Постановление Администрации Липецкой области от 26.12.2017 № 605

Примечание: красным цветом указаны параметры оборудования 110 кВ, синим цветом – оборудования 35 кВ, в числителе даны значения трехфазного тока к.з. 110 кВ, в знаменателе однофазного.

Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2022г. показали, что замены коммутационного оборудования на ПС 110 кВ по недостаточной отключающей способности не требуется.

В таблице 5.21 представлены значения токов КЗ на период до 2022г. на шинах 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 в нормальной схеме сети и в ремонтных схемах:

- в ремонтной схеме №1 (в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Связь Правая, в работе ТГ-1 на Липецкой ТЭЦ-2);

- в ремонтной схеме №2 (в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Сокол, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Связь Правая, в работе ТГ-1 на Липецкой ТЭЦ-2).

Таблица 5.21

Схема сети	1 СШ 1 ск, 2 СШ 1 ск		1 СШ 2 ск, 2 СШ 2 ск
	Трехфазный, кА	Однофазный, кА	Трехфазный, кА	Однофазный, кА
Номальная	30,59	33,7	30,68	32,93
Ремонтная №1	32,72	32,09	28,08	25,04
Ремонтная №2	33,88	33,46	27,06	24,25

Согласно результатам расчетов токов короткого замыкания, представленным в таблице 5.21,  замены выключателей 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 по недостаточной отключающей способности не требуется.

В таблице 5.22 представлены значения токов КЗ на период до 2022г. на шинах 110 кВ ТЭЦ НЛМК, ПС 110 кВ ПАО «НЛМК» в нормальной схеме сети и в ремонтных схемах:

- в ремонтной схеме №1 (в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Связь Правая, в работе ТГ-1 на Липецкой ТЭЦ-2);

- в ремонтной схеме №2 (в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Сокол, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Связь Правая, в работе ТГ-1 на Липецкой ТЭЦ-2).

Таблица 5.22

Подстанция		Ток отключения выкл., кА	Значения токов короткого замыкания, кА, нормальный/ремонтный схема №1/ ремонтный схема №2
			Трехфазный, кА	Однофазный, кА
ГПП-18	шины 110 кВ	40	31,64/34,78/34,91	31,18/33,57/33,73
РП-1	шины 110 кВ	40	32,89/34,76/34,78	29,44/30,48/30,52
РП-2	шины 110 кВ	40	30,15/31,39/31,85	25,52/24,34/25,06
ТЭЦ НЛМК	шины 110 кВ	40	30,59/31,4/31,38	30,05/30,59/30,59

Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2022г. показали, что замены коммутационного оборудования 110 кВ на ТЭЦ НЛМК, ПС 110 кВ ПАО «НЛМК» по недостаточной отключающей способности не требуется.

5.6.2.3 Решения по электрическим сетям напряжением 110 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.

В данном разделе приведены решения по новому строительству, реконструкции сетей 110 кВ, расположенных на территории Липецкой области, по региональному варианту развития.

ПС 110/10 кВ МКР Звездный

В настоящее время в г. Липецке ведется строительство многоквартирных жилых домов в районе Опытной станции (район Опытной станции и микрорайон «Звёздный») с потребностью в электрической мощности в размере 7,34 МВт. Ближайшим центрами питания 110 кВ к площадке строительства являются ПС 110/6 кВ Трубная-2 (2х25 МВА) и ПС 110/6 кВ Тепличная (2х15 МВА). Застройка территории в районе выше указанных ПС 110 кВ не позволяет обеспечить электроснабжение  потребителей микрорайона «Звёздный» и района Опытной станции на напряжении 6 кВ.

В связи с выше изложенным, для электроснабжения многоквартирных жилых домов в районе Опытной станции (район Опытной станции и микрорайон «Звёздный») рекомендуется строительство ПС 110/10 кВ МКР Звездный с двумя трансформаторами мощностью по 10 МВА с  подключением к сети ответвлениями от ВЛ 110 кВ Трубная Левая и Трубная Правая – двухцепной ВЛ 110 кВ, выполненой проводом АС-120 протяженностью ориентировочно 1 км. Строительство планируется в два этапа: в 2018г. - подключение первого трансформатора, в 2019г. - второго.

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

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2018г. – Т1 10 МВА, по состоянию на 2019г. - Т1 10 МВА , Т2 10 МВА;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 7,34 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 6,24 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 6,98 МВА.

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме в зимний максимум 2021г. – 6,98 МВА (69,8%).

Далее для проверки достаточности пропускной способности сети 110 кВ с учетом прироста мощности на подстанциях до 2022г. по региональному варианту развития проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ Липецкой энергосистемы (результаты расчетов послеаварийных режимов представлены в Приложении 13).

На рисунках 1 – 19 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний/летний максимумы, летний минимум 2017 - 2022гг., позволяющие оценить загрузку ВЛ 110 кВ в г. Липецк. 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 2017г. «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 519 А (101,8%). 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 428 А (83,9%), при длительно-допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А.

На рисунке 3 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2017г. «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 498 А (97,6%).

На рисунке 4 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2019г. «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 528 А (103,5%). 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 5), при этом загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 467 А (91,6%).

На рисунке 6 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 536 А (105,1%). 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 7), при этом загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 448 А (87,8%).

На рисунке 8 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 549 А (107,6%). 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 9), при этом загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 482 А (94,5%).

Расчеты послеаварийных режимов на уровни нагрузок летнего максимума, минимума 2017-2022 годов выявили перегрузку ВЛ 110 кВ Московская – 519А - 549А (101,8 – 107,6%),  при длительно-допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А. 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.

На рисунках 10 – 19 представлен ряд послеаварийных режимов в зимний/летний максимумы 2021г., летний минимум 2022г., позволяющих оценить максимальную загрузку сети 110 кВ в районе г. Липецка:

- рисунок 10. Летний максимум 2022 г. Отключена 2 сек. 2 СШ 110 кВ Липецкой ТЭЦ -2, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка II цепь. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 315 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт;

- рисунок 11. Летний минимум 2022 г. Отключена 2 сек. 2 СШ 110 кВ Липецкой ТЭЦ -2, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка II цепь. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 315 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт;

- рисунок 12. Зимний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;

- рисунок 13. Зимний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь;

- рисунок 14. Зимний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол;

- рисунок 15. Летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;

- рисунок 16. 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 17. Летний максимум 2022 г. Отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь;

- рисунок 18. Летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Московская Левая;

- рисунок 19. Летний минимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Московская Левая.

Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 11-19) следует, что перегрузка электросетевых объектов отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.

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 – 2,56 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 2,176 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 13,33 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 13,33 МВА (211,6%);

- 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. – 11,37 МВА (180,5%);

- 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, 9 в послеаварийном режиме составит 11,37 МВА  (180,5%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,96 МВА. В базовом варианте развития запланирована замена трансформатора 6,3 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА до 2021г.

С учетом роста нагрузок по региональному варианту развития требуется выполнить замену трансформатора 10 МВА ПС 110 кВ Долгоруково на трансформатор мощностью 16 МВА (загрузка в зимний максимум 2022г. с учетом перераспределения по сетям связи составит 113,7%). Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2021г.

ПС 110/10 кВ Елецпром

Как указывалось в разделе 5.6.2.1 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.

В региональном варианте развития предлагается в 2018г. выполнить строительство стационарной ПС 110 кВ Елецпром с установкой одного трансформатора 40 МВА. В 2019г. выполнить установку второго трансформатора на подстанции. Подключение осуществить ответвлением от ВЛ 110 кВ Елец-тяга Левая, Правая (двухцепная ВЛ 110 кВ, выполненная проводом АС-120 протяженностью 1,5 км). До установки второго трансформатора 40 МВА на ПС 110/10 кВ Елецпром в 2019г. питания потребителей по II категории надежности будет обеспечиваться от ММПС 110 кВ 25 МВА филиала Липецкэнерго.

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

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2018г. – Т1 40 МВА, Т2 25 МВА (ММПС 110 кВ), по состоянию на 2019г. - Т1 40 МВА , Т2 40 МВА;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 21,2 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 18,02 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 20,2 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме в зимний максимум 2022г. – 20,2 МВА (50,5%).

Далее на рисунках 20 – 31 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний и летний максимумы 2021-2022гг. (в летний максимум при аварийном отключении одного элемента сети с наложением на ремонт другого) для того, чтобы проверить максимально возможную загрузку электросетевого оборудования в районе расположения ПС 220 кВ Дон:

- рисунок 20 «зимний максимум 2022 г. Отключен АТ-1 на ПС 220 кВ Дон», при этом загрузка АТ-2 ПС 220 кВ Дон составит 100,47 МВА (80%);

- рисунок 21 «зимний минимум 2022 г. Отключен АТ-1 на ПС 220 кВ Дон», при этом загрузка АТ-2 ПС 220 кВ Дон составит 111,7 МВА (89,4%);

- рисунок 23 «летний максимум 2022 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена ВЛ 110 кВ С.Лубна», при этом загрузка АТ-2 ПС 220 кВ Дон составит 104,6 МВА (83,7%);

- рисунок 24 «летний максимум 2022 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2», при этом загрузка АТ-2 ПС 220 кВ Дон составит 111,4 МВА (89,1%);

