Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 20.03.2014 № 390-П

* Сводные данные по приростам нагрузки по ЦП 110 кВ и выше не учитывают данные по ВПУ, т.к. эти величины не планируется учитывать в перспективном прогнозе потребления электроэнергии (мощности) автономного округа.

2. Анализ прироста максимума нагрузки центров питания 110 кВ и выше при сопоставлении альтернативного и утвержденного ОАО «СО ЕЭС» прогноза роста электропотребления.

Для анализа перспектив развития электроэнергетики автономного округа на период 2015 – 2019 годов в случае реализации альтернативного прогноза проведен анализ изменения максимума нагрузки энергосистемы автономного округа для 2019 года по отношению к прогнозу максимума нагрузки, утвержденного ОАО «СО ЕЭС».

Для целей анализа энергосистема автономного округа условно разбита на следующие районы:

- транзит Холмогорская – Муравленковская и район ПС 500 кВ Холмогорская;

- район ПС 220 кВ Янга-Яха;

- транзит Кедр – Губкинская – Вынгапур;

- транзит Муравленковская – Тарко-Сале;

- район ПС 500 Тарко-Сале;

- транзит Тарко-Сале – ПП Северный – Харампурский;

- транзит Тарко-Сале – Кирпичная – Кристалл;

- район ПС 220 кВ Уренгой;

- район Уренгойской ГРЭС;

- транзит Уренгой – Оленья;

- транзит Оленья – Ямбург – Ямбургская ГТЭС;

- район ПС 220 кВ Ермак и ПС 220 кВ Славянская;

- район Ванкорского промышленного участка (ВПУ) и ПС 220 кВ Мангазея;

- район ПС 220 кВ Пангоды;

- район ПС 500 кВ Надым;

- район ПС 220 кВ Салехард;

- энергокомплекс.

Для каждого описанного района приведена суммарная величина нагрузки по центрам питания 110 кВ и выше в период зимнего максимума 2019 года для каждого из рассматриваемых прогнозов электропотребления (мощности).

На схеме 2 на карту-схему^[1][21] энергосистемы автономного округа нанесена величина нагрузки по каждому из описанных выше районов (в виде круговых диаграмм с масштабированием по величине максимума нагрузки) с учетом разницы по отношению к прогнозу потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы.

Схема 2. Распределение нагрузки энергосистемы автономного округа в зимний максимум 2019 года при реализации альтернативного прогноза электропотребления (мощности) с  указанием прироста по отношению к прогнозу электропотребления (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы

При анализе распределения нагрузки энергосистемы автономного округа в зимний максимум 2019 года при реализации альтернативного прогноза электропотребления (мощности) отмечается следующее:

- дополнительный прирост нагрузки наблюдается по всем рассматриваемым районам энергосистемы автономного округа и превышает 200 МВт;

- существенный прирост по отношению к прогнозу потребления электроэнергии (мощности), соответствующему проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, наблюдается в Уренгойском энергорайоне и составляет более 60 МВт, а также в районе ПС 220 кВ Славянская за счет учета присоединения   пос. Тазовский и пос. Газ-Сале, а также неподтвержденных объемов дополнительного потребления ООО «НОВАТЭК ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» и ОАО «ВНИПИгаздобыча»;

- отмечается усугубление балансовой ситуации энергосистемы автономного округа в целом, однако перетоки активной мощности в контролируемых сечениях энергосистемы сохраняются в допустимых пределах.

3. Перечень мероприятий по развитию электроэнергетики автономного округа, принятый в качестве исходной информации.

При проведении анализа перспектив развития электроэнергетики автономного округа для альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) в качестве исходной информации был принят следующий состав мероприятий:

- мероприятия, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС России                                     на 2014 – 2020 годы;

- мероприятия по развитию генерирующих мощностей и электрической сети 110 кВ в рамках технологического присоединения новых потребителей;

- мероприятия по развитию генерирующих мощностей и электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованные в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы;

- мероприятия по развитию электрической сети, реализация которых находится на стадии строительства.

Полный перечень мероприятий, принятых в качестве исходной информации, приведен в таблице 3.

