содержание .. 5 6 7 8 ..

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Хабаровского края на 2020-2024 годы - часть 7

Ед. измер.

2020

2021

2022

2023

2024

Избыток(+)/Дефицит(

МВт

623,2

597,2

560,2

497,2

399,2

Без учета передачи мощности в энергосистему Еврейской автономной области и без

учета нормативного резерва мощности баланс мощности энергосистемы Хабаровского края
в умеренном варианте складывается удовлетворительно.

Таблица

5.2.6

–

Баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края на период до

2024

года. Умеренный вариант

Ед. измер.

2020

2021

2022

2023

2024

Потребление электрической энергии

млн.кВт.ч

8845

8948

9164

9407

9649

ПОТРЕБНОСТЬ

млн.кВт.ч

8845

8948

9164

9407

9649

ПРОИЗВОДСТВО электрической энергии

млн.кВт.ч

9133

9323

9566

10009

10582

ТЭС

млн.кВт.ч

9133

9323

9566

10009

10582

Установленная мощность

МВт

2148,7

ТЭС

МВт

2148,7

Располагаемая мощность

МВт

2136,2

ТЭС

МВт

2136,2

Число часов использования установленной
мощности ТЭС

час/год

4250

4339

4452

4658

4925

Число часов использования располагаемой
мощности ТЭС

час/год

4275

4364

4478

4685

4954

Избыток (+)/Дефицит (

млн.кВт.ч

288,0

375,0

402,0

602,0

933,0

Примечание: выработка электроэнергии принята в соответствии с

проектом

Схемы

и программы

развития ЕЭС России

на период 20

20-2026

гг.

Без учета передачи электроэнергии в энергосистему Еврейской автономной области

баланс

электроэнергии энергосистемы Хабаровского края в умеренном варианте

складывается удовлетворительно.

Баланс мощности Хабаровского края (без учета Николаевского энергорайона) для

оптимистичного варианта приведен в таблице

5.2.7

, баланс электроэнергии –

в таблице

5.2.8.

Таблица

5.2.7

–

Баланс мощности энергосистемы Хабаровского края на период до 2024 года.

Оптимистичный вариант

Ед. измер.

2020

2021

2022

2023

2024

СПРОС

Собственный максимум

МВт

1538

1577

1650

1730

1803

СПРОС на мощность

МВт

1538

1577

1650

1730

1803

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность на конец года

МВт

2148,7

ТЭС

МВт

2148,7

Ограничения мощности на максимум нагрузки

МВт

12,5

Располагаемая мощность на конец года

МВт

2136,2

ТЭС

МВт

2136,2

ПОКРЫТИЕ спроса

МВт

2136,2

Избыток(+)/Дефицит(

МВт

598,2

559,2

486,2

406,2

333,2

Без учета передачи мощности в энергосистему Еврейской автономной области и без

учета нормативного резерва мощности баланс мощности энергосистемы Хабаровского края
в оптимистичном варианте складывается удовлетворительно

Таблица

5.2.8

–

Баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края на период до

2024

года. Оптимистичный вариант

Ед. измер.

2020

2021

2022

2023

2024

Потребление электрической энергии

млн.кВт.ч

8956

9264

9784

10312

10788

ПОТРЕБНОСТЬ

млн.кВт.ч

8956

9264

9784

10312

10788

ПРОИЗВОДСТВО электрической энергии

млн.кВт.ч

9133

9323

9566

10009

10582

ТЭС

млн.кВт.ч

9133

9323

9566

10009

10582

Установленная мощность

МВт

2148,7

ТЭС

МВт

2148,7

Располагаемая мощность

МВт

2136,2

ТЭС

МВт

2136,2

Число часов использования установленной
мощности ТЭС

час/год

4250

4339

4452

4658

4925

Число часов использования располагаемой
мощности ТЭС

час/год

4275

4364

4478

4685

4954

Избыток (+)/Дефицит (

млн.кВт.ч

177,0

59,0

-218,0

-303,0

-206,0

Примечание: выработка электроэнергии принята в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России
на период 2020

2026 гг.

Без учета передачи электроэнергии в энергосистему Еврейской автономной области

баланс электроэнергии начиная с 202

года складывается с дефицитом, который

покрывается за счет получения из соседних энергосистем.

Балансы мощности и электроэнергии изолированного Николаевского энергорайона

приведены в таблицах

5.2.9

5.2.10.

