Липецкая газета. 2022 г. (г. Липецк)

ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОТДЕЛ 16 ЛИПЕЦКАЯ ГАЗЕТА № 56-57 /26496-26497/13 МАЯ 2022 Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности (региональный ва- риант развития) представлена в таблице 51. На рисунке 28 показано прогнозное изменение балансов мощности на период до 2027 года. Таблица 51 – Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности (реги- ональный вариант развития) Показатель 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Собственный максимум, МВт 2145 2228 2340 2400 2409 2411 Прирост, % – 3,87 5,01 2,57 0,36 0,10 Покрытие (установленная мощность), МВт 1133 1133 1433 1433 1433 1433 Прирост, % – 0,00 26,49 0,00 0,00 0,00 Рисунок 28 – Перспективные балансы мощности энергосистемы Липецкой области на период до 2027 года (региональный вариант развития) Анализ перспективной балансовой ситуации (региональный вариант разви- тия) показывает, что рост электропотребления энергосистемы Липецкой области в среднем за период до 2027 года будет обеспечиваться на 55,5 % за счёт соб- ственной генерации и на 44,5 % за счет сальдо-перетоков из соседних энергоси- стем. 4.9 Развитие электрической сети напряжением 35 кВ и выше Ниже приводятся решения по электрическим сетям 35 кВ и выше, располо- женным на территории Липецкой области, на период до 2027 года по двум вари- антам развития: – базовый (умеренный) вариант, на основании прогноза электропотребления и мощности, разрабатываемого АО «СО ЕЭС», учитывающий необходимые меро- приятия по техническому перевооружению и реконструкции эксплуатируемого оборудования, ликвидации районов с высоким риском выхода параметров режи- мов за область допустимых значений и исполнению договоров об осуществлении технологического присоединения; – региональный (оптимистический) вариант, учитывающий опережающее раз- витие электрических сетей в соответствии с планами развития региона, особых экономических зон, генерирующих компаний и т. д. 4.9.1 Расчет электроэнергетических режимов работы электрической сети с использованием перспективной расчетной модели энергосистемы Липецкой области (базовый вариант развития) В работе выполнены расчеты электроэнергетических режимов для нормаль- ных и основных ремонтных схем, а также при нормативных возмущениях в со- ответствии с Требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопри- нимающих установок «Методические указания по устойчивости энергосистем», утвержденными приказом Минэнерго России от 03.08.2018 № 630 на каждый год рассматриваемого периода до 2027 года. В соответствии с пунктом 5.3 ГОСТ Р 58670–2019 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчёты электроэнергетических режимов и определение техниче- ских решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования» были сформированы расчетные модели для следующих условий: 1. зимний режим максимальных и минимальных нагрузок – при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, в которой размещается ЛЭП, электросетевое или генерирующее оборудование, средневзвешенной по потреблению электрической мощности энергорайонов, для которых в правилах, применяемых в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности для определения климатических параметров, учитываемых при проектировании зданий и сооружений, планировке и застройке городских и сельских поселений (далее – правила строительной климатологии), приведены температуры воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспечен- ностью 0,92, с округлением до ближайшего целого значения – минус 27°С (tзим 0,92); 2. зимний режим максимальных и минимальных нагрузок – при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, в которой размещается ЛЭЛ, электросетевое или генерирующее оборудование, приведенной в приложе- нии А ГОСТ Р 58670–2019 – плюс 5°С (tГОСТ); 3. летний режим максимальных нагрузок (период экстремально высоких тем- ператур) – при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, в которой размещается ЛЭП, электросетевое или генерирующее оборудование, средневзвешенной по потреблению электрической мощности энергорайонов, для которых в правилах строительной климатологии приведены температуры воздуха для теплого периода года с обеспеченностью 0,98, с округлением в большую сто- рону до значения, кратного 5°С – плюс 30°С (tлет 0,98); 4. летний режим максимальных и минимальных нагрузок – при среднемесяч- ной температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, в которой размещается ЛЭП, электросетевое или генерирующее оборудование, средне- взвешенной по потреблению электрической мощности энергорайонов, для