Перечень мероприятий, принятый в качестве исходной информации

 при анализе перспектив развития электроэнергетики автономного округа

 на период 2015 – 2019 годов при альтернативном прогнозе

потребления электроэнергии (мощности)

Таблица 3

№ п/п	Наименование мероприятия	Технические характеристики проекта	Год ввода объекта	Группа[1][22]
1	2	3	4	5
1	Ввод в работу ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея-1, 2	2х218 км, 2х1 км, 2х1 км	2014	4
2	Строительство ВЛ 110 кВ УГРЭС-Уренгой с ПП 110 кВ в районе п. Лимбя-Яха с заходами ВЛ 110 кВ	136 км	2014	4
3	Установка АТ № 4 220/110 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская	125 МВА	2014	1, 4
4	Ввод ПС 220 кВ НГХК с питающей ВЛ 220 кВ Уренгой – НГХК и ГТЭС установленной мощностью 120 МВт	2х63 МВА, 2х35 км, 120 МВт	2014	2, 4
5	Строительство ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Арсенал – Тарко-Сале	2х125 МВА, 2х90 км	2014	1
6	Строительство ПС 220 кВ Салехард (Обдорск) с ВЛ 220 кВ Надым – Салехард (Обдорск)	2х125 МВА, 2х336[1][23] км	2015	1, 4
7	Ввод модуля из двух блоков ГТУ на Ямбургской ГТЭС (модуль 2х20 МВт)	2х20 МВт	2015	1
8	Ввод ТЭС Полярная	266,5 МВт	2015	1
9	Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи	2х125 МВА, 2х1х3 км	2017	1
1	2	3	4	5
	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой
10	Строительство ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея	2х25 МВА, 2х75 км	2017	1
11	Строительство ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак	120 км	2017	1
12	Строительство ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская № 1, 2	2х25 МВА, 2х150 км	2017	1
13	Установка АТГ № 2 500/220 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская	3х167 МВА	2018	1
14	Ввод ПС 110 кВ НПС Уренгойскаяс ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – НПС Уренгойская	2х40 МВА, 2х80 км	2015	2
15	Ввод ПС 110 кВ ПСП с ВЛ 110 кВ Кирпичная – ПСП и ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ ПСП до места врезки в ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пур	2х25 МВА	2015	2
16	Строительство одноцепного участка ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Таланга (1 км) до точки врезки ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пурпейская в 2015 г.[1][24]	1 км	2015	2
17	Ввод ПС 110 кВ Карьер-2 с питающей ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Карьер-2 до места врезки в ВЛ 110 кВ Кирпичная – Кристалл	1х16 МВА	2015	2
18	Ввод ПС 110 кВ КНС-4 с питающими ВЛ 110 кВ до места врезки в ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1, 2	2х25 МВА	2015	2
19	Ввод ПС 110 кВ КНС-1 с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Вынгапур	2х25 МВА	2015	2
1	2	3	4	5
20	Ввод ПС 110 кВ Арктикгаз с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Буран	-	2015	2
21	Строительство ПС 110 кВ Северное Сияние с питающими ВЛ 110 кВ	2х40 МВА 16 км	2014	3
22	Строительство заходов             ВЛ 110 кВ Кирпичная – Кристалл-1, 2 на ПС 220 кВ Арсенал с расширением ОРУ 110 кВ ПС Геолог	2х38 км	2015	3
23	Замыкание в транзит ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1, 2 с включением СВ на ПП Комсомольский в нормальной схеме электрической сети. Установка основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская ВЛ 110 кВ Муравленковская – СП Бар­суковский-1, 2 и ПС 500 кВ Тарко-Сале ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1, 2 и организацией ВЧ-канала связи	-	2015	3
24	Замена трансформаторов тока на ПС УГП-5В по ВЛ 110 кВ УГП-5В-Буран и ВЛ 110 кВ Уренгой-УГП-5В	-	2015	3
25	Замена трансформаторов тока на ПП Лимбя-Яха и ПС 220 кВ Уренгой по ВЛ 110 кВ Уренгой – ПП Лимбя-Яха-1, 2	-	2015	3
26	Строительство ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная	164 км	2017	3
27	Строительство ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха	2х10 км	2017	3
28	Строительство ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник)	-	2017	3
1	2	3	4	5
29	Строительство ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до ближайшей точки врезки в ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – НПС Уренгойская № 1, 2	2х20 км	2017	3
30	Строительство участков ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до места врезки в ВЛ 110 кВ Варенга-Яха – Водозабор-2 № 1, 2 и ВЛ 110 кВ Ева-Яха – Водозабор-2 № 1, 2	2х5 км, 2х5 км	2017	3
31	Перекоммутация отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В и ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха-2 в направлении ПС 110 кВ Опорная, в ВЛ 110 кВ Уренгой – УГТЭС-2, 3 с образованием ВЛ 110 кВ Уренгой – ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник)-3, 4	2х1 км	2017	3
32	Строительство ПС 110 кВ Полярник с питающими ВЛ 110 кВ	2х40 МВА 15 км	2015	3
33	Установка АОПО для защиты транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Янга-Яха и              ПС 220 кВ Вынгапур (Янга-Яха – Кедр – Губкинская – Новогодняя – Вынгапур)[1][25]	-	2015	3
34	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Оленья –Табъяха6	-	2015	3
35	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Тарко- Сале – ПП Комсомольский-1, 26	-	2015	3
36	Установка АОПО ВЛ110 кВ Уренгой – УГП-2В6	-	2015	3
1	2	3	4	5
37	Установка АОПО 3,4 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой	-	2015	3
38	Установка АПНУ сечения «Северный энергорайон»	-	2015	3
39	Установка АОПЧ на Уренгойской ГРЭС	-	2015	3

4. Анализ «узких мест» электрических сетей энергосистемы автономного округа в период 2015 – 2019 годов при реализации альтернативного прогноза.