Таблица

5.2.9

–

Баланс мощности Николаевского энергорайона до 2024 года

Ед. измер.

2020

2021

2022

2023

2024

СПРОС

Собственный максимум

МВт

Резерв мощности

МВт

СПРОС на мощность

МВт

100

101

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность на конец года

МВт

130,6

ТЭС

МВт

130,6

Ограничения мощности на максимум нагрузки

МВт

0,0

Располагаемая мощность на конец года

МВт

130,6

ТЭС

МВт

130,6

ПОКРЫТИЕ спроса

МВт

130,6

Избыток(+)/Дефицит(

МВт

32,6

31,6

30,6

29,6

Таблица

5.2.10

–

Баланс электроэнергии Николаевского энергорайона

до 2024 года

Ед. измер.

2020

2021

2022

2023

2024

Потребление электрической энергии

млн.кВт.ч

289

297

303

306

308

ПОТРЕБНОСТЬ

млн.кВт.ч

289

297

303

306

308

ПРОИЗВОДСТВО электрической энергии

млн.кВт.ч

289

297

303

306

308

ТЭС

млн.кВт.ч

289

297

303

306

308

Установленная мощность

МВт

130,6

ТЭС

МВт

130,6

Располагаемая мощность

МВт

130,6

ТЭС

МВт

130,6

Число часов использования установленной
мощности ТЭС

час/год

2213

2274

2320

2343

2358

Число часов использования располагаемой
мощности ТЭС

час/год

2213

2274

2320

2343

2358

Избыток (+)/Дефицит (

млн.кВт.ч

0,0

Балансы

мощности

электроэнергии

Николаевского

энергорайона

рассматриваемый перспективный период складываются удовлетворительно.

5.3

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации

генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Хабаровского края
мощностью 5

МВт и более

В период до 2024 года в энергосистеме Хабаровского края планируется вывести из

эксплуатации выработавшее парковый ресурс генерирующее оборудование на
Майской

ГРЭС (78 МВт). Перечень планируемых к выводу из эксплуатации генерирующих

мощностей на электростанциях энергосистемы Хабаровского края для умеренного и
оптимистичного вариантов приведены в таблице

5.3.1.

Таблица

5.3.1

–

Перечень планируемых к выводу из эксплуатации генерирующих

мощностей на электростанциях энергосистемы Хабаровского края в период до 2024 года

Электростанция

Принадлежность

к компании

Ст.

номер

Маркировка

Год вывода из

эксплуатации

Вид

топлива

Уст.

мощность,

МВт

Вид демонтажа

Майская ГРЭС

п. Майский

АО "ДГК"

-12-35

2020

уголь

окончательный

демонтаж

-6-35

2020

уголь

окончательный

демонтаж

-12-35

2020

уголь

окончательный

демонтаж

ГТ

-12

2020

дизельное

топливо

окончательный

демонтаж

ГТ

-12

2020

дизельное

топливо

окончательный

демонтаж

ГТ

-12

2020

дизельное

топливо

окончательный

демонтаж

ГТ

-12

2020

дизельное

топливо

окончательный

демонтаж

В 2020 году в энергосистеме Хабаровского края планируется ввести в эксплуатацию

Совгаванскую ТЭЦ установленной мощностью 126 МВт

(взамен выводимой из

эксплуатации Майской ГРЭС). Перечень планируемых к

вводу в эксплуатацию

генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Хабаровского края для
умеренного и оптимистичного вариантов приведены в таблице

5.3.2.

Таблица

5.3.2

–

Перечень планируемых к вводу в эксплуатацию генерирующих мощностей

на электростанциях энергосистемы Хабаровского края в период до 2024 года

Электростанция

Принадлежность

к компании

Ст.

номер

Маркировка

Год ввода

Вид

топлива

Уст.

мощность,

МВт/

Гкал/час

Обоснование

необходимости

ввода

ТЭЦ в

г. Советская
Гавань

ПАО
«РусГидро»

126/200

Обеспечение

электро

теплоснабжения

потребителей

Ванинского

района и

г.

Советская

Гавань,

осуществление

технологического

присоединения

нагрузок.

Строительство

учтено в проекте

Схемы и

программы

развития ЕЭС

России

на 2020–

2026

годы

-63-13/0,25

2020

уголь

63/100

-63-13/0,25

2020

уголь

63/100

В период после 2024 года ПАО «РусГидро» планирует вывод из эксплуатации

Хабаровской ТЭЦ

1 (435 МВт) с реализацией замещающих мероприятий –

сооружением

Хабаровской ТЭЦ

4 (328 МВт).