- рисунок 25 «летний минимум 2022 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена ВЛ 110 кВ С.Лубна», при этом загрузка АТ-2 ПС 220 кВ Дон составит 104,9 МВА (84%);

- рисунок 27 «летний максимум 2022 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Дон», при этом загрузка ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая составит 400А (88,9%), уровень напряжения в сети снижается до 91,68 кВ (ПС 110 кВ Данков-Тепличная);

- рисунок 28 «летний максимум 2022 г. В ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Лебедянь», при этом загрузка ВЛ 110 кВ Ольховец составит 340А (103%). Данная ВЛ 110 кВ выполнена проводами АС-95 (длительно допустимый ток при температуре +250С - 330А) и АС-120 (длительно допустимый ток при температуре +250С  - 390А). Загрузка ВЛ 110 кВ Золотуха составит 336А (101,8%).

При комплексной реконструкции ПС 110 кВ Лебедянь, запланированной на 2018-2021гг. возможно выполнить перефиксацию ВЛ 110 кВ Заход Левая, ВЛ 110 кВ Заход Правая на разные системы шин (проектом предусмотрена реализация схемы РУ 110 кВ №110-13 «Две рабочие системы шин»). Данное мероприятие позволит снизить загрузку ВЛ 110 кВ Ольховец, ВЛ 110 кВ Золотуха в послеаварийном режиме «в ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Лебедянь».

На рисунке 29 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «в ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Лебедянь. С учетом перефиксации ВЛ 110 кВ Заход Левая на 1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Лебедянь», при этом загрузка ВЛ 110 кВ Ольховец составит 84А (25,4%), загрузка ВЛ 110 кВ Золотуха составит 80А (24,2%).

На рисунке 30 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022 г. «в ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Дон», при этом загрузка  ВЛ 110 кВ Заход Левая составит 328А (84,1%), Данная ВЛ 110 кВ выполнена проводами АС-120 (длительно допустимый ток при температуре +250С - 390А) и АС-150 (длительно допустимый ток при температуре +250С - 450А).

Расчеты послеаварийных режимов в районе расположения ПС 220 кВ Дон на уровне нагрузок 2022 года  выявили перегрузку ВЛ 110 кВ Ольховец - 340А (103%), ВЛ 110 кВ Золотуха – 336А (101,8%) в летний максимум. Перефиксация ВЛ 110 кВ Заход Левая, ВЛ 110 кВ Заход Правая на разные системы шин (после реконструкции ПС 110 кВ Лебедянь в 2021г.) решает проблему перегрузки ВЛ 110 кВ Ольховец, ВЛ 110 кВ Золотуха в послеаварийном режиме «в ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Лебедянь».

В послеаварийный режиме в летний максимум 2022 г. «в ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Дон» загрузка ВЛ 110 кВ Заход Левая составит 328А (84,1%). Т.е. дополнительных мероприятий в сети 110 кВ кроме перефиксации ВЛ 110 кВ Заход Левая, ВЛ 110 кВ Заход Правая на разные системы шин ПС 110 кВ Лебедянь не требуется.

На рисунке 31 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «в ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Лебедянь», при этом загрузка ВЛ 110 кВ Ольховец составит 324А (98,2%), загрузка ВЛ 110 кВ Золотуха составит 321А (97,3%).

Таким образом, перегрузки ВЛ 110 кВ Ольховец и ВЛ 110 кВ Золотуха до 2022г. не выявлено.

Выводы: расчеты послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Дон на уровне нагрузок 2020-2022гг. показали необходимость выполнения следующих мероприятий в сети 110 кВ:

- перефиксация ВЛ 110 кВ Заход Левая, Заход Правая на разные системы шин ПС 110 кВ Лебедянь при окончании реконструкции подстанции в 2021г.

5.6.3 Решения по электрическим сетям напряжением 35 кВ

Ниже приводятся решения по электрическим сетям 35 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.

5.6.3.1 Решения по электрическим сетям напряжением 35 кВ (базовый вариант развития)

В период рассматриваемой перспективы настоящей «Схемой» предусматривается дальнейшее развитие сетей 35 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 35 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 35 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.

При рассмотрении планируемого периода 2018-2022гг. учтены следующие мероприятия по строительству и реконструкции объектов 35 кВ:

реконструкция ПС 35 кВ Борино с заменой существующих трансформаторов  2х4 МВА на 2х6,3 МВА;

 замена Т2 2,5 МВА на 4 МВА на ПС 35 кВ Борисовка.

Информация о договорах на осуществление технологического присоединения к электросетевым объектам напряжением 35 кВ и выше, находящимся на территории Липецкой области, представлена в Приложении 8.

Расчет пропускной способности центров питания 35 кВ до 2022г. представлен в таблице 2 (Приложение 17).