Расчеты электрических режимов энергосистемы автономного округа при альтернативном прогнозе электропотребления проведены с учетом выполнения мероприятий по электросетевому строительству/реконструкции, предусмотренных проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, а также с учетом мероприятий по электросетевому строительству/реконструкции, предложенных в настоящей программе развития электроэнергетики при прогнозе электропотребления, соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы.

При проведении расчетов электрических режимов часть присоединяемой нагрузки учтена упрощенно. Данная нагрузка соответствует неподтвержденным заявкам потребителей на присоединение (ОАО «ВНИПИгаздобыча» и ООО «НОВАТЭК Таркосаленефтегаз»), а также присоединение п. Тазовский и с. Газ Сале. Данная нагрузка дополнительно учтена на шинах ПС 220 кВ Славянская. Присоединяемая нагрузка с ПС 110 кВ Имилорско – Источная также учтена упрощено на шинах 110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская ввиду отсутствия сведений о мероприятиях по присоединению данного потребителя.

Вся вновь вводимая нагрузка в энергосистеме учитывается с коэффициентом разновременности максимумов и коэффициентом попадания в максимум энергосистемы в соответствии с характером присоединяемой нагрузки.

При условии соблюдения сроков и объемов реализации мероприятий по развитию электроэнергетики автономного округа на период 2015 – 2019 годов (таблица 3) токовые нагрузки элементов электрической сети, а также напряжения на шинах ПС 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа в нормальной схеме электрической сети находятся в допустимых пределах.

4.1. Анализ «узких мест» в электрической сети 220 кВ и выше энергосистемы автономного округа.

4.1.1. ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме перегрузка рассматриваемой ЛЭП 220 кВ не выявлена.

Перегрузка рассматриваемой ЛЭП 220 кВ выявлена в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская (ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская (ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская).

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская наблюдалась в период зимних максимальных нагрузок 2017 – 2019 годов, а также в период летних максимальных нагрузок 2019 года. Максимальная токовая перегрузка ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2019 года и составила 16% от I_доп.

Вследствие дефицита мощности в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская (ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская (ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская) снижается напряжение на шинах станций и подстанций Ноябрьского энергорайона.

Перегрузки рассматриваемой ЛЭП 220 кВ обусловлены недопустимой величиной перетока мощности в сечении «ЯНАО» в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская (ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская). Для недопущения токовых нагрузок рассматриваемых ЛЭП 220 кВ в ремонтных схемах переток в сечении «ЯНАО» не должен превышать 890 МВт в зимний период и 700 МВт в летний.

В период зимних максимальных нагрузок 2019 года при отключенной ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская переток в сечении «ЯНАО» составляет 1071 МВт. Снизить переток в сечении «ЯНАО» до допустимого значения возможно путем увеличения загрузки электростанций Северного энергорайона. Для обеспечения требуемого перетока в сечении «ЯНАО» необходимо включить и загрузить до максимального значения всё имеющееся генерирующее оборудование автономного округа. Таким образом, в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская или ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская в энергосистеме автономного округа с 2019 года отсутствует резерв генерирующих мощностей.

Таким образом, на долгосрочную перспективу в случае подтверждения динамики роста потребления электроэнергии (мощности) рассматриваемого прогноза рекомендуется предусмотреть в рамках разработки/корректировки будущих СиПРЭ автономного округа дальнейшее развитие генерирующих мощностей на территории Ноябрьского энергорайона автономного округа.

4.1.2. ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды – Надым, ВЛ 220 кВ Уренгой Надым.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме недопустимых токовых нагрузок ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды Надым и ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым не выявлено.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды Надым наблюдается в режимах 2015 – 2016 годов в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале (ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым) при аварийных возмущениях, вызывающих отключение ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым (ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале): аварийное отключение 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Надым, аварийное отключение 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой, аварийное отключение непосредственно ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым (аварийное отключение 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале, непосредственно ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале). Максимальное значение токовой нагрузки рассматриваемых ЛЭП 220 кВ выявлено в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой в период зимних минимальных нагрузок 2015 года и составляло 119% от I_доп и 108% от I_доп соответственно.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Уренгой Надым наблюдается в режимах 2015 – 2016 годов в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале (ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды – Надым) при аварийных возмущениях, вызывающих отключение ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды – Надым (ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале). Максимальное значение токовой нагрузки рассматриваемой ЛЭП 220 кВ выявлено в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС –Тарко-Сале при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой в период зимних минимальных нагрузок 2015 года и составляло 115% от I_доп.

