содержание .. 10 11 12 13 ..

Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023–2027 годов - часть 12

Расчет дисконтированных затрат по варианту 2

Инвестиции в строительство, млн. руб.

259,674

259,7

0,0

в том числе:

КЛ 10 кВ

0,0

ПС 110 кВ

133,1

0,0

КРУ 110 кВ

58,2

0,0

ВЛ 10-110 кВ

68,4

0,0

КЛ 10 кВ

2,3

ПС 110 кВ

5,9

КРУ 110 кВ

1,8

ВЛ 10-110 кВ

0,8

Годовые издержки по ремонту и обслуживанию
объектов (без амортизации), всего, млн. руб.

273,9

0,0

9,4

в том числе:
КЛ 10 кВ

0,0

ПС 110 кВ

227,7

7,9

ВЛ 10-110 кВ

15,9

0,5

КРУ 110 кВ

30,4

1,0

Годовые издержки на потери в трансформаторах,
млн.руб.

208,8

7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199 7,199

Годовые издержки на потери ЛЭП, млн.руб.

45,8

1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579 1,579

Суммарные недисконтированные затраты, млн. руб

788,1

259,7

18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2

18,2

Коэффициент дисконтирования при ставке
сравнения 6 %

1,00

0,94 0,89 0,84 0,79 0,75 0,70 0,67 0,63 0,59 0,56 0,53 0,50 0,47 0,44 0,42 0,39 0,37 0,35 0,33 0,31 0,29 0,28 0,26 0,25

0,23

0,22

0,21

0,20

0,18

Суммарные дисконтированные затраты при ставке
сравнения 6 %, млн. руб.

507,3

259,7

17,2 16,2 15,3 14,4 13,6 12,8 12,1 11,4 10,8 10,2

9,6

9,1

8,5

8,1

7,6

7,2

6,8

6,4

6,0

5,7

5,4

5,1

4,8

4,5

4,2

4,0

3,8

3,6

3,4

Наименование

Годы

Нормативы ежегодных затрат на ремонт и содержание оборудования, %

Таблица 30

Расчет дисконтированных затрат по варианту 3

Инвестиции в строительство, млн. руб.

309,213

309,2

0,0

в том числе:

КЛ 10 кВ

234,9

0,0

ПС 35-110 кВ

74,3

0,0

КЛ 10 кВ

2,3

ПС 35-110 кВ

5,9

Годовые издержки по ремонту и обслуживанию
объектов (без амортизации), всего, млн. руб.

283,8

0,0

9,8

в том числе:
КЛ 10 кВ

156,7

5,4

ПС 35-110 кВ

127,2

4,4

КРУ 110 кВ

0,0

ВЛ 35-110 кВ

0,0

Годовые издержки на потери в трансформаторах,
млн.руб.

233,6

8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054 8,054

8,054

Годовые издержки на потери ЛЭП, млн.руб.

0,0

0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

0,000

Суммарные недисконтированные затраты, млн. руб

826,6

309,2

17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8

17,8

Коэффициент дисконтирования при ставке
сравнения 6 %

1,00

0,94 0,89 0,84 0,79 0,75 0,70 0,67 0,63 0,59 0,56 0,53 0,50 0,47 0,44 0,42 0,39 0,37 0,35 0,33 0,31 0,29 0,28 0,26 0,25

0,23

0,22

0,21

0,20

0,18

Суммарные дисконтированные затраты при ставке
сравнения 6 %, млн. руб.

551,7

309,2

16,8 15,9 15,0 14,1 13,3 12,6 11,9 11,2 10,6 10,0

9,4

8,9

8,4

7,9

7,4

7,0

6,6

6,3

5,9

5,6

5,2

5,0

4,7

4,4

4,2

3,9

3,7

3,5

3,3

Наименование

Годы

Нормативы ежегодных затрат на ремонт и содержание оборудования, %

Результаты технико-экономического сравнения вариантов представлены в

таблице 31.

Таблица 31

Результаты технико-экономического сравнения вариантов

Анализ технико-экономического сравнения вариантов показал, что варианты

1 и 2 являются равноэкономичными по дисконтированным затратам. Вариант 3
сооружением новой КЛ 10 кВ от другого центра питания в район ПС 35 кВ Нива
оказался дороже.

