Липецкая газета. 2021 г. (г. Липецк)

ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОТДЕЛ 8 № 61 /26345/21 МАЯ 2021 ЛИПЕЦКАЯ ГАЗЕТА Таблица 5 – Территориальные сетевые организации Липецкой области № п/п Наименование организации 1 Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – «Верхне-Донское ПМЭС» 2 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго» 3 АО «ЛГЭК» 4 Филиал ОАО «РЖД» Трансэнерго Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению Информация о гарантирующих поставщиках и энергосбытовых компаниях – субъектах опто- вого рынка, осуществляющих централизованное электроснабжение потребителей на территории Липецкой области, представлена в таблице 6. Таблица 6 – Гарантирующие поставщики и энергосбытовые организации Липецкой области № п/п Наименование организации 1 ОАО «ЛЭСК» 2 ООО «НОВИТЭН» 3 АО «Газпром энергосбыт» 4 ООО «Русэнергоресурс» 5 ООО «Межрегионсбыт» 6 ООО «ЭСК ОЭЗ Липецк» 7 ООО «ГРИНН Энергосбыт» 8 ООО «Русэнергосбыт» 9 ООО «Транснефтьэнерго» 10 ООО «МагнитЭнерго» 11 АО «Мосэнергосбыт» 12 ООО «АгроЭнергоСбыт» 13 ООО «Региональная энергетическая компания» 14 ОАО «ЭСК РусГидро» 15 АО «АтомЭнергоСбыт» Также к субъектам оптового рынка, функционирующим на территории Липецкой области, от- носится крупный потребитель – ПАО «НЛМК». 2.2 Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области и структура электропотребления Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области за последние 5 лет представлена в таблице 7 и на рисунке 2. Таблица 7 – Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области, млн кВт•ч Показатель/год 2016 2017 2018 2019 2020 Липецкая область 12392 12546 13008,2 12884,4 13173,2 Прирост, % - 1,2 3,7 -1,0 2,2 Потери ЕНЭС 336 354 361 326 411,2 СН ТЭЦ 336 345 363 373 382 НЛМК 6736,0 6715,0 6934,6 6534,0 6702,8 Крупные потребители – субъек- ты ОРЭ 781 896 1034 1448 1417 Гарантирующие поставщики 4204 4236 4316 4203 4260 В 2020 году потребление электроэнергии энергосистемы Липецкой области составило 13173,2 млн кВт•ч с приростом 2,2% (289 млн кВт•ч) относительно 2019 года. Суммарно за по- следние 5 лет годовое потребление электроэнергии энергосистемы Липецкой области увеличи- лось на 781 млн кВт•ч (6,3% относительно 2016 года). Рисунок 2 – Динамика потребления электроэнергии в Липецкой области за отчетный период В таблице 8 представлена структура электропотребления по видам экономической деятель- ности за 2016–2020 гг. На рисунке 3 представлена структура электропотребления по видам эко- номической деятельности в процентном соотношении. Таблица 8 – Структура электропотребления субъекта РФ по видам экономической деятель- ности за 2016–2020 гг., млн кВт•ч № п/п Наименование 2016 2017 2018 2019 2020 1 Промышленное производство 7893,77 7901,9 8312,6 8053,0 8358,0 2 Сельское хозяйство 101,01 208,7 261,4 465,5 709,0 3 Бытовое потребление (потребление электрической энергии населением) 1095,82 1116,1 1097,7 1114,0 1126,0 4 Прочие потребители 1845,3 1845,5 1875,4 1819,0 1530,2 5 Потери в электрических сетях 903,42 905,6 898,5 855,1 842,4 6 Потери ЕНЭС 335,6 348 361 326,0 411,2 7 Собственные нужды электростан- ций филиала ПАО «Квадра» – «Ли- пецкая генерация» 227,4 218,1 213,2 194,4 196,4 ВСЕГО 12392 12545,9 13008,2 12884,4 13173,2 Рисунок 3 – Структура электропотребления субъекта РФ по видам экономической деятель- ности за 2016–2020 гг. 2.3 Перечень и характеристика основных крупных потребителей электрической энергии в регионе Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Липецкой области с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет представлен в таблице 9 и на рисунке 4. Таблица 