Липецкая газета. 2021 г. (г. Липецк)

ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОТДЕЛ 15 № 61 /26345/21 МАЯ 2021 ЛИПЕЦКАЯ ГАЗЕТА Продолжение на 16-й стр. Продолжение. Начало на 7–14-й стр. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 6,7 МВА (19.12.2018 – выявлена в 20:00), в летний период – 3,67 МВА (20.06.2018 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Таволжанка в послеаварийном режиме возможен перевод до 1 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Гидрооборудование за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-1(2) ПС 35 кВ Таволжанка фактическая токовая загрузка остав- шегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 168% от I ном (110,6 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 I ном (109,1 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) в зим- ний период составит 130% от Iном (135,1 А по стороне ВН) – при единичном отключении Т-1(2) фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 106% от Iном (110,6 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки фактическая загрузка Т-1(2) ПС 35 кВ Таволжанка может быть снижена ниже уровня ДДТН до 91% от Iном (94,2 А по стороне ВН) в зимний период. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ Таволжанка планируется подключение энергопри- нимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,29 МВт (0,04 МВА – полная мощ- ность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ Тавол- жанка может составить 6,74 МВА в зимний период и 3,7 МВА в летний период. С учетом замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ Таволжанка при единичном отключе- нии Т-1(2) перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагру- зок составляет 107% от I ном (111,2 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загрузка Т-1(2) ПС 35 кВ Таволжанка может быть снижена ниже уровня ДДТН до 91% от Iном (94,8 А по стороне ВН) в зимний период. ПС 35/10 кВ Троицкая На ПС 35 кВ Троицкая 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 1974 90 2,5 41 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМ 1979 90 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 3,29 МВА (16.12.2020 – выявлена в 19:00), в летний период – 1,82 МВА (20.06.2018 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Троицкая в послеаварийном режиме возмож- ность перевода нагрузки на другие центры питания отсутствует. При единичном отключении Т-2 ПС 35 кВ Троицкая фактическая токовая загрузка оставшего- ся в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 132% от I ном (54,3 А по стороне ВН) и превы- шает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном отключении в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформатора Т-1. При замене трансформатора Т-1 мощностью 2,5 МВА на трансформатор мощностью 4 МВА ДДТН Т-1(2) составит 105% от I ном (69,3 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) составит 130% от Iном (85,8 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 82% от I ном (54,3 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП и планов перспективного развития в рамках регионального прогноза к ПС 35 кВ Троицкая планируется подключение энергопринимающих устройств макси- мальной заявленной мощностью 0,69 МВт (0,1 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ Троицкая может составить 3,39 МВА в зимний период и 1,93 МВА в летний период. С учетом замены трансформатора Т-1 ПС 35 кВ Троицкая при единичном отключении Т-1(2) перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок состав- ляет 85% от I ном (56 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. ПС 35/10 кВ Ярлуково На ПС 35 кВ Ярлуково 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 1977 85 3,2 53 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМН 1995 88 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 4,16 МВА (19.12.2018 – выявлена в 21:00), в летний период – 2,46 МВА (20.06.2018 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Ярлуково в послеаварийном режиме возможен перевод до 0,96 МВА нагрузки на ПС 35 кВ Малей за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-2 ПС 35 кВ Ярлуково фактическая токовая загрузка оставше- гося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 129,96% от Iном (68,6 А по стороне ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки фактическая загрузка Т-1 ПС 35 кВ Ярлуково может быть