Отсутствие недопустимых токовых нагрузок рассматриваемых ЛЭП 220 кВ после 2016 года объясняется вводом в эксплуатацию в 2017 году ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная.

В настоящее время в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале переток в сечении «Северный энергорайон» должен быть ограничен до значения 14% от величины нагрузки потребителей Северного энергорайона, а переток в сечении «Уренгойский энергорайон» до величины 245 МВт. Таким образом, в схемах ремонта данной ЛЭП 220 кВ ограничивается выдача мощности электростанций Северного энергорайона в Ноябрьский энергорайон. Ограничение выдачи мощности электростанций Северного энергорайона в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале не допускает токовой перегрузки рассматриваемых ЛЭП 220 кВ в послеаварийных режимах.

В схеме ремонта Уренгой – Пангоды, ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым или ВЛ 220 кВ Надым – Пангоды переток в сечении «Уренгойский энергорайон» ограничен величиной 245 МВт. Ограничение выдачи мощности электростанций Северного энергорайона в данных ремонтных схемах позволяет предотвратить перегрузку электросетевого оборудования в рассматриваемых ремонтных схемах.

Также следует отметить, что на ПС 220 кВ Уренгой установлено устройство АОПО, действующее на разгрузку турбин блока № 1 Уренгойской ГРЭС при недопустимой токовой нагрузке ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды или ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым (две ступени с ограничением генерации на станции на 70 МВт каждая).

Таким образом, соблюдение величины МДП в контролируемых сечениях «Северный энергорайон» и «Уренгойский энергорайон» в схемах ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым на период до 2017 года не допускает появления перегрузки по току ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды и ВЛ 220 кВ Пангоды Надым, однако ограничивает мощность электростанций Северного энергорайона.

4.1.3. ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой-2.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме недопустимых токовых нагрузок ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой-2 выявлено не было.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой-2 выявлена в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой в период и летних нагрузок 2015 – 2016 годов. Максимальное значение токовой нагрузки выявлено в период летних максимальных нагрузок 2016 года и составило 106% от I_доп.

В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале переток в сечении «Северный энергорайон» должен быть ограничен до значения 14% от величины нагрузки потребителей Северного энергорайона, а переток в сечении «Уренгойский энергорайон» до величины 245 МВт. В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды или ВЛ 220 кВ Пангоды – Надым переток в сечении «Уренгойский энергорайон» должен быть ограничен до величины 245 МВт.

Таким образом, соблюдение величины МДП в контролируемых сечениях «Северный энергорайон» и «Уренгойский энергорайон» в схемах ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская  ГРЭС – Тарко-Сале не допускает появления перегрузки по току ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым, однако ограничивает мощность электростанций Северного энергорайона. Для снижения ограничения выдачи мощности электростанций Северного энергорайона рекомендуется до ввода в 2017 году ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная предусмотреть установку устройства АОПО, действующего на разгрузку Уренгойской ГРЭС при недопустимой токовой нагрузке ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой.

С учетом ограничений, которые накладывает существующее значение МДП в контролируемом сечении «Северный энергорайон» на выдачу мощности электростанций Северного энергорайона, а также существующих устройств АОПО на ВЛ 220 кВ Уренгой Пангоды и ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым и рекомендаций по установке устройства АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой-2, в условиях отсутствия ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная при вводе в работу второй очереди ТЭС Полярная, рекомендуется рассмотреть возможность организации АПНУ сечения «Северный энергорайон» и АОПЧ на Уренгойской ГРЭС.

Данное мероприятие позволит повысить МДП контролируемого сечения «Северный энергорайон» в условиях отсутствия ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная и снизить ограничение на выдачу мощности электростанций Северного энергорайона.

4.1.4. 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур.

Токовые перегрузки 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур выявлены в зимние и летние периоды 2015 – 2019 годов в нормальной схеме при отключении  1 СШ 110 кВ или 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Вынгапур. Максимальная величина токовой нагрузки в зимний период выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2019 года и составляет 148% от I_доп. Максимальная величина токовой нагрузки в летний период выявлена в период летних максимальных нагрузок 2018 – 2019 годов и составляет 116% от I_доп.

По сведениям собственника оборудования допускается перегрузка данного АТ на 50% при температуре окружающей среды  -10^ОС и на 20% при температуре окружающей среды +25^О С в течение 2 часов. Для ликвидации данной перегрузки рекомендуется перевести один из двух отключившихся вместе с системой шин автотрансформаторов на обходную систему шин.