9 – Основные крупные потребители электрической энергии в Липецкой области Крупный потребитель Ед. изм. 2016 2017 2018 2019 2020 ПАО «НЛМК» млн кВт . ч 6736 6715 6935 6534 6702,8 МВт 880 860 890 875 880 % к области 54,4 53,5 53,3 50,7 50,9 АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» млн кВт . ч 149 167 207 229,1 220,7 МВт 17 20,9 26 29,4 26 % к области 1,2 1,3 1,6 1,8 1,7 ООО «ТК Елецкие овощи» млн кВт . ч - 26,6 145,9 257,3 394 МВт - 13 54 119 141 % к области - 0,2 1,1 2 3,0 ООО «ТК ЛипецкАгро» млн кВт . ч - 47,9 122 144,1 169,7 МВт - 40 48 46 77 % к области - 0,4 0,9 1,1 1,3 ООО «Овощи Черноземья» млн кВт . ч - - 60,5 137,7 203,5 МВт - - 23,1 52,7 98 % к области - - 0,5 1,1 1,5 ОАО «РЖД» в границах Липецкой области млн кВт . ч 320 322 340,6 293,9 289,5 МВт 46 46 46 45 40 % к области 2,6 2,6 2,6 2,3 2,2 Итого крупные потребители области млн кВт . ч 7299 7382 7898 7696 7980,2 МВт 958 995,9 1101 1177 1262 % к области 58,9 58,8 60,7 59,7 60,6% Рисунок 4 – Основные крупные потребители электрической энергии в Липецкой области Согласно таблице 9 потребление электроэнергии ПАО «НЛМК» оказывает основное влияние на изменение динамики потребления электроэнергии Липецкой области. Остальные потреби- тели показывают гораздо меньшую динамику роста или снижения, не оказывающую заметного влияния на изменение общего потребления по области. В таблице 10 приведен перечень основных перспективных потребителей с указанием макси- мальной мощности, заявленной к технологическому присоединению. Таблица 10 – Перечень основных крупных потребителей с указанием заявленной максималь- ной мощности № Наименование заявителя Заявляемая мощность по ТУ, МВт 1 ООО «Линде Газ Липецк» (ООО «ЛГЛ») 48 2 АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» 40 3 ОАО «РЖД» 16,29 4 ПАО «НЛМК» 15 5 ООО «Черноземье» 10 6 ООО «Моторинвест» 10 7 ОАО «ПРОГРЕСС» 5 2.4 Динамика изменения максимума нагрузки и резерв мощности крупных центров питания за последние пять лет 2.4.1 Динамика изменения максимума нагрузки за последние пять лет Динамика изменения максимума нагрузки в энергосистеме Липецкой области за последние 5 лет представлена в таблице 11. Таблица 11 – Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет № Показатель 2016 2017 2018 2019 2020 1 Потребность (собственный максимум), МВт 1846,95 1809 1928,02 1924,75 2086 Прирост, % - -2,1% 6,6% -0,2% 8,4% В 2020 году собственный максимум нагрузки энергосистемы Липецкой области составил 2086 МВт с приростом 8,4% (161,3 МВт) относительно 2019 года. Суммарно за последние 5 лет собственный максимум нагрузки энергосистемы Липецкой области увеличился на 239,1 МВт (12,9% относительно 2016 года). На рисунке 5 в графическом виде представлена динамика изменения максимума нагрузки в энергосистеме Липецкой области за последние 5 лет. Рисунок 5 – Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Липецкой области за последние 5 лет 2.4.2 Резерв мощности крупных центров питания за последние пять лет Питание наиболее крупного энергоузла – энергопринимающих установок ПАО «НЛМК» – от электрической сети 220 кВ осуществляется через ПС 220 кВ Северная, ПС 220 кВ Металлургиче- ская и ПС 220 кВ Новая. С учетом максимума нагрузки этих центров питания за последние 5 лет для зимнего и летнего периода соответственно составили: – ПС 220 кВ Металлургическая – 252,5 МВА и 294,7 МВА; – ПС 220 кВ Новая – 225,1 МВА и 212,2 МВА; – ПС 220 кВ Северная – 164,7 МВА и 175,5 МВА. С учетом длительной допустимой нагрузки трансформаторного оборудования на указанных центрах питания резерв мощности для зимнего и летнего периодов соответственно составляет: – ПС 220 кВ Металлургическая – 57% и 42% от ДДТН; – ПС 220 кВ Новая – 48% и 42% от ДДТН; – ПС 220 кВ Северная – 74% и 69% от ДДТН. 2.5 Анализ максимума нагрузки за последние три года и выводы о наличии резерва мощности центров питания 35 кВ и выше 2.5.1 Анализ максимума нагрузки центров питания 35–110 кВ Данные о текущей загрузке и текущем резерве центров питания 35 кВ и выше на основании максимальной нагрузки по данным контрольных замеров в зимний и летний периоды за послед- ние 3 года представлены в таблицах 12–15. Цветом обозначено отсутствие резерва мощности на центре питания. Расчеты текущей загрузки центра питания и текущего резерва мощности выпол- нялись с учетом следующих условий: – Коэффициенты допустимой длительной токовой нагрузки трансформаторов 110 кВ приня- ты на основании официальных данных собственников оборудования и в соответствии с приказом Минэнерго России от 08.02.2019 №81; – Коэффициенты допустимой длительной токовой нагрузки трансформаторов 35 кВ и транс- форматоров 110 кВ мощностью менее 5 МВА приняты на основании официальных данных соб- ственников оборудования и в соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13.01.2003 №6; – Возможность перевода нагрузки в послеаварийном режиме на другие центры питания для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима и данные об индексе тех- нического состояния приняты на основании официальных данных собственника оборудования. Для определения резерва центра питания необходимо определить минимальное значение из резервов центра питания в зимний и летний периоды с учетом схемно-режимных меропри- ятий (например, переводом нагрузки на другие центры питания по сети 6–35 кВ), длительно и аварийно допустимой токовой нагрузок трансформаторного оборудования в нормальной схеме (для однотрансформаторных подстанций) и при единичном отключении трансформатора (для двухтрансформаторных подстанций). Расчет резерва мощности центров питания представлен на примере ПС 110 кВ Агрегатная. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТДН 1982 79 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 Т-2 ТДН 1977 85 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период (S нагр зима ) составляет 13,06 МВА (19.12.2018 – выявлена в 18:00), в летний период (S нагр лето ) – 11,19 МВА (19.06.2019 – выявлена в 13:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Агрегатная в послеаварийном режиме возмо- жен перевод до 0,96 МВА нагрузки (∆S срм ) на ПС 110 кВ Западная за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-1(2) мощность оставшегося в работе Т-2(1) с учетом ДДТН составляет 17,84 МВА в зимний период (S N-1_зима ДДТН ) и 14,56 МВА в летний период (S N-1_лето ДДТН ), с учетом АДТН (2 часа) составляет 19,2 МВА в зимний период (S N-1_зима АДТН ) и 16 МВА в летний период (S N-1_лето АДТН ). Для начала определяется резерв мощности для зимнего периода – при зимнем максимуме нагрузки центра питания за последние 3 года с учетом перегрузочной способности трансформа- торного оборудования при температуре +5°: S рез_зима тек = S N-1_зима ДДТН + min{∆S срм ; S N-1_зима АДТН – S N-1_зима ДДТН } – S нагр зима = = 17,84 + min{0,96; 19,2 – 17,84} – 13,06 = 17,84 + min{0,96; 1,36}– 13,06 = 17,84 + 0,96 – 13,06 = 5,74 МВА. Далее определяется резерв мощности для летнего периода – при летнем максимуме нагруз- ки центра питания за последние 3 года с учетом перегрузочной способности трансформаторного оборудования при температуре +30°: S рез_лето тек = S N-1_лето ДДТН + min{∆S срм ; S N-1_лето АДТН – S N-1_лето ДДТН } – S нагр лето = = 14,56 + min{0,96; 16 – 14,56} – 11,19 = 14,56 + min{0,96; 1,44} – 11,19 = 14,56 + 