Постановление управления энергетики и тарифов Липецкой обл. от 20.06.2014 N 23/4 "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2015 - 2019 годы"

УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ТАРИФОВ
ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 20 июня 2014 г. № 23/4

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ НА 2015 - 2019 ГОДЫ

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" и распоряжением администрации Липецкой области от 27 июля 2010 года № 280-р "Об утверждении Положения об управлении энергетики и тарифов Липецкой области" управление энергетики и тарифов Липецкой области постановляет:
1. Утвердить Схему и программу развития электроэнергетики Липецкой области на 2015 - 2019 годы (приложение).
2. Постановление управления энергетики и тарифов Липецкой области от 5 июля 2013 года № 24/1 "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы" считать утратившим силу с 20 июня 2014 года.

Начальник управления
В.И.ЧУНИХИН





Приложение
к постановлению
управления энергетики
и тарифов Липецкой области
от 20 июня 2014 г. № 23/4

СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2015 - 2019 ГОДЫ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Паспорт Схемы и программы развития. Введение

Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2015 - 2019 годы
Цели и задачи Схемы, важнейшие целевые показатели
Цель:
- повышение технического уровня и обеспечение высокого уровня надежности функционирования электросетевых объектов в проектный период.
Задачи:
- повышение эффективности функционирования электросетевых объектов, снижение затрат на эксплуатацию и потери электроэнергии в сетях;
- разработка технических мероприятий, обеспечивающих надежную работу энергосистемы в нормальных и послеаварийных режимах;
- создание условий для недискриминационного доступа на присоединение к электрическим сетям участников розничного рынка
Перечень основных мероприятий
Новое строительство, расширение, реконструкция и техническое перевооружение:
- ЛЭП 220 и 500 кВ - 283,4 км (в одноцепном исчислении);
- РРТП ПС 220 и 500 кВ - 4 шт.;
- новые ПС 220 и 500 кВ - 1 шт.;
- ЛЭП 110 кВ - 131,92 км (в одноцепном исчислении);
- РРТП ПС 110 кВ - 26 шт.;
- новые ПС 110 кВ - 2 шт.;
- РРТП ВЛ 110 кВ с заменой непригодного оборудования - 14 шт.;
- ЛЭП 35 кВ - 202,49 км (в одноцепном исчислении);
- РРТП ПС 35 кВ - 107 шт.;
- новые ПС 35 кВ - 2 шт.
Объемы финансирования
Всего по 220,110, 35 кВ - 14 764,43 млн. руб.
В том числе по разделам:
220 и 500 кВ - 5 943,76 млн. руб.
110 кВ - 4 253,51 млн. руб.
35 кВ - 4 567,16 млн. руб.
Ожидаемые конечные результаты реализации Схемы
Повышение надежности электроснабжения потребителей электроэнергии

В разделе 7 Схемы рассматриваются электросетевые объекты 220 кВ и выше по состоянию на исходный год и с учетом перспективного развития сети на период до 2019 года.
В разделе 8 Схемы рассматриваются электросетевые объекты 110 кВ по состоянию на исходный год и с учетом перспективного развития сети на период до 2019 года.
В разделе 9 Схемы рассматриваются электросетевые объекты 35 кВ по состоянию на исходный год и с учетом перспективного развития сети на период до 2019 года.

Карты-схемы, принципиальные схемы электрической сети 35 кВ и выше, перетоки мощности зимнего и летнего максимумов, летнего минимума Липецкой энергосистемы на исходный год и на 2015 - 2019 гг. представлены в приложении Д к Схеме.
Техническим разработчиком схемы выступал ООО "Институт Тулаэнергосетьпроект" (Нестеров С.В., Романов Я.В., Галяткина В.Г.).

1.2. Основание для разработки Схемы.
Цели и задачи разработки Схемы

Основанием для разработки Схемы послужило следующее:
- постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";
- появление особых экономических зон регионального уровня промышленно-производственного типа;
- наличие масштабных программ жилищного строительства на всей территории региона;
- необходимость увеличения пропускной способности электрических сетей напряжением 35 кВ и выше;
- необходимость корректировки Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области 2014 - 2018 гг.;
- инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на планируемый период;
- инвестиционная программа филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" на планируемый период;
- инвестиционная программа филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" на планируемый период;
- инвестиционная программа ОАО "ЛГЭК" на планируемый период.
Цели и задачи разработки Схемы:
- исполнение постановления Правительства РФ от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";
- создание условий для недискриминационного доступа на присоединение к электрическим сетям: филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"; филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС"; филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"; ОАО "ЛГЭК";
- ликвидация дефицита установленной трансформаторной мощности на центрах питания, в том числе по объектам ОАО "ФСК ЕЭС" в соответствии с результатами расчета пропускной способности центров питания 220 кВ и 500 кВ на территории Липецкой области;
- ликвидация узких мест по пропускной способности ВЛ 35, 110, 220 кВ на территории Липецкой области;
- определение образующихся в перспективе "узких" мест Липецкой энергосистемы и разработка первоочередных мероприятий по их ликвидации;
- повышение параметров энергосбережения и энергоэффективности энергосистемы;
- формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.
При выполнении работы были использованы нижеперечисленные материалы, нормативно-технические и методические документы:
1. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание.
2. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем (Москва, 2003 г.).
3. Инструкция по проектированию городских электрических сетей (РД 34.20.185-94).
4. Положение о единой технической политике ОАО "Холдинг МРСК" в распределительном сетевом комплексе. Москва 2011 г.
5. Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 750 кВ. (СТО 56947007-29.240.55.016-2008, г. Москва, 2008 г.).
6. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ. (СТО 56947007-29.240.10.028-2009, г. Москва, 2009 г.).
7. Отчетные данные филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" и сетевых организаций.
8. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения (№ 278тм, г. Москва, 2007 г.).
9. Сборник укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО "Холдинг МРСК".
10. Проект "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 - 2020 годы".
11. Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы. (Приложение к постановлению управления энергетики и тарифов Липецкой области от 05.07.2013 № 24/1).
12. Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утв. постановлением Правительства РФ от 17 октября 2009 г. № 823).
13. Протокол совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина (г. Москва, 09.11.2010, АШ-369пр.).
Кроме того, применялись также другие руководящие материалы, используемые при проектировании энергосистем.

2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА

Липецкая область была образована указом Президиума Верховного Совета СССР от 6 января 1954 года из районов четырех соседних областей.
В состав области были включены:
от Воронежской области: город Липецк, Боринский, Водопьяновский, Грачевский, Грязинский, Дмитряшевский, Добринский, Липецкий, Молотовский, Талицкий, Усманский, Хворостянский и Хлевенский районы;
от Орловской области - город Елец, Волынский, Долгоруковский, Елецкий, Задонский, Измалковский, Краснинский, Становлянский, Чернавский и Чибисовский районы;
от Рязанской области - Березовский, Воскресенский, Данковский, Добровский, Колыбельский, Лебедянский, Лев-Толстовский, Троекуровский, Трубетчинский и Чаплыгинский районы;
от Курской области - Больше-Полянский, Воловский и Тербунский районы.

Географическое положение.
Липецкая область расположена в центральной части европейской территории России на пересечении важнейших транспортных магистралей страны, в 500 км на юг от Москвы. Липецкая область граничит с Воронежской, Курской, Орловской, Тульской, Рязанской, Тамбовской областями.
Территория области - 24,17 тыс. км2, что составляет 0,14% от территории Российской Федерации. По этому показателю область занимает 71 место в России и последнее среди 5 регионов Центрально-Черноземного экономического района.
Протяженность области:
с севера на юг - 200 км,
с запада на восток - 150 км.
Общая протяженность границ - 900 км.
Климат умеренно-континентальный с умеренно холодной зимой и теплым летом.

Население.
В таблице 2.1 представлена информация по численности населения Липецкой области на 2014 год, на предшествующий пятилетний период и на 2000 год.

Таблица 2.1

Год
Все население, тыс. чел.
В том числе, тыс. чел.
В общей численности населения (%)
городское
сельское
городское
сельское
Численность населения на 1 января
2000
1233,7
789,3
444,4
64,0
36,0
2010
1177,0
747,9
429,1
63,5
36,5
2011
1172,0
746,9
425,1
63,7
36,3
2012
1165,9
744,6
421,3
63,9
36,1
2013
1162,2
744,2
418,0
64,0
36,0
2014
1159,0
744,6
414,4
64,2
35,8
2014 в % к 2013
99,7
100
99,1



Численность населения области на 1 января 2014 года составила 1159,0 тыс. человек, из них 744,6 тыс. человек (64,2%) - городские жители, 414,4 тыс. человек (35,8%) - сельские жители. При этом на 1 января 2013 года численность населения региона составляла 1162,2 тыс. человек. Таким образом, зафиксирована убыль в количестве около 3,2 тыс. человек. Такая тенденция за последнее время на территории области сохраняется, однако непосредственно в областном центре, в Липецке, население прибывает, в том числе за счет новорожденных. Сокращение населения Липецкой области идет, главным образом, за счет естественной убыли (люди умирают с учетом возраста), а также за счет миграционной убыли. Липецкая область включает в себя 315 муниципальных образований, в том числе:
1. Два города областного подчинения, образующие Липецкий городской округ и Елецкий городской округ.
2. Восемнадцать муниципальных районов: Воловский, Грязинский, Данковский, Добринский, Добровский, Долгоруковский, Елецкий, Задонский, Измалковский, Краснинский, Лебедянский, Лев-Толстовский, Липецкий, Становлянский, Тербунский, Усманский, Хлевенский, Чаплыгинский.
3. Шесть городских поселений, 289 сельских поселений.
Города Липецкой области:
- Липецк (население 509 тыс. человек) - административный, промышленный, культурный и курортный центр области, расположенный на берегах реки Воронеж;
- Елец (население 108,404 тыс. человек) - старинный город с героической историей, богатыми духовными и культурными традициями. Имеет развитую промышленность;
- Грязи (население 46,441 тыс. человек) - перекресток крупных железнодорожных магистралей с севера на юг и с запада на восток, обеспечивающих доступ к рынкам центральных и отдаленных регионов России и стран СНГ;
- Данков (население 20,218 тыс. человек) - название города произошло от входившего в Рязанское княжество древнего города Донков, который был разрушен монголо-татарами. Сейчас на том месте находится село Стрешнево Данковского района. В 1796 - 1804 и 1924 - 1958 годах не имел статуса города. Нынешний статус - с 1959 года;
- Лебедянь (население 20,478 тыс. человек) - в городе действуют несколько машиностроительных и пищеперерабатывающих предприятий, в том числе крупнейший в России производитель соков - ОАО "Экспериментально-консервный завод Лебедянский";
- Усмань (население 19,148 тыс. человек) - из промышленных предприятий города следует отметить: завод литейного оборудования (ОАО "Литмашприбор"), табачная фабрика (находится в стадии банкротства), мебельная фабрика, швейная фабрика, хлебокомбинат;
- Чаплыгин (население 12,271 тыс. человек) - основную долю занимает пищевая промышленность, она представлена такими предприятиями, как ООО "Агрохим", ОАО "Чаплыгинмолоко", ЗАО "Раненбургское", крахмальным заводом и др. Машиностроение представлено ООО "Чаплыгинский завод агрегатов" (тракторные агрегаты, фильтрующие элементы);
- Задонск (население 9,585 тыс. человек) - слобода, давшая начало Задонску, возникает на левобережье речки Тешевки около 1610 года в связи с основанием Тешевского (Задонского) Богородицкого мужского монастыря как вотчинное его владение. В городе работают хлебокомбинат, цех мясопереработки и завод по розливу минводы.

Земельные и минерально-сырьевые ресурсы.
Почвы области представлены в основном черноземами выщелоченными и оподзоленными; на юго-востоке преобладают серые лесные и лугово-черноземные почвы. Потенциальное плодородие этих почв высокое. Липецкая область лежит в зоне черноземных степей, леса занимают не более 8% ее площади. В основном это березово-сосновые леса на песчаных террасах. В долине Дона местами сохранились древние дубравы, в которых преобладает дуб с примесью вяза и ясеня. Наиболее крупная из них - в заповеднике "Галичья Гора".
Минерально-сырьевая база Липецкой области включает в себя 160 месторождений твердых полезных ископаемых, 107 оцененных месторождений (участков) пресных и 5 - минеральных подземных вод, а также многочисленные рудопроявления, участки и месторождения железных руд, снятых с баланса. Добываемое сырье представлено технологическими и цементными известняками, доломитами, стекольными песками, песками и глинами для стройиндустрии. На территории области действуют 10 крупных горнодобывающих предприятий по добыче карбонатного сырья, глин и строительных песков с объемом добычи от 200 до 4000 тыс. тонн сырья в год.

Транспорт.
Транспортный комплекс Липецкой области представлен предприятиями железнодорожного, автомобильного и воздушного транспорта. Бесперебойное функционирование комплекса обеспечивают 18274 человека:
- пассажирский транспорт - 3688 чел. (20%);
- городской электротранспорт - 856 чел. (5%);
- ж/д транспорт - 5681 чел. (31%);
- грузовой автомобильный транспорт - 3464 чел. (19%);
- вспомогательная и прочая транспортная деятельность - 4403 чел. (24%).
Липецкая область располагает развитой сетью железных дорог. Густота железнодорожных путей на 10000 кв. км по Липецкой области составляет 314 км путей. Эксплуатационная длина железнодорожных путей в Липецкой области составляет 751,1 км, из них 363 км электрифицированы. По густоте железнодорожных путей общего пользования область занимает 7-е место в РФ: ее территорию пересекают три железнодорожных магистрали, связывающие Москву с Северным Кавказом, Донбассом, Поволжьем. Крупнейшие узловые станции - Елец и Грязи. Основные виды перевозимых грузов железнодорожным транспортом: руда, известняки, глины, черные металлы, цемент, бытовая техника, зерно, сахарная свекла.
По плотности сети автомобильных дорог Липецкая область входит в первую десятку регионов России. Современные автомобильные магистрали связывают Липецк со всеми сопредельными областными центрами, а также с трассами федерального значения: Москва - Ростов-на-Дону, Москва - Волгоград. На каждую 1 тыс. км2 территории приходится свыше 200 км автодорог с твердым покрытием.
Пассажирский парк области по итогам 2013 года насчитывает 1402 единицы подвижного состава: 1267 автобусов, 85 троллейбусов, 50 трамваев.
Большое значение имеет проходящий по территории Липецкой области международный транспортный коридор № 9 Финляндия - Санкт-Петербург - Москва - Астрахань - Новороссийск.
В окрестностях Липецка - современный аэродром, способный принимать самолеты любого класса.
По итогам 2013 года все транспортные средства, задействованные для осуществления пассажирских перевозок, оснащены навигационным бортовым оборудованием на основе технологий ГЛОНАСС.

Промышленность.
В промышленности занято около 107 тысяч человек, или 27,6% всей численности работников, занятых в экономике области.
Основой экономики, определяющей в значительной степени развитие региона, является промышленность, на ее долю приходится 46,4% валового регионального продукта.
Липецкая область занимает 2 место в Центральном федеральном округе (1 место - Калужская область) и 4 место в России по объему производства продукции обрабатывающих отраслей на душу населения (г. С-Петербург - 471 т. руб./чел., Калужская обл. - 436 т. руб./чел., Калининградская обл. - 331,1 т. руб./чел.).
Липецкая область занимает первое место по производству электротехнических сталей (62% от общероссийского производства); трансформаторной стали (60%), бетоносмесителей (38%), бытовых холодильников и морозильников (36%), стиральных машин (35%), четвертое место по производству стали (14,1%) и проката черных металлов (13,46%); является крупным производителем культиваторов (28%), ОАО ЛМЗ "Свободный сокол" является единственным в России и странах СНГ производителем центробежнолитых труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом (ВЧШГ).
В области производится 17% общероссийского производства стали, 24% чугуна, 35% холодильников и морозильников, 40% стиральных машин, 38% бетоносмесителей, 28% почвообрабатывающих машин.
В целях повышения темпов и обеспечения устойчивого роста возрастает необходимость дальнейшей модернизации традиционных отраслей промышленного производства и создания конкурентоспособного высокотехнологичного сектора промышленности.
Стабильно высокими темпами развивается производство в большинстве отраслей промышленности. В 2000 - 2013 годах среднегодовой темп роста промышленного производства составил 4,9%.
Проводимая в области работа по диверсификации производства, уходу от моноотраслевой структуры экономики позволила значительно снизить долю черной металлургии в общем объеме промышленного производства. Только в 2013 году доля металлургического производства (ОАО "НЛМК" без готовых металлических изделий) снизилась на 4% и составила 54% (всего промышленность - 414,7 млрд. руб., в том числе ОАО "НЛМК" - 225,5 млрд. руб.), а по сравнению с 2004 годом снижение составило 18%.
По итогам работы за 2013 год индекс промышленного производства составил 100,1%, в обрабатывающих производствах, доля которых в промышленности составляет 92,4%, - 100,5%.
В целом в Российской Федерации рост в промышленности составил 100,3%, в обрабатывающих производствах - 100,1%.
За истекший период предприятиями промышленности отгружено продукции на сумму 416,8 млрд. руб., в том числе обрабатывающими производствами - 385,0 млрд. руб.
Объем отгруженных товаров обрабатывающих производств на душу населения почти вдвое превышает среднероссийский уровень и составляет 331 тыс. руб. на человека. По этому показателю Липецкая область занимает 2 место в Центральном федеральном округе и 4 место в России после Калужской области, г. С-Петербурга и Калининградской области.
По объему отгруженных товаров машиностроительного профиля область по-прежнему значительно опережает регионы ЦЧР.
В 2013 году увеличился объем выпуска отдельных видов продукции:
- на 2% стали (ОАО "НЛМК");
- на 37% материалов лакокрасочных (ОАО "Силан", ООО "ЛКМ Групп");
- в 2,8 раза шин для легковых автомобилей (ООО "ЙОКОХАМА Р.П.З.");
- в 5,6 раза - лекарственных препаратов (ЗАО "Рафарма");
- на 21% выросло производство гидравлических насосов (ООО "Лебедянский машиностроительный завод", ОАО "Гидравлик", ОАО "Гидропривод");
- на 42% теплообменников для холодильного оборудования (ООО "СЭСТ - ЛЮВЕ");
- в 4,8 раза химических источников тока (ОАО "Энергия");
- на 15% стеклянной тары (ООО "ЧСЗ - Липецк");
- на 16% сеялок тракторных (ООО "ХОРШ Русь");
- на 9% машин для межрядной и рядной обработки почв (ОАО "Грязинский Культиваторный завод", ООО "ХОРШ Русь");
- в 1,6 раза плитки керамической (ЗАО "Керамика");
- на 23% цемента (ЗАО "Липецкцемент");
- на 31% бетонных блоков (ЗАО "Липецкий силикатный завод", ОАО "Липецкий завод изделий домостроения", ООО "Газобетон 48").
По данным мониторинга деятельности крупных и средних промышленных предприятий высокие индексы физического объема промышленного производства в 2013 году достигнуты в акционерных обществах: "Энергия" - 117%, Электромеханический завод - филиал ОАО "Элтеза" - 110%, "Доломит" - 110%, "Стагдок" - 107%, "Компания "Ассоль" - 114%, "ЛеМаЗ" - 107%, "ЧСЗ-Липецк" - 114%, ОАО ЛОЭЗ "Гидромаш" - 113% и др.
В условиях развития рыночной экономики в Липецкой области появились возможности для привлечения в регион иностранного капитала, активизировался процесс вложения инвестиций в производство, реформирования организаций, занятых выпуском различных видов продукции, создания региональных и межрегиональных интегрированных структур.
На протяжении последних лет инвестиции в основной капитал ежегодно превышали 90 млрд. рублей, из которых более 40% приходилось на промышленность (2010 год - 101,6 млрд. руб., в том числе промышленность - 42,2 млрд. руб., 2011 год - 112,5 млрд. руб., в том числе промышленность - 48,8 млрд. руб., 2012 год - 92 млрд. руб., в том числе промышленность - 31,5 млрд. руб.).
В 2013 году состоялся запуск пяти новых производств:
- ООО "Ирито" - комплекс автомобилестроительного и машиностроительного производства. Инвестиции в основной капитал в прошедшем году составили более двух миллиардов рублей. Введен в эксплуатацию покрасочный цех, где производится окраска 80 кузовов автомобилей в сутки;
- ООО "Промизделия" - выпуск трубной продукции круглого сечения диаметром от 14 мм до 1,5 метра и прямоугольного - от 10 до 300 мм для жилищно-коммунального хозяйства и строительной сферы. В создание нового производства инвестировано 250 млн. руб.;
- ЗАО "Рафарма" - производство всех видов лекарственных форм препаратов различных фармакологических групп, в том числе антибиотиков, объем освоенных инвестиций составил 3,1 млрд. рублей;
- ООО "Сигма" - многопрофильный комплекс авиации общего назначения, основными направлениями деятельности которого являются: серийное производство авиационной техники, техническое обслуживание, услуги по обучению пилотов, спортивно-развлекательные услуги. Общая стоимость проекта - 151 млн. руб., в 2013 году произведено 8 самолетов "Сигма-классик";
- ООО "Ланксесс Липецк" - производство полимерных добавок, используемых для выпуска шин и других изделий из каучука. Завод стал первым производственным предприятием в России немецкого концерна LANXESS, одного из крупнейших производителей химической продукции в мире.
В 2013 году в промышленном комплексе продолжилась работа по реализации инвестиционных проектов, программ технического перевооружения, вводу новых мощностей.
На ряде промышленных предприятий области освоены новые виды продукции и технологии, проведены мероприятия, направленные на энергосбережение, повышение экологической безопасности, реализацию инвестиционных проектов.
В ОАО "НЛМК" приступили к реализации программы третьего этапа развития комбината, которая направлена на повышение эффективности производства, уровня качества продукции и расширение продуктового сортамента.
В ЗАО "Индезит Интернэшнл" объем инвестиций в производство составил более 700 млн. рублей. Проведенные технические мероприятия позволили улучшить качество продукции, повысить класс энергосбережения. Только за 2012 - 2013 годы на 70% обновился модельный ряд холодильников. В 2013 году освоено 6 новых моделей стиральных машин. В 2014 году планируемые инвестиции в объеме 266 млн. руб.
В ОАО "Энергия" объем инвестиций в производство составил 37 млн. рублей. Расширена номенклатура выпускаемых источников тока для навигационного оборудования, освоен выпуск литий-ионных аккумуляторов 4 типоразмеров. Для продолжения работ по инновационному техническому развитию на 2014 год запланировано 123 млн. руб.
В ООО "ЧСЗ-Липецк" инвестиции в производство составили 354 млн. руб. Реализованы мероприятия по модернизации и повышению экологической безопасности производства. Расширен ассортимент изделий, освоено 12 новых видов продукции. В 2014 году планируемые затраты составят около 120 млн. руб.
В ООО "Компания "Ассоль" инвестиции в производство составили более 200 млн. руб. Реализован проект расширения производства гофропродукции. В текущем году будет продолжена реализация проектов по расширению товаров народного потребления из пластика, строительству мини-теплоэлектростанции.
В ООО "ЛеМаЗ" инвестиции в производство составили свыше 44 млн. руб. Проведена модернизация сборочного производства и испытательной базы. Освоено около 30 новых модификаций погружных насосов и клапанов. На 2014 г. запланированы инвестиции в производство - свыше 50 млн. руб.
В ООО ПК "Рационал" в 2013 году введен в эксплуатацию современный комплекс металлообрабатывающего оборудования, состоящий из высокоточных станков с применением лазерных технологий. Общая стоимость оборудования составляет 2,3 млн. евро. В 2014 году планируется начать массовое производство новой продукции - систем котельного оборудования. Намечено приобретение и ввод в эксплуатацию современного покрасочного комплекса, а также дальнейшее расширение парка современных металлообрабатывающих станков.
В ОАО "Елецгидроагрегат" реализованы мероприятия по техперевооружению, увеличению производительности труда. Инвестиции составили около 70 млн. руб. В рамках дальнейшего развития на 2014 г. запланированы инвестиции в объеме 16 млн. руб.
В ООО "Стройдеталь" инвестиции в производство составили свыше 41 млн. руб. Освоены технологии производства 6 новых строительных материалов, в т.ч. 3-слойных энергоэффективных стеновых панелей, ж/б колонн, пустотных плит перекрытий толщиной 160 и 265 мм. В 2014 г. планируемый объем затрат на модернизацию производства - 50 млн. руб.
Активно продолжается работа по развитию особых экономических зон федерального и регионального уровней.
В особой экономической зоне промышленно-производственного типа "Липецк" зарегистрировано 29 компаний из России, Японии, Италии, Бельгии, Германии, США, Нидерландов, Украины с объемом заявленных инвестиций более 100 млрд. руб. (освоено за весь период 23,4 млрд. руб.). Производственную деятельность осуществляют 10 компаний.
Уже сегодня в числе прибыльных предприятий: ООО "АЛУ - ПРО", ООО "Фенци".
По состоянию на 1 января 2014 г. с начала деятельности компаний произведено продукции на сумму 20,8 млрд. руб., создано 2450 новых высокопроизводительных рабочих мест.
В 2013 году объем производства составил более 7 млрд. руб., освоено 2,9 млрд. руб. инвестиций, создано 409 новых высокопроизводительных рабочих мест.
В стадии строительства находятся 3 предприятия: ООО "ТРИОТТ Липецк" - производство сельскохозяйственного оборудования, ООО "АВТ" - производство высокотехнологичной проволоки и металлической ленты, ООО "Белон-Метакон" - производство металлоконструкций. В ближайшее время к строительству планируют приступить ООО "АЛТАИР" (ООО "Мондиаль групп Ист") - производство промышленно-вентиляционного оборудования, ООО "ТЕХНА" - производство современных систем ограждения периметра и клеточного оборудования для промышленного птицеводства, ООО "ППГ Индастриз Липецк" - производство лакокрасочных материалов, ООО "СЭСТ-ЛЮВЭ" (3 очередь) - производство теплообменного оборудования.
17 декабря 2013 года Экспертный совет по промышленно-производственным зонам одобрил заявки еще трех компаний:
- компания ООО "АББ Электрооборудование" (Швейцария) планирует создать предприятие по производству электрической распределительной и регулирующей аппаратуры, объем инвестиций составит 671 млн. руб., на предприятии будет создано 63 рабочих места;
- ООО "ПРЕСТОРУСЬ" (Россия) планирует построить завод по производству геосинтетических материалов, применяемых в строительстве автодорог, объем инвестиций составит 477,7 млн. руб., на предприятии будет создано 233 рабочих места;
- ООО "ПРС Евразия" (Израиль) планирует построить завод по производству геосот, применяемых для армирования верхних слоев оснований автомагистралей и железных дорог, объем инвестиций составит 197 млн. руб., на предприятии будет создано 28 рабочих мест.
Приоритетными направлениями развития ОЭЗ ППТ "Липецк" на 2014 год и среднесрочную перспективу является реализация проектов в отрасли машиностроения: станкостроение, робототехника, автомобилестроение, сельхозмашиностроение, сложнобытовая и электронная техника.
В целях привлечения дополнительных инвестиций в экономику области, создания благоприятных условий для сбалансированного промышленного развития территории региона планируется создание второго участка ОЭЗ ППТ "Липецк" в Елецком районе.
По состоянию на 1 января 2014 года на территориях особых экономических зон регионального уровня промышленно-производственного типа зарегистрировано 20 участников с инвестиционным потенциалом 43,3 млрд. рублей. Объем освоенных инвестиций составил 8,0 млрд. рублей, в том числе в 2013 году 2,4 млрд. рублей. На предприятиях создано 460 новых рабочих мест, в том числе в 2013 году - 140.
Производственную деятельность осуществляют 7 предприятий. С начала деятельности произведено продукции на сумму 4,1 млрд. рублей, в том числе в 2013 году - 1,6 млрд. рублей.
Особое внимание уделялось развитию технико-внедренческой деятельности в рамках особой экономической зоны "Липецк-Технополюс". В декабре 2013 года статус участника ОЭЗ присвоен двум инвесторам: ООО "Аист" с проектом по проведению прикладных исследований существующих материалов для детской и школьной мебели, а также внедрению новых развивающих детских комплексов на рынок ЦФО и ООО "РИСТЭМстрой" с проектом по разработке комплекса по производству полистиролбетонных смесей и блоков с облицовкой.
Реализация данных проектов предусматривает освоение участниками инвестиций в сумме 30,3 млн. рублей и создание 70 рабочих мест.
Успешно реализуется проект индустриального парка на базе ОАО "Строймаш" (г. Лебедянь). По состоянию на 01.01.2014 в индустриальном парке "Кузнецкая слобода" зарегистрировано 5 резидентов. Объем освоенных инвестиций управляющей компанией и резидентами составил 67,9 млн. рублей, произведено продукции в объеме 451 млн. рублей (107,7%), создано 177 новых рабочих мест.
В 2014 году создание индустриальных парков планируется на базе ОАО "Силан" (г. Данков), ООО "Сигма" (Усманский район), ООО "Промизделия" (Липецкий район) и ООО "ЛТК "Свободный сокол".
Важным направлением в реализации промышленной политики является создание промышленно-производственных кластеров, основные задачи которых - импортозамещение, локализация производств, повышение конкурентоспособности конечной продукции.
Ежегодно в область ввозится товаров на сумму свыше 55 млрд. рублей. Часть продукции, комплектующих изделий, оборудования, ввозимых по импорту, могла бы производиться в области. На решение этой задачи направлены усилия по формированию в области территориальных промышленных кластеров.
Важнейшим ресурсом производственно-технологического и социального развития региона, инструментом мобилизации его научно-технического, культурного и образовательного потенциала является инновационная деятельность. В области созданы основные элементы инновационной инфраструктуры, усовершенствована нормативно-правовая база, сформирован реестр инновационных проектов Липецкой области, в который включено 25 проектов. Результаты, характеризующие инновационную активность предприятий региона, за последние 2 - 3 года на достаточно высоком уровне (выше, чем по РФ и ЦФО).
Удельный вес инновационной продукции в общем объеме отгруженных товаров организациями промышленности по Липецкой области за 2012 год составил 10,9% (5 место в ЦФО). Для сравнения: в целом по ЦФО - 10,2%, по РФ - 7,8%.
Основные инновационные процессы происходят в обрабатывающих производствах.
В 2013 году объем отгруженных инновационных товаров (работ, услуг) собственного производства в обрабатывающих производствах составил 44,8 млрд. рублей, или 109,8% к уровню 2012 года. Отмечен рост в производстве машин и оборудования (в 2,0 раза), в производстве резиновых и пластмассовых изделий (в 6,1 раза), целлюлозно-бумажном производстве, издательской и полиграфической деятельности (в 5,3 раза), в производстве пищевых продуктов, включая напитки, и табака (в 1,3 раза).
Приоритетной задачей на современном этапе становится развитие рынка интеллектуальной собственности. Одним из важнейших критериев его оценки является изобретательская активность.
В 2013 году организациями Липецкой области:
- подано 84 заявки на изобретения, или 112% к 2012 году, и 100 заявок на регистрацию товарных знаков или 158,7%, к 2012 году;
- получено патентов: на изобретения - 72, или 116,1% к 2012 году.
В числе предприятий, получивших в 2013 году патенты на изобретения: ОАО "НЛМК" - 2, ОАО "Энергия" - 2, ОАО "ЛТК "Свободный сокол" - 1, ООО "Завод Инновационного Промышленного оборудования" - 1. Патенты на полезные модели получили: ОАО "НЛМК" - 7, ОАО "Энергия" - 1, ООО "НПП "Валок" - 1, ООО "Промышленные железные дороги" - 1.

Строительство.
Строительный комплекс области обладает высоким потенциалом. В числе крупнейших строительных предприятий: ЗАО СУ-11 "Липецкстрой", ОАО трест "Липецкстрой", ОАО "ДСК".
В области сформирован строительный кластер, в состав которого без субъектов малого бизнеса входят 46 строительных компаний, 13 предприятий промышленности строительных материалов, а также учебные учреждения: Липецкий государственный технический университет, Липецкий колледж строительства, архитектуры и отраслевых технологий и 10 профессионально-технических училищ.
В строительных компаниях, на предприятиях стройиндустрии и в субъектах малого бизнеса занято 35,5 тыс. человек, что составляет 9,3% от среднесписочной численности работников в целом по области.
Объем работ по виду деятельности "строительство" в 2013 году составил 34,6 млрд. руб., или 106,6% к уровню 2012 года.
Реализация инвестиционных проектов в сфере жилищного строительства, в том числе малоэтажного, осуществляется с применением ресурсосберегающих и энергоэффективных технологий, материалов и конструкций. Это позволило в 2013 году сохранить на минимальном уровне среднюю стоимость строительства 1 кв. м общей площади жилых домов в размере 25011 руб., что является 6-м результатом среди субъектов Российской Федерации и 2-м результатом - в Центральном федеральном округе.
В 2013 году в Липецкой области введено 861,1 тыс. кв. м жилья, или 106,7% к прошлому году. Ввод жилья на душу населения составляет 0,74 кв. м и превышает среднероссийский уровень (0,48 кв. м). По данному показателю область занимает 4-е место среди субъектов Российской Федерации и 3-е место - в Центральном федеральном округе.
Увеличилась доступность жилья для населения на 2 п.п. (отношение стоимости стандартной квартиры площадью 54 кв. м к среднедушевому годовому доходу семьи из трех человек в 2013 году составило 3,02 года против 3,08 лет - в 2012 году).
В 2013 году свои жилищные условия с использованием государственной поддержки улучшили 6413 семей области. На эти цели направлено 2750,7 млн. руб. средств федерального и областного бюджетов, а также Пенсионного фонда Российской Федерации.
В Липецкой области 100% муниципальных образований области обеспечено необходимыми документами территориального планирования.
Увеличение объемов жилищного строительства требует строительства новых и реконструкции существующих объектов социальной инфраструктуры.
В 2013 году за счет средств областного бюджета на строительство, реконструкцию и капитальный ремонт объектов социальной сферы Липецкой области направлено 829,5 млн. руб.

Электроэнергетика.

Перечень территориальных сетевых организаций
Липецкой области:

- Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго";
- ОАО "Липецкая городская энергетическая компания";
- ОАО "НЛМК";
- ОАО "Завод Железобетон";
- ОАО "Техноинжиниринг";
- ОАО "Доломит";
- ОАО "Энергия";
- ЗАО "Липецкий силикатный завод";
- ОАО "Липецкое торгово-промышленное объединение";
- ЗАО "Липецкцемент";
- ОАО "Липецкое торгово-промышленное объединение";
- ОАО "Грязинский пищекомбинат";
- Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение "Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД";
- ООО "ЛТК "Свободный Сокол";
- ООО "Эльта Инвест";
- ООО "Лемаз";
- ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис";
- ООО "Лонгричбизнес";
- ОАО ЗСМ "Елецкий";
- ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк";
- ООО "Солнечная энергетика";
- ОАО "Стагдок";
- ООО "ФИН-Групп";
- Филиал "Юго-Западный" ОАО "Оборонэнерго" на территории Липецкой области;
- ООО "Газпром энерго".

Гарантирующие поставщики:

- ОАО "Липецкая энергосбытовая компания";
- ООО "Городская энергосбытовая компания";
- Липецкое областное отделение филиала "Центральный" ОАО "Оборонэнергобыт".

Поставщики электрической энергии (субъекты ОРЭМ)
на территории Липецкой области, деятельность которых
не подлежит государственному регулированию:

- ОАО "НЛМК";
- ООО "Русэнергоресурс";
- ОАО "Межрегионэнергосбыт";
- ООО "Межрегионсбыт";
- ООО "Энергосбытовая компания ОЭЗ экономической зоны "Липецк";
- ООО "Региональная энергетическая компания";
- ООО "ГРИНН Энергосбыт";
- ООО "Русэнергосбыт";
- ООО "Транснефтьэнерго";
- ООО "Энергосбыт-Центр".
Липецкая область, наряду с Тамбовской и Воронежской областями, входит в зону обслуживания Верхне-Донского ПМЭС. В эксплуатации Верхне-Донского ПМЭС находятся линии электропередачи и подстанции напряжением 220 и 500 кВ.

3. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЛИПЕЦКОЙ
ОБЛАСТИ ЗА ПРОШЕДШИЙ ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД

3.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей
электроснабжение потребителей Липецкой области

Энергосистема Липецкой области входит в состав объединенной энергосистемы Центра (ОЭС Центра) и имеет электрические связи со следующими смежными энергосистемами:
- Рязанской области;
- Тамбовской области;
- Воронежской области;
- Брянской области;
- Орловской области;
- Курской области;
- Тульской области.
Липецкая энергосистема также связана с энергосистемой Волгоградской области, входящей в ОЭС Юга (двумя ВЛ 500 кВ).
Информация по количеству электростанций, установленной мощности электростанций, величине потребления электрической энергии и мощности по Липецкой области, выработке и сальдо-перетокам за 2013 г. представлена в таблице 3.1.

Таблица 3.1

N
Параметр
Ед. изм.
Величина
1
Количество электростанций
шт.
11
2
Установленная мощность электростанций
МВт
1070,5
3
Потребление электроэнергии в 2013 г.
млн. кВт.ч
11937
4
Максимум мощности в 2013 г.
МВт
1704
5
Выработка электроэнергии в 2013 г.
млн. кВт.ч
5253
6
Сальдо-перетоки в 2013 г.
млн. кВт.ч
6684

Информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории Липецкой области, а также блок-станциям промышленных предприятий представлена в таблице 3.2.

Таблица 3.2

N
Наименование
1
Филиал ОАО "СО ЕЭС" Липецкое РДУ
2
Электросетевые компании

Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" "Верхне-Донское ПМЭС"

Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

ОАО "Липецкая городская энергетическая компания"

ОАО "НЛМК"

ОАО "Завод Железобетон"

ОАО "Техноинжиниринг"

ОАО "Доломит"

ОАО "Энергия"

ЗАО "Липецкий силикатный завод"

ОАО "Липецкое торгово-промышленное объединение"

ЗАО "Липецкцемент"

ОАО "Липецкое торгово-промышленное объединение"

ОАО "Грязинский пищекомбинат"

Филиал ОАО "РЖД" Трансэнерго Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению на территории Липецкой области

ООО "ЛТК "Свободный Сокол"

ООО "Эльта Инвест"

ООО "Лемаз"

ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис"

ООО "Лонгричбизнес"

ОАО ЗСМ "Елецкий"

ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк"

ООО "Солнечная энергетика"

ОАО "Стагдок"

ООО "ФИН-Групп"

Филиал "Юго-Западный" ОАО "Оборонэнерго" на территории Липецкой области

ООО "Газпром энерго"
3
Гарантирующие поставщики

ОАО "Липецкая энергосбытовая компания"

ООО "Городская энергосбытовая компания"

Липецкое областное отделение филиала "Центральный" ОАО "Оборонэнергосбыт"
4
Поставщики электрической энергии (субъекты ОРЭМ) на территории Липецкой области, деятельность которых не подлежит государственному регулированию

ОАО "НЛМК"

ООО "Русэнергоресурс"

ОАО "Межрегионэнергосбыт"

ООО "Энергосбытовая компания ОЭЗ экономической зоны "Липецк"

ООО "Региональная энергетическая компания"

ООО "ГРИНН Энергосбыт"

ООО "Межрегионсбыт"

ООО "Русэнергосбыт"

ООО "Транснефтьэнерго"

ООО "Энергосбыт-Центр"
5
Генерирующие компании
5.1
Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация", в т.ч. подразделения:

Липецкая ТЭЦ-2

Елецкая ТЭЦ

Липецкие тепловые сети

Елецкие тепловые сети

Коммунтеплоэнерго
6
Блок-станции

ТЭЦ ОАО "НЛМК"

УТЭЦ ОАО "НЛМК"

Данковская ТЭЦ (ООО "Данковская тепловая компания")

ТЭЦ ОАО ЛМЗ "Свободный Сокол"

ТЭЦ ОАО "Добринский сахарный завод"

ТЭЦ ОАО "Лебедянский сахарный завод"

ТЭЦ ОАО "Грязинский сахарный завод"

ТЭЦ ОАО "Аврора" "Боринский сахарный завод"

ТЭЦ ОАО "Аврора" "Хмеленецкий сахарный завод"

3.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой
области и структура электропотребления

Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области и структура электропотребления по основным группам потребления за последние 5 лет представлена в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Отчетная динамика потребления электроэнергии
в Липецкой области

Год
Млн. кВт.ч
2009
2010
2011
2012
2013
Липецкая область
9495
10400
10991
11743
11937
Прирост, %
-10,8
+9,5
+5,7
+6,8
+1,7
Потери ЕНЭС
261
290
290
282
278
СН ТЭЦ
250
263
252
237
239
НЛМК
4609
5246
5734
6465
6527
Крупные потребители - субъекты ОРЭ
505
661
719
676
876
Гарантирующие поставщики
3870
3940
3996
4083
4017

На рисунке 3.1 представлена диаграмма потребления электроэнергии в Липецкой области за отчетный период.



Рисунок 3.1. Диаграмма потребления электроэнергии в Липецкой области за отчетный период

Согласно диаграмме (рисунок 3.1), основное влияние на изменение динамики потребления электроэнергии Липецкой области оказывает потребление ОАО "НЛМК". После периода спада промышленного производства в 2009 г., вызванного мировым финансовым кризисом, происходит восстановление (2010 г.) и дальнейший рост потребления электроэнергии комбината. Остальные потребители после спада в 2009 г. и восстановления уровня потребления в 2010 г. и последующих годах показывают гораздо меньшую динамику роста или некоторое снижение, не оказывающее заметного влияния на изменение общего потребление по области.
В таблице 3.4 представлена структура электропотребления по видам экономической деятельности за 2012 - 2013 гг.

Таблица 3.4

Структура электропотребления субъекта РФ по видам экономической деятельности за 2012 - 2013 гг.

№ п/п
Наименование
2012 год
2013 год
млн. кВт.ч
млн. кВт.ч
1
Промышленное производство
7446,5
7592,1
2
Сельское хозяйство
87,1
79,5
3
Бытовое потребление (потребление электрической энергии населением)
1040,8
1068,6
4
Прочие потребители
1734,79
1768,6
5
Потери в электрических сетях
914,6
911,8
6
Потери ЕНЭС
282,0
277,8
7
Собственные нужды электростанций
237,31
238,77

Всего
11743,1
11937,2

3.3. Перечень и характеристика основных крупных потребителей
электрической энергии в регионе

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Липецкой области с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет представлен в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Основные крупные потребители электрической энергии
в Липецкой области

Крупный потребитель
Ед. изм.
2009
2010
2011
2012
2013
НЛМК
млн. кВт.ч
4609
5246
5734
6465
6527
МВт
526
600
750
800
850
% к области
48,54%
50,44%
52,17%
55,05%
54,68%
Мострансгаз
млн. кВт.ч
79
161
156
64
84
МВт
9
18
24
12
12
% к области
0,83%
1,55%
1,42%
0,55%
0,70%
МН Дружба
млн. кВт.ч
175
159
162
197
211
МВт
20
18
20
23
24
% к области
1,84%
1,53%
1,47%
1,68%
1,77%
ЛМЗ Свободный сокол
млн. кВт.ч
93
103
108
110
92,9
МВт
11
12
12
13
13
% к области
0,98%
0,99%
0,98%
0,94%
0,78%
ОЭЗ ППТ Липецк
млн. кВт.ч
41
67
84
93
100
МВт
5
8
10
11
12
% к области
0,43%
0,64%
0,76%
0,79%
0,84%
Липецкцемент
млн. кВт.ч
143
188
196
177
185
МВт
16
22
22
21
22
% к области
1,51%
1,81%
1,78%
1,51%
1,55%
ЮВЖД Елецкая дистанция электроснабжения
млн. кВт.ч
142
176
170
175
168
МВт
16
20
19
20
20
% к области
1,50%
1,69%
1,55%
1,49%
1,41%
ЭКЗ Лебедянский
млн. кВт.ч
-
53
45
42
38
МВт
-
6
6
5
5
% к области
-
0,51%
0,41
0,36%
0,32%
Роскондитерпром
млн. кВт.ч
-
26
27
27
27
МВт
-
3
3
3
3
% к области
-
0,25%
0,24%
0,23%
0,23%
Итого крупные потребители
млн. кВт.ч
5282
6100
6682
7350
7432,9
МВт
603
698
866
908
961
% к области
55,63%
58,65%
60,80%
62,59%
62,28%

На рисунке 3.2 представлен график изменения доли электропотребления крупных потребителей к общему электропотреблению области.



Рисунок 3.2. График изменения доли электропотребления крупных потребителей к общему электропотреблению области

На основании данных таблицы 3.5 и рисунка 3.2 можно сделать вывод, что, начиная с 2009 года, происходит равномерный рост доли электропотребления крупных потребителей к общему электропотреблению области, в 2013 году он незначительно уменьшается.

3.4. Динамика изменения максимума нагрузки
за последние 5 лет

Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет в целом по Липецкой энергосистеме представлена в таблице 3.6.

Таблица 3.6

Год
2009
2010
2011
2012
2013
МВт
1603
1594
1634
1759
1704
Прирост, %
-3,1%
-0,6%
2,51%
7,6%
-3,1%

При рассмотрении Липецкой энергосистемы как совокупности крупных узлов нагрузки наиболее целесообразным является рассмотрение следующих энергорайонов:
Район суммарной нагрузки (потребителей НЛМК, ОЭЗ ППТ "Липецк"), запитанной от шин ПС 220 кВ Металлургическая и Липецкой ТЭЦ-2. В дальнейшем в этот район включается ПС 220 кВ Казинка.
Район суммарной нагрузки (потребителей НЛМК, Липецкие эл. сети), запитанной с шин ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Новая, ГПП-18, РП-1, ТЭЦ НЛМК. К данному району относится нагрузка ВЛ 110 кВ Бугор Левая, Бугор Правая, по нормальной схеме запитанная от шин ПС 220 кВ Новая.
Район суммарной нагрузки (потребителей северной и западной части г. Липецка, включая Цемзавод и Св. Сокол), запитанной от ПС 110 кВ, входящих в транзит ПС 220 кВ Сокол - ПС 220 кВ Правобережная.
Район суммарной нагрузки, запитанной от шин ПС 220 кВ Правобережная (в основном г. Липецк и прилегающие районы). К данному району относится нагрузка ПС 110 кВ Южная, Манежная, которые планируются с 2015 года после реконструкции ПС 220 кВ Правобережная на питание по нормальной схеме от шин ПС 220 кВ Правобережная.
Район с суммарной нагрузкой северной части Липецкой области, преимущественно запитанной от ПС 220 кВ Дон.
Район с суммарной нагрузкой западной части Липецкой области, преимущественно запитанной от ПС 220 кВ Елецкая 220, Елецкой ТЭЦ, ПС 220 кВ Тербуны, ПС 220 кВ КС-29.
Распределение максимального потребления энергосистемы за последние 5 лет по указанным энергорайонам приводится в таблице 3.7.

Таблица 3.7

Энергорайон
2009
2010
2011
2012
2013
Энергорайон № 1
(Липецкая ТЭЦ-2, Металлургическая, Казинка)
320
322
324
332
325
Энергорайон № 2
(Северная - Новая - ТЭЦ НЛМК - Бугры)
587
599
648
743
759
Энергорайон № 3
(транзит Липецкая ТЭЦ-2 - Правобережная)
197
205
204
212
202
Энергорайон № 4
(Правобережная - Южная)
138
137
132
131
123
Энергорайон № 5
(Дон - Данковская ТЭЦ)
114
112
105
114
118
Энергорайон № 6
(КС-29 - Елецкая 220 - Тербуны - Елецкая ТЭЦ)
249
219
221
227
177
Всего:
1603
1594
1634
1759
1704

На рисунке 3.3 представлены графики изменения максимального потребления энергосистемы по энергорайонам Липецкой области за последние 5 лет.



Рисунок 3.3. Графики изменения максимального потребления энергосистемы по энергорайонам за последние 5 лет

3.5. Структура установленной электрической мощности
на территории Липецкой области

Структура установленной электрической мощности на территории Липецкой области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в последнем году, представлена в таблице 3.8.

Таблица 3.8

Структура установленной мощности на территории
Липецкой области

Электростанция
Установленная мощность, МВт
Доля, %
Ввод, демонтаж в 2013 году
Липецкая область
1070,5
100
-
Липецкая ТЭЦ-2
515
48
-
Елецкая ТЭЦ
67
7
-3
Данковская ТЭЦ
10
1
-
ТЭЦ ОАО "НЛМК"
282
26
-
УТЭЦ ОАО "НЛМК"
150
14
-
ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"
16
1
-
ТЭЦ сахарных заводов <*>
30,5
3
-
<*> Добринский, Грязинский, Лебедянский, Боринский, Хмелинецкий

Структура установленной мощности по видам собственности представлена на диаграмме (рисунок 3.4).



Рисунок 3.4. Структура установленной мощности по видам собственности

3.6. Состав существующих электростанций
(а также блок-станций) с группировкой по принадлежности
к энергокомпаниям

Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, представлен в таблице 3.9.

Таблица 3.9

Электростанция
Энергокомпания
Липецкая ТЭЦ-2
Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"
Елецкая ТЭЦ
Данковская ТЭЦ
ООО "Данковская тепловая компания" <*>
ТЭЦ ОАО "НЛМК"
для собственного потребления ОАО "НЛМК"
УТЭЦ ОАО "НЛМК"
для собственного потребления ОАО "НЛМК"
ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"
для собственного потребления ОАО ЛМЗ "Свободный Сокол"
ТЭЦ ОАО "Добринский сахарный завод"
для собственного потребления + продажа на розничном рынке ОАО "Липецкая энергосбытовая компания"
ТЭЦ ОАО "Грязинский сахарный завод"
ТЭЦ ОАО "Лебедянский сахарный завод"
для собственного потребления

--------------------------------
<*> - С 2014 года.

3.7. Структура выработки электроэнергии по типам
электростанций и видам собственности

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности представлена в таблице 3.10, млн. кВт.ч.

Таблица 3.10

N
Электростанция
2009
2010
2011
2012
2013
доля, %

Липецкая область
4039
4347
4720
5339
5253
100
1
Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация", в т.ч.
1759
1906
1917
1824
1709
32,5
1.1
Липецкая ТЭЦ-2
1604
1673
1584
1563
1538
29
1.2
Елецкая ТЭЦ
115
197
298
230
143
3
1.3
Данковская ТЭЦ
40
36
35
31
27
0,5
2
Блок-станции, в т.ч.
2280
2441
2803
3515
3544
67,5
2.1
ТЭЦ ОАО "НЛМК"
2172
2353
2354
2155
2184
42
2.2
УТЭЦ ОАО "НЛМК"


334
1224
1210
23
2.3
ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"
43
28
27
30
31
0,5
2.4
ТЭЦ сахарных заводов
65
60
88
106
120
2

На рисунке 3.5 представлена структура выработки электроэнергии за 2013 год по видам собственности в виде диаграммы.



Рисунок 3.5. Структура выработки электроэнергии за 2013 год по видам собственности

3.8. Характеристика балансов мощности и электроэнергии

Характеристика балансов мощности и электроэнергии представлена в таблицах 3.11 и 3.12, МВт и млн. кВт.ч.

Таблица 3.11

N
Показатель
2009
2010
2011
2012
2013
1
Абсолютный максимум потребления
1603
1594
1634
1759
1704
2
Средний максимум потребления за зимний период
1429
1504
1554
1625
1664

Прирост
-7,1%
+5,2%
+3,3%
+4,6%
+2,4%
3
Средняя нагрузка электростанций за зимний период
676
598
641
557
750

Прирост
-5,6%
-11,5%
+7,2%
-14,0%
+35%

Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"
371
319
311
322
320

Блок-станции
305
279
330
235
430
4
Сальдо-перетоки
753
906
913
1068
914
Прирост
-8,4%
+20,3%
+0,8%
+17,0%
-14,4%

Таблица 3.12

N
Показатель
2009
2010
2011
2012
2013
1
Потребление
9495
10400
10991
11743
11937
Прирост
-10,8%
+9,5%
+5,7%
+6,8%
+1,7%
2
Выработка
4039
4347
4720
5339
5253
Прирост
-9,2%
+7,6%
+8,6%
+13,1%
-1,6%
2.1
Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"
1759
1906
1917
1824
1709
2.2
Блок-станции
2280
2441
2803
3515
3544
3
Сальдо-перетоки
5456
6053
6271
6404
6684
Прирост
-11,9%
+10,9%
+3,6%
+2,1%
+4,4%

3.9. Основные показатели энерго- и электроэффективности
по Липецкой области за 2009 - 2013 гг.

Основные показатели энерго- и электроэффективности по Липецкой области за 2009 - 2013 гг. представлены в таблице 3.13.

Таблица 3.13

Год
Энергоемкость ВРП, кг у.т/тыс. руб.
Электроемкость ВРП, кВт.ч/тыс. руб.
Потребление электроэнергии на душу населения, кВт.ч/чел
2009
85,30
40,87
801,86
2010
75,08
40,83
825,20
2011
67,58
37,36
836,42
2012
74,06
38,81
892,70

Примечание: по 2013 году данные отсутствуют.

3.10. Основные показатели Липецкой энергосистемы

В таблице 3.14 представлены основные показатели, характеризующие состав и работу энергосистемы.

Таблица 3.14

N
Параметр
Ед. изм.
Величина
1
Количество ПС
шт.
216

500 кВ
шт.
3

220 кВ
шт.
15

110 кВ
шт.
55

35 кВ
шт.
143
2
Общая мощность ПС
МВА
10 527,9

500 кВ
МВА
3 507

220 кВ
МВА
4 086

110 кВ
МВА
2 052,9

35 кВ
МВА
882
3
Количество ТЭС
шт.
11
4
Установленная мощность ТЭС
МВт
1 070,5
5
Количество воздушных линий
шт.
295

500 кВ
шт.
9

220 кВ
шт.
23

110 кВ
шт.
68

35 кВ
шт.
195
6
Протяженность воздушных линий
км
6 500,35

500 кВ
км
437,42

220 кВ
км
1 044,28

110 кВ
км
2 348,48

35 кВ
км
2 670,17

Примечание. Указаны ПС 35-110 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".

3.11. Основные внешние связи с соседними энергосистемами

Основные внешние электрические связи Липецкой энергосистемы с соседними энергосистемами представлены в таблице 3.15.

Таблица 3.15

N
Наименование присоединения
1
Липецкая энергосистема - Рязанская энергосистема
1.1
ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Западная
1.2
ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Восточная
2
Липецкая энергосистема - Тамбовская энергосистема
2.1
ВЛ 500 кВ Липецкая - Тамбовская
2.2
ВЛ 220 кВ Липецкая - Мичуринская 1 цепь
2.3
ВЛ 220 кВ Липецкая - Котовская
2.4
ВЛ 220 кВ Липецкая - Мичуринская 2 цепь
2.5
ВЛ 110 кВ Первомайская - Компрессорная
3
Липецкая энергосистема - Воронежская энергосистема
3.1
ВЛ 500 кВ Борино - Воронежская
3.2
ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС
3.3
ВЛ 220 кВ Липецкая - Пост-474
3.4
ВЛ 220 кВ Липецкая - Грязи-Орловские
4
Липецкая энергосистема - Брянская энергосистема
4.1
ВЛ 500 кВ Новобрянская - Елецкая
5
Липецкая энергосистема - Орловская энергосистема
5.1
ВЛ 220 кВ Елецкая - Ливны
5.2
ВЛ 220 кВ Елецкая 220 - Ливны с отпайкой на ПС 220 Тербуны
6
Липецкая энергосистема - Курская энергосистема
6.1
ВЛ 110 кВ Набережное - Касторная
7
Липецкая энергосистема - Волгоградская энергосистема
7.1
ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Восточная
7.2
ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС

На рисунке 3.5 представлена блок-схема внешних электрических связей Липецкой энергосистемы.


Рязанская Тамбовская
энергосистема энергосистема

2 ВЛ 500 кВ 1 ВЛ 500 кВ
3 ВЛ 220 кВ
1 ВЛ 110 кВ


Воронежская Липецкая Брянская
энергосистема энергосистема энергосистема

2 ВЛ 500 кВ 1 ВЛ 500 кВ
2 ВЛ 220 кВ


Орловская Курская Волгоградская
энергосистема энергосистема энергосистема

2 ВЛ 220 кВ 1 ВЛ 110 кВ 2 ВЛ 500 кВ

Рисунок 3.5. Блок-схема внешних электрических связей Липецкой энергосистемы

4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕГИОНА

4.1. Прогноз потребления на 5-летний период

Основными направлениями развития электроэнергетики региона на период до 2019 года будут являться:
- развитие ОЭЗ различного уровня на территории области;
- увеличение коммунально-бытовой нагрузки в г. Липецке, связанное с программой строительства новых жилых микрорайонов города и ликвидацией ветхого фонда;
- реконструкция существующих электросетевых объектов для повышения надежности электроснабжения потребителей электроэнергии.
Прогноз потребления электроэнергии и мощности (с разбивкой по годам) по территории Липецкой области представлен в таблицах 4.1 и 4.2:

Таблица 4.1

Прогноз потребления электроэнергии, млн. кВт.ч:

Год
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Липецкая область
12010
12096
12199
12257
12340
12407
Прирост
+0,6
+0,7
+0,9
+0,5
+0,7
+0,5

Таблица 4.2

Прогноз потребления мощности, МВт:

Год
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Липецкая область
1767
1784
1797
1809
1822
1829
Прирост
+3,7
+1,0
+0,7
+0,7
+0,7
+0,4

Согласно данным, представленным в таблицах 4.1 и 4.2, в период до 2019 г. планируется плавный рост электропотребления Липецкой области.

4.2. Перечень планируемых к строительству и выводу
из эксплуатации генерирующих мощностей

Перечень электростанций и энергетического оборудования электростанций, планируемых в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2014 - 2020 гг. к вводу с высокой вероятностью реализации:
1) Ввод новой электростанции: ГТРС ОАО "НЛМК" (газотурбинная расширительная станция):
- ГУБТ за доменной печью № 6 20 МВт 2015 <*> год;
- ГУБТ за доменной печью № 7 20 МВт 2015 <*> год;
--------------------------------

<*> - Согласно сведениям от собственника ОАО "НЛМК" (протокол № 2 от 06.06.2014 совещания по вопросу "Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на период с 2015 по 2019 год" (см. приложение Б).

2) Ввод ВИЭ (возобновляемых источников электрической энергии):
- СЭС (солнечная электрическая станция) "Казинка": 1 солнечный агрегат 15 МВт, 2016 год (ООО "КомплексИндустрия");
- СЭС "Нива": 1 солнечный агрегат 15 МВт, 2016 год (ООО "КомплексИндустрия");
- СЭС "Доброе": 1 солнечный агрегат 15 МВт, 2016 год (ООО "КомплексИндустрия").
Дополнительные объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2014 - 2020 гг.
1) НЛМК Электростанция на ВЭР1 (1 ТДЭ-0,5/2) 25 МВт, 2017 год;
2) НЛМК Электростанция на ВЭР2 (2 ТДЭ-0,5/2) 25 МВт, 2018 год;
3) НЛМК Электростанция на ВЭР3 (3 ТДЭ) 15 МВт, 2018 год;
4) НЛМК УТЭЦ турбогенератор ст. № 4 50 МВт, 2019 год.
Перечень электростанций и энергетического оборудования электростанций, планируемых в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2014 - 2020 гг. к выводу из эксплуатации с высокой вероятностью реализации, отсутствует.
Дополнительные объемы вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2014 - 2020 гг. (с учетом приказа Минэнерго № 839 от 22.11.2013 о согласовании вывода из эксплуатации турбоагрегатов Липецкой ТЭЦ-2 с 01 апреля 2016 г.).
1) Елецкая ТЭЦ, турбогенератор ст. № 3 10 МВт, 2015 год;
2) Елецкая ТЭЦ, турбогенератор ст. № 4 5 МВт, 2015 год;
3) Данковская ТЭЦ, турбогенератор ст. № 1 6 МВт, 2015 год;
4) Данковская ТЭЦ, турбогенератор ст. № 2 4 МВт, 2015 год;
5) Липецкая ТЭЦ-2, турбогенераторы ст. № 1 - 5 515 МВт, 2016 год.

4.3. Перспектива изменения установленной мощности
в Липецкой энергосистеме

Перспектива изменения установленной мощности на текущий год и перспективу 5 лет в Липецкой энергосистеме в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2014 - 2020 гг. (с учетом ввода и вывода из эксплуатации, модернизации, реконструкции генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации) приведена в таблице 4.3, МВт.

Таблица 4.3

Год
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Установленная мощность
1110,5
1110,5
1155,5
1155,5
1155,5
1155,5
Липецкая ТЭЦ-2
515
515
515
515
515
515
Елецкая ТЭЦ
67
67
67
67
67
67
Данковская ТЭЦ
10
10
10
10
10
10
ТЭЦ НЛМК
282
282
282
282
282
282
УТЭЦ (НЛМК)
150
150
150
150
150
150
Новая ГТРС НЛМК
40
40
40
40
40
40
ТЭЦ ЛМЗ Свободный Сокол
16
16
16
16
16
16
ТЭЦ Сахарных заводов
30,5
30,5
30,5
30,5
30,5
30,5
ВИЭ


45
45
45
45

4.4. Оценка перспективной балансовой ситуации
по электроэнергии и мощности

Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2014 - 2020 гг. (базовый вариант электропотребления с учетом ввода и вывода из эксплуатации, модернизации, реконструкции генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации) представлена в таблице 4.4.

Таблица 4.4

Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии,
млн. кВт.ч

N
Показатель
2014
2015
2016
2017
2018
2019
1
Потребление
12010
12096
12199
12257
12340
12407
Прирост, %
+0,6
+0,7
+0,9
+0,5
+0,7
0,5
2
Выработка
4860
5103
5180
5189
5185
5185
Прирост, %

+0,7
+1,5
+0,2
-0,1
0
2.1
Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"
1709
1709
1709
1709
1709
1709
2.2
Станции ППР
3151
3394
3390
3399
3395
3395

в том числе ГТРС НЛМК
0
243
244
243
243
230
2.3
ВИЭ
0
0
81
81
81
81
3
Сальдо-перетоки
7150
6993
7019
7068
7155
7222
Прирост, %

-2,2
+0,4
+0,7
+1,2
+0,9

Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2014 - 2020 гг. (базовый вариант электропотребления с учетом ввода и вывода из эксплуатации, модернизации, реконструкции генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации) представлена в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности, МВт

N
Показатель
2014
2015
2016
2017
2018
2019
1
Потребление
1767
1784
1797
1809
1822
1829
Прирост, %
+3,7
+1,0
+0,7
+0,7
+0,7
+0,4
2
Нагрузка электростанций
956,1
984,1
1029,1
1029,1
1029,1
1029,1
Прирост, %

+2,9
+4,6
0,0
0,0
0,0
2.1
Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"
517,1
517,1
517,1
517,1
517,1
517,1
2.2
Станции ППР
439
467
467
467
467
467

в том числе: ГТРС НЛМК
0
28
28
28
28
28

ВИЭ
0
0
45
45
45
45
3
Сальдо-перетоки
810,9
799,9
767,9
779,9
792,9
799,9
Прирост, %

-1,4
-4,0
+1,6
+1,7
+0,9

Анализ перспективной балансовой ситуации показывает, что рост электропотребления энергосистемы Липецкой области в среднем за период 2015 - 2019 будет обеспечиваться на 42% за счет собственной генерации и на 58% за счет сальдо-перетоков из соседних энергосистем.

4.5. Анализ потерь электрической энергии в сети 35 кВ и выше
Липецкой энергосистемы

В таблице 4.6 представлена структура технологических потерь электроэнергии в сети 220 кВ Липецкого РМЭС Верхне-Донского ПМЭС за 2013 год, тыс. кВт.ч.

Таблица 4.6


В том числе
Техн. потери
Переменные (нагрузочные)
Условно-постоянные
ВЛ, тыс. кВт.ч
АТ, тыс. кВт.ч
%
Всего условно-постоянные
%
Корона
АТ, ХХ
СН ПС
БСК и СК
ШР
ТТ, ТН, ОПН, УПВЧ, РВ
СППС
От токов утечки по изоляторам ВЛ
На плавку гололеда
Счетчики
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
151 818,9
70 853,04
27 657,25
64,89%
53 308,65
35,11%
21 134,17
23 475,06
5 792,55
0,00
0,00
997,43
310,00
1 596,78
0,00
2,67

Процент потерь относительно полезного отпуска (отпуска потребителю) в сети 220 кВ Липецкого РМЭС Верхне-Донского ПМЭС за 2013 год составил 2,37 (без учета внешних электрических связей Липецкой энергосистемы).
В таблице 4.7 представлена структура технологических потерь электроэнергии в сети 35 кВ, 110 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" за 2013 год.

Таблица 4.7

№ п/п
Наименование структурных составляющих
Численные значения по уровням напряжения
110 кВ
35 кВ
тыс. кВт.ч
%
тыс. кВт.ч
%
1
2
3
4
5
6
1
Отпуск электроэнергии в сеть
4244482,271
1290776,006
2
Условно-постоянные потери электроэнергии
38875,956
0,92%
27711,909
2,15%
2.1
Холостой ход трансформаторов
28139,204
0,66%
20910,594
1,62%
2.2
Корона в воздушных линиях
1552,033
0,04%
0,000
0,00%
2.3
Токи утечки в воздушных линиях
3807,801
0,09%
2739,925
0,21%
2.4
Изоляция в кабельных линиях
0,945
0,00%
0,000
0,00%
2.5
Измерительные трансформаторы тока
112,697
0,00%
72,514
0,01%
2.6
Измерительные трансформаторы напряжения
696,646
0,02%
532,672
0,04%
2.7
Счетчики прямого включения
0,000
0,00%
0,000
0,00%
2.8
Шунтирующие реакторы
0,000
0,00%
0,000
0,00%
2.9
Соединительные провода и сборные шины подстанций
374,422
0,01%
354,271
0,03%
2.10
Вентильные разрядники
186,163
0,00%
86,957
0,01%
2.11
Ограничители перенапряжений
13,817
0,00%
1,983
0,00%
2.12
Устройства присоединения ВЧ-связи
25,545
0,00%
3,984
0,00%
2.13
Компенсирующие устройства
0,000
0,00%
0,000
0,00%
2.14
Расход электроэнергии на собственные нужды
3966,685
0,09%
3009,007
0,23%
2.15
Расход электроэнергии на плавку гололеда
0,000
0,00%
0,000
0,00%
3
Нагрузочные потери электроэнергии
155563,165
3,67%
50618,784
3,92%
3.1
Трансформаторы
17630,089
0,42%
5795,948
0,45%
3.2
Линии
137933,076
3,25%
44822,837
3,47%
3.3
Токоограничивающие реакторы
0,000
0,00%
0,000
0,00%
3.4
Шинопроводы
0,000
0,00%
0,000
0,00%
4
Технические потери электроэнергии (п. 2 + п. 3)
194439,121
4,58%
78330,693
6,07%
5
Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета
11474,505
0,27%
4593,216
0,36%
6
Технологические потери электроэнергии (п. 4 + п. 5)
205913,626
4,85%
82923,909
6,42%

Из таблицы 4.7 следует, что величина потерь электроэнергии в сети 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" в 2013 году составила 6,42%, в сети 110 кВ - 4,85%.
Суммарно потери в сети 35-220 кВ за 2013 год составили 440 656,43 тыс. кВт.ч, 3,6% от потребления в области.
Уровень потерь электроэнергии в период с 2015 по 2019 года возрастет незначительно и составит следующие значения:
- 2015 год: в сети 35 кВ - 6,47%, в сети 110 кВ - 4,91%, в сети 220 кВ - 2,47%;
- 2016 год: в сети 35 кВ - 6,5%, в сети 110 кВ - 4,95%, в сети 220 кВ - 2,54%;
- 2017 год: в сети 35 кВ - 6,51%, в сети 110 кВ - 4,98%, в сети 220 кВ - 2,57%;
- 2018 год: в сети 35 кВ - 6,54%, в сети 110 кВ - 5,01%, в сети 220 кВ - 2,62%;
- 2019 год: в сети 35 кВ - 6,55%, в сети 110 кВ - 5,04%, в сети 220 кВ - 2,66%.

5. ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ РЕГИОНА

5.1. Существующее состояние теплоэнергетики региона

Выработка тепловой энергии в области осуществляется на 1 562 источниках тепла суммарной установленной мощностью 7904,3 Гкал/ч. Общая протяженность тепловых и паровых сетей в Липецкой области составляет 2056 км в двухтрубном исчислении, из которых свыше 95% приходится на городскую местность. Производство тепловой энергии в 2013 году составило 11,1 млн. Гкал. Крупные населенные пункты имеют централизованную систему теплоснабжения и обеспечиваются тепловой энергией, вырабатываемой на мощных источниках (котельных и теплоэлектростанциях). Отпуск тепловой энергии потребителям в Липецкой области осуществляют 48 предприятий и организаций. Наибольший объем тепловой энергии отпускается источниками: Липецкая ТЭЦ-2, Елецкая ТЭЦ, Данковская ТЭЦ, Юго-Западная, Северо-Западная, Привокзальная котельные г. Липецка.
На рисунке 5.1 представлена структура потребления тепловой энергии за 2013 год по Липецкой области в виде диаграммы.