Решения по электрическим сетям 35 кВ на период до 2022г.

Электросетевые объекты 35 кВ филиала «Липецкэнерго»

ПС 35/10 кВ №2

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ №2 за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 2,5 МВА, Т2 1 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 1,93 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме – 1,93 МВА (193%), перераспределение нагрузки по существующим сетям связи отсутствует;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,55 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,468 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 2,434 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме в зимний максимум 2021г. – 2,434 МВА (243,4%);

- загрузка подстанции в отчетный период: 2012г. – 1,93 МВА, 2013г. – 1,82 МВА, 2014г. – 1,44 МВА, 2015г. – 1,49 МВА.

Загрузка трансформатора 1 МВА в зимний максимум 2016г. в послеаварийном режиме могла составить 1,93 МВА  (193%), перераспределение нагрузки по существующим сетям связи отсутствует. Загрузка трансформатора 1 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 2,434 МВА (243,4%).

Исходя из выше сказанного, во избежание реконструкции ПС 35 кВ №2 с заменой Т1 1 МВА, рекомендуется выполнить строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной подстанцией и рядом расположенной подстанцией ПС 35 кВ Птицефабрика (ориентировочно 4,2 км) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 1,38 МВА.

ПС 35/10 кВ Борисовка

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ Борисовка по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 4 МВА, Т2  4 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 5,66 МВА;

- загрузка подстанции в ремонтной схеме в зимний максимум 2016г. – 5,66 МВА (141,5%), перераспределение нагрузки по существующим сетям связи отсутствует;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,15 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,128 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 5,793 МВА;

- загрузка подстанции в ремонтной схеме в зимний максимум 2022г. – 5,793 МВА (144,8%);

- загрузка подстанции в отчетный период: 2012г. – 3,39 МВА, 2013г. – 3,55 МВА, 2014г. – 3,6 МВА, 2014г. – 3,66 МВА.

Загрузка трансформатора 4 МВА в зимний максимум 2016г. в послеаварийном режиме могла составить 5,66 МВА  (141,5%), перераспределение нагрузки по существующим сетям связи отсутствует. Загрузка трансформатора 4 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 5,793 МВА (144,8%).

Ближайщим центром питания к ПС 35 кВ Борисовка является ПС 110 кВ Доброе, ориетировочное расстояние составляет 8 км. Строительство сетей связи НН на таком расстоянии является экономически нецелесообразным.

Исходя из выше сказанного, рекомендуется произвести замену трансформаторов 2х4 МВА на 2х6,3 МВА в 2019г.

ПС 35/10 кВ Введенка

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ Введенка по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 4 МВА, Т2 4 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 4,33 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме в зимний максимум 2016г. – 4,33 МВА (108,3%), перераспределение нагрузки по существующим сетям связи отсутствует;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,315 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,268 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 4,619 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме в зимний максимум 2022г. – 4,619 МВА (115,5%);

- загрузка подстанции в отчетный период: 2012г. – 4,12 МВА, 2013г. – 3,54 МВА, 2014г. – 4,18 МВА, 2015г. – 4,17 МВА.

Загрузка трансформатора 4 МВА в зимний максимум 2016г. в послеаварийном режиме могла составить 4,33 МВА  (108,3%), перераспределение нагрузки по существующим сетям связи отсутствует. Загрузка трансформатора 4 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 4,619 МВА (115,5%).

Ближайщими центрами питания к ПС 35 кВ Введенка являются ПС 35 кВ Сселки (ориентировочно 10 км) и ПС 35 кВ Тюшевка (ориентировочно 9 км). Строительство сетей связи НН на таком расстоянии является экономически нецелесообразным. Рекомендуется в 2021г. выполнить замену трансформаторов Т1 и Т2 2х4 МВА подстанции на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА. 

ПС 35/10 кВ Таволжанка

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ Таволжанка за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 4 МВА, Т2 4 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет  – 5,68 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 5,68 МВА (142%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,0 МВА) – 4,68 МВА (117%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,097 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,082 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 5,769 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 5,769 МВА (144,2%);

- 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. – 4,769 МВА (119,2%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 5,68 МВА (4,98 МВА), 2013г. – 5,23 МВА (4,73 МВА), 2014г. – 5,0 МВА (3,5 МВА), 2015г. – 5,54 МВА (4,54 МВА).

Загрузка трансформатора 4 МВА в зимний максимум 2016г. в послеаварийном режиме могла составить 4,68 МВА  (117%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,0 МВА. Загрузка трансформатора 4 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 4,769 МВА  (119,2%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,0 МВА.