0,96 – 11,19 = 4,33 МВА. Текущий резерв мощности ПС 110 Агрегатная определяется как минимальное из двух полу- ченных значений: S рез тек = min{ S рез_зима тек ; S рез_лето тек } = min{5,74; 4,33} = 4,33 МВА. Таблица 12 – Загрузка и текущий резерв центров питания Филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго» Наименование ЦП Уста- нов- ленная мощ- ность ЦП Максимальная загрузка ЦП за последние 3 года, МВА Длительно до- пустимая на- грузка ЦП в ре- жиме N-1 (при отключении наиболее мощ- ного Т), МВА Аварийно допу- стимая нагрузка ЦП в режиме N-1 (при отключении наиболее мощ- ного Т), МВА На- грузка, перево- димая по сети 6-35 кВ Текущий резерв мощно- сти ЦП S ЦП , МВА зима лето зима лето зима лето ∆S срм , МВА Sрезтек ПС 110 кВ Агрегатная 32 13,06 11,19 17,84 14,56 19,20 16,00 0,96 4,33 ПС 110 кВ Волово 20 3,10 2,58 11,15 9,10 12,00 10,00 0,18 6,70 ПС 110 кВ Гороховская 32 15,77 11,59 17,84 14,56 19,20 16,00 4,80 3,43 ПС 110 кВ Долгоруково 16,3 7,88 5,65 7,02 5,73 8,19 6,93 1,89 0,31 ПС 110 кВ Донская 20 6,75 6,11 11,15 9,10 12,00 10,00 1,92 3,89 ПС 110 кВ Западная 80 17,15 11,54 44,60 36,40 48,00 40,00 0,36 25,22 ПС 110 кВ Измалково 20 8,63 3,80 11,15 9,10 12,00 10,00 0,70 3,22 ПС 110 кВ Кашары 16,3 4,19 2,47 7,02 5,73 8,19 6,93 0,40 3,23 ПС 110 кВ Лукошкино 5 0,88 1,40 2,63 2,63 3,25 3,25 0,29 1,51 ПС 110 кВ Набережное 16,3 3,71 2,44 7,02 5,73 8,19 6,93 0,75 4,05 ПС 110 кВ Табак 32 6,24 7,68 17,84 14,56 19,20 16,00 1,60 8,32 ПС 110 кВ Тербунский гончар 50 6,98 6,26 31,25 28,75 36,25 30,00 0,00 22,49 ПС 110 кВ Тербуны 20 11,08 10,23 11,15 9,10 12,00 10,00 1,00 -0,23 ПС 35 кВ II-е Тербуны 5 1,32 0,99 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,30 ПС 35 кВ Авангард 8 2,39 1,62 4,20 4,20 5,20 5,20 0,65 2,46 ПС 35 кВ Аврора 5 1,88 1,58 2,63 2,63 3,25 3,25 0,35 1,10 ПС 35 кВ Афанасьево 5 1,91 1,39 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 0,71 ПС 35 кВ Большая Боёвка 5 0,36 0,27 2,63 2,63 3,25 3,25 0,05 2,31 ПС 35 кВ Бабарыкино 5 0,87 0,58 2,63 2,63 3,25 3,25 0,31 2,07 ПС 35 кВ Борки 5 1,81 1,03 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 0,82 ПС 35 кВ Васильевка 5 0,77 0,58 2,63 2,63 3,25 3,25 0,05 1,91 ПС 35 кВ Веселое 2,5 0,18 0,28 2,63 2,63 3,25 3,25 0,03 2,38 ПС 35 кВ Воронец 8 2,04 1,18 4,20 4,20 5,20 5,20 0,30 2,46 ПС 35 кВ Восточная 26 6,28 4,83 10,50 10,50 13,00 13,00 1,30 5,52 ПС 35 кВ Гатище 5 0,48 0,47 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,15 ПС 35 кВ Гнилуша 12,6 2,97 1,88 6,62 6,62 8,19 8,19 0,30 3,94 ПС 35 кВ Голиково 3,4 1,09 1,48 1,68 1,68 2,08 2,08 0,00 0,20 ПС 35 кВ Грызлово 5 0,79 0,67 2,63 2,63 3,25 3,25 0,20 2,03 ПС 35 кВ Жерновное 5 0,49 0,65 2,63 2,63 3,25 3,25 0,02 2,00 ПС 35 кВ Задонск-сельская 7,2 2,50 1,76 3,36 3,36 4,16 4,16 0,00 0,86 ПС 35 кВ Захаровка 5 0,55 0,39 2,63 2,63 3,25 3,25 0,10 2,17 ПС 35 кВ Казаки 8 3,53 1,12 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 0,67 ПС 35 кВ Казачье 5 0,86 0,79 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,77 ПС 35 кВ Каменка 2,5 0,95 0,76 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,68 ПС 35 кВ Кириллово 5 0,74 0,39 2,63 2,63 3,25 3,25 0,30 2,19 ПС 35 кВ Князево 5 0,41 0,36 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,21 ПС 35 кВ Колесово 12,6 3,70 2,22 6,62 6,62 8,19 8,19 0,30 3,21 ПС 35 кВ Красная Пальна 3,2 0,55 0,83 3,36 3,36 4,16 4,16 0,27 2,80 ПС 35 кВ Красотыновка 2,5 0,69 0,57 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,94 ПС 35 кВ Ксизово 5 0,30 0,23 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,32 ПС 35 кВ Ламское 5 1,59 1,20 2,63 2,63 3,25 3,25 0,18 1,22 ПС 35 кВ Лебяжье 4,1 0,29 0,18 1,68 1,68 2,08 2,08 0,00 1,39 ПС 35 кВ Ломовец 4,1 0,46 0,38 1,68 1,68 2,08 2,08 0,00 1,22 ПС 35 кВ Озерки 2,5 0,18 0,13 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,45 ПС 35 кВ Ольшанец 6,5 1,39 0,86 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,24 ПС 35 кВ Панкратовка 2,5 1,02 0,87 2,63 2,63 3,25 3,25 0,05 1,66 ПС 35 кВ Плоское 8 3,34 2,20 4,20 4,20 5,20 5,20 0,64 1,50 ПС 35 кВ Преображенье 2,5 0,57 1,89 2,63 2,63 3,25 3,25 0,10 0,83 ПС 35 кВ №5 9,5 1,02 1,35 3,36 3,36 4,16 4,16 0,00 2,01 ПС 35 кВ Солидарность 8 2,79 1,73 4,20 4,20 5,20 5,20 0,70 2,11 ПС 35 кВ Стегаловка 5,7 0,89 0,48 2,63 2,63 3,25 3,25 0,20 1,94 ПС 35 кВ Талица 5 2,21 1,46 2,63 2,63 3,25 3,25 0,60 1,01 ПС 35 кВ Тимирязево 8 1,91 1,42 4,20 4,20 5,20 5,20 0,20 2,49 ПС 35 кВ Тихий Дон 8 0,70 0,37 4,20 4,20 5,20 5,20 0,10 3,60 ПС 35 кВ Хитрово 12,6 1,08 1,46 6,62 6,62 8,19 8,19 0,00 5,16 ПС 35 кВ Чернава 5 1,71 1,37 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 0,92 ПС 35 кВ Чернолес 5 0,36 0,23 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,27 ПС 35 кВ Яковлево 2,5 1,05 0,76 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,57 МПС 110 кВ Елецпром 25 1,06 0,43 31,25 28,75 36,25 30,00 0,00 28,32 ПС 110 кВ Астапово 32 6,58 5,04 17,84 14,56 19,20 16,00 4,35 10,96 ПС 110 кВ Березовка 26 4,20 2,56 11,15 9,10 12,00 10,00 1,75 7,44 ПС 110 кВ Компрессорная 32 8,30 5,46 17,84 14,56 19,20 16,00 3,20 10,54 ПС 110 кВ Круглое 8,8 0,57 0,47 2,63 2,63 3,25 3,25 0,15 2,21 ПС 110 кВ Куймань 5 1,32 0,89 2,63 2,63 3,25 3,25 0,20 1,51 ПС 110 кВ Лебедянь 32 23,89 13,25 17,84 14,56 19,20 16,00 4,80 -4,69 ПС 110 кВ Лев Толстой 10 2,33 1,09 11,15 9,10 12,00 10,00 0,90 8,91 ПС 110 кВ Лутошкино 5 0,27 0,18 2,63 2,63 3,25 3,25 0,12 2,48 Наименование ЦП Уста- нов- ленная мощ- ность ЦП Максимальная загрузка ЦП за последние 3 года, МВА Длительно до- пустимая на- грузка ЦП в ре- жиме N-1 (при отключении наиболее мощ- ного Т), МВА Аварийно допу- стимая нагрузка ЦП в режиме N-1 (при отключении наиболее мощ- ного Т), МВА На- грузка, перево- димая по сети 6-35 кВ Текущий резерв мощно- сти ЦП S ЦП , МВА зима лето зима лето зима лето ∆S срм , МВА Sрезтек ПС 110 кВ Нива 20 6,31 6,61 11,15 9,10 12,00 10,00 1,10 3,39 ПС 110 кВ Ольховец 5 1,55 0,85 2,63 2,63 3,25 3,25 0,10 1,17 ПС 110 кВ Рождество 25 0,75 1,12 31,25 28,75 36,25 30,00 0,00 27,63 ПС 110 кВ Россия 32 6,43 6,49 17,84 14,56 19,20 16,00 2,04 9,51 ПС 110 кВ Троекурово 16,3 2,76 1,35 7,88 7,24 9,77 8,19 0,45 5,56 ПС 110 кВ Химическая 32 16,64 8,18 17,84 14,56 19,20 16,00 4,20 2,56 ПС 110 кВ Чаплыгин Новая 32 8,78 6,45 17,84 14,56 19,20 16,00 0,09 8,20 ПС 35 кВ Агроном 10,3 2,49 1,14 4,20 4,20 5,20 5,20 0,15 1,86 ПС 35 кВ Б. Верх 5 0,62 0,42 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,01 ПС 35 кВ Большие Избищи 5 1,55 1,02 2,63 2,63 3,25 3,25 0,05 1,13 ПС 35 кВ Большое Попово 5 1,69 1,09 2,63 2,63 3,25 3,25 0,40 1,34 ПС 35 кВ Барятино 5 0,29 0,28 2,63 2,63 3,25 3,25 0,21 2,54 ПС 35 кВ Бигильдино 5 1,08 0,80 2,63 2,63 3,25 3,25 0,36 1,91 ПС 35 кВ Ведное 5 0,73 0,46 2,63 2,63 3,25 3,25 0,25 2,15 ПС 35 кВ Воскресеновка 3,2 0,67 0,39 1,68 1,68 2,08 2,08 0,00 1,01 ПС 35 кВ Гагарино 3,6 0,38 0,32 1,89 1,89 2,34 2,34 0,17 1,68 ПС 35 кВ Головинщино 5 0,50 0,49 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,12 ПС 35 кВ Данков Сельская 12,6 4,69 3,23 6,62 6,62 8,19 8,19 0,62 2,55 ПС 35 кВ Долгое 5 0,26 0,18 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,36 ПС 35 кВ Дрезгалово 3,2 0,62 0,43 1,68 1,68 2,08 2,08 0,15 1,21 ПС 35 кВ Дубрава 5 0,36 0,20 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,26 