Липецкая газета. 2020 г. (г. Липецк)

ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОТДЕЛ 7 № 116 /26244/25 СЕНТЯБРЯ 2020 ЛИПЕЦКАЯ ГАЗЕТА Администрация Липецкой области постановляет: Внести в постановление администрации Липецкой области от 30 апреля 2020 года № 270 «Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Ли- пецкой области на 2021-2025 годы» («Липецкая газета», 2020, 09 июня) следующие изменения: в приложении к постановлению: 1. В пункте 4.2.3 «Рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 кВ» подраздела 4.2 «Анализ текущего состояния и рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 кВ» раздела 4 «Особенности и проблемы функциони- рования энергосистемы липецкой области»: 1) абзацы 8, 9, 19 изложить в следующей редакции: «– ПС 110 кВ Гидроборудование – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей на элегазовые (6 шт.), трансформаторов тока (27 шт.), разъ- единителей (27 шт.), устройств РЗА (на основании протокола филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго» от 27.04.2020 г.); – ПС 110 кВ Компрессорная – на подстанции требуется выполнить замену масля- ных выключателей на элегазовые (5 ш.), трансформаторов тока (24 шт.), разъедини- телей (23 шт.), устройств РЗА (на основании протокола филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго» от 27.04.2020 г.); – ПС 110 кВ Химическая – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей на элегазовые, трансформаторов тока, разъединителей, устройств РЗА (на основании протокола филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго» от 27.04.2020 г.).»; 2) таблицу 41 изложить в следующей редакции: Таблица 41 Объемы работ по реконструкции ВЛ 110 кВ « № п/п Наименова- ние ВЛ 110 кВ Про- тяжен- ность по трассе, км Объем работ Год про- ведения работ 1 ВЛ 110 кВ До- брое 33,7 Замена грозотроса с линейной арматурой на участке опор №1-108, установка дополнительных опор в про- летах №53-54, №55-56, № 102-104 для устранения негабарита 2021 2 ВЛ 110 кВ Ка- сторное 26,9 Замена провода на провод аналогичного сечения и грозотроса с линейной арматурой в пролетах опор №16-17, №92-93, выполнить двойное крепление про- вода на опорах №16,17,92,93 2021 3 ВЛ 110 кВ Ольховец 7,49 Замена грозотроса с линейной арматурой на участ- ке опор №1-13, №60-103, замена провода на про- вод аналогичного сечения с линейной арматурой на участке опор №60-103, выполнить переход через Ж/Д в соответствии с ПУЭ 2023 4 ВЛ 110 кВ Становая Правая, ВЛ 110 кВ Стано- вая Левая 29 Реконструкция ВЛ с выносом головного участка ВЛ из городской черты оп. №1-38 протяженностью 8км (2 цепи (6 пров.) и грозотрос), а также реконструкция перехода через железную дорогу в пролете №89-90 с заменой провода на провод аналогичного сечения, грозотроса, сцепной арматуры и изоляции 2020 5 ВЛ 110 кВ Лу- тошкино Ле- вая, ВЛ 110 кВ Лутошкино Правая 50,6 Реконструкция ВЛ с заменой грозотроса с линей- ной арматурой и гасителями вибрации на участке опор №1-4, замена изоляции с линейной арматурой на участке опор №1-263, замена провода АС-95 и АЖ-120 на АС-120 для приведения в соответствие с ПУЭ 7 изд. п. 2.5.77 (минимально допустимое сече- ние сталеалюминиевого провода по условиям меха- нической прочности ВЛ 35 кВ и выше, сооружаемых на двухцепных или многоцепных опорах, составляет 120/19 мм2) на участке опор №1-263 2021 6 ВЛ 110 кВ 2А 23,1 Замена грозотроса с линейной арматурой на участке опор №1-108, установка дополнительных опор в про- летах №53-54, №55-56, № 102-104 для устранения негабарита 2024 7 ВЛ 110 кВ Бу- гор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая 18,68 Замена грозотроса с линейной арматурой в проле- те опор №1-88, отпайка к ПС Правобережная в про- лете опор № 1-8 с заменой грозотроса и подвесной арматуры, в пролете опор № 42-45 замена опор №42 и №43, замена провода на провод аналогичного се- чения и грозотроса в анкерном пролете №42-45 на переходе через р. Воронеж 2024 8 ВЛ 110 кВ Кольцевая Левая, ВЛ 110 кВ Кольцевая Правая 19,81 Замена опор 8 шт. (№3, №6, №9, №11, №13, №15, №40, №41), замена провода на провод аналогично- го сечения, грозотроса в анкерном пролете №39-43 и подстановка двух опор в пролетах №31-32 отпайка к ПС Южная и пролет №3-4 отпайка к ПС Бугор для га- барита, замена изоляторов с линейной арматурой на участке опор №1-57 2024 9 ВЛ 110 кВ Ча- плыгин-2 22,14 Замена грозотроса с линейной арматурой и гаси- телями вибрации на участке опор № 8-115; замена изоляции с линейной арматурой на участке опор № 9-115; установка дополнительных опор для увеличе- ния габарита в пролетах опор № 59-60, 64-70; 71-80 2024 10 ВЛ 110 кВ Ча- плыгин-1 9 Замена грозотроса с линейной арматурой и гасите- лями вибрации на участке опор № 13-50; замена изо- ляции с линейной арматурой на участке опор № 14- 49; установка дополнительных опор для увеличения габарита в пролетах опор № 13-23, 39-40; 48-49 2024 ». 