Рисунок 5.1. Структура потребления тепловой энергии за 2013 год

Ниже представлены данные по филиалу ОАО "Квадра" - "Восточная генерация".
Производственное подразделение "Липецкая ТЭЦ-2".
Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая - 515 МВт; тепловая - 1002 Гкал/ч; общая тепловая мощность станции - 1002 Гкал/ч; располагаемая электрическая мощность - 477,03 МВт.
Производственное подразделение "Елецкая ТЭЦ".
Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая - 70 МВт; тепловая - 171,6 Гкал/ч; общая тепловая мощность станции - 289,6 Гкал/ч; располагаемая электрическая мощность - 59,79 МВт.
Производственное подразделение "Данковская ТЭЦ" (с 2014 года принадлежит ООО "Данковская тепловая компания"). Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая - 10 МВт; тепловая - 52 Гкал/ч; общая тепловая мощность станции - 152 Гкал/ч; располагаемая электрическая мощность - 7,74 МВт.
Производственное подразделение "Тепловые сети".
Установленная тепловая мощность - 1040 Гкал/час.
Производственное подразделение "Елецкие тепловые сети".
Установленная тепловая мощность - 156,251 Гкал/час.
Производственное подразделение "Коммунтеплоэнерго".
Установленная тепловая мощность - 186,744 Гкал/час.
Производственное подразделение "Северо-Восточные тепловые сети".
Установленная тепловая мощность - 115,160 Гкал/час.

Таблица 5.1

Информация по отпуску тепла по ТЭЦ и котельным филиала ОАО
"Квадра" - "Восточная генерация" за период с 2009 по 2013
годы по Липецкой области


2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
отпуск тепла, Гкал, в т.ч.
отпуск тепла, Гкал, в т.ч.
отпуск тепла, Гкал, в т.ч.
отпуск тепла, Гкал, в т.ч.
отпуск тепла, Гкал, в т.ч.
пар
горячая вода
пар
горячая вода
пар
горячая вода
пар
горячая вода
пар
горячая вода
Липецкая ТЭЦ-2 (пар 13 кгс/см2)
176 240
1 664 860
57 501
1 712 249
32 485
1 604 865
54 280
1 534 753
63 550
1 477 303
ПК

273 384

271 736

264 266

255 804

246 871
СЗК

684 283

677 103

666 248

648 765

633 549
ЮЗК

884 779

895 509

930 862

940 151

860 000
Елецкая ТЭЦ (пар 7,5 - 13 кгс/см2)
145 557
261 852
145 779
263 281
224 120
281 694
269 541
302 270
223 265
288 328
Данковская ТЭЦ (пар 2,5 - 7,5 кгс/см2)
11 033
180 210
9 796
178 490
6 143
167 931
3 645
164 688
4 137
162 709
ЕТС

265 860

263 600

227 457

191 832

188 422
КТЭ

205 147

183 496

161 259

165 959

150 754
СВТС



57 476

167 636

173 828

195 458
ИТОГО Липецкий регион
332 830
4 420 375
213 076
4 502 940
262 748
4 472 218
327 466
4 378 050
290 952
4 203 393

Таблица 5.2

Энерготопливный баланс филиала ОАО "Квадра" - "Восточная
генерация" по Липецкому региону за 2013 год


Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч
Отпуск электроэнергии, млн. кВт.ч
Отпуск тепла, тыс. Гкал
Расход условного топлива, тыс. тут
Потребность в натуральном топливе
Мазут, тыс. т
Газ, млн. куб. м
Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" (Липецкий регион)
2013 г.
1708,642
1471,073
4494,345
1196,628
0,017
1022,156
ПП "Липецкая ТЭЦ-2"
2013 г.
1537,843
1344,234
1540,853
658,831
0,002
558,707
ПП "Липецкие тепловые сети" (3 котельные)
2013 г.


1740,420
277,904
0,00
239,486
ПП "Елецкая ТЭЦ"
2013 г.
143,437
120,194
511,593
124,559
0,006
107,357
ПП "Елецкие тепловые сети" (48 котельных)
2013 г.


188,422
34,363
0,00
29,630
ПП "Данковская ТЭЦ"
2013 г.
27,362
16,646
166,846
36,397
0,005
31,332
ПП "Коммунтеплоэнерго" (58 котельных)
2013 г.


150,753
29,321
0,001
25,268
ПП "Северо-Восточные тепловые сети" (18 котельных)
2013 г.


195,458
35,255
0,00
30,375

5.2. Реализация мероприятий в сфере теплоснабжения
в 2013 - 2014 гг.

В 2013 году завершен 2-й этап строительства котельной мощностью 22 МВт с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии в г. Грязи. Построены 2 котельные в с. Боринское Липецкого района, 2 котельные мощностью 10,0 МВт и 0,5 МВт в г. Лебедянь, выполнена реконструкция котельной мощностью 18,6 МВт по ул. Антонова в г. Лебедянь, перевод котельных на газ в с. Волотово Лебедянского района, с. Спешнево-Ивановское Данковского района, реконструкция теплосети по ул. Неделина в г. Липецке и введена в эксплуатацию котельная в с. Ильино Липецкого района.
Переведены на индивидуальное поквартирное газовое отопление 765 квартир в г. Липецке, г. Лебедянь, г. Данкове, Лебедянском муниципальном районе.
В 2014 году в области теплоэнергетики планируются работы по строительству районной котельной в г. Лебедянь с целью переключения абонентской нагрузки потребителей ООО "ЛеМаЗ", котельной для теплоснабжения комплекса зданий Задонского политехнического техникума, строительство котельной для теплоснабжения 2 многоквартирных домов и объектов социальной сферы в пос. Дружба Становлянского района, завершение строительства котельной для ЦРБ Липецкого района.

5.3. Прогноз производства (отпуска) тепловой энергии
и потребность в топливе на 2015 - 2019 годы

В таблице 5.3 представлена информация по прогнозу производства (отпуска) тепловой энергии от электростанций и котельных филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" и потребность в топливе по Липецкой области на 2015 - 2019 годы.

Таблица 5.3

Прогноз производства (отпуска) тепловой энергии
от электростанций и котельных филиала ОАО "Квадра" -
"Восточная генерация" и потребность в топливе по Липецкой
области на 2015 - 2019 годы


Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч
Отпуск электроэнергии, млн. кВт.ч
Уд. расход условного топлива на отпуск эл. энергии, г/кВт.ч
Отпуск тепла, тыс. Гкал
Уд. расход условного топлива на отпуск тепла, кг/Гкал
Расход условного топлива, тыс. тут
Потребность в натуральном топливе
Мазут, тыс. т
Газ, млн. куб. м
Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" (Липецкий регион)
2015 г.
1792,588
1552,160
331,0
4615,792
157,8
1242,154
0,000
1100,643
2016 г.
1792,588
1552,160
331,0
4643,907
157,8
1246,667
0,000
1104,642
2017 г.
1792,588
1552,160
331,0
4678,649
157,8
1252,243
0,000
1109,582
2018 г.
1792,588
1552,160
331,0
4704,159
157,9
1256,337
0,000
1113,210
2019 г.
1792,588
1552,160
331,0
4729,159
157,9
1260,350
0,000
1116,766
ПП "Липецкая ТЭЦ-2"
2015 г.
1586,557
1385,033
327,0
1553,975
142,0
673,570
0,000
596,834
2016 г.
1586,557
1385,033
327,0
1553,975
142,0
673,570
0,000
596,834
2017 г.
1586,557
1385,033
327,0
1553,975
142,0
673,570
0,000
596,834
2018 г.
1586,557
1385,033
327,0
1553,975
142,0
673,570
0,000
596,834
2019 г.
1586,557
1385,033
327,0
1553,975
142,0
673,570
0,000
596,834
ПП "Липецкие тепловые сети" (3 котельные)
2015 г.



1816,914
160,5
291,615
0,000
258,393
2016 г.



1845,030
160,5
296,127
0,000
262,391
2017 г.



1879,772
160,5
301,703
0,000
267,332
2018 г.



1905,281
160,5
305,798
0,000
270,960
2019 г.



1930,281
160,5
309,810
0,000
274,515
ПП "Елецкая ТЭЦ"
2015 г.
175,139
147,221
347,0
521,856
162,0
135,626
0,000
120,175
2016 г.
175,139
147,221
347,0
521,856
162,0
135,626
0,000
120,175
2017 г.
175,139
147,221
347,0
521,856
162,0
135,626
0,000
120,175
2018 г.
175,139
147,221
347,0
521,856
162,0
135,626
0,000
120,175
2019 г.
175,139
147,221
347,0
521,856
162,0
135,626
0,000
120,175
ПП "Елецкие тепловые сети"
2015 г.



219,588
183,1
40,207
0,000
35,626
2016 г.



219,588
183,1
40,207
0,000
35,626
2017 г.



219,588
183,1
40,207
0,000
35,626
2018 г.



219,588
183,1
40,207
0,000
35,626
2019 г.



219,588
183,1
40,207
0,000
35,626
ПП "Данковская ТЭЦ"
2015 г.
30,892
19,905
490,0
168,222
170,0
38,351
0,000
33,982
2016 г.
30,892
19,905
490,0
168,222
170,0
38,351
0,000
33,982
2017 г.
30,892
19,905
490,0
168,222
170,0
38,351
0,000
33,982
2018 г.
30,892
19,905
490,0
168,222
170,0
38,351
0,000
33,982
2019 г.
30,892
19,905
490,0
168,222
170,0
38,351
0,000
33,982
ПП "Коммунтеплоэнерго"
2015 г.



139,054
197,0
27,394
0,000
24,273
2016 г.



139,054
197,0
27,394

24,273
2017 г.



139,054
197,0
27,394

24,273
2018 г.



139,054
197,0
27,394

24,273
2019 г.



139,054
197,0
27,394

24,273
ПП "Северо-Восточные тепловые сети"
2015 г.



196,182
180,4
35,391
0,000
31,359
2016 г.



196,182
180,4
35,391

31,359
2017 г.



196,182
180,4
35,391

31,359
2018 г.



196,182
180,4
35,391

31,359
2019 г.



196,182
180,4
35,391

31,359

6. ПЕРЕЧЕНЬ ПЛАНИРУЕМЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ ПРИСОЕДИНЕНИЙ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ К ПОДСТАНЦИЯМ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ

Перечень объектов, потребителей электроэнергии, строящихся, расширяемых и намечаемых к строительству в период 2014 - 2019 гг. с привязкой к центрам питания, представлен в таблице 6.1.

Таблица 6.1

N
Заявитель
РЭС
Заявленная мощность, МВт
Центр питания
2014
1
ОАО "ЛГЭК"
Грязинский РЭС
1,01
ПС 35/10 кВ № 1, ПС 35/10 кВ Матыра
2
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,29
ПС 110 кВ Трубная-2
3
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
3,9
ПС 110 кВ Трубная-2
4
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
6,9
ПС 110 кВ Трубная-2
5
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
1,7
ПС 110 кВ Тепличная
6
ООО "Петроком-Липецк"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Трубная-2
7
ООО "ЧугунСпецСтрой"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ КПД
8
ОАО "Компания Росинка"
г. Липецк
3,7
ПС 110 кВ Трубная-1
9
ООО "ФИН-Групп"
г. Липецк
1,4
ПС 110 кВ Трубная-2
10
ООО "Домостроительный комбинат"
г. Липецк
0,48
ПС 110 кВ Тепличная
11
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,11
ПС 110 кВ Юго-Западная
12
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
8,9
ПС 110 кВ Юго-Западная
13
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
8,65
ПС 110 кВ Юго-Западная
14
ООО "Фирма "Ремонт-Сервис"
г. Липецк
3
ПС 110 кВ ГПП-2
15
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
4,2
ПС 110 кВ Бугор
16
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,285
ПС 110 кВ Бугор
17
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
1,276
ПС 110 кВ Бугор
18
ООО "Техно-торговый центр "Фолиум"
г. Липецк
4,4
ПС 110 кВ Университетская
19
ООО "Электромост"
Липецкий РЭС
2,7
ПС 110 кВ Университетская
20
ОАО "Липецкая кондитерская фабрика "Рошен"
Липецкий РЭС
5
ПС 220 кВ Правобережная
21
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
5
ПС 110 кВ Манежная
22
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
1
ПС 110 кВ Манежная
23
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
3
ПС 110 кВ Манежная
24
ООКС УВД по Липецкой области (Перевод РП-32 и ТП-339)
г. Липецк
1
ПС 110 кВ Манежная
25
ОАО "Куриное царство"
Елецкий РЭС
0,6
ПС 110 кВ Химическая
26
ООО "Моторинвест"

5
отп. ВЛ Лутошкино
27
ООО "АгроРегион"
Измалковский РЭС
0,3
ПС 35/10 кВ Афанасьево
28
ООО "Куриное Царство" (бройлерный цех "Калабино-2")
Задонский РЭС
2,2
ПС 110 кВ Донская
29
ООО "Агромашсервис"
Елецкий РЭС
0,28
ПС 110 кВ Западная
30
ЗАО "Рафарма"
Тербунский РЭС
1,6
ПС 110 кВ Тербунский Гончар
2015
31
ООО "Липецкий офсетный комбинат" (ООО "ЛИОКОМ")
Грязинский РЭС
1,2
ПС 220 кВ Казинка
32
ООО "Технологии карбида кремния"
Грязинский РЭС
2,3
ПС 220 кВ Казинка
33
ООО "АВТ"
Грязинский РЭС
1,6
ПС 110 кВ ОЭЗ
34
Чернышева Светлана Анатольевна
Грязинский РЭС
0,5
ПС 110 кВ Казинка
35
ОАО "ЛГЭК"
Грязинский РЭС
0,5
ПС 35/10 кВ № 1, ПС 35/10 кВ Матыра
36
ООО "Бутырский источник"
Грязинский РЭС
0,26
ПС 35/10 кВ Бутырки
37
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 35/10 кВ Сселки
38
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Трубная-2
39
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Трубная-2
40
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Тепличная
41
ООО "Петроком-Липецк"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Трубная-2
42
ОАО "Компания Росинка"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Трубная-1
43
ООО "ФИН-Групп"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Трубная-2
44
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Юго-Западная
45
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Юго-Западная
46
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,35
ПС 110 кВ ГПП-2
47
ООО "Фирма "Ремонт-Сервис"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ ГПП-2
48
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Бугор
49
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Бугор
50
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Бугор
51
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Бугор
52
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,215
ПС 110 кВ Бугор
53
филиал Подгоренский мукомольный завод ОАО "Липецкхлебмакаронпром"
Липецкий РЭС
0,5
ПС 35/10 Хлебопродукты
54
ООО "Техно-торговый центр "Фолиум"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Университетская
55
ОАО "Липецкая кондитерская фабрика "Рошен"
Липецкий РЭС
3
ПС 220 кВ Правобережная
56
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Манежная
57
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Манежная
58
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Манежная
59
ООКС УВД по Липецкой области (Перевод РП-32 и ТП-339)
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Манежная
60
ЗАО "Новый век агротехнологий"
Чаплыгинский РЭС
0,5
ПС 110 кВ Компрессорная, ПС 110 кВ Заря
61
ОАО "Куриное царство"
Елецкий РЭС
0,3
ПС 110 кВ Химическая
62
Чернышев Иван Владимирович
Краснинский РЭС
0,5
ПС 35/10 кВ Сергиевка
63
ООО "Моторинвест"
Краснинский РЭС
1
отп. ВЛ Лутошкино
64
ООО "АгроРегион"
Измалковский РЭС
0,2
ПС 35/10 кВ Афанасьево
65
ООО "Куриное Царство" (бройлерный цех "Калабино-2")
Задонский РЭС
0,485
ПС 110 кВ Донская
66
ЗАО "Тандер"
Елецкий РЭС
0,25
ПС 110 кВ Западная
67
ЗАО "Рафарма"
Тербунский РЭС
0,2
ПС 110 кВ Тербунский Гончар
68
ООО "Долгоруковоагросервис"
Долгоруковский РЭС
0,2
ПС 110 кВ Долгоруково
2016
69
ООО "Липецкий офсетный комбинат" (ООО "ЛИОКОМ")
Грязинский РЭС
0,7
ПС 220 кВ Казинка
70
ООО "Технологии карбида кремния"
Грязинский РЭС
3,7
ПС 220 кВ Казинка
71
ООО "АВТ"
Грязинский РЭС
3
ПС 110 кВ ОЭЗ
72
ООО "Мондиаль Груп Ист"
Грязинский РЭС
0,2
ПС 110 кВ ОЭЗ
73
ОАО "ЛГЭК"
Грязинский РЭС
0,3
ПС 35/10 кВ № 1, ПС 35/10 кВ Матыра
74
ООО "Бутырский источник"
Грязинский РЭС
0,26
ПС 35/10 кВ Бутырки
75
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 35/10 Сселки
76
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Трубная-2
77
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Трубная-2
78
ООО "Петроком-Липецк"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Трубная-2
79
ООО "ФИН-Групп"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Трубная-2
80
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,11
ПС 110 кВ Юго-Западная
81
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Юго-Западная
82
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Бугор
83
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Бугор
84
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Бугор
85
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Бугор
86
ООО "ПластиФорм" (2 этап)
Липецкий РЭС
0,21
ПС 35/10 кВ Борино
87
Филиал Подгоренский мукомольный завод ОАО "Липецкхлебмакаронпром"
Липецкий РЭС
0,3
ПС 35/10 Хлебопродукты
88
ООО "Липецкое молоко"
Хлевенский РЭС
0,255
ПС 110 кВ Хлевное

90
ООО "Донская Нива" (2 этап)
Хлевенский РЭС
0,25
ПС 110 кВ Хлевное
91
ООО "Электромост"
Липецкий РЭС
0,3
ПС 110 кВ Университетская
92
ОАО "Липецкая кондитерская фабрика "Рошен"
г. Липецк
2
ПС 220 кВ Правобережная
93
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Манежная
94
ООКС УВД по Липецкой области (Перевод РП-32 и ТП-339)
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Манежная
95
ОАО "Домостроительный комбинат"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Манежная
96
ЗАО "Новый век агротехнологий"
Чаплыгинский РЭС
0,5
ПС 110 кВ Компрессорная, ПС 110 кВ Заря
97
ООО "ЛизингСтройИнвест" (ранее ООО "Эколайф")
Лебедянский РЭС
0,3
ПС 110 кВ Куймань
98
Агрофирма им. 15 лет Октября
Лебедянский РЭС
0,3
ПС 35/10 кВ Троекурово-Совхозная
99
ООО "Моторинвест"
Краснинский РЭС
1
отп. ВЛ Лутошкино
2017
100
ОАО "Свой Дом" (Романово)
Липецкий РЭС
0,378
ПС 35/10 кВ Романово
101
ООО "Липецкий офсетный комбинат" (ООО "ЛИОКОМ")
Грязинский РЭС
1
ПС 220 кВ Казинка
102
ООО "Технологии карбида кремния"
Грязинский РЭС
3
ПС 220 кВ Казинка
103
ООО "АВТ"
Грязинский РЭС
1,5
ПС 110 кВ ОЭЗ
104
ООО "Мондиаль Груп Ист"
Грязинский РЭС
0,3
ПС 110 кВ ОЭЗ
105
Чернышева Светлана Анатольевна
Грязинский РЭС
0,2
ПС 110 кВ Казинка
106
ОАО "ЛГЭК"
Грязинский РЭС
0,1
ПС 35/10 кВ № 1
107
ОАО "ЛГЭК"
Грязинский РЭС
0,1
ПС 35/10 кВ № 1
108
ОАО "МРСК Центра"
Грязинский РЭС
0,26
ПС 110 кВ ГПП-3
109
ОАО "МРСК Центра"
Грязинский РЭС
0,2
ПС 110 кВ ГПП-3
110
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,28
ПС 35/10 кВ Бутырки, ПС 35/10 Сселки
111
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Тепличная
112
ООО "ЧугунСпецСтрой"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ КПД
113
ОАО "Компания Росинка"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Трубная-1
114
ООО "Домостроительный комбинат"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Тепличная
115
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Юго-Западная
116
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,33
ПС 110 кВ ГПП-2
117
ООО "Фирма "Ремонт-Сервис"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ ГПП-2
118
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Бугор
119
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Бугор
120
ООО "Техно-торговый центр "Фолиум"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Университетская
121
ИП Егоров Вадим Николаевич
Хлевенский РЭС
0,37
ПС 110 кВ Хлевное
122
ОАО "Липецкая кондитерская фабрика "Рошен"
Липецкий РЭС
1
ПС 220 кВ Правобережная
123
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Манежная
124
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Манежная
125
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Манежная
126
ОАО "Куриное царство"
Елецкий РЭС
0,3
ПС 110 кВ Химическая
127
Чернышев Иван Владимирович
Краснинский РЭС
0,2
ПС 35/10 кВ Сергиевка
128
ООО "АгроРегион"
Измалковский РЭС
0,2
ПС 35/10 кВ Афанасьево
129
ОАО "Куриное царство"
Елецкий РЭС
0,3
ПС 110 кВ ОЭЗ ЕлецПром
130
ООО "Куриное Царство" (бройлерный цех "Калабино-2")
Задонский РЭС
0,3
ПС 110 кВ Донская
131
ЗАО "Тандер"
Елецкий РЭС
0,3
ПС 110 кВ Западная
132
ООО "Агромашсервис"
Елецкий РЭС
0,3
ПС 110 кВ Западная
133
ЗАО "Рафарма"
Тербунский РЭС
0,3
ПС 110 кВ Тербунский Гончар
134
ООО "Агробитхолод"
Тербунский РЭС
0,2
ПС 110 кВ Тербунский Гончар
135
ООО "Долгоруковоагросервис"
Долгоруковский РЭС
0,3
ПС 110 кВ Долгоруково
136
МКР Черная Слобода
Елецкий РЭС
1,438
ПС 35 кВ Черная Слобода
2018
137
ООО "Липецкий офсетный комбинат" (ООО "ЛИОКОМ")
Грязинский РЭС
1
ПС 220 кВ Казинка
138
ООО "Технологии карбида кремния"
Грязинский РЭС
3
ПС 220 кВ Казинка
139
ООО "АВТ"
Грязинский РЭС
3
ПС 110 кВ ОЭЗ
140
ООО "Мондиаль Груп Ист"
Грязинский РЭС
0,2
ПС 110 кВ ОЭЗ
141
ОАО "ЛГЭК"
Грязинский РЭС
0,3
ПС 35/10 кВ № 1, ПС 35/10 кВ Матыра
142
ООО "Бутырский источник"
Грязинский РЭС
0,26
ПС 35/10 кВ Бутырки
143
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,28
ПС 35/10 кВ Бутырки, ПС 35/10 Сселки
144
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 35/10 Сселки
145
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,25
ПС 110 кВ Трубная-2
146
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Трубная-2
147
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Трубная-2
148
ООО "Петроком-Липецк"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Трубная-2
149
ООО "ФИН-Групп"
г. Липецк
0,25
ПС 110 кВ Трубная-2
150
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,11
ПС 110 кВ Юго-Западная
151
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Юго-Западная
152
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Бугор
153
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Бугор
154
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Бугор
155
ООО "ПластиФорм" (2 этап)
Липецкий РЭС
0,2
ПС 35/10 кВ Борино
156
Филиал Подгоренский мукомольный завод ОАО "Липецкхлебмакаронпром"
Липецкий РЭС
0,26
ПС 35/10 Хлебопродукты
157
ООО "Липецкое молоко"
Хлевенский РЭС
0,25
ПС 110 кВ Хлевное
158
ООО "Донская Нива" (2 этап)
Хлевенский РЭС
0,25
ПС 110 кВ Хлевное
159
ООО "Электромост"
Липецкий РЭС
0,5
ПС 110 кВ Университетская
160
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,226
ПС 110 кВ Манежная
161
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,14
ПС 110 кВ Манежная
162
ООКС УВД по Липецкой области (Перевод РП-32 и ТП-339)
г. Липецк
0,3
ПС 110 кВ Манежная
163
ОАО "Домостроительный комбинат"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Манежная
164
ЗАО "Новый век агротехнологий"
Чаплыгинский РЭС
0,5
ПС 110 кВ Компрессорная, ПС 110 кВ Заря
165
ООО "ЛизингСтройИнвест" (ранее ООО "Эколайф")
Лебедянский РЭС
0,2
ПС 110 кВ Куймань
166
Агрофирма им. 15 лет Октября
Лебедянский РЭС
0,3
ПС 35/10 кВ Троекурово-Совхозная
167
ООО "Моторинвест"
Краснинский РЭС
2
отп. ВЛ Лутошкино
168
ОАО "Куриное царство"
Елецкий РЭС
0,3
ПС 110 кВ ОЭЗ ЕлецПром
2019
169
ООО "Липецкий офсетный комбинат" (ООО "ЛИОКОМ")
Грязинский РЭС
2
ПС 220 кВ Казинка
170
ООО "Технологии карбида кремния"
Грязинский РЭС
2
ПС 220 кВ Казинка
171
ООО "АВТ"
Грязинский РЭС
2,5
ПС 110 кВ ОЭЗ
172
ООО "Мондиаль Груп Ист"
Грязинский РЭС
0,26
ПС 110 кВ ОЭЗ
173
Чернышева Светлана Анатольевна
Грязинский РЭС
0,15
ПС 110 кВ Казинка
174
ОАО "ЛГЭК"
Грязинский РЭС
2,91
ПС 35/10 кВ № 1
175
ОАО "ЛГЭК"
Грязинский РЭС
0,23
ПС 35/10 кВ № 1
176
ОАО "МРСК Центра"
Грязинский РЭС
0,45
ПС 110 кВ ГПП-3
177
ОАО "МРСК Центра"
Грязинский РЭС
0,4
ПС 110 кВ ГПП-3
178
ОАО "ЛГЭК"
Грязинский РЭС
0,61
ПС 35/10 кВ № 1, ПС 35/10 кВ Матыра
179
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,29
ПС 35/10 кВ Бутырки, ПС 35/10 Сселки
180
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
1
ПС 110 кВ Трубная-2
181
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
2
ПС 110 кВ Трубная-2
182
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Тепличная
183
ООО "Петроком-Липецк"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Трубная-2
184
ООО "ЧугунСпецСтрой"
г. Липецк
0,255
ПС 110 кВ КПД
185
ОАО "Компания Росинка"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Трубная-1
186
ООО "Домостроительный комбинат"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Тепличная
187
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,11
ПС 110 кВ Юго-Западная
188
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Юго-Западная
189
ООО "Фирма "Ремонт-Сервис"
г. Липецк
1
ПС 110 кВ ГПП-2
190
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Бугор
191
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Бугор
192
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Бугор
193
ООО "ПластиФорм" (2 этап)
Липецкий РЭС
0,5
ПС 35/10 кВ Борино
194
ООО "Липецкое молоко"
Хлевенский РЭС
0,25
ПС 110 кВ Хлевное
195
ООО "Донская Нива" (2 этап)
Хлевенский РЭС
0,25
ПС 110 кВ Хлевное
196
ООО "Техно-торговый центр "Фолиум"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Университетская
197
ИП Егоров Вадим Николаевич
Хлевенский РЭС
0,56
ПС 110 кВ Хлевное
198
ООО "Электромост"
Липецкий РЭС
0,5
ПС 110 кВ Университетская
199
ОАО "Липецкая кондитерская фабрика "Рошен"
Липецкий РЭС
5
ПС 220 кВ Правобережная
200
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Манежная
201
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,8
ПС 110 кВ Манежная
202
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Манежная
203
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,2
ПС 110 кВ Манежная
204
ОАО "ЛГЭК"
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Манежная
205
ООКС УВД по Липецкой области (Перевод РП-32 и ТП-339)
г. Липецк
0,5
ПС 110 кВ Манежная
206
ЗАО "Новый век агротехнологий"
Чаплыгинский РЭС
0,5
ПС 110 кВ Компрессорная, ПС 110 кВ Заря
207
ООО "ЛизингСтройИнвест" (ранее ООО "Эколайф")
Лебедянский РЭС
0,3
ПС 110 кВ Куймань
208
ОАО "Куриное царство"
Данковский РЭС
0,5
ПС 110 кВ Химическая
209
Агрофирма им. 15 лет Октября
Лебедянский РЭС
0,3
ПС 35/10 кВ Троекурово - Совхозная
210
Чернышев Иван Владимирович
Краснинский РЭС
0,3
ПС 35/10 кВ Сергиевка
211
ООО "Моторинвест"
Краснинский РЭС
2
отп. ВЛ Лутошкино
212
ООО "АгроРегион"
Измалковский РЭС
0,3
ПС 35/10 кВ Афанасьево
213
ОАО "Куриное царство"
Елецкий РЭС
0,3
ПС 110 кВ ОЭЗ ЕлецПром
214
ОАО "Куриное царство"
Елецкий РЭС
0,3
ПС 110 кВ ОЭЗ ЕлецПром
215
ООО "Куриное Царство" (бройлерный цех "Калабино-2")
Задонский РЭС
0,5
ПС 110 кВ Донская
216
ООО "Агромашсервис"
Елецкий РЭС
0,4
ПС 110 кВ Западная
217
ЗАО "Рафарма"
Тербунский РЭС
0,5
ПС 110 кВ Тербунский Гончар
218
ООО "Агробитхолод"
Тербунский РЭС
0,5
ПС 110 кВ Тербунский Гончар
219
ООО "Долгоруковоагросервис"
Долгоруковский РЭС
0,35
ПС 110 кВ Долгоруково

7. ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫЕ ОБЪЕКТЫ 220 КВ И ВЫШЕ НА ТЕРРИТОРИИ
ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ

7.1. Общая характеристика электросетевых объектов
220 кВ и 500 кВ

В Липецкой области эксплуатируются сети 220 кВ и 500 кВ. Электрические сети 220 кВ являются системообразующими и предназначены для создания ЦП распределительных сетей 110 и 35 кВ. Сети 500 кВ являются основными в ЕЭС России, выполняя системообразующие и межсистемные связи, выдачу мощности крупнейших электростанций, электроснабжение крупных нагрузочных узлов сети 220 и 110 кВ, концентрированно расположенных потребителей нефтяной, газовой и металлургической промышленности. На территории Липецкой области находятся три подстанции с высшим напряжением 500 кВ "Липецкая-500", "Борино", "Елец-500" и 14 подстанций с высшим напряжением 220 кВ, из которых только 8 ПС 220/110 кВ питают сети 110 кВ Липецкой энергосистемы ("Сокол", "Металлургическая", "Северная", "Новая", "Правобережная", "Елец-220", "Тербуны-220", "Дон").
Основными центрами питания (далее по тексту - ЦП) распределительных сетей 35-110 кВ являются: подстанции с высшим напряжением 220 кВ: Сокол, Северная, Новая, Правобережная, Дон, Елец-220, Тербуны. Подстанции напряжением 220 кВ и выше имеют два и более независимых источника питания и на всех установлено по два и более автотрансформаторов, кроме ПС 220 кВ Сокол, где установлен один автотрансформатор и подстанция на напряжении 220 кВ питается по одной ВЛ 220 кВ.
Подстанция 220/110 кВ Металлургическая с установленной автотрансформаторной мощностью 2 x 250 МВА обеспечивает электроэнергией в основном потребителей ОАО "НЛМК", и через нее осуществляется выдача мощности Липецкой ТЭЦ-2.
Также в области имеются тяговые и компрессорные подстанции с высшим напряжением 220 кВ: Грязи-Орловские, Пост-474, Усмань тяга, Чириково, КС-29, Маяк.
На подстанции 220/110/35 кВ Правобережная АТ-1 имеет дефект обмоток и не может быть использован в работе под большой нагрузкой. Сегодня он работает только на сеть 35 кВ совместно с АТ-2. В настоящее время осуществляется комплексная реконструкция ПС Правобережная с заменой всего основного оборудования. На реконструируемой подстанции планируется установка четырех автотрансформаторов по 150 МВА, из них два с напряжением обмоток 220/110/35 кВ и два с напряжением 220/110/10 кВ (два автотрансформатора на настоящий момент уже смонтированы).
В таблице 7.1 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 220 и 500 кВ на территории Липецкой области.

Таблица 7.1

Сводная информация по электросетевым объектам 220 и 500 кВ

Объект
Кол-во, шт.
Мощность, МВА
Протяженность, км
ВСЕГО ПС
18
7593
-
ПС 500 кВ
3
3507
-
500/220/35
3
3507
-
ПС 220 кВ
15
4086
-
220/110/35/10 кВ
7
2585
-
220/110/10
1
500

220/35/27,5 (тяговые)
2
120
-
220/27,5/10 (тяговые)
2
160

220/10 (компрессорные)
2
521

220/10/10
1
200

ВЛ 500 кВ
9
-
437,42
ВЛ 220 кВ
33
-
1044,29

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

Ниже в таблицах 7.2 и 7.3 представлены электросетевые объекты напряжением 220 и 500 кВ, находящиеся на территории Липецкой области: подстанции, линии электропередач, и их основные параметры.