Исходя из выше сказанного, во избежание реконструкции ПС 35 кВ Таволжанка с заменой Т1 и Т2, рекомендуется выполнить строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной подстанцией и рядом расположенной ПС 110 кВ Гидрооборудование (ориентировочно 3,6 км) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,569 МВА.

ПС 35/10 кВ Троицкая

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ Троицкая по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 2,5 МВА, Т2 4 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 2,94 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме в зимний максимум 2016г. – 2,94 МВА (117,6%), перераспределение нагрузки по существующим сетям связи отсутствует;

- величина присоединяемой мощности до 2022г. – отсутствует;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 2,94 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме в зимний максимум 2022г. – 2,94 МВА (117,6%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 2,79 МВА, 2013г. – 2,72 МВА, 2014г. – 2,68 МВА, 2015г. – 2,82 МВА.

Загрузка трансформатора 2,5 МВА в зимний максимум 2016г. в послеаварийном режиме могла составить 2,94 МВА (117,6%), перераспределение нагрузки по существующим сетям связи отсутствует. Загрузка трансформатора 2,5 МВА в зимний максимум 2022г. в послеаварийном режиме составит 2,94 МВА  (117,6%), до 2022г. прироста нагрузки на ПС 35 кВ Троицкая не планируется.

Исходя из выше сказанного, во избежание реконструкции ПС 35 кВ Троицкая с заменой Т1 2,5 МВА, рекомендуется выполнить строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной подстанцией и рядом расположенной ПС 35 кВ Мясокомбинат (ориентировочно 2,9 км) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,31 МВА.

ПС 35/10 кВ Ярлуково

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ Ярлуково по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 3,2 МВА, Т2 4 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 4,77 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности– 4,02 МВА (149%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,33 МВА) в зимний максимум 2016г. – 4,44 МВА (138,8%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,05 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,043 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 4,819 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности– 4,819 МВА (150,6%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,33 МВА) в зимний максимум 2022г. – 4,489 МВА (140,3%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 4,74 МВА (4,29 МВА), 2013г. – 3,48 МВА (3,12 МВА), 2014г. – 4,02 МВА (3,69 МВА), 2015г. – 4,02 МВА (3,69 МВА).

Загрузка трансформатора 3,2 МВА в зимний максимум 2016г. в послеаварийном режиме могла составить 4,44 МВА (138,8%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,33 МВА. Загрузка трансформатора 3,2 МВА в зимний максимум 2022г. в послеаварийном режиме составит 4,489 МВА (140,3%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,33 МВА.

Исходя из выше сказанного, во избежание реконструкции ПС 35 кВ Ярлуково с заменой Т1 3,2 МВА, рекомендуется выполнить строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной подстанцией и рядом расположенной ПС 35 кВ Малей (ориентировочно 4,2 км) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 1,13 МВА.

ПС 35/10 кВ Трубетчино

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ Трубетчино по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 2,5 МВА, Т2 2,5 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 1,68 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме – 1,68 МВА (67,2%), перераспределение нагрузки по существующим сетям связи отсутствует;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 1,179 МВт (из них 1,029 МВт по 3 категории надежности – ООО «ЧЕРКИЗИВО-СВИНОВОДСТВО»), с учетом коэффициента разновременности – 1,002 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 2,758 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме в зимний максимум 2022г. – 2,758 МВА (110,3%);

- загрузка подстанции в отчетный период: 2012г. – 1,59 МВА, 2013г. – 1,57 МВА, 2014г. – 1,54 МВА, 2015г. – 1,56 МВА.

На ПС 35 кВ Трубетчино в 2017г. планируется замена Т1 2,5 МВА на трансформатор мощностью 4 МВА. Мероприятие осуществляется перемещением трансформатора Т1 4 МВА с ПС 35 кВ Малей на ПС 35 кВ Трубетчино и трансформатора Т1 2,5 МВА с ПС 35 кВ Трубетчино на ПС 35 кВ Малей по договору на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО «ЧЕРКИЗИВО-СВИНОВОДСТВО». С учетом того, что нагрузка ООО «ЧЕРКИЗИВО-СВИНОВОДСТВО» в размере 1,029 МВт подключается по 3 категории надежности, дополнительного увеличения мощности на ПС 35 кВ Трубетчино не требуется.

ПС 35/10 кВ Конь-Колодезь

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ Конь-Колодезь за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 2,5 МВА, Т2 2,5 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 1,78 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме – 1,78 МВА (71,2%), перераспределение нагрузки по существующим сетям связи отсутствует;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 1,94 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 1,649 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 3,557 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме в зимний максимум 2022г. – 3,557 МВА (142,3%);

- загрузка подстанции в отчетный период: 2012г. – 1,12 МВА, 2013г. – 1,78 МВА, 2014г. – 1,61 МВА, 2015г. – 1,61 МВА.