2. В разделе 5 «Основные направления развития электроэнергетики Липецкой области»: 1) таблицы 44, 45 изложить в следующей редакции: « Таблица 44 Прогноз потребления электроэнергии, млн. кВтч Год 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Липецкая область 13287 13647 13656 13912 14167 14181 Прирост - 2,5% 1,2% 1,7% 2% 1,5% Таблица 45 Прогноз потребления мощности, МВт Год 2020 2021 2022 2023 2024 2025 »; Липецкая область 1940 1995 2010 2040 2069 2076 Прирост - 2% 1,3% 1,4% 1,5% 1% 2) в подразделе 5.6 «Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше»: подпункт 5.6.2.1 «Решения по электрическим сетям напряжением 110 кВ (базо- вый вариант развития)» пункта 5.6.2 «Решения по электрическим сетям 110 кВ» из- ложить в следующей редакции: «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 0 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 0 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 510 А при температуре +25 0 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 220 кВ Правобережная и Липецкой ТЭЦ-2 (отключение 2-й цепи ВЛ 110 кВ Привокзаль- ная 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 510 А при температуре +25 0 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 0 С. При максимальном потреблении РП-2, в зимний максимум 2025 г., нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) – 630 А, загрузка 96 %, для провода АС-185 равном 657,9 А при температуре -5 0 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 657,9 А при температуре -5 0 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 110 кВ 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 110 кВ 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 0 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 0 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 110 кВ 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 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 0 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 0 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. Отключение ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2-Ситовка I цепь в схеме ремонта 2 сек. II СШ 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2. Нагрузка ВЛ 110 кВ Чугун Правая (Левая) достигает в летний мак- симум 2025 г. 809 А, что соответствует загрузке 159 %, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 0С и в зимний максимум 2025 г. 818 А 124 % для провода АС-185 равном 657,9 А при температуре -5 0 С. Недопустимая загрузка сетевого обо- рудования 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 вы- полнением превентивного ограничения максимальной мощности Липецкой ТЭЦ-2 до 172 МВт в зимний максимум. ПС 110/35/10 кВ Долгоруково Год ввода в эксплуатацию Т1 6,3 МВА 1971 г. Срок эксплуатации – 49 лет. Индекс технического состояния – 92. Система охлаждения – М. Год ввода в эксплуатацию Т2 10 МВА 1975 г. Срок эксплуатации – 45 лет. Индекс технического состояния – 92. Система охлаждения – М. 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; – загрузка наименьшего по мощности трансформатора Т1 (6,3 МВА) без учёта перераспределения нагрузки – 9,35 МВА; – аварийно-допустимая нагрузка Т1 – 8,82 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0 С на 120 мин, определенная по таблице 5 приказа МЭ № 81; выявлено превышение аварийно-допустимой нагрузки; – объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 1,96 МВА Время перераспределения нагрузки на дру- гие центры питания – 120 мин; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения на- грузки – 7,39 МВА; – длительно-допустимая загрузка Т1 – 7,4 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0 С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81. Таким образом имеем превышение аварийно-допустимой нагрузки трансфор- матора без учёта перераспределения нагрузки. Превышения длительно-допустимой нагрузки с учётом перераспределения нагрузки при этом не выявлено. При замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (6,3 МВА): – аварийно-допустимая нагрузка Т1 – 10,395 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0 С на 120 мин, определенная по таблице 2 приказа МЭ № 81; – загрузка наименьшего по мощности трансформатора Т1 (6,3 МВА) без учёта пе- рераспределения нагрузки – 9,35 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки; – объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 1,96 МВА Время перераспределения нагрузки на дру- гие центры питания – 120 мин; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения на- грузки – 7,39 МВА; – длительно-допустимая загрузка Т1 – 7,875 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0 С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возможности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора). Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощ- ности превышения аварийно-допустимой без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения на- грузки не выявлено. Далее проведем аналогичный расчет с учетом перспективного роста нагруз- ки для случая замены трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (6,3 МВА). Величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения – 0,3 МВА с учётом коэффициента реализации; – загрузка наименьшего по мощности трансформатора Т1 (6,3 МВА) без учёта перераспределения нагрузки, но с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициента реализации – 9,65 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки, определённой по таблице 2 приказа МЭ № 81; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки, а также с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэф- фициента реализации – 7,69 МВА, что не превышает длительно-допустимую нагрузку для температуры окружающего воздуха -5 0 С, определенную по таблице 1 приказа МЭ № 81 (7,875 МВА). Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощ- ности с учетом перспективного роста нагрузки превышения аварийно-допустимой без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансфор- матора с учётом перераспределения нагрузки не выявлено. При замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (10 МВА): – аварийно-допустимая нагрузка Т1 -16,5 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0 С на 120 мин, определенная по таблице 2 приказа МЭ № 81; – загрузка трансформатора Т1 (10 МВА) без учёта перераспределения нагрузки – 9,35 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки; – объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 1,96 МВА Время перераспределения нагрузки на дру- гие центры питания – 120 мин; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения на- грузки – 7,39 МВА; – длительно-допустимая загрузка Т1 – 12,5 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0 С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возможности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора). Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (10 МВА) превышения аварийно-допустимой без учёта перераспределе- ния нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с перераспределе- нием нагрузки не выявлено. Далее проведем аналогичный расчет с учетом перспективного роста нагрузки для случая замены трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (10 МВА). Величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения – 0,3 МВА с учётом коэффициента реализации; – загрузка трансформатора Т1 (10 МВА) без учёта перераспределения нагрузки, но с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициентом ре- ализации – 9,65 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки, определённой по таблице 2 приказа МЭ № 81; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения на- грузки, а также с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффи- циента реализации – 7,69 МВА, что меньше длительно-допустимой нагрузки для тем- пературы окружающего воздуха -5 0 С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81; Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (10 МВА) превышения аварийно-допустимой без учёта перераспределе- ния нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перерас- пределения и с учетом перспективного роста нагрузки не выявлено. Исходя из вышеизложенного, требуется замена трансформатора 6,3 МВА на ПС 110 кВ Долгоруково на трансформатор с той же мощностью 6,3 МВА. Однако, реко- мендуется выполнить замену существующего трансформаторов на трансформатор мощностью 10 МВА в связи с наличием перспективы роста нагрузок. Данное меро- приятие рекомендуется выполнить в 2022 г. Целесообразность реализации меропри- ятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной програм- мы субъекта электроэнергетики. ПС 110/35/10 кВ Казинка Год ввода в эксплуатацию Т1 16 МВА 1979 г. Срок эксплуатации – 41 лет. Индекс технического состояния – 81. Система охлаждения – Д. Год ввода в эксплуатацию Т2 16 МВА 1981г. Срок эксплуатации – 39 лет. Индекс технического состояния – 81. Система охлаждения – Д. 