Максимальная токовая нагрузка рассматриваемого АТ в ремонтных схемах выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2019 года в схеме ремонта ВЛ110 кВ Янга-Яха – Кедр при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Вынгапур и составила 209% от I_доп.

Необходимо отметить, что на ПС 220 кВ Вынгапур установлены устройства АОПО, имеющие следующие ступени воздействия при превышении токовой нагрузки 1, 2, 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур величины 850 А летом и 960 А зимой:

1 ступень с  выдержкой времени 60 с: на сигнал;

2 ступень с выдержкой времени 1200 с: на отключение В-110 Новогодняя и Маяк на ПС 220 кВ Вынгапур с запретом АПВ;

3 ступень с выдержкой времени 1260 с: на отключение на ПС 220 кВ Вынгапур с запретом АПВ В-110 Ярайнерская-I и без запрета АПВ Ярайнерская-2;

4 ступень с выдержкой времени 1320 с: на отключение на ПС 220 кВ Вынгапур с запретом АПВ В-110 Песчаная-1 и без запрета АПВ Песчаная-2.

Недопустимая токовая нагрузка рассматриваемого АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур также выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2019 года при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Вынгапур в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха, которая составила 161% от I_доп.

2 ступень данной автоматики действует на секционирование сети 110 кВ. При этом питание потребителей, подключенных кПС 110 кВ Губкинская, ПС 110 кВ Новогодняя, ПС 110 кВ Маяк, ПС 110 кВ Снежная, ПС 110 кВ Еты-Пур, ПС 110 кВ Вынгаяхинская, ПС 110 кВ Ханымей, ПС 110 кВ Кедр осуществляется со стороны ПС 220 кВ Янга-Яха по протяженному одноцепному транзиту 110 кВ. При суммарной мощности потребителей рассматриваемого энергорайона свыше 84 МВт в результате деления сети наблюдается недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр и ВЛ 110 кВ Кедр – Губкинская, а также глубокое снижение напряжения на шинах вышеуказанных ПС 110 кВ вплоть до потери статической устойчивости нагрузки. При потреблении мощности данного энергорайона свыше 84 МВт рекомендуется вывести из работы 2 ступень АОПО, установленной на ПС 220 кВ Вынгапур (мощность в период зимних максимальных нагрузок 2015 – 2019 годов составляет 103 – 113 МВт).

Действие 3 и 4 ступеней автоматики позволяет снизить токовую нагрузку 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Вынгапур в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Янга-Яха-Кедр в период зимних максимальных нагрузок 2019  года до 130% от I_доп, а в период летних максимальных нагрузок 2019 года до 102% от I_доп. Такую величину токовой нагрузки 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур может нести до 8 часов. За это время рекомендуется перевести один из двух отключившихся вместе с 1 СШ 220 кВ автотрансформаторов на обходную систему шин.

В схеме ремонта 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур при существующей схеме присоединений ПС 220 кВ Вынгапур при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур, либо при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Вынгапур отключаются все три АТ 220/110 кВ. При этом происходит глубокое снижение напряжения на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур вплоть до нарушения статической устойчивости нагрузки потребителей как в период максимальных, так и в минимальных летних и зимних режимах 2015 – 2019 годов. Рекомендуется обеспечение коммутации АТ 1 220/110 кВ и АТ 3 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур на разные системы шин в РУ 110 кВ и РУ 220 кВ при выводе в ремонт АТ 2 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур. При данной перефиксации АТ в послеаварийном режиме схемы ремонта АТ 2 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур при отключении 1 СШ 110 кВ или 1 СШ 220 кВ токовая нагрузка 1(3) АТ 220/110 кВ ПС Вынгапур составляет 146% от I_доп. Данная перегрузка может быть ликвидирована действием автоматики или оперативного персонала на отключение присоединений В-110 Ярайнерская-1, 2 и В-110 Песчаная-1, 2.

Согласно полученным данным, присоединение новых потребителей к ПС 220 кВ Вынгапур невозможно без ввода ограничений потребления в ремонтных схемах. Таким образом, для присоединения новых потребителей в данном энергорайоне потребуется сооружение нового центра питания.

4.1.5. 1, 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети перегрузка рассматриваемых АТ не выявлена.

Токовая перегрузка 1 (3) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур выявлена в схеме ремонта 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур при аварийном отключении 3 (1) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур в период как зимних, так и летних нагрузок 2015 – 2019 годов. Максимальная нагрузка выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2019 года и составила 151% от I_доп. Максимальная загрузка в период летних нагрузок выявлена в период летних максимальных нагрузок 2019 года и составила 119% от I_доп.

По данным собственника оборудования, допускается перегрузка данного АТ на 40% при температуре окружающей среды от -10^О С до 0^О С и на 20% при температуре окружающей среды +25^О С в течение 8 ч.