Таблица 7.2

Подстанции 500, 220 и 110 кВ, находящиеся на территории
Липецкой области

№ п/п
Наименование ПС
Напряжения, кВ
Год ввода ПС
Трансформаторы и автотрансформаторы
N
Фаза
тип
мощность, МВА
год ввода
тех. сост.
1
Борино
500/220/10
1971
АТ1
А
АОДЦТН
167
1971
рабочее
500/220/10
АТ-1
В
АОДЦТН
167
1971
рабочее
500/220/10
АТ-1
С
АОДЦТН
167
1971
ухудшенн.
500/220/10
АТ-2
А
АОДЦТН
167
1971
рабочее
500/220/10
АТ-2
В
АОДЦТН
167
1971
рабочее
500/220/10
АТ-2
С
АОДЦТН
167
1994
ухудшенн.
2
Елецкая <*>
500/220/10
1985
АТ-1
А
АОДЦТН
167
1986
рабочее
500/220/10
АТ-1
В
АОДЦТН
167
1986
рабочее
500/220/10
АТ-1
С
АОДЦТН
167
1986
ухудшенн.
500/220/10
АТ-2
А
АОДЦТН
167
1995
рабочее
500/220/10
АТ-2
В
АОДЦТН
167
1995
рабочее
500/220/10
АТ-2
С
АОДЦТН
167
1995
рабочее
3
Липецкая
500/220/35
1991
АТ-1
А
АОДЦТН
167
1992
рабочее
500/220/35
АТ-1
В
АОДЦТН
167
1992
рабочее
500/220/35
АТ-1
С
АОДЦТН
167
1992
рабочее
500/220/35
АТ-2
А
АОДЦТН
167
1991
рабочее
500/220/35
АТ-2
В
АОДЦТН
167
1991
рабочее
500/220/35
АТ-2
С
АОДЦТН
167
1991
рабочее
500/220/35
АТ-3
А
АОДЦТН
167
1996
рабочее
500/220/35
АТ-3
В
АОДЦТН
167
1996
ухудшенн.
500/220/35
АТ-3
С
АОДЦТН
167
1996
рабочее
4
Металлургическая
220/110/35
1988
АТ-1
А, В, С
АТДЦТН
250
1990
рабочее
220/110/35
АТ-2
А, В, С
АТДЦТН
250
1988
рабочее
5
Северная
220/110/10
2010
АТ-1
А, В, С
АТДЦТН
250
2010
рабочее
220/110/10
АТ-2
А, В, С
АТДЦТН
250
2010
рабочее
6
Новая
220/110/35
1977
АТ-1
А, В, С
АТДЦТН
200
1978
рабочее
220/110/35
АТ-2
А, В, С
АТДЦТН
200
1977
рабочее
7
Правобережная <**>
220/110/35
1975
АТ
А, В, С
АТДЦТН
150
2013
рабочее
220/110/10
АТ
А, В, С
АТДЦТН
150
2013
рабочее
220/110/35
АТ-1
А, В, С
АТДЦТНГ
125
1975
ухудшенн.
220/110/35
АТ-2
А, В, С
АТДЦТН
125
1990
рабочее
220/110/35
АТ-3
А, В, С
АТДЦТН
125
1984
рабочее
35/10
Т-1
А, В, С
ТДНС
10
2008
рабочее
8
Сокол
220/110/35
1989
АТ-1
А, В, С
АТДЦТН
125
1989
рабочее
9
Елецкая
220/110/35
1969
АТ-1
А, В, С
АТДЦТН
125
1976
рабочее
220/110/35
АТ-2
А, В, С
АТДЦТН
125
1969
рабочее
220/110/35
АТ-3
А, В, С
АТДЦТН
125
1985
рабочее
10
Тербуны
220/110/35
1993
АТ-1
А, В, С
АТДЦТН
125
1994
рабочее
220/110/35
АТ-2
А, В, С
АТДЦТН
125
1993
рабочее
11
Дон
220/110/35
1987
АТ-1
А, В, С
АТДЦТН
125
1994
рабочее
220/110/35
АТ-2
А, В, С
АТДЦТН
125
1987
рабочее
12
Маяк
220/10
1985
Т-1
А, В, С
ТРНДС
40
1985
рабочее
220/10
Т-2
А, В, С
ТРНДС
40
1985
рабочее
13
КС-29
220/10
1984
Т-1
А, В, С
ТРДЦН
63
1984
рабочее
220/10
Т-3
А, В, С
ТРДЦН
63
1985
рабочее
220/10
Т-4
А, В, С
ТРДЦН
63
1985
рабочее
220/10
Т-5
А, В, С
ТРДЦН
63
1986
рабочее
220/10
Т-6
А, В, С
ТРДЦН
63
1986
рабочее
220/10
Т-7
А, В, С
ТРДЦН
63
1987
рабочее
220/10
Т-8
А, В, С
ТРДЦН
63
1987
рабочее
14
Грязи-Орловские <***>
220/27/10

Т-1
А, В, С

40


220/27/10
Т-2
А, В, С

40


15
Пост-474 <***>
220/35/27

Т-1
А, В, С

40


16
Усмань - Тяговая <***>
220/35/27

Т-1
А, В, С

40


220/35/27
Т-2
А, В, С

40


17
Чириково <***>
220/27/10

Т-1
А, В, С

40


220/27/10
Т-2
А, В, С

40


18
ГПП-15-2 <****>
220/10/10

Т-1
А, В, С
ТРДЦН
100


220/1010
Т-2
А, В, С
ТРДЦН
100



--------------------------------
<*> - На подстанции 550/220/35 кВ Елецкая автотрансформатор фазы С АТ-1 находится на учащенном контроле (концентрация растворенных газов выше нормы).
<**> - На ПС 220 кВ Правобережная проходит полная реконструкция с увеличением мощности до 4 x 150 МВА.
<***> - ПС 220 кВ: Грязи-Орловские, Пост-474, Усмань - Тяговая и Чириково - являются в основном тяговыми подстанциями, принадлежащими филиалу ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.
<****> - ПС 220 кВ ГПП-15-2 находится на балансе ОАО "НЛМК".
Подстанции с выделенными цветом годами ввода имеют срок эксплуатации больше нормативного.

Таблица 7.3

Воздушные линии 500 и 220 кВ, находящиеся на территории
Липецкой области

№ п/п
Наименование ВЛ
Год ввода, г.
Год реконстр., г.
Число цепей
Протяженность
Район по гололеду/ветру/пляске/грозе (час)
Провод
Грозотрос
По цепям
По трассе (с разбивкой по участкам)
По трассе
Марка
Участок подвески
Длина, км
Марка
Участок подвески
Длина, км
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15





437,42
437,42
437,42



437,42


571,34
1
ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Восточная
1959

1
60,00
60,00
60,000
II - III/II/II/60 - 80
3хАС 480/60
1261-1410
60,00
1хС 70
1261-1410
60,00
ОКГТ
1261-1411
2
ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС
1959

1
59,88
59,88
122,960
II - III/II/II/60 - 80
3хАС 480/60
1261-1411
59,88
2хС 70
1261-1410
193,80
Отпайка на Нововоронежскую АЭС
1982
1
63,08
63,08
II - III/II/II/60 - 80
3хАС 400/51
266-467
63,08
2хС 70
266-467
63,08
3
ВЛ 500 кВ Елецкая - Борино
1977

1
85,40
85,40
85,400
II/II/II 60 - 80
3хАС 330/43
1032-1294
85,40
2хАС 70/72
1032-1294
85,40
4
ВЛ 500 кВ Новобрянская - Елецкая
1977

1
33,90
33,90
33,900
III - IV/II/II 60-80
3хАС 330/43
920-1031
33,90
2хАС 70/72
920-1031
33,90
5
ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино
1971

1
53,50
53,50
53,500
II/II/II 60 - 80
3хАС 400/51
3-138
53,28
2хС 70
1-138
53,50
2хАП 500
1-3
0,22
6
ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Восточная
1959

1
2,16
2,16
2,160
II/I/I/40 - 60
3хАС 480/60
1411-1417
2,16
2хС 70
1411-1417
2,16
7
ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Западная
1959

1
1,69
1,69
1,690
II/I/I/40 - 60
3хАС 480/60
1412-1417
1,69
2хС 70
1412-1417
1,69
8
ВЛ 500 кВ Борино - Воронежская
1972

1
74,89
74,89
74,890
II/II/II 80 - 100
3хАС 400/51
1-187
74,89
1хС 70
1,187
74,89
ОКГТ
1-187
9
ВЛ 500 кВ Липецкая - Тамбовская
1990

1
2,92
2,92
2,920
III/II/II/40 - 60
3хАС 300/48
1-12
2,92
2хАЖС 70/39
1-12
2,92





1044,29
801,17
801,17



1044,29


907,95
10
ВЛ 220 кВ Липецкая - Пост-474 тяговая
1961

2
29,91
14,955
14,955
II/II/II/80 100
АС-500/64
1-88
29,91
С 70
1-53,54-88
14,96
11
ВЛ 220 кВ Кировская - Пост-474 тяговая
1961

2
68,43
34,215
34,215
II/II/II/80 100
АС-500/64
136-330
68,43
С 70
136-330
34,22
12
ВЛ 220 кВ Липецкая - Грязи-Орловские тяговая
1961

2
27,94
13,970
13,970
II/II/II/80 100
АС-500/64
1-85
27,94
С 70
1-53,55-85
15,40
13
ВЛ 220 кВ Грязи-Орловские тяговая - Усмань - тяговая
1961

2
59,58
29,790
29,790
II/II/II/80 100
АС-500/64
1-175
59,58
С 70
1-108,109-175
30,62
14
ВЛ 220 кВ Южная - Усмань - тяговая
1961

2
20,46
10,230
10,230
II/II/II/80 100
АС-500/64
135-191
20,46
С 70
135-191
10,23
15
ВЛ 220 кВ Липецкая - Металлургическая I цепь
1966

2
19,88
9,941
17,761
II/III/I/40 - 60
АС 300/39
1-53
19,88
2хС 70
портал-1
0,094
1960
13,41
6,705
53-90
13,41
С 70
1-102
17,754
1969
1,52
0,760
90-102
2,23
2хС 70
102-портал
0,05

2009
0,71
0,355
16
ВЛ 220 кВ Липецкая - Металлургическая II цепь
1966

2
19,88
9,941
17,761
II/III/I/40 - 60
АС 300/39
1-53
19,88
2хС 70
портал-1
0,094
1960
13,41
6,705
53-90
13,41
С 70
1-102
17,754
1969
1,52
0,760
90-102
2,23
2хС 70
102-портал
0,05

2009
0,71
0,355
17
ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная I цепь
1960

2
20,13
10,065
16,990
II/III/I/40 - 60
АС 300/39
1-58
20,13
2хС 70
портал-2н
0,17
1966
4,05
2,025
58-69
4,05
С 70
2н-79
13,59
1969
9,45
4,727
69-100
9,80
С 70
79-100
3,30
2хС 70
100-портал
0,02

2010
0,35
0,173
18
ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь
1960

2
20,13
10,065
16,990
II/III/I/40 - 60
АС 300/39
1-58
20,13
2хС 70
портал-2н
0,17
1966
4,05
2,025
58-69
4,05
С 70
2н-79
13,59
1969
9,45
4,727
69-100
9,80
С 70
79-100
3,30
2хС 70
100-портал
0,02

2010
0,35
0,173
19
ВЛ 220 кВ Борино - Новая I цепь
1972

2
4,46
2,230
19,470
III/III/I/40 - 60
АС 300/39
1-15
4,46
2хС 70
портал-1
0,03
1966
22,34
11,170
15-70
22,34
С 70
1-15
2,20
1969
9,60
4,800
70-97
9,60
С 70
15-70
11,17
1977
2,54
1,270
97-105
2,54
С 70
70-97
4,81
С 70
97-105
1,24
2хС 70
105-портал
0,05
20
ВЛ 220 кВ Борино - Новая II цепь
1972

2
4,46
2,230
19,470
III/III/I/40 - 60
АС 300/39
1-15
4,46
2хС 70
портал-1
0,03
1966
22,34
11,170
15-70
22,34
С 70
1-15
2,20
1969
9,60
4,800
70-97
9,60
С 70
15-70
11,17
1977
2,54
1,270
97-105
2,54
С 70
70-97
4,81
С 70
97-105
1,24
2хС 70
105-портал
0,05
21
ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная I цепь
1972

2
4,31
2,155
5,885
III/III/I/40 - 60
АС 300/39
1-14
4,31
С 70
1-14
2,16
1966
7,46
3,730
14-35
7,46
С 70
14-35
3,73
22
ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь
1972

2
4,31
2,155
5,885
III/III/I/40 - 60
АС 300/39
1-14
4,31
С 70
1-14
2,16
1966
7,46
3,730
14-35
7,46
С 70
14-35
3,73
23
ВЛ 220 кВ Северная - Металлургическая I цепь
1969

2
1,70
0,850
1,061
II/II/I/40 - 60
АС 300/39
5-8
1,70
С 70
5-10
0,83
2хС 70
10-портал
0,03

2010
0,42
0,211
1-5
0,42
С 70
1-5
0,21
24
ВЛ 220 кВ Северная - Металлургическая II цепь
1969

2
1,70
0,850
1,061
II/II/I/40 - 60
АС 300/39
5-8
1,70
С 70
5-10
0,83
2хС 70
10-портал
0,03

2010
0,42
0,211
1-5
0,42
С 70
1-5
0,21
25
ВЛ 220 кВ Северная - Новая I цепь
2012
2012
2
2,30
1,152
1,533
II/II/I/40 - 60
АС 400/51
1-8
2,30
2хС 70
портал-1
0,04
8-портал
0,76
С 70
1-8
1,11
2010
2010
С 70
8-15
0,36
0,76
0,381
2хС 70
15-портал
0,03
26
ВЛ 220 кВ Северная - Новая II цепь
2012
2012
2
2,30
1,152
1,533
II/II/I/40 - 60
АС 400/51
1-8
2,30
2хС 70
портал-1
0,04
8-портал
0,76
С 70
1-8
1,11
2010
2010
С 70
8-15
0,36
0,76
0,381
2хС 70
15-портал
0,03
27
ВЛ 220 кВ Липецкая - Сокол
1989

2
1,25
1,250
29,620
III/III/I/40 - 60
АС 400/51
1-5
1,25
С 70
1-11
2,80
1
28,37
28,370
5-120
28,37
ОКГТ
1-120
31,27
С 70
111-120
1,90
28
ВЛ 220 кВ Дон - Чириково
1981

1
42,22
42,220
42,260
III/III/I/40 - 60
АС 300/39
1-178
42,22
ОКГТ
1-178
42,22
1991
2
0,08
0,040
178-портал
0,08
2хС 70
178-портал
0,08
29
ВЛ 220 кВ Борино - Чириково
1981
1991
0,08
0,040
28,220
III/III/I/40 - 60
АС 300/39
118-портал
0,08
118-портал

1
28,18
28,180
1-118
28,18
ОКГТ
1-118
28,14



30
ВЛ 220 кВ Борино - Елецкая 220 № 1
1977

1
68,10
68,100
68,100
II/II/II/40 - 60
АС 400/51
1-110, 111-277
64,44
1хС 70
портал-1, 44-110, 112-269
53,00
АС 400/93
110-111
0,65
2хС 70
269-277, 290-портал
2,10
С 70
44-110, 111-269
53,07
ОКГТ
портал-1, 1-269
66,12
1981
АС 400/51
277-290
3,01
С 70
277-290
2,99
31
ВЛ 220 кВ Елецкая-220 - Ливны с отпайкой на ПС Тербуны
1979

2
8,43
4,214
43,904
II/II/II/40 - 60
АС 300/39
301-340
8,43



1993

1
39,69
39,690
III/II/II/40 - 60
АС 300/39
1-166
39,69
2хС 70
1-166
39,67
32
ВЛ 220 кВ Борино - Елецкая 220 № 2
1969

1
68,99
68,990
68,990
II/II/II/40 - 60
АС 400/51
1-269
59,59
2хС 70
портал-1, 113-114
0,82
С 70
1-113, 114-269
58,77
1972
АС 400/51
269-314
9,40
С 70
269-314
9,40
33
ВЛ 220 кВ Маяк - Елецкая 220
1985

1
19,51
19,510
19,510
III/III/II/40 - 60
АС 400/51
1-22
3,72
2хС 70
портал-21
3,52
С 70
89-портал
0,60
1984
22-94
15,79
ОКГТ
21-94, 94-портал
20,83
34
ВЛ 220 кВ Елецкая - Маяк
1984

1
23,20
23,200
23,200
III/III/II/40 - 60
АС 400/51
1-91
19,73
2хС 70
91-портал
3,47
С70
4-13, 87-91
2,43
1985
91-111
3,47
ОКГТ
1-87
21,09
35
ВЛ 220 кВ Елецкая - Тербуны
1992

1
76,19
76,190
76,190
III/II/II/40 - 60
АС 300/39
1-152
36,51
С 70
портал-2
0,27
1996
152-341
39,68
2хС 70
2-152
36,25
С70
152-341
39,65
36
ВЛ-220 кВ Дон-КС 29
1984

1
41,77
41,770
41,770
III/II/II/40 - 60
АС 300/39
1-5
0,56



1981
5-25
4,29
С 70
1-4, 176-186
2,33

25-186
36,92
ОКГТ
1-176
41,77






37
ВЛ 220 кВ Елецкая - КС-29 № 1
1985

1
33,60
33,600
33,600
III/II/II/40 - 60
АС 400/51
1-164
33,60
ОКГТ
1-164
33,61
С 70
3-14, 135-161, 164-портал
6,52
38
ВЛ 220 кВ Елецкая - КС-29 № 2
1986

1
33,56
33,560
33,560
III/II/II/40 - 60
АС 400/51
1-163
33,56
С 70
портал-4, 15-136, 162-163
27,01
2хС 70
4-15, 136-162, 163-портал
6,55
39
ВЛ 220 кВ Елецкая - КС-29 № 3
1989

1
33,32
33,320
33,320
III/III/II/40 - 60
АС 400/51
1-146
33,32
С 70
портал-4, 15-145, 145-портал
31,26
2хС 70
4-15
2,06
40
ВЛ 220 кВ Липецкая - Мичуринская I цепь
1962

2
10,27
5,135
5,135
III/I/II/40
АС 400/51
1-38
10,27



ОКГТ
1-11
4,00
41
ВЛ 220 кВ Липецкая - Мичуринская II цепь
1975

2
10,27
5,135
5,135
III/I/II/40
АС 400/51
1-38
10,27
1-11
11-38
6,27
1хС 70
11-38
6,27
42
ВЛ 220 кВ Липецкая - Котовская
1972

1
20,10
20,100
20,100
III/I/II/40
АС 400/51
1-9
2,40
С 70
1-11
2,70
АС 300/39
9-86
17,70
ОКГТ
1-86
20,10

ВЛ с выделенными годами ввода имеют срок эксплуатации больше нормативного.
Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа) и в основном соответствует амортизационному периоду. Для воздушных линий на стальных и железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 45 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов. Для ПС, согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции ПС часто возникает и по условиям морального износа.

7.2. Анализ загрузки ПС 220 - 500 кВ Липецкой энергосистемы
в отчетном году

В таблицах 7.4 - 7.6 представлены данные по загрузке трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ Липецкой энергосистемы в зимний максимум 2013 г., летний максимум 2013 г., летний минимум 2013 г. в нормальном режиме и в режиме n-1 (отключение одного АТ).
Исходя из данных, представленных в таблицах 7.4 - 7.6, загрузка трансформаторного оборудования на ПС 220 кВ - 500 кВ Липецкой энергосистемы в нормальном режиме находилась в пределах следующих значений:
- в зимний максимум 2013 г. от 7% до 55% от ном. мощности;
- в летний максимум 2013 г. от 8% до 68% от ном. мощности;
- в летний минимум 2013 г. от 3 до 61% от ном. мощности.

Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше Липецкой энергосистемы в нормальном режиме в зимний максимум 2013 г., летний максимум 2013 г., летний минимум 2013 г. представлены на рисунках 1 - 3 (приложение Е).
Анализ загрузки трансформаторного оборудования на ПС 220 кВ - 500 кВ Липецкой энергосистемы в режиме n-1 показал, что перегрузка АТ в отчетном году на подстанциях отсутствовала. Процент загрузки от номинальной мощности составил:
- в зимний максимум 2013 г. от 15% до 74%;
- в летний максимум 2013 г. от 8% до 58%;
- в летний минимум 2013 г. от 3 до 56%.

Таблица 7.4

Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ
Липецкой энергосистемы в зимний максимум 2013 г.

№ п/п
Наименование, ПС
Напряжение, кВ
№ тр-ра
Номинальная мощность, МВА
Загрузка, МВт/МВар/МВА
% загрузки от ном. мощности
Загрузка в режиме n-1, МВт/МВар/МВА
% загрузки от ном. мощности в режиме n-1
1
Борино
500/220/10
АТ-1
501
164,6/18,8/165,7
33,07
248,7/19,6/249,5
49,8
500/220/10
АТ-2
501
164,6/18,8/165,7
33,07
0
0
2
Елецкая
500/220/10
АТ-1
501
121,5/14,3/122,3
24,41
203,4/29,9/205,6
41,04
500/220/10
АТ-2
501
121,5/14,3/122,3
24,41
0
0
3
Липецкая
500/220/35
АТ-1
501
207,6/128,6/244,2
48,74
270,3/175,1/322,1
64,29
500/220/35
АТ-2
501
207,6/128,6/244,2
48,74
270,3/175,1/322,1
64,29
500/220/35
АТ-3
501
207,6/128,6/244,2
48,74
0
0
4
Металлургическая
220/110/35
АТ-1
250
80,8/51,2/95,7
38,28
127,3/89/155,3
62,12
220/110/35
АТ-2
250
76,1/48,3/90,1
36,04
0
0
5
Северная
220/110/10
АТ-1
250
74,3/9,4/74,9
29,96
115,3/17/116,5
46,6
220/110/10
АТ-2
250
74,3/9,4/74,9
29,96
0
0
6
Новая
220/110/35
АТ-1
200
71,6/40,5/82,3
41,15
106,8/63,4/124,2
62,1
220/110/35
АТ-2
200
71,6/40,5/82,3
41,15
0
0
7
Правобережная
220/110/35
АТ-1
125
61,7/26,1/67
53,6
82,7/41,1/92,3
73,84
220/110/35
АТ-2
125
61,8/26,/67
53,6
0
0
220/110/35
АТ-3
125
16,3/10,4/19,3
15,44
16,3/10,4/19,3
15,44
8
Сокол
220/110/35
АТ-1
125
59,5/35,4/69,2
55,36
-
-
9
Елецкая
220/110/35
АТ-1
125
40,5/13/42,5
34
0
0
220/110/35
АТ-2
125
40,5/13/42,5
34
55,9/19,6/59,2
47,36
220/110/35
АТ-3
125
40,6/12,9/42,6
34,08
56/19,5/59,3
47,36
10
Тербуны
220/110/35
АТ-1
125
22,5/11,1/25,1
20,08
30,8/13,4/33,6
26,88
220/110/35
АТ-2
125
8,3/2,4/8,6
6,88
0
0
11
Дон
220/110/35
АТ-1
125
49/10,1/50
40
77,2/21,5/80,1
64,08
220/110/35
АТ-2
125
49/10/50
40
0
0

Таблица 7.5

Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ
Липецкой энергосистемы в летний максимум 2013 г.

№ п/п
Наименование, ПС
Напряжение, кВ
№ тр-ра
Номинальная мощность, МВА
Загрузка, МВт/МВар/МВА
% загрузки от ном. мощности, %
Загрузка в режиме n-1, МВт/МВар/МВА
% загрузки от ном. мощности в режиме n-1
1
Борино
500/220/10
АТ-1
501
0
0
0
0
500/220/10
АТ-2
501
213,7/14,1/214,16
42,75
213,7/14,1/214,16
42,75
2
Елецкая
500/220/10
АТ-1
501
97,5/22,5/100,06
19,97
164,4/42,8/169,88
33,91
500/220/10
АТ-2
501
97,5/22,5/100,06
19,97
0
0
3
Липецкая
500/220/35
АТ-1
501
181,8/89,7/202,72
40,46
239,5/120,8/268,24
53,54
500/220/35
АТ-2
501
182/79,9/198,77
39,67
0
0
500/220/35
АТ-3
501
181,8/89,7/202,72
40,46
239,5/120,8/268,24
53,54
4
Металлургическая
220/110/35
АТ-1
250
63/46,3/78,18
31,27
96,5/78/124,08
49,63
220/110/35
АТ-2
250
59,4/43,6/73,68
29,47
0
0
5
Северная
220/110/10
АТ-1
250
57,3/9,8/58,13
23,25
84,7/16/86,2
34,48
220/110/10
АТ-2
250
57,3/9,8/58,13
23,25
0
0
6
Новая
220/110/35
АТ-1
200
66,6/41,8/78,63
39,32
93,9/61,8/112,4
56,2
220/110/35
АТ-2
200
66,6/41,7/78,63
39,32
0
0
7
Правобережная
220/110/35
АТ-1
125
8,9/4,7/10,06
8,05
8,9/4,7/10,06
8,05
220/110/35
АТ-2
125
49,6/69,3/85,22
68,18
0
0
220/110/35
АТ-3
125
51,2/11,4/52,45
41,96
63,4/36,7/73,26
58,6
8
Сокол
220/110/35
АТ-1
125
51/27,1/57,75
46,2
-
-
9
Елецкая
220/110/35
АТ-1
125
32,1/13,5/34,82
27,86
0
0
220/110/35
АТ-2
125
32,1/13,5/34,82
27,86
44,2/9,9/45,3
36,24
220/110/35
АТ-3
125
32,2/13,4/34,88
27,9
44,2/9,9/45,3
36,24
10
Тербуны
220/110/35
АТ-1
125
10,3/4,1/11,09
8,87
20,4/7,7/21,8
17,44
220/110/35
АТ-2
125
10,3/4,1/11,09
8,87
0
0
11
Дон
220/110/35
АТ-1
125
35,1/10/36,5
29,2
55,1/17,2/57,72
46,18
220/110/35
АТ-2
125
35,1/7,8/35,96
28,77
0
0

Таблица 7.6

Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ
Липецкой энергосистемы в летний минимум 2013 г.

№ п/п
Наименование, ПС
Напряжение, кВ
№ тр-ра
Номинальная мощность, МВА
Загрузка, МВт/МВар/МВА
% загрузки от ном. мощности, %
Загрузка в режиме n-1, МВт/МВар/МВА
% загрузки от ном. мощности в режиме n-1
1
Борино
500/220/10
АТ-1
501
0
0
0
0
500/220/10
АТ-2
501
187,7/39,3/191,77
38,28
187,7/39,3/191,77
38,28
2
Елецкая
500/220/10
АТ-1
501
92,4/1,1/92,41
18,45
156,1/5,8/156,2
31,18
500/220/10
АТ-2
501
92,4/1,1/92,41
18,45
0
0
3
Липецкая
500/220/35
АТ-1
501
136,3/72,6/154,43
30,82
179,4/99,6/205,19
40,96
500/220/35
АТ-2
501
136,3/72,6/154,43
30,82
0
0
500/220/35
АТ-3
501
136,3/72,6/154,43
30,82
179,4/99,6/205,19
40,96
4
Металлургическая
220/110/35
АТ-1
250
77,5/39,4/86,94
34,78
122,6/69,7/141,03
56,41
220/110/35
АТ-2
250
73/37,2/81,93
32,77
0
0
5
Северная
220/110/10
АТ-1
250
43,5/11,9/45,1
18,04
64,3/18,7/66,96
26,78
220/110/10
АТ-2
250
43,5/11,9/45,1
18,04
0
0
6
Новая
220/110/35
АТ-1
200
54,2/45,8/70,96
35,48
76,1/66,9/101,33
50,67
220/110/35
АТ-2
200
54,2/45,8/70,96
35,48
0
0
7
Правобережная
220/110/35
АТ-1
125
3,5/2,5/4,3
3,44
3,5/2,6/4,36
3,49
220/110/35
АТ-2
125
41,8/63,1/75,69
60,55
0
0
220/110/35
АТ-3
125
42,3/1,3/42,32
33,86
52,3/23,6/57,38
45,9
8
Сокол
220/110/35
АТ-1
125
47,1/28,7/55,16
44,13
-
-
9
Елецкая
220/110/35
АТ-1
125
26/7,6/27,09
21,67
0
0
220/110/35
АТ-2
125
26/7,6/27,09
21,67
35,9/11,2/37,6
30,08
220/110/35
АТ-3
125
26,1/7,5/27,06
21,65
36/11,1/37,67
30,14
10
Тербуны
220/110/35
АТ-1
125
6,9/1,1/6,99
5,59
13,7/1,6/13,79
11,03
220/110/35
АТ-2
125
6,9/1,1/6,99
5,59
0
0
11
Дон
220/110/35
АТ-1
125
31,1/13/33,71
26,97
50,6/5,8/50,93
40,74
220/110/35
АТ-2
125
31/11/32,9
26,32
0
0

7.3. Решения по электрическим сетям 220 и 500 кВ

Согласно проекту "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 - 2020 годы" на территории Липецкой области запланированы следующие мероприятия по усилению сети напряжением 220 кВ и выше (таблица 7.7):

Таблица 7.7

№ п/п
Мероприятия по объектам электроэнергетики 220 кВ и выше, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС на 2014 - 2020 гг.
Год ввода (проект СиПР ЕЭС на 2014 - 2020 гг.)
Год ввода по информации от собственников
1
ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС-2 - Елецкая с реконструкцией ПС 500 кВ Елецкая (229,4 км, ШР 180 МВар)
2014
2015 <*>
2
Строительство ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная III цепь (11,4 км)
2014
2015 <*>
3
Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Правобережная (с заменой 3 x 125 МВА на 4 x 150 МВА)
2018
2015 <*>
4
Строительство заходов двух цепей ВЛ 220 кВ Липецкая - Металлургическая на ПС 220 кВ Казинка (4 x 1 км)
2015
2015 <*>
5
Строительство ПС 220 кВ Казинка (2 x 250 МВА) с заходами на нее двух цепей ВЛ 220 кВ Липецкая - Металлургическая (ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка 19,3 км, ВЛ 220 кВ Казинка - Металлургическая 16,4 км)
2015
2015 (декабрь 2014 постановка под напряжение)

--------------------------------
<*> В соответствии с проектом инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2014 - 2018 гг.

В данной работе года ввода объектов (таблица 7.7) приняты по информации от собственников.
Для определения достаточности мероприятий по усилению сети 220 кВ, указанных выше в таблице 7.7, далее проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше в зимний/летний максимум, летний минимум 2015 - 2019 гг. Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, летний максимум, летний минимум 2015 - 2019 гг. представлены на рисунках 4 - 18 (приложение Е). Письмо о согласовании расчетных моделей с филиалом ОАО "СО ЕЭС" - "Региональное диспетчерское управление энергосистемами Липецкой и Тамбовской областей" представлено в приложении 1. Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках № 19 - 76 (приложение Е).

Расчет электроэнергетических режимов в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка.
Ниже представлен ряд послеаварийных режимов, которые позволяют оценить достаточность мероприятий по усилению сети в районе ПС 220 кВ Казинка, указанных в таблице 7.7.
Наиболее тяжелые послеаварийные режимы в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка, просматриваются на уровне нагрузок летнего максимума 2015 - 2019 годов, поэтому они представлены на все пять лет планирования.
Послеаварийные режимы на уровни нагрузок зимнего максимума и летнего минимума 2015 - 2019 годов приводятся на год, в который выявляется максимальная загрузка электросетевого оборудования.

Уровень нагрузок летнего максимума 2015 г.
На рисунке № 19 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 756 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 690 А при температуре +25 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая составит 682 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 690 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино на уровне нагрузок 2015 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 242 МВт (см. рисунок № 20).
На рисунке № 21 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 853 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 22 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляет 310 МВт", при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 683 А.
На рисунке № 23 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая составит 821 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь на уровне нагрузок 2015 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 286 МВт (см. рисунок № 24).

Уровень нагрузок летнего максимума 2016 г.
На рисунке № 25 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 823 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 690 А при температуре +25 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая составит 740 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 690 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка и ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино на уровне нагрузок 2016 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 315 МВт (см. рисунок № 26).
На рисунке № 27 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 944 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 28 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляет 315 МВт", при этом сохраняется перегрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка - 760А. На рисунке 29 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляет 315 МВт. Отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка", при этом также сохраняется перегрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка - 696 А. Исходя из выше приведенных послеаварийных режимов на уровне нагрузок летнего максимума 2016 года следует, что требуется реконструкция ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка с увеличением сечения провода до АС 500.
На рисунке № 30 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. С учетом увеличения сечения ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка до АС 500", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 839 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 945 А при температуре +25 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая составит 729 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 690 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино на уровне нагрузок 2016 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 217 МВт (см. рисунок № 31).
На рисунке № 32 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая. С учетом увеличения сечения ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка до АС 500", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 955 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Северная Правая на уровне нагрузок 2016 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 166 МВт (см. рисунок № 33).
На рисунке № 34 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая составит 908 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке № 35 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляет 315 МВт", при этом сохраняется перегрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая - 732 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Снизить загрузку ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая до допустимых значений возможно, если при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь переводить питание ПС Южная, Манежная от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная и установки АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная с действием на отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка в размере 16 МВт (см. рисунок 36).

Уровень нагрузок летнего максимума 2017 г.
На рисунке № 37 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. С учетом увеличения сечения ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка до АС 500", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 829 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 945 А при температуре +25 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая составит 716 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 690 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино на уровне нагрузок 2017 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 188 МВт (см. рисунок № 38).
На рисунке № 39 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая. С учетом увеличения сечения ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка до АС 500", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 938 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке № 40 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая составит 890 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке № 41 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляет 315 МВт", при этом сохраняется перегрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая - 715 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Снизить загрузку ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая до допустимых значений возможно, если при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь переводить питание ПС Южная, Манежная от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная (см. рисунок 42).

Уровень нагрузок летнего максимума 2018 г.
На рисунке № 43 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. С учетом увеличения сечения ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка до АС 500", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 754 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 945 А при температуре +25 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая составит 643 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 690 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке № 44 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая. С учетом увеличения сечения ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка до АС 500", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 829 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке № 45 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая составит 783 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь на уровне нагрузок 2018 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 247 МВт (см. рисунок № 46).

Уровень нагрузок летнего максимума 2019 г.
На рисунке № 47 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. С учетом увеличения сечения ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка до АС 500", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 733 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 945 А при температуре +25 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая составит 620 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 690 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке № 48 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая. С учетом увеличения сечения ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка до АС 500", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 797 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке № 49 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая составит 750 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь на уровне нагрузок 2019 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 217 МВт (см. рисунок № 50).

Послеаварийные режимы в зимний максимум и летний минимум в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка.
На рис. 51 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая" (наиболее тяжелый за пять лет планирования), при этом загрузка электросетевого оборудования в районе ПС 220 кВ Казинка не превышает допустимой, уровень напряжения в сети находится в допустимых пределах.
На рис. 52 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая" (наиболее тяжелый за пять лет планирования), при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 764 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 945 А при температуре +25 °С (с учетом реконструкции данной ВЛ 220 кВ). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке № 53 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая составит 733 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь на уровне нагрузок летнего минимума 2016 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 166 МВт (см. рисунок № 54).