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 трансформатора Т2 (Т1) – 26,5 МВА; – аварийно-допустимая нагрузка Т1 – 20,8 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С на 120 мин, определенная по таблице 6 приказа МЭ № 81; – загрузка трансформатора Т1 (Т2) (16 МВА) без учёта перераспределения на- грузки – 26,5 МВА, что больше аварийно-допустимой нагрузки; – объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на дру- гие центры питания – 120 мин; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения на- грузки – 21,7 МВА; – длительно-допустимая загрузка Т1 (Т2) – 18,8 МВА для температуры окружаю- щего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81. Таким образом, имеем превышение аварийно-допустимой нагрузки трансфор- матора без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки с учётом перераспределения нагрузки. При замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (16 МВА): – аварийно-допустимая нагрузка Т1 (Т2) – 24 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0 С на 120 мин, определенная по таблице 3 приказа МЭ № 81; – загрузка трансформатора Т1 (Т2) (16 МВА) без учёта перераспределения на- грузки – 26,5 МВА, что больше аварийно-допустимой нагрузки; – объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на дру- гие центры питания – 120 мин; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения на- грузки – 21,7 МВА; – длительно-допустимая загрузка Т1 (Т2) -20 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0 С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возможности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора). Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощ- ности (16 МВА) выявлено превышение аварийно-допустимой без учёта перерас- пределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки. Величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения – 0,68 МВА с учётом коэффициента реализации; – загрузка трансформатора Т1 (Т2) (16 МВА) без учёта перераспределения на- грузки, но с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффици- ентом реализации – 27,18 МВА, что больше аварийно-допустимой нагрузки, опреде- лённой по таблице 3 приказа МЭ № 81; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки, а также с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэф- фициента реализации – 22,38 МВА, что больше длительно-допустимой нагрузки для температуры окружающего воздуха -5 0 С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81. Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощ- ности (16 МВА) с учетом перспективной нагрузки также выявлено превышение ава- рийно-допустимой нагрузки без учёта перераспределения нагрузки и длительно-до- пустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки. При замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (25 МВА): – аварийно-допустимая нагрузка Т1 (Т2) – 37,5 МВА для температуры окружаю- щего воздуха -5 0 С на 120 мин, определенная по таблице 3 приказа МЭ № 81; – загрузка трансформатора Т1 (Т2) (25 МВА) без учёта перераспределения на- грузки с учетом перспективной нагрузки – 27,18 МВА, что меньше аварийно-допусти- мой нагрузки; – объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на дру- гие центры питания – 120 мин; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения на- грузки с учетом перспективной нагрузки – 22,38 МВА; – длительно-допустимая загрузка Т1 (Т2) -31,25 МВА для температуры окружаю- щего воздуха -5 0 С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возмож- ности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора). Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (25 МВА) превышения аварийно-допустимой и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки не выявлено. Исходя из этого, рекомендуется замена трансформаторы Т1 и Т2 (16 МВА) на ПС 110 кВ Казинка на трансформаторы 25 МВА. Данное мероприятие предлагается вы- полнить в 2024 г. ПС 110/35/10 кВ Лебедянь Год ввода в эксплуатацию Т1 16 МВА 1968 г. Срок эксплуатации – 52 лет. Индекс технического состояния – 50. Система охлаждения – Д. Год ввода в эксплуатацию Т2 16 МВА 1970 г. Срок эксплуатации – 50 лет. Индекс технического состояния – 50. Система охлаждения – Д. 