5.4

Развитие электрической сети энергосистемы Хабаровского края

Развитие электрической сети напряжением

110

кВ и выше энергосистемы

Хабаровского края в период

2020-

2024 гг.

будет направлено на

решение следующих задач:

повышение надёжности электроснабжения существующих потребителей;

обеспечение подключения

новых потребителей

;

выдача мощности новых электростанций;

замещение оборудования

с неудовлетворительным техническим состоянием

На

основе результатов проведённого анализа существующего состояния

прогноза

изменения

схемно

режимной и режимно

балансовой ситуации, а также с учётом

результатов ранее выполненных работ по схемам выдачи мощности электростанций и
схемам внешнего электроснабжения потребителей,

сформированы предложения по

развитию электросетевого комплекса

напряжением

0 кВ и выше

энергосистемы

Хабаровского края на период

2020-

2024 гг.

Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей

в умеренном

варианте

учтено сооружение/реконструкция

следующих электросетевых объектов:

•

сооружение ПП

500 кВ

Нерген с заходами ВЛ 500 кВ Хабаровская –

Комсомольская

(2x

0,5 км)

;

•

сооружение ПС 500/220 кВ Таёжная (501 МВА) с шинопроводом ПП Нерген –

Таёжная

(0,5 км)

;

•

сооружение ПС 220 кВ Малмыж (

4x1

00 МВА) с ВЛ 220 кВ Таёжная –

Малмыж

(35 км);

•

сооружение ПС 220 кВ Тумнин (10 МВА) с отпайкой от ВЛ 220 кВ Высокогорная

–

Ванино (0,05 км) –

для объектов ОАО «РЖД»;

•

сооружение ПС 110/35/6 кВ Чныррах c установкой ТДТН 2

x16000/110/35/6.

Строительство ЛЭП 110 кВ (отпаек) на ПС 110/35/6 кВ Чныррах от ВЛ 110 кВ Николаевская
ТЭЦ

Белая Гора (С

172) и ВЛ 110 кВ Николаевская ТЭЦ

Многовершинная (С

-171)

(2x15,3

км) –

для ТОСЭР «Николаевский»;

•

перевод ПС 35 кВ СДВ на напряжение 110 кВ с сооружением ОРУ 110 кВ

(2х40

МВА) и двумя КЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ

-1

–

СДВ (2x0,43 км)

Реализация

мероприятий предусмотрена техничскими условиями на технологическое присоединение

(

договор между АО «ДРСК» и АО «ДГК» от 23.01.2015 №169/71

-15);

•

сооружение ПС 110 кВ Комбинат (2х40 МВА) с отпайками от ВЛ 110 кВ

Амурская

ТЭЦ

-1

—Эльбан (С

87) и ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ

-1

—Эльбан с отпайкой на

ПС

110 кВ

Падали (С

-88) (2x

0,08 км) –

для ООО «Амурский ГМК»;

•

сооружение ПС 110 кВ Мучке (2x25 МВА) с двухцепной ВЛ 110 кВ Ванино –

Мучке –

для обеспечения

технологического присоединения объекта ООО

«Дальневосточный Ванинский порт»;

•

сооружение ПС 110 кВ Ая (2x40 МВА) с двухцепной ВЛ 110 кВ Ванино –

Ая

(2x10,5 км) –

для обеспечения

технологического присоединения объекта НАО «Прайм»;

•

сооружение ПС 110 кВ

Малмыж

(6,3 МВА) с отпайкой от ВЛ 110 кВ

Вознесенская –

Иннокентьевка (С

-106) (9,24

км) –

для обеспечения технологического

присоединения ООО «Амур Минералс»

;

•

реконструкция ПС 110 кВ Осиновая Речка с заменой Т

1, Т

2 (2x6,3 МВА) на

2x10 МВА

для обеспечения технологического присоединения потребителей суммарной

нагрузкой 8,5 МВт (объектов ЛПХ (с нагрузкой 5

МВт) и КФХ (с нагрузкой 3,5 МВт

)).

настоящее время на ПС 110 кВ Осиновая Речка установлены два трансформатора

110/35/10

кВ 2

x6,3

МВА. Загрузка ПС 110/35/10

кВ Осиновая Речка на день зимнего

контрольного замера 2018 года составила 4,

МВА.