Выводы.
Выше приведенные расчеты послеаварийных режимов на уровни нагрузок зимнего/летнего максимумов, летнего минимума 2015 - 2019 годов показали:
- на уровне нагрузок летнего максимума 2015 года для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка в послеаварийном режиме "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино" требуется, чтобы при ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 242 МВт;
- на уровне нагрузок летнего максимума 2015 года для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка в послеаварийном режиме "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая" требуется, чтобы генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 310 МВт (в ремонтной схеме);
- на уровне нагрузок летнего максимума 2015 года для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая в послеаварийном режиме "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь" требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 286 МВт;
- на уровне нагрузок летнего максимума 2016 года требуется реконструкция ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка с увеличением сечения провода до АС 500. Также необходимо, чтобы во избежание перегрузки реконструированной ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка генерация Липецкой ТЭЦ-2 в ремонтных схемах составляла не ниже следующих значений:
- летний максимум 2016 г. - 166 МВт;
- на уровне нагрузок летнего максимума 2016 года для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая в послеаварийном режиме "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь" требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь:
- генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 315 МВт, перевод питания ПС Южная, Манежная от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная и установка АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная с действием на отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка в размере 16 МВт;
- на уровне нагрузок летнего максимума 2017 года для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая в послеаварийном режиме "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь" требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь:
- генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 315 МВт, перевод питания ПС Южная, Манежная от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная;
- на уровне нагрузок летнего максимума 2018 года для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая в послеаварийном режиме "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь" требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 247 МВт;
- на уровне нагрузок летнего максимума 2019 года для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая в послеаварийном режиме "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь" требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 217 МВт;
- максимальная перегрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая в летний минимум выявлена в 2016 г. в послеаварийном режиме "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая составит 733 А. Для предотвращения токовой перегрузки требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 166 МВт.
Далее справочно приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка, на последний год планирования (2019 г.) в случае набора нагрузки на ПС 220 кВ Казинка (потребители ОЭЗ ППТ Липецк), ПС 110 кВ Университетская, ПС 110 кВ Юго-Западная, ПС Цементная в соответствии с подключением всех возможных потребителей (всех ТУ) на данные подстанции. Принятые нагрузки по подстанциям представлены в таблице 7.8.

Таблица 7.8

Наименование центра питания
Присоединяемая расчетная нагрузка в летний максимум 2019 г., МВт
ПС 220 кВ Казинка
102,6 (с учетом ПС 110 кВ ОЭЗ)
ПС 110 кВ Университетская
24,64
ПС 110 кВ Юго-Западная
27,1
ПС 110 кВ Цементная
18,48

Примечание: нагрузка по ПС 110 кВ принята с учетом коэффициента совмещения, равного 0,8, и коэффициента 0,77 для летнего максимума относительно зимнего. Нагрузка ПС 220 кВ Казинка принята с учетом коэффициента совмещения, равного 0,8, и коэффициента 0,9 для летнего максимума относительно зимнего.
На рисунке № 55 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. С учетом увеличения присоединенной мощности по ПС 220 кВ Казинка, ПС 110 кВ Университетская, ПС 110 кВ Юго-Западная, ПС 110 кВ Цементная согласно таблице 7.8", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 885 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 945 А при температуре +25 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая составит 695 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 690 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино на уровне нагрузок 2019 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 163 МВт (см. рисунок № 56).
На рисунке № 57 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая. С учетом увеличения присоединенной мощности по ПС 220 кВ Казинка, ПС 110 кВ Университетская, ПС 110 кВ Юго-Западная, ПС 110 кВ Цементная согласно таблице 7.8", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 974 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Северная Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 181 МВт (см. рисунок № 58).
На рисунке № 59 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. С учетом увеличения присоединенной мощности по ПС 220 кВ Казинка, ПС 110 кВ Университетская, ПС 110 кВ Юго-Западная, ПС 110 кВ Цементная согласно таблице 7.8", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая составит 898 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке № 60 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. С учетом увеличения присоединенной мощности по ПС 220 кВ Казинка, ПС 110 кВ Университетская, ПС 110 кВ Юго-Западная, ПС 110 кВ Цементная согласно таблице 7.8. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляет 315 МВт", при этом сохраняется перегрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая - 720 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Снизить загрузку ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая до допустимых значений возможно путем установки АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная с действием на отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка в размере 22 МВт (см. рисунок 61).
Из выше приведенных послеаварийных режимов следует, что в случае перспективного роста нагрузок относительно основного варианта в соответствии со значениями, представленными в таблице 7.8, для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная правая в послеаварийном режиме "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецк - Борино" требуется, чтобы при ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино на уровне нагрузок 2019 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 163 МВт; для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка в послеаварийном режиме "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая" требуется работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 181 МВт (в ремонтной схеме). Для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная Правая в послеаварийном режиме "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь" требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь:
- генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 315 МВт и требуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная с действием на отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка в размере 22 МВт.

Расчет электроэнергетических режимов в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Правобережная.
Ниже представлен ряд послеаварийных режимов, которые позволяют оценить достаточность мероприятий по усилению сети в районе ПС 220 кВ Правобережная, указанных в таблице 7.7.
Расчеты приводятся в зимний и летний максимум 2015 - 2019 годов как в периоды, характеризующиеся максимальной загрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей. Для максимальной загрузки сети в районе в расчетах принято, что питание ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Октябрьская осуществляется с шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная.
Уровень нагрузок 2015 года.
На рисунке 62 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2015 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 63 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
Уровень нагрузок 2016 года.
На рисунке 64 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2016 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 65 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
Уровень нагрузок 2017 года.
На рисунке 66 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2017 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 67 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
Уровень нагрузок 2018 года.
На рисунке 68 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2018 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 69 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
Уровень нагрузок 2019 года.
На рисунке 70 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2019 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 71 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
Выше приведенные послеаварийные режимы показали, что с учетом строительства третьей ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная на весь пятилетний период планирования 2015 - 2019 годов перегрузка оборудования в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Правобережная, отсутствует, уровень напряжения находится в пределах допустимых значений даже в случае питания ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Октябрьская с шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная (в нормальном режиме питание данных подстанций осуществляется с шин 110 кВ ПС 220 кВ Новая).
В данной работе во избежание потери питания ПС 220 кВ Правобережная по сети 220 кВ при "ремонте 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Борино и отключением 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Борино" предлагается секционирование СШ 2 220 кВ ПС 500 кВ Борино и подключение ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная III к 2 ск. СШ 2 220 кВ ПС 500 кВ Борино через 1 выключатель.
На рисунках № 72 - 76 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2015 - 2019 годов "отключена 1 ск. СШ 2 220 кВ ПС 500 кВ Борино с отказом секционного выключателя 220 кВ и действием УРОВ", при этом перегрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Правобережная Правая отсутствует, уровень напряжения находится в пределах допустимых значений.

Однако, согласно протоколу совещания по рассмотрению основных технических решений в рамках проектной документации по титулу: "Новое строительство ВЛ 220 кВ Правобережная - Сокол (Борино) с техническим перевооружением ПС 220 кВ Правобережная и ПС 220 кВ Сокол (Борино). Технологическое присоединение электроустановок ОАО "МРСК Центра" от 15 ноября 2012 года (приложение Г) дефицит ИП не позволяет осуществить реконструкцию РУ 220 кВ ПС 500 кВ Борино, требуемую для секционирования. Подключение к ОРУ 220 кВ проектируемой ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная III цепь выполняется через элегазовый колонковый выключатель в проектируемой ячейке № 8 между ячейкой обходного выключателя (ОВВ) и линейной ячейкой ВЛ 220 кВ Чириково.

7.4. Расчет токов короткого замыкания

В таблицах 7.9 - 7.13 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы на 2015 - 2019 гг., полученные в результате расчетов нормальной схемы сети. В таблицах 7.14 - 7.18 представлены максимальные значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы на 2015 - 2019 гг., полученные в результате расчетов нормальной и ремонтных схем сети (в ремонте АТ на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; в ремонте АТ на ПС 220 кВ Северная, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; ремонт 2 СШ 220 кВ ПС Борино с переводом всех присоединений на 1 СШ 220 кВ, замкнут транзит 110 кВ Кольцевая Левая, Правая). При расчете учитывалась установка токоограничивающих реакторов (ТОР) в цепях КВЛ 110 кВ ТЭЦ- РП-1 и Северная - ГПП 18, которые устанавливаются в рамках выполнения мероприятий по ТП ГПП-18 с УТЭЦ.

Таблица 7.9

Значения токов КЗ на 2015 г. в нормальной схеме

Подстанция
Ток отключения выкл., кА
Значения токов короткого замыкания, кА
трехфазный
однофазный
Липецкая
шины 220 кВ
40
39,96
40,54
Борино
шины 220 кВ
31,5; 40
28,82
30,69
Елец 500
шины 220 кВ
31,5; 40
20,7
23,05
Новая
шины 220 кВ
25; 40; 50
31,45
28,26
шины 110 кВ
40; 50
32,6
33,06
Правобережная
шины 220 кВ
40
22,68
20,92
шины 110 кВ
40
25,57
26,26
Сокол
шины 220 кВ
-
10,92
7,96
шины 110 кВ
31,5
22,78
20,07
Северная
шины 220 кВ
40
32,49
30,74
шины 110 кВ
40, 50
29,35
33,01
Металлургическая
шины 220 кВ
40; 50
31,39
29,16
шины 110 кВ
40; 42
32,79
36,35
Казинка
шины 220 кВ
40
26,32
23,3
шины 110 кВ
40
18,13
21,09
Дон
шины 220 кВ
25
10,03
8,0
шины 110 кВ
20; 31,5; 40
12,27
12,22
Елецкая 220
шины 220 кВ
25
13,27
11,37
шины 110 кВ
20; 25; 40; 42
14,72
16,06
КС-29
шины 220 кВ
25; 40; 50
14,72
15,53
Маяк
шины 220 кВ
25
13,29
11,16
Тербуны 220
шины 220 кВ
отсутст.
3,66
2,92
шины 110 кВ
25; 40
3,24
3,57

Таблица 7.10

Значения токов КЗ на 2016 г. в нормальной схеме

Подстанция
Ток отключения выкл., кА
Значения токов короткого замыкания, кА
трехфазный
однофазный
Липецкая
шины 220 кВ
40
39,84
40,49
Борино
шины 220 кВ
31,5; 40
28,76
30,64
Елец 500
шины 220 кВ
31,5; 40
20,69
23,05
Новая
шины 220 кВ
25; 40; 50
31,2
28,14
шины 110 кВ
40; 50
31,57
32,4
Правобережная
шины 220 кВ
40
22,64
20,9
шины 110 кВ
40
25,55
26,25
Сокол
шины 220 кВ
-
10,91
7,96
шины 110 кВ
31,5
22,76
20,06
Северная
шины 220 кВ
40
32,26
30,62
шины 110 кВ
40, 50
29,06
32,78
Металлургическая
шины 220 кВ
40; 50
31,21
29,08
шины 110 кВ
40; 42
32,74
36,32
Казинка
шины 220 кВ
40
26,43
23,47
шины 110 кВ
40
18,17
21,14
Дон
шины 220 кВ
25
10,02
8,0
шины 110 кВ
20; 31,5; 40
12,27
12,22
Елецкая 220
шины 220 кВ
25
13,26
11,37
шины 110 кВ
20; 25; 40; 42
14,71
16,05
КС-29
шины 220 кВ
25; 40; 50
14,72
15,53
Маяк
шины 220 кВ
25
13,29
11,16
Тербуны 220
шины 220 кВ
отсутст.
3,66
2,92
шины 110 кВ
25; 40
3,24
3,57

Таблица 7.11

Значения токов КЗ на 2017 г. в нормальной схеме

Подстанция
Ток отключения выкл., кА
Значения токов короткого замыкания, кА
трехфазный
однофазный
Липецкая
шины 220 кВ
40
39,92
40,54
Борино
шины 220 кВ
31,5; 40
28,8
30,67
Елец 500
шины 220 кВ
31,5; 40
20,7
23,05
Новая
шины 220 кВ
25; 40; 50
31,35
28,25
шины 110 кВ
40; 50
32,11
32,79
Правобережная
шины 220 кВ
40
22,66
20,91
шины 110 кВ
40
25,56
26,25
Сокол
шины 220 кВ
-
10,92
7,96
шины 110 кВ
31,5
22,77
20,06
Северная
шины 220 кВ
40
32,4
30,73
шины 110 кВ
40, 50
29,22
32,93
Металлургическая
шины 220 кВ
40; 50
31,34
29,16
шины 110 кВ
40; 42
32,77
36,35
Казинка
шины 220 кВ
40
26,49
23,5
шины 110 кВ
40
18,18
21,15
Дон
шины 220 кВ
25
10,03
8,0
шины 110 кВ
20; 31,5; 40
12,27
12,22
Елецкая 220
шины 220 кВ
25
13,27
11,37
шины 110 кВ
20; 25; 40; 42
14,71
16,05
КС-29
шины 220 кВ
25; 40; 50
14,72
15,53
Маяк
шины 220 кВ
25
13,29
11,16
Тербуны 220
шины 220 кВ
отсутст.
3,66
2,92
шины 110 кВ
25; 40
3,24
3,57

Таблица 7.12

Значения токов КЗ на 2018 г. в нормальной схеме

Подстанция
Ток отключения выкл., кА
Значения токов короткого замыкания, кА
трехфазный
однофазный
Липецкая
шины 220 кВ
40
40,15
40,69
Борино
шины 220 кВ
31,5; 40
28,91
30,75
Елец 500
шины 220 кВ
31,5; 40
20,71
23,06
Новая
шины 220 кВ
25; 40; 50
31,82
28,53
шины 110 кВ
40; 50
33,86
34,07
Правобережная
шины 220 кВ
40
22,73
20,94
шины 110 кВ
40
25,6
26,27
Сокол
шины 220 кВ
-
10,93
7,97
шины 110 кВ
31,5
22,8
20,08
Северная
шины 220 кВ
40
32,86
31,03
шины 110 кВ
40, 50
29,7
33,36
Металлургическая
шины 220 кВ
40; 50
31,73
29,4
шины 110 кВ
40; 42
32,87
36,42
Казинка
шины 220 кВ
40
26,68
23,6
шины 110 кВ
40
18,21
21,18
Дон
шины 220 кВ
25
10,03
8,01
шины 110 кВ
20; 31,5; 40
12,27
12,22
Елецкая 220
шины 220 кВ
25
13,27
11,37
шины 110 кВ
20; 25; 40; 42
14,72
16,06
КС-29
шины 220 кВ
25; 40; 50
14,73
15,53
Маяк
шины 220 кВ
25
13,3
11,16
Тербуны 220
шины 220 кВ
отсутст.
3,66
2,92
шины 110 кВ
25; 40
3,24
3,57

Таблица 7.13

Значения токов КЗ на 2019 г. в нормальной схеме

Подстанция
Ток отключения выкл., кА
Значения токов короткого замыкания, кА
трехфазный
однофазный
Липецкая
шины 220 кВ
40
40,32
40,81
Борино
шины 220 кВ
31,5; 40
28,99
30,81
Елец 500
шины 220 кВ
31,5; 40
20,72
23,07
Новая
шины 220 кВ
25; 40; 50
32,15
28,75
шины 110 кВ
40; 50
34,69
34,65
Правобережная
шины 220 кВ
40
22,78
20,97
шины 110 кВ
40
25,62
26,29
Сокол
шины 220 кВ
-
10,94
7,97
шины 110 кВ
31,5
22,83
20,09
Северная
шины 220 кВ
40
33,21
31,3
шины 110 кВ
40, 50
30,31
34,03
Металлургическая
шины 220 кВ
40; 50
32,03
29,61
шины 110 кВ
40; 42
32,94
36,48
Казинка
шины 220 кВ
40
26,81
23,68
шины 110 кВ
40
18,24
21,2
Дон
шины 220 кВ
25
10,03
8,01
шины 110 кВ
20; 31,5; 40
12,27
12,22
Елецкая 220
шины 220 кВ
25
13,29
11,38
шины 110 кВ
20; 25; 40; 42
14,73
16,06
КС-29
шины 220 кВ
25; 40; 50
14,73
15,54
Маяк
шины 220 кВ
25
13,31
11,17
Тербуны 220
шины 220 кВ
отсутст.
3,66
2,92
шины 110 кВ
25; 40
3,24
3,57

Таблица 7.14

Максимальные значения токов КЗ на 2015 г.

Подстанция
Ток отключения выкл., кА
Значения токов короткого замыкания, кА
трехфазный
однофазный
Липецкая
шины 220 кВ
40
39,96
40,54
Борино
шины 220 кВ
31,5; 40
29,84
31,54
Елец 500
шины 220 кВ
31,5; 40
20,91
23,23
Новая
шины 220 кВ
25; 40; 50
31,64
28,58
шины 110 кВ
40; 50
41,27
40,0
Правобережная
шины 220 кВ
40
24,04
21,94
шины 110 кВ
40
36,25
34,47
Сокол
шины 220 кВ
-
10,94
7,97
шины 110 кВ
31,5
24,34
20,86
Северная
шины 220 кВ
40
32,66
30,98
шины 110 кВ
40, 50
43,1
45,57
Металлургическая
шины 220 кВ
40; 50
31,51
29,3
шины 110 кВ
40; 42
43,76
46,42
Казинка
шины 220 кВ
40
26,35
23,33
шины 110 кВ
40
18,14
21,10
Дон
шины 220 кВ
25
10,18
8,07
шины 110 кВ
20; 31,5; 40
12,55
12,41
Елецкая 220
шины 220 кВ
25
13,56
11,51
шины 110 кВ
20; 25; 40; 42
15,13
16,37
КС-29
шины 220 кВ
25; 40; 50
14,86
15,63
Маяк
шины 220 кВ
25
13,47
11,24
Тербуны 220
шины 220 кВ
отсутст.
3,67
2,92
шины 110 кВ
25; 40
3,24
3,57

Таблица 7.15

Максимальные значения токов КЗ на 2016 г.

Подстанция
Ток отключения выкл., кА
Значения токов короткого замыкания, кА
трехфазный
однофазный
Липецкая
шины 220 кВ
40
39,85
40,49
Борино
шины 220 кВ
31,5; 40
29,72
31,46
Елец 500
шины 220 кВ
31,5; 40
20,89
23,21
Новая
шины 220 кВ
25; 40; 50
31,43
28,48
шины 110 кВ
40; 50
40,24
39,36
Правобережная
шины 220 кВ
40
23,91
21,9
шины 110 кВ
40
35,96
34,3
Сокол
шины 220 кВ
-
10,92
7,96
шины 110 кВ
31,5
24,29
20,84
Северная
шины 220 кВ
40
32,46
30,87
шины 110 кВ
40, 50
42,77
45,34
Металлургическая
шины 220 кВ
40; 50
31,35
29,23
шины 110 кВ
40; 42
43,49
46,23
Казинка
шины 220 кВ
40
26,47
23,51
шины 110 кВ
40
18,18
21,15
Дон
шины 220 кВ
25
10,17
8,06
шины 110 кВ
20; 31,5; 40
12,54
12,4
Елецкая 220
шины 220 кВ
25
13,54
11,5
шины 110 кВ
20; 25; 40; 42
15,11
16,36
КС-29
шины 220 кВ
25; 40; 50
14,84
15,62
Маяк
шины 220 кВ
25
13,46
11,24
Тербуны 220
шины 220 кВ
отсутст.
3,67
2,92
шины 110 кВ
25; 40
3,24
3,57

Таблица 7.16

Максимальные значения токов КЗ на 2017 г.

Подстанция
Ток отключения выкл., кА
Значения токов короткого замыкания, кА
трехфазный
однофазный
Липецкая
шины 220 кВ
40
39,92
40,54
Борино
шины 220 кВ
31,5; 40
29,79
31,51
Елец 500
шины 220 кВ
31,5; 40
20,9
23,22
Новая
шины 220 кВ
25; 40; 50
31,56
28,57
шины 110 кВ
40; 50
40,78
39,78
Правобережная
шины 220 кВ
40
23,96
21,92
шины 110 кВ
40
36,12
34,39
Сокол
шины 220 кВ
-
10,92
7,96
шины 110 кВ
31,5
24,32
20,85
Северная
шины 220 кВ
40
32,59
30,97
шины 110 кВ
40, 50
42,95
45,51
Металлургическая
шины 220 кВ
40; 50
31,47
29,31
шины 110 кВ
40; 42
43,64
46,35
Казинка
шины 220 кВ
40
26,53
23,54
шины 110 кВ
40
18,19
21,16
Дон
шины 220 кВ
25
10,17
8,07
шины 110 кВ
20; 31,5; 40
12,55
12,4
Елецкая 220
шины 220 кВ
25
13,55
11,5
шины 110 кВ
20; 25; 40; 42
15,12
16,37
КС-29
шины 220 кВ
25; 40; 50
14,85
15,63
Маяк
шины 220 кВ
25
13,46
11,24
Тербуны 220
шины 220 кВ
отсутст.
3,67
2,92
шины 110 кВ
25; 40
3,24
3,57

Таблица 7.17

Максимальные значения токов КЗ на 2018 г.

Подстанция
Ток отключения выкл., кА
Значения токов короткого замыкания, кА
трехфазный
однофазный
Липецкая
шины 220 кВ
40
40,15
40,7
Борино
шины 220 кВ
31,5; 40
29,99
31,66
Елец 500
шины 220 кВ
31,5; 40
20,93
23,24
Новая
шины 220 кВ
25; 40; 50
31,97
28,82
шины 110 кВ
40; 50
42,54
40,97
Правобережная
шины 220 кВ
40
24,12
22,01
шины 110 кВ
40
36,59
34,67
Сокол
шины 220 кВ
-
10,96
7,97
шины 110 кВ
31,5
24,4
20,88
Северная
шины 220 кВ
40
33,00
31,23
шины 110 кВ
40, 50
43,52
45,97
Металлургическая
шины 220 кВ
40; 50
31,82
29,52
шины 110 кВ
40; 42
44,11
46,7
Казинка
шины 220 кВ
40
26,7
23,63
шины 110 кВ
40
18,22
21,19
Дон
шины 220 кВ
25
10,19
8,07
шины 110 кВ
20; 31,5; 40
12,56
12,41
Елецкая 220
шины 220 кВ
25
13,58
11,52
шины 110 кВ
20; 25; 40; 42
15,14
16,38
КС-29
шины 220 кВ
25; 40; 50
14,87
15,64
Маяк
шины 220 кВ
25
13,49
11,25
Тербуны 220
шины 220 кВ
отсутст.
3,67
2,92
шины 110 кВ
25; 40
3,24
3,57

Таблица 7.18

Максимальные значения токов КЗ на 2019 г.

Подстанция
Ток отключения выкл., кА
Значения токов короткого замыкания, кА
трехфазный
однофазный
Липецкая
шины 220 кВ
40
40,32
40,81
Борино
шины 220 кВ
31,5; 40
30,13
31,75
Елец 500
шины 220 кВ
31,5; 40
20,95
23,26
Новая
шины 220 кВ
25; 40; 50
32,28
29,03
шины 110 кВ
40; 50
43,41
41,55
Правобережная
шины 220 кВ
40
24,22
22,06
шины 110 кВ
40
36,83
34,81
Сокол
шины 220 кВ
-
10,97
7,98
шины 110 кВ
31,5
24,48
20,92
Северная
шины 220 кВ
40
33,32
31,49
шины 110 кВ
40, 50
44,18
46,68
Металлургическая
шины 220 кВ
40; 50
32,1
29,72
шины 110 кВ
40; 42
44,64
47,14
Казинка
шины 220 кВ
40
26,83
23,7
шины 110 кВ
40
18,25
21,21
Дон
шины 220 кВ
25
10,2
8,07
шины 110 кВ
20; 31,5; 40
12,56
12,41
Елецкая 220
шины 220 кВ
25
13,6
11,52
шины 110 кВ
20; 25; 40; 42
15,16
16,4
КС-29
шины 220 кВ
25; 40; 50
14,88
15,64
Маяк
шины 220 кВ
25
13,5
11,25
Тербуны 220
шины 220 кВ
отсутст.
3,67
2,92
шины 110 кВ
25; 40
3,24
3,57

Результаты расчетов токов короткого замыкания на 2015 - 2019 гг. показали:
- 2015 г. превышение тока к.з. над значениями тока отключения следующих выключателей 110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая (в ремонтных схемах - в ремонте АТ на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; в ремонте АТ на ПС 220 кВ Северная, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая):
- в цепи линий ТЭЦ-2 Левая, Правая, Промышленная, ОВВ 110 кВ, ГПП-3 Левая, Правая, ГПП-5 Правая, Прокат Левая, Правая.
С учетом плана-графика реконструкции ЗРУ-110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 мероприятия по замене выше указанных выключателей 110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая должны быть осуществлены не позднее 2017 года. В данной работе предлагается замена следующего количества выключателей по годам:
- с 2014 г. по 2016 г. по 2 выключателя в год;
- 2017 г. - 3 выключателя.

7.5. Перечень объектов и объемы капитальных вложений для
нового строительства и РРТП

В таблицах 7.19 - 7.21 указан перечень объектов и объемы ориентировочных капитальных вложений для нового строительства и РРТП подстанций и воздушных линий напряжением 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы.
В таблице 7.19 представлен перечень центров питания, намечаемых Схемой к новому строительству и реконструкции в проектный период, с основными показателями.
В таблице 7.20 приведен перечень подстанций 220 и 500 кВ, предусмотренных Схемой к реконструкции и техническому перевооружению, с указанием элементов, заменяемых или вновь устанавливаемых.
В таблице 7.21 указан перечень линий электропередачи напряжением 220 и 500 кВ для нового строительства и РРТП, предусмотренного Схемой в проектный период, приведены основные показатели.
Капитальные вложения, связанные с реализацией мероприятий по схеме выдачи мощности НВАЭС-2: строительство ВЛ 500 кВ НВАЭС-2 - Елецкая и реконструкция ПС 500 кВ Елецкая, в объеме капитальных затрат настоящей Схемы не учитываются.
Цены указаны по состоянию на I квартал 2014 года.

Таблица 7.19

Перечень центров питания, намечаемых Схемой развития сетей
к новому строительству и реконструкции в проектный период.
Основные показатели

N
Подстанция
Суммарная нагрузка в проектный 2019 год, на шинах ПС, кВА
Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА
Сроки строительства
Стоимость в ценах I квартала 2014 г., тыс. руб.
1
ПС 220 кВ Казинка
44 498
2 x 250
2015
2 201 491,32
2
ПС 220 кВ Правобережная (полная реконструкция)
222 164
4 x 150
2015
1 861 453,53
Всего, тыс. руб. в ценах I квартала 2014 г.
4 062 944,84
Всего, тыс. руб. в ценах I квартала 2014 г. с НДС
4 794 274,92

Таблица 7.20

Перечень подстанций 220 и 500 кВ, предусмотренных Схемой
развития сетей к реконструкции и техническому
перевооружению. Основные показатели

N
Подстанция
Тип и мощность ПС, МВА
Перечень работ по переустройству ПС
Количество устанавливаемого оборудования
Стоимость в ценах I квартала 2014 г., тыс. руб.
Примечание
1
2
3
4
5
7
8
2014
1
Металлургическая
220/110/35 кВ 250 + 250 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
110 кВ - 2 шт.
92 193,85
Замена по ТКЗ
ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего за 2014 г. в ценах 2014 года, тыс. руб.
92 193,85

Всего за 2014 г. в ценах 2014 года с НДС, тыс. руб.
108 788,74

2015
2
Елецкая
500/220/10 кВ 2 x (3 x 167) МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
500 кВ - 3 шт.
В объеме капзатрат Схемы не учитывается
Подключение ВЛ 500 кВ от НВАЭС-2
ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения
Шунтирующий реактор 500 кВ
В объеме капзатрат Схемы не учитывается
Подключение ВЛ 500 кВ от НВАЭС-2
3
Металлургическая
220/110/35 кВ 250 + 250 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
110 кВ - 2 шт.
92 193,85
Замена по ТКЗ
ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



4
Правобережная
220/110/35 кВ 4 x 150 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
220 кВ - 2 шт.
152 384,62
Для подключения ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная III цепь
ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



5
Борино
500/220/10 кВ 2 x (3 x 167) МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
220 кВ - 1 шт.
76 192,31
Для подключения ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная III цепь
ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего за 2015 г. в ценах 2014 года, тыс. руб.
320 770,78

Всего за 2015 г. в ценах 2014 года с НДС, тыс. руб.
378 509,52

2016
6
Металлургическая
220/110/35 кВ 250 + 250 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
110 кВ - 2 шт.
92 193,85
Замена по ТКЗ
ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего за 2016 г. в ценах 2014 года, тыс. руб.
92 193,85

Всего за 2016 г. в ценах 2014 года с НДС, тыс. руб.
108 788,74

2017
7
Металлургическая
220/110/35 кВ 250 + 250 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
110 кВ - 3 шт.
138 290,77
Замена по ТКЗ
ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего за 2017 г. в ценах 2014 года, тыс. руб.
138 290,77

Всего за 2017 г. в ценах 2014 года с НДС, тыс. руб.
163 183,11

Всего за 2014 - 2019 гг. в ценах 2014 года, тыс. руб.
643 449,25

Всего за 2014 - 2019 гг. в ценах 2014 года с НДС, тыс. руб.
759 270,12


Примечание:
1) Стоимость ячейки выключателя включает:
Оборудование (60%)
Релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22%)
Ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%).
2) Стоимость ячейки трансформатора учитывает установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.), материалы, строительные и монтажные работы.

Таблица 7.21

Перечень линий электропередачи напряжением 220 кВ и 500 кВ
для нового строительства и РРТП, предусмотренного Схемой
развития в проектный период. Основные показатели

N
Линия электропередачи
Марка и сечение провода (кабеля)
Протяженность по трассе, км
Количество цепей
Сроки строительства
Стоимость в ценах I квартала 2014 г., тыс. руб.
1
2
3
4
5
6
7
1
ВЛ 500 кВ НВАЭС-2 - Елецкая
АС 3 x 400
229,4
1
2015
В объеме капзатрат Схемы не учитывается
2
Заход ВЛ 220 кВ от ВЛ Металлургическая левая, правая на ПС 220 кВ Казинка (от ПС 500 кВ Липецкая)
АС-500
1,0
2
2015
11 479,33
3
Заход ВЛ 220 кВ от ВЛ Металлургическая левая, правая на ПС 220 кВ Казинка (от ПС 220 кВ Металлургическая)
АС-300
1,0
2
2015
8 941,33
4
ВЛ 220 кВ Металлургическая левая, правая (от ПС 500 кВ Липецкая до захода на ПС 220 кВ Казинка) - реконструкция
АС-500
19,3
2
2016
221 551,04
5
ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная III цепь
АС-400
11,4
1
2015
88 720,72
Всего, в ценах I квартала 2014 года тыс. руб.
330 692,41
Всего, в ценах I квартала 2014 года, с НДС тыс. руб.
390 217,05

8. ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫЕ ОБЪЕКТЫ 110 КВ НА ТЕРРИТОРИИ
ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ

8.1. Общая характеристика электросетевых объектов 110 кВ,
находящихся на территории региона

Подстанции 110 кВ предназначены для создания ЦП распределительных сетей как 35 кВ, так и 6 - 10 кВ. Подстанции класса напряжения 110 кВ предназначены для электроснабжения потребителей крупных предприятий и населенных пунктов.
В таблице 8.1 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 110 кВ, находящимся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".

Таблица 8.1

Сводная информация по электросетевым объектам 110 кВ

Объект
Кол-во, шт.
Мощность, МВА
Протяженность, км
ПС 110 кВ:
55
2052,9
-
в том числе:


-
110/35/6 кВ
5
371,4
-
110/35/10 кВ
25
617,8
-
110/6 кВ
10
477,3
-
110/10 кВ
13
386,4
-
110/10/6 кВ
2
200

ВЛ 110 кВ:
68
-
2348,48
Из них на двухцепных опорах, с подвеской двух цепей (в том числе участки ВЛ)
110 кВ
35
-
1442,67

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.


Ниже в таблицах 8.2 и 8.3 представлены электросетевые объекты напряжением 110 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", подстанции и линии электропередач и их основные параметры. В таблицах 1.4 и 1.5 представлены электросетевые объекты напряжением 110 кВ, находящиеся на балансе сторонних организаций, подстанции и линии электропередач и их основные параметры.

Таблица 8.2

ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций

№ п/п
Наименование
Напряжения, кВ
Год ввода ПС
Тех. Состояние
Трансформаторы:
Схема РУ высшего напряжения
N
тип
мощность, МВА
год ввода
тех. сост.
1
Аксай
110/35/10
1984
уд.
Т1
ТДТН
10
1984
удовл.
110-4
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1986
удовл.
2
Бугор
110/35/6
1934
хор.
Т1
ТДТН
63
2011
хор.
Нетиповая 110-5Н
110/35/6
Т2
ТДТН
63
2012
хор.
3
Вербилово
110/35/6
1978
уд.
Т1
ТДТН
10
1974
непригод.
110-4
110/35/6
Т2
ТМТН
6,3
1990
хор.
4
В. Матренка
110/35/6
1977
уд.
Т1
ТМТН
6,3
1978
удовл.
110-4
110/35/6
Т2
ТМТН
6,3
1981
удовл.
5
Гидрооборудование
110/10/6
1976
уд.
Т1
ТРДН(С)
25
1976
удовл.
110-13
110/10/6
Т2
ТРДН(С)
25
1976
удовл.
110/35/6
Т3
ТДТНГ
31,5
1999
хорош.
6
ГПП-2
110/6
1986
уд.
Т1
ТРДН
63
1986
удовл.
110-4
110/6
Т2
ТРДН
63
1986
хор.
7
Двуречки
110/10
1979
уд.
Т1
ТМН
6,3
1980
удовл.
110-4

Т2




8
Добринка
110/35/10
1976
уд.
Т1
ТДТН
16
1980
хор.
110-5
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1976
удовл.
9
Доброе
110/35/10
1983
уд.
Т1
ТДТН
16
1983
хор.
110-4
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1985
удовл.
10
Казинка
110/35/10
1979
уд.
Т1
ТДТН
16
1979
удовл.
110-4
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1981
удовл.
11
КПД
110/6
1987
уд.
Т1
ТДН
10
1987
хор.
110-4
110/6
Т2
ТДН
16
2011
хор.
12
ЛТП
110/6
1987
уд.
Т1
ТМН
6,3
1987
хор.
110-4
110/6
Т2
ТДН
10
1987
хор.
13
Никольская
110/35/10
1976
уд.
Т1
ТМТН
6,3
1976
удовл.
110-4
110/35/10
Т2
ТМТН
6,3
1985
удовл.
14
Новая Деревня
110/35/10
1973
уд.
Т1
ТДТН
10
1973
удовл.
110-4Н
110/35/10
Т2
ТМТН
6,3
1973
удовл.
15
Октябрьская
110/10
1997
хор.
Т1
ТРДН
40
1997
хор.
110-4Н
110/10
Т2
ТРДН
40
2007
хор.
16
Привокзальная
110/6
1965
уд.
Т1
ТДНГ
20
1970
удовл.
Нетиповая
110/6
Т2
ТДНГ
20
1970
удовл.
110/6
Т3
ТРДН(С)
25
1977
удовл.
17
Ситовка
110/6
1983
уд.
Т1
ТДН
10
1983
хор.
110-12
110/6
Т2
ТДН
10
1983
хор.
18
Тепличная
110/6
1980
уд.
Т1
CGE
15
1980
хор.
110-4
110/6
Т2
CGE
15
1983
хор.
19
Усмань
110/35/10
1954
уд.
Т1
ТДТН
16
1994
удовл.
110-12
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1975
неудовл.
20
Хворостянка
110/35/10
1976
уд.
Т1
ТДТН
10
1978
хор.
110-4
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1978
удовл.
21
Хлевное
110/35/10
1981
уд.
Т1
ТДТН
16
1981
удовл.
110-4
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1982
удовл.
22
Цементная
110/35/6
1963
уд.
Т1
ТДТН
40
2012
хор.
Нетиповая
110/6
Т2
ТРДН
32
1973
неудовл.
110/35/6
Т3
ТДТН
63
2011
хор.
23
Юго-Западная
110/10/6
1982
уд.
Т1
ТДТН
40
1996
хор.
110-12
110/10/6
Т2
ТДТН
40
2004
хор.
110/10/6
Т3
ТДТН
40
2013
хор.
24
Южная
110/10/6
1978
хор.
Т1
ТДТН
40
1994
неудовл.
110-4Н
110/10/6
Т2
ТДТН
40
1992
удовл.
25
Манежная
110/10
2010
хор.
Т1
ТРДН
40
2011
хор.
110-5АН
110/10
Т2
ТРДН
40
2010
хор.
26
Университетская
110/10
2009
хор.
Т1
ТРДН
40
2011
хор.
110-4Н
110/10
Т2
ТРДН
40
2009
хор.
27
Трубная 2
110/6
1991
уд.
Т1
ТРДН(С)
25
1991
хор.
110-4Н
110/6
Т2
ТРДН(С)
25
1991
удовл.