сниже- на ниже уровня ДДТН до 100% от Iном (52,8 А по стороне ВН) в зимний период. В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ Ярлуково планируется подключение энергоприни- мающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,3 МВт (0,03 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ Ярлуково мо- жет составить 4,19 МВА в зимний период и 2,49 МВА в летний период. При единичном отключении Т-2 перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 131% от Iном (69,2 А по стороне ВН) и превышает 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 3,2 МВА на трансформатор мощностью 4 МВА ДДТН Т-1(2) составит 105% от Iном (69,3 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) составит 130% от Iном (85,8 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень перспективной на- грузки при единичном отключении Т-1(2) – токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режи- ме зимних нагрузок составляет 105% от Iном (69,2 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. ПС 35/6 кВ Студеновская На ПС 35 кВ Студеновская установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (80 минут) Т-1 ТДНС 1971 50 10 165 Зимний период (5°C) 100 100 Летний период (30°C) 100 100 Т-2 ТДНС 1971 50 10 165 Зимний период (5°C) 100 100 Летний период (30°C) 100 100 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 12,21 МВА (19.12.2018 – выявлена в 11:00), в летний период – 9,5 МВА (17.06.2020 – выявлена в 15:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Студеновская в послеаварийном режиме воз- можен перевод до 2,01 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Южная (0,74 МВА) и на ПС 110 кВ Трубная-2 (1,27 МВА) за время не более 80 минут. При единичном отключении Т-1(2) ПС 35 кВ Студеновская фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 122% от I ном (201,4 А по сто- роне ВН) и превышает АДТН (80 минут). 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 трансформаторы мощно- стью 2х16 МВА ДДТН Т-1(2) составит 105% от Iном (277,1 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) составит 130% от I ном (343,1 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень фактической нагрузки при единичном отключении Т-1(2) – фактическая токовая загрузка остав- шегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 76% от I ном (201,4 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП и к ПС 35 кВ Студеновская планируется подключение энер- гопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,2 МВт (0,52 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ Сту- деновская может составить 12,73 МВА в зимний период и 10,02 МВА в летний период. С учетом замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ Студеновская при единичном отключе- нии Т-1(2) перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагру- зок составляет 80% от I ном (210 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. Выводы по результатам анализа загрузки центров питания 35–110 кВ (базовый вари- ант развития) На основании результатов анализа фактической и перспективной загрузки центров питания 35–110 кВ энергосистемы Липецкой области для отчетного периода был определён перечень центров питания, на которых выявлено превышение загрузки трансформаторного оборудования свыше допустимого уровня нагрузки при отключении наиболее мощного параллельного транс- форматора и требуется увеличение трансформаторной мощности центров питания: – ПС 110/35/10 кВ Лебедянь – замена Т-1 и Т-2, 2х16 МВА на 2х25 МВА; – ПС 110/35/10 кВ Тербуны – замена Т-1 и Т-2, 2х10 МВА на 2х10 МВА с улучшенными харак- теристиками ДДТН и АДТН; – ПС 110/35/10 кВ Доброе – замена Т-1 и Т-2, 2х16 МВА на 2х16 МВА с улучшенными характе- ристиками ДДТН и АДТН; – ПС 110/35/10 кВ Хворостянка – замена Т-1, 1х10 МВА на 1х10 МВА с улучшенными характе- ристиками ДДТН и АДТН; – ПС 35/6 кВ №2 – замена Т-1, 1х1 МВА на 1х2,5 МВА; – ПС 35/10 кВ №3 – замена Т-1 и Т-2, 2х2,5 МВА на 2х6,3 МВА; – ПС 35/10 кВ Борисовка – замена Т-1 и Т-2, 2х4 МВА на 2х6,3 МВА; – ПС 35/10 кВ Введенка – замена Т-1 и Т-2, 2х4 МВА на 2х6,3 МВА; – ПС 35/6 кВ Таволжанка – замена Т-1 и Т-2, 2х4 МВА на 2х6,3 МВА; – ПС 35/6 кВ Троицкая – замена Т-1, 1х2,5 МВА на 1х4 МВА; – ПС 35/10 кВ Ярлуково – замена Т-1, 1х3,2 МВА на 1х4 МВА; – ПС 35/6 кВ Студеновская – замена Т-1 и Т-2, 2х10 МВА на 2х16 МВА. 4.9.3 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 