Реализация мероприятий по замене

трансформаторов на ПС 110/35/10 кВ Осиновая Речка предусмотрена техническими
условиями

на технологическое присоединение КФХ Бутков В.Б

В дополнение к мероприятиям

умеренного варианта

для обеспечения возможности

присоединения новых потребителей

в оптимистичном варианте

учтено сооружение

следующих электросетевых объектов:

•

сооружение ПС 110 кВ Правоурмийская (2

25 МВА) с двухцепной ВЛ 110 кВ

Сулук –

Правоурмийская –

для Правоурмийского оловянного месторождения.

В настоящее время разрабатывается схема внешнего электроснабжения объектов

ОАО «РЖД», в рамках которой будут определены решения по сооружению тяговых

ПС

электрифицируемого участка Волочаевка –

Комсомольск –

Сов.Гавань.

Для исключения недопустимых перегрузок ЛЭП и трансформаторов, а также

обеспечения надёжности электроснабжения существующих потребителей

в умеренном

оптимистичном

вариантах

учтено

сооружение/реконструкция

следующих

электросетевых объектов:

•

реконструкция ПС 500 кВ Хехцир

-2

с укрупнением путем присоединения

ПС

220

кВ

Хехцир с заменой на ПС 220 кВ Хехцир 1АТ 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА

на АТ 220/110/6 кВ мощностью 125 МВА и 2АТ 220/110/6 кВ мощностью 125 МВА на АТ
220/110/6 кВ мощностю 125 МВА с увеличением трансформаторной мощности ПС 500 кВ
Хехцир

2 на 250 МВА до 751 МВА;

•

реконструкция ПС 220 кВ Высокогорная с заменой реакторов 35 кВ мощностью

по

Мвар на новые реакторы мощностью

по

20 Мвар

(фактический ввод объекта состоялся

в 2019 году)

;

•

реконструкция ПС 220 кВ Этеркан с заменой реактора 35 кВ мощностью 20 Мвар

на новый реактор мощностью 20 Мвар

(фактический ввод объекта состоялся в 2017 году)

;

•

реконструкция ПС 220 кВ Джамку с заменой реактора 35 кВ мощностью 20 Мвар

на новый реактор мощностью 20 Мвар;

•

реконструкция ПС 220 кВ Сулук с заменой реакторов 35 кВ мощностью по

Мвар на новые реакторы мощностью по 20 Мвар;

•

реконструкция ПС 220 кВ Березовая с заменой реактора 35 кВ мощностью 20

Мвар на новый реактор мощностью 20 Мвар

(фактический ввод объекта состоялся в 2019

году)

;

•

реконструкция ПС 220 кВ Уктур с установкой трансформатора 220/10 кВ

мощностью 10 МВА (увеличение трансформаторной мощности на 10 МВА до 20 МВА);

•

реконструкция ПС 220 кВ Князе

Волконка с заменой реактора 35 кВ мощностью

20 Мвар на новый реактор мощностью 20 Мвар

Указанные мероприятия предусмотрены СиПР ЕЭС в перечне проектов по реновации

основных фондов ПАО «ФСК ЕЭС».

С целью проверки загрузки ЛЭП и трансформаторного оборудования проведены

расчёты

режимов работы электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского

края.

Расчётные модели электрической сети энергосистемы Хабаровского края

сформированы в соответствии с нормальной схемой электрических соединений
энергосистемы Хабаровского края и ЕАО и согласованы Филиалом АО «СО ЕЭС» ОДУ
Востока (письмо от 20.03.2020 № 1949.113

Расчёты электрических режимов выполнены

для двух вариантов развития

энергосистемы Хабаровского края: умеренного и оптимистичного. Расчёты выполнены для
нормальной, основных ремонтных и послеаварийных схем для режимов зимних
максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних
максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня

Расчёты режимов работы электрической сети энергосистемы Хабаровского края

выполнены

при температуре наружного воздуха

5°C для зимних и +25°C для летних

режимов  (в  соответствии  с  рекомендациями  ПУЭ).  Допустимая  токовая  загрузка  ЛЭП
принята  на  уровне  не  более  100%  от  ДДТН  с  учетом  допустимых  токовых  нагрузок
электросетевого  оборудования  (выключателей,  разъединителей,  высокочастотных
заградителей,  трансформаторов  тока),  входящих  в  состав  ячеек  рассматриваемых  ЛЭП

;

допустимая загрузка Т/АТ –

в соответствии с Приказом Минэнерго России от 08.02.