ПС 35 кВ Знаменка 2,5 0,59 0,55 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,03 ПС 35 кВ Каменная Лубна 2,5 0,84 0,38 2,63 2,63 3,25 3,25 0,10 1,88 ПС 35 кВ Колыбельская 5 1,14 0,88 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,49 ПС 35 кВ Комплекс 8 1,59 1,59 4,20 4,20 5,20 5,20 0,76 3,37 ПС 35 кВ Красное 8 3,25 1,92 4,20 4,20 5,20 5,20 1,20 1,95 ПС 35 кВ Культура 5 0,84 0,49 2,63 2,63 3,25 3,25 0,10 1,88 ПС 35 кВ Никольское 4 0,27 0,28 4,20 4,20 5,20 5,20 0,03 3,95 ПС 35 кВ Новополянье 5 0,85 0,47 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,78 ПС 35 кВ Первомайская 2,5 0,85 0,74 2,63 2,63 3,25 3,25 0,34 2,12 ПС 35 кВ Пиково 2,5 0,56 0,48 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,06 ПС 35 кВ Полибино 5 0,42 0,24 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,21 ПС 35 кВ Политово 5 0,76 0,43 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,86 ПС 35 кВ Раненбург 4,1 1,71 0,91 1,68 1,68 2,08 2,08 0,30 0,27 ПС 35 кВ Сапрыкино 4,1 0,48 0,32 1,68 1,68 2,08 2,08 0,00 1,20 ПС 35 кВ Сергиевка 5 0,16 0,14 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,46 ПС 35 кВ Теплое 5 1,12 0,73 2,63 2,63 3,25 3,25 0,75 2,13 ПС 35 кВ Топки 5 0,50 0,50 2,63 2,63 3,25 3,25 0,12 2,24 ПС 35 кВ Троекурово совхозная 5 2,30 2,01 2,63 2,63 3,25 3,25 0,60 0,93 ПС 35 кВ Хрущево 5 0,57 0,56 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,05 ПС 35 кВ Яблоново 5 0,77 0,61 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,85 МПС 35 кВ Романово 4 1,30 0,56 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 2,90 ПС 110 кВ Аксай 20 9,61 4,01 11,15 9,10 12,00 10,00 0,40 1,94 ПС 110 кВ Бугор 126 26,13 19,43 78,75 72,45 91,35 75,60 5,00 56,17 ПС 110 кВ Вербилово 16,3 3,84 2,61 7,02 5,73 8,19 6,93 1,89 4,32 ПС 110 кВ Верхняя Матренка 12,6 2,11 4,30 7,02 5,73 8,19 6,93 0,70 2,14 ПС 110 кВ Гидрооборудование 50 6,49 5,41 27,88 22,75 30,00 25,00 0,00 17,34 ПС 110 кВ Гидрооборудование (Т-3) 31,5 10,95 5,78 39,38 36,23 45,68 37,80 0,00 28,43 ПС 110 кВ ГПП-2 ЛТЗ 126 13,80 11,32 70,25 57,33 75,60 63,00 1,20 47,21 ПС 110 кВ Двуречки 6,3 3,12 2,25 7,02 5,73 8,19 6,93 1,43 4,68 ПС 110 кВ Добринка 26 7,24 5,22 11,15 9,10 12,00 10,00 2,00 4,76 ПС 110 кВ Доброе 32 18,99 9,50 17,84 14,56 19,20 16,00 4,80 0,21 ПС 110 кВ Казинка 32 17,84 11,25 17,84 14,56 19,20 16,00 4,80 1,36 ПС 110 кВ КПД 26 6,99 6,33 11,15 9,10 12,00 10,00 0,00 2,77 ПС 110 кВ ЛТП 16,3 2,14 1,15 7,02 5,73 8,19 6,93 0,00 4,58 ПС 110 кВ Манежная 80 4,22 3,74 50,00 46,00 58,00 48,00 0,50 42,76 ПС 110 кВ Никольская 12,6 5,58 4,19 7,02 5,73 8,19 6,93 0,65 2,10 ПС 110 кВ Новая Деревня 20 9,30 7,49 11,15 9,10 12,00 10,00 3,00 2,51 ПС 110 кВ Октябрьская 80 23,36 20,40 50,00 46,00 58,00 48,00 0,50 26,10 ПС 110 кВ Привокзальная 80 36,74 30,33 50,00 46,00 58,00 48,00 1,33 14,59 ПС 110 кВ Ситовка 20 3,47 3,02 11,15 9,10 12,00 10,00 0,98 6,98 ПС 110 кВ Тепличная 30 4,29 2,82 16,73 13,65 18,00 15,00 2,35 12,18 ПС 110 кВ Трубная-2 50 4,66 3,06 27,88 22,75 30,00 25,00 0,00 19,69 ПС 110 кВ Университетская 80 8,95 7,67 50,00 46,00 58,00 48,00 0,00 38,33 ПС 110 кВ Усмань 32 15,40 10,00 17,84 14,56 19,20 16,00 4,16 3,80 ПС 110 кВ Хворостянка 26 12,94 9,21 11,15 9,10 12,00 10,00 1,82 -0,94 ПС 110 кВ Хлевное 32 14,69 11,10 17,84 14,56 19,20 16,00 1,80 4,51 ПС 110 кВ Цементная 135 46,23 43,90 85,68 75,12 96,40 80,00 1,78 33,00 ПС 110 кВ Юго-Западная 120 37,61 35,59 94,60 82,40 106,00 88,00 6,85 52,41 ПС 110 кВ Южная 80 33,82 32,52 44,60 36,40 48,00 40,00 5,20 7,48 ПС 35 кВ №1 8 4,99 3,22 4,20 4,20 5,20 5,20 1,20 0,21 ПС 35 кВ №2 3,5 2,03 1,06 1,05 1,05 1,30 1,30 0,00 -0,98 ПС 35 кВ №3 5 