При выведенной из работы 2 ступени АОПО АТ 1(3) 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур воздействие 3 и 4 ступеней, действующих на отключение нагрузки, позволяют снизить токовую перегрузку рассматриваемого АТ до длительно допустимых значений. При этом происходит отключение нагрузки общей мощностью до 82 МВт в период зимних максимальных нагрузок 2019 года.

Согласно полученным данным, присоединение новых потребителей к ПС 220 кВ Вынгапур невозможно без ввода ограничений потребления в ремонтных схемах. Таким образом, для присоединения новых потребителей в данном энергорайоне потребуется сооружение нового центра питания.

4.1.6. 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская.

Токовая нагрузка 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская в послеаварийном режиме нормальной схемы, вызванном аварийным отключением 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года и составляет 100% от I_доп.

По сведениям собственника оборудования, допускается перегрузка данного АТ на 20% при температуре окружающей среды от -10^О С до 0^О С в течение 8 часов. В течение этого времени токовую нагрузку трансформатора можно снизить путем перевода одного из двух трансформаторов с отключившейся шины на обходную систему шин.

Токовые перегрузки 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская выявлены в ремонтных схемах, при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ ПС 500 В Холмогорская или 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская в период зимних нагрузок 2015 – 2019 годов. При этом токовая нагрузка рассматриваемого АТ превышает значение допустимой в течение 2 часов нагрузки 130% от I_доп в послеаварийных режимах схемы ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха. Максимальная токовая нагрузка 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская выявлена в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская в период зимних максимальных нагрузок 2017 года и составила 154% от I_доп. Максимальная токовая нагрузка в летний период наблюдалась при данном сочетании ремонтной схемы и аварийного отключения в период летних максимальных нагрузок 2017 года  и составила 125% от I_доп.

Для предотвращения данной недопустимой токовой нагрузки рекомендуется в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха перевести ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур со 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская на 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская. В результате данной перефиксации в ремонтной схеме при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская токовая нагрузка 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская в послеаварийном режиме в период зимних максимальных нагрузок 2017 года снижается до 125% от I_доп. По данным собственника допускается подобная величина токовой нагрузки рассматриваемого АТ в течение 2 часов при температуре окружающей среды -10^О С. В течение данного времени необходимо перевести один из двух отключившихся вместе с системой шин АТ 220/110 кВ на обходную систему шин, ликвидировав тем самым токовую перегрузку 3 АТ.

4.1.7. 4,6 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме перегрузка рассматриваемых АТ не выявлена.

Токовые перегрузки 4(6) АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская выявлены в схеме ремонта 6(4) АТ 20/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская в период зимних нагрузок 2015 – 2019 годов. Максимальная токовая нагрузка выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года и составила 125% от I_доп и 118% от I_доп соответственно.

По данным собственника оборудования, допускается перегрузка 4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская на 20% при температуре окружающей среды от -10^О С до 0^ОС в течение 8 часов и на 30% в течение 2 часов, 6 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская – на 40% при температуре окружающей среды от -10^О С до 0^о С в течение 8 часов и на 50% в течение 2 часов.

Для предотвращения перегрузки рассматриваемых АТ рекомендуется в схеме ремонта 4 (6) АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская перевести ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха с 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская на 2 СШ 220 кВ. Данное мероприятие позволяет предотвратить перегрузки рассматриваемых АТ.

4.1.8. 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме перегрузка рассматриваемых АТ не выявлена.

Недопустимая токовая нагрузка1 АТ 220/110 кВ и 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская выявлена в период как зимних, так и летних нагрузок 2015 – 2019 годов в послеаварийных режимах, связанных с отключением 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Максимальная величина токовой нагрузки выявлена при отключении 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и составляет 122% от I_доп. В режимах летних нагрузок максимальная величина токовой нагрузки рассматриваемых АТ выявлена при аналогичном возмущении в период летних максимальных нагрузок 2015 – 2016 годов и составила 106% от I_доп.

По сведениям собственника оборудования, допускается перегрузка 1, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская на 20% при температуре окружающей среды от -10^ОС до 0^о С в течение 8 часов. Перегрузка АТ при температуре +25^О С не допустима.

Схемно-режимные мероприятия, заключающиеся в переключении положений отпаек РПН на ПС 500 кВ Тарко-Сале, ПС 500 кВ Холмогорская, ПС 220 кВ Пуль-Яха, ПС 220 кВ Янга-Яха, ПС 220 кВ Арсенал, а также изменение уставки по напряжению УРС-110 на ПС 110 кВ Звездная позволяют снизить токовую нагрузку 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская до 102% от I_доп в зимний период и ликвидировать данную перегрузку в летний период. Переключение положений отпаек РПН рекомендуется выполнять превентивно в схемах ремонта 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Переключение также допускается производить оперативным персоналом в послеаварийных режимах.