При этом в варианте 1 предусматривается развитие электрической сети 35 кВ

(замена трансформаторов 35 кВ ПС 35 кВ Нива и реконструкция ВЛ 35 кВ),
в варианте 2 развитие сети 110/10 кВ с сооружением ПС 110 кВ Нива.

Согласно п. 5.29 «Методических рекомендаций по проектированию развития

энергосистем», утвержденных Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 281,
при развитии сетей 35кВ рекомендуется:

1) рассматривать возможность перевода существующих ВЛ и ПС 35 кВ

на напряжение 110 кВ;

2) принимать к установке на ПС 35кВ трансформаторы единичной

мощностью до 10 МВА.

Согласно справочнику по проектированию электрических сетей под

редакцией  Д.Л.  Файбисовича:  принципиальным  вопросом  построения  схемы
электроснабжения  города  является  наивыгоднейшее  число  трансформаций
энергии,  т.е.  количество  ее  преобразований  между  напряжениями  110  и  10  кВ.
Практика проектирования показывает, что введение промежуточного напряжения
35 кВ увеличивает потери в сетях. Это является причиной отказа от его применения
в  проектируемых  системах  электроснабжения  городов,  а  также  прекращением
развития  и  даже  ликвидацией  сетей  этого  напряжения  в  тех  городах,  где  они
существовали  ранее.  Таким  образом,  для  городских  сетей  следует  считать
предпочтительной систему электроснабжения 110/10 кВ, к аналогичным выводам
в результате многочисленных исследований пришли и зарубежные специалисты.
Выполненное в работе ТЭО подтвердило данные выводы: в варианте 1 с развитием
сети  35  кВ  капиталовложения  в  сетевое  строительство  ниже,  чем  в  варианте  2

Всего капиталовложений по
схеме, млн. руб.

193,6118

259,6743

309,2132

То же в %

100,0

134,1

159,7

в том числе:

КЛ 10 кВ

0,0

234,9

ПС 35-110 кВ

161,0

133,1

74,3

КРУ 110 кВ

0,0

58,2

0,0

ВЛ 10-110 кВ

32,6

68,4

0,0

Суммарные дисконтированные
затраты по варианту (ставка дисконта
6 %), млн. руб.

514,8

507,3

551,7

То же в %

101,5

100,0

107,2

Наименование показателей

Варианты

с развитием  сети  110/10  кВ,  при  этом  издержки  на  ремонты,  обслуживание
и на возмещение  потерь  выше,  что  приводит  при  сроках  эксплуатации  30  лет
к равенству вариантов.

Таким образом, с точки зрения оптимизации загрузки электросетевых

элементов и эксплуатации электрической сети (в части снижения потерь
и издержек) вариант 2 со строительством нового центра питания ПС 110 кВ Нива
(2х25 МВА) предпочтительнее и рекомендуется к эксплуатации.

Параграф 16. Реконструкция ПС 110 кВ Свобода

Электроснабжение потребителей города Сысерти и прилегающих

территорий осуществляется от двух однотрансформаторных подстанций
ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть.

По состоянию на 1 февраля 2022 года:
1) на ПС 110 кВ Свобода установлен Т-1 мощностью 10 МВА

(ТДТН-10000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1966 году, текущий ИТС
равен 62,45);

2) на ПС 110 кВ Сысерть установлен Т-1 мощностью 10 МВА

(ТДН-10000/110/10, введен в эксплуатацию в 1986 году, текущий ИТС равен 64,75).

Значения ИТС приведены в соответствии с письмом филиала ОАО «МРСК

Урала» – «Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278.

Перегрузочная способность Т-1 ПС 110 кВ Свобода и Т-1 ПС 110 кВ Сысерть,

срок  эксплуатации  которых  превысил  30  лет,  определяется  собственником
оборудования  (письмо  филиала  ОАО «МРСК  Урала»  –  «Свердловэнерго»
от 12.03.2021  №  21.02.2022  №  СЭ/01/21/1278)  в  соответствии  с  требованиями
к перегрузочной  способности  трансформаторов  и  автотрансформаторов,
установленных

на объектах

электроэнергетики,

ее

поддержанию,

утвержденными приказом от 08.02.2019 № 81. Коэффициенты допустимой
длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности
приведены в таблице 35.

По результатам анализа контрольных замеров 2017–2021 годов наиболее

тяжелые  режимно-балансовые  ситуации,  при  которых  могла  возникнуть
недопустимая перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в зимний
период 2017 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная
-7,5°C,  соответствующая  значению  температуры  на  дату  зимнего  контрольного
замера  2017  года  для  Полевского  энергорайона  энергосистемы  Свердловской
области.