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 трансформатора Т2 (Т1) – 20,7 МВА. В связи с неудовлетворительным техническим состоянием основного оборудова- ния (индекс технического состояния Т1 и Т2 равен 50) в соответствии с п. 17 приказа МЭ РФ№ 81 от 08.02.2019 г. перегрузка силовых трансформаторов не допускается. – объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на дру- гие центры питания – 120 мин; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения на- грузки – 15,9 МВА, что меньше длительно-допустимой нагрузки; В связи с недопущением перегруза трансформаторов по техническому состоя- нию, требуется замена силовых трансформаторов. При замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (16 МВА): – аварийно-допустимая нагрузка Т1 (Т2) – 24 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0 С на 120 мин, определенная по таблице 3 приказа МЭ № 81; – загрузка трансформатора Т1 (Т2) (16 МВА) без учёта перераспределения на- грузки – 20,7 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки; – объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на дру- гие центры питания – 120 мин; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения на- грузки – 15,9 МВА; – длительно-допустимая загрузка Т1 (Т2) -20 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0 С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возможности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора). Таким образом, превышения аварийно-допустимой без перераспределения на- грузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспреде- ления нагрузки при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (16 МВА) не выявлено. Величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения – 1,52 МВА с учётом коэффициента реализации; – загрузка трансформатора Т1 (Т2) (16 МВА) без учёта перераспределения на- грузки, но с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициен- та реализации – 22,22 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки, определён- ной по таблице 3 приказа МЭ № 81 (при замене трансформатора Т1 на трансформа- тор той же мощности (16 МВА)); – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки, а также с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэф- фициента реализации – 17,42 МВА, что меньше длительно-допустимой нагрузки (при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности) для температуры окружающего воздуха -5 0 С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81. Таким образом, с учетом заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности превышения аварийно-допустимой нагрузки без учёта перераспределения нагрузки и длитель- но-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки не выявлено. При замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (25 МВА): – аварийно-допустимая нагрузка Т1 (Т2) – 37,5 МВА для температуры окружаю- щего воздуха -5 0С на 120 мин, определенная по таблице 3 приказа МЭ № 81; – загрузка трансформатора Т1 (Т2) (25 МВА) без учёта перераспределения на- грузки – 20,7 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки; – объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на дру- гие центры питания – 120 мин; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения на- грузки – 15,9 МВА; – длительно-допустимая загрузка Т1 (Т2) – 31,25 МВА для температуры окружаю- щего воздуха -5 0 С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возмож- ности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора). Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (25 МВА) превышения аварийно-допустимой без учёта перераспределе- ния нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перерас- пределения нагрузки не выявлено. Величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения – 1,52 МВА с учётом коэффициента реализации; – загрузка трансформатора Т1 (Т2) (25 МВА) без учёта перераспределения на- грузки, но с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициен- том реализации – 22,22 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки, опреде- лённой по таблице 3 приказа МЭ № 81; – расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки, а также с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэф- фициента реализации – 17,42 МВА, что меньше длительно-допустимой нагрузки для температуры окружающего воздуха -5 0 С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81. Таким образом, с учетом перспективной нагрузки при замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (25 МВА) превышения аварийно-допусти- мой без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки транс- форматора с учётом перераспределения нагрузки не выявлено. Исходя из вышеизложенного, планируется комплексная реконструкция ПС Лебе- дянь с полной заменой оборудования. Требуется реконструкция ПС 110 кВ Лебедянь Постановление администрации Липецкой области № 530 от 23.09.2020, г. Липецк О внесении изменений в постановление администрации Липецкой области от 30 апреля 2020 года № 270 «Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2021-2025 годы» Окончание на 8-й стр.