых объектов. Схема сети 110 кВ, а также предварительные параметры линий и подстанций определяются в процессе решения основных вопросов, позволяющих: – повысить надежность электроснабжения потребителей промышленности, транспорта, сельского хозяйства, коммунально-бытового сектора; – усилить электроснабжение отдельных электросетевых районов; – обеспечить электроснабжение новых потребителей. Электрические расчеты сети 110 кВ на расчетные года выполнены с целью: – определения мест размещения новых подстанций; – предварительного выбора схем электрических соединений электростанций и подстанций; – определения сечения проводов/кабелей ЛЭП, числа и мощностей трансформа- торов на подстанциях; – выбора схемы сети; – выбора средств регулирования напряжения и потокораспределения (при не- обходимости); – разработки мероприятий по снижению расхода электроэнергии; – определения токов короткого замыкания, проверки достаточности отключаю- щей способности выключателей. В течение периода 2021–2025 гг. зимний максимум нагрузки по энергосистеме достигнет в 2025 году и составит 2055 МВт (расчеты производятся на 2025 г. исходя из наибольшей загрузки оборудования в данный период). При рассмотрении планируемого периода 2021–2025 годы учтены следующие мероприятия по строительству и реконструкции объектов 110 кВ в 2019 году: – произведена реконструкция ВЛ 110 кВ Тербуны Новая и ВЛ 110 кВ Тербуны-2 с образованием ВЛ 110 кВ Елецкая–Тербуны с отпайками; – выполнена реконструкция участков ВЛ 110 кВ Донская Левая (Правая), находя- щихся в неудовлетворительном техническом состоянии; – выполнена реконструкция участков ВЛ 110 кВ Двуречки Левая (Правая), находя- щихся в неудовлетворительном техническом состоянии; – выполнена реконструкция участков ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (Правая), нахо- дящихся в неудовлетворительном техническом состоянии. Схемы потокораспределения в сети 110 кВ в зимний максимум, зимний мини- мум, летний максимум, летний минимум 2021 и 2025 гг. представлены на рисунках 1-8 (Приложение 12). Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках 9–36 (Приложение 12). Ниже приведены результаты и выводы наиболее тяжёлых аварийных и ремонтных режимов в сети 110 кВ по нагрузкам 2025 г. На рисунке 9 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. От- ключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка 1(2) цепь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) при минимальном потреблении РП-2. Нагрузка ВЛ 110 кВ Чугун Правая (Левая) 673 А, загрузка 132%, для провода АС-185 равном 510 А при темпе- ратуре +25 о С. На рисунке 10 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. От- ключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка 1(2) цепь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) при минимальном потреблении РП-2. Действие существующе- го АОПО ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) на ограничение нагрузки ПС 110 кВ Цемент- ная, ПС 110 кВ Ситовка, ПС 110 кВ Доброе, ПС 110 кВ Привокзальная, ПС 110 кВ КПД в объеме 53,37 МВт. Нагрузка ВЛ 110 кВ Чугун Правая (Левая) 640 А, загрузка 125%, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 о С На рисунке 11 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. От- ключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка 1(2) цепь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) при минимальном потреблении РП-2. Действие существующе- го АОПО ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) на ограничение нагрузки ПС 110 кВ Цемент- ная, ПС 110 кВ Ситовка, ПС 110 кВ Доброе, ПС 110 кВ Привокзальная, ПС 110 кВ КПД в объеме 55 МВт. Превентивное ограничение максимальной мощости Липецкой ТЭЦ- 2 до 80 МВт. Параметры режима находятся в области допустимых значений. На рисунке 12 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. Ава- рийное отключение 2-цепной ВЛ 110 кВ Чугун Левая, Правая при минимальном по- треблении РП-2. Параметры режима находятся в области допустимых значений. На рисунке 13 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. От- ключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка 1 (2) цепь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая (Левая) при минимальном потреблении РП-2. Нагрузка остав- шейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) 542 А, загрузка 106%, для провода АС-185 равном 510А при температуре +25 о С. На рисунке 14 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. От- ключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка 1 (2) цепь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая (Левая) при минимальном потреблении РП-2. Параметры режима находятся в области допустимых значений. Недопустимая загрузка сетевого оборудования ликвидируется превентивным размыканием сети 110 кВ между ПС 220кВ Правобережная и Липецкой ТЭЦ-2 (отключение 2-й цепи ВЛ 110 кВ Привок- зальная на ПС 110 кВ Ситовка). Рекомендуется установка АОПО ВЛ Привокзальная Левая (Правая) на ПС 110 кВ Ситовка с действием на отключение ВЛ Привокзальная Левая (Правая). На рисунках 15–22 рассмотрен режим летнего и зимнего максимума нагрузок 2025 года. Ремонт ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая (Левая) при резко переменном потреблении РП-2. В режиме летнего максимума 2025 г., при максимальном потреблении РП-2, нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) – 556 А, за- грузка 109%, для провода АС-185 равном 510А при температуре +25 о С. При минимальном потреблении РП-2, в летний максимум 2025 г., нагрузка остав- шейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) -586 А, загрузка 115%, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 о С. При максимальном потреблении РП-2, в зимний максимум 2025 г., нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) – 630А, загрузка 96%, для провода АС-185 равном 657,9 А при температуре -5 о С. При минимальном потреблении РП-2, в зимний максимум 2025 г., нагрузка остав- шейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) – 675 А, загрузка 102%, для провода АС-185 равном 657,9А при температуре -50 о С. Недопустимая загрузка сетевого оборудования ликвидируется превентивным размыканием сети 110 кВ между ПС 220 кВ Правобережная и Липецкой ТЭЦ-2 (от- ключение 2-й цепи ВЛ 110кВ Привокзальная на ПС 110 кВ Ситовка). Рекомендуется установка АОПО ВЛ Привокзальная Левая (Правая) на ПС 110 кВ Ситовка с действи- ем на отключение ВЛ Привокзальная Левая (Правая). На рисунке 23 рассмотрен режим отключения ВЛ 110кВ Чугун Правая в схеме ре- монта ВЛ 110 кВ Чугун Левая в летний максимум нагрузок 2025 г. Параметры режима находятся в области допустимых значений. На рисунках 24–27 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. При резко переменном потреблении ПС 110 кВ РП-2. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Чугун Левая (ВЛ 110 кВ Чугун Правая). В режиме летнего максимума 2025 г., при максимальном потреблении РП-2, нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) – 547 А, за- грузка 107%, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 о С. При минимальном потреблении РП-2, в летний максимум 2025 г., нагрузка остав- шейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) -576 А, загрузка 113%, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 о С. Недопустимая загрузка сетевого оборудования ликвидируется превентивным размыканием сети 110кВ между ПС 220кВ Правобережная и Липецкой ТЭЦ-2 (от- ключение 2-й цепи ВЛ 110кВ Привокзальная на ПС 110кВ Ситовка). Рекомендуется установка АОПО ВЛ Привокзальная Левая (Правая) на ПС 110кВ Ситовка с действием на отключение ВЛ Привокзальная Левая (Правая). На рисунках 28–31 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. При максимальном и минимальном потреблении ПС 110 кВ РП-2. Аварийное отклю- чение двухцепной ЛЭП ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка I цепь, ВЛ 110 кВ Липец- кая ТЭЦ-2 – Ситовка II цепь в нормальной схеме. Нагрузка ВЛ 110 кВ Чугун Правая, ВЛ 110 кВ Чугун Левая при максимальном потреблении ПС 110 кВ РП-2 составит 541 А – 106% для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 о С. При минималь- ном потреблении ПС 110 кВ РП-2 нагрузка ВЛ 110 кВ Чугун Правая, ВЛ 110 кВ Чугун Левая – 564 А – 110% для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 о С. Недопустимая загрузка сетевого оборудования ликвидируется действием суще- ствующего АОПО ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) на ограничение нагрузки ПС 110 кВ Цементная, ПС 110 кВ Ситовка, ПС 110 кВ Доброе, ПС 110 кВ Привокзальная, ПС 110 кВ КПД в объеме 53,37 МВт, а также схемно-режимными мероприятиями по ограни- чению генерации Липецкой ТЭЦ-2 в объеме до 319 МВт. На рисунке 32 рассмотрен режим отключения ВЛ 110 кВ Московская Левая (Пра- вая) в схеме ремонта 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол при летнем максимуме нагрузок. Параметры сети в области допустимых значений. На рисунках 33–36 представлен режим летнего и зимнего максимума 2025 г. От- ключение ВЛ 110кВ ТЭЦ-2-Ситовка I цепь в схеме ремонта 2 сек. II СШ 110кВ Липец- кой ТЭЦ-2. Нагрузка ВЛ 110 кВ Чугун Правая (Левая) достигает в летний максимум 2025 г. 809 А, что соответствует загрузке 159%, для провода АС-185 равном 510А при температуре +25 о С и в зимний максимум 2025 г. 818 А 124% для провода АС-185 рав- ном 657,9 А при температуре -5 о С. Недопустимая загрузка сетевого оборудования ликвидируется действием существующего АОПО ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) на ограничение нагрузки ПС 110 кВ Цементная, ПС 110 кВ Ситовка, ПС 110 кВ Доброе, ПС 110 кВ Привокзальная, ПС 110 кВ КПД в объеме 53,37 МВт, а также выполнением превентивного ограничения максимальной мощности Липецкой ТЭЦ-2 до 172 МВт в зимний максимум. ПС 110/35/10 кВ Долгоруково Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Долгоруково за последние три года и до 2025 г.: – мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 6,3 МВА, Т2 10 МВА; – максимальная загрузка подстанции за последние три года – 9,35 МВА (в ре- монтной схеме при отключении трансформатора с наибольшей номинальной мощно- стью – 9,35 МВА (148%); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,89 МВА) – 7,46 МВА (118 %); – величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера – 0,56 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов на- грузки подстанций – 0,3 МВА; – величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,46 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента не- совпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,25 МВА; – загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 9,9 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора с наибольшей номинальной мощностью – 9,9 МВА (157%); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,89 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 8,01 МВА (125 %). Загрузка трансформатора 6,3 МВА в зимний максимум 2025 г. с учетом присо- единения потребителей в послеаварийном режиме составит 8,01 МВА (127 %), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,89 МВА. Исходя из этого требуется замена трансформатора 6,3 МВА на ПС 110 кВ Дол- горуково на трансформатор 10 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2022 г. ПС 110/35/10 кВ Казинка Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Казинка за по- следние три года и до 2025 г.: – мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА; – максимальная загрузка подстанции за последние три года – 26,5 МВА (в ре- монтной схеме при отключении одного трансформатора – 26,5 МВА (166%); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,8 МВА) – 21,7 МВА (136%); – величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера – 1,68 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов на- грузки подстанций – 1,52 МВА; – величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,49 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента не- совпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,26МВА; – загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 28,3 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 28,3 МВА (177%); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,8 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 23,48 МВА (147%). Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Казинка с заме- ной трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2023-2024 гг. ПС 110/35/10 кВ Лебедянь Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Лебедянь за последние три года и до 2025 г.: – мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА; – максимальная загрузка подстанции за последние три года – 20,7 МВА (в ре- монтной схеме при отключении одного трансформатора – 20,7 МВА (129%); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,8 МВА) – 15,9 МВА (99%); – величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замер,а – 1,22 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов на- грузки подстанций – 0,65 МВА; – величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения – 0,57 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента не- совпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,31 МВА; – загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 21,66 МВА (в ремонтной схе- ме при отключении одного трансформатора – 21,66 МВА (135%); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,8 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 16,86 МВА (105%). В связи с неудовлетворительным техническим состоянием основного оборудова- ни, в том числе трансформаторов (срок эксплуатации: Т1 – 52 года, Т2 – 50 лет), пла- нируется комплексная реконструкция ПС Лебедянь с полной заменой оборудования. Рекомендуется в рамках проведения реконструкции выполнить замену существую- щих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х25 МВА в связи с наличием перспективы роста нагрузок. Реконструкцию подстанции рекомендуется выполнить в 2021–2023 гг. В связи с реконструкцией подстанции потребуется реконструкция за- ходов ВЛ 35 и 110 кВ на ПС Лебедянь. 5.6.2.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 110 кВ (базовый вариант развития) Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 110 кВ представлены на 2025 г. В таблице 59 представлены значения токов короткого замыкания в нормальном режиме и максимальные значения токов короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Липецкой энергосистемы на 2025 г. Таблица 59 Уровни токов КЗ в сети 110 кВ на 2025 г. № п/п Наименование Напряжение, кВ Ток трехфазного и однофаз- ного КЗ на 2025 г. в норм. ре- жиме, кА Отключающая способность вы- ключателей, кА 1 Аксай 110/35/10 3,75/1,96 40; 10 2 Бугор 110/35/6 7,45/4,55 40; 10, 10 3 Вербилово 110/35/6 4,16/2,65 40;10, 12.5 4 В. Матренка 110/35/6 1,66/0,92 10 5 Гидрооборудование 110/10/6 9,61/4,75 18.4; 20; 18.4; 12.5 110/35/6 6 Двуречки 110/10 7,73/5,20 25 7 Добринка 110/35/10 1,98/1,13 20, 40; 10 8 Доброе 110/35/10 3,49/2,04 10 9 Казинка 110/35/10 6,61/4,37 40; 10 10 КПД 110/6 12,53/7,83 10 11 ЛТП 110/6 16,18/10,22 12 Никольская 110/35/10 3,26/1,58 40; 10 13 Новая Деревня 110/35/10 5,23/3,34 40; 10 14 Октябрьская 110/10 9,22/6,02 25,40 15 Привокзальная 110/10/6 15,6/9,84 40 16 Ситовка 110/6 19,81/12,99 25; 40 17 Тепличная 110/6 9,96/6,17 18 Усмань 110/35/10 3,19/1,46 20; 40; 6.6; 12.5 19 Хворостянка 110/35/10 3,18/1,77 10 20 Хлевное 110/35/10 2,37/1,52 40;10 21 Трубная-2 110/6 8,41/5,42 Продолжение на 14-й стр. Продолжение. Начало на 8–12-й стр.