Наибольшая величина нагрузки ПС 110 кВ Свобода по данным зимнего

контрольного замера 2017 года составила 8,0 МВА, ПС 110 кВ Сысерть –
9,12 МВА.

При отключении трансформатора Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть произойдет

погашение нагрузки на указанной ПС. Отключенную нагрузку на ПС 110 кВ
Сысерть возможно (письмо филиала ОАО «МРСК Урала» – «Свердловэнерго»
от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278) оперативно перевести на питание по сети 10 кВ
от ПС 110 кВ Свобода (параметры режима работы указанной электрической сети

10 кВ при этом находятся в области допустимых значений). Величина нагрузки
Т-1 на ПС 110 кВ Свобода в этом случае могла составить 17,13 МВА и превысила
бы величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре
наружного воздуха, равную 11,88 МВА (1,188*S

ном

=11,88 МВА). Отключение Т-1

ПС 110 кВ Свобода приведет к аналогичной схемно-режимной ситуации
в отношении Т-1 ПС 110 кВ Сысерть.

Перевод отключенной нагрузки (части нагрузки) потребителей ПС 110 кВ

Свобода и ПС 110 кВ Сысерть по распределительной сети напряжения 10 кВ
на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих
электрических связей (письмо филиала ОАО «МРСК Урала» – «Свердловэнерго»
от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278).

Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ

Свобода  и  ПС  110  кВ  Сысерть  (с  учетом  отсутствия  схемно-режимных
мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции)
показал,  что  расчетная  величина  нагрузки  Т-1  на  ПС  110  кВ  Сысерть  (Т-1
на ПС 110 кВ  Свобода)  при  отключении  Т-1  на  ПС 110 кВ  Свобода  (Т-1
на  ПС  110  кВ  Сысерть)  составит  17,13  МВА.  Для  обеспечения  допустимой
нагрузки  Т-1  на ПС 110  кВ  Сысерть  (Т-1  на  ПС  110  кВ  Свобода)  мощностью
10 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-1 на ПС 110 кВ Свобода (Т-1
на ПС 110 кВ Сысерть), требуются мероприятия по строительству и реконструкции
объектов электрической сети.

Для обеспечения допустимой нагрузки Т-1 на ПС 110 кВ Свобода мощностью

10 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть,
необходима установка второго трансформатора на ПС 110 кВ Свобода мощностью
не менее 8,56 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности
к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения

максимумов нагрузок может составить на ПС 110 кВ Свобода 1,09 МВА,
на ПС 110 кВ Сысерть – 1,29 МВА.

С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей

в соответствии  с  действующими  ТУ  на  ТП  и  переводом  резервного  питания
ПС 110 кВ  Гидромаш  (согласно  п.  7.3  Акта  разграничения  балансовой
принадлежности электрических сетей и эксплуатационной ответственности между
ОАО  «МРСК  Урала»  и  ЗАО  «  Энергомаш»  (Сысерть)  –  Уралгидромаш
№  108-10/7-ЗЭС  от  30.11.2010),  в  том  числе  собственных  нужд  подстанции,
с  ПС  110  кВ  Верхняя  Сысерть  на  ПС  110  кВ  Свобода  (в  связи  с  демонтажем
ВЛ  35  кВ  Гидромаш  -  Верхняя  Сысерть,  проходящей  по  территории  застройки)
(S

доп

= 4 МВА) величина перспективной нагрузки существующего трансформатора

ПС 110 кВ Свобода (с учетом схемно-режимных мероприятий) могла составить
23,51 МВА, загрузка трансформатора Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть – 23,51 МВА.

Анализа перспективной нагрузки трансформатора Т-1 на ПС 110 кВ Свобода

и Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий,
направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанций, объема
присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП
с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки) и переводимой на ПС 110 кВ

нагрузки резервирования ПС 110 кВ Гидромаш) показал, что расчетная величина
нагрузки трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Сысерть (Т-1 ПС 110 кВ Свобода) при
отключении Т-1 ПС 110 кВ Свобода (Т-1 ПС 110 кВ Сысерть) составит 23,51 МВА.
Для  обеспечения  технологического  присоединения  потребителей  к  ПС  110  кВ
Свобода  и  ПС  110  кВ  Сысерть  и  выполнения  обязательств  перед
АО «Уралгидромаш», исходя из допустимой нагрузки Т-1 ПС 110 кВ Свобода (Т-1
ПС 110 кВ  Сысерть)  в  схеме,  сложившейся  после  отключения  Т-1  ПС 110  кВ
Сысерть  (Т-1  ПС  110  кВ  Свобода),  требуются  мероприятия  по строительству
и реконструкции объектов электрической сети.

