Постановление Администрации Липецкой области от 26.12.2017 № 605

Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до  2022г. показали, что замены коммутационного оборудования на ПС 220 – 500 кВ по недостаточной отключающей способности не требуется.

5.6.1.3 Решения по электрическим сетям 220 и 500 кВ (региональный вариант развития)

Региональный вариант электропотребления учитывает в мощность по договорам на осуществление технологического присоединения к электросетевым объектам напряжением 35 - 220 кВ,  приведенным в Приложении 8, а также информацию по вводу электросетевых объектов (присоединение мощности), указанных в Приложении 9.

Целью проведения расчетов по региональному варианту развития является проверка достаточности мероприятий, приведенных в базовом варианте, при учете опережающего развития электрических сетей в соответствии с планами развития региона, особых экономических зон, генерирующих компаний и т.д.

Для определения достаточности мероприятий по усилению сети 220 кВ, указанных в базовом варианте развития, а также мероприятий, необходимых для подключения электросетевых объектов, указанных в Приложении 9, далее проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, зимни       й минимум, летний максимум, летний минимум 2017 – 2022гг. Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше зимний максимум, зимни         й минимум, летний максимум, летний минимум 2017-2022гг. представлены на рисунках 1-24 (Приложение 11). Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках 25 – 89 (Приложение 11). Результаты расчетов послеаварийных режимов в табличном виде представлены в Приложении 18.  

Карты – схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2017-2022гг. (региональный вариант), принципиальные схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2017-2022гг. (региональный вариант) представлены в Приложении 16.

Расчет электроэнергетических режимов в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Правобережная.

Ниже представлен ряд послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Правобережная.

Расчеты приводятся в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2022 года, как в период характеризующийся максимальной загрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей.

На рисунке 25 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2022г. «отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 26 представлен послеаварийный режим в зимний минимум 2022г. «отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 27 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «Отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь,  ремонт  2сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая. Замкнут транзит ВЛ 110 кВ Бугор Левая между ПС 220 кВ Правобережная и ПС 220 кВ Новая», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Загрузка ВЛ 220 кВ Борино – Правобережная I цепь составит 694А (97,7%) при длительно допустимом для провода АС-300, которым выполнена данная ВЛ 220 кВ, равном 710А при температуре +250С.

На рисунке 28 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2022г. «Отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь,  ремонт  2сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Таким образом, расчеты послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Правобережная на уровне нагрузок зимнего максимума, зимнего минимума, летнего максимума, летнего минимума 2022 года, периода характеризующийся максимальной загрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей, показали, что перегрузки электросетевого оборудования не выявлено.

Расчет электроэнергетических режимов в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка.

Ниже представлен ряд послеаварийных режимов в районе строительства ПС 220 кВ Казинка, которые позволяют оценить достаточность мероприятий по усилению сети в районе ПС 220 кВ Казинка согласно базового варианта развития.

Наиболее тяжелые послеаварийные режимы в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка, просматриваются на уровне нагрузок летнего максимума 2017-2022 годов.

Уровень нагрузок летнего максимума 2017г.

На рисунке 29 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  725 А (102,1%), при длительно допустимом токе для провода АС-300 равном 710 А при температуре +250С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 651А (91,7%), при длительно допустимом токе для провода АС-300 равном 710 А при температуре +250С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 30 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «Отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Питание ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  707 А (99,6%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 632А (89%).

На рисунке 31 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 958 А (135%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 32 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка Генерация Липецкой ТЭЦ-2 230 МВт», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 707 А (99,6%).

На рисунке 33 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 915А (128,9%). На рисунке 34 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 270 МВт», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 708 А (99,7%).

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2017г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 230 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 270 МВт.

Уровень нагрузок летнего максимума 2018г.

На рисунке 35 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  805 А (113,4%),  загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 721А (101,5%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 36 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Питание ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 145 МВт», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  647 А (91,1%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 707А (99,6%).

На рисунке 37 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1022 А (143,9%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 38 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «Отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 290 МВт», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 707 А (99,6%).

На рисунке 39 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 974А (137,2%). На рисунке 40 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «Отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 678А (95,5%).

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2018г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 145 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 290 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая.

Уровень нагрузок летнего максимума 2019г.

На рисунке 41 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  841 А (118,4%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 749А (105,5%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 42 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 190 МВт», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  649 А (91,4%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 707А (99,9%).