На ПС 35 кВ Конь-Колодезь в 2018г. планируется замена Т1 и Т2  2х2,5 МВА на трансформаторы мощностью 2х4 МВА. Мероприятие осуществляется перемещением трансформаторов  Т1, Т2 2х4 МВА с ПС 35 кВ Сошки на ПС 35 кВ Конь-Колодезь и трансформаторов  Т1, Т2 2х2,5 МВА с ПС 35 кВ Конь-Колодезь на ПС 35 кВ Сошки по договору на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО «Агро Альянс Липецк». Также в рамках технологического присоединения ООО «Агро Альянс Липецк» планируется реконструкция ОРУ 35 кВ ПС 35 кВ Конь-Колодезь (замена ОД и КЗ на элегазовые выключатели).

ПС 35/10 кВ №3

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ №3 по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 2,5 МВА, Т2 2,5 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 3,97 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 3,97 МВА (158,8%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,36 МВА) в зимний максимум 2016г. – 3,61 МВА (144,4%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,535 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,455 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 4,456 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 4,456 МВА (178,24%);

- загрузка подстанции в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,36 МВА) в зимний максимум 2022г. – 4,096 МВА (163,8%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 1,83 МВА (1,31 МВА), 2013г. – 2,39 МВА (2,01 МВА), 2014г. – 2,67 МВА (1,9 МВА), 2015г. – 2,05 МВА (1,23 МВА).

Загрузка трансформатора 2,5 МВА в зимний максимум 2016г. в послеаварийном режиме могла составить 3,61 МВА (144,4%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,36 МВА. Загрузка трансформатора 2,5 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 4,096 МВА  (163,8%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,36 МВА.

Исходя из выше сказанного, во избежание реконструкции ПС 35 кВ №3 с заменой Т1 и Т2 2х2,5 МВА, рекомендуется выполнить строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной подстанцией и рядом расположенной подстанцией ПС 35 кВ Сенцово (ориентировочно 5,1 км) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 1,47 МВА.

ПС 35/10 кВ Бутырки

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ Бутырки за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 5,6 МВА, Т2 6,3 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 7,75 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности– 7,75 МВА (138,4%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,55 МВА) – 6,2 МВА (110,7%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,93 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,791 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 8,602 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности– 8,602 МВА (153,6%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,33 МВА) в зимний максимум 2022г. – 7,052 МВА (125,9%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 6,5 МВА, 2013г. – 7,75 МВА, 2014г. – 5,94 МВА (5,19 МВА), 2015г. – 5,1 МВА (2,8 МВА).

Загрузка трансформатора 5,6 МВА в зимний максимум 2016г. в послеаварийном режиме могла составить 6,2 МВА (110,7%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,55 МВА. Загрузка трансформатора 5,6 МВА в зимний максимум 2022г. в послеаварийном режиме составит 7,052 МВА (125,9%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,55 МВА.

Исходя из выше сказанного, во избежание реконструкции ПС 35 кВ Бутырки с заменой трансформаторов 5,6 МВА и 6,3 МВА, рекомендуется выполнить строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной подстанцией и рядом расположенной ПС 35 кВ Сселки (ориентировочно 4,3 км) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 1,214 МВА.

ПС 35/10 кВ Матыра

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ Матыра за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 4,0 МВА, Т2 3,2 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет  – 4,24 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 4,24 МВА (132,5%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,04 МВА) – 3,2 МВА (100%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,89 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,757 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 5,055 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 5,055 МВА (157,9%);

- загрузка подстанции в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,04 МВА) в зимний максимум 2022г. – 4,015 МВА (125,4%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 3,27 МВА, 2013г. – 4,24 МВА, 2014г. – 3,46 МВА, 2015г. – 3,77 МВА (2,73 МВА).

Максимальная загрузка трансформатора 3,2 МВА в зимний максимум 2016г. в послеаварийном режиме могла составить 3,2 МВА (100%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,04 МВА. Загрузка трансформатора 3,2 МВА в зимний максимум 2022г. в послеаварийном режиме составит 4,015 МВА (125,4%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,04 МВА.

Исходя из выше сказанного, во избежание реконструкции ПС 35 кВ Матыра с заменой Т2 3,2 МВА, рекомендуется выполнить строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной подстанцией и рядом расположенной ПС 110 кВ Казинка (ориентировочно 5,3 км) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,655 МВА.