500–220 кВ В данном разделе представлены результаты расчетов токов короткого замыкания на электросетевых объектах 220 кВ и выше филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – «Верхне-Донское ПМЭС» и АО «ОЭЗ ППТ «Липецк». Расчеты выполнены для текущего состояния электрической сети 220 кВ и выше и на перспек- тиву 2026 года с учетом запланированных мероприятий по изменению топологии сети 110 кВ и выше и изменению состава генерирующего оборудования по базовому варианту развития. В таблице 63 представлены расчетные значения уровней токов короткого замыкания и ре- зультаты проверки коммутационного оборудования электросетевых объектов 220 кВ и выше филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – Верхне-Донское ПМЭС и АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» для текущего и перспективного состояния энергосистемы на 2026 год. Для систем (секций) шин приводится суммарное значение трехфазного/однофазного тока короткого замыкания, для присоединений приводится значение максимального трехфазного/однофазного тока короткого замыкания по присоединению. Ячейки, в которых находятся значения расчетных уровней токов короткого за- мыкания, превышающие отключающую способность выключателей, выделены цветом. Таблица 63 – Уровни токов короткого замыкания на электросетевых объектах 220 кВ и выше Наимено- вание подстан- ции СШ (секция / присоединение) Тип выключателя Отключающая способность Текущее со- стояние Перспектива на 2026 год I откл.ном , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» -Верхне-Донское ПМЭС ПС 500 кВ Борино СШ 500 кВ FXT-17 50 19,82 / 17,52 19,95 / 17,55 GL-317 31,5 ВВ-500Б-29/2000 29 ВГТ-УЭТМ-500-31,5/2000 31,5 СШ 220 кВ GL-314 40 29,37 / 31,16 29,29 / 31 ВВБ-220-31,5/2000 31,5 ПС 500 кВ Елецкая СШ 500 кВ 3AP2FI-550 50 14,25 / 12,9 14,27 / 12,9 HPL-550 В2 50 ВВБ-500-35,5/2000 35,5 СШ 220 кВ ВВД-220Б-31,5/2000 31,5 20,25 / 22,65 20,23 / 22,63 ВВД-220Б-40/2000 40 ПС 500 кВ Липецкая СШ 500 кВ FXT-17 40 26,69 / 23 27,07 / 23,18 HPL-550 В2 40 GL-317 50 СШ 220 кВ 3AP1FG-245 40 38,73 / 40,5 40 / 41,42 35,01 / 36,6 8 36,24 / 36,45 8 ПС 220 кВ Дон СШ 220 кВ HPL-245 B1 25 9,83 / 7,94 9,82 / 7,93 СШ 110 кВ 3AP1FG-145 40 12 / 12,06 12,08 / 12,11 ММО-110-20/1250 20 ММО-110-31,5/1600 31,5 ВГТ-110-40/3150 40 Наимено- вание подстан- ции СШ (секция / присоединение) Тип выключателя Отключающая способность Текущее со- стояние Перспектива на 2026 год I откл.ном , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА ПС 220 кВ Елецкая СШ 220 кВ У-220-25/2000 25 14,51 / 12,52 14,47 / 12,5 СШ 110 кВ У-110-40/2000 40 16,06 / 17,68 16,12 / 17,72 У-110-8-42/2000 42 МКП-110М-20/1000 20 МКП-110Б-20/630 20 ВМТ-110Б-25/1250 25 У-110Б-40/2000 40 ВГТ-110-40/2000 40 ПС 220 кВ КС-29 СШ 220 кВ GL-314 40 14,7 / 15,15 14,69 / 15,14 HPL-245 B1 40 HPL-245 B1 50 ВМТ-220Б-25/1250 25 ВМТ-220Б-40/2000 40 ПС 220 кВ Маяк СШ 220 кВ ВМТ-220Б-25/1000 20 13,32 / 11,3 13,3 / 11,29 ПС 220 кВ Металлур- гическая СШ 220 кВ 3AP1FG-245 40 31,49 / 27,58 33,27 / 30,05 242PMR40-30 40 СШ 110 кВ У-110-8-42/2000 42 33,5 / 36,54 32,58 / 35,96 145РМ40-30 40 ПС 220 кВ Новая 1 сек. 220 кВ, в т.ч. присоеди- нения: HGF-1014 F1 40 27,67 / 24,49 29,13 / 26,13 3AP1DT-245 50 У-220-40/2000 40 В-220 Северная II цепь У-220-25/2000 25 23,17/ 20,29 9 24,49 / 21,86 9 2 сек. 220 кВ, в т.ч. присоеди- нения: HGF-1014 F1 40 27,7 / 24,56 29,15 / 26,21 3AP1DT-245 50 У-220-40/2000 40 В-220 Северная I цепь У-220-25/2000 25 23,15 / 20,21 9 24,47 / 21,78 9 СШ 110 кВ У-110-50/2000 50 37,16 / 36,56 34,41 / 34,4 3AP1FG-126 50 LTB-145 D1/В 40 ПС 220 кВ Право- бережная старая 10 СШ 220 кВ У-220-26,3/2000 26,3 15,53 / 13,73 х / х 3AP1FG-245 40 СШ 110 кВ, в т.ч. присоеди- нения: ВГТ-110II-40/3150У1 40 19,11 / 16,29 х / х У-110-40/2000 40 МКП-110-26,3/1000 26,3 МКП-110М-31,5/2000 31,5 В-110 АТ-3 1СШ МКП-110М-18,3/1000 18,3 14,71 / 11,02 х / х В-110 АТ-3 2СШ МКП-110М-18,3/1000 18,3 14,71 / 11,02 х / х ПС 220 кВ Правобе- режная СШ 220 кВ 3AP1FG-245 40 16,05 / 13,72 20,8 / 17,16 СШ 110 кВ ВГТ-110II-40/3150У1 40 20,44 / 19,43 25,58 / 26 ПС 220 кВ Сокол СШ 220 кВ ВГТ-220III-1К-40/4000 40 10,76 / 7,97 10,83 / 7,98 СШ 110 кВ ВГТ-110-40/2000 40 22,18 / 19,63 20,07 / 18,45 ПС 220 кВ Тербуны 1 СШ 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 7,92 / 8,88 7,91 / 8,88 GL-312 40 2 СШ 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 7,92 / 8,88 7,91 / 8,88 GL-312 40 ПС 220 кВ Северная СШ 220 кВ 3AP1FG-245 40 32,44 / 29,6 34,68 / 32,97 СШ 110 кВ 3AP1FG-145 40 28,85 / 31,58 29 / 31,98 3AP1FG-126 50 ПС 220 кВ Чириково СШ 220 кВ н/д 40 11,06 / 9,01 11,03 / 8,99 ПС 220 кВ РП-3 11 СШ 220 кВ – 12 – х / х 34,45 / 32,66 СШ 110 кВ – 12 – х / х 31,26 / 35,75 АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» ПС 220 кВ Казинка СШ 220 кВ 3AP1 DT 245 40 26,68 / 22,45 27,62 / 23,05 СШ 110 кВ 3AP1 FG-145 40 16,59 / 18,44 16,74 / 19,41 9 Указаны значения токов короткого замыкания с учетом мероприятия по снижению токов короткого замыка- ния: отключение ШСЭВ 220 ПС 220 кВ Новая. 