кото- рых в правилах строительной климатологии приведены среднемесячные темпе- ратуры воздуха наиболее теплого летнего месяца, с округлением до ближайшего целого значения – плюс 20°С (tлет ср). Для определения расчетных величин потребления мощности в энергосистеме Липецкой области среднесуточная температура наружного воздуха в сутки про- хождения максимума потребления мощности в осенне-зимний период принята минус 15,8 °С (t ср СиПР ). Расчетные величины потребления мощности в энергосистеме Липецкой об- ласти на 2022–2027 годы, определенные в соответствии с абзацем 2 пункта 5.5 ГОСТ Р 58670–2019 «Единая энергетическая система и изолированно работаю- щие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчёты электроэ- нергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования» представлены в таблице 52. Таблица 52 – Расчетные величины потребления мощности в энергосистеме Липецкой области на 2022–2027 годы Наименование пока- зателя t, °С 2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год 2027 год Зимний максимум (СиПР) -15,8 2128 2170 2222 2262 2259 2261 Зимний максимум -27 2188 2231 2284 2325 2322 2324 Зимний минимум 1890 1927 1973 2009 2006 2008 Зимний максимум 5 1996 2036 2085 2122 2119 2121 Зимний минимум 1725 1759 1801 1833 1831 1832 Летний максимум (ПЭВТ) 30 1563 1594 1632 1662 1659 1661 Летний максимум 20 1513 1543 1580 1608 1606 1607 Летний минимум 1248 1272 1303 1326 1324 1325 В таблице 53 приведены данные о планируемых к вводу электрических нагруз- ках наиболее крупных потребителей, которые учтены в рамках разработки базово- го прогноза потребления мощности энергосистемы Липецкой области. В таблице 54 приведены данные о мероприятиях по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Липецкой области согласно Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2022 – 2028 годы (далее – СиПР ЕЭС 2022–2028 гг.), а также предусмотренных действующими договорами ТП. Таблица 53 – Планируемая к вводу электрическая нагрузка с указанием заяв- ленной максимальной мощности согласно действующим договорам ТП № п/п Наименование заявителя Центр питания 110 кВ и выше Заявляе- мая мощ- ность по ТУ, МВт Коэффициент набора мощ- ности Кнаб, о.е. Мощность, принятая в РМ с учетом Кнаб, МВт 1 ПАО «Новолипецкий металлурги- ческий комбинат» (ПАО «НЛМК») 1. ПС 220 кВ Метал- лургическая 2. ПС 220 кВ Се- верная 15 (6 0,8 12,08 2 (Этапный) ООО «СЗ «СФС-С» («Специализированный застрой- щик «Спецфундаментстрой-С») (бывшее АО Липецкая ипотечная корпорация) ПС 110 кВ Универси- тетская 0,7797 0,4 0,31188 3 ПРОГРЕСС ОАО ПС 110 кВ Октябрь- ская 5 0,5 2,5 4 АО «Хлебная База №30» ПС 110 кВ Табак 1,14 0,5 0,57 5 Российские железные доро- ги ОАО ПС 110 кВ Елец-тяга 16,29 0,5 8,145 6 Особая экономическая зона про- мышленно-производственного типа Липецк АО ПС 110 кВ ОЭЗ Елец 1 40 0,7 28 7 Российские железные доро- ги ОАО ПС 35 кВ Солидар- ность 1 0,5 0,5 8 Российские железные доро- ги ОАО ПС 35 кВ Кириллово 1 0,5 0,5 9 Российские железные доро- ги ОАО ПС 35 кВ Бабары- кино 1 0,5 0,5 10 Черноземье ООО ПС 110 кВ Тербун- ский гончар 10 0,9 9 11 ГУАРД-НЭТ СОЧИ ООО ПС 35 кВ Тихий Дон 1,6 0,9 1,44 12 ГЛОБУС ГРУПП ООО ПС 110 кВ Универси- тетская 0,91933 0,4 0,367732 13 ООО Политовское хлебоприем- ное предприятие ПС 35 кВ Политово 0,8 0,5 0,4 14 АО Транснефть-Дружба ПС 110 кВ Сухая Лубна 4,7 0,8 3,76 15 АО Транснефть-Дружба ПС 110 кВ Становое 3,4 0,8 2,72 16 АнгелИстРус ООО ПС 110 кВ Химиче- ская 4,8 0,5 2,4 17 (Этапный) Ремстройсервис ЗАО МПС 35 кВ Романово 0,92 0,4 0,368 18 ЧугунСпецСтрой ООО ПС 110 кВ КПД 0,9 0,4 0,36 19 ООО «Эгида» ПС 110 кВ ОЭЗ 1,84 0,8 1,472 20 ООО «Семенной завод КВС» ПС 110 кВ ОЭЗ Елец 1 1,6 0,9 1,44 21 ООО «Сингента Продакшн» ПС 110 кВ ОЭЗ Елец 1 1,25 0,8 1 22 АО «АСК» ПС 110 кВ ОЭЗ Елец 1 3,353 0,5 1,6765 23 ООО «Байер Елец Продакшн» ПС 110 кВ ОЭЗ Елец 1 2,176 0,8 1,7408 24 ООО «Шанс Энтерпрайз» ПС 110 кВ ОЭЗ Елец 1 3 0,8 2,4 25 ООО «Рустарк» ПС 220 кВ Казинка 12,75 0,9 11,475 26 ООО «ЛВМ РУС» ПС 220 кВ Казинка 7 0,9 6,3 27 ООО «Бекарт Липецк» ПС 220 кВ Казинка 12,3 0,8 9,84 28 ООО «Август Логистика» ПС 110 кВ ОЭЗ Елец 1 1,2 0,5 0,6 29 ООО «Овощи Черноземья» ПС 220 кВ Усмань- тяговая 5 0,9 4,5 Таблица 54 – Планируемые мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Липецкой области Наименование проекта (меро- приятие) Техниче- ские харак- теристики объектов проекта Год ре- ализа- ции ме- ропри- ятия Обоснование ВЛ (кол-во х цепность х км) шт.хМВА/ Мвар/ Ом Строительство ПС 220 кВ РП-3 трансформаторной мощностью 400 МВА (2х200 МВА) 2х200 2023 СиПР ЕЭС 2022–2028 гг. ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств и объекта по производству электрической энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП-3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с из- менениями от 12.03.2020 Реконструкция ВЛ 220 кВ Север- ная – Металлургическая I, II цепь со строительством заходов на ПС 220 кВ РП-3 ориентировочной протяженностью 3,96 км (4х0,99 км) 4х0,99 2023 СиПР ЕЭС 2022–2028 гг. ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств и объекта по производству электрической энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП-3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с из- менениями от 12.03.2020 Установка ТОР на ПС 110 кВ РП-2 в цепях ВЛ 110 кВ РП-2 – Метал- лургическая I, II цепь сопротивле- нием по 7,4 Ом. (номинальный ток 1000 А) 2х7,4 2023 ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств и объекта по производству электрической энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП-3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с из- менениями от 12.03.2020 Установка на ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Металлургическая Левая, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ме- таллургическая Правая, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Металлургиче- ская I цепь, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Металлургическая II цепь ТОР сопротивлением по 7,4 Ом. Реконструкция ПС 220 кВ Метал- лургическая с установкой шин- ных разъединителей: ШР 110 I СШ Прокат левая, ШР 110 II СШ Про- кат правая и ШР 110 II СШ ГПП 5 правая (номинальный ток 1000 А) 4х7,4 2023 ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств и объекта по производству электрической энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП-3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с из- менениями от 12.03.2020 Строительство ВЛ 110 кВ РП-3 – РП 2 I, II цепь; ВЛ 110 кВ Метал- лургическая – РП-2 I, II цепь (об- разуется путем реконструкции ВЛ 110 кВ РП-2 – Металлургическая Левая, Правая, ВЛ 110 кВ Липец- кая ТЭЦ-2 – РП-2 Левая, Правая) 1х2х2,4 2023 ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств и объекта по производству электрической энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП-3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с из- менениями от 12.03.2020 Строительство ВЛ 110 кВ РП-3 ГПП-5 I цепь, ВЛ 110 кВ РП-3 ГПП- 5 II цепь 1х2х1,6 2023 ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств и объекта по производству электрической энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП-3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с из- менениями от 12.03.2020 Перезавод ВЛ 110 кВ Новая – ГПП 15-1 Левая (Правая) на ПС 220 кВ РП 3 с образованием КВЛ 110 кВ РП-3 – ГПП-15-I I цепь, КВЛ 110 кВ РП-3 – ГПП 15-I II цепь без увели- чения пропускной способности 7 1х2х6,6 2023 ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств и объекта по производству электрической энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП-3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с из- менениями от 12.03.2020 Реконструкция ПС 110 кВ ГПП 5, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – ГПП- 5 и ВЛ 110 кВ Металлургическая – ГПП-5 с образованием ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 Металлургиче- ская II цепь 1х1х3,4 2023 ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств и объекта по производству электрической энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП-3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с из- менениями от 12.03.2020 Строительство ПС 110 кВ ОЭЗ Елец 1 2х40 2022 ТУ на ТП к электрическим сетям филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» энергопринимающих устройств АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» от 19.11.2019 № 20529642 Строительство ЛЭП 110 кВ от опо- ры № 1 ВЛ 110 кВ Елецкая 220 – КС-7А Правая, Левая до линейно- го портала в РУ 110 кВ ПС 110 кВ ОЭЗ Елец 1 ориентировочной про- тяженностью 15,5 км: (участок КЛ 110 кВ протяженностью 3,21 км открытым способом, участок КЛ 110 кВ протяженностью 0,14 км методом ГНБ; участок ВЛ 110 кВ протяженностью 12,15 км) 2х1х15,5 2022 ТУ на ТП к электрическим сетям филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» энергопринимающих устройств АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» от 19.11.2019 № 20529642 Перезавод ВЛ 110 кВ Металлурги- ческая – ГПП-3 с отпайкой на ГПП- 11 I цепь, ВЛ 110 кВ Металлур- гическая – ГПП-3 с отпайкой на ГПП-11 II цепь на ПС 220 кВ РП-3 с образованием ВЛ 110 кВ РП-3 – ГПП-3 с отпайкой на ГПП-11 I цепь, ВЛ 110 кВ РП-3 – ГПП-3 с от- пайкой на ГПП-11 II цепь 1х2х1,4 2023 ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств и объекта по производству электрической энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП-3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с из- менениями от 12.03.2020 Замена шин 110 кВ в РУ 110 кВ ПС 110 кВ Ситовка на провод с дли- тельно допустимой токовой на- грузкой не менее 677 А при темпе- ратуре окружающей среды +25°С 1х1х0,3 2023 ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств и объекта по производству электрической энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП-3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с из- менениями от 12.03.2020 7 Учтено переводом нагрузки на ПС 220 кВ РП-3. Анализ результатов расчетов электрических режимов при единичных отключе- ниях в нормальной, а также в ремонтных схемах показал, что уровни напряжения на шинах 35 кВ и выше станций и подстанций энергосистемы Липецкой области во всем рассматриваемом периоде находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечивающих нормативные запасы устойчивости. В нормальной схеме электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Ли- пецкой области, а также при нормативных возмущениях из нормальной схемы сети за рассматриваемый период превышения ДДТН ЛЭП и трансформаторного оборудования не выявлено. При нормативных возмущениях в ремонтных схемах сети электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Липецкой области выявлено превышение АДТН ЛЭП и трансформаторного оборудования. ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь / ВЛ 220 кВ Северная – Новая I, II цепь / АТ- 1, АТ-2 ПС 500 кВ Борино Превышение ДДТН ряда элементов сети: ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь; ВЛ 220 кВ Северная – Новая I, II цепь; АТ-1, АТ-2 ПС 500 кВ Борино – выявлено в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Ново- воронежскую АЭС при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино. Наи- большее превышение ДДТН выявлено в режиме зимних минимальных нагрузок при температуре плюс 5 °C на этапе 2022 года и составляет для: – ВЛ 220 кВ Борино – Новая I цепь 1157 А (135,7% от I ДДТН , 115,7% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Борино – Новая II цепь 1158 А (135,9% от I ДДТН , 115,8% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Северная – Новая I цепь 1165 А (117,7% от I ДДТН , 117,7% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Северная – Новая II цепь 1147 А (115,8% от I ДДТН , 115,8% от I АДТН ); – АТ-1 ПС 500 кВ Борино 748 А (116,1% от I ДДТН , 107,8% от I АДТН ); – АТ-2 ПС 500 кВ Борино 749 А (116,3% от I ДДТН , 108,1% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья 1013 А (102,3% от I ДДТН , 102,3% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН и АДТН при температуре окружающей среды плюс 5°С для указанных элементов сети составляет: – для ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь ДДТН – 852 А, АДТН – 1000 А; – для ВЛ 220 кВ Северная – Новая I, II цепь ДДТН – 990 А, АДТН – 990 А; – для АТ-1 и АТ-2 ПС 500 кВ Борино (по стороне ВН) ДДТН – 644 А, АДТН – 693 А; – для ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья ДДТН – 990 А, АДТН – 990 А. В результате превышения I АДТН ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь на 158 А действует 7 ступень АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь на АРС Нововоро- нежской АЭС в объеме 1460 МВт, что приводит к устранению превышения АДТН. Превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь устраняется разгрузкой Нововоронежской АЭС и загрузки Липецкой ТЭЦ-2 на необходимую величину, что позволяет привести параметры режима в область допустимых значений. ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья, ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая Превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья и ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая выявлено в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Балашовская – Ли- пецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС при аварийном отключе- нии ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС – Воронежская. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в период зимних минимальных нагрузок при температуре минус 27 °C на этапе 2022 года и составляет для: – ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья 1394 А (139,4% от I ДДТН , 139,4% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая 1085 А (108,5% от I ДДТН , 108,5% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН и АДТН при температуре окружающей среды минус 27°С для указанных элементов сети составляет: – для ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья ДДТН – 1000 А, АДТН – 1000 А; – для ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая ДДТН – 1000 А, АДТН – 1000 А. В результате превышения I АДТН ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья на 394 А действует 8 ступень существующей АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь на АРС Нововоронежской АЭС в объеме 1700 МВт, что приводит к устране- нию превышения АДТН и ДДТН и вводит параметры режима в область допустимых значений. АТ-1 (АТ-2 / АТ-3) ПС 220 кВ Елецкая Превышение ДДТН АТ-1 (АТ-2 / АТ-3) ПС 220 кВ Елецкая выявлено в схеме ре- монта АТ-3 (АТ-1 / АТ-2) ПС 220 кВ Елецкая при аварийном отключении АТ-2 (АТ-3 / АТ-1) ПС 220 кВ Елецкая. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в период зимних максимальных нагрузок при температуре минус 27 °C на этапе 2025 года и составляет (по стороне ВН) для: – АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая 475 А (131,5% от I ДДТН , 112,8% от I АДТН ); – АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая 416 А (110,3% от I ДДТН , 94,6% от I АДТН ); – АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая 476 А (131,6% от I ДДТН , 112,8% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН и АДТН при температуре окружающей среды минус 27 °C для указанных элементов сети составляет (по сто- роне ВН): – для АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая ДДТН – 361 А, АДТН – 421 А; – для АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая ДДТН – 376 А, АДТН – 439 А; – для АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая ДДТН – 361 А, АДТН – 421 А. Для недопущения превышения АДТН вышеуказанных элементов рекомендует- ся в ремонтной схеме одного из трансформаторов ПС 220 кВ Елецкая превентив- но отключить ВЛ 220 кВ Елецкая – Маяк, ВЛ 220 кВ Елецкая – Тербуны с отпайкой на Ливны со стороны ПС 220 кВ Елецкая и ВЛ 220 кВ Борино – Елецкая 220 №1(2). Превышение ДДТН АТ-1 (АТ-3) устраняется отключением изменением поло- жения анцапфы РПН оставшихся двух АТ на ПС 220 кВ Правобережная (перевод в первое положение с КТ = 0,589), что позволяет привести параметры режима в об- ласть допустимых значений. ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная I цепь с отпайкой на ПС Южная / ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная II цепь с отпайкой на ПС Южная Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная I цепь (II цепь) с отпай- кой на ПС Южная выявлено в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная II цепь (I цепь) с отпайкой на ПС Южная при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в период летних максимальных нагрузок при температуре плюс 30 °C (ПЭВТ) на этапе 2023 года и составляет для ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная I цепь (II цепь) с отпайкой на ПС Южная 545 А (113,8% от I ДДТН , 113,8% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН при температуре окру- жающей среды плюс 30 °C для ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная I цепь, II цепь с отпайкой на ПС Южная составляет 478 А, АДТН – 478 А. Для недопущения превышения АДТН ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная I цепь (II цепь) с отпайкой на ПС Южная рекомендуется в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная II цепь (I цепь) с отпайкой на ПС Южная включить в транзит одну из ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная I цепь, II цепь с отпайками со стороны ПС 220 кВ Новая. С учетом предложенного схемно-режимного мероприятия в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная II цепь (I цепь) с отпайкой на ПС Южная и ава- рийном отключении ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино параметры режима находятся в области допустимых значений. АТ-1 ПС 220 кВ Сокол Превышение ДДТН АТ-1 ПС 220 кВ Сокол выявлено в схеме ремонта АТ-1 (АТ- 2) ПС 220 кВ Металлургическая при аварийном отключении АТ-2 (АТ-1) Металлур- гическая. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в период летних максималь- ных нагрузок при температуре плюс 20 °C на этапе 2023 года и составляет для АТ-1 ПС 220 кВ Сокол (по стороне ВН) 333 А (106% от I ДДТН , АДТН не превышена). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН при температуре окру- жающей среды плюс 20 °C для АТ-1 ПС 220 кВ Сокол составляет (по стороне ВН) 314 А, АДТН – 376 А. Превышение ДДТН АТ-1 ПС 220 кВ Сокол устраняется загрузкой Липецкой ТЭЦ-2 на необходимую величину, что позволяет привести параметры режима в область допустимых значений. ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино Превышение ДДТН ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино выявлено в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья. Наи- большее превышение ДДТН выявлено в период зимних максимальных нагрузок при температуре минус 27 °C на этапе 2022 года и составляет для ВЛ 500 кВ Ли- пецкая – Борино 2118 А (105,9% от I ДДТН , 105,9% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН при температуре окру- жающей среды плюс 20 °C для ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино составляет 2000 А, АДТН – 2000 А. В результате превышения IАДТН ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино на 118 А дей- ствует 3 ступень АОПО ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино на АРС Нововоронежской АЭС в объеме 480 МВт, что приводит к устранению превышения АДТН и ДДТН и вводит параметры режима в область допустимых значений. АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Борино Превышение ДДТН АТ-1 (АТ2) ПС 500 кВ Борино выявлено в схеме ремонта АТ-2 (АТ-1) ПС 500 кВ Борино при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в период зимних максималь- ных нагрузок при температуре плюс 5 °C на этапе 2022 года и составляет для АТ-1 (АТ2) ПС 500 кВ Борино (по стороне ВН) 721 А (112% от I ДДТН , 104% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН при температуре окру- жающей среды плюс 5 °C для АТ-1, АТ2 ПС 500 кВ Борино составляет (по стороне ВН) 644 А, АДТН – 693 А. В рассматриваемой схемно-режимной ситуации по условию вывода в ремонт одного из АТ ПС 500 кВ Борино выводятся 2–8 ступени и вводится 9 ступень АОПО АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Борино (с действием на отключение двух цепей ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино) и 10-12 ступени (с дей- ствием на отключение АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Борино). Превышение АДТН и ДДТН устраняется в результате действия 9 ступени АОПО АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Борино на отключение двух цепей ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино, что позволяет привести параметры режи- ма в область допустимых значений. ВЛ 220 кВ Борино – Новая I (II) цепь / ВЛ 220 кВ Северная – Новая I (II) цепь (двойная схема ремонта) Превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Борино – Новая I (II) цепь и ВЛ 220 кВ Северная – Новая I (II) цепь выявлено в двойной схеме ремонта ВЛ 220 кВ Борино – Новая II (I) цепь и ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Новово- ронежскую АЭС и ВЛ 220 кВ Борино – Новая II (I цепь) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино. По условию вывода в ремонт одной из цепей ВЛ 220 кВ Борино – Новая выводятся 2–8 ступени и вводится 9 ступень АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь с действием на отключение двух цепей ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино. Превышение ДДТН выяв- лено в период летних нагрузок при температуре плюс 20 °C на этапе 2022 года и составляет: – ВЛ 220 кВ Борино – Новая I (II) цепь 908 А (121,6% от I ДДТН , 101,5% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Северная – Новая I (II) цепь 880 А (101,6% от I ДДТН , 101,6% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН и АДТН при температуре окружающей среды плюс 20°С для указанных элементов сети составляет: – для ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь ДДТН – 746 А, АДТН – 894 А; – для ВЛ 220 кВ Северная – Новая I, II цепь ДДТН – 866 А, АДТН – 866 А. В результате действия 9 ступени АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь на отключение двух цепей ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино возникает превышение ДДТН ряда элементов. В частности, токовая за- грузка следующих элементов составляет: – ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная I цепь с отпайкой на ПС Южная 708 А (132,2% от I ДДТН , 132,2% от I АДТН ); – ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная II цепь с отпайкой на ПС Южная 705 А (131,6% от I ДДТН , 131,6% от I АДТН ); – ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Западная I цепь, II цепь 547 А (102% от I ДДТН , 102% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН и АДТН при температуре окружающей среды плюс 20°С для указанных элементов сети составляет: – для ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная I цепь (II цепь) с отпайкой на ПС Юж- ная ДДТН – 536 А, АДТН – 536 А; – для ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Западная I цепь, II цепь ДДТН – 536 А, АДТН – 536 