2019

№

81.

Для проверки загрузки ЛЭП и трансформаторов энергосистемы Хабаровского края

были проведены расчёты режимов работы электрической сети энергосистемы Хабаровского
края в нормальной, основных ремонтных и послеаварийных схемах

Результаты расчётов режимов работы электрической сети энергосистемы

Хабаровского края в нормальных схемах показали отсутствие токовых перегрузок ЛЭП

Т/АТ для умеренного и оптимистичного вариантов. Результаты расчётов в табличном виде
представлены в Приложении Г (таблицы Г.1 –

Г.4). Результаты расчётов в графическом виде

представлены в Приложении Д (рисунки Д.1 –

Д.20).

Результаты расчётов режимов работы электрической сети энергосистемы

Хабаровского края в послеаварийных схемах показали наличие токовых перегрузок Т/АТ. В
таблице 5.4.1 приведены значения наибольших из выявленных токовых перегрузок

(

по

годам

)

для умеренного и оптимистичного вариантов. Голубым цветом отмечены значения

для зимнего периода (при

t=-

5º

розовым цветом

для летнего периода (при

=+25º

Приложении Е приведены результаты расчётов режимов работы электрической сети
напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края для схем с выявленными
токовыми перегрузками оборудования в графическом виде.

Ниже приводится описание выявленных токовых перегрузок в послеаварийных

схемах:

•

ПС 110 кВ АК (Амуркабель). В настоящее время на ПС 110 кВ АК установлены

два трансформатора

110/35/6

кВ 2

x25

МВА

(1969 и 1970 гг.). Загрузка ПС 110/35/

кВ АК

на день зимнего контрольного замера 2018 года составила

МВА.

В послеаварийной схеме

при отключении Т

1 (Т

2) в режимах зимнего максимума нагрузки рабочего дня

загрузка

трансформаторов Т

-2

(Т

-1

) ПС 110 кВ АК достигает

120 %.

Допустимая загрузка Т

1 (Т

-2)

ПС 110 кВ АК

определённая в соответствии

Приказом Минэнерго России от 08.02.2019

№

, составляет 117,5%.

По информации АО «ДРСК»

(письмо от 29.04.2020 № 11

-01-

15/2313),

возможность перевода

нагрузки потребителей, подключённых к ПС 110 кВ АК, в

объёме

необходимом для

устранения указанных перегрузок

отсутствует

Необходима

замена 2

ТДТН

25000/110/35/6 на 2

ТДТН

-40000/110/35/6;

•

ПС 110 кВ Корфовская. В настоящее время на ПС 110 кВ Корфовская

установлены два трансформатора 110/35/10

кВ

МВА

и 16 МВА

(1989

и 19

гг.). Загрузка

ПС 110/35/

кВ Корфовская

на день зимнего контрольного замера 2018 года составила

23,7

МВА. В послеаварийной схеме при отключении Т

-2

в режимах зимнего максимума

нагрузки рабочего дня

загрузка трансформатора

1 ПС 110 кВ Корфовская достигает

237%.

Допустимая загрузка Т

1 ПС 110 кВ Корфовская, определённая в соответствии с Приказом

Минэнерго России от 08.02.2019 №

, составляет 117,5%.

По информации АО «ДРСК»

(письмо от 29.04.2020 №

11-01-15/2313)

указанная

перегрузка может

быть снята

с помощью

оперативных переключений в электрической сети напряжением 35 кВ

;

•

ПС 110 кВ ЮМР.

В настоящее время на ПС 110 кВ ЮМР установлены два

трансформатора 110/35/6

кВ 2

25 МВА (1971 и 1985 гг.). Загрузка ПС 110/35/6

кВ ЮМР на

день зимнего контрольного замера 2018 года составила 35,4

МВА. В послеаварийной схеме

при отключении Т

1 (Т

2) в режимах зимнего максимума нагрузки рабочего дня загрузка

трансформатора Т

2 (Т

1) ПС 110 кВ ЮМР достигает 1

%. Допустимая загрузка Т

-1

(Т

-2)

ПС 110 кВ ЮМР, определённая в соответствии с Приказом Минэнерго России от 08.02.2019
№

81, составляет 117,5%.

