Липецкая газета. 2022 г. (г. Липецк)

ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОТДЕЛ 18 ЛИПЕЦКАЯ ГАЗЕТА № 56-57 /26496-26497/13 МАЯ 2022 Наименование центра питания Наи- ме- но- ва- ние Т Номи- наль- ная мощ- ность Т Класс напряже- ния Год вво- да Т в экс- плу- ата- цию Марка Т ИТС Максимум нагрузки за 3 года, МВА ДДН ЦП в режиме N-1, МВА Нагруз- ка, пе- реводи- мая на другие ЦП Заяв- ляемая мощ- ность по ТУ на ТП Перспектив- ная загрузка с ЦП + ТУ на ТП, МВА Перспектив- ная загрузка ЦП с учетом СРМ, МВА S ном , МВА U ном , кВ лето зима лето зима ∆S срм , МВА ∆S ТУ , МВА лето зима лето зима ООО «Техноинжиниринг» ПС 110 кВ Труб- ная-1 Т-1 16 115/6,6 1971 ТДН 59 10,31 8,09 15,74 18,75 0 0,03 10,34 8,12 10,34 8,12 Т-2 16 115/6,6 1971 ТДН 59 ООО «Лонгричбизнес» ПС 110 кВ Цен- тролит Т-1 20 115/38,5/11 1979 ТДТНГУ 13,09 14,01 19,68 23,44 0 0,33 13,43 14,35 13,43 14,35 Т-2 20 115/38,5/11 1979 ТДТНГУ ООО «ЛТК «Свободный Сокол» ПС 110 кВ ГПП-1 Т-1 63 110/10/6 1989 ТДТН 60 24,23 33,73 62,04 73,84 0 0,00 24,23 33,73 24,23 33,73 Т-2 63 110/10/6 1989 ТДТН 60 Анализ перспективной загрузки трансформаторного оборудования рассма- триваемых центров питания показал, что при единичном отключении (аварийном отключении или выводе в ремонт) наиболее мощного трансформатора нагрузка оставшегося в работе трансформатора на ряде центров питания ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» превышает ДДН, а именно: Липецкий участок: – ПС 110/35/10 кВ Доброе; – ПС 110/35/10 кВ Казинка; – ПС 110/35/10 кВ Хворостянка; – ПС 110/35/10 кВ Химическая; – ПС 35/10 кВ №1; – ПС 35/6 кВ №2; – ПС 35/10 кВ №3; – ПС 35/6 кВ №4; – ПС 35/10 кВ Борисовка; – ПС 35/10 кВ Введенка; – ПС 35/10 кВ Матыра; – ПС 35/6 Студеновская; – 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. Для перечисленных центров питания требуется разработка мероприятий по разгрузке трансформаторного оборудования. При анализе загрузки центров пи- тания 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 Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА кпер, % S ДДН , МВА Т-1 ТМТ 1970 86 6,3 Зимний период (-4,4°C) 117,2 7,38 Летний период (21,8°C) 98,38 6,2 Т-2 ТДТН 1975 93 10 Зимний период (-4,4°C) 117,2 11,72 Летний период (21,8°C) 98,38 9,84 По состоянию на 2022 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 7,36 МВА (16.12.2020 – выявлена в 20:00), в летний период – 5,83 МВА (16.06.2021 – выявлена в 23:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Долгоруково в послеаварийном режиме возможен перевод до 1,89 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Гороховская (0,89 МВА) и на ПС 220 кВ Елецкая (1 МВА). При единичном отключении Т-2 ПС 110 кВ Долгоруково фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 116,8% от Sном и не превышает S ДДН . В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Долгоруково планируется под- ключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,61 МВт (0,29 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). Перспективная нагрузка ПС 110 кВ Долгоруково может составить 7,65 МВА в зим- ний период и 6,12 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 121,4% от Sном и превышает S ДДН , в режиме летних нагрузок составляет 97,2% от S ном и не превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загруз- ка Т-1 ПС 110 кВ Долгоруково может быть снижена в зимний период ниже S ДДН до 91,4% от S ном (5,76 МВА). 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 Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА кпер, % SДДН, МВА Т-1 ТДТН 1979 84 16 Зимний период (-2,2°C) 116,1 18,58 Летний период (22,1°C) 98,11 15,7 Т-2 ТДТН 1981 90 16 Зимний период (-2,2°C) 116,1 18,58 Летний период (22,1°C) 98,11 15,7 По состоянию на 2022 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет более 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний пе- риод составляет 19,74 МВА (15.12.2021 – выявлена в 19:00), в летний период – 15,76 МВА (16.06.2021 – выявлена в 00:00). При этом, согласно данным собствен- ника, значение нагрузки в день контрольного замера от 16.06.2021 не является характерным. В связи с этим в качестве максимального значения нагрузки центра питания в летний период за последние 3 года составляет 11,25 МВА (17.06.2020 – выявлена в 00:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Казинка в послеаварийном ре- жиме 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). При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Казинка фактическая токовая за- грузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 123,4% от S ном и превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания фактическая загрузка Т-2(1) ПС 110 кВ Казинка может быть снижена в зимний период ниже S ДДН до 93% от S ном (14,94 МВА). В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Казинка планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 3,77 МВт (0,49 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). Перспектив- ная нагрузка ПС 110 кВ Казинка может составить 20,23 МВА в зимний период и 11,74 МВА в летний период. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Казинка перспективная токо- вая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 126,4% от S ном и превышает S ДДН , в режиме летних нагрузок составляет 73,4% от S ном и не превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загруз- ка Т-2(1) ПС 110 кВ Казинка может быть снижена в зимний период ниже S ДДН до 96,4% от Sном (15,43 МВА). 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 Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА кпер, % SДДН, МВА Т-1 ТДТН 1968 88 16 Зимний период (-4,4°C) 117,2 18,75 Летний период (22,1°C) 98,11 15,7 Т-2 ТДТН 1970 80 16 Зимний период (-4,4°C) 117,2 18,75 Летний период (22,1°C) 98,11 15,7 По состоянию на 2022 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет 54 года и 52 года соответственно, что значительно превышает нормативный срок эксплуатации. Также, согласно протоколу филиала ПАО «Россети Центр» – «Ли- пецкэнерго» 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 пе- риод 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 ре- жиме возможен перевод до 4,8 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Россия (1,8 МВА) и на ПС 110 кВ Химическая (3 МВА). При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Лебедянь фактическая токо- вая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 149,3% от S ном и превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания фактическая загрузка Т-2(1) ПС 110 кВ Лебедянь может быть снижена в зимний период до 119,3% от S ном (19,09 МВА), что превышает S ДДН . Для предотвращения превышения S ДДН необхо- димо выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Лебедянь на транс- форматоры с большей номинальной мощностью. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х16 МВА на новые транс- форматоры мощностью 2х25 МВА обеспечивается допустимый уровень фактиче- ской нагрузки по условию отсутствия превышения номинальной мощности транс- форматоров при единичном отключении Т-1(2) – загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 95,6% от S ном . В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Лебедянь планируется подклю- чение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 2,56 МВт (0,4 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Лебедянь может составить 24,29 МВА в зимний период и 13,65 МВА в летний период. С учетом замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Лебедянь при еди- ничном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Лебедянь перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 97,2% от S ном и не превышает S ном , в режиме летних нагрузок составляет 54,6% от S ном и не превы- шает S ном . ПС 110/35/10 кВ Тербуны На ПС 110 кВ Тербуны установлено два силовых трансформатора. Наименование Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА кпер, % SДДН, МВА Т-1 ТДТН 1980 94 10 Зимний период (-4,4°C) 117,2 11,72 Летний период (22,1°C) 98,11 9,81 Т-2 ТДТН 1972 93 10 Зимний период (-4,4°C) 117,2 11,72 Летний период (22,1°C) 98,11 9,81 По состоянию на 2022 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет более 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний пе- риод составляет 10,95 МВА (16.12.2020 – выявлена в 20:00), в летний период – 10,23 МВА (17.06.2020 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Тербуны в послеаварийном ре- жиме возможен перевод до 1 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Набережное (0,6 МВА) и на ПС 110 кВ Волово (0,4 МВА). При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Тербуны фактическая токовая за- грузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме летних нагрузок составляет 102,3% от S ном и превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания фактическая загруз- ка Т-2(1) ПС 110 кВ Тербуны может быть снижена в летний период ниже S ДДН до 92,3% от S ном (9,23 МВА). В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Тербуны планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,22 МВт (0,2 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). Перспектив- ная нагрузка ПС 110 кВ Тербуны может составить 11,15 МВА в зимний период и 10,43 МВА в летний период. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Тербуны перспективная токо- вая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 111,5% от S ном и не превышает S ДДН , в режиме летних нагрузок составляет 104,3% от S ном и превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная за- грузка Т-1 ПС 110 кВ Тербуны может быть снижена в летний период ниже S ДДН до 94,3% от S ном (9,43 МВА). С учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Тербуны отсутствует. ПС 110/35/10 кВ Доброе На ПС 110 кВ Доброе установлено два силовых трансформатора. Наименование Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА к пер , % S ДДН , МВА Т-1 ТДТН 1985 94 16 Зимний период (-4,4°C) 117,2 18,75 Летний период (21,7°C) 98,47 15,76 Т-2 ТДТН 1983 86 16 Зимний период (-4,4°C) 117,2 18,75 Летний период (21,7°C) 98,47 15,76 По состоянию на 2022 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 МВА (19.06.2019 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Доброе в послеаварийном режи- ме возможен перевод до 4,8 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Компрессорная (2,7 МВА) и на ПС 220 кВ Сокол (2,1 МВА). При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Доброе фактическая токовая за- грузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 118,7% от Sном и превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания фактическая загрузка Т-2(1) ПС 110 кВ Доброе может быть снижена в зимний период ниже S ДДН до 88,7% от S ном (14,19 МВА). В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Доброе планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 5,06 МВт (0,75 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Доброе может составить 19,74 МВА в зимний период и 9,75 МВА в летний период. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Доброе перспективная токо- вая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 123,4% от S ном и превышает S ДДН , в режиме летних нагрузок составляет 60,9% от Sном и не превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загруз- ка Т-2(1) ПС 110 кВ Доброе может быть снижена в зимний период ниже S ДДН до 93,4% от S ном (14,94 МВА). С учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Доброе отсутствует. ПС 110/35/10 кВ Хворостянка На ПС 110 кВ Хворостянка установлено два силовых трансформатора. Наименование Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА кпер, % S ДДН , МВА Т-1 ТДТН 1978 94 10 Зимний период (2,9°C) 112,97 11,3 Летний период (21,8°C) 98,38 9,84 Т-2 ТДТН 1976 86 16 Зимний период (2,9°C) 112,97 18,08 Летний период (21,8°C) 98,38 15,74 По состоянию на 2022 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет более 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний пе- риод составляет 12,25 МВА (19.12.2019 – выявлена в 09:00), в летний период – 9,85 МВА (16.06.2021 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Хворостянка в послеаварий- ном режиме возможен перевод до 1,82 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Добринка (1,1 МВА) и на ПС 110 кВ Гидрооборудование (0,72 МВА). При единичном отключении Т-2 ПС 110 кВ Хворостянка фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 122,5% от S ном и превышает S ДДН , в режиме летних нагрузок составляет 98,5% от S ном и превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания фактическая за- грузка Т-1 ПС 110 кВ Хворостянка может быть снижена в зимний период ниже S ДДН до 104,3% от S ном (10,43 МВА), в летний период ниже S ДДН до 80,3% от Sном (8,03 МВА). В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Хворостянка планируется под- ключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,52 МВт (0,07 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Хворостянка может составить 12,32 МВА в зимний период и 9,92 МВА в летний период. При единичном отключении Т-2 ПС 110 кВ Хворостянка перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 123,2% от Sном и превышает SДДН, в режиме летних нагрузок составляет 99,2% от Sном и превышает SДДН. С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загруз- ка Т-1 ПС 110 кВ Хворостянка может быть снижена в зимний период ниже S ДДН до 105% от S ном (10,5 МВА) и в летний период ниже S ДДН до 81% от S ном (8,1 МВА) со- ответственно. С учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформаторов Т-1 ПС 110 кВ Хворостянка отсутствует. ПС 110/35/10 кВ Химическая На ПС 110 кВ Химическая установлено два силовых трансформатора. Наименование Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА к пер , % S ДДН , МВА Т-1 ТДТН 1986 90 16 Зимний период (2,9°C) 112,97 18,08 Летний период (22,1°C) 98,11 15,7 Т-2 ТДТН 1986 81 16 Зимний период (2,9°C) 112,97 18,08 Летний период (22,1°C) 98,11 15,7 По состоянию на 2022 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет более 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний пе- риод составляет 16,64 МВА (18.12.2019 – выявлена в 12:00), в летний период – 8,18 МВА (17.06.2020 – выявлена в 15:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Химическая в послеаварийном режиме возможен перевод до 4,2 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Лебедянь (2,3 МВА) и на ПС 110 кВ Березовка (1,9 МВА). При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Химическая фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 104% от S ном и не превышает S ДДН , в режиме летних нагрузок составляет 51,1% от S ном и не превышает S ДДН . В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Химическая планируется подклю- чение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 6,65 МВт (3,02 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Химическая может составить 19,67 МВА в зимний период и 11,2 МВА в летний период. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Химическая перспективная токо- вая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 122,9% от S ном и превышает S ДДН , в режиме летних нагрузок составляет 70% от S ном и не превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загруз- ка Т-2(1) ПС 110 кВ Химическая может быть снижена в зимний период ниже S ДДН до 96,7% от S ном (15,47 МВА). С учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Химическая отсутствует. ПС 35/10 кВ №1 На ПС 35 кВ №1 установлено два силовых трансформатора. Наименование Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА к пер , % S ДДН , МВА Т-1 ТМН 1985 94 4 Зимний период (-2,2°C) 105 4,2 Летний период (21,8°C) 105 4,2 Т-2 ТМН 1985 94 4 Зимний период (-2,2°C) 105 4,2 Летний период (21,8°C) 105 4,2 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 5,21 МВА (15.12.2021 – выявлена в 20:00), в летний период – 3,6 МВА (16.06.2021 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ №1 в послеаварийном режиме возможен перевод до 1,2 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Казинка и на ПС 35 кВ Маты- ра. При единичном отключении Т-1(2) ПС 35 кВ №1 фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 130,3% от S ном и превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания фактическая загрузка Т-2(1) ПС 35 кВ №1 может быть снижена в зимний период ниже S ДДН до 100,3% от S ном (14,94 МВА). Согласно данным собственника в рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ №1 подключение энергопринимающих устройств не планируется. С учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ №1 отсутствует. ПС 35/6 кВ №2 На ПС 35 кВ №2 установлено два силовых трансформатора. Наименование Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА к пер , % S ДДН , МВА Т-1 ТМ 1956 92 1 Зимний период (-4,4°C) 105 1,05 Летний период (22,1°C) 105 1,05 Т-2 ТМ 1978 94 2,5 Зимний период (-4,4°C) 105 2,63 Летний период (22,1°C) 105 2,63 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 203,1% от S ном и превышает S ДДН . Для предотвращения превышения S ДДН необходимо выполнить замену трансформаторов Т-1 ПС 35 кВ №2 на трансформаторы с большей номи- нальной мощностью. При замене трансформатора Т-1 мощностью 1х1 МВА на новый трансфор- матор мощностью 2х25 МВА обеспечивается допустимый уровень фактической нагрузки по условию отсутствия превышения номинальной мощности трансфор- маторов при единичном отключении Т-1(2) – загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 81,2% от S ном . Согласно данным собственника в рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ №2 подключение энергопринимающих устройств не планируется. ПС 35/10 кВ №3 Наименование Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА к пер , % S ДДН , МВА Т-1 ТМ 1983 94 2,5 Зимний период (-4,4°C) 105 2,63 Летний период (21,7°C) 105 2,63 Т-2 ТМ 1987 94 2,5 Зимний период (-4,4°C) 105 2,63 Летний период (21,7°C) 105 2,63 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 187,3% от S ном и превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания фактическая загруз- ка Т-2(1) ПС 35 кВ №3 может быть снижена в зимний период до 187,3% от S ном (4,68 МВА), что превышает S ДДН . Для предотвращения превышения S ДДН необходи- мо выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ №3 на трансформато- ры с большей номинальной мощностью. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х2,5 МВА на новые транс- форматоры мощностью 2х4 МВА ДДН Т-1(2) в зимний период составит 105% от S ном (4,2 МВА) – при единичном отключении Т-1(2) фактическая загрузка оставше- гося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 117% от S ном и превы- шает S ном . При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х2,5 МВА на новые транс- форматоры мощностью 2х6,3 МВА обеспечивается допустимый уровень фактиче- ской нагрузки по условию отсутствия превышения номинальной мощности транс- форматоров при единичном отключении Т-1(2) – загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 74,3% от S ном . В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ №3 планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 4,58 МВт (0,62 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ №3 может составить 5,3 МВА в зимний период и 2,93 МВА в летний период. С учетом замены трансформаторов при единичном отключении Т-1(2) ПС 35 кВ №3 перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 84,2% от Sном и не Sном, в режиме летних нагрузок составляет 46,5% от S ном и S ном . ПС 35/6 кВ №4 На ПС 35 кВ №4 установлено два силовых трансформатора. Наименование Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА к пер , % S ДДН , МВА Т-2 ТМН 1988 93 4 Зимний период (-2,2°C) 105 4,2 Летний период (22,1°C) 105 4,2 Т-3 ТМН 2003 94 4 Зимний период (-2,2°C) 105 4,2 Летний период (22,1°C) 105 4,2 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 4,15 МВА (15.12.2021 – выявлена в 14:00), в летний период – 3,08 МВА (17.06.2020 – выявлена в 18:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ №4 в послеаварийном режиме возможен перевод до 1,2 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Новая Деревня. При единичном отключении Т-2(3) ПС 35 кВ №4 фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-3(2) в режиме зимних нагрузок составляет 103,7% от S ном и не превышает S ДДН , в режиме летних нагрузок составляет 77,1% от Sном и не превышает S ДДН . В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ №4 планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,38 МВт (0,06 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ №4 может составить 4,21 МВА в зимний период и 3,15 МВА в летний период. При единичном отключении Т-2(3) ПС 35 кВ №4 перспективная токовая за- грузка оставшегося в работе Т-3(2) в режиме зимних нагрузок составляет 105,3% от S ном и превышает S ДДН , в режиме летних нагрузок составляет 78,7% от S ном и не превышает S ДДН . С учетом перевода нагрузки на другие центры питания перспективная загруз- ка Т-3(2) ПС 35 кВ №4 может быть снижена в зимний период ниже S ДДН до 75,3% от S ном (3,01 МВА). С учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформаторов Т-2 и Т-3 ПС 35 кВ №4 отсутствует. ПС 35/10 кВ Борисовка На ПС 35 кВ Борисовка установлено два силовых трансформатора. Наименование Т Марка Т Год ввода ИТС S ном , МВА к пер , % S ДДН , МВА Т-1 ТМ 2011 94 4 Зимний период (-4,4°C) 105 4,2 Летний период (21,8°C) 105 4,2 Т-2 ТМН 2016 94 4 Зимний период (-4,4°C) 105 4,2 Летний период (21,8°C) 105 4,2 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 – 3,94 МВА (16.06.2021 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Борисовка в послеаварийном ре- жиме возможность перевода нагрузки на другие центры питания отсутствует. При единичном отключении Т-1(2) ПС 35 кВ Борисовка фактическая токо- вая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 130,7% от S ном и превышает S ДДН . Для предотвращения превышения S ДДН необхо- димо выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ Борисовка на транс- форматоры с большей номинальной мощностью. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х4 МВА на новые транс- форматоры мощностью 2х6,3 МВА обеспечивается допустимый уровень фактиче- ской нагрузки по условию отсутствия превышения номинальной мощности транс- форматоров при единичном отключении Т-1(2) – загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 83% от S ном . В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 35 кВ Борисовка планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 2,95 МВт (0,43 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ Борисовка может составить 5,66 МВА в зимний период и 4,37 МВА в летний период. С учетом замены трансформаторов при единичном отключении Т-1(2) ПС 35 кВ Борисовка перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в Продолжение на 19-й стр. Продолжение. Начало на 9–17-й стр.