Продолжение таблицы 8.2

ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций

№ п/п
Наименование
Напряжения, кВ
Год ввода ПС
Тех. состояние
Трансформаторы:
Схема РУ высшего напряжения
N
тип
мощность, МВА
год ввода
тех. сост.
1
Агрегатная
110/6
1977
уд.
Т1
ТДН
16
1982
удовл.
110-4Н
110/6
Т2
ТДН
16
1977
удовл.
2
Волово
110/35/10
1993
хор.
Т1
ТДТН
10
1993
удовл.
110-5
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1995
хор.
3
Гороховская
110/35/10
1974
уд.
Т1
ТДТН
16
1974
удовл.
110-4
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1977
удовл.
4
Долгоруково
110/35/10
1970
уд.
Т1
ТМТ
6,3
1970
удовл.
110-4
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1975
удовл.
5
Донская
110/35/10
1966
уд.
Т1
ТДТН
10
1967
удовл.
нетиповая 110-12
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1966
непригод.
6
Западная
110/6
1998
хор.
Т1
ТРДН
40
1999
хор.
110-5АН
110/6
Т2
ТРДН
40
1992
удовл.
7
Измалково
110/35/10
1980
уд.
Т1
ТДТН
10
1980
неудовл.
110-4
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1983
удовл.
8
Кашары
110/10
1972
хор.
Т1
ТМН
2,5
1982
хор.
110-4
110/10
Т2
ТМН
6,3
1986
хор.
9
Лукошкино
110/10
1991
уд.
Т1
ТМН
10
1990
хор.
110-4Н
110/10
Т2
ТМН
2,5
2008
хор.
10
Набережное
110/35/10
1973
уд.
Т1
ТМТ
6,3
1973
удовл.
110-4
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1983
хор.
11
Табак
110/6
1981
уд.
Т1
ТДН
16
1981
удовл.
110-4
110/6
Т2
ТДН
16
2011
хор.
12
Тербуны
110/35/10
1973
уд.
Т1
ТДТН
10
1972
удовл.
нетиповая
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1980
удовл.
13
Тербунский гончар
110/10
2008
хорош.
Т1
ТДН
25
2008
хор.
110-4Н
110/10
Т2
ТДН
25
2011
хор.

Продолжение таблицы 8.2

ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций

№ п/п
Наименование
Напряжения, кВ
Год ввода ПС
Тех. состояние
Трансформаторы:
Схема РУ высшего напряжения
N
тип
мощность, МВА
год ввода
тех. сост.
1
Лебедянь
110/35/10
1964
уд.
Т1
ТДТН
16
1968
неудовл.
110-12
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1970
неудовл.
2
Лев Толстой
110/35/10
1964
уд.
Т1
ТДТН
10
1972
удовл.
110-3
3
Чаплыгин Новая
110/35/10
1996
хор.
Т1
ТДТН
16
2006
хор.
110-9
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1996
хор.
4
Россия
110/35/10
1981
уд.
Т1
ТДТН
16
1981
удовл.
110-4Н
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1989
удовл.
5
Компрессорная
110/35/10
1981
уд.
Т1
ТДТН
16
1981
удовл.
нетиповая
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1982
удовл.
6
Березовка
110/35/10
1983
уд.
Т1
ТДТН
16
1983
хор.
110-5
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1994
удовл.
7
Нива
110/35/10
1986
уд.
Т1
ТДТН
10
1986
хор.
110-4
110/10
Т2
ТДН
10
2003
хор.
8
Астапово
110/35/10
1986
уд.
Т1
ТДТН
16
1986
удовл.
110-12
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1991
хор.
9
Химическая
110/35/10
1986
уд.
Т1
ТДТН
16
1986
удовл.
110-12
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1986
удовл.
10
Ольховец
110/10
1978
уд.
Т1
ТМН
2,5
1978
удовл.
110-4Н
110/10
Т2
ТМН
2,5
1982
удовл.
11
Куймань
110/10
1979
уд.
Т1
ТМН
2,5
1979
удовл.
110-4
110/10
Т2
ТМН
2,5
1980
удовл.
12
Лутошкино
110/10
1983
уд.
Т1
ТМН
2,5
1983
хор.
110-4
110/10
Т2
ТМН
2,5
1983
хор.
13
Круглое
110/10
1989
уд.
Т1
ТМН
6,3
2008
хор.
110-4Н
110/10
Т2
ТМН
2,5
1991
хор.
14
Троекурово
110/35/10
1994
хор.
Т1
ТДТН
10
1998
хор.
110-5АН
110/35/10
Т2
ТМТН
6,3
1998
хор.
15
Рождество
110/10
2013
хор.
Т1
ТРДН
25
2013
хор.
110-3Н

Таблица 8.3

Воздушные линии 110 кВ, находящиеся на балансе филиала
ОАО "МРСК-Центра" - "Липецкэнерго".
ВЛ 110 кВ Липецкого участка службы воздушных линий

№ п/п
Диспетчерское наименование
Наименование ВЛ
Год ввода в экспл.
Протяженность, км
Тип провода
Опоры
Изоляция
Грозозащитный трос
Прим. (сост. ВЛ)
Металлические
Ж/бетонные
Всего, шт.
В т.ч. анкер.
Тип изоляторов
Всего, шт.
Длина, км
Марка
по трассе
по цепям
к-во
тип
к-во
тип
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
1
2А
Северная - Гидрооборудование

23,10
46,20

23

86

109
22

2985
23,1

Удовл.
1.1
уч-к № 1 - 108 лев. цепь
1977
23,10
23,10
АС-185
22
У110-2; У110-1
86
ПБ110-4
108
22
ПС-12А, ЛК-70/110, ПС-120
2985

С-50

1.2
уч-к № 1 - 108 прав. цепь
1980
23,10
23,10
АС-185
1
У110-1
-
-
1
-
-
-

С-50

2
Бугор
Новая - Бугор с отп. на ПС Правобережная, Октябрьская, ГПП-4

18,68
37,36

66

34

100
36

5138
18,68

Удовл.
2.1
уч-к ГПП-4 - Бугор № 1 - 16
1978
2,70
5,40
АС-185
4
У110-2
12
ПБ110-8
16
4
ПС-12А
910
2,7
С-50

2.2
№ 16 - 56
1961
10,500
21,000
АС-185
41
ПАБ-8; УТЛБ-8
-
-
41
9
ПМ-4,5 ПС-70
1450
10,500
С-50

2.3
уч-к № 56 - 67
1982
1,43
2,86
АС-185
1
У110-2
10
УБ110-2; ПБ110-8
11
3
ПС-120
482
1,43
С-50

2.4
уч-к № 67 - 83
1991
2,50
5,00
АС-185
7
У110-2
9
ПБ110-8
16
7
ПС-70
1104
2,5
С-50

2.5
уч-к № 83 - 88
1966
0,20
0,40
АС-185
6
УТЛБ-8; У110-2
-
-
6
6
ПМ-4,5
192
0,2
С-50

2.6
отп. к ПС Правобережная
1966
1,20
2,40
АС-240
5
У2М; УПМ110-1А
3
ПБ110-4
8
5
ПС-4,5
760
1,2
ТК-50

2.7
отп. к ПС Октябрьская
1997
0,15
0,30
АС-185
2
У110-2; УС110-8
-
-
2
2
ПС-70
240
0,15
ТК-50

3
В. Матренка
Усмань - В. Матренка

46,300
46,300

27

235

262
42

7424
46,534

Удовл.
3.1
уч-к № 1 - 21
1985
3,60
3,60
АС-120
2
У110-1
19
ПБ110-5; УБ110-7
21
6
ПС-70Д
714
3,6
С-50

3.2
уч-к № 21 - 263
1978
42,40
42,40
АС-120
25
У110-1; У110-3н; У110-1-14; У110-2-5
215
ПБ110-5; УБ110-7; УБ110-1; ПУСБ110-1
240
36
ПСГ-6А
6620
42,4
С-50

3.3
отп. к ПС Никольская
1985
0,300
0,300
АС-95
-
-
1
ПБ110-5
1
-
ПС-70Д
90
0,534
С-50

4
Вербилово
Правобережная - Вербилово

58,70
117,40

63

248

311
49

16659
58,7

Удовл.
4.1
уч-к № 1 - 2
1994
0,10
0,20
АС-185
2
У110-2
-
-
2
2
ПС-6Б
116
0,1
С-50

4.2
уч-к № 2 - 175
1977
32,40
64,80
АС-185
47
У110-2; П110-6; УС110-8
130
ПБ110-8
177
43
ПС-120
9340
32,4
С-50

4.3
уч-к Вербилово - Хлевное № 1 - 131
1981
26,20
52,40
АС-95
14
У110-4; У110-2
118
УБ110-2; ПБ110-2; ПБ110-8; ПБ110-10
132
4
ПС-6Б
7203
26,2
ТК-50

4.4
отп. к ПС Вербилово
1977
0,250
0,500
АС-185
1
У110-2









5
Двуречки
Северная - Двуречки левая с отп. на ПС Казинка

23,610
47,220

28

100

129
38

7644
23,310

Неуд.
5.1
уч-к № 1 - 74
1979
14,13
28,26
АЖ-120
13
У110-2; У110-4; УС110-8
64
ПБ110-2
77
19
ПФ-70Г ПС-70
4344
14,13
ТК-50
Неуд.
5.2
отп. к ПС Казинка
1979
7,53
15,06
АЖ-120
11
У110-2; У110-4; УС110-2; УС110-8
26
ПБ110-2
37
11
ПС-70 ПФ-70Г
2214
7,53
ТК-50
Неуд.
5.3
перемычка к ВЛ-110 кВ Усмань № 1 - 13
1996
1,65
3,30
АС-120
3
У110-2
10
ПБ110-8; УБ110-2; ПЖ
14
7
ПС-120 ПС-70
1050
1,65
С-50

6
Добринка-1
Добринка - В. Матренка
1978
28,90
28,90
АС-120
20
У110-3; У110-1; У110-2
152
ПБ110-5; ПБ110-2
172
20
ПС6-Б
4939
28,9
С-50
Удовл.
7
Добринка-2
Хворостянка - Добринка

26,72
26,72

13

142

155
16

4264
26,72

Удовл.
7.1
уч-к № 1 - 155 (новый)
1994
26,72
26,72
АС-120
13
У110-2; У110-4
142
ПБ110-8
155
16
ПС-120 ПС-70Д
4264
26,72
ТК-50

8
Доброе
Ситовка - Доброе

33,70
67,40

35

130

165
35

4542
33,7

Удовл.
8.1
уч-к № 1 - 4
1995
0,66
1,31
АС-120
2
У110-2
2
ПБ110-2
4
2
ПСГ-120
42
0,655
С-50

8.2
уч-к лев. цепь № 4 - 165
1982
33,05
33,05
АС-120
33
У110-2
128
ПБ110-2
161
33
ПСГ-70
4500
33,045
"-"
Неуд.
8.3
уч-к прав. цепь № 4 - 165
1986

33,05
АС-120
-
-
-
-
-
-
-
-

"-"

9
Кольцевая
Новая - Правобережная с отп. на ПС Южная

19,81
39,62

58

39

97
35

6334
19,46

Удовл.
9.1
уч-к № 1 - 16
1978
2,80
5,60
АС-185
4
У110-2
12
ПБ110-4
16
4
ПС-12А
910
2,8
С-50

9.2
уч-к № 16 - 43
1961
7,30
14,60
АС-185
27
П110-2
-
-
27
5
ПС-70 П-4,5
1502
7,3
"-"

9.3
уч-к № 43 - 57
1966
2,90
5,80
АС-185
6
У-2М; УШЛБ-61
8
ПБ110-2; ПБ-28
14
6
ПС-70
816
2,9
"-"

9.4
отп. к ПС Южная № 1 - 24
1976
3,90
7,80
АС-185
12
ПП-2; У110-3; У110-4; П110-6
12
ПБ110-4
24
11
ПС-12А
1902
3,9
"-"

9.5
отп. к ПС Южная № 24 - 26
1974
0,50
1,00
АС-185
1
У110-2
1
ПБ110-4
2
1
ПФ-6
158
0,5
"-"

9.6
отп. к ПС Южная № 26 - 36
1980
2,06
4,12
АС-185
5
У110-2; УС110-8
5
ПБ110-4
10
5
ПС70-Д
944
2
"-"

9.7
отп. к ПС Бугор: уч-к оп № 1 - 4 (откл. в норм. реж.)

0,350
0,700
АС-185
3
У110-2; У110-1
1
ПБ110-4
4
3
ПФ-6
102
0,35
"-"

9.8
от оп. 31 к ПС 110 кВ Манежная КЛ-110 кВ Манежная - лев. прав.
2011
0,625 - лев. 0,54 - прав
1,165
ПвПу2г1*185/95/-64/110











10
ЛТЗ - левая, правая
Новая - ЛТЗ
1985
6,46
12,92
АС-400
24
У110-2; У110-8; П110-4
23
ПБ110-4
47
15
ПС-70Е ПС-120Б ПСГ-70Е
5015
6,46
ТК-50
Удовл.
11
ЛТП
Ситовка - ЛТП с отп. на ПС КПД

4,22
8,44

16

13

29
16

3147
4,14

Удовл.
11.1
уч-к № 1 - 12
1987
1,54
3,08
АС-70
5
У110-4
7
ПБ110-2
12
5
ПС-6Б
702
1,54
С-50

11.2
отп. на ПС КПД № 1 - 17
1988
2,48
4,96
АС-95
11
У110-4; УС110-8
6
ПБ110-6
17
11
ПС70-Д
2445
2,6
"-"

11.3
переход а/д № 11 - 12
1988
0,20
0,40
АС-120
-
-
-
-
-
-

-
-
-

12
Московская
Правобережная - Юго-Западная

9,70
19,40

23

39

62
22

4097
9,7
С-50
Удовл.
12.1
уч-к № 1 - 14
1966
2,30
4,60
АС-185
6
У-2
8
ПБ110-4
14
6
П-4,5
720
2,3
С-50

12.2
уч-к № 14 - 17
1982
0,55
1,10
АС-185
-
-
3
ПБ110-8
3
-
ПСГ-12
126
0,55
"-"

12.3
уч-к № 17 - 62
1993
6,85
13,70
АС-185
17
У110-2; П110-6В
28
ПБ110-8
45
16
ПС-120
3251
6,85
"-"

13
Привокзальная
Ситовка - Юго-Западная с отп. на ПС Привокзальная

15,82
31,64

38

59

97
31

6264
15,82
С-50
Удовл.
13.1
уч-к № 1 - 21
1988
2,80
5,60
АС-185
3
У110-2
17
ПБ110-8; УБ110-2
20
6
ПС-120
1260
2,8
С-50

13.2
уч-к № 21 - 30
1995
1,15
2,30
АС-185
9
У-2; П110-2
1
УБ-110-2
10
7
ПС-120
884
1,15
С-50

13.3
уч-к № 30 - 58
1995
5,35
10,70
АС-185
5
У110-2; П110-2
23
ПБ110-8
28
6
ПС-120
1740
5,35
С-50

13.4
уч-к № 58 - 69
1962
2,39
4,78
АС-185
11
У-2М; П110-2

ПБ110-8
11
2
ПС-70
640
2,39
С-50

13.5
уч-к № 69 - 86
1995
2,82
5,64
АС-185
3
У110-2
14
ПБ110-8
17
3
ПС-120
933
2,82
С-50

13.6
уч-к № 86 - 89
1982
0,65
1,30
АС-185
2
У110-2
1
ПБ110-8
3
2
ПС-120
266
0,65
С-50

13.7
отп. к ПС Привокзальная № 1 - 8
1980
0,66
1,32
АС-95 АС-120
5
У110-2
3
ПБ110-4
8
5
ПС-120
541
0,66
С-50

14
Промышленная № 1 - 16
Металлургическая - ТЭЦ-2
1996
3,42
3,42
АС-185
5
У110-2; У110-2-14; У110-2-9
0
-
5
5
ПС-120
390
1,17
ТК-50
Удовл.
15
Связь № 1 - 15
Северная - Металлургическая
1969
2,02
4,04
АСО-300
11
П4М; У90
0
-
11
7
ПС-70Д ПФЕ-11
1022
2,02
СТ-50
Удовл.
16
Сухая Лубна и Лебедянь - левая № 1 - 42
Правобережная - Сухая Лубна и Правобережная Лебедянь с отп. на Н. Деревня
1981
6,25
12,50
АЖ-120
9
У110-2
35
ПБ110-6
44
9
ПФ-6Б
2638
6,25
С-50
Удовл.
17
Трубная
Ситовка - Трубная 2 с отв на ПС Тепличная

10,73
21,454

31

28

58
22

3768
10,73

Удовл.
17.1
уч-к № 1 - 18
1982
3,27
6,54
АС-185
5
У110-2
13
ПБ110-2
17
4
ПС-120 ПС-70
1011
3,27
С-50

17.2
уч-к № 18 - 34
1995
2,92
5,84
АС-120
3
У110-2; П110-2
13
ПБ110-2
16
3
ПС-120 ПС-70
1005
2,92
"-"

17.3
уч-к № 34 - 52
1962
4,27
8,53
АС-120
19
У110-2; П110-2
-
-
19
9
ПС-120 ПС-70
1452
4,267
"-"

17.4
уч-к № 52 - 54
1991
0,05
0,10
АС-185
2
У110-2
-
-
2
2
ПС-120
100
0,05
"-"

17.5
отп. к ПС Тепличная № 1 - 4
1980
0,22
0,44
АС-95
2
У110-2
2
П110-2
4
4
ПС-120
200
0,22
ТК-50

17.6
отп. к ПС Трубная-1 № 1 - 9 (Т.О. Труб. заводу)
1991
1,30
2,60
АС-95
9
У110-2; П110-2
-
-
9
7
П-4,5
550
1,3
С-50

18
ТЭЦ-2
ТЭЦ-2 - Металлургическая

3,62
7,24

15

3

18
15

2472
3,62

Удовл.
18.1
уч-к № 1 - 7
1978
1,80
3,60
АС-185
4
П110-2; У110-2
3
ПБ110-8
7
4
ПСГ-12А
912
1,8
С-50

18.2
уч-к № 7 - 18
1986
1,82
3,64
АС-185
11
У110-2
-
-
11
11
ПСГ-70Д
1560
1,82
"-"

19
Усмань
Усмань - Гидрооборудование с отп. на ПС Никольская, Аксай и перемычкой

84,66
131,72

36

463

499
56

21933
84,66

Удовл.
19.1
уч-к № 1 - 92 прав. цепь
1977
18,70
18,70
АС-95
12
У110-1; У110-3
82
ПБ110-1; УБ-110-1
94
14
ПС-12А ПМ-4,5
2211
18,7
ТК-35, ПС-50

19.2
уч-к № 1 - 95 лев. цепь
1984
18,90
18,90
АС-120
6
У110-1; У110-2
91
ПБ110-5; УБ110-7
97
13
ПС-70Д
3136
18,9
С-50

19.3
уч-к № 95 - 181 прав. цепь
1984
13,00
26,00
АС-120
3
У110-2
83
ПБ110-8; УБ110-2
86
5
ПС-70Д
4496
13
"-"

19.4
уч-к № 181 - 325
1985
23,32
46,64
АС-120
4
У110-2
140
ПБ110-8; УБ110-2
144
12
ПС-6В ПСД-6А
504
23,32
ТК-50

19.5
уч-к № 325 - 369
1978
5,10
10,20
АС-120
4
У110-4
40
ПБ110-8
44
5
ПС-70Д
7372
5,1
ПС-50

19.6
отп. на ПС Аксай № 1 - 8
1978
1,34
2,68
АС-120
1
У110-2
7
ПБ110-7
8
1
ПС-70Д
2480
1,34
ТК-50

19.7
отп. на ПС Никольская № 1 - 17
1984
3,20
6,4
АС-95
3
У110-2
14
ПБ110-4
17
3
ПФ-70
886
3,2
ТК-50

19.8
Перемычка к ВЛ Двуречки уч-к № 13 - 22
1996
1,10
2,20
АС-120
3
У110-2
6
ПБ110-8
9
3
ПС-70
848
1,1
ТК-50

20
Хворостянка
Гидрооборудование - Хворостянка

30,86
61,72

17

154

171
28

10072
61,72

Удовл.
20.1
уч-к № 1 - 90 (левая цепь)
1992
16,03
16,03
АС-120
15
У110-4; У110-2; П150
75
УБ110-2; ПБ110-8
90
20
ЛК-70, ПС-70Д
2836
16,03
ТК-50

20.2
уч-к № 90 - 157 (левая цепь)
1992
12,55
12,55
АС-150
0
У110-2
67
УБ110-4; ПБ110-8
67
5
ЛК-70, ПС-70Д
1768
12,546
"-"

20.3
уч-к № 157 - 168 (левая цепь)
1992
1,83
1,83
АС-120
-
-
11
УБ110-2
11
1
ЛК-70, ПС-70Д
296
1,834
"-"

20.4
уч-к № 168 - 171 (лев.)
1992
0,45
0,45
АС-150
2
У110-2; УС110-8
1
ПБ110-8
3
2
ЛК-70, ПС-70Д
136
0,45
"-"

20.5
уч-к № 1 - 29; № 37 - 171 (прав.)
1993
0,00
29,46
АС-95
-
-
-
-
-
-
ПС-70Д
4807
29,46
"-"

20.6
уч-к № 29 - 37 (правая цепь)
1993
0,00
1,40
АС-120
-
-
-
-
-
-
ПС-70Д
229
1,4
"-"

21
Цементная
Сокол - Ситовка с отп. на ПС Цементная

19,95
39,90

45

51

96
34

4680
3,32

Удовл.
21.1
уч-к № 1 - 5
1982
0,92
1,84
АС-185
1
У110-2;
4
ПБ110-4
5
1
ПС-12А
1044
0,92
ТК-50

21.2
уч-к № 5 - 67
1982; 1962
13,40
26,80
АС-185
28
У110-2;
34
ПБ110-4
62
17
ПС-12А; ПСГ-70
1045
13,4
ТК-50

21.3
уч-к № 67 - 78
1962; 1980
2,30
4,60
АС-185
4
У110-2; П110-2
7
-
11
4
ПС-70
4644
2,3
"-"

21.4
уч-к № 78 - 95
1980; 1989
3,23
6,46
АС-185
11
У110-2
6
ПБ110-4
17
11
ПФ-70 ПС-70
570; 4644
0,92
"-"

21.5
отп. на ПС Цементная
1962
0,10
0,20
АС-185
1
У110-2
-
-
1
1
ПС-70
36
0,1
"-"

22
Центролит
Правобережная - Центролит

10,93
21,76

48

20

68
25

5345
10,914

Удовл.
22.1
уч-к № 1 - 29
1974
6,00
12,00
АС-185
29
ЦУ-6; П4М-1; У2
-
-
29
5
ПС6-А ПСГ-70
2000
6
ТК-50

22.2
уч-к № 29 - 38
1966
0,90
1,80
АС-185
5
ЦУ-6; П4М-1; У2
4
ПБ-30
9
5
ПС-120
683
0,9
"-"

22.3
отп. к ПС Университетская № 1 - 30
2009
4,034
7,956
АС-185
14
УС110-2+5; У110-2; У110-2п;
16
ПБ110-8; ПЖ
30
15
ПС-120, ПС-70Е, ЛК70/110
2662
4,014
ТК-9,1

23
Чугун
ТЭЦ-2-Сокол

10,22
20,44

24

25

49
22

4233
10,22

Удовл.
23.1
уч-к № 1 - 5
1978
0,40
0,80
АС-185
6
У110-2; П110-2
-
-
6
4
ПС-160
415
0,4
С-50

23.2
уч-к № 5 - 44
1980
9,50
19,00
АС-185
14
У110-2; П110-2
25
ПБ110-4
39
14
ПС-70 ПФ-70
3270
9,5
С-50

23.3
уч-к № 44 - 48
1989
0,32
0,64
АС-185
4
У110-2
-
-
4
4
ПС-120 ПСГ-70
548
0,4
ПС-50


ИТОГО по ВЛ-110 кВ

498,38
853,71

675
2079
2754
600
131 858
510



Продолжение таблицы 8.3

Воздушные линии 110 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО
"МРСК-Центра" - "Липецкэнерго". ВЛ 110 кВ Лебедянского
участка службы воздушных линий

№ п/п
Диспетчерское наименование
Наименование ВЛ
Год ввода в экспл.
Протяженность, км
Тип провода
Опоры
Изоляция
Грозозащитный трос
Прим. (сост. ВЛ)
Металлические
Ж/бетонные
Всего, шт.
В т.ч. анкерн.
Тип изоляторов
Всего, шт.
Длина
Марка
по трассе
по цепям
к-во
тип
к-во
тип
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
1
Лебедянь левая
Правобережная - Лебедянь

66,40
66,95

26

347

373
39

11211
66,6

Удовл.
1.1
уч-к № 202 - 372
1974
27,2
27,2
АС-150/24
19
У2-М-2; У-2; У-4М; У-110-2; У4М+10; У2М+10; УС2-110-3; У2 + 10; У4 + 3,8; П4М
154
ПБ30-1
173
19
ПС-70Е
5161
27,2
ТК-50
Удовл.
1.2
уч-к № 1 - 202. Опоры № 1 - 2 относятся к ВЛ Сухая Лубна
1987
39,2
39,4
АС-150/24
7
У-4М; УС-110-3; У-110-1+9; У-110-1; У110-2
193
ПБ30-1; УБ-110-7; УБ-110-9
200
20
ПС-70Е
6050
39,4
ТК-50
Удовл.
1.3
отп. к ПС Куймань от № 246 (оп. 1 - 3) относятся к ВЛ-110 кВ Лебедянь правая
1979
0
0,35
АС-150/24






ПС-70Е




2
Лебедянь Правая
Дон - Сухая Лубна

16,85
37,55

14

67

81
14

5693
16,85

Удовл.
2.1
уч-к от № 188 до ПС Сухая Лубна
1974
6,70
6,70
АС-150/24
3
У-110-1; У-1-М.
25
ПБ25 - 1
28
3
ЛК 70/110; ПС-70Е
333
6,7
ТК-50
Удовл.
2.2
уч-к от № 50 - 187, опоры внесены в Лебедянь левая от № 202 - 372
1974
0,00
20,70
АС-150/24


1
ПБ30-1
1

ПС-70Е
3660



2.3
уч-к от ПС Дон до № 49
1974
9,80
9,80
АС-150/24
9
У110-2т; У110-2+9; У-2; У2-2
40
ПБ 110-2
49
9
ПС-70Е
1494
9,8
ТК-50
Удовл.
2.4
отп. к ПС Куймань
1979
0,35
0,35
АС-150/19
2
У110-2; У110-2+5
1
ПБ 110-2
3
2
ПС-70Е
206
0,35
ТК-50
Удовл.
3
Сухая Лубна
Правобережная - Сухая Лубна

45,8
45,8

21

210

231
17

6252
45,80

Удовл.
3.1
уч-к от № 203 до ПС Сухая Лубна
1966
6,50
6,50
АС-120/19
4
У 1-М
25
ПБ 25-1
29
4
ПС-70Е
904
6,5
ТК-50
Удовл.
3.2
уч-к от ПС Правобережная до № 202
1974
39,30
39,30
АС-185/24
17
У-4М; ЦУ-2+10; У110-2; П4М
185
ПБ 30-1
202
13
ПС-70Е
5348
39,30
ТК-50
Удовл.
3.3
отп. к ПС Н. Деревня (№ 1 - 42) на балансе Липецкого участка
1981


АЖ-120











4
Заход левая, правая
Дон - Лебедянь

11,90
23,80

15

41

56
15

4248
11,8

Удовл.
4.1
уч-к от ПС Дон до ПС Лебедянь (Заход левая)
1983
11,90
11,90
АС-120-5,2км; АС-150-6,7км
15
У 110-2; У 110-4; У 110-2+9
41
ПБ 110-8
56
15
ПС-70Е
2124
11,8
С-50; ТК-50
Удовл.
4.2
уч-к от ПС Дон до ПС Лебедянь (Заход правая), опоры относятся к ВЛ Заход левая
1983
0,00
11,90
АС-120-5,2км; АС-150-6,7км






ПС-70Е
2124


Удовл.
5
Машзавод левая, правая
Дон - Машзавод с отп. на ПС Нива

9,44
18,88

14

34

48
14

4300
9,40

Удовл.
5.1
уч-к № 12 - 25
1986
2,34
4,68
АС-120/19
3
У110-2+9; У110-2
9
ПБ110-8
12
3
ПС70-Д; ПС6А
884
2,34
ТК-50
Удовл.
5.2
отп. от № 25 до ПС Нива
1986
4,96
9,92
АС-120/19
7
У110-2; У110-2+5
17
ПБ110-8
24
7
ПС70-Д; ПС6А
2468
4,96
С-50
Удовл.
5.3
уч-к от ПС Дон до № 12
1986
2,10
4,21
АС-120/19
4
У110-2; У110-2+5
8
ПБ110-8
12
4
ПС70-Д; ПС6А
948
2,10
ТК-50
Удовл.