На рисунке 43 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1038 А (146,2%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 44 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка Генерация Липецкой ТЭЦ-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 668 А (94,1%).

На рисунке 45 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 988А (139,2%). На рисунке 46 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 701А (98,7%).

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2019г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 190 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая.

Уровень нагрузок летнего максимума 2020г.

На рисунке 47 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  868 А (122,2%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 769А (108,3%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 48 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 225 МВт», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  650 А (91,5%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 707А (99,9%).

На рисунке 49 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1063 А (149,7%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 50 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка Генерация Липецкой ТЭЦ-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 684 А (96,3%).

На рисунке 51 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 1010А (142,2%). На рисунке 52 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 715А (100,7%). На рисунке 53 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая. Изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 695А (97,9%).

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2020г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 225 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень.

Уровень нагрузок летнего максимума 2021г.

На рисунке 54 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  889 А (125,2%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 784А (110,4%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 55 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 245 МВт», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  655 А (92,2%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 708А (99,7%).

На рисунке 56 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1088 А (153,2%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 57 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка Генерация Липецкой ТЭЦ-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 704 А (99,2%).

На рисунке 58 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 1032А (145,3%). На рисунке 59 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая. Изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 693А (97,6%).

Далее на рисунках 60-65 представлен расчет режимов, позволяющих оценить допустимость применения превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах, указанных в послеаварийных режимах на рисунках 56, 58 с учетом возможных нормативных возмущений:

- рисунок 60 «летний максимум 2021 г. В ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок 61 «летний максимум 2021 г. В ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская,ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок 62 «летний максимум 2021 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок 63 «летний максимум 2021 г. Отключена ВЛ 110 кВ Цементная Левая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская,ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок  64 «летний максимум 2021 г. Отключен АТ-2 на ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская,ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок  65 «летний максимум 2020 г. Отключена ВЛ 220 кВ Борино – Правобережная II цепь, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская,ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая».

Из расчетов режимов с учетом превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах, указанных в послеаварийных режимах на рисунке 56, 58, с учетом возможных нормативных возмущений, представленных на рисунках 60 – 65 следует, что перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2021г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 245 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени.

Расчет режимов с учетом выше указанных превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах с учетом нормативных возмущений показал допустимость применения данных мероприятий.

Уровень нагрузок летнего максимума 2022г.

На рисунке 66 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  916 А (129%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 804А (113%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 67 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 275 МВт», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  659 А (92,8%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 710А (100%).

На рисунке 68 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 1058А (149%). На рисунке 69 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая. Изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 717А (101,0%). Для ликвидации перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь в дополнение к мероприятиям, указанным в послеаварийном режиме рис. 69, требуется отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка в размере 6 МВт, при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 710А (100%), см. рисунок 70.

На рисунке 71 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1117 А (157,3%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 72 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка Генерация Липецкой ТЭЦ-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 728 А (102,5%). На рисунке 73 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка Генерация Липецкой ТЭЦ-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая. Изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 709 А (99,9%).

Далее представлен расчет режимов, позволяющих оценить допустимость применения превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах, указанных в послеаварийных режимах на рисунках 68, 71 с учетом возможных нормативных возмущений:

- рисунок 74 «В ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок 75 «летний максимум 2021г. В ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская,ПС 110 кВ  ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок 76 «летний максимум 2022г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 Ситовка I цепь, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок  77 «летний максимум 2022г. Отключена ВЛ 110 кВ Цементная Левая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок  78 «летний максимум 2022 г. Отключен АТ-2 на ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная.  Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок  79 «летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 220 кВ Борино – Правобережная II цепь, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4  переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная.  Генерация Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая».

Из расчетов режимов с учетом превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах, указанных в послеаварийных режимах на рисунке 68, 71, с учетом возможных нормативных возмущений, представленных на рисунках 74 – 79 следует, что перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2022г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка и ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 275 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени. Отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка в размере 6 МВт.

Расчет режимов с учетом выше указанных превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах с учетом нормативных возмущений показал допустимость применения данных мероприятий.

Выводы.

Выше приведенные расчеты послеаварийных режимов на уровни нагрузок летнего максимума 2017-2022 годов показали:

- на уровне нагрузок летнего максимума 2017г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2017г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 230 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2017г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 270 МВт.