А. Для недопущения превышения АДТН ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная I цепь, II цепь с отпайкой на ПС Южная рекомендуется в двойной схеме ремонта ВЛ 220 кВ Борино – Новая II (I) цепь и ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС превентивно отключить ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная I цепь, II цепь с отпайкой на ПС Южная со стороны ПС 220 кВ Правобережная. С учетом предлагаемого схемно-режимного мероприятия токовая загрузка в результате действия 9 ступени АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь на отклю- чение двух цепей ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино составляет для: – ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Западная I цепь, II цепь 841 А (156,8% от I ДДТН , 156,8% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья 887 А (102,4% от I ДДТН , 102,4% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН и АДТН при температуре окружающей среды плюс 20°С для указанных элементов сети составляет: – для ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья ДДТН – 866 А, АДТН – 866 А. В результате превышения IАДТН ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья на 21 А действует 2 ступень АОПО ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья на АРС Нововоронежской АЭС в объеме 240 МВт, что приводит к устранению превышения АДТН данного элемента. При этом токовая загрузка ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Западная I цепь, II цепь 797 А (148,7% от I ДДТН , 148,7% от I АДТН ). Для исключения превышения АДТН ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Западная I цепь, II цепь рекомендуется установка АОПО ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго- Западная I, II цепь на ПС 220 кВ Правобережная с действием на отключение ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Западная I и II цепей со стороны ПС 220 кВ Право- бережная. В результате действия рекомендуемой АОПО ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Западная I (II) цепь на отключение ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Запад- ная I (II) цепь со стороны ПС 220 кВ Правобережная возникает превышение ДДТН ряда сетевых элементов. В частности, токовая загрузка следующих элементов составляет для: – ВЛ 110 кВ Компрессорная – Первомайская (ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2) 654 А (138,3% от I ДДТН , 138,3% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья 1016 А (117,3% от I ДДТН , 117,3% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН и АДТН при температуре окружающей среды плюс 20°С для указанных элементов сети составляет: – для ВЛ 110 кВ Компрессорная – Первомайская (ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2) ДДТН – 472 А, АДТН – 472 А. В результате действия АОПО ВЛ 110 кВ Компрессорная – Первомайская на от- ключение ВЛ 110 кВ Компрессорная – Первомайская со стороны ПС 110 кВ Ком- прессорная и 6 ступени АОПО ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья на АРС Нововоронежской АЭС в объеме 1200 МВт (IАДТН ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья превышен на 150 А) превышение АДТН и ДДТН устраняются. Таким образом, рекомендуемое мероприятие по вводу АОПО ВЛ 110 кВ Пра- вобережная – Юго-Западная I, II цепь на ПС 220 кВ Правобережная с действием на отключение ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Западная I и II цепей со стороны ПС 220 кВ Правобережная позволяют повысить надежность функционирования энергосистемы Липецкой области. 4.9.2 Анализ перспективной загрузки центров питания 35–110 кВ (базовый вариант развития) В целях проверки пропускной способности трансформаторов центров питания 35–110 кВ энергосистемы Липецкой области проведен анализ фактической и пер- спективной загрузки трансформаторного оборудования. Анализ загрузки центров питания выполнен с учетом следующих условий: – Коэффициенты допустимой длительной перегрузки (к пер ) трансформаторов 110 кВ приняты на основании официальных данных собственников оборудования и в соответствии с приказом Минэнерго России от 08.02.2019 №81. – Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов 35 кВ 6 В соответствии с ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств и объекта по производству электрической энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП-3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с изменениями от 12.03.2020 заявляемая максимальная мощность со- ставляет 150,1МВт (с учетом перераспределения существующей нагрузки в объеме 135,1МВт). Продолжение на 17-й стр. Продолжение. Начало на 9–15-й стр.