10 Планируется реконструкция ПС 220 кВ Правобережная старая в рамках мероприятия «Комплексное техни- ческое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Правобережная. Корректировка» до 2022 года. 11 Планируется ввод объекта на этапе 2022 года. 12 Тип выключателя определяется на стадии разработки проектной и рабочей документации. Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2026 года показали достаточ- ность существующих мероприятий по снижению токов короткого замыкания на электросетевых объектах 220 кВ и выше. Замена коммутационного оборудования, помимо запланированной в рамках мероприятия «Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Правобережная. Корректировка», не требуется. Разработка дополнительных мероприятий по ограничению уровней токов короткого замыкания не требуется. 4.9.4 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 110 кВ В данном разделе представлены результаты расчетов токов короткого замыкания на элек- тросетевых объектах 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго», АО «ОЭЗ ППТ «Ли- пецк», ПАО «НЛМК» и филиала ПАО «Квадра» – «Липецкая генерация». Расчеты выполнены для текущего состояния электрической сети 110 кВ и выше и на перспек- тиву 2026 года с учетом запланированных мероприятий по изменению топологии сети 110 кВ и выше и изменению состава генерирующего оборудования по базовому варианту развития. В таблице 64 представлены расчетные значения уровней токов короткого замыкания и ре- зультаты проверки коммутационного оборудования электросетевых объектов 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго» и АО «ОЭЗ ППТ «Липецк», для текущего и перспективного состояния энергосистемы на 2026 год. В таблице 65 представлены расчетные значения уровней токов короткого замыкания и ре- зультаты проверки коммутационного оборудования 110 кВ на объектах ПАО «НЛМК» для текуще- го и перспективного состояния энергосистемы на 2026 год. В таблице 66 представлены расчетные значения уровней токов короткого замыкания и ре- зультаты проверки коммутационного оборудования 110 кВ на объектах филиала ПАО «Квадра» – «Липецкая генерация» для текущего и перспективного состояния энергосистемы на 2026 год. Для систем (секций) шин приводится суммарное значение трехфазного/однофазного тока короткого замыкания, для присоединений приводится значение максимального трехфазного/ однофазного тока короткого замыкания по присоединению. Ячейки, в которых находятся значе- ния расчетных уровней токов короткого замыкания, превышающие отключающую способность выключателей, выделены цветом. Таблица 64 – Уровни токов короткого замыкания на электросетевых объектах 110 кВ Наименование подстанции СШ (секция / при- соединение) Тип выключателя Отключаю- щая способ- ность Текущее со- стояние Перспектива на 2026 год I откл.ном , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» ПС 110 кВ ОЭЗ СШ 110 кВ 3AP1 FG-145 40 7,29 / 4,86 7,29 / 4,86 ПС 110 кВ ОЭЗ Елец-1 13 1 сек. 110 кВ – 12 – х / х 6,72 / 5,18 2 сек. 110 кВ – 12 – х / х 6,72 / 5,18 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго» ПС 110 кВ Рождество 1 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 2,64 / 1,68 2,64 / 1,68 ПС 110 кВ Манежная 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 11,63 / 7,95 8,2 / 5,07 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 11,66 / 7,96 8,22 / 5,07 ПС 110 кВ Октябрьская 1 сек. 