- на уровне нагрузок летнего максимума 2018г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 145 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2018г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 290 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2018г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2019г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 190 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2019г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2019г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2020г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 225 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2020г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2020г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень.

- на уровне нагрузок летнего максимума 2021г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 245 МВт;

на уровне нагрузок летнего максимума 2021г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2021г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени;

- расчет режимов с учетом выше указанных превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах с учетом нормативных возмущений показал допустимость применения данных мероприятий;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2022г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка и ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 275 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2022г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2022г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени. Отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка в размере 6 МВт. Для этого необходимо реализовать модернизацию АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная с действием на отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка;

- расчет режимов с учетом выше указанных превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах с учетом нормативных возмущений показал допустимость применения данных мероприятий.

Расчет электроэнергетических режимов для определения загрузки АТ 220 кВ ПС 220 кВ Северная

На рисунках 80, 81 представлены послеаварийные режимы в зимний максимум и летний максимум 2022г., позволяющие оценить максимальную загрузку автотрансформаторов мощностью 250 МВА каждый на ПС 220 кВ Северная до 2022г.:

- рисунок 80 «Зимний максимум 2022г. Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Северная», при этом загрузка оставшегося в работе АТ-2 составит 117,7 МВА/582А (48,8%);

- рисунок 81 «Летний максимум 2022г. Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Северная, в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Новая», при этом загрузка оставшегося в работе АТ-2 на ПС 220 кВ Северная составит 142,9 МВА/700А (58,7%).

Расчеты послеварийных режимов на уровне нагрузок зимнего и летнего максимума 2022г. (года, характеризующегося максимальной загрузкой электросетевого оборудования в рассматриваемый период схемы и программы развития) не выявили перегрузки автотрансформаторов мощностью 250 МВА каждый на ПС 220 кВ Северная, максимальная загрузка зафиксирована в летний максимум 2022г. в послеаварийном режиме «отключен АТ-1 ПС 220 кВ Северная, в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Новая» и составила 142,9 МВА/700А (58,7%).

Расчет электроэнергетических режимов в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Елецкая.

В рассматриваемый период 2017-2022гг. к ПС 220 кВ Елецкая (на напряжении 110 кВ) планируется подключение следующих потребителей:

- ОАО «Куриное царство» (заявленная мощность 10,8 МВт), ОЭЗ ППТ Липецк (заявленная мощность 10,4 МВт);

- ООО «Тепличный комбинат Елецкие овощи» (заявленная мощность 102 МВт).

Ниже представлен ряд послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Елецкая. Расчеты приводятся в летний максимум 2018-2022гг., зимний максимум 2022г.

Уровень нагрузок 2018г.

На рис. 82 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в ремонте АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая», при этом загрузка электросетевого оборудования в районе ПС 220 кВ Елецкая не превышает допустимой, уровень напряжения в сети находится в допустимых пределах. Загрузка оставшегося в работе АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая составит 115,3 МВА/287А (91,7%).

Уровень нагрузок 2019г.

На рис. 83 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в ремонте АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая», при этом загрузка оставшегося в работе АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая составит 140,8 МВА/355А (113,4%). Для снижения загрузки АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая требуется замкнуть транзит 110 кВ между ПС 220 кВ Тербуны и ПС 220 кВ Елецкая (рисунок 84), при этом загрузка оставшегося в работе АТ-3 составит 118,8 МВА/299А (95,5%).

Уровень нагрузок 2022г.

На рис. 85 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в ремонте АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая», при этом загрузка оставшегося в работе АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая составит 150,7 МВА/383А (122,4%). Для снижения загрузки АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая требуется замкнуть транзит 110 кВ между ПС 220 кВ Тербуны и ПС 220 кВ Елецкая (рисунок 86), при этом загрузка оставшегося в работе АТ-3 составит 127,2/322 МВА (102,8%), что является длительно-допустимым значением.

На рис. 87 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2022г. «Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая», при этом загрузка АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая составит 96,5 МВА/249А (79,6%), АТ-3 - 96,5 МВА/249А (79,6%).

Выводы.