4,68 2,31 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 -2,06 ПС 35 кВ №4 8 3,73 3,08 4,20 4,20 5,20 5,20 1,20 1,47 ПС 35 кВ Березняговка 3,2 0,92 0,68 1,68 1,68 2,08 2,08 0,48 1,16 ПС 35 кВ Борино 12,6 5,15 3,66 6,62 6,62 8,19 8,19 0,99 2,45 ПС 35 кВ Борисовка 8 5,23 3,19 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 -1,03 ПС 35 кВ Бочиновка 8 2,96 1,96 4,20 4,20 5,20 5,20 0,64 1,88 ПС 35 кВ Бутырки 11,9 4,21 3,15 5,88 5,88 7,28 7,28 1,55 3,07 ПС 35 кВ Введенка 8 4,97 2,54 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 -0,77 ПС 35 кВ Вешаловка 5 1,24 0,74 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,38 ПС 35 кВ Водозабор 20 1,30 1,31 10,50 10,50 13,00 13,00 0,85 10,04 ПС 35 кВ Вперед 8 0,71 0,36 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 3,49 ПС 35 кВ Грязи-город 11,9 6,59 4,12 5,88 5,88 7,28 7,28 1,50 0,69 ПС 35 кВ Грязное 8 1,84 1,20 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 2,36 ПС 35 кВ Демшинка 5 0,38 0,24 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,25 ПС 35 кВ Дмитриевка 5 0,67 0,87 2,63 2,63 3,25 3,25 0,16 1,91 ПС 35 кВ Дмитряшевка 5 0,50 0,38 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,12 ПС 35 кВ Дружба 5,6 0,00 0,00 5,88 5,88 7,28 7,28 0,00 5,88 ПС 35 кВ Ивановка 5 0,81 0,47 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,82 ПС 35 кВ Каликино 6,4 2,14 1,70 3,36 3,36 4,16 4,16 0,00 1,22 ПС 35 кВ Карамышево 20 0,82 0,50 10,50 10,50 13,00 13,00 0,00 9,68 ПС 35 кВ Карьер 4 0,00 0,00 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 4,20 ПС 35 кВ Княжья Байгора 3,2 1,12 0,68 1,68 1,68 2,08 2,08 0,31 0,87 ПС 35 кВ Конь-Колодезь 5 2,19 1,49 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 0,44 ПС 35 кВ Красная Дубрава 5 1,00 0,77 2,63 2,63 3,25 3,25 0,10 1,72 ПС 35 кВ Куликово 5 0,60 0,36 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,02 ПС 35 кВ Курино 2,5 1,05 0,79 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,57 ПС 35 кВ Лебедянка 5 0,72 0,42 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,91 ПС 35 кВ Малей 5 0,90 0,41 2,63 2,63 3,25 3,25 0,20 1,92 ПС 35 кВ Матыра 7,2 4,11 2,72 3,36 3,36 4,16 4,16 0,96 0,05 ПС 35 кВ Московка 3,2 0,66 0,51 1,68 1,68 2,08 2,08 0,06 1,07 ПС 35 кВ Мясокомбинат 12,6 4,71 3,06 6,62 6,62 8,19 8,19 0,58 2,49 ПС 35 кВ Негачевка 5 0,42 0,36 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 2,21 ПС 35 кВ Новодубовое 2,5 1,17 0,89 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,46 ПС 35 кВ Новониколаевка 4 0,80 1,26 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 2,94 ПС 35 кВ Новочеркутино 8 1,48 1,07 4,20 4,20 5,20 5,20 0,18 2,89 ПС 35 кВ Паршиновка 4,1 0,50 0,32 1,68 1,68 2,08 2,08 0,00 1,18 ПС 35 кВ Пашково 5 1,45 1,07 2,63 2,63 3,25 3,25 0,62 1,80 ПС 35 кВ Песковатка 1,6 0,97 0,36 1,68 1,68 2,08 2,08 0,00 0,71 ПС 35 кВ Петровская 6,5 1,05 0,66 2,63 2,63 3,25 3,25 0,14 1,72 ПС 35 кВ Плавица 3,2 1,15 0,72 1,68 1,68 2,08 2,08 0,16 0,69 ПС 35 кВ Поддубровка 5 1,98 1,44 2,63 2,63 3,25 3,25 0,40 1,04 ПС 35 кВ Правда 6,5 0,47 0,28 2,63 2,63 3,25 3,25 0,35 2,51 ПС 35 кВ Пружинки 5 1,03 0,65 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,59 ПС 35 кВ Птицефабрика 8 2,21 1,85 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 1,99 ПС 35 кВ Ратчино 5 1,40 0,95 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 1,22 ПС 35 кВ Речная 8 2,38 2,12 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 1,82 ПС 35 кВ Сельхозтехника 4,1 1,46 1,25 1,68 1,68 2,08 2,08 0,48 0,62 ПС 35 кВ Сенцово 20 4,18 2,82 10,50 10,50 13,00 13,00 0,38 6,70 ПС 35 кВ Синдякино 2,5 0,57 0,50 2,63 2,63 3,25 3,25 0,45 2,51 