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 9,86 / 6,1 10,19 / 6,71 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 9,91 / 6,11 10,21 / 6,71 ПС 110 кВ Универси- тетская 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 8,65 / 5,8 9,82 / 6,72 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 8,65 / 5,8 9,82 / 6,72 ПС 110 кВ Юго-Западная СШ 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 17,98 / 11,4 19,77 / 12,35 3AP1FG-145/EK 25 ПС 110 кВ Южная 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 11,12 / 7,44 7,94 / 4,86 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 11,12 / 7,44 7,94 / 4,86 ПС 110 кВ Двуречки 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 25 7,78 / 5,23 7,77 / 5,23 ПС 110 кВ Кашары 1 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 4,02 / 2,53 4,07 / 2,55 2 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 4,02 / 2,53 4,07 / 2,55 ПС 110 кВ Круглое СШ 110 кВ 3AP1DT-145/EK 40 5,04 / 3,55 5,05 / 3,55 ПС 110 кВ Куймань 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 6,49 / 4,24 6,59 / 4,29 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 6,28 / 4,19 6,35 / 4,23 ПС 110 кВ Лукошкино 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 6,76 / 4,53 6,84 / 4,57 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 6,76 / 4,53 6,84 / 4,57 ПС 110 кВ Лутошкино 1 сек. 110 кВ LTB-145D1/B-40/3150 40 2,17 / 1,38 2,17 / 1,38 2 сек. 110 кВ LTB-145D1/B-40/3150 40 2,17 / 1,38 2,17 / 1,38 ПС 110 кВ Нива 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 6,8 / 5,42 6,82 / 5,43 ПС 110 кВ Ольховец СШ 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 5,77 / 4,49 5,78 / 4,49 ПС 110 кВ Тербунский гончар 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 5,34 / 4,57 5,33 / 4,57 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 5,09 / 4,3 5,08 / 4,3 ПС 110 кВ Гидрообору- дование СШ 110 кВ МКП-110-630-20 20 9,68 / 4,75 9,68 / 4,75 МКП-110-1000-20 20 МКП-110Б-630-20 У1 20 3AP1FG-145/EK 40 ПС 110 кВ Аксай 1 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 3,78 / 1,97 3,77 / 1,97 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 3,78 / 1,97 3,77 / 1,97 ПС 110 кВ Астапово 1 сек. 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 3,44 / 2,33 3,44 / 2,33 2 сек. 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 3,44 / 2,33 3,44 / 2,33 ПС 110 кВ Березовка СШ 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 1,7 / 1,15 1,7 / 1,15 ПС 110 кВ Верхняя Ма- тренка СШ 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 1,58 / 0,82 1,57 / 0,82 ПС 110 кВ Гороховская 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 2,98 / 1,84 3,01 / 1,85 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 2,98 / 1,84 3,01 / 1,85 ПС 110 кВ Добринка 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 1,19 / 0,64 1,19 / 0,64 1,19 / 0,64 1,19 / 0,64 МКП-110-630-20 20 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 1,99 / 1,15 1,99 / 1,15 ПС 110 кВ Долгоруково 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 6,37 / 4,87 6,37 / 4,87 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 4,04 / 3,4 4,04 / 3,4 ПС 110 кВ Донская 1 сек. 110 кВ МКП-110-1000-20 20 6,38 / 4,18 6,38 / 4,18 6,5 / 4,24 6,5 / 4,24 3AP1FG-145/EK 40 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 6,38 / 4,18 6,38 / 4,18 6,5 / 4,24 6,5 / 4,24 ВГТ-110 III-40/2000У 40 ПС 110 кВ Измалково 1 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 2,35 / 1,54 2,34 / 1,54 2 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 2,35 / 1,54 2,34 / 1,54 ПС 110 кВ Казинка 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 6,66 / 4,4 6,65 / 4,4 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 6,66 / 4,4 6,65 / 4,4 ПС 110 кВ Компрес- сорная СШ 110 кВ У-110А-2000-40 40 6,45 / 3,98 6,45 / 3,98 МКП-110-630-20 20 LTB-145D1/B-40/3150 40 3AP1FG-145/EK 40 ПС 110 кВ Лебедянь СШ 110 кВ МКП-110-630-20 20 9,48 / 7,17 9,55 / 7,2 У-110А-2000-40 40 ВМТ-110Б-25/1250 25 ПС 110 кВ Лев Толстой 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 3,1 / 2,09 3,1 / 2,09 ПС 110 кВ Набережное СШ 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 3,33 / 2,47 3,33 / 2,47 ПС 110 кВ Никольская 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 3,28 / 1,6 3,27 / 1,6 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 3,28 / 1,6 3,27 / 1,6 ПС 110 кВ Россия 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 2,72 / 1,75 2,73 / 1,75 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 2,72 / 1,75 2,73 / 1,75 ПС 110 кВ Тербуны 110 1 сек. 110 кВ МКП-110М-630-20 20 7,84 / 8,72 7,83 / 8,71 2 сек. 110 кВ МКП-110Б-1000-20 20 7,84 / 8,72 7,83 / 8,71 ПС 110 кВ Троекурово СШ 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 1,85 / 1,19 1,85 / 1,19 ПС 110 кВ Усмань СШ 110 кВ МКП-110Б-630-20 У1 20 3,2 / 1,47 3,2 / 1,47 3AP1FG-145/EK 40 МКП-110М-600-18,4 18,4 ВГТ-110 III-40/2000У 40 ПС 110 кВ Химическая СШ 110 кВ У-110А-2000-40 40 5,36 / 4,31 5,37 / 4,32 МКП-110-630-20 20 МКП-110Б-1000-20 20 МКП-110-1000-20 20 3AP1FG-145/EK 40 ПС 110 кВ Хлевное 1 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 2,26 / 1,4 2,31 / 1,42 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 2,26 / 1,4 2,31 / 1,42 ПС 110 кВ Чаплыгин Новая 1 сек. 