На уровне нагрузок 2019-2022гг. выявлена перегрузка АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая в послеаварийном режиме «отключен АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в ремонте АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая» Для снижения загрузки АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая до допустимых значений требуется замыкание транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Тербуны и ПС 220 кВ Елецкая. В настоящее время существует ограничение на включение данного транзита 110 кВ. Требуется выполнить реконструкцию устройств РЗА на ПС 220 кВ Елецкая, ПС 220 кВ Тербуны, ПС 110 кВ Тербуны.

5.6.2 Решения по электрическим сетям 110 кВ

Ниже приводятся решения по электрическим сетям 110 кВ, расположенным на территории Липецкой области на период до 2022г. по двум вариантам развития:

- базовый (умеренный) вариант, основанный на прогнозе электропотребления и мощности, разрабатываемом АО «СО ЕЭС», учитывающий необходимые мероприятия по техническому перевооружению и реконструкции эксплуатируемого оборудования, ликвидации районов с высоким риском выхода параметров режимов за область допустимых значений и исполнению договоров об осуществлении технологического присоединения;

- региональный (оптимистический) вариант, учитывающий опережающее развитие электрических сетей в соответствии с планами развития региона, особых экономических зон, генерирующих компаний и т.д.

5.6.2.1 Решения по электрическим сетям напряжением 110 кВ (базовый вариант развития)

В период рассматриваемой перспективы настоящей «Схемой» предусматривается дальнейшее развитие сетей 110 кВ Липецкой энергосистемы. Развитие электрических сетей определяется, в основном, развитием энергоисточников, темпами роста и распределения электрических нагрузок на рассматриваемой территории, необходимостью обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в повышении надежности электроснабжения существующих и вновь сооружаемых объектов.

Схема сети 110 кВ, а также предварительные параметры линий и подстанций, определяются в процессе решения основных вопросов, позволяющих:

повысить надежность электроснабжения потребителей промышленности, транспорта, сельского хозяйства, коммунально-бытового сектора;

усилить электроснабжение отдельных электросетевых районов;

обеспечить электроснабжение новых потребителей.

Электрические расчеты сети 110 кВ на расчетные года выполнены с целью:

 определения мест размещения новых подстанций;

 предварительного выбора схем электрических соединений электростанций и подстанций;

 определения сечения проводов/кабелей ЛЭП, числа и мощностей трансформаторов на подстанциях;

- выбора схемы сети;

- выбора средств регулирования напряжения и потокораспределения (при необходимости);

- разработки мероприятий по снижению расхода электроэнергии;

- определения токов короткого замыкания, проверки достаточности отключающей способности выключателей.

В течение периода 2018-2022 гг. зимний максимум нагрузки по энергосистеме достигнет в 2022г. – 1868 МВт.

При рассмотрении планируемого периода 2018-2022гг. учтены следующие мероприятия по строительству и реконструкции объектов 110 кВ, выполненные в 2016-2017гг.:

реконструкция ПС 110 кВ Новая Деревня с заменой Т2 6,3 МВА на 10 МВА;

строительство стационарной ПС 110 кВ Рождество с Т1 25 МВА (2017г.);

установка Т3 40 МВА на ПС 110 кВ Юго-Западная (ввод планируется в 2017г.);

установка ММПС 110 кВ 25 МВА на площадке ОЭЗ Елецпром и строительство одноцепной ВЛ 110 кВ протяженностью 0,701 км (ввод в работу планируется в 2017г.);

установка двух ячеек элегазовых выключателей 110 кВ на Липецкой ТЭЦ-2 для подключения ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка I (II) цепь (присоединение ВЛ запланировано в 2017г.);

выполнен I этап реконструкции ПС 110 кВ Привокзальная (замена существующих трансформаторов на 2х40 МВА);

перемещение Т1 2,5 МВА с  ПС 110 кВ Кашары на ПС 110 кВ Лукошкино;

перемещение Т1 10 МВА с  ПС 110 кВ Лукошкино на ПС 110 кВ Кашары;

выполнение первого этапа электроснабжения тепличного комбината ООО «Елецкие овощи» - строительство ПС 110 кВ Аграрная (1х63 МВА) и КВЛ 110 кВ Елецкая – Аграрная;

строительство ПС 110 кВ Данков-Тепличная 2х25 МВА и ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Дон (2017г.).

ПС 110/6 кВ Привокзальная

В 2016 выполнен I этап реконструкции ПС 110 кВ Привокзальная (замена существующих трансформаторов на 2х40 МВА). В 2017г. планируется выполнить II этап реконструкции подстанции.