По информации АО «ДРСК»

(письмо от 29.04.2020 № 11

-01-

15/2313)

указанная перегрузка может быть снята с помощью оперативных переключений в

электрической сети напряжением 35 кВ

;

•

ПС 110 кВ Белая Гора

В настоящее время на ПС 110 кВ Белая Гора

установлены

два трансформатора 110/6

кВ 2

6,3 МВА (1985 и 1985 гг.). Загрузка ПС 110/6

кВ Белая Гора

на день зимнего контрольного замера 2018 года составила 9,85

МВА. В послеаварийной

схеме при отключении Т

1 (Т

2) в режимах зимнего максимума нагрузки рабочего дня

загрузка трансформатора Т

2 (Т

1) ПС 110 кВ Белая Гора достигает

156

%. Допустимая

загрузка Т

1 (Т

2) ПС 110 кВ Белая Гора, определённая в соответствии с Приказом

Минэнерго России от 08.02.2019 №

81, составляет 117,5%.

По информации АО «ДРСК»

(письмо от 29.04.2020 № 11

-01-15/2313)

возможность применения схемно

режимных

мероприятий (перевода нагрузок на другие центры питания) для устранения указанных
перегрузок отсутствует. Необходима замена ТМ

6300/110/6 (Т

1) и ТМН

6300/110/6 (Т

2) на

ТДТН

-10000/110/6;

•

ПС 110 кВ Многовершинная.

В настоящее время на ПС 110 кВ Многовершинная

установлены два трансформатора 110/35/6

кВ 2

10 МВА (1980 и 1980 гг.). Загрузка ПС

110/35/6

кВ Многовершинная

на день зимнего контрольного замера 2018 года составила

15,84

МВА. В послеаварийной схеме при отключении Т

1 (Т

2) в режимах зимнего

максимума нагрузки рабочего дня загрузка трансформатора Т

2 (Т

1) ПС 110 кВ

Многовершинная достигает 1

%. Допустимая загрузка Т

1 (Т

2) ПС 110 кВ

Многовершинная, определённая в соответствии с Приказом Минэнерго России от

8.02.2019 №

81, составляет 117,5%.

По информации АО «ДРСК»

(письмо от 29.04.2020 №

11-01-15/2313)

возможность применения схемно

режимных мероприятий (перевода

нагрузок на другие центры питания) для устранения указанных перегрузок отсутствует.
Необходима замена

ТДТН

-10000/110/35

/6 на 2xТДТН

-25000/110/35/6.

ПС 220 кВ Высокогорная. При аварийном отключении Т

2 (Т

1) на ПС 220 кВ

Высокогорная в режимах летнего максимума нагрузки рабочего дня и летнего минимума
нагрузки выходного дня в 2020

2024 гг. при совместной работе ШР 2x20

Мвар выявлены

токовые перегрузки Т

2 (Т

1) на ПС 220 кВ Высокогорная составляющие

: 71-

73 А

(108,9-

111%%

) для Т

1 и 78

80А

(119,2-121,4%%

) для Т

2. Указанные перегрузки связаны с

включением в работу в летний период ШР

1 и ШР

-2 (2x

РТД

-20000/35-

У1) и, как следствие,

высокой загрузкой Т

1 и Т

2 по реактивной мощности. По имеющейся информации при

выводе в ремонт Т

2 (Т

1) на ПС 220 кВ Высокогорная также выводится из работы ШР

1x20

Мвар, что исключает перегрузку трансформаторов ПС 220 кВ Высокогорная в

ремонтных и послеаварийных схемах. Дополнительных мероприятий не требуется

Дополнительно для проверки пропускной способности сети Комсомольского

энергорайона были проведены расчёты режимов на уровне 2024 года для умеренного
варианта развития энергосистемы с учётом нагрузки ПС

220 кВ

ГПП

4 на уровне 107 МВт

(нагрузка данной ПС носит резкопеременный характер в связи с тем, что от неё
осуществляется питание металлургического завода «Амурсталь»). Результаты расчётов в
графическом

виде приведены в приложении Д (рисунки Д.41 –

Д.44). По итогам расчётов

электрических режимов, перегрузок элементов электрической сети (помимо выявленных
ранее

перегрузок, не связанных с увеличенной нагрузкой ПС 220 кВ ГПП

-4

) не обнаружено.

содержание .. 5 6 7 8 ..