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 1,75 / 1,13 1,75 / 1,13 2 сек. 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 1,75 / 1,13 1,75 / 1,13 ПС 110 кВ Бугор 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 7,61 / 4,62 7,79 / 4,95 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 7,63 / 4,62 7,81 / 4,95 ПС 110 кВ Вербилово 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 3,94 / 2,45 4,1 / 2,53 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 3,94 / 2,45 4,1 / 2,53 ПС 110 кВ Новая Деревня 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 5,14 / 3,25 5,28 / 3,32 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 5,14 / 3,26 5,27 / 3,32 ПС 110 кВ Цементная 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 15,35 / 9,85 14,73 / 9,69 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 15,35 / 9,85 14,73 / 9,69 3 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 15,36 / 9,85 14,74 / 9,69 ПС 110 кВ Агрегатная 1 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 9,72 / 7,41 9,73 / 7,41 2 сек. 110 кВ 3AP1FG-145/EK 40 9,72 / 7,41 9,73 / 7,41 ПС 110 кВ Западная 1 сек. 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 10,33 / 8,11 10,35 / 8,12 2 сек. 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 10,33 / 8,11 10,35 / 8,12 Наименование подстанции СШ (секция / при- соединение) Тип выключателя Отключаю- щая способ- ность Текущее со- стояние Перспектива на 2026 год I откл.ном , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА ПС 110 кВ КПД 1 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 12,59 / 7,86 12,31 / 7,81 2 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 12,59 / 7,86 12,31 / 7,81 ПС 110 кВ Привокзальная 1 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 14,84 / 9,35 15,7 / 9,82 2 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 14,84 / 9,35 15,7 / 9,82 ПС 110 кВ Ситовка СШ 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 25 20,45 / 12,43 19,68 / 12,31 3AP1FG-145/EK 40 ВГТ-110 III-40/3150У 40 ПС 110 кВ Трубная-2 1 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 8,7 / 5,35 8,55 / 5,32 2 сек. 110 кВ ВГТ-110 III-40/2000У 40 8,7 / 5,35 8,55 / 5,32 Таблица 65 – Уровни токов короткого замыкания на объектах ПАО «НЛМК» Наименование подстанции СШ (секция / присоедине- ние) Тип выключателя Отключа- ющая спо- собность Текущее состояние Перспектива на 2026 год I откл.ном , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА ПАО «НЛМК» ПС 110 кВ ГПП-1 1 СШ 110 кВ Siemens 3AP1DT 40 12,2 / 8,15 12,2 / 8,16 2 СШ 110 кВ Siemens 3AP1DT 40 22,72 / 17,84 21,99 / 17,51 ПС 110 кВ ГПП-3 1 сек. 110 кВ Siemens 3AP1DT 40 17,97 / 13,42 19,49 / 16,68 2 сек. 110 кВ Siemens 3AP1DT 40 17,97 / 13,42 19,49 / 16,68 3 сек. 110 кВ Siemens 3AP1DT 40 17,97 / 13,42 19,49 / 16,68 ПС 110 кВ ГПП-18 СШ 110 кВ Siemens 3AP1DT-EK 40 32,67 / 31,92 31,97 / 31,53 ПС 110 кВ РП-1 СШ 110 кВ Siemens 3AP1DT-EK 40 34,55 / 30,48 33,18 / 29,74 Siemens 3AP1DT 40 34,55 / 30,48 33,18 / 29,74 ПС 110 кВ РП-2 СШ 110 кВ ЯЭ-110Л-21У4 40 30,23 / 25,5 29,82 / 28,54 УТЭЦ блок №1 Siemens 3AP1DT 40 32,23 / 29,84 31,55 / 29,49 блок №2 Siemens 3AP1DT 40 32,1 / 29,21 31,43 / 28,88 блок №3 Siemens 3AP1DT 40 32,22 / 29,7 31,54 / 29,36 ТЭЦ НЛМК СШ 110 кВ Siemens 3AP1DT 40 32,23 / 31,23 30,79 / 30,28 УТЭЦ-2 14 блок №1 Siemens 3AP1DT 40 х / х 27,74 / 31,62 блок №2 Siemens 3AP1DT 40 х / х 26,65 / 30,67 14 Планируется ввод объекта на этапе 2023 года. Таблица 66 – Уровни токов короткого замыкания на объектах филиала ПАО «Квадра» – «Ли- пецкая генерация» Наименование подстанции СШ (секция / при- соединение) Тип выключателя Отключающая способность Текущее состо- яние Перспектива на 2026 год I откл.ном , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА I п0 (3) / I п0 (1) , кА Филиал ПАО «Квадра» – «Липецкая генерация» Липецкая ТЭЦ-2 1 сек. 1СШ 110 кВ, в т.