По завершению комплексной реконструкции ПС 110 кВ Привокзальная будет установлено два трансформатора номинальной мощностью 40 МВА каждый, будет выполнена  реконструкция РУ 110 кВ подстанции с заменой существующего оборудования по схеме №110-4Н.

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Привокзальная до 2022г.:

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 1,07 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,91 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 46,155 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 46,155 МВА (109,9%);

- загрузка подстанции в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,33 МВА) в зимний максимум 2022г. – 44,825 МВА/106,7% (с учетом реконструкции подстанции с установкой двух трансформаторов мощностью по 40 МВА каждый);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 45,14 МВА (43,76 МВА), 2013г. – 41,14 МВА (39,23 МВА), 2014г. – 40,25 МВА (37,81 МВА), 2015г. – 37,99 МВА (36,66 МВА), 45,14 МВА (43,81 МВА).

ПС 110/35/10 кВ Казинка

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Казинка по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 26,5 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 26,5 МВА (165,6%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (5,6 МВА) в зимний максимум 2016г. – 20,9 МВА (130,63%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 4,264 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 3,624 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 30,557 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 30,557 МВА (191%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (5,6 МВА) в зимний максимум 2022г. – 24,957 МВА (156%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 15,76 МВА (8,04 МВА), 2013г. – 18,21 МВА (11,85 МВА), 2014г. – 20,93 МВА (15,63 МВА), 2015г. - 20,82 МВА (14,52 МВА).

Загрузка трансформатора 16 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 24,957 МВА (156%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 5,6 МВА. Требуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Казинка с заменой существующих трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА в 2019г.

ПС 110/35/10 кВ Никольская

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Никольская за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 6,3 МВА, Т2 6,3 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет  – 8,25 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 8,25 МВА (131%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,65 МВА) – 7,6 МВА (120,6%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,245 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,208 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 8,483 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 8,483 МВА (134,7%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,65 МВА) в зимний максимум 2022г. – 7,833 МВА (124,3%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 5,65 МВА (3,02 МВА), 2013г. – 5,35 МВА (3,6 МВА), 2014г. – 8,25 МВА (6,7 МВА), 2015г. – 8,25 МВА (6,7 МВА).

Загрузка трансформатора 6,3 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 7,833 МВА  (124,3%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,65 МВА. Требуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Никольская с заменой существующих трансформаторов 2х6,3 МВА на 2х10 МВА в 2020г.

ПС 110/35/10 кВ Хворостянка

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Хворостянка по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 10 МВА, Т2 16 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 15,02 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 15,02 МВА (150,2%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,82 МВА) в зимний максимум 2016г. – 13,2 МВА (132%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,3 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,255 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 15,31 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 15,31 МВА (153,1%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,82 МВА) в зимний максимум 2022г. – 13,49 МВА (134,9%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 14,83 МВА (13,27 МВА), 2013г. – 10,7 МВА (9,5 МВА), 2014г. – 9,61 МВА (8,43 МВА), 2015г. – 14,7 МВА (12,62 МВА).

Загрузка трансформатора 10 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 13,49 МВА (134,9%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,82 МВА. Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Хворостянкая с заменой трансформатора 10 МВА на 16 МВА. Предлагаем выполнить данное мероприятие в 2021г.

Альтернативой замены трансформатора 10 МВА на ПС 110 кВ Хворостянка может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Хворостянка и рядом расположенными подстанциями. Ближайщими, не получающими питания от ПС 110 кВ Хворостянка, подстанциями являются ПС 35 кВ Кн. Байгора (ориентировочно 15 км) и ПС 110 кВ Добринка (ориентировочно 23 км). Строительство сетей связи протяженностью 15 км и 23 км нецелесообразно.

ПС 110/35/10 кВ Усмань

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Усмань по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 17,2 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 17,2 МВА (107,5%), перераспределение мощности по существующим сетям связи у подстанции отсутствует;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 3,735 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 3,175 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 20,754 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 20,754 МВА (129,7%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 13,13 МВА (8,88 МВА), 2013г. – 16,05 МВА (10,22 МВА), 2014г. – 14,19 МВА (9,99 МВА), 2015г. – 15,14 МВА (10,74 МВА).

Загрузка трансформатора 16 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 20,754 МВА  (129,7%). Требуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Усмань с заменой существующих трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА в 2019-2021гг.