С учетом возможного отключения Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть мощность

второго  устанавливаемого  трансформатора  на  ПС  110  кВ  Свобода  должна  быть
не менее 11,63 МВА. С учетом возможного отключения Т-1 на ПС 110 кВ Свобода
мощность  второго  устанавливаемого  трансформатора  на  ПС  110  кВ  Свобода
должна  быть  не  менее  13,09  МВА.  Ближайшим  большим  стандартным
по  номинальной  мощности  к  указанному  значению  является  трансформатор
мощностью 16 МВА.

В соответствии с информацией филиала ОАО «МРСК Урала» –

«Свердловэнерго»  (письма  от  21.02.2022  №  СЭ/01/21/1278  и  от  23.04.2021
№ СЭ/01/21/3542)  значение  текущего  ИТС  Т-1  ПС  110  кВ  Свобода  мощностью
10 МВА ниже 70, в связи с чем в рамках реконструкции подстанции с установкой
Т-2 мощностью 16 МВА филиалом ОАО «МРСК Урала» – «Свердловэнерго» также
планируется выполнить замену Т-1 ПС 110 кВ Свобода. Мощность заменяемого
трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Свобода выбирается исходя из тех же расчетных
условий,  что  и  мощность  устанавливаемого  Т-2  ПС  110  кВ  Свобода,  и  составит
16 МВА.  До  замены  Т-1  ПС  110  кВ  Свобода  работоспособность  оборудования
будет  обеспечена  компенсирующими  мероприятиями  при  проведении
технического  обслуживания  и  ремонтов:  проведение  учащенного  технического
обслуживания,

анализа

масла,

осмотров,

испытания

оборудования,

тепловизионного

контроля,

противопожарного

опахивания,

текущего

и капитального ремонтов силового оборудования, ремонтов зданий и сооружений.

Таким образом, для для обеспечения наибольшей фактической нагрузки

трансформаторов ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть, требуется установка
Т-2  на  ПС  110  кВ  Свобода  мощностью  10  МВА.  На  основании  ИТС  ниже  70
собственником  также  планируется  выполнить  замену  Т-1  ПС  110  кВ  Свобода
мощностью  10  МВА.  Для  обеспечения  технологического  присоединения
потребителей  к  ПС 110 кВ  Свобода  и  ПС  110  кВ  Сысерть,  имеющих  на  момент
разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ
Свобода требуется установка Т-2 мощностью 16 МВА. На основании ИТС ниже 70
собственником планируется выполнить замену Т-1 ПС 110 кВ Свобода мощностью
10  МВА,  при  этом  с  учетом  технологического  присоединения  потребителей
к  ПС  110  кВ  Свобода  и  ПС  110  кВ  Сысерть,  имеющих  на  момент  разработки
настоящих схемы и программы развития действующие ТУ на ТП, мощность Т-1
составит16 МВА.

До выполнения реконструкции ПС 110 кВ Свобода работоспособность

оборудования будет обеспечена компенсирующими мероприятиями при

проведении технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного
технического обслуживания, анализа масла, осмотров, испытания оборудования,
тепловизионного

контроля,

противопожарного

опахивания,

текущего

и капитального ремонтов силового оборудования, ремонтов зданий и сооружений.

Параграф 17. Реконструкция ПС 110 кВ Свердловская

По состоянию на 1 февраля 2022 года на ПС 110 кВ Свердловская

установлены:

1) Т-1 мощностью 31,5 МВА (ТДТН-31500/110/35/10, введен в эксплуатацию

в 1993 году, текущий ИТС равен 69,25);

2) Т-2 мощностью 40 МВА (ТДТН-40000/110/35/10, введен в эксплуатацию

в 2018 году, текущий ИТС равен 98,98).

На основании значения текущего ИТС ниже 70 трансформатор Т-1 требует

замены. Значения ИТС приведены в соответствии с письмом филиала
ОАО «МРСК Урала» – «Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278.