ч. присо- единения: 3AP1DT-145/EK 50 30,66 / 33,38 26,93 / 30,31 ШСВВ I ВВБМ 110 Б 31,5 29,8 / 31,93 24,49 / 27,56 0 / 0 14 ВВ 110 ВЛ ТЭЦ-2 правая ВВБМ 110 Б 31,5 29,42 / 32,25 25,34 / 28,71 10,72 / 12,5515 ВВ 110 ТГ-1 ВВБМ 110 Б 31,5 27,74 / 29,19 24 / 25,85 1 сек. 2СШ 110 кВ, в т.ч. присо- единения: 3AP1DT-145/EK 50 30,65 / 33,8 26,93 / 30,31 ВВ 110 ВЛ Про- мышленная ВВБМ 110 Б 31,5 29,32 / 31,34 25,32 / 28,48 ВВ 110 ВЛ ТЭЦ-2 левая ВВБМ 110 Б 31,5 29,42 / 32,25 25,34 / 28,71 23,28 / 23,1 15 2 сек. 1СШ 110 кВ, в т.ч. присо- единения: 3AP1DT-145/EK 50 30,75 / 32,64 24,69 / 27,32 СВВ I ВВБМ 110 Б 31,5 28,11 / 29,18 20,11 / 22,41 ШСВВ II ВВБМ 110 Б 31,5 29,89 / 31 21,79 / 24,04 ТГ-3 ВВБМ 110 Б 31,5 28,67 / 29,55 22,62 / 24,4 2 сек. 2СШ 110 кВ, в т.ч. присо- единения: 3AP1DT-145/EK 50 30,75 / 32,64 24,69 / 27,32 СВВ II ВВБМ 110 Б 31,5 28,11 / 29,18 20,11 / 22,41 ВВ 110 ВЛ Чугун левая ВВБМ 110 Б 31,5 30,2 / 32,15 16 24,01 / 26,72 Елецкая ТЭЦ СШ 110 кВ ВГТ – 110II – 40/2500 40 13,82 / 12,6 13,86 / 12,61 ВМТ – 110 Б-25/1250 25 13,82 / 12,6 13,86 / 12,61 ВГТ – 110III– 40/3150 31,5 13,82 / 12,6 13,86 / 12,61 LTB145D1/B 40 13,82 / 12,6 13,86 / 12,61 Данковская ТЭЦ 1 сек. 110 кВ МКП - 110М 18,4 4,65 / 3,66 4,66 / 3,66 2 сек. 110 кВ МКП - 110М 18,4 4,48 / 3,53 4,49 / 3,54 15 Указаны значения токов короткого замыкания с учетом мероприятия по снижению токов короткого замыка- ния при работе 5 генераторов на Липецкой ТЭЦ-2: предусмотрено отключение ШСВВ I Липецкой ТЭЦ-2. 16 Предусмотрено мероприятие по снижению токов короткого замыкания при работе 5 генераторов на Ли- пецкой ТЭЦ-2: выполняется перевод на ОЭВ-2 с Iо ткл.ном =50кВ. Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2026 г. показали достаточ- ность существующих мероприятий по снижению токов короткого замыкания на объектах 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго», АО «ОЭЗ ППТ «Липецк», ПАО «НЛМК» и филиала ПАО «Квадра» – «Липецкая генерация». Замена коммутационного оборудования не требуется. Разработка дополнительных мероприятий по ограничению уровней токов короткого замыкания не требуется. 4.9.5 Анализ баланса реактивной мощности (базовый вариант развития) Развитие В работе произведен анализ баланса реактивной мощности энергосистемы Ли- пецкой области, а также определена необходимость установки дополнительных средств компен- сации реактивной мощности. Источниками реактивной мощности (Q ГЕНЕР ) в электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Липецкой области являются генераторы электрических станций (Q Г ), а также зарядная мощность ЛЭП (Q З ). Потребление реактивной мощности (Q ПОТР ) склады- вается из потребления реактивной мощности в узлах нагрузки (Q НАГР ), потребления УШР (Q УШР ) а также из потерь реактивной мощности. Суммарные потери реактивной мощности ( ∆ Q НАГР ) –это алгебраическая сумма потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях воздушных и кабельных ЛЭП ( ∆ Q ЛЭП ), трансформаторах (∆Q ТР ). В балансе реактивной мощности также учтен внешний переток реактивной мощности (Q ВНЕШ ). Таким образом, уравнение баланса реактивной мощности имеет вид: Q ГЕНЕР = Q ПОТР + Q ВНЕШ ., Q ПОТР = Q НАГР + Q УШР + ∆ Q НАГР , где Q ГЕНЕР = Q Г +Q З , ∆ Q НАГР = ∆ Q ЛЭП + ∆ Q ТР . Основными источниками реактивной мощности в энергосистеме Липецкой области являются Липецкая ТЭЦ-2, ТЭЦ НЛМК, УТЭЦ. На территории энергосистемы Липецкой области располагаются шунтирующие реакторы (ШР), информация о номинальной и располагаемой реактивной мощности ШР приведены в та- блице 67. Таблица 67 – Номинальная и располагаемая реактивная мощность ШР энергосистемы Ли- пецкой области Объект электро- энергетики Диспетчер- ское наиме- нование Тип Место ком- мутации, U ном Число ступеней при дискретном регулировании Реактивная мощность сту- пени, Мвар ПС 500 кВ Ли- пецкая Р 500 кВ 3*РОДЦ-60000/500 3 сек 500 кВ 1 180 ПС 500 кВ Борино Р-1 3*РОМБСМ-60000/500 1СШ 500 кВ 1 180 Р-2 1*РОДБС-60000/500 (ф»А») 2СШ 500 кВ 1 180 2*РОДЦ-60000/500 (ф»В», ф»С») ПС 500 кВ Елецкая Р-1-500 3*РОМ-60000/500-У1 2 СШ 500 кВ (нормально); 1 СШ 500 кВ 1 180 Результаты расчета баланса реактивной мощности для периода зимних максимальных, зимних минимальных, а также летних максимальных и летних минимальных нагрузок на весь рассматриваемый период для энергосистемы Липецкой области представлены в таблице 68. Расчет баланса реактивной мощности