ПС 110/35/10 кВ Хлевное

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Хлевное за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 13,94 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 13,94 МВА (87,13%), перераспределение мощности по существующим сетям связи у подстанции отсутствует;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 4,474 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 4,027 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 18,464 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 18,464 МВА (115,4%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 10,43 МВА (9,58 МВА), 2013г. – 13,94 МВА (12,14 МВА), 2014г. – 13,87 МВА (11,37 МВА), 2015г. – 12,55 МВА (9,66 МВА).

Загрузка трансформатора 16 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 18,464 МВА (115,4%). Требуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Хлевное с заменой существующих трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА в 2019-2021гг.

Далее для проверки достаточности пропускной способности сети 110 кВ проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ Липецкой энергосистемы.

На рисунках 1 – 14 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2022г., позволяющие оценить загрузку ВЛ 110 кВ в г. Липецк (все рисунки представлены в Приложении 12, результаты расчетов в табличном виде представлены в Приложении 18). Мероприятия, необходимые для ликвидации перегрузки электросетевого оборудования в послеаварийных режимах 2022 года также актуальны в 2019 – 2021гг. Послеаварийные режимы в летний максимум, летний минимум для сети 110 кВ Липецкого энергоузла проводятся при аварийном отключении одного элемента сети с наложением на ремонт другого (рассмотрение одного нормативного возмущения в ремонтной схеме в данном случае применяется для сети 110 кВ, т.к. сеть 110 кВ в данном районе несет функции основной сети и оказывает непосредственное влияние на сеть 220 кВ).

На рисунке 1 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 560 А (109,8%). Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Московская – Правая необходимо превентивно выполнить  перевод питания нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная (см. рисунок 2), при этом загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 478 А (93,7 %), при длительно-допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А.

На рисунке 3 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2022г. «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 555 А (108,8%).

Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Московская – Правая необходимо превентивно выполнить  перевод питания нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная (см. рисунок 4), при этом загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 495 А (97 %), при длительно-допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А.

Расчеты послеаварийных режимов на уровни нагрузок летнего максимума, летнего минимума 2022г. выявили перегрузку ВЛ 110 кВ Московская:

- в летний максимум 2022г. в послеаварийном режиме «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 560 А (109,8%);

 - в летний минимум 2022г. в послеаварийном режиме «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 555 А (108,8%).

Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Московская необходимо превентивно выполнить  перевод питания нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная.

Мероприятия, необходимые для предотвращения перегрузки электросетевого оборудования в послеаварийных режимах 2022 года также актуальны в 2019 – 2021гг.

На рисунках 5 – 14 представлен ряд послеаварийных режимов в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2022г., позволяющих оценить максимальную загрузку сети 110 кВ в районе г. Липецка:

- рисунок 5. Летний максимум 2022 г. Отключена 2 сек. СШ 2 110 кВ Липецкой

ТЭЦ -2, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 315 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт;

- рисунок 6. Летний минимум 2022 г. Отключена 2 сек. СШ 2 110 кВ Липецкой

ТЭЦ -2, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 315 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт;

- рисунок 7. Зимний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;

- рисунок 8. Зимний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -

Ситовка I цепь;

- рисунок 9. Зимний максимум 2022 г. Отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол;

- рисунок 10. Зимний минимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Московская Левая;

- рисунок 11. Летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;

- рисунок 12. Летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -

Ситовка I цепь, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка II цепь;

- рисунок 13. Летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Московская Левая;

- рисунок 14. Летний минимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Московская Левая.

Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 5-14) следует, что перегрузка электросетевых объектов отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.

ПС 110/35/10 кВ Тербуны

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Тербуны по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 10 МВА, Т2 10 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 12,47 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 12,47 МВА (124,7%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,0 МВА) в зимний максимум 2016г. – 11,47 МВА (114,7%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: на период до 2022г. прироста мощности на подстанции не планируется;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 12,47 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 12,47 МВА (124,7%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,0 МВА) в зимний максимум 2022г. – 11,47 МВА (114,7%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 11,41 МВА (10,41 МВА), 2013г. – 10,83 МВА (9,83 МВА), 2014г. – 11,04 МВА (10,04 МВА), 2015г. – 11,39 МВА (10,39 МВА).