ПС 35/10 кВ №1

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ №1 за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 4 МВА, Т2 4 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет  – 5,15 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 5,15 МВА (128,8%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,45 МВА) – 3,7 МВА (92,5%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 1,83 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 1,556 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 6,826 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 6,826 МВА (170,6%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,45 МВА) в зимний максимум 2022г. – 5,376 МВА (134,4%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2011г. – 3,43 МВА (3,43 МВА), 2012г. – 4,48 МВА (4,48 МВА), 2013г. – 4,21 МВА (4,21 МВА), 2014г. – 5,15 МВА (5,15 МВА).

Загрузка трансформатора 4 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 5,376 МВА (134,4%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,45 МВА. Таким образом требуется реконструкция ПС 35 кВ №1 с заменой трансформаторов 2х4 МВА на 2х6,3 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2019г.

ПС 35/10 кВ Афанасьево

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ Афанасьево по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 2,5 МВА, Т2 2,5 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 1,96 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности– 1,96 МВА (78,4%), перераспределение нагрузки по существующим сетям связи отсутствует;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 1,0 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,85 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 2,876 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности– 2,876 МВА (115,04%);

- загрузка подстанции в отчетный период: 2012г. – 1,4 МВА, 2013г. – 1,71 МВА, 2014г. – 1,67 МВА, 2015г. – 1,64 МВА.

Загрузка трансформатора 2,5 МВА в зимний максимум 2022г. в послеаварийном режиме составит 2,876 МВА (115,04%).

Исходя из выше сказанного, во избежание реконструкции ПС 35 кВ Афанасьево с заменой трансформаторов 2х2,5 МВА, рекомендуется выполнить строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной подстанцией и рядом расположенной ПС 35 кВ Казаки (ориентировочно 6 км) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,246 МВА.

ПС 35/10 кВ Бабарыкино

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ Бабарыкино по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 2,5 МВА, Т2 2,5 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 1,94 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности– 1,94 МВА (77,6%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,31 МВА) в зимний максимум 2016г. – 1,63 МВА (65,2%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 1,2 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 1,02 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 3,039 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности–  3,039 МВА (121,6%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,33 МВА) в зимний максимум 2022г. – 2,729 МВА (109,2%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 0,66 МВА (0,51 МВА), 2013г. – 0,88 МВА (0,27 МВА), 2014г. – 0,84 МВА (0,54 МВА), 2015г. – 1,2 МВА (0,89 МВА).

Загрузка трансформатора 2,5 МВА в зимний максимум 2022г. в послеаварийном режиме составит 2,729 МВА (109,2%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,31 МВА.

Исходя из выше сказанного, во избежание реконструкции ПС 35 кВ Бабарыкино с заменой трансформаторов 2х2,5 МВА, рекомендуется выполнить строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной подстанцией и рядом расположенной ПС 35 кВ Каменка (ориентировочно 5,8 км) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,099 МВА.

ПС 35/10 кВ Раненбург

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ Раненбург по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 1,6 МВА, Т2 1,6 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016-2022гг. – 2,2 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности– 2,2 МВА (137,5%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,3 МВА) в зимний максимум 2016-2022гг.– 1,9 МВА (118,8%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: отсутствует;

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 1,82 МВА (1,52 МВА), 2013г. – 1,47 МВА, 2014г. – 2,0 МВА (1,7 МВА), 2015г. – 1,95 МВА (1,65 МВА).

Загрузка трансформатора 1,6 МВА в зимний максимум 2016-2022гг. в послеаварийном режиме составит 1,9 МВА (118,8%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,3 МВА.

Исходя из выше сказанного, во избежание реконструкции ПС 35 кВ Раненбург с заменой трансформаторов 2х1,6 МВА, рекомендуется выполнить строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной подстанцией и рядом расположенной ПС 110 кВ Чаплыгин-Новая (ориентировочно 5,5 км) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,22 МВА.

Развитие электросетевых объектов 35 кВ, находящихся на балансе АО «ЛГЭК»

ПС 35 кВ Студеновская

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ Студеновская 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. – 15,09 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме в зимний максимум 2016г. – 15,09 МВА (150,9%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 11,65 МВт (заявленная мощность по ТУ на технологическое присоединение электроустановок АО «ЛГЭК» к сетям ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»), с учетом коэффициента разновременности – 9,9 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. –  25,76 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) зимний максимум 2022г. – 25,76 МВА (257,6%).

Загрузка трансформатора 10 МВА ПС 35 кВ Студеновская в зимний максимум 2016г. в послеаварийном режиме могла составить 15,09 МВА  (150,9%). В послеаварийном режиме в зимний максимум 2016г. при отключении одной из ВЛ 35 кВ Цементная – Студеновская загрузка оставшейся в работе ВЛ 35 кВ могла составить 249А (118,6%). Загрузка трансформатора 10 МВА ПС 35 кВ Студеновская в зимний максимум 2022г. в послеаварийном режиме составит 25,76 МВА  (257,6%). В послеаварийном режиме в зимний максимум 2022г. при отключении одной из ВЛ 35 кВ Цементная – Студеновская загрузка оставшейся в работе ВЛ 35кВ составит 425А (202,4%).