показал, что во всех рассмотренных режимах на всем рас- смотренном периоде в нормальной схеме электрической сети энергосистема Липецкой области характеризуется избытком реактивной мощности, компенсируемым за счет перетоков из приле- гающих энергосистем. Результаты расчетов электрических режимов не выявили необходимости дополнительных мер по компенсации реактивной мощности в энергосистеме Липецкой области. Таблица 68 – Баланс реактивной мощности энергосистемы Липецкой области на период до 2026 года, Мвар Потребление Генерация Выдача во внешнюю сеть 110 кВ и выше Реактивная нагрузка потребите- лей Потери в сети ЛЭП 110 кВ и выше Поте- ри в ТР и АТ Шун- триу- ющие реакто- ры Итого: Гене- рация в сети 110 кВ Генерация (от генери- рующего оборудова- ния) Ито- го 2021 Зимний максимум при тем- пературе -27°С 710 645 287 0 1642 1583 358 1941 299 2022 730 647 296 0 1673 1582 381 1963 290 2023 736 664 337 0 1737 1583 375 1958 221 2024 749 667 344 0 1760 1582 387 1969 209 2025 753 667 344 0 1764 1581 391 1972 208 2026 756 668 346 0 1770 1583 393 1976 206 2021 Зимний минимум при тем- пературе -27°С 617 656 215 0 1488 1604 246 1850 362 2022 634 655 220 0 1509 1604 263 1867 358 2023 642 682 273 0 1597 1608 254 1862 265 2024 653 683 277 0 1613 1608 263 1871 258 2025 660 683 277 0 1620 1607 268 1875 255 2026 660 683 277 0 1620 1607 269 1876 256 2021 Зимний максимум при тем- пературе +5°С 636 640 259 0 1535 1586 287 1873 338 2022 654 641 266 0 1561 1586 306 1892 331 2023 661 664 317 0 1642 1587 310 1897 255 2024 673 666 321 0 1660 1584 320 1904 244 2025 678 665 321 0 1664 1585 323 1908 244 2026 679 665 321 0 1665 1584 324 1908 243 2021 Зимний минимум при тем- пературе +5°С 550 660 202 0 1412 1605 190 1795 383 2022 567 659 205 0 1431 1606 205 1811 380 2023 572 693 265 0 1530 1601 213 1814 284 2024 583 694 268 0 1545 1601 221 1822 277 2025 587 693 267 0 1547 1601 223 1824 277 2026 589 693 268 0 1550 1600 226 1826 276 2021 Летний максимум при тем- пературе +30°С 642 167 196 0 1005 1593 221 1814 809 2022 657 170 200 0 1027 1592 237 1829 802 2023 665 162 246 341 1414 1596 232 1828 414 2024 674 164 249 341 1428 1593 240 1833 405 2025 679 165 249 341 1434 1594 243 1837 403 2026 679 165 250 340 1434 1594 244 1838 404 2021 Летний максимум при тем- пературе +20°С 626 162 188 339 1315 1597 220 1817 502 2022 639 165 192 339 1335 1598 234 1832 497 2023 646 166 246 342 1400 1599 230 1829 429 2024 654 167 249 342 1412 1598 237 1835 423 2025 659 168 249 342 1418 1599 240 1839 421 2026 659 168 249 340 1416 1598 241 1839 423 2021 Летний минимум при тем- пературе +20°С 580 79 165 340 1164 1604 169 1773 609 2022 592 80 166 340 1178 1603 180 1783 605 2023 595 89 230 345 1259 1604 176 1780 521 2024 602 90 231 345 1268 1603 182 1785 517 2025 606 90 231 345 1272 1603 185 1788 516 2026 607 90 231 343 1271 1604 185 1789 518 4.9.6 Уточнение перечня энергорайонов (элементов сети) с высоким риском выхода параметров режима за область допустимых значений в электрической сети напряжением 110 кВ и выше Уточнение перечня энергорайонов (элементов сети) с высоким риском выхода параметров режима за область допустимых значений в электрической сети напряжением 110 кВ и выше не требуется. Корректировка сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно СиПР ЕЭС 2021–2027 гг. не требуется. 4.9.7 Расчет электроэнергетических режимов работы электрической сети с использованием перспективной расчетной модели энергосистемы Липецкой области (региональный вариант развития) Целью проведения расчетов по региональному варианту развития является проверка до- статочности мероприятий, приведенных в базовом варианте, при учете опережающего развития электрических сетей в соответствии с планами развития региона, особых экономических зон, генерирующих компаний и т.д. Анализ результатов расчетов электрических режимов при нормативных возмущениях в нор- мальной, а также в ремонтных схемах показал, что уровни напряжений на шинах 35 кВ и выше станций и подстанций энергосистемы Липецкой области во всем рассматриваемом периоде 8 Указаны значения токов короткого замыкания с учетом мероприятия по снижению токов короткого замыкания на ПС 500 кВ Липецкая: при работе 5 генераторов на Липецкой ТЭЦ-2 предусмотрено отключение одного из трех АТ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Липецкая по стороне 220 кВ. 13 Планируется ввод объекта на этапе 2021 года.