Липецкая газета. 2021 г. (г. Липецк)

ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОТДЕЛ 14 № 61 /26345/21 МАЯ 2021 ЛИПЕЦКАЯ ГАЗЕТА Продолжение на 15-й стр. Наименование ЦП Наименование Т Но- ми- наль- ная мощ- ность Т Класс напряжения Год вво- да Т в экс- плу- ата- цию Система охлаждения Максималь- ная загруз- ка ЦП за по- следние 3 года, МВА Длительно допустимая нагрузка ЦП в режи- ме N-1 (при отключении наиболее мощного Т), МВА Аварийно допустимая нагрузка ЦП в режи- ме N-1 (при отключении наиболее мощного Т), МВА На- груз- ка, пере- води- мая по сети 6-35 кВ на дру- гие ЦП За- явля- емая мощ- ность по до- гово- рам на ТП Перспектив- ная нагруз- ка ЦП после осущест- вления ТП, МВА S ном , МВА U ном , кВ зима лето зима лето зима лето ∆Sсрм, МВА ∆SТП, МВА зима лето ПС 35 кВ Трубет- чино Т-1 4 35/10 1980 М 2,05 1,90 2,63 2,63 3,25 3,25 0,00 0,01 2,05 1,90 Т-2 2,5 35/11 1972 М ПС 35 кВ Тюшевка Т-1 4 35/10 1983 М 1,00 0,36 4,20 4,20 5,20 5,20 0,00 0,00 1,00 0,37 Т-2 4 35/10 1983 М ПС 35 кВ Федо- ровка Т-1 2,5 35/11 1979 М 0,39 0,43 2,63 2,63 3,25 3,25 0,38 0,00 0,39 0,43 Т-2 2,5 35/11 1989 М ПС 35 кВ Хлебо- продукты Т-1 6,3 35/11 1990 М 3,94 3,79 6,62 6,62 8,19 8,19 0,88 0,04 3,98 3,83 Т-2 6,3 35/11 1992 М ПС 35 кВ Частая Дубрава Т-1 4 35/10 2014 М 2,78 1,51 4,20 4,20 5,20 5,20 1,20 0,11 2,89 1,61 Т-2 4 35/10 2013 М ПС 35 кВ Ярлу- ково Т-1 3,2 35/10 1977 М 4,16 2,46 3,36 3,36 4,16 4,16 0,96 0,03 4,19 2,49 Т-2 4 35/10 1995 М Таблица 62 – Анализ загрузки центров питания 35–110 кВ иных собственников на территории Липецкой области Наименова- ние ЦП Наименование Т Но- ми- наль- ная мощ- ность Т Класс напряжения Год вво- да Т в экс- плу- ата- цию Система охлаждения Макси- мальная загрузка ЦП за по- следние 3 года, МВА Длительно допустимая нагрузка ЦП в режи- ме N-1 (при отключе- нии наибо- лее мощно- го Т), МВА Аварийно допустимая нагрузка ЦП в режи- ме N-1 (при отключе- нии наибо- лее мощно- го Т), МВА На- груз- ка, пере- води- мая по сети 6-35 кВ на дру- гие ЦП За- явля- емая мощ- ность по до- гово- рам на ТП Перспектив- ная нагруз- ка ЦП после осущест- вления ТП, МВА Sном, МВА Uном, кВ зима лето зима лето зима лето ∆Sсрм, МВА ∆SТП, МВА зима лето Филиал ОАО «РЖД» Трансэнерго Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению ПС 110 кВ Елец- тяговая Т-1 40 110/35/27,5 1991 Д 9,00 7,13 44,60 36,40 48,00 40,00 0,00 9,00 7,13 Т-2 40 110/35/27,5 1991 Д ПС 110 кВ Тербу- ны-тяговая Т-1 40 110/35/27,5 1997 Д 7,88 5,58 50,00 46,00 58,00 48,00 0,00 7,88 5,58 Т-2 40 110/35/27,5 1997 Д ПС 110 кВ Хитро- во-тяговая Т-1 40 115/35/27,5 1997 Д 3,47 3,51 50,00 46,00 58,00 48,00 0,00 3,47 3,51 Т-2 40 115/35/27,5 1997 Д ПС 35 кВ ТП-9 (г. Грязи) Т-1 10 36,75/6,3 2004 Д 2,36 0,55 10,50 10,50 13,00 13,00 0,00 2,36 0,55 Т-2 10 36,75/6,3 2004 Д ООО «Техноинжиниринг» ПС 110 кВ Труб- ная-1 Т-1 16 115/6,6 1971 Д 8,09 9,18 17,84 14,56 19,20 16,00 0,03 8,12 9,21 Т-2 16 115/6,6 1971 Д ООО «Лонгричбизнес» ПС 110 кВ Цен- тролит Т-1 20 115/38,5/11 1979 Д 9,72 4,75 22,30 18,20 24,00 20,00 0,36 10,08 5,11 Т-2 20 115/38,5/11 1979 Д ООО «Первая сетевая компания» ПС 110 кВ Крона Т-1 25 115/6,3 1987 Д 13,83 13,75 27,88 22,75 30,00 25,00 0,03 13,86 13,78 Т-2 25 115/6,3 1987 Д АО «ЛГЭК» ПС 35 кВ Водоза- бор-2 Т-1 6,3 35/6,3 1978 М 1,04 1,04 3,36 3,36 4,16 4,16 1,02 0,00 1,04 1,04 Т-2 3,2 35/6 1965 М ПС 35 кВ Город Т-1 16 36,75/10,5/6,3 2010 Д 7,57 5,90 16,80 16,80 20,80 20,80 7,61 0,00 7,57 5,90 Т-2 16 36,75/10,5/6,3 2010 Д ПС 35 кВ Студе- новская Т-1 10 35/6,3 1971 Д 12,21 9,50 10,00 10,00 10,00 10,00 2,01 0,52 12,73 10,02 Т-2 10 35/6,3 1971 Д АО «ОЭЗ ППТ Липецк» ПС 110 кВ ОЭЗ Т-1 40 115/10,5 2007 Д 23,83 25,12 50,00 46,00 58,00 48,00 3,66 27,49 28,78 Т-2 40 115/10,5 2007 Д Анализ перспективной загрузки трансформаторного оборудования рассматриваемых цен- тров питания показал, что при единичном отключении (аварийном отключении или выводе в ремонт) наиболее мощного трансформатора нагрузка оставшегося в работе трансформатора на ряде центров питания превышает ДДТН, а именно: Подстанции филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго»: Липецкий участок: – ПС 110/35/10 кВ Хворостянка; – ПС 110/35/10 кВ Казинка; – ПС 110/35/10 кВ Доброе; – ПС 35/10 кВ №1; – ПС 35/6 кВ №2; – ПС 35/10 кВ №3; – ПС 35/10 кВ Борисовка; – ПС 35/10 кВ Введенка; – ПС 35/10 кВ Грязи-город; – ПС 35/10 кВ Матыра; – ПС 35/6 кВ Таволжанка; – ПС 35/10 кВ Троицкая; – ПС 35/10 кВ Ярлуково. Елецкий участок: – ПС 110/35/10 кВ Долгоруково; – ПС 110/35/10 кВ Тербуны. Лебедянский участок: – ПС 110/35/10 кВ Лебедянь; – ПС 35/10 кВ Раненбург. Подстанции АО «ЛГЭК»: – ПС 35/6 Студеновская. Для перечисленных центров питания требуется разработка мероприятий по разгрузке транс- форматорного оборудования. При анализе загрузки центров питания рассматриваются схемно- режимные мероприятия: – использование резервов по генерации активной и реактивной мощности электростанций; – перефиксация присоединений в ремонтных схемах сети; – перевод нагрузок на другие центры питания; – увеличение трансформаторной мощности центра питания. ПС 110/35/10 кВ Долгоруково На ПС 110 кВ Долгоруково установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТМТ 1970 93 6,3 32 Зимний период (5°C) 111,5 130 Летний период (30°C) 91 110 Т-2 ТДТН 1975 93 10 50 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 По состоянию на 2021 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет более 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 7,88 МВА (19.12.2018 – выявлена в 19:00), в летний период – 5,65 МВА (19.06.2019 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Долгоруково в послеаварийном режиме возмо- жен перевод до 1,89 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Гороховская (0,89 МВА) и на ПС 220 кВ Елецкая (1 МВА) за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-2 ПС 110 кВ Долгоруково фактическая токовая загрузка остав- шегося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 125% от Iном (39,6 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Долгоруково планируется подключение энерго- принимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,65 МВт (0,12 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Долгоруково может составить 8 МВА в зимний период и 5,77 МВА в летний период. При единичном отключении Т-2 ПС 110 кВ Долгоруково перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 127% от I ном (40,3 А по стороне ВН) и превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок составляет 92% от I ном (29,1 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загрузка Т-1 ПС 110 кВ Долгоруково может быть снижена ниже уровня ДДТН до 97% от I ном (30,8 А по стороне ВН) в зимний период и ниже уровня ДДТН до 62% от I ном (19,6 А по стороне ВН) в летний период соот- ветственно. Таким образом, с учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформаторов Т-1 ПС 110 кВ Долгоруково отсутствует. ПС 110/35/10 кВ Казинка На ПС 110 кВ Казинка установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТДТН 1979 85 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 Т-2 ТДТН 1981 91 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 По состоянию на 2021 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет более 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 17,84 МВА (16.12.2020 – выявлена в 19:00), в летний период – 11,25 МВА (17.06.2020 – выявлена в 00:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Казинка в послеаварийном режиме возможен перевод до 4,8 МВА нагрузки на ПС 220 кВ Пост-474 (3 МВА) и на ПС 110 кВ ГПП-3 (1,8 МВА) за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Казинка фактическая токовая загрузка оставше- гося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 112% от Iном (89,6 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки фактическая загрузка Т-2(1) ПС 110 кВ Казинка может быть сни- жена ниже уровня ДДТН до 82% от Iном (65,5 А по стороне ВН) в зимний период. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Казинка планируется подключение энергоприни- мающих устройств максимальной заявленной мощностью 5,44 МВт (0,68 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Казинка может составить 18,52 МВА в зимний период и 11,94 МВА в летний период. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Казинка перспективная токовая загрузка остав- шегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 116% от Iном (93,1 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загрузка Т-2(1) ПС 110 кВ Казинка может быть снижена ниже уровня ДДТН до 86% от Iном (69 А по стороне ВН) в зимний период. Таким образом, с учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Казинка отсутствует. ПС 110/35/10 кВ Лебедянь На ПС 110 кВ Лебедянь установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТДТН 1968 85 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 Т-2 ТДТН 1970 81 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 По состоянию на 2021 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет 53 года и 51 год соответственно, что значительно превышает нормативный. Также, согласно протоколу фили- ала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго» от 20.04.2020 г., основное оборудование подстанции находится в неудовлетворительном состоянии и необходимо проведение комплексной рекон- струкции данной подстанции. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 23,89 МВА (16.12.2020 – выявлена в 19:00), в летний период – 13,25 МВА (17.06.2020 – выявлена в 13:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Лебедянь в послеаварийном режиме возможен перевод до 4,8 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Россия (1,8 МВА) и на ПС 110 кВ Химическая (3 МВА) за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Лебедянь фактическая токовая загрузка остав- шегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 149% от I ном (120 А по стороне ВН) и превышает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном отключении в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х16 МВА на новые трансформаторы мощностью 2х16 МВА с возможным повышенным износом изоляции ДДТН Т-1(2) в зимний пери- од составит 125% от I ном (100,4 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) в зимний период составит 145% от I ном (116,5 А по стороне ВН), что меньше фактической нагрузки при единичном отключе- нии Т-2(1). В связи с этим рекомендуется рассмотреть замену Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Лебедянь на трансформаторы с большей мощностью. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х16 МВА на новые трансформаторы мощностью 2х25 МВА с возможным повышенным износом изоляции ДДТН Т-1(2) в зимний пери- од составит 125% от Iном (156,9 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) в зимний период составит 145% от I ном (182 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень фактической нагрузки при единичном отключении Т-1(2) – токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в ре- жиме зимних нагрузок составляет 96% от I ном (120 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Лебедянь планируется подключение энергоприни- мающих устройств максимальной заявленной мощностью 2,13 МВт (0,76 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Лебедянь мо- жет составить 24,65 МВА в зимний период и 14,02 МВА в летний период. С учетом замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Лебедянь при единичном отключении Т-1(2) перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 99% от I ном (123,9 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. ПС 110/35/10 кВ Тербуны На ПС 110 кВ Тербуны установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТДТН 1980 91 10 50 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 Т-2 ТДТН 1972 89 10 50 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 По состоянию на 2021 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет более 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 11,08 МВА (19.12.2018 – выявлена в 19:00), в летний период – 10,23 МВА (17.06.2020 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Тербуны в послеаварийном режиме возможен перевод до 1 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Набережное (0,6 МВА) и на ПС 110 кВ Волово (0,4 МВА) за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Тербуны фактическая токовая загрузка остав- шегося в работе Т-2(1) в режиме летних нагрузок составляет 102% от Iном (51,4 А по стороне ВН) и превышает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном отключении в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х10 МВА на новые трансформаторы мощностью 2х10 МВА с возможным повышенным износом изоляции ДДТН Т-1(2) в летний пери- од составит 115% от Iном (57,7 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) в летний период составит 120% от Iном (60,2 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень фактической нагрузки. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Тербуны планируется подключение энергоприни- мающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,86 МВт (0,16 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Тербуны мо- жет составить 11,24 МВА в зимний период и 10,39 МВА в летний период. С учетом замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Тербуны при единичном отключении Т-1(2) перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме летних нагрузок со- ставляет 104% от Iном (52,3 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. ПС 110/35/10 кВ Доброе На ПС 110 кВ Доброе установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТДТН 1985 83 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 Т-2 ТДТН 1983 87 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 По состоянию на 2021 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет более 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 18,99 МВА (16.12.2020 – выявлена в 19:00), в летний период – 9,5 МВА (20.06.2018 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Доброе в послеаварийном режиме возмо- жен перевод до 4,8 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Компрессорная (2,7 МВА) и на ПС 220 кВ Сокол (2,1 МВА) за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Доброе фактическая токовая загрузка оставше- гося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 119% от Iном (95,4 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки фактическая загрузка Т-1(2) ПС 110 кВ Доброе может быть сни- жена ниже уровня ДДТН до 89% от Iном (71,3 А по стороне ВН) в зимний период. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Доброе планируется подключение энергоприни- мающих устройств максимальной заявленной мощностью 2,05 МВт (0,32 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Доброе может составить 19,31 МВА в зимний период и 9,82 МВА в летний период. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Доброе перспективная токовая загрузка остав- шегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 121% от Iном (97,1 А по стороне ВН) и превышает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном отключении в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х16 МВА на новые трансформаторы мощностью 2х16 МВА с возможным повышенным износом изоляции ДДТН Т-1(2) в зимний пери- од составит 125% от Iном (100,4 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) в зимний период составит 145% от Iном (116,5 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень перспектив- ной нагрузки. ПС 110/35/10 кВ Хворостянка На ПС 110 кВ Хворостянка установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТДТН 1978 91 10 50 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 Т-2 ТДТН 1976 71 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 По состоянию на 2021 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет более 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 12,94 МВА (19.12.2018 – выявлена в 20:00), в летний период – 9,21 МВА (20.06.2018 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Хворостянка в послеаварийном режиме возмо- жен перевод до 1,82 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Добринка (1,1 МВА) и на ПС 110 кВ Гидрообору- дование (0,72 МВА) за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-2 ПС 110 кВ Хворостянка фактическая токовая загрузка остав- шегося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 129% от Iном (65 А по стороне ВН) и превышает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном от- ключении в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформатора Т-1. При замене трансформатора Т-1 мощностью 10 МВА на новый трансформатор мощностью 10 МВА с возможным повышенным износом изоляции ДДТН Т-1 в зимний период составит 125% от Iном (62,8 А по стороне ВН), что меньше фактической нагрузки при единичном отключении Т-2, АДТН (2 часа) Т-1 в зимний период составит 145% от Iном (72,8 А по стороне ВН) (не превышает- ся). С учетом перевода нагрузки фактическая загрузка Т-1 ПС 110 кВ Хворостянка может быть снижена ниже уровня ДДТН до 111% от Iном (55,9 А по стороне ВН) в зимний период. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Хворостянка планируется подключение энер- гопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,1 МВт (0,01 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Хворостянка может составить 12,95 МВА в зимний период и 9,22 МВА в летний период. С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загрузка Т-1 ПС 110 кВ Хворостянка может быть снижена ниже уровня ДДТН до 112% от Iном (56 А по стороне ВН) в зимний период. ПС 35/10 кВ№1 На ПС 35 кВ №1 установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТМН 1985 95 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМН 1985 95 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 4,99 МВА (16.12.2020 – выявлена в 21:00), в летний период – 3,22 МВА (19.06.2019 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ №1 в послеаварийном режиме возможен пере- вод до 1,2 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Казинка и на ПС 35 кВ Матыра за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-1(2) ПС 35 кВ №1 фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 125% от Iном (82,3 А по стороне ВН) и превы- шает ДДТН. С учетом перевода нагрузки фактическая загрузка Т-1(2) ПС 35 кВ №1 может быть снижена ниже уровня ДДТН до 95% от Iном (62,5 А по стороне ВН) в зимний период. Согласно данным собственника в рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ №1 подключение энергопринимающих устройств не планируется. Таким образом, с учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформаторов Т-1и Т-2 ПС 35 кВ №1 отсутствует. ПС 35/6 кВ№2 На ПС 35 кВ №2 установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТМ 1956 92 1 16 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМ 1978 50 2,5 41 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 2,03 МВА (16.12.2020 – выявлена в 21:00), в летний период – 1,06 МВА (17.06.2020 – выявлена в 11:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ №2 в послеаварийном режиме возможность перевода нагрузки на другие центры питания отсутствует. При единичном отключении Т-2 ПС 35 кВ №2 фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 204% от Iном (33,6 А по стороне ВН) и превы- шает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном отключении в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформатора Т-1. При замене трансформатора Т-1 мощностью 1 МВА на новый трансформатор мощностью 2,5 МВА ДДТН Т-1(2) составит 105% от Iном (43,3 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) составит 130% от Iном (53,6 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень фактической нагрузки при единичном отключении Т-1(2) –токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зим- них нагрузок составляет 81% от Iном (33,6 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ №2 планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,63 МВт (0,7 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ №2 может составить 2,1 МВА в зимний период и 1,13 МВА в летний период. С учетом замены трансформатора Т-1 ПС 35 кВ №2 при единичном отключении Т-1(2) пер- спективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 84% от Iном (34,8 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. ПС 35/10 кВ№3 На ПС 35 кВ №3 установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТМ 1983 94 2,5 41 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМ 1987 94 2,5 41 