По замерам в зимний максимум 2016г. выявлена перегрузка трансформаторов 10 МВА ПС 110 кВ Тербуны в ремонтной схеме – 11,47 МВА/114,7% (с учетом перераспределения по сетям связи в размере 1,0 МВА). Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Тербуны с заменой трансформаторов 2х10 МВА на 2х16 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2018г.

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Долгоруково за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 6,3 МВА, Т2 10 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 10,9 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 10,9 МВА (173%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,96 МВА) – 8,94 МВА (141,9%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 1,364 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 1,159 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 12,197 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 12,197 МВА (193,6%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,96 МВА) в зимний максимум 2022г. – 10,237 МВА (162,5%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 10,9 МВА (7,4 МВА), 2013г. – 8,51 МВА (5,01 МВА), 2014г. – 8,14 МВА (4,78 МВА), 2015г. – 8,14 МВА (5,24 МВА).

Загрузка трансформатора 6,3 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 10,237 МВА  (162,5%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,96 МВА. Исходя из этого требуется замена трансформатора 6,3 МВА на ПС 110 кВ Долгоруково на трансформатор 16 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2019-2021гг. В перспективе при росте нагрузок потребуется замена трансформатора 10 МВА на подстанции (загрузка в ремонтной схеме в 2022г. – 102,4%).

Альтернативой замены трансформатора 6,3 МВА на ПС 110 кВ Долгоруково может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Долгоруково и рядом расположенными подстанциями. Ближайщими, не получающими питания от ПС 110 кВ Долгоруково, подстанциями являются ПС 35 кВ Боевка (ориентировочно 16 км) и ПС 110 кВ Тербуны (ориентировочно 18 км). Строительство сетей связи протяженностью 16 км и 18 км нецелесообразно.

ПС 110/10 кВ Елецпром

В Елецком районе для электроснабжения особой экономической зоны «Елецпром» и резидентов федеральной особой экономической зоны, сформированной согласно постановления Правительства РФ №697 от 11.07.2015г. выполнена установка ММПС 110 кВ 25 МВА на площадке ОЭЗ Елецпром и построена одноцепная ВЛ 110 кВ протяженностью 0,701 км (ввод в работу планируется в 2017г.).

В настоящее время основным заявителем ОЭЗ Елецпром является ОАО «Куриное Царство», заключены следующие договора ТП:

- комбикормовый завод 6,9 МВА (6,1 МВА по 2-ой категории, 0,8 МВА по 3-ей категории). В настоящий момент готовится соглашение о расторжении договора;

- завод по переработке и убою птицы – 10,8 МВА (7,418 МВа по 2-ой категории надежности, 3,319 МВА по 3-ей категории надежности). Срок выполнения мероприятий по договору ТП – до 01.12.2018г.

Комбикормовый завод - в настоящее время выполнен нулевой цикл, к строительству цехов заявитель не приступал.

Завод по переработке птицы - строительство не начато.

Учитывая тот факт, что строительство вышеназванных объектов не ведется, а с ОЭЗ ППТ «Липецк» заключен договор на технологическое присоединение энергопринимающих устройств заявленной мощностью 10,4 МВт по 3-й категории надежности к мобильной подстанции 110 кВ, строительство стационарной ПС «Елецпром» до возобновления строительства «замороженных» объектов ОАО «Куриное Царство» в базовом варианте развития не рассматривается.

ПС 110 кВ Аграрная

В Елецком районе для электроснабжения тепличного комбината ООО «Елецкие овощи» заявленной мощностью 102 МВт (60 МВт по II категории надежности, 42 МВт по III категории надежности) в 2017г. выполнены работы по первому этепу технологического присоединения -  строительство ПС 110 кВ Аграрная (1х63 МВА) и КВЛ 110 кВ Елецкая – Аграрная (от 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Елецкая).

В 2019г. планируется установка второго трансформатора 110 кВ 63 МВА на ПС 110 кВ Аграрная, строительство второй КВЛ 110 кВ от 2 сек. 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Елецкая (III этап технологического присоединения).

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Аграрная до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017г. – Т1 63 МВА, по состоянию на 2019г. - Т1 63 МВА , Т2 63 МВА;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 102 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 86,7 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 96,98 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в послеаварийном режиме в зимний максимум 2022г. – 57,05 МВА/90,6% (на подстанции планируется установка противоаварийной автоматики для разгрузки трансформатора с действием на отключение потребителей III категории надежности).

ПС 110/35/10 кВ Химическая

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Химическая по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;