Альтернативным мероприятием по разгрузке АТ 1,3 220/110 кВ Муравленковская является размыкание транзита 110 кВ кВ Муравленковская – Тарко-Сале в точках, обеспечивающих питание потребителей преимущественно от ПС 500 кВ Тарко-Сале.

4.1.9. 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская.

Недопустимая токовая нагрузка 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская выявлена в нормальной схеме в зимние и летние периоды 2015 – 2019 годов в послеаварийных режимах, связанных с отключением 1 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская или 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Муравленковская.

Максимальная величина токовой нагрузки в послеаварийных режимах нормальной схемы выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2016 – 2017 годов и составляет 129% от I_доп. Максимальная величина токовой нагрузки в летний период выявлена в период летних максимальных нагрузок 2015 – 2017 годов и составила 109% от I_доп.

По сведениям собственника оборудования, допускается перегрузка данного АТ на 40% в течение 8 часов и на 50% в течение 2 часов при температуре окружающей среды от -10^О С до 0^О С и на 20% при температуре +25 ^О С в течение 8 часов. За это время для ликвидации недопустимой токовой нагрузки рекомендуется перевести 5 АТ 220/110 кВ либо 1,3 АТ 220/110 кВ с отключившейся СШ на обходную систему шин.

Превышение длительно допустимой токовой нагрузки рассматриваемого АТ наблюдалось при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1, 2, ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Стрела, 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Пуль-Яха и др. как в период зимних, так и летних нагрузок 2015 – 2019 годов. Токовая нагрузка при этом не превышала допустимую в течение 2 часов величины (не более 50% в зимний период и не более 20% в летний). За указанное время для ликвидации недопустимой токовой нагрузки рекомендуется перевести 5 АТ 220/110 кВ либо 1, 3 АТ 220/110 кВ с отключившейся СШ на обходную систему шин.

В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская – Пуль-Яха в послеаварийном режиме, связанном с аварийным отключением 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Муравленковскаяв периоды зимних максимальных нагрузок 2015 – 2019 годов, токовая нагрузка составляет 161 – 167% от I_доп, в период летних максимальных нагрузок 2015 – 2019 годов – 137 – 141% от I_доп. Для предотвращения данной недопустимой токовой нагрузки рекомендуется в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская – Пуль-Яха перевести ВЛ 220 кВ Муравленковская – Пуль-Яха на 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Данное мероприятие позволяет снизить токовую нагрузку 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская в рассматриваемом послеаварийном режиме до 120% от I_доп в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и до 101% от I_доп в период летних максимальных нагрузок 2016 года. Альтернативным мероприятием по разгрузке является размыкание транзита 110 кВ кВ Муравленковская – Тарко-Сале в точках, обеспечивающих питание потребителей преимущественно от ПС 500 кВ Тарко-Сале. Рекомендуется превентивно в ремонтной схеме увеличить напряжение на шинах 110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале, ПС 220 кВ Пуль-Яха, ПС 220 кВ Арсенал посредством переключения отпаек РПН АТ 220/110 кВ вышеуказанных ПС, а также изменения уставки по напряжению УРС-110, установленного на ПС 110 кВ Звездная.

4.1.10. 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети недопустимая токовая нагрузка 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская не выявлена.

Токовые перегрузки 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская выявлены в зимние и летние периоды 2015 – 2019 годов в послеаварийных режимах, связанных с отключением 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Максимальная токовая нагрузка выявлена в периоды зимних максимальных нагрузок 2016 года при отключении 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и составляет 122% от I_доп.

Схемно-режимные мероприятия, заключающиеся в переключении положений отпаек РПН АТ 220/110 кВ на ПС 500 кВ Тарко-Сале, ПС 500 кВ Холмогорская, ПС 220 кВ Пуль-Яха, ПС 220 кВ Янга-Яха, ПС 220 кВ Арсенал, позволяют снизить токовую нагрузку 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская до 103% от I_доп. Переключение положений отпаек РПН рекомендуется выполнять превентивно в схемах ремонта 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Переключения также допускается производить оперативным персоналом в послеаварийных режимах. Полностью ликвидировать токовую перегрузку 5 АТ 220/110 кВ возможно размыканием транзита 110 кВ кВ Муравленковская – Тарко-Сале в точках, обеспечивающих питание потребителей преимущественно от ПС 500 кВ Тарко-Сале.

4.1.11. 3 АТ, 4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети недопустимая токовая нагрузка 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале не выявлена.

Недопустимые токовые нагрузки 3 АТ (4 АТ) 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале выявлены в зимние периоды 2015 – 2019 годов при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети при отключении следующих элементов:

4 АТ (3 АТ) 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале;

5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и 2 СШ (1 СШ) 110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале;

5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и 2 СШ (1 СШ) 220 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале.