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 4,68 МВА (16.12.2020 – выявлена в 18:00), в летний период – 2,31 МВА (19.06.2019 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ №3 в послеаварийном режиме возможность перевода нагрузки на другие центры питания отсутствует. При единичном отключении Т-1(2) ПС 35 кВ № 3 фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 187% от Iном (77,3 А по стороне ВН) и превы- шает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном отключении в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х2,5 МВА на трансформаторы мощно- стью 2х4 МВА ДДТН Т-1(2) составит 105% от Iном (69,3 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) составит 130% от I ном (85,8 А по стороне ВН) – при единичном отключении Т-1(2) фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 117% от I ном (77,3 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. В связи с отсутствием возможности перевода нагрузки рекомендуется рассмотреть замену Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ № 3 на трансформаторы с большей мощностью. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х2,5 МВА на трансформаторы мощно- стью 2х6,3 МВА ДДТН Т-1(2) составит 105% от Iном (109,1 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) составит 130% от I ном (135,1 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень фак- тической нагрузки при единичном отключении Т-1(2) – токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 74% от I ном (77,3 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ №3 планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,85 МВт (0,32 МВА – полная мощность с уче- том коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ №3 может составить 5 МВА в зимний период и 2,63 МВА в летний период. С учетом замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ №3 при единичном отключении Т-1(2) перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок состав- ляет 79% от I ном (82,6 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. ПС 35/10 кВ Борисовка На ПС 35 кВ Борисовка установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТМ 2011 94 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМН 2016 94 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 5,23 МВА (16.12.2020 – выявлена в 18:00), в летний период – 3,19 МВА (19.06.2019 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Борисовка в послеаварийном режиме возмож- ность перевода нагрузки на другие центры питания отсутствует. При единичном отключении Т-1(2) ПС 35 кВ Борисовка фактическая токовая загрузка остав- шегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 131% от Iном (86,3 А по стороне ВН) и превышает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном отключении в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х4 МВА на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА ДДТН Т-1(2) составит 105% от Iном (109,1 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) со- ставит 130% от Iном (135,1 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень фак- тической нагрузки при единичном отключении Т-1(2) – токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 83% от Iном (86,3 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ Борисовка планируется подключение энергоприни- мающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,21 МВт (0,19 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ Борисовка мо- жет составить 5,42 МВА в зимний период и 3,38 МВА в летний период. С учетом замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ Борисовка при единичном отключении Т-1(2) перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 86% от Iном (89,5 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. ПС 35/10 кВ Введенка На ПС 35 кВ Введенка установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТМН 1986 94 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМ 2008 94 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 4,97 МВА (19.12.2018 – выявлена в 20:00), в летний период – 2,54 МВА (20.06.2018 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Введенка в послеаварийном режиме возмож- ность перевода нагрузки на другие центры питания отсутствует. При единичном отключении Т-1(2) ПС 35 кВ Введенка фактическая токовая загрузка остав- шегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 124% от Iном (82,1 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. В связи с отсутствием возможности перевода нагрузки рекомендуется рассмотреть замену Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ Введенка на трансформаторы с большей мощностью. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х4 МВА на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА ДДТН Т-1(2) составит 105% от Iном (109,1 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) со- ставит 130% от Iном (135,1 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень фак- тической нагрузки при единичном отключении Т-1(2) – токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 79% от Iном (82,1 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ Введенка планируется подключение энергоприни- мающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,45 МВт (0,05 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ Введенка мо- жет составить 5,02 МВА в зимний период и 2,59 МВА в летний период. С учетом замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ Введенка при единичном отключении Т-1(2) перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 80% от Iном (82,9 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. ПС 35/6 кВ Грязи-город На ПС 35 кВ Грязи-город установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТМ 1965 92 6,3 104 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМ 1966 92 5,6 92 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 6,59 МВА (19.12.2018 – выявлена в 19:00), в летний период – 4,12 МВА (19.06.2019 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Грязи-город в послеаварийном режиме возмо- жен перевод до 1,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Гидрооборудование за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-1 ПС 35 кВ Грязи-город фактическая токовая загрузка остав- шегося в работе Т-2 в режиме зимних нагрузок составляет 118% от Iном (108,8 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки фактическая загрузка Т-2 ПС 35 кВ Грязи-город может быть сни- жена ниже уровня ДДТН до 91% от Iном (84,1 А по стороне ВН) в зимний период. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ Грязи-город планируется подключение энергопри- нимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,08 МВт (0,01 МВА – полная мощ- ность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ Грязи-го- род может составить 6,6 МВА в зимний период и 4,13 МВА в летний период. При единичном отключении Т-1 перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2 в режиме зимних нагрузок составляет 118% от Iном (109 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загрузка Т-2 ПС 35 кВ Грязи-город может быть снижена ниже уровня ДДТН до 91% от Iном (84,3 А по стороне ВН) в зимний период. Таким образом, с учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформатора Т-2 ПС 35 кВ Грязи-город отсутствует. ПС 35/10 кВ Матыра На ПС 35 кВ Матыра установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТМН 2000 95 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМР 1974 92 3,2 53 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 4,11 МВА (19.12.2018 – выявлена в 21:00), в летний период – 2,72 МВА (19.06.2019 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Матыра в послеаварийном режиме возможен перевод до 0,96 МВА нагрузки на ПС 35 кВ №1 за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-1 ПС 35 кВ Матыра фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-2 в режиме зимних нагрузок составляет 128% от Iном (67,8 А по стороне ВН) и превы- шает ДДТН. С учетом перевода нагрузки фактическая загрузка Т-2 ПС 35 кВ Матыра может быть снижена ниже уровня ДДТН до 99% от Iном (52 А по стороне ВН) в зимний период. Согласно данным собственника в рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ Матыра подключе- ние энергопринимающих устройств не планируется. Таким образом, с учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформатора Т-2 ПС 35 кВ Матыра отсутствует. ПС 35/10 кВ Раненбург На ПС 35 кВ Раненбург установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТМ 1975 92 1,6 26 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМ 2018 94 2,5 41 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 1,71 МВА (19.12.2018 – выявлена в 20:00), в летний период – 0,91 МВА (17.06.2020 – выявлена в 09:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Раненбург в послеаварийном режиме возможен перевод до 0,3 МВА нагрузки на ПС 35 кВ Никольское за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-2 ПС 35 кВ Раненбург фактическая токовая загрузка оставше- гося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 107% от Iном (28,2 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки фактическая загрузка Т-1 ПС 35 кВ Раненбург может быть сни- жена ниже уровня ДДТН до 88% от Iном (23,3 А по стороне ВН) в зимний период. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ Раненбург планируется подключение энергоприни- мающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,042 МВт (0,005 МВА – полная мощ- ность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ Ранен- бург может составить 1,715 МВА в зимний период и 0,915 МВА в летний период. При единичном отключении Т-2 перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 107% от Iном (28,3 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загрузка Т-1 ПС 35 кВ Раненбург может быть снижена ниже уровня ДДТН до 89% от Iном (23,4 А по стороне ВН) в зим- ний период. Таким образом, с учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформаторов Т-1 ПС 35 кВ Раненбург отсутствует. ПС 35/6 кВ Таволжанка На ПС 35 кВ Таволжанка установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТМН 1995 91 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМН 1995 91 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Продолжение. Начало на 7–13-й стр.