В рамках технологическое присоединение электроустановок АО «ЛГЭК» по ТУ к сетям ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго» (заявленная мощность 11,65 МВт) в 2019-2022гг. планируется комплексная реконструкция ПС 35 кВ Студеновская и реконструкция ВЛ 35 кВ Цементная - Студеновская. Планируется замена существующих трансформаторов 2х10 МВА на трансформаторы мощностью 2х25 МВА. Согласно проектной документации по титулу «Реконструкция ВЛ-35 кВ от ПС «Цементная» до ПС «Студеновская» со строительством канала связи» (ОАО «Проектный институт «Липецкгражданпроект») предусмотрен демонтаж существующей ВЛ 35 кВ Цементная – Студеновская» и строительство двухцепной КЛ 35 кВ, выполненной кабелем АПвПУг-35 кВ сечением 3(1х400)/35 мм2 протяженностью 5,53 км.

5.6.3.2 Решения по электрическим сетям напряжением 35 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.

В данном разделе приведены решения по новому строительству, реконструкции сетей 35 кВ, расположенных на территории Липецкой области, по региональному варианту развития.

ПС 35/10 кВ №3

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ №3 по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 2,5 МВА, Т2 2,5 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 3,97 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 3,97 МВА (158,8%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,36 МВА) в зимний максимум 2016г. – 3,61 МВА (144,4%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 2,535 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 2,155 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 6,3 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 6,3 МВА (252%);

- загрузка подстанции в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,36 МВА) в зимний максимум 2022г. – 5,93 МВА (237,2%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 1,83 МВА (1,31 МВА), 2013г. – 2,39 МВА (2,01 МВА), 2014г. – 2,67 МВА (1,9 МВА), 2015г. – 2,05 МВА (1,23 МВА).

Загрузка трансформатора 2,5 МВА в зимний максимум 2016г. в послеаварийном режиме могла составить 3,61 МВА (144,4%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,36 МВА. Загрузка трансформатора 2,5 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, 9 в послеаварийном режиме составит 5,93 МВА  (237,2%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,36 МВА.

Исходя из выше сказанного, требуется выполнить реконструкцию ПС 35 кВ №3 с заменой Т1 и Т2 2х2,5 МВА на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2019г.

ПС 35/10 кВ Черная слобода

В настоящее время в северном районе города Ельца планируется застройка района «Черная слобода». На территории планируется индивидуальное строительство усадебного типа и выборочная реконструкция в исторической части по согласованию с Госдирекцией по охране культурного наследия Липецкой области. Для электроснабжения потребителей района «Черная слобода» планируется строительство новой подстанции напряжением 35/10 кВ с трансформаторами 2х6,3 МВА, схема РУ 35-4Н. Подключение данной подстанции планируется выполнить ответвлениями от ВЛ 35 кВ Восточная двухцепной ВЛ 35 кВ. Ответвления планируется выполнить в непосредственной близости от ПС 35 кВ Восточная. Протяженность новой ВЛ 35 кВ ориентировочно составит 6 км. Строительство новой ВЛ 35 кВ и новой ПС 35 кВ Черная слобода планируется в 2019г.

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35 кВ Черная слобода до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2019г. – Т1 6,3 МВА, Т2 6,3 МВА;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 1,436 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 1,22 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 1,31 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в послеаварийном режиме в зимний максимум 2022г. – 1,31 МВА (20,79%).

5.6.4 Сводные данные по развитию электрических сетей 220 кВ и выше, 110 кВ и ниже 

5.6.4.1 Сводные данные по развитию электрических сетей 220 кВ и выше, 110 кВ и ниже  (базовый вариант)

В таблицах 5.23 – 5.27 указаны объемы электросетевого строительства сети 220 кВ (базовый вариант развития).

В таблицах 5.28 – 5.33 указаны объемы электросетевого строительства сети 110 кВ (базовый вариант развития).

В таблицах 5.34 – 5.39 указаны объемы электросетевого строительства сети 35 кВ (базовый вариант развития).

Таблица 5.23

Перечень центров питания 220 кВ, намечаемых Схемой развития сетей к новому строительству и реконструкции в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития)

№	Подстанция	Суммарный переток через АТ в проектный 2022 год, кВА	Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА	Сроки строительства
1	ПС 220 кВ Правобережная (полная реконструкция)	253 660	4х150	2018
2	ПС 220 кВ Овощи Черноземья	133 700	80+80	2019-2020