уч-к. на ПС Машзавод
1986
0,04
0,08
АС-120/19











6
Химическая-1
Лебедянь - Химическая
1979
28,90
28,90
АС-185/24
10
УА-110-2; У-110-1; У-110-1+5; У-220-1
155
ПБ110-3, УБ110-4; УБ110-1
165
19
ЛК-70; ПС-70Д
1491
28,9
ТК-50
Удовл.
7
Данков
Химическая - ТЭЦ
1979
1,89
4,80
АС-150/19
3
У 110-1
6
ПБ 110-1
9
3
ПМ-4,5
1248
1,93
ТК-50
Удовл.
уч-к от ПС Химическая до ПС ТЭЦ (опоры от № 1 до № 14 внесены в ВЛ 110 кВ Заводская левая) (опора № 24 внесена в ВЛ 110 кВ ТЭЦ Доломитная)
8
ТЭЦ Доломитная
Химическая - Доломитная, уч. на ТЭЦ

1,60
6,00

4,00

5,00

9,00
4,00

1185,00
1,60

Хор.
8.1
уч-к от № 20 до ПС ТЭЦ
1986
1,60
1,60
АС-150/19
4
У 110-1
5
ПБ 110-1
9
4
ПФ-70В
465
1,6
ТК-50
Хор.
8.2
уч-к от ПС Химическая до № 20 (опоры № 1-20 внесены в ВЛ 110 кВ Доломитная)
1986
0,00
4,40
АС-150/24






ПФ-70В
720

ТК-50
Хор.
9
Доломитная
Химическая - Доломитная, уч. на ТЭЦ
1986
4,40
4,40
АС-150/19
4
У110-2-2; У110-2+5
16
ПБ 110-2
20
4
ПФ-70В
856
4,4
ТК-50
Хор.
уч-к от ПС Химическая до № 20
10
Заводская левая
Химическая - Заводская
1984
4,20
4,20
АС-150/19
6
У110-1; У110-2
14
ПБ 110-2; ПБ 110-1
20
6
ПФ-70В
800
4,2
ТК-50
Хор.
11
Заводская правая
Химическая - Заводская
1984
4,20
4,20
АС-150/19
5
У110-1
15
ПБ 110-1
20
5
ПФ-70В
781
4,2
ТК-50
Хор.
12
Березовка
Химическая - Березовка
1984
52,70
52,70
АС-95/16
23
У110-2, У110-2+5, У110-2+14, У110-2+9, П110-4, П110-1+4
286
ПБ 110-8
309
32
ПС-70Д
9400
52,70
С-50
Хор.
13
Золотуха
Ольховец - Круглое
1991
6,245
14,00
АС-120/19
4
У110-1
42
УБ110-1+1, ПБ110-1; ПБ110-5.
46
8
ПС-70Д; ЛК-70
1548
6,55
С-50
Хор.
уч-к от ПС Ольховец до ПС Круглое (оп. от № 1 до № 43 внесены в ВЛ 110 кВ Круглое) (опора № 90 внесена в ВЛ 110 кВ Ольховец)
14
Круглое
Химическая - Круглое

14,10
14,10

8

76

84
16

1414
14,11

Хор.
14.1
уч-к от ПС Химическая до оп. № 43
1989
6,65
6,65
АС-120/19
3
У110-1; У110-2
38
УБ110-1, УБ110-2, УБ110-4, ПБ110-5, ПБ110-6, ПБ110-6-4
41
9
ПС-70Д; ЛК-70
731
6,65
ТК-50
Хор.
14.2
уч-к от оп. № 43 до ПС Круглое
1989
7,46
7,46
АС-120/19
5
У110-2
38
УБ110-1, УБ110-2, УБ110-4, ПБ110-5, ПБ110-6, ПБ110-6-4
43
7
ПС-70Д; ЛК-70
683
7,455
ТК-50
Хор.
15
Чаплыгин Старая
Лев Толстой - Чаплыгин Старая

25,83
28,6

6

120

126
6

3921
25,83


15.1
уч-к от № 17 до ПС Чаплыгин Старая
1967
25,83
25,83
АС-95/16
6
У110-1
120
ПБ110-3
126
6
ПМ-4,5
3288
25,831
ТК-50
Удовл.
15.2
уч-к от ПС Астапово до № 17 (опоры внесены в ВЛ 110 кВ Троекурово)
1986
0,00
2,77
АС-95/16






ПМ-4,5
633

ТК-50
Хор.
16
Чаплыгин-1
Компрессорная - Чаплыгин Новая

8,65
9,50

5

44

49
6

1944
8,65


16.1
уч-к от № 13 до № 50
1968
6,89
6,89
АС-150/24
0

36
УБ 110-1; ПБ 110-5
36
1
ПС 70Б, ПС-6Б, ПС 70Д
896
6,89
ТК-50
Удовл.
16.2
уч-к от № 50 до ПС Компрессорная (опоры относятся к ВЛ-110 кВ "Компрессорная Левая")
2011

0,85
АС-150/24






ПС-70Е
384

ТК-9,1
Хор.
16.3
уч-к от ПС Чаплыгин Новая до № 13
1968
1,77
1,77
АС-150/24
5
У110-2; У 110-2+5
8
ПБ110-2
13
5
ПС 70Д
664
1,77
ТК-50
Удовл.
17
Чаплыгин-2
Компрессорная - Первомайская

21,60
22,45

9

106

115
13

3152
21,60


17.1
уч-к от № 8 до ПС Первомайская
1968
21,60
21,60
АС-150/24
5
У 110-1; У 1-М
102
УАБм60-1, ПБ-25-1
107
9
ПС-70 Б; ПС-4,5
2856
21,6
ТК-50
Удовл.
17.2
уч-к от ПС Компрессорная до № 8
2011
0,00
0,85
АС-150/24
4
У110-1
4
ПБ 110-5
8
4
ПС-70 Е; ЛК70/110
296

ТК-9,1
Хор.
18
Лутошкино Левая
Лебедянь - Лутошкино с отп. на ПС Россия

50,60
50,60

25

238

263
30

13061
50

Удовл.
18.1
уч-к от ПС Лебедянь до ПС Лутошкино
1981
50,555
50,555
АЖ-120 - 13,3; АС-95/16 - 37,255
25
У110-2, У110-4+5, У110-2+5, У110-2+9, У110-4, УС110-3
238
ПБ110-8, УБ110-4, УБ110-2
263
30
ЛК-70, ПС-70Д, ПФ-70Д
13061
50,45
С-50; ТК-50
Удовл.
18.2
отп. до ПС Россия
1983
0,045
0,045
АС-95/16











19
Лутошкино Правая
Лебедянь - Лутошкино с отп. на ПС Россия

0,61
50,61

1

3

4
4

282
0,61

Удовл.
19.1
уч-к от ПС Лебедянь до ПС Лутошкино (опоры № 4 - 263 внесены ВЛ 110 кВ Лутошкино левая)
1981
0,61
50,57
АЖ-120
1
У110-1
3
УБ 110-2
4
4
ПС-70Е
282
0,61
ТК-50
Удовл.
19.2
отп. до ПС Россия
1983
0,00
0,05
АС-95/16











20
Ольховец
Дон - Ольховец

7,49
18,30

5

39

44
9

1284
7,49

Хор.
20.1
уч-к от № 12 до № 20, опоры относятся к ВЛ 110 кВ Лев Толстой
1978
0,00
1,30
АС-120/19






ЛК-70
18


Хор.
20.2
уч-к от № 20 до № 59, опоры относятся к ВЛ 110 кВ Лев Толстой
1978
0,00
7,44
АС-120/19






ЛК-70; ПС-70Д
286


Хор.
20.3
уч-к от № 59 до ПС Ольховец
1978
7,49
7,49
АС-95/16
5
У110-2; У110-1; У110-1+9
39
УБ 110-1; ПБ 110-8
44
9
ЛК-70; ПС-70Д
751
7,49
С-50
Хор.
20.4
уч-к от ПС Дон до № 12, опоры относятся к ВЛ 110 кВ Лев Толстой
1978
0,00
2,071
АС-120/19






ЛК-70; ПС-70Д
229


Хор.
21
Компрессорная Правая
Дон - Компрессорная

8,59
63,10

5

39

44
5

9560
6,54

Хор.
21.1
уч-к от № 265 до № 304
1981
7,75
7,75
АС-120/19
4
У110-1
34
ПБ110-2
38
4
ПС - 70 Д
1040
5,7
ТК-50
Хор.
21.2
уч-к от ПС Дон до № 265, опоры внесены в ВЛ 110 кВ Компрессорная Левая
1981
0,00
49,63
АС-120/19







7428

АС-120; ТК-50
Хор.
21.3
уч-к от № 304 до ПС Компрессорная (опоры № 304 - № 333 внесены в ВЛ 110 кВ Компрессорная Левая)
1981; 2011
0,84
5,72
АС-120/19
1
У110-1
5
ПБ110-5
6
1
ПС-70Е
1092
0,84
ТК-9,1
Хор.
22
Компрессорная Левая
Дон - Компрессорная
1981; 2011
63,10
63,10
АС-120/19
34
У110-2П; У110-2+14; У110-2; У110-4.
307
ПБ110-8
341
34
ПС-70
9520
63,1
АС-120; ТК-50
Хор.
23
Лев Толстой
Дон - Астапово

30,20
30,20

11

165

176
18

5586
30,20

Хор.
23.1
уч-к от № 12 до № 20
1990
1,30
1,30
АС-120/19
1
У110-4
6
ПБ110-8
7
1
ПС-70
232
1,297
ТК-9,1
Хор.
23.2
уч-к от № 169 до ПС Астапово (опора № 177 внесена в ВЛ 110 кВ Чаплыгин)
1990
1,60
1,60
АС-120/19
3
У110-2
4
ПБ110-8
7
3
ПС-70
832
1,6
С-50
Хор.
23.3
уч-к от № 20 до № 60
1990
7,44
7,44
АС-120/19
2
У110-2; У110-4
38
ПБ110-8
40
2
ПС-70
1088
7,442
ТК-9,1
Хор.
23.4
уч-к от № 60 до № 169
1990
17,79
17,79
АС-120/19
2
У110-1
108
УБ110-1; УБ110-3; ПБ110-8
110
9
ПС-70
2922
17,79
ТК-9,1
Хор.
23.5
уч-к от ПС Дон до № 12
1990
2,07
2,07
АС-120/19
3
У110-4; У110-4+5
9
ПБ110-8
12
3
ПС-70
512
2,071
ТК-9,1
Хор.
24
Троекурово
Астапово - Троекурово отп. Лев Толстой

34,93
34,93

18

181

199
28

6216
34,93


24.1
уч-к от № 17 до ПС Троекурово
1997
30,01
30,01
АС-120/19
12
У110-1+9; У110-1+5; У110-1; У110-2+5; У110-2П110-5
159
УБ110-1-1; ПБ110-5; ПБ110-8
171
21
ПС-70 Д
5248
30,01
ТК-50
Хор.
24.2
уч-к от ПС Астапово до № 17
1986
2,77
2,77
АС-120/19
5
У110-2
12
ПБ110-8
17
5
ПС-70 Д
664
2,769
ТК-50
Хор.
24.3
отп. к ПС Лев Толстой
1964
2,15
2,15
АС-120/19
1
У110-1
10
УБ110-1-1; ПБ110-5
11
2
ПС-70 Д
304
2,15
ТК-50
Удовл.
25
Чаплыгин
Астапово - Чаплыгин с отп. на ПС Чаплыгин Старая

36,38
45,90

23

162

185
25

7270
36,38


25.1
уч-к от № 152 до № 190 (опоры внесены в ВЛ 110 кВ Компрессорная Правая)
1994
0,00
7,75
АС-120/19






ПС-70 Д
1272

ТК-50
Хор.
25.2
уч-к от ПС Астапово до № 152
1994
28,01
28,01
АС-120/19
19
У110-2+5; У110-1+5; У110-1+9; У110-1
132
ПБ110-5
151
19
ПС-70 Д
4680
28,01
ТК-50
Хор.
25.3
уч-к от № 190 до ПС Чаплыгин Новая (опоры № 194 до ПС Чаплыгин Новая внесены в ВЛ 110 кВ Чаплыгин-1)
1944
0,77
2,54
АС-120/19
1
У110-1
2
ПБ110-5
3
1
ПС-70 Д
168
0,77
ТК-50
Удовл.
25.4
отп. к ПС Чаплыгин Старая
1994
7,60
7,60
АС-120/19
3
У110-1
28
УБ110-1; ПБ110-5
31
5
ПС-70 Д
1150
7,60
ТК-50
Хор.
26
Заря Левая Правая
Компрессорная - ОЭЗ Чаплыгинская

11,80
23,60

18

67

85
18

2630
11,80

Хор.
26.1
уч-к от ПС Компрессорная до ОЭЗ Чаплыгинская (ВЛ 110 кВ Заря Левая)
2011
11,80
11,80
АС 185/29
18
У110-2; У110-2+5; У110-2+9; У110-2+14
67
ПБ110-8; ПБ110-6В
85
18
ПС-120Б (натяжные); ЛК 70/110-В4 (подвесные)
1315
11,80
ОКГТ-ц-1-6 (G.652)-11.1/68
Хор.
26.2
уч-к от ПС Компрессорная до ОЭЗ Чаплыгинская (ВЛ 110 кВ Заря Правая), опоры относятся к ВЛ 110 кВ Заря Левая
2011
0,00
11,80
АС 185/29






ПС-120Б (натяжные); ЛК 70/110-В4 (подвесные)
1315


Хор.
27
Лутошкино Левая Правая
Отп. от Ирито
2013
3,581
3,581
АС-185










Хор.

ИТОГО по ВЛ-110 кВ

568,41
767,17

317
2785
3102
392
114 853
566,62


Продолжение таблицы 8.3

Воздушные линии 110 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО
"МРСК Центра" - "Липецкэнерго".
ВЛ 110 кВ Елецкого участка службы воздушных линий

№ п/п
Диспетчерское наименование
Наименование ВЛ
Год ввода в экспл.
Протяженность, км
Тип провода
Опоры
Изоляция
Грозозащитный трос
Прим. (сост. ВЛ)
Металлические
Ж/бетонные
Всего, шт.
В т.ч. анкерн.
Тип изоляторов
Всего, шт.
Длина
Марка
по трассе
по цепям
к-во
тип
к-во
тип
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
1
Волово
Тербуны 220 - Волово

41,00
41,02

22

213

235
30

6594
41,00

удовл.
1.1
уч-к по оп. ВЛ 110 кВ Набережная (ПС Тербуны 220 - оп. 1, двухцепной уч-к)
1992

0,02
АС-150




0

ПС70-Д
54



1.2
оп. 1 - 234 ПС Волово, добавлены 2 мет. оп. переуст. для ПС Гончар
1992
41,00
41,00
АС-120
22
У110-1, У110-1+9, У110-2+5
213
ПБ110-5, УБ110-13, УСБ110-5, УБ110-1-1
235
30
ПС70-Д
6540
41
С-50

2
Гороховская
Донская - Гороховская с отв. на ПС Кашары

26,10
52,20

20

110

130
20

7440
26,10

удовл.
2.1
ВЛ 110 кВ Гороховская - левая по опорам Гороховская - правая (оп. № 1 - 130 Донская - Гороховская, двухцепной уч-к)
1978

26,10
АС-95




0

ПС6-Б ПС 70-Д
3720



2.2
ВЛ 110 кВ Гороховская - правая совместный подвес с ВЛ 110 кВ Гороховская - левая (оп. № 1 - 130 Донская - Гороховская, двухцепной уч-к)
1970
26,10
26,10
АС-120
20
ЦУ-2, У-2 М
110
ПБ110-2, ПБ-26, ФД1
130
20
ПС6-Б ПС 70-Д
3720
26,1
ТК-50

3
Долгоруково и Тербуны с совместным подвесом Тербуны - новая
Елец - Тербуны с ответвлением на Долгоруково. Елец 220 - Хитрово. Тербуны 220 - Долгоруково с отп. на Тербуны

56,46
112,37

40

280

320
40

17610
56,06

удовл.
3.1
ВЛ 110 кВ Долгоруково совместный подвес с ВЛ 110 кВ Тербуны - новая (ПС Елецкая 220 оп. № 1 - 2, двухцепной уч-к)
1988
0,20
0,20
АС-150
2
У110-2

-
2
2
ПС70-Д
108
0,195
ТК-50

3.2
ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по опорам ВЛ Долгоруково (ПС Елецкая 220 оп. № 1 - 2, двухцепной уч-к)
1988

0,20
АС-150






ПС70-Д
108



3.3
ВЛ 110 кВ Долгоруково совместный подвес с ВЛ 110 кВ Тербуны - новая (оп. № 2 - 76, двухцепной уч-к)
1983
13,34
13,34
АС-150
16
У110-2, П110-6, У110-2+9, У110-2+5
58
ПБ110-8, УП110-АБ
74
16
ПС70-Д
2256
13,34
С-50

3.4
ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по опорам Долгоруково (оп. 2 - оп. 76, двухцепной уч-к)
1988

13,34
АС-150




0

ПС70-Д
2256



3.5
ВЛ 110 кВ Долгоруково совместный подвес с ВЛ 110 кВ Тербуны - новая (оп. № 76 - 195, двухцепной уч-к)
1983
21,12
21,12
АС-150
10
У110-2, У110-2+14, УС110-8
109
ПБ110-8
119
10
ПС70-Д
3156
21,12
С-50

3.6
ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по опорам Долгоруково (оп. № 76 - 195, двухцепной уч-к)
1988

21,12
АС-150




0

ПС70-Д
3156



3.7
ВЛ 110 кВ Долгоруково совместный подвес с ВЛ 110 кВ Тербуны - новая (оп. № 195 - 208, двухцепной уч-к)
1983
2,30
2,30
АС-150
1
УС 110-8
12
ПБ110-2
13
1
ПС70-Д
342
2,3
С-50

3.8
ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по опорам Долгоруково (оп. № 195 - 208, двухцепной уч-к)
1988

2,30
АС-150




0

ПС70-Д
342



3.9
ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по опорам с ВЛ 110 кВ Тербуны (оп. № 209 - 314 - двухцепной уч-к)
1988

18,90
АС-150




0

ПС70-Д
2760



3.10
ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тербуны совместный подвес с Тербуны - новая (оп. № 1 - 107 - двухцепной уч-к)
1983
18,90
18,90
АС-150
10
У110-2
97
ПБ110-8
107
10
ПС70-Д
2868
18,5
С-50

3.11
ВЛ 110 кВ Тербуны (оп. № 106 - 111)
1992
0,60
0,60
АС-150
1
УС110-8, УС110-1
4
ПБ110-5, ПБ110-2
5
1
ПС70-Д
150
0,602
С-50

3.12
ВЛ 110 кВ Тербуны по опорам Тербуны-II (оп. № 111 - 113 ПС Тербуны 220, двухцепной уч-к)
1992

0,06
АС-150




0

ПС70-Д
108



4
ВЛ 110 кВ Донская с отпайкой на ПС Лукошкино
Правобережная - Донская с отпайкой на ПС Лукошкино

73,26
146,52

54

358

412
53

19699
73,26

удовл.
4.1
ВЛ 110 кВ Донская - левая (ВО), правая (оп. № 1 - 20)
1993
2,85
5,70
АС-185
10
У110-2 У - 2
10
ПБ110-8
20
10
ПС-120
1470
2,85
С-50

4.2
ВЛ 110 кВ Донская - левая (ВО), правая (оп. № 20 - 47)
1982
6,20
12,40
АС-185
1
У-110-2
26
ПБ110-8
27
1
ПС-120Д
1292
6,2
С-50

4.3
ВЛ 110 кВ Донская - левая (ВО), правая (оп. № 47 - 227)
1984
33,15
66,30
АС-185
17
П-110-6 У 110-2
163
ПБ-110-8
180
19
ПС-70
8594
33,15
С-50

4.4
ВЛ 110 кВ Донская - левая (ВО), правая (оп. № 227 - 347)
1986
23,00
46,00
АС-185
14
УС-8 У 110-2
116
ПБ-110-8
130
14
ПСГ-70
5975
23,5
С-50

4.5
ВЛ 110 кВ Донская - левая (ВО), правая (оп. № 347 - 364)
1969
3,00
6,00
АС-185
6
У110-2
12
ПБ-30
18
2
П-4,5
654
2,5
С-50

4.6
ВЛ 110 кВ Донская - левая (ВО), правая (оп. № 206 - 11 - отпайка к ПС Донская)
1967
2,00
4,00
АС-95
2
У110-2
9
ПБ-30
11
2
П-4,5
574
2
С-50

4.7
ВЛ 110 кВ Лукошкино левая (ВО), правая; (оп. 273 - 26 ПС Лукошкино, двухцепной уч-к)
1988
3,06
6,12
АС-70
4
УС110-8, У110-2
22
ПБ110-2, УБ110-2
26
5
ПС6-Б
1140
3,06
ТК-50

5
ВЛ 110 кВ Заречная
Елецкая-220 - Елецкая ТЭЦ

3,50
7,00

12

7

19
8

1630
3,50

удовл.
5.1
ВЛ 110 кВ Заречная левая (ВО), правая (ПС Елецкая - оп. - 1 - 12, двухцепной уч-к)
1970
1,40
2,80
АС-185
4
ЦУ-2, ЦУ-4
7
ПБ30-2
11
4
ПМ-4,5, ЛС-11
895
1,4
ТК-50

5.2
ВЛ 110 кВ Заречная левая (ВО), правая (оп. 12 - 19 ТЭЦ, двухцепной уч-к)
1961
2,10
4,20
АС-185
8
КТЛБ8-1, АЛБ8-1, АБКБ-2, УШ6Б-10

-
8
4
ПМ-4,5, ЛС-11
735
2,1
ТК-50

6
ВЛ 110 кВ Елецкая - тяговая левая
Елецкая-220 - Елец тяговая

8,14
8,14

8

35

43
19

1602
7,60

удовл.
6.1
ВЛ 110 кВ Елец тяга - левая (ПС Елецкая 220 оп. 1 - 43 ПС Елец - тяговая)
1990
8,14
8,14
АС-150/24
8
У110-1, У110-1+14, УС110-3, У110-2+14, УС110-8
35
ПБ110-5, УСБ110-25, ПСБ110-1, УБ220-9-1, УБ220-7-1
43
19
ПС70-Д
1602
7,6
ПС-50

7
ВЛ 110 кВ Елецкая - тяговая правая
Елецкая-220 - Елец тяговая

8,36
8,36

9

36

45
20

1680
7,60

удовл.
7.1
ВЛ 110 кВ Елец тяга - правая (оп. 45 - 1 ПС Елец - тяговая)
1990
8,36
8,36
АС-150/24
9
У110-1, У110-1+14, УС110-3+9, У110-2+14, У110-1+9
36
ПБ110-5, УСБ110-25, ПСБ110-1, УСБ110-23
45
20
ПС70-Д
1680
7,6
ПС-50

8
ВЛ 110 кВ Измалково
Елецкая-220 - Измалково

51,50
103,00

31

211

242
37

13836
51,50

удовл.
8.1
ВЛ 110 кВ Измалково - правая по опорам ВЛ Измалково - левая (оп. 1 - 242 ПС Елецкая 220 - ПС Измалково, двухцепной уч-к)
1985

51,50
АС-120




0

ПФ6-Е, ПС70-Д
6918



8.2
ВЛ 110 кВ Измалково - левая совместный подвес с ВЛ Измалково - правая (оп. 1 - 242 ПС Елецкая 220 - ПС Измалково, двухцепной уч-к)
1979
51,50
51,50
АС-120
31
У110-2, У110-4, У110-4+9, У110-2+14, П110-4, ПС220 - 2У110
211
ПБ110-8
242
37
ПФ6-Е, ПС70-Д
6918
51,5
ТК-50-40,45км АС-120-11,05км

9
ВЛ 110 кВ Касторная
Набережное - Касторное (Курск эн. сист.)

25,62
26,90

16

91

107
16

3276
28,80

удовл.
9.1
ВЛ 110 кВ Касторная по опорам ВЛ 110 кВ Набережная (ПС Набережная оп. 1 - 7, двухцепной уч-к)
1971

1,28
АС-95




0

ПФЕ6-Б, ПМ-4,5
228



9.2
ВЛ 110 кВ Касторная (оп. 7 - 114 ПС Касторная)
1971
25,62
25,62
АС-95
16
У1МН, У5МН, У5МН-2
91
ПБ25-1
107
16
ПФЕ6-Б, ПМ-4,5
3048
28,8
С-50

10
ВЛ 110 кВ Компрессорная
Елецкая-220 - КС-7А

12,00
24,00

29

24

53
18

2872
12,00

удовл.
10.1
ВЛ 110 кВ Компрессорная - левая (ВО), правая (ПС Елецкая - оп. 1 - 40, двухцепной уч-к)
1976
8,90
17,80
АС-185
16
У110-2, П110-4, У110-2+9
24
ПБ28
40
14
ПС6-А, ПС12-А
2218
8,9
ТК-50

10.2
ВЛ 110 кВ Компрессорная - левая (ВО), правая (оп. 40 - 53 ПС КС-7А, двухцепной уч-к)
1961
3,10
6,20
АС-185
13
ПЛБ7-1, АЛБ8-1, УТБ8-1, УШЛБ8-1, КТЛБ8-1


13
4
ПМ-4,5, ПС70-Д
654
3,1
ТК-50

11
ВЛ 110 кВ Набережная
Тербуны 220 - Набережное с отпайкой на Тербунский гончар

30,05
35,89

26

118

144
25

4580
31,15

удовл.
11.1
ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Набережная совместный подвес с ВЛ 110 кВ Волово (ПС Тербуны 220 - оп. 1, двухцепной уч-к)
1992
0,02
0,02
АС-150
1
У110-2

-
1
1
ПС70-Д
54



11.2
ВЛ 110 Набережная (оп. 2 - оп. 44)
1992
6,84
6,84
АС-120
7
У110-1, У110-2, У110-1+9
36
ПБ110-5, УБ110-13
43
6
ПС70-Д
1214
6,84
С-50

11.3
ВЛ 110 Набережная (оп. 45 - оп. 117)
1971
18,27
18,27
АС-95
6
У1МН
66
ПБ25-1
72
6
ПФЕ6-Б, ПМ-4,5
1908
18,27
С-50

11.4
ВЛ 110 кВ Набережная совместный подвес с ВЛ 110 кВ Касторная (оп. 117 - 123 ПС Набережная, двухцепной уч-к)
1971
1,28
1,28
АС-95
2
У2МН
5
ПБ30-1
7
2
ПФЕ6-Б, ПМ-4,5
228
1,3
С-50

11.5
отпайка на ПС Тербунский Гончар
2007
3,64
9,48
АС-150
10
У110-2, У110-2+5, УС110-8, У110-2С+9
11
ПБ110-2
21
10
ПС-120, ЛК110/40 - 66 шт.
1176
4,74
ТК-50

12
ВЛ 110 кВ Становая
Елецкая-220 - Становая с отпайкой на Тростное

29,00
58,00

99

22

121
35

7500
29,00

неуд.
12.1
ВЛ 110 кВ Становая левая (ВО), правая (ПС Елецкая - оп. 1 - 16, двухцепной уч-к)
1969
3,40
6,80
АС-185
9
У6М, У4м, У4м+10, П27М+3,8, У6М-3, У6М-1
7
ПБ30-2
16
7
ЛС-11, ПС-120, ПС-4,5, ПС-70Д
1104
3,4
ТК-50
неуд.
12.2
ВЛ 110 кВ Становая левая (ВО), правая (оп. 16 - оп. 36, двухцепной уч-к)
1961
4,00
8,00
АС-185
17
УШ6ПБ8-1, ПЛБ7-1, УТЛБ8-1
3
ПБ110-8
20
8
ПС-120, ПМ-4,5, ПФЕ-4,5, ПС70-Д, ЛС-11
1344
4
ТК-50
неуд.
12.3
ВЛ 110 кВ Становая левая (ВО), правая (оп. 36 - оп. 65, двухцепной уч-к)
1976
5,60
11,20
АС-150
17
У110-2+9, У110-2, П110-2
12
ПБ-28
29
10
ПФ6-В, ПС6-Б, ПС12-А
1824
5,6
ТК-50
неуд.
12.4
ВЛ 110 кВ Становая левая (ВО), правая (оп. 65 - 121 ПС Становая, двухцепной уч-к)
1963
16,00
32,00
АС-150
56
П-2, У110-2+9, У-2, У-6, У110-2П

-
56
10
ПФЕ-4,5, ПС-120, ПС70-Д
3228
16
ТК-50
неуд.
13
ВЛ 110 кВ Табак
Елецкая-220 - Табак

6,50
13,00

20

19

39
18

3000
6,50

удовл.
13.1
ВЛ 110 кВ Табак - левая по опорам Табак - правая (ПС Елецкая 220 оп. 1 - 39 ПС Табак, двухцепной уч-к)
1981

6,50
АС-120




0

ПС6-А
1500



13.2
ВЛ 110 кВ Табак - правая совместный подвес с ВЛ 110 кВ Табак - левая (ПС Елецкая 220 оп. 1 - 39 ПС Табак, двухцепной уч-к)
1981
6,50
6,50
АС-120
20
У110-2, У110-4, П110-4
19
ПБ110-2, ПБ110-8
39
18
ПС6-А
1500
6,5
ТК-50

14
ВЛ 110 кВ Тербуны-II
Тербуны-220 - Тербуны-110

0,67
0,67

5

2

7
3

258
0,69

удовл.
14.1
ВЛ 110 кВ Тербуны-II (ПС Тербуны 110 оп. 1 - 3)
1971
0,37
0,37
АС-95
3
П1МН, У1МН


3
1
ПФЕ6-Б, ПС-70 Д
102
0,252
С-50

14.2
ВЛ 110 кВ Тербуны-II (ПС Тербуны 110 оп. 3 - 5)
1992
0,24
0,24
АС-95

У110-1
2
ПБ25-1
2

ПФЕ6-Б, ПС-70 Д
48
0,378
С-50

14.3
ВЛ 110 кВ Тербуны-II - Тербуны (оп. 5 - 7 ПС Тербуны 220 - совмест. подвес с ВЛ Тербуны; двухцепной уч-к)
1992
0,06
0,06
АС-150
2
У110-2

-
2
2
ПС70-Д
108
0,057
С-50

15
ВЛ 110 кВ Тербуны - тяговая
Тербуны-220 - Тербуны - тяговая

3,10
3,10

9

11

20
7

690
3,10

удовл.
15.1
ВЛ 110 кВ Тербуны - тяга совместный подвес с Касторная - тяга - баланс жд (ПС Тербуны 220 оп. 1 - 20 ПС Тербуны - тяг.)
1993
3,10
3,10
АС-150/24
9
У110-2, У110-4, У110-2+9, У110-2+5, П100-6В
11
ПБ110, ПБ110+8
20
7
ПС70-Д
690
3,1
ТК-50

16
ВЛ 110 кВ Хитрово - тяга - левая
ВЛ 110 кВ Долгоруково - Хитрово - тяговая

8,80
8,80

5

46

51
7

1434
8,80

удовл.
16.1
ВЛ 110 кВ Хитрово тяга - левая (оп. 75 - 126 ПС Хитрово - тяг.)
1988
8,80
8,80
АС-150
5
У110-1, У110-1+5
46
УБ110-1-10, ПБ110-5
51
7
ПС70-Д
1434
8,8
С-50

17
ВЛ 110 кВ Хитрово - тяга - правая
ВЛ 110 кВ Долгоруково - Хитрово - тяговая

8,80
8,80

4

46

50
6

1380
8,80

удовл.
17.1
ВЛ 110 кВ Хитрово тяга - правая (оп. 279 - 329 ПС Хитрово - тяг.)
1988
8,80
8,80
АС-150
4
У110-1, У110-1+5
46
УБ110-1-10, ПБ110-5
50
6
ПС70-Д
1380
8,8
С-50

18
ВЛ 110 кВ Центральная
Елецкая ТЭЦ - Западная с отпайкой на Агрегатную

9,80
19,60

42

4

46
23

2402
9,74

удовл.
18.1
ВЛ 110 кВ Центральная - левая (ВО), правая (ТЭЦ - ПС Западная оп. 1 - 20, двухцепной уч-к)
1963
4,10
8,20
АС-185
20
У110-2, У2, П2, КТЛБ8-1, У6, УС110-8

ПБ110-1
20
13
ПС70-Д, П-4,5, ПС-4,5
1111
4,1
ТК-50

18.2
ВЛ 110 кВ Центральная - левая (ВО), правая (оп. 20 - 27, двухцепной уч-к)
1963, 1996
1,10
2,20
АС-150
6
У2, П2, УС110-8, У110-2

-
6
3
ПС-120, П-4,5, ПС-4,5, ПС-70 Д
204
1,1
ТК-50

18.3
ВЛ 110 кВ Центральная - левая (ВО), правая (оп. 27 - 32 ПС Агрегатная, двухцепной уч-к)
1976
0,85
1,70
АС-95
2
У110-2, У110-8
4
ПБ110-2
6
2
ПС6-Б
279
0,788
ПС-50

18.4
ВЛ 110 кВ Центральная - левая (ВО), правая (оп. 27 - оп. 41 - не действ., двухцепной уч-к)
1963
3,75
7,50
АС-150
14
П2, У6, У110-2

-
14
5
ПФЕ-4,5, П-4,5, ПС-4,5, ПС-120
808
3,75
ТК-50

19
ВЛ 110 кВ Елец - тяга - правая и Хитрово - тяга - правая - недействующий уч-к
Тербуны-220

24,90
49,80

18

143

161
20

8928
24,90

удовл.
19.1
ВЛ 110 кВ Хитрово тяга - правая с совместным подвесом Елец тяга - правая (ПС Тербуны 220 оп. 1 - 161, двухцепной уч-к)
1993
24,90
24,90
АС-150
18
У110-2, У110-4+5, У110-4, П110-6в, У110-2+9, УС110-8, У110-2-5
143
ПБ110-8, УБ10-2
161
20
ПС70-Д
4464
24,9
ТК-50

19.2
ВЛ 110 кВ Елец тяга - правая по опорам Хитрово тяга - правая - (оп. 161 - 1 ПС Тербуны 220, двухцепной уч-к)
1993

24,90
АС-150




0

ПС70-Д
4464




ИТОГО по ВЛ 110 кВ:

427,6
727,2

469
1776

2245
405
106 411
430,1


Всего

1494,39
2348,48

1461
6640

8083
1397
353 122
1506,7


Выделенные цветом участки ВЛ, находящиеся в эксплуатации больше нормативного срока.
В таблицах 8.4, 8.5 представлена информация о электросетевых объектах, находящихся на балансе сторонних организаций.

Таблица 8.4

ПС 110 кВ, находящиеся на балансе других организаций

Собственник
ПС 110 кВ
Мощность трансформаторов, кВА
ООО "Лонгричбизнес"
110/35/10 кВ Центролит
Т1/20 000
Т2/20 000
ООО "Техноинжиниринг"
110/6 кВ Трубная-1
Т1/16 000
Т2/16 000
ООО "Солнечная энергетика" (ОАО "Силан")
110/6 кВ Заводская
Т1/16 000
Т2/16 000
ОАО "Доломит"
110/6 кВ Доломитная
Т1/10 000
Т2/10 000
ООО "ЛеМАЗ"
110/10 кВ Машзавод
Т1/10 000
Т2/16 000
Филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.
110/35/27,5 кВ Хитрово - тяговая
Т1/40 000
Т2/40 000
Филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.
110/35/27,5 кВ Елец - тяговая
Т1/40 000
Т2/40 000
Филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.
110/35/27,5 кВ Тербуны - тяга
Т1/40 000
Т2/40 000
ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис"
110/35/6 кВ Становая. ОРУ 35 кВ принадлежит РСК
Т1/40 000
Т2/40 000
ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис"
110/6 кВ Сухая Лубна
Т1/40 000
Т2/40 000
ОАО "ФСК-ЕЭС"
110/10 кВ Тростное <*>
Т/6 300
ОАО "Мострансгаз" (Донское УМГ)
110/6 КС-7А
Т1/40 000
Т2/40 000
ОАО "Энергия"
110/6 Крона
Т1/25 000
Т2/25 000
Филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.
110/27,5/10 Урусово
Т1/20 000
Т2/20 000
ОАО "Завод Железобетон"
110/10 кВ ГПП-11
Т1/16 000
Т2/16 000
ООО "ЛТК "Свободный Сокол"
110 кВ ГПП-1
Т1/63 000
Т2/63 000
ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк"
110/10 кВ ОЭЗ
Т1/40 000
Т2/40 000

--------------------------------
<*> ПС 110/10 кВ Тростное является подстанцией собственных нужд для ПС 500 кВ Елецкая.

Продолжение таблицы 8.4

ГПП ОАО "Новолипецкий металлургический комбинат"

№ ГПП
№ тр-ра
Тип тр-ра
S н. тр-ра, МВА
U н. тр-ра, кВ
ГПП-1
1Т
ТДТН
63
115/38,5/11
2Т
ТДТН
63
115/38,5/11
3Т
ТДТН
80
115/38,5/11
ГПП-2
1Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
2Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
3Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
ГПП-3
1Т
ТДТН
63
115/38,5/11
2Т
ТДТН
63
115/38,5/11
3Т
ТДТГ
60
115/38,5/11
ГПП-4
1Т
ТРДН
63
115/11/6,6
2Т
ТРДН
63
115/11/6,6
ГПП-5
1Т
ТРДЦН
63
115/10,5/10,5
2Т
ТРДЦН
63
115/10,5/10,5
ГПП-6
1Т
ТРДН
40
115/10,5/10,5
2Т
ТРДН
40
115/10,5/10,5
ГПП-7
1Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
2Т
ТРДЦН
63
115/10,5/10,5
3Т
ТРДЦН
63
115/10,5/10,5
ГПП-8
1Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
2Т
ТРДЦНКМ
63/100
115/10,5/10,5
3Т
ТРДЦНКМ
63/100
115/10,5/10,5
4Т
ТРДЦНКМ
63/100
115/10,5/10,5
ГПП-9
1Т
ТРДЦН
63
115/10,5/10,5
2Т
ТРДЦН
63
115/10,5/10,5
3Т
ТРДЦН
63
115/10,5/10,5
ГПП-10
1Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
2Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
3Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
4Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
ГПП-12
1Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
2Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
ГПП-15-1
1Т
ТРДЦН
63
115/10,5/10,5
2Т
ТРДЦН
63
115/10,5/10,5
ГПП-16
1Т
ТДЦТНК
63
115/11/6,6
2Т
ТДЦТНК
63
115/11/6,6
ГПП-17
1Т
ТДЦТНК
63
115/11/6,6
2Т
ТДЦТНК
63
115/11/6,6
3Т
ТДЦТНК
63
115/11/6,6
ГПП-18
1Т
ТРДН
40
115/6,3/6,3
2Т
ТРДН
40
115/6,3/6,3
3Т
ТРДН
80
115/10,5/10,5
ГПП-19
1Т
ТДЦНМ
160/250
110/35
2Т
ТДЦНМ
160/250
110/35
ГПП-20
1Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
2Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
ГПП-21
1Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5
2Т
ТРДЦНК
63
115/10,5/10,5

В таблице 8.5 представлена информация по ЛЭП 110 кВ, находящимся на балансе сторонних потребителей.