Максимальные токовые нагрузки 3 АТ (4 АТ) 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале выявлены в периоды зимних максимальных нагрузок 2015 – 2019 годов при отключении 4 АТ (3 АТ) 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и составляют 130 – 134% от I_доп.

По сведениям собственника оборудования, допускается перегрузка 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале на 20% при температуре окружающей среды от -10^О С до 0^ОС в течение 8 часов и на 30% в течение 2 часов.

На ПС 500 кВ Тарко-Сале установлено устройство АОПО, действующее при перегрузке 3, 4 АТ или 5 АТ 220/110 кВ на ПС 500 кВ Тарко-Сале на отключение В-110 (ОВ-110) Комсомольская 1, 2 на ПС 500 кВ Тарко-Сале с запретом АПВ (1 ступень) и на отключение В-110 (ОВ-110) Харампурская-1, 2 на ПП Северный с запретом АПВ (2 ступень). 1 ступень, действующая на секционирование сети 110 кВ между ПС 500 кВ Тарко-Сале и ПС 500 кВ Муравленковская, снижает токовую нагрузку рассматриваемых АТ до 103 – 105% от I_доп. Дальнейшее снижение токовой нагрузки рассматриваемых АТ возможно путем переключения положений отпаек РПН АТ 220/110 кВ на вновь вводимой ПС 220 кВ Арсенал.

4.1.12. 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети недопустимая токовая нагрузка 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале не выявлена.

Недопустимые токовые нагрузки 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале выявлены в зимние периоды 2015 – 2019 годов в послеаварийных режимах, связанных с отключением 3 АТ и 4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале.

Максимальная токовая нагрузка 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2015 – 2016 годов и составляет 130% от I_доп.

По сведениям собственника оборудования, допускается перегрузка 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале на 40% при температуре окружающей среды от -10^О С до 0^О С в течение 8 часов и на 50% в течение 2 часов.

На ПС 500 кВ Тарко-Сале установлено устройство АОПО, действующее при перегрузке 5 АТ 220/110 кВ на ПС 500 кВ Тарко-Сале на отключение В-110 (ОВ-110) Комсомольская 1, 2 на ПС 500 кВ Тарко-Сале с запретом АПВ (1 ступень) и на отключение В-110 (ОВ-110) Харампурская-1, 2 на ПП Северный с запретом АПВ (2 ступень).

1 ступень, действующая на секционирование сети 110 кВ между ПС 500 кВ Тарко-Сале и ПС 500 кВ Муравленковская, снижает токовую нагрузку рассматриваемого АТ до 103% от I_доп. Дальнейшее снижение токовой нагрузки рассматриваемого АТ возможно путем переключения положений отпаек РПН АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Арсенал.

4.1.13.  3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой.

Недопустимые токовые нагрузки рассматриваемых АТ 220/110 кВ выявлены в режимах при нормативных возмущениях как в нормальной, так и ремонтных схемах электрической сети.

В период 2015 – 2016 годов наблюдаются недопустимые токовые нагрузки рассматриваемых АТ 220/110 кВ при аварийном отключении одного из АТ 220/110 кВ, а также 1 или 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой. Максимальная токовая нагрузка 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети выявлена при аварийном отключении 2(1) СШ 220(110) кВ ПС 220 кВ Уренгой в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и составляет 158% (167%) от I_доп.

Токовая нагрузка 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при аварийном отключении 4(3) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой составляет в период зимних максимальных нагрузок 2016 года 154% от I_доп.

Максимальная токовая нагрузка 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети наблюдается при аварийном отключении 4(3) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Табьяха – Оленья (или ВЛ 110 кВ Буран – Тябьяха) в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и составляет 189% от I_доп.

По данным собственника оборудования, перегрузка рассматриваемых АТ 220/110 кВ возможна на 30% (20%) в течение 8 часов при температуре окружающего воздуха -20 (-10)^ОС.

В период 2017 – 2019 годов в соответствии с таблицей 3 настоящего перечня предусмотрен ввод следующих электросетевых объектов, направленных на повышение надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона:

- ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха;

- ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) с ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до ближайшей точки врезки в ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – НПС Уренгойская № 1, 2;

- строительство участков ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до места врезки в ВЛ 110 кВ Варенга-Яха – Водозабор-2 № 1, 2 и ВЛ 110 кВ Ева-Яха – Водозабор-2 № 1, 2.

Кроме того, с целью формирования кольцевой схемы электрической сети 110 кВ вокруг города Нового Уренгоя предусмотрена перекоммутация отпаек от ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В и ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха-2 в направлении ПС 110 кВ Опорная, в ВЛ 110 кВ Уренгой – УГТЭС-2, 3 с образованием ВЛ 110 кВ Уренгой – ПП Новый (Монтажник)-3, 4.