Липецкая газета. 2022 г. (г. Липецк)

ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОТДЕЛ 21 ЛИПЕЦКАЯ ГАЗЕТА № 56-57 /26496-26497/13 МАЯ 2022 110 кВ и выше на период до 2027 года показали достаточность существующих и рекомендованных в разделе 4.9.3 мероприятий по ограничению токов короткого замыкания на объектах 110 кВ филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго», АО «ОЭЗ ППТ «Липецк», ПАО «НЛМК» и филиала ПАО «Квадра» – «Липецкая ге- нерация». Замена коммутационного оборудования не требуется. Разработка до- полнительных мероприятий по ограничению уровней токов короткого замыкания не требуется. 4.9.5 Расчет электроэнергетических режимов работы электрической сети с использованием перспективной расчетной модели энергосистемы Липецкой области с учетом мероприятий по ограничению уровней токов короткого замыкания при нормативном возмущении (базовый вариант развития) Далее рассмотрены схемно-режимные ситуации, в которых при моделиро- вании рекомендуемых мероприятий по ограничению токов короткого замыкания возникло превышение токовой загрузки элементов электрической сети 35 кВ и выше относительно уровня токовой загрузки в базовом варианте развития без учета этих мероприятий. Расчеты выполнены в прилегающей к объектам сети 110 кВ и выше, на кото- рых выполняются рекомендуемые мероприятия по ограничению токов короткого замыкания: в районе ПС 500 кВ Липецкая, ПС 220 кВ Правобережная и ПС 220 кВ Новая. 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 Но- воворонежскую АЭС при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в режиме зимних минимальных нагру- зок при температуре плюс 5 °C на этапе 2022 года и составляет: – ВЛ 220 кВ Борино – Новая I цепь (II цепь) 1188 А (139,5% от I ДДТН , 118,8% от IАДТН); – ВЛ 220 кВ Северная – Новая I цепь 1181 А (119,3% от I ДДТН , 119,3% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Северная – Новая II цепь 1162 А (117,4% от I ДДТН , 117,4% от I АДТН ); – АТ-1 ПС 500 кВ Борино 758 А (117,7% от I ДДТН , 109,3% от I АДТН ); – АТ-2 ПС 500 кВ Борино 760 А (118% от I ДДТН , 109,6% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья 1072 А (108,3% от I ДДТН , 108,3% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН и АДТН при температу- ре 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 IАДТН ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь на 189 А действует 8 ступень АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь на АРС Нововоро- нежской АЭС в объеме 1700 МВт, что приводит к устранению превышения АДТН. Превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь устраняется загруз- кой Липецкой ТЭЦ-2 на необходимую величину. Указанные схемно-режимные мероприятия позволяют привести 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 макси- мальных нагрузок при температуре плюс 5 °C на этапе 2022 года и составляет для АТ-1 (АТ2) ПС 500 кВ Борино (по стороне ВН) 722 А (112,1% от I ДДТН , 104,1% 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 ре- монт одного из АТ ПС 500 кВ Борино выводятся 2–8 ступени и вводится 9 сту- пень 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 ступе- ни (с действием 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 параме- тры режима 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 отключе- нии 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 вы- явлено в период летних нагрузок при температуре плюс 20 °C на этапе 2022 года и составляет: – ВЛ 220 кВ Борино – Новая I (II) цепь 985 А (132% от I ДДТН , 110,1% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Северная – Новая I (II) цепь 948 А (109,4% от I ДДТН , 109,4% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН и АДТН при температу- ре 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 874 А (163,1% от I ДДТН , 163,1% от I АДТН ); – ВЛ 110 кВ Новая – Правобережная II цепь с отпайкой на ПС Южная 871 А (162,6% от I ДДТН , 162,6% от I АДТН ); – ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Западная I цепь, II цепь 608 А (113,5% от I ДДТН , 113,5% от I АДТН ); Согласно данным собственника оборудования, ДДТН и АДТН при температу- ре 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 