Таблица 8.5

ВЛ 110 кВ, находящиеся на балансе сторонних потребителей

N
ВЛ
Наименование ВЛ
Марка провода
Протяженность, км
ОАО "ФСК-ЕЭС"
1
Ответвление на ПС Тростное от Становая - левая
-
АС-120
1,5
ОАО "Завод Железобетон"
2
Ответвление на ГПП-11
-
2АС-185
0,5
ВЛ 110 кВ ОАО "НЛМК"
3
Новая - ТЭЦ НЛМК
ТЭЦ - левая
АСКС-500
6,4
4
Новая - ТЭЦ НЛМК
ТЭЦ - правая
АСКС-500
6,4
5
Новая - РП1
РП-11
АСКС-500
6,7
6
Новая - РП1
РП-13
АСКС-500
6,7
7
ТЭЦ - РП 1
Цепь № 1
АСО-500
1,486
Цепь № 2
АСО-500
1,486
8
КВЛ п/ст Северная - ГПП18
Цепь № 1
АСО-500/АПвВнг-3 (1 x 800)
1,58/0,66
Цепь № 2
АСО-500/АпвВнг-3 (1 x 800)
1,58/0,57
9
КВЛ ГПП18 - РП1
Цепь № 1
АСО-500/АПвВнг-3 (1 x 800)
5,193/0,51
Цепь № 2
АСО-500/АпвВнг-3 (1 x 800)
5,193/0,51
10
ТЭЦ НЛМК - ГПП1

АСО-500
2,4
11
Северная - ГПП1
ГПП-1
АСКС-500
7,6
12
Северная - ГПП17

АС-185
1,2
МСАШВ-3 (1 x 150)
0,43
13
Новая-ГПП17

АС-185
3,8
МСАШВ-3 (1 x 150)
0,36
14
ТЭЦ НЛМК - ГПП17

АС-185
3,33
МСАШВ-3 (1 x 150)
0,465
15
Металлургическая - РП2
Прокатная левая
АС-500
3,7
16
Металлургическая - РП2
Прокатная правая
АС-500
3,7
17
ТЭЦ-2 - РП2
РП-2 - левая
АС-500
6
18
ТЭЦ-2 - РП2
РП-2 - правая
АС-500
6
19
Металлургическая - ГПП3
ГПП-3 левая
АСО-400
4,6
20
Металлургическая - ГПП3
ГПП-3 правая
АСО-400
4,6
21
Металлургическая - ГПП5
ГПП-5 - правая
АС-185
2,61
22
ТЭЦ-2 - ГПП-5
ГПП-5 - левая
АС-185
1,53
23
ТЭЦ-2 - ГПП-6
ГПП-6 - правая
АСКС-185
2,6
24
ТЭЦ-2 - ГПП-6
ГПП-6 - левая
АСКС-185
2,6
25
Ответвление на ГПП-4

2АС-185
2,5
ООО "ЛТК "Свободный Сокол"
26
ГПП-1 (Свободный сокол) - Сокол
ГПП-1 - правая


27
ГПП-1 (Свободный сокол) - Сокол
ГПП-1 - левая


28
Отпайка от ВЛ Двуречки Левая, Правая к ПС ОЭЗ Липецк
отп. к ПС ОЭЗ Липецк
АС-120
0,3

В таблице 8.6 представлена информация по техническому состоянию ПС 110 кВ, находящихся на балансе ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" и находящихся в эксплуатации больше нормативного срока.

Таблица 8.6

Техническое состояние ПС 110 кВ, находящихся в эксплуатации
больше нормативного срока

Липецкий участок службы подстанций

№ п/п
Наименование
Напряжения, кВ
Год ввода ПС
Срок службы ПС
Тех. состояние
Трансформаторы:
N
тип
мощность, МВА
год ввода
срок службы
тех. сост.
1
Аксай
110/35/10
1984
30
уд.
Т1
ТДТН
10
1984
30
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1984
30
удовл.
2
Бугор
110/35/6
1934
80
хор.
Т1
ТДТН
63
2011
3
хор.
110/35/6
Т2
ТДТН
63
2012
2
хор.
3
Вербилово
110/35/6
1978
36
уд.
Т1
ТДТН
10
1978
36
непригод.
110/35/6
Т2
ТМТН
6,3
1978
36
удовл.
4
В. Матренка
110/35/6
1977
37
уд.
Т1
ТМТН
6,3
1977
37
хорош.
110/35/6
Т2
ТМТН
6,3
1977
37
хорош.
5
Гидрооборудование
110/10/6
1976
38
уд.
Т1
ТРДН
25
1978
36
удовл.
110/10/6
Т2
ТРДН
25
1976
38
удовл.
110/35/6
Т3
ТДТНГ
31,5
1999
15
хорош.
6
ГПП-2
110/6
1986
28
уд.
Т1
ТРДН
63
1986
28
удовл.
110/6
Т2
ТРДН
63
1986
28
хор.
7
Двуречки
110/10
1979
35
уд.
Т1
ТМН
6,3
1979
35
удовл.

Т2





8
Добринка
110/35/10
1976
38
уд.
Т1
ТДТН
16
1976
38
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1976
38
хорош.
9
Доброе
110/35/10
1983
31
уд.
Т1
ТДТН
16
1983
31
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1983
31
удовл.
10
Казинка
110/35/10
1979
35
уд.
Т1
ТДТН
16
1979
35
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1979
35
удовл.
11
КПД
110/6
1987
27
уд.
Т1
ТДН
10
1987
27
хор.
110/6
Т2
ТДН
16
2011
3
хор.
12
ЛТП
110/6
1987
27
уд.
Т1
ТМН
6,3
1987
27
хор.
110/6
Т2
ТДН
10
1987
27
хор.
13
Никольская
110/35/10
1976
38
уд.
Т1
ТМТН
6,3
1976
38
удовл.
110/35/10
Т2
ТМТН
6,3
1976
38
удовл.
14
Новая Деревня
110/35/10
1973
41
уд.
Т1
ТДТН
10
1973
41
удовл.
110/35/10
Т2
ТМТН
6,3
1973
41
удовл.
15
Привокзальная
110/6
1965
49
уд.
Т1
ТДНГ
20
1964
50
удовл.
110/6
Т2
ТДНГ
20
1965
49
удовл.
110/6
Т3
ТРДН
25
1977
37
удовл.
16
Ситовка
110/6
1983
31
уд.
Т1
ТДН
10
1985
29
удовл.
110/6
Т2
ТДН
10
1985
29
удовл.
17
Тепличная
110/6
1980
34
уд.
Т1
ТМН
15
1980
34
удовл.
110/6
Т2
ТМН
15
1980
34
удовл.
18
Усмань
110/35/10
1954
60
уд.
Т1
ТДТН
16
1994
20
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1954
60
неуд.
19
Хворостянка
110/35/10
1976
38
уд.
Т1
ТДТН
10
1978
36
треб. рем.
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1976
38
хорош.
20
Хлевное
110/35/10
1981
33
уд.
Т1
ТДТН
16
1980
34
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1985
29
удовл.
21
Цементная
110/35/6
1963
51
уд.
Т1
ТДТН
40
2012
2
хор.
110/6
Т2
ТРДН
32
1973
41
неуд.
110/35/6
Т3
ТДТН
63
2011
3
хор.
22
Юго-Западная
110/10/6
1982
32
уд.
Т1
ТДТН
40
1996
18
удовл.
110/10/6
Т2
ТДТН
40
2004
10
удовл.
110/10/6
Т3
ТДТН
40
2013
1
хорош.
23
Южная
110/10/6
1978
36
уд.
Т1
ТДТН
40
1978
36
неуд.
110/10/6
Т2
ТДТН
40
1978
36
удовл.

Продолжение таблицы 8.6

Елецкий участок службы подстанций

№ п/п
Наименование
Напряжения, кВ
Год ввода ПС
Срок службы ПС
Тех. состояние
Трансформаторы:
N
тип
мощность, МВА
год ввода
срок службы
тех. сост.
1
Агрегатная
110/6
1977
37
уд.
Т1
ТДН
16
1982
32
удовл.
110/6
Т2
ТДН
16
1977
37
удовл.
2
Гороховская
110/35/10
1974
40
уд.
Т1
ТДТН
16
1974
40
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1977
37
удовл.
3
Долгоруково
110/35/10
1970
44
уд.
Т1
ТМТ
6,3
1970
44
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1975
39
удовл.
4
Донская
110/35/10
1966
48
уд.
Т1
ТДТН
10
1967
47
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1966
48
неприг.
5
Измалково
110/35/10
1980
34
уд.
Т1
ТДТН
10
1980
34
неудовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1983
31
удовл.
6
Кашары
110/10
1972
42
хор.
Т1
ТМН
2,5
1982
32
хор.
110/10
Т2
ТМН
6,3
1986
28
хор.
7
Набережное
110/35/10
1973
41
уд.
Т1
ТМТ
6,3
1973
41
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1983
31
хор.
8
Табак
110/6
1981
33
уд.
Т1
ТДН
16
1981
33
удовл.
110/6
Т2
ТДН
16
2011
3
хор.
9
Тербуны
110/35/10
1973
41
уд.
Т1
ТДТН
10
1972
42
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
10
1980
34
удовл.

Продолжение таблицы 8.6

Лебедянский участок службы подстанций

№ п/п
Наименование
Напряжения, кВ
Год ввода ПС
Срок службы ПС
Тех. состояние
Трансформаторы:
N
тип
мощность, МВА
год ввода
срок службы
тех. сост.
1
Лебедянь
110/35/10
1964
50
уд.
Т1
ТДТН
16
1968
46
неудовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1970
44
неудовл.
2
Лев Толстой
110/35/10
1964
50
уд.
Т1
ТДТН
10
1972
42
удовл.
3
Россия
110/35/10
1981
33
уд.
Т1
ТДТН
16
1981
33
удовл.
110/35/10
Т2
ТДТН
16
1989
25
удовл.
110/35/10
Т1
ТДТН
16
1981
33
удовл.
4
Компрессорная
110/35/10
1981
33
уд.
Т2
ТДТН
16
1982
32
удовл.
110/35/10
Т1
ТДТН
16
1983
31
хор.
5
Березовка
110/35/10
1983
31
уд.
Т2
ТДТН
10
1994
20
удовл.
110/35/10
Т1
ТДТН
10
1986
28
хор.
6
Нива
110/35/10
1986
28
уд.
Т2
ТДН
10
2003
11
хор.
110/10
Т1
ТДТН
16
1986
28
удовл.
7
Астапово
110/35/10
1986
28
уд.
Т2
ТДТН
16
1991
23
хор.
110/35/10
Т1
ТДТН
16
1986
28
удовл.
8
Химическая
110/35/10
1986
28
уд.
Т2
ТДТН
16
1986
28
удовл.
110/35/10
Т1
ТМН
2,5
1978
36
удовл.
9
Ольховец
110/10
1978
36
уд.
Т2
ТМН
2,5
1982
32
удовл.
110/10
Т1
ТМН
2,5
1979
35
удовл.
10
Куймань
110/10
1979
35
уд.
Т2
ТМН
2,5
1980
34
удовл.
110/10
Т1
ТМН
2,5
1983
31
хор.
11
Лутошкино
110/10
1983
31
уд.
Т2
ТМН
2,5
1983
31
хор.
110/10
Т1
ТМТГ
7,5
1969
45
удовл.

Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа) и в основном соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 110 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 45 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов, для ВЛ на деревянных опорах - 20 - 25 лет, исходя из физического износа опор. Для ПС, согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции ПС часто возникает и по условиям морального износа. В таблицах 8.7 и 8.8 представлена сводная информация о сроках службы основных электросетевых объектов.

Таблица 8.7

Срок службы ПС 110 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО
"МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (исходным годом считать
2014 г.)

Срок службы, лет
Липецкий участок
Елецкий участок
Лебедянский участок
Всего по области
Кол-во
%
Кол-во
%
Кол-во
%
Кол-во
%
40 лет и более
5
18,52%
6
46,15%
2
13,33%
13
23,64%
от 30 до 39 лет
15
55,56%
3
23,08%
6
40%
24
43,64%
от 20 до 29 лет
4
14,81%
2
15,39%
5
33,33%
11
20%
от 10 до 19 лет
1
3,7%
1
7,69%
1
6,67%
3
5,45%
менее 10 лет
2
7,41%
1
7,69%
1
6,67%
4
7,27%
ИТОГО
27
100,00%
13
100,00%
15
100,00%
55
100,00%

На диаграмме 1.1 представлено процентное соотношение по срокам службы ПС 110 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".



Диаграмма 1.1

Таблица 8.8

Срок службы ВЛ 110 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО
"МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (исходным годом считать
2014 г.)

Срок службы, лет
Липецкий участок
Елецкий участок
Лебедянский участок
Всего по области
км
%
км
%
км
%
км
%
40 лет и более
68,15
7,94%
158,62
21,81%
67,28
8,77%
294,05
12,50%
от 30 до 39 лет
462,47
53,90%
189,36
26,04%
338,80
44,16%
990,63
42,11%
от 20 до 29 лет
255,71
29,80%
367,52
50,54%
193,64
25,24%
816,87
34,73%
от 10 до 19 лет
61,93
7,22%
2,20
0,30%
73,37
9,56%
137,50
5,85%
менее 10 лет
9,72
1,13%
9,48
1,30%
94,12
12,27%
113,32
4,82%
Всего
857,98
100,00%
727,18
100,00%
767,21
100,00%
2352,37
100,00%

На диаграмме 1.2 представлено процентное соотношение по срокам службы ВЛ 110 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".



Диаграмма 1.2

На надежность электроснабжения потребителей, кроме технического состояния и технического уровня электросетевых объектов, как было отмечено выше, также оказывает влияние схема присоединения электросетевых объектов к сети и конфигурация их связывающей сети. В таблицах 8.9 и 8.10 приведена общая статистика по типам присоединения подстанций к сети и по конфигурации сети.

Таблица 8.9

Количество ПС, присоединенных к разным типам
конфигурации сети

Количество ПС 110 кВ, шт. (всего 55 шт.)
Тип сети
Узловая
Замкнутая
Кольцевая
Радиальная
Липецкие ЭС (всего 27 шт.)

14

13
Елецкие ЭС (всего 13 шт.)

7

6
Лебедянские ЭС (всего 15 шт.)

15


Итого: шт.

36

19
в %
-
65,45%
-
34,55%

Таблица 8.10

Количество ПС, имеющих разные типы присоединения к сети

Количество ПС 110 кВ, шт. (всего 55 шт.)
Тип присоединения
Узловая
Проходная
Ответвительная
Тупиковая
Липецкие ЭС (всего 27 шт.)

7
12
8
Елецкие ЭС (всего 13 шт.)

2
7
5
Лебедянские ЭС (всего 15 шт.)

7
4
4
Итого: шт.
0
16
23
17
в %
0,00%
28,57%
41,07%
30,36%

Как видно из таблицы 8.9, для сети 110 кВ "замкнутый" тип сети является преобладающим (65,45%), реже используется "радиальный" тип сети (34,55%).
По мере уменьшения надежности типы конфигурации сети располагаются в следующей последовательности: "узловая", "замкнутая", опирающаяся на два ЦП, замкнутая - "кольцевая" - опирающаяся на один ЦП и "радиальная".
Количество ПС, имеющих разные типы присоединения к сети, представлено в таблице 8.10. Таблица 8.10 показывает общую статистику типов присоединения подстанций к сети 110 кВ. Для сети 110 кВ основным типом присоединения подстанций к сети является "ответвительная".
В таблице 8.11 представлена сводная информация по:
- отсутствию РПН на трансформаторах подстанций;
- отсутствию резервного питания ПС по высокой стороне;
- количеству однотрансформаторных подстанций;
- подстанциям, РУ 110 кВ которых выполнены (полностью или частично) на ОД и КЗ.

Таблица 8.11

Показатель
Количество подстанций, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
110 кВ (всего 55 шт.)
единица измерения
шт.
%
Отсутствие РПН (на всех или на нескольких трансформаторах)
ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций (110 кВ - 27 шт.)
-
-
ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций (110 кВ - 13 шт.)
2
15,4%
ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций (110 кВ - 15 шт.)
1
6,7%
Итого
3
5,4%
Отсутствие резервного питания ПС по высокой стороне
ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций (110 кВ - 27 шт.)
-
-
ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций (110 кВ - 13 шт.)
1
7,7%
ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций (110 кВ - 15 шт.)
4
26,7
Итого
5
9,1%
Однотрансформаторные подстанции
ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций (110 кВ - 27 шт.)
1
3,7%
ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций (110 кВ - 13 шт.)
-
-
ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций (110 кВ - 15 шт.)
2
13,3%
Итого
3
5,4%
Подстанции, РУ 110 кВ которых выполнены на ОД и КЗ (полностью или частично)
ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций (110 кВ - 27 шт.)
13
48,2%
ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций (110 кВ - 13 шт.)
5
38,5%
ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций (110 кВ - 15 шт.)
4
27,7%
Итого
22
40,0%

Отсутствие РПН на трансформаторах ухудшает надежность электроснабжения при необходимости регулировать напряжение на шинах НН подстанции. При необходимости повысить или понизить напряжение (при наличии ПБВ) необходимо отключение трансформатора от сети. Замена трансформаторов старых моделей на более современные позволяет регулировать напряжение без вывода трансформатора из сети.
Отсутствие резервного питания по высокой стороне (35 кВ) подстанции снижает надежность электроснабжения на порядок. При повреждении ЛЭП подстанция оказывается отключенной до момента устранения неполадки.
Отсутствие второго трансформатора так же, как отсутствие резервного питания по стороне 110 кВ, снижает надежность электроснабжения. Повреждение трансформатора вызывает перебои в электроснабжении на время, необходимое на его замену или восстановление работоспособности.
Согласно представленным данным, на части (40,0%) подстанций 110 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" в схемах РУ 110 кВ имеет место применение отделителей и короткозамыкателей. Данное оборудование: отделители и короткозамыкатели, морально устарело и его использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. При выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, необходимо произвести их замену на элегазовые выключатели.
Далее, в разделе 8.2, приведен анализ технического состояния и даны рекомендации по реконструкциям электросетевых объектов 110 кВ. Показана информация по ВЛ 110 кВ, находящимся в неудовлетворительном состоянии, и определены объемы работ по реконструкции. Для ПС 110 кВ, схемы РУ 110 кВ и схема подключения к энергосистеме которых имеют отклонения от рекомендуемых, что ухудшает как их надежность, так и надежность сети, даны рекомендации по их переустройству и переустройству сети для повышения их надежности на настоящий период.

8.2. Анализ текущего состояния и рекомендации
по переустройству электросетевых объектов 110 кВ для
повышения их надежности на настоящий период

8.2.1. Анализ текущего состояния электросетевых объектов
110 кВ

Перечень ВЛ 110 кВ, находящихся в неудовлетворительном состоянии, представлен в таблице 8.12.
Перечень ВЛ 110 кВ с объемами работ по реконструкции представлен в таблице 8.13.

Таблица 8.12

N
Наименование ВЛ 35 кВ (участка ВЛ 35 кВ)
Протяженность, км
Количество цепей
Провод
Липецкий участок
1
ВЛ 110 кВ Двуречки



1.1
оп. 1 - 74
14,13
2
АЖ-120
1.2
отп. на Казинка
7,53
2
АЖ-120
2
ВЛ 110 кВ Доброе



2.1
4 - 165
33,05
1
АС-120
Елецкий участок
3
ВЛ 110 кВ Становая



3.1
оп. 1 - 36
7,4
2
АС-185

Таблица 8.13

№ п/п
Наименование ВЛ
Протяженность, км
Замена опор
Установка дополнительных опор
Замена проводов
Замена изоляции (опор)
Замена линейной арматуры (опор)
Установка гасителей вибрации, шт.
Замена грозотроса, км
Примечание
Год проведения работ
Участок ПБ СЛЭП Елецкого района УВС
1
ВЛ 110 кВ Донская левая - правая
73,26
5

№ 230 - 231 - 0,728; № 322 - 323 - 0,220 (АС-185)
(32) 1788
С заменой сцепной арматуры (32)
48
№ 230 - 231 - 0,728; № 322 - 323 - 0,220 (М3-9,2-В-ОЖ-Н-Р)
-
2016
2
ВЛ 110 кВ Становая левая - правая
18
Экспертиза объектов, вынос за предел городской черты опор № 1 - 38 с использованием недействующего участка ВЛ 110 кВ Компрессорная - с заменой стоек опор типа СК-22 на СК-4 кол. 18 шт. (6 x 8 км). Реконструкция перехода через Ж/Д согласно ПУЭ с заменой провода, арматуры и изоляторов в пролетах № 89 - 90
2016
3
ВЛ 110 кВ Касторное
36,9
Реконструкция перехода через Ж/Д согласно ПУЭ с заменой провода, грозотроса, арматуры и изоляторов в пролетах № 16 - 17, № 92 - 93

2016
Участок ПБ СЛЭП Липецкого района УВС
4
ВЛ 110 кВ 2 А
23,1
1 шт. (№ 86)
4
-
-
-
-
23,1 (М3-9,2-В-ОЖ-Н-Р)
Установка опор в пролетах № 102 - 103 - 104, № 53 - 54, № 55 - 56. Нет габарита
2017
5
ВЛ 110 кВ Бугор Правобережная 220 - Новая 220
18,68
2 шт. № 43, № 44





16,5 (М3-9,2-В-ОЖ-Н-Р)
Разрушение фундаментов опор, установленных в пойме р. Воронеж
2017
6
ВЛ 110 кВ Вербилово
58,95
2
2




32,65 (М3-9,2-В-ОЖ-Н-Р)
Установка опор в пролетах № 125 - 126, № 163 - 164 - 166. Нет габарита
2019
7
ВЛ 110 кВ Кольцевая с отп.
19,81
5 шт. № 3, 6, 9, 11, 13
2

37 анкер. = 482 гирл. = 4338 шт.; 60 пром. = 360 гирл. = 2880 шт.
С заменой сцепной арматуры (97)


Отп. к ПС Южная № 31-32, к ПС Бугор № 3 - 4, в пролетах нет габарита
2018
8
ВЛ 110 кВ Усмань
84,66

2

отп к ПС Никольская 4 анкер. = 56 гирл. = 504 шт.; 15 пром. = 84 гирл. = 672 шт.
С заменой сцепной арматуры (19)

83,56 (М3-9,2-В-ОЖ-Н-Р)
Правая цепь, пролет № 7 - 8, № 64 - 65 нет габарита
2018
Участок ПБ СЛЭП Лебедянского района УВС
9
ВЛ 110 кВ Лебедянь левая
67,42
-
25

171 (4840 шт.)
171
342 (на грозотрос)
27,5 (№ 202 - ПС Лебедянь

2018
10
ВЛ 110 кВ Лебедянь правая
36,94
-
5

150 (4290 шт.)
150
30
16,5 (№ 1 - 50; № 187 - 215)

2018
11
ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2
22,14

16

107 (2982 шт.)
107
214 (на грозотрос)
21,1 (№ 8 - 115)

2019
12
ВЛ 110 кВ Ольховец
18,1
1 шт. (№ 21)
-
АС-95 18,1 x 3
-
103
824
18,1
Выполнить двойное крепление через Ж/Д
2017
13
ВЛ 110 кВ Чаплыгин-1
9

12

35 (886 шт.)
35
106
6,3 (№ 13 - 50)

2019
14
ВЛ 110 кВ Лутошкино правая
48,86

-

263 (714 гирлянд пром. опор; 168 гирлянд анкерных опор)
-
-
0,29 (№ 1 - 14)

2016

Ниже перечислены ПС 110 кВ, схемы подключения которых имеют отклонения от рекомендуемых, что ухудшает как их надежность, так и надежность сети, а также имеют элементы, находящиеся в неудовлетворительном состоянии.

ЛИПЕЦКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ

- ПС "Аксай" - подстанция подключена ответвлениями от ВЛ 110 кВ Усмань левая и правая. Выключатель 110 кВ установлен только в цепи Т2. При аварии на Т1 ПС 110 кВ Аксай также происходит отключение Т2 на ПС Никольская.
- ПС "Вербилово" - трансформатор ТДТН-10000/110/35/6 на подстанции находится в непригодном состоянии.
- ПС "Усмань" - трансформатор Т2 ТДТН-16000/110/35/10 на подстанции находится в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Южная" - трансформатор Т1 ТДТН-40000/110/10/6 на подстанции находится в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "В. Матренка" и "Хворостянка" - подстанции включены в транзит 110 кВ Усмань - В. Матренка - Добринка - Хворостянка - Гидрооборудование, а имеют схему РУ 110 кВ № 110-4, которая применяется на тупиковых и ответвительных подстанциях. Авария в трансформаторах на ПС В. Матренка или Хворостянка или на ВЛ 110 кВ к этим ПС приводит к полному погашению этой подстанции.
- ПС "Привокзальная" - РУ 110 кВ выполнено по схеме № 110-4Н с подключенными тремя силовыми трансформаторами. В нормальном режиме Т-1 и Т-3 включены на питание от одной ВЛ. При аварии на данной линии или в любом из этих двух трансформаторов происходит отключение обоих трансформаторов. Оставшийся в работе трансформатор Т-2 мощностью 20 МВА не может нести полную нагрузку подстанции (41,14 МВА по результатам замеров максимума нагрузки зимы 2013 г.). Таким образом, происходит отключение потребителей части города на время осуществления переключений оперативным персоналом. Кроме того, установленные трансформаторы имеют срок службы 44, 44 и 37 лет, что значительно превосходит нормативный срок службы данного оборудования, и на порядок повышается вероятность его отказа.
- ПС "КПД" - ОРУ 110 кВ подстанций выполнены с применением ОД и КЗ, что снижает надежность сети.

ЕЛЕЦКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ

- ПС "Измалково" - ОРУ 110 кВ подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. Трансформатор Т1 ТДТН-10000/110/35/10 на подстанции находится в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Набережная" - подстанция включена в транзит 110 кВ, но РУ 110 кВ выполнено по блочной схеме, применяемой для тупиковых подстанций.
- ПС "Донская" - на подстанции установлен трансформатор (Т-2) мощностью 10 МВА, который находится в непригодном состоянии.

ЛЕБЕДЯНСКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ

- ПС "Лебедянь" - трансформаторы ТДТН-16000/110/35/10, установленные на подстанции, находятся в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Лутошкино" - ОРУ 110 кВ подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. При аварии на трансформаторе подстанции также отключится один трансформатор на ПС "Россия".
- ПС "Ольховец", "Круглое" являются проходными подстанциями, включенными в транзит 110 кВ Дон - Химическая. РУ 110 кВ выполнены по блочной схеме, применяемой для тупиковых и ответвительных подстанций.
- ПС "Нива" - подстанция подключена ответвлениями от ВЛ 110 кВ Машзавод левая и правая. Выключатель 110 кВ установлен только в цепи одного трансформатора. При аварии на трансформаторе, подключенном через ОД и КЗ, происходит отключение Т-1 на ПС Машзавод.

8.2.2. Рекомендации по переустройству электросетевых
объектов 110 кВ на настоящий период

Ниже даны рекомендации по переустройству сети и электросетевых объектов для повышения их надежности на настоящий период.

ЛИПЕЦКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ

- ПС "Аксай" - рекомендуется установить ячейку элегазового выключателя 110 кВ в цепь трансформатора Т1. Также требуется установка шкафа УРЗА (1 шт.), автоматики управления РПН (1 шт.).
- ПС "Вербилово" - на подстанции требуется замена силового трансформатора (Т-1).
- ПС "Усмань" - на подстанции требуется замена силового трансформатора Т2 ТДТН-16000/110/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии. Также требуется замена двух трансформаторов тока 110 кВ, находящихся в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Южная" - на подстанции требуется замена силового трансформатора Т1 ТДТН-40000/110/10/6, находящегося в неудовлетворительном состоянии. Также на ПС требуется установка УУОТ (1 шт.), замена 2 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные, установка 2 комплектов РЗА 6 кВ (2 шт. РЗА линий 6 кВ).
- ПС "В. Матренка" и "Хворостянка" - необходимо ОРУ 110 кВ данных двух подстанций достроить до схемы № 110-5Н "мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов". Данная схема обеспечит надежную работу транзита и при аварии на линиях или трансформаторах. На ПС В. Матренка требуется установка шкафов УРЗА (2 шт.), автоматики управления РПН (2 шт). На ПС Хворостянка требуется установка 3 комплектов трансформаторов тока 110 кВ, шкаф УРЗА трансформатора - 2 шт., шкаф УРЗА СВ - 1 шт., терм. РПН - 2 шт., УУОТ - 1 шт.
- ПС "Юго-Западная" - необходимо заменить 3 линейных и 2 секционных масляных выключателя 6-10 кВ на вакуумные. Также необходима замена 3 комплектов РЗА линий 6-10 кВ и 3 комплектов РЗА СВ 6-10 кВ.
- ПС "Хлевное" - для повышения надежности сети рекомендуется установка ячейки элегазового выключателя 110 кВ. Также необходимо выполнить замену 1 шт. трансформатора тока наружной установки, находящегося в неудовлетворительном состоянии, установить шкаф УРЗА трансформатора (1 шт.), автоматику управления РПН (1 шт.).
- ПС "КПД" - для повышения надежности сети рекомендуется установка двух ячеек элегазовых выключателей 110 кВ. Также необходимо выполнить:
- установку 3 трансформаторов тока (1 компл.);
- установку УУОТ - 1 шт.;
- установку шкафа УРЗА - 2 шт.;
- замену 13 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные;
- установку 13 комплектов РЗА 6 кВ.
- ПС "Октябрьская" - на подстанции необходимо заменить 13 масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. Также необходима установка 13 комплектов РЗА 10 кВ (10 шт. РЗА линий 10 кВ, 2 шт. РЗА ввода трансформатора 10 кВ, 1 шт. РЗА СВ 10 кВ), 3 шт. терминала.
- ПС "Трубная-2" - на подстанции необходимо заменить 18 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные. Также необходима установка 18 комплектов РЗА 6 кВ (15 шт. РЗА линий 6 кВ, 2 шт. РЗА ввода трансформатора 6 кВ, 1 шт. РЗА СВ 6 кВ), 3 шт. терминала, УУОТ - 1 шт.
- ПС "Тепличная" - на подстанции необходимо установить две ячейки элегазовых выключателей 110 кВ, 2 комплекта трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.).
- ПС "Добринка" - на подстанции необходимо заменить 6 масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. Также необходима установка 9 комплектов РЗА 10 кВ (6 шт. РЗА линий 10 кВ, 3 РЗА ввода трансформатора, 1 РЗА СВ), 3 терминала.
- ПС "ЛТП" - на подстанции необходимо заменить 18 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные. Также необходима установка 18 комплектов РЗА 6 кВ (15 шт. РЗА линий 6 кВ, 2 шт. РЗА ввода трансформатора 6 кВ, 1 шт. РЗА СВ 6 кВ), 5 терминалов.
- ПС "Привокзальная" - на подстанции необходима установка УУОТ (1 шт.).

ЕЛЕЦКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ

- ПС "Измалково" - для повышения надежности сети необходима замена ОД и КЗ на ячейки элегазовых выключателей 110 кВ. Также на подстанции требуется замена силового трансформатора Т1 ТДТН-10000/110/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии. Также требуется установка УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.).
- ПС "Набережная" - для повышения надежности сети необходимо выполнить РУ 110 кВ по схеме 110-5АН.
- ПС "Донская" - на подстанции требуется замена силового трансформатора (Т-2) мощностью 10 МВА, находящегося в непригодном состоянии.
- ПС "Кашары" - для повышения надежности сети необходима замена ОД и КЗ на ячейки элегазовых выключателей 110 кВ. Также требуется установка 2 комплектов трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (1 шт.).

ЛЕБЕДЯНСКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ

- ПС "Лебедянь" - на подстанции необходима замена силовых трансформаторов мощностью 2 x 16 МВА, находящихся в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Лутошкино" - для повышения надежности необходимо довести ОРУ 110 кВ до схемы № 110-4Н, установив две ячейки элегазовых выключателей 110 кВ в цепи трансформаторов.
- ПС "Ольховец", "Круглое" - для повышения надежности транзита необходимо выполнить реконструкцию РУ 110 кВ данных подстанций до схемы № 110-5АН. На ПС "Круглое" требуется установка 1 комплекта трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (1 шт.).
- ПС "Нива" - рекомендуется установить ячейку элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора. Также требуется установка 1 комплекта трансформаторов тока 110 кВ, 1 шкафа УРЗА.
- ПС "Троекурово" - на подстанции необходимо заменить 8 масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. Также необходима замена 8 комплектов РЗА 10 кВ (5 шт. РЗА линий 10 кВ, 2 шт. РЗА ввода трансформатора 10 кВ, 1 шт. РЗА СВ 10 кВ), 8 шт. терминала.

8.2.3. Анализ загрузки центров питания 110 кВ
на настоящий момент

В таблице 8.14 представлен расчет пропускной способности центров питания филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера максимума нагрузки 2013 г., из которого видно, что уже в настоящее время на следующих подстанциях 110 кВ имеется дефицит трансформаторной мощности (с учетом существующих сетей связи 6(10)-35 кВ между подстанциями):
- ПС 110/10 кВ Двуречки (однотрансформаторная подстанция);
- ПС 110/10 кВ Рождество (однотрансформаторная подстанция);
- ПС 110/35 кВ Т-3 Гидрооборудование (дефицит из-за отсутствия резерва 35 кВ на подстанции).

Таблица 8.14

Расчет пропускной способности Центров питания филиала ОАО
"МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера
максимума нагрузки 2013 г.

№ п/п