ПС 35 кВ Сошки 8 1,59 0,37 4,20 4,20 5,20 5,20 0,15 2,76 ПС 35 кВ Сселки 20 5,49 3,10 10,50 10,50 13,00 13,00 0,00 5,01 ПС 35 кВ Стебаево 5 1,43 0,79 2,63 2,63 3,25 3,25 0,42 1,62 ПС 35 кВ Таволжанка 8 6,70 3,67 4,20 4,20 5,20 5,20 1,00 -1,50 ПС 35 кВ Талицкий Чамлык 7,2 1,07 0,87 3,36 3,36 4,16 4,16 0,29 2,58 ПС 35 кВ Троицкая 6,5 3,29 1,82 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 -0,66 ПС 35 кВ Трубетчино 6,5 2,05 1,90 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 0,58 ПС 35 кВ Тюшевка 8 1,00 0,36 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 3,20 ПС 35 кВ Федоровка 5 0,39 0,43 2,63 2,63 3,25 3,25 0,38 2,58 ПС 35 кВ Хлебопродукты 12,6 3,94 3,79 6,62 6,62 8,19 8,19 0,88 3,56 ПС 35 кВ Частая Дубрава 8 2,78 1,51 4,20 4,20 5,20 5,20 1,20 2,42 ПС 35 кВ Ярлуково 7,2 4,16 2,46 3,36 3,36 4,16 4,16 0,96 0,00 Таблица 13 – Загрузка и текущий резерв центров питания АО «ЛГЭК» Наименование ЦП Установ- ленная мощ- ность ЦП Максималь- ная загрузка ЦП за последние 3 года, МВА Длительно допу- стимая нагрузка ЦП в режиме N-1 (при отключении наиболее мощно- го Т), МВА Аварийно допу- стимая нагрузка ЦП в режиме N-1 (при отключении наиболее мощно- го Т), МВА Нагруз- ка, пере- водимая по сети 6-35 кВ Текущий резерв мощности ЦП S ЦП , МВА зима лето зима лето зима лето ∆Sсрм, МВА S рез тек ПС 35 кВ Водозабор-2 9,5 1,04 1,04 3,36 3,36 4,16 4,16 1,02 3,12 ПС 35 кВ Город 32 7,57 5,90 16,80 16,80 20,80 20,80 7,61 13,23 ПС 35 кВ Студеновская 20 12,21 9,50 10,00 10,00 10,00 10,00 2,01 -2,21 Таблица 14 – Загрузка и текущий резерв центров питания 35–110 кВ филиала ОАО «РЖД» Трансэнерго Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению Наименование ЦП Уста- нов- ленная мощ- ность ЦП Максимальная загрузка ЦП за последние 3 года, МВА Длительно допу- стимая нагрузка ЦП в режиме N-1 (при отключении наиболее мощ- ного Т), МВА Аварийно допу- стимая нагрузка ЦП в режиме N-1 (при отключении наиболее мощ- ного Т), МВА Нагруз- ка, пере- водимая по сети 6-35 кВ Текущий резерв мощности ЦП S ЦП , МВА зима лето зима лето зима лето ∆S срм , МВА S рез тек ПС 110 кВ Елец-тяговая 80 9,00 7,13 44,60 36,40 48,00 40,00 0 29,27 ПС 110 кВ Тербуны-тяговая 80 7,88 5,58 50,00 46,00 58,00 48,00 0 40,42 ПС 110 кВ Хитрово-тяговая 80 3,47 3,51 50,00 46,00 58,00 48,00 0 42,49 ПС 35 кВ ТП-9 (г. Грязи) 20 2,36 0,55 10,50 10,50 13,00 13,00 0 8,14 Таблица 15 – Загрузка и текущий резерв центров питания 110 кВ иных собственников Собственник ЦП Наименова- ние ЦП Уста- нов- ленная мощ- ность ЦП Максимальная загрузка ЦП за последние 3 года, МВА Длительно до- пустимая на- грузка ЦП в режиме N-1 (при отключе- нии наиболее мощного Т), МВА Аварийно до- пустимая на- грузка ЦП в режиме N-1 (при отключе- нии наиболее мощного Т), МВА На- грузка, перево- димая по сети 6-35 кВ Текущий резерв мощно- сти ЦП S ЦП , МВА зима лето зима лето зима лето ∆S срм , МВА S рез тек ООО «Первая сетевая компания» ПС 110 кВ Крона 50 13,83 13,75 27,88 22,75 30,00 25,00 0 9,00 АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» ПС 110 кВ ОЭЗ 80 23,83 25,12 50,00 46,00 58,00 48,00 0 20,88 ООО «Техноинжини- ринг» ПС 110 кВ Труб- ная-1 32 8,09 9,18 17,84 14,56 19,20 16,00 0 5,38 ООО «Лонгричбизнес» ПС 110 кВ Цен- тролит 40 9,72 4,75 22,30 18,20 24,00 20,00 0 12,58 По результатам анализа загрузки центров питания можно сделать вывод об отсутствии ре- зерва на некоторых подстанциях Филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго»: Лебедянский участок: – ПС 110 кВ Лебедянь; Елецкий участок: – ПС 110 кВ Тербуны; Липецкий участок: – ПС 110 кВ Хворостянка; Продолжение на 9-й стр. Продолжение. Начало на 7-й стр.