По результатам анализа контрольных замеров 2017–2021 годов

максимальная нагрузка ПС 110 кВ Свердловская имела место в зимний период
2021 года.

Наибольшая величина нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ Свердловская

по  данным  зимнего  контрольного  замера  2021  года  составила  21,51  МВА.
По данным  телеметрической  информации  максимальная  величина  нагрузка
ПС 110 кВ Свердловская в 2019 году составила 31,21 МВА. В качестве расчетной
температуры  принята  температура,  равная  -5,7°C,  соответствующая  значению
на дату  телеметрических  измерений  2019  года  для  Екатеринбургского
энергорайона Свердловской области.

Согласно письму филиала ОАО «МРСК Урала» – «Свердловэнерго»

от 21.02.2022  №  СЭ/01/21/1278  перевод  нагрузки  с  ПС  110  кВ  Свердловская
по  распределительной  сети  35  кВ  на  другие  центры  питания  (ПС 110  кВ
Куйбышевская) недопустим, так как уровни напряжения в точках присоединения
указанных  потребителей  к  электрической  сети  с  учетом  проведения  всех
возможных  схемно-режимных  мероприятий  не  соответствуют  допустимым
параметрам,  определенным  в  соответствии  с  требованиями  ГОСТ 32144-2013
«Электрическая  энергия.  Совместимость  технических  средств  электромагнитная.
Нормы  качества  электрической  энергии  в  системах  электроснабжения  общего
назначения» (далее – ГОСТ 32144-2013).

При отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1

мощностью 31,5 МВА могла составить 31,21 МВА и не превысила бы величину
длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха,
равную 37,11 МВА (1,178*S

ном

= 37,11 МВА).

Анализа наибольшей фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ

Свердловская (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных
на снижение загрузки трансформаторов подстанции) показал, что расчетная
величина загрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 31,21 МВА.

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Свердловская

с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,842 МВт
(0,89 МВА).

С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей

в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки
существующих трансформаторов ПС 110 кВ Свердловская может составить
32,1 МВА.

Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ

Свердловская (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных
на  снижение  загрузки  трансформаторов  подстанции  и  объема  присоединяемой
нагрузки  потребителей  в  соответствии  с  действующими  ТУ  на  ТП  с  учетом
эффекта  совмещения  максимумов  нагрузки)  показал,  что  расчетная  величина
перспективной  нагрузки  трансформатора  Т-1  при  отключении  Т-2  составит
32,1 МВА и не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной
температуре наружного воздуха, равную 37,11 МВА.

Замена Т-1 обусловлена его неудовлетворительным состоянием на основании

ИТС ниже 70.

Необходимо, чтобы мощность

заменяемого трансформатора Т-1 составила

не менее 32,1 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности
к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Таким образом, требуется замена существующего трансформатора Т-1

ПС 110 кВ Свердловская, необходимость реконструкции которого подтверждается
на  основании  ИТС  ниже  70,  на  трансформатор  мощностью  40 МВА.  С  учетом
технологического  присоединения  потребителей  к  ПС  110  кВ  Свердловская,
имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ
на  ТП,  на  ПС 110 кВ  Свердловская  также  требуется  замена  трансформатора  Т-1
на трансформатор мощностью 40 МВА.

До выполнения реконструкции ПС 110 кВ Свердловская работоспособность

оборудования  будет  обеспечена  компенсирующими  мероприятиями  при
проведении  технического  обслуживания  и  ремонтов:  проведение  учащенного
технического  обслуживания,  анализа  масла,  осмотров,  испытания  оборудования,
тепловизионного

контроля,

противопожарного

опахивания,

текущего

и капитального ремонтов силового оборудования, ремонтов зданий и сооружений.

Параграф 18. Реконструкция ПС 110 кВ Алмазная

По состоянию на 1 февраля 2022 года на ПС 110 кВ Алмазная установлены:

1) Т-1 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6,3/110/10, введен в эксплуатацию

в 1988 году, текущий ИТС равен 92);

2) Т-2 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6,3/110/10, введен в эксплуатацию

в 1990 году, текущий ИТС равен 94).

Значения ИТС приведены в соответствии с письмом АО «ЕЭСК»

от 28.02.2022 № ЕЭСК/001/123/1109.

Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил

30 лет, определяется собственником оборудования (письмо АО «ЕЭСК»

содержание .. 10 11 12 13 ..