За- падная 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 от- ключение 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 1053 А (196,4% от IДДТН, 196,4% от IАДТН). В результате действия рекомендуемой АОПО ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Западная I (II) цепь на отключение ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-За- падная I (II) цепь со стороны ПС 220 кВ Правобережная возникает превышение ДДТН ряда сетевых элементов. В частности, токовая загрузка следующих эле- ментов составляет для: – ВЛ 110 кВ Компрессорная – Первомайская (ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2) 743 А (157% от I ДДТН , 157% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья 988 А (114% от I ДДТН , 114% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН и АДТН при температу- ре 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; – для ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья ДДТН – 866 А, АДТН – 866 А. В результате действия АОПО ВЛ 110 кВ Компрессорная – Первомайская на отключение ВЛ 110 кВ Компрессорная – Первомайская со стороны ПС 110 кВ Компрессорная и 5 ступени АОПО ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья на АРС Нововоронежской АЭС в объеме 960 МВт (IАДТН ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья превышен на 122 А) превышение АДТН и ДДТН устраняются. АТ-1 (АТ-3) ПС 500 кВ Липецкая Превышение ДДТН АТ-1 (АТ3) ПС 500 кВ Липецкая выявлено в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино при аварийном отключении АТ-3 (АТ-1) ПС 500 кВ Липецкая. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в период летних макси- мальных нагрузок при температуре плюс 30 °C (ПЭВТ) на этапе 2027 года и со- ставляет для АТ-1 (АТ3) ПС 500 кВ Липецкая (по стороне СН) 1418 А (123,9% от IДДТН, АДТН не превышена). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН при температуре окру- жающей среды плюс 30 °C для АТ-1, АТ3 ПС 500 кВ Липецкая составляет (по сто- роне СН) 1143 А, АДТН – 1508 А. Согласно сведениям собственника оборудования, ДДТН и АДТН АТ-1 (АТ-3) ПС 500 кВ Липецкая при температуре окружающей среды плюс 30 °C составляет (по стороне СН): – в период до 2022 (2026) года ДДТН для АТ-1 (АТ-3) ПС 500 кВ Липецкая 1445 А, АДТН – 1885 А. – на этапе 2023 (2027) года истекает тридцатилетний срок эксплуатации АТ-1 (АТ-3) ПС 500 кВ Липецкая, в связи с чем ДДТН составит 1143 А, АДТН – 1508 А. Превышение ДДТН устраняется включением выключателей 220 кВ СВ-13 и СВ-24 ПС 500 кВ Липецкая, что позволяет привести параметры режима в об- ласть допустимых значений. ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья Дополнительно выполнена проверка токовой загрузки ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья при условии вывода ступеней АОПО ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья на АРС Нововоронежской АЭС и ввода ступеней на деление сети: – в зимний период в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая при аварийном отключении АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая; – в летний период в схеме двойного ремонта ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тя- говая и ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоро- нежскую АЭС при аварийном отключении АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая. Наибольшая загрузка ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья в зимний период с учетом указанной схемно-режимной ситуации выявлена в период зим- них максимальных нагрузок при температуре минус 27 °C на этапе 2027 года и составляет 685 А (68,5% от I ДДТН ). Наибольшая загрузка ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья в летний пе- риод с учетом указанной схемно-режимной ситуации выявлена в период летних максимальных нагрузок (ПЭВТ) при температуре плюс 30 °C на этапе 2027 года и составляет 97 А (12,6% от I ДДТН ). Таким образом, в рассматриваемых схемно-режимных ситуациях превыше- ния ДДТН и АДТН не выявлено. 4.9.6 Анализ баланса реактивной мощности (базовый вариант развития) В работе произведен анализ баланса реактивной мощности энергосистемы Липецкой области, а также определена необходимость установки дополнитель- ных средств компенсации реактивной мощности. Источниками реактивной мощ- ности (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 ) складывается 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 реактив- ной 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 шунтирую- щие реакторы (ШР), информация о номинальной и располагаемой реактивной мощности ШР приведены в таблице 62. Таблица 62 – Номинальная и располагаемая реактивная мощность ШР энерго- системы Липецкой области Объект элек- тро- энергетики Диспет- черское наимено- вание Тип Место ком- мутации, Uном Число ступе- ней при дис- кретном регу- лировании Реактив- ная мощ- ность ступени, Мвар ПС 500 кВ Липецкая Р 500 кВ 3хРОДЦ-60000/500 3 сек 500 кВ 1 180 ПС 500 кВ Бо- рино Р-1 3хРОМБСМ-60000/500 1СШ 500 кВ 1 180 Р-2 1хРОДБС-60000/500 (ф. «А») 2СШ 500 кВ 1 180 2хРОДЦ-60000/500 (ф. «В», ф. «С») ПС 500 кВ Елецкая Р-1-500 3хРОМ-60000/500-У1 2 СШ 500 кВ (нормально); 1 СШ 500 кВ 1 180 Результаты расчета баланса реактивной мощности для периода зимних мак- симальных, зимних минимальных, а также летних максимальных и летних мини- мальных нагрузок на весь рассматриваемый период для энергосистемы Липец- кой области представлены в таблице 63. Расчет баланса реактивной мощности показал, что с учетом нормального состояния шунтирующих реакторов 500 кВ и характерным составом генерирующего оборудования электростанций Липец- кой области в зимних режимах на всем рассматриваемом периоде характерно потребление реактивной мощности из внешней сети 110 кВ и выше. В летних режимах на всем рассматриваемом периоде в нормальной схеме электрической сети энергосистема Липецкой области характеризуется избытком реактивной мощности, компенсируемым за счет перетоков из прилегающих энергосистем. Результаты расчетов электрических режимов не выявили необходимости допол- нительных мер по компенсации реактивной мощности в энергосистеме Липецкой области. Таблица 63 – Баланс реактивной мощности энергосистемы Липецкой области на период до 2027 года, Мвар Год Режим Потребление Генерация Выда- ча во внеш- нюю сеть 110 кВ и выше Реактив- ная на- грузка потреби- телей Поте- ри в сети ЛЭП 35 кВ и выше Поте- ри в Т и АТ Шунтиру- ющие ре- акторы Ито- го: Гене- рация в сети 110 кВ Генерация (от гене- рирующе- го обору- дования) Итого 2022 Зимний макси- мум при темпе- ратуре -27°С 730 637 267 646 2279 314 1549 1863 -416 2023 755 643 306 645 2349 336 1554 1890 -459 2024 773 646 314 644 2376 352 1552 1904 -472 2025 785 649 321 644 2398 366 1551 1917 -482 2026 784 649 320 644 2397 364 1551 1916 -481 2027 785 649 320 644 2398 365 1551 1917 -481 2022 Зимний мини- мум при темпе- ратуре -27°С 681 602 221 653 2156 274 1561 1836 -321 2023 706 610 263 651 2230 294 1565 1859 -371 2024 723 612 268 651 2253 307 1565 1872 -382 2025 735 613 273 650 2271 320 1564 1884 -387 2026 734 612 272 650 2269 318 1564 1883 -386 2027 735 612 273 650 2270 319 1564 1883 -387 2022 Зимний макси- мум при темпе- ратуре +5°С 672 619 233 649 2173 251 1555 1805 -368 2023 694 632 277 648 2251 275 1558 1833 -418 2024 711 636 283 647 2277 286 1558 1844 -432 2025 722 637 288 647 2295 297 1557 1854 -440 2026 722 637 288 647 2293 296 1557 1854 -439 2027 722 637 288 647 2294 297 1557 1854 -440 2022 Зимний мини- мум при темпе- ратуре +5°С 625 593 197 655 2070 214 1565 1779 -291 2023 648 610 244 653 2154 238 1570 1807 -347 2024 663 609 248 653 2173 249 1569 1818 -355 2025 674 610 251 652 2188 260 1568 1828 -360 2026 674 609 251 652 2186 259 1568 1827 -359 2027 674 610 251 652 2187 260 1568 1828 -360 2022 Летний макси- мум при темпе- ратуре +30°С 560 173 189 659 1582 87 1565 1653 71 2023 583 173 226 659 1640 122 1574 1696 56 2024 597 174 229 659 1659 131 1573 1705 46 2025 607 175 233 659 1673 140 1572 1713 39 2026 606 175 233 659 1672 140 1572 1712 40 2027 606 175 233 659 1673 140 1572 1712 40 2022 Летний макси- мум при темпе- ратуре +20°С 544 174 185 660 1564 84 1567 1651 87 2023 566 171 220 660 1616 107 1576 1683 66 2024 579 172 223 660 1634 116 1575 1691 57 2025 589 173 227 659 1647 125 1574 1698 51 2026 588 173 226 659 1646 124 1574 1698 51 2027 588 173 227 659 1647 124 1574 1698 51 2022 Летний мини- мум при темпе- ратуре +20°С 463 93 144 675 1375 51 1594 1644 270 2023 478 83 191 675 1427 62 1601 1663 237 2024 489 85 193 674 1441 67 1600 1667 226 2025 498 86 194 674 1452 72 1600 1672 220 2026 497 86 194 674 1451 71 1600 1671 220 2027 497 86 194 674 1451 72 1600 1671 220 4.9.7 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 на- пряжением 110 кВ и выше не требуется. Корректировка сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относи- тельно СиПР ЕЭС 2022–2028 гг. не требуется. 4.9.8 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 достаточности мероприятий, приведенных в базовом варианте, при уче- те опережающего развития электрических сетей в соответствии с планами разви- тия региона, особых экономических зон, генерирующих компаний и др. Расчетные величины потребления мощности по региональному варианту раз- вития в энергосистеме Липецкой области на 2022–2027 годы, определенные в соответствии с абзацем 2 пункта 5.5 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» представлены в таблице 64. Таблица 64 – Расчетные величины потребления мощности в энергосистеме Липецкой области на 2022–2027 годы (региональный вариант развития) Наименование показателя t, °С 2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год 2027 год Зимний максимум (СиПР) -15,8 2145 2228 2340 2400 2409 2411 Зимний максимум -27 2205 2291 2406 2468 2476 2479 Зимний минимум 1905 1979 2078 2131 2139 2141 Зимний максимум 5 2013 2091 2195 2252 2260 2262 Зимний минимум 1739 1806 1896 1945 1952 1954 Летний максимум (ПЭВТ) 30 1576 1637 1719 1763 1770 1771 Летний максимум 20 1525 1584 1664 1707 1713 1714 Летний минимум 1258 1306 1372 1407 1412 1414 Анализ результатов расчетов электрических режимов при единичных отклю- чениях в нормальной, а также в основных ремонтных схемах показал, что уровни напряжения на шинах 35 кВ и выше станций и подстанций энергосистемы Липец- кой области во всем рассматриваемом периоде находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечивающих нормативные запасы устойчи- вости. 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. Превышения ДДТН электросетевых элементов относительно уровня токовой загрузки в базовом варианте развития, вызванные ростом потребления энергоси- стемы Липецкой области в рамках регионального варианта развития при норма- тивных возмущениях в основных ремонтных схемах сети электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Липецкой области приведены ниже. 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: – ВЛ 220 кВ Борино – Новая I цепь 1192 А (139,9% от I ДДТН , 119,2% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Борино – Новая II цепь 1193 А (140,1% от I ДДТН , 119,3% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Северная – Новая I цепь 1184 А (119,6% от I ДДТН , 119,6% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Северная – Новая II цепь 1165 А (117,7% от I ДДТН , 117,7% от I АДТН ); – АТ-1 ПС 500 кВ Борино 762 А (118,3% от I ДДТН , 109,9% от I АДТН ); – АТ-2 ПС 500 кВ Борино 747 А (118,6% от I ДДТН , 110,2% от I АДТН ); – ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья 1074 А (108,5% от I ДДТН , 108,5% 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 IАДТН ВЛ 220 кВ Борино – Новая II цепь на 193 А действует 8 ступень АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь на АРС Нововоро- нежской АЭС в объеме 1700 МВт, что приводит к устранению превышения АДТН. Превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь устраняется загрузкой Липецкой ТЭЦ-2 на необходимую величину. Указанные схемно-режимные меро- приятия позволяют привести 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 2027 года и составляет (по стороне ВН) для: – АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая 521 А (144,3% от I ДДТН , 123,7% от I АДТН ); – АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая 459 А (121,7% от I ДДТН , 104,3% от I АДТН ); – АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая 522 А (144,4% от I ДДТН , 123,8% 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 обеспечить выполнение следующих схемно-режимных мероприятий: – отключение ВЛ 220 кВ Елецкая – Маяк; – отключение ВЛ 220 кВ Елецкая – Тербуны с отпайкой на Ливны со стороны ПС 220 кВ Елецкая; – отключение ВЛ 220 кВ Борино – Елецкая 220 №1 (2); – включение отключенного АТ на ПС 220 кВ Правобережная; – изменение положения анцапфы РПН АТ-1, АТ-2, АТ-3, АТ-4 ПС 220 кВ Право- бережная (перевод в первое положение с КТ = 0,589) (превышение АДТН устраня- ется). В целях недопущения превышения АДТН участка Тербуны 220 – отпайка на Тербуны 110 ВЛ 110 кВ Елецкая –Тербуны с отпайками в послеаварийной схеме и снижения токовой загрузки АТ-1 (АТ-2 / АТ-3) ПС 220 кВ Елецкая ниже ДДТН необ- ходимо выполнить следующие схемно-режимные мероприятия: – включение выключателя 35 кВ Т-2 на ПС 110 кВ Тербуны и отключение ВЛ 110 кВ Елецкая –Тербуны с отпайками со стороны ПС 110 кВ Тербуны; – включение секционного выключателя 35 кВ на ПС 110 кВ Долгоруково и от- ключение ВЛ 110 кВ Елецкая –Тербуны с отпайками со стороны ПС 110 кВ Долго- руково; – перевод нагрузки по сети 35 кВ на ПС 110 кВ Россия путем отключения вы- ключателя 35 кВ Т-2 ПС 110 кВ Становое и включения ВЛ 35 кВ Дубрава; – перевод нагрузки по сети 35 кВ на ПС 110 кВ Россия путем отключения вы- ключателя ВЛ 35 кВ Восточная Левая и включения ВЛ 35 кВ Дрезгалово-2. С учетом предложенных схемно-режимных мероприятий в схеме ремонта АТ-3 (АТ-1 / АТ-2) ПС 220 кВ Елецкая при аварийном отключении АТ-2 (АТ-3 / АТ-1) ПС 220 кВ Елецкая 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 30 °C (ПЭВТ) на этапе 2022 года и составляет для АТ-1 ПС 220 кВ Сокол (по стороне ВН) 385 А (117,4% от IДДТН, АДТН не пре- вышена). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН при температуре окру- жающей среды плюс 30 °C для АТ-1 ПС 220 кВ Сокол составляет (по стороне ВН) 285 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. 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) 723 А (112,2% от I ДДТН , 104,2% 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. АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Дон Превышение ДДТН АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Дон выявлено в схеме ремонта АТ-2 (АТ-1) ПС 220 кВ Дон при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Компрессорная – Первомайская (ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2). Наибольшее превышение ДДТН вы- явлено в период зимних максимальных нагрузок при температуре минус 27 °C на этапе 2027 года и составляет (по стороне ВН) для АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Дон 425 А (112,8% от IДДТН, АДТН не превышена). Согласно сведениям собственника оборудования, ДДТН при температуре окружающей среды минус 27 °C составляет: – в период до 2024 года для АТ-1 ПС 220 кВ Дон 392 А (обмотка ВН АТ-1, АТ-2), АДТН – 502 А. На этапе 2025 года истекает тридцатилетний срок эксплуатации АТ-1 ПС 220 кВ Дон, в связи с чем ДДТН составит 376 А, АДТН – 439 А; – для АТ-2 ПС 220 кВ Дон (по стороне ВН) ДДТН – 376 А, АДТН – 439 А. Превышение ДДТН АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Дон устраняется обеспечением: – изменения положения анцапфы РПН АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Дон (перевод в тринадцатое положение с КТ = 0,463); – отключения ВЛ 220 кВ Дон – Чириково. Также для поддержания напряжения в распределительной сети 35 кВ и выше рекомендуется выполнить отключение реакторов на ПС 500 кВ Борино и ПС 500 кВ Елецкая. Указанные схемно-режимные мероприятия позволяют привести параметры режима в область допустимых значений. ВЛ 110 кВ Елецкая – Тербуны с отпайками Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Елецкая – Тербуны с отпайками в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Елецкая – Тербуны при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Елецкая 220 – Ливны с отпайкой на ПС Тербуны. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в пе- риод зимних максимальных нагрузок при температуре минус 27 °C на этапе 2027 года и составляет для ВЛ 110 кВ Елецкая –Тербуны с отпайками (участок Тербуны 220 – отпайка на Тербуны 110) 431 А (101,2% от I ДДТН , 101,2% от I АДТН ). Согласно данным собственника оборудования, при температуре окружающей среды минус 27 °C ДДТН для рассматриваемого участка ВЛ 110 кВ Елецкая –Тер- буны с отпайками составляет 426 А, АДТН – 426 А. Для недопущения превышения АДТН ВЛ 110 кВ Елецкая –Тербуны с отпайками (участок Тербуны 220 – отпайка на Тербуны 110) рекомендуется в ремонтной схе- ме обеспечить изменение положения анцапфы РПН АТ-1, АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая (перевод в одиннадцатое положение с КТ = 0,547), что позволит поднять уровень напряжения в прилегающей сети и снизить токовую загрузку элементов. С учетом предложенных схемно-режимных мероприятий в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Елецкая – Тербуны при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Елецкая 220 – Ливны с отпайкой на ПС Тербуны параметры режима находятся в области допу- стимых значений. АТ-1 (АТ-3) ПС 500 кВ Липецкая Превышение ДДТН АТ-1 (АТ3) ПС 500 кВ Липецкая выявлено в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино при аварийном отключении АТ-3 (АТ-1) ПС 500 кВ Липецкая. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в период летних максималь- ных нагрузок при температуре плюс 30 °C (ПЭВТ) на этапе 2026 года и составляет для АТ-1 (АТ3) ПС 500 кВ Липецкая (по стороне СН) 1456 А (127,3% от I ДДТН , АДТН не превышена). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН при температуре окру- жающей среды плюс 30 °C для АТ-1, АТ3 ПС 500 кВ Липецкая составляет (по сто- роне СН) 1143 А, АДТН – 1508 А. Согласно сведениям собственника оборудования, ДДТН и АДТН АТ-1 (АТ-3) ПС 500 кВ Липецкая при температуре окружающей среды плюс 30 °C составляет (по стороне СН): – в период до 2022 (2026) года ДДТН для АТ-1 (АТ-3) ПС 500 кВ Липецкая 1445 А, АДТН – 1885 А. – на этапе 2023 (2027) года истекает тридцатилетний срок эксплуатации АТ-1 (АТ-3) ПС 500 кВ Липецкая, в связи с чем ДДТН составит 1143 А, АДТН – 1508 А. Превышение ДДТН устраняется включением выключателей 220 кВ СВ-13 и СВ-24 ПС 500 кВ Липецкая, что позволяет привести параметры режима в область допустимых значений. ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья Дополнительно выполнена проверка токовой загрузки ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья при условии вывода ступеней АОПО ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья на АРС Нововоронежской АЭС и ввода ступеней на деление сети: – в зимний период в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая при аварийном отключении АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая; – в летний период в схеме двойного ремонта ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяго- вая и ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронеж- скую АЭС при аварийном отключении АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая. Наибольшая загрузка ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья в зимний пе- риод с учетом указанной схемно-режимной ситуации выявлена в период зимних максимальных нагрузок при температуре минус 27 °C на этапе 2027 года и состав- ляет 702 А (70,2% от IДДТН). Наибольшая загрузка ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья в летний пе- риод с учетом указанной схемно-режимной ситуации выявлена в период летних максимальных нагрузок (ПЭВТ) при температуре плюс 30 °C на этапе 2027 года и составляет 108 А (13,9% от IДДТН). Таким образом, в рассматриваемых схемно-режимных ситуациях превышения ДДТН и АДТН не выявлено. 4.9.9 Анализ перспективной загрузки центров питания 35 кВ и выше (региональный вариант развития) В рамках регионального варианта развития проведен анализ перспективной загрузки трансформаторного оборудования с учетом реализации перспективных проектов на основании полученных данных от АО «ОЭЗ ППТ «Липецк», Управления сельского хозяйства Липецкой области, а также поданных в установленном по- рядке в сетевые организации заявок на технологическое присоединение к элек- трическим сетям потребителей электрической энергии. Перечень крупных перспективных инвестиционных проектов (мощностью 670 кВт и более) с привязкой к центрам питания представлен в таблице 65. Продолжение на 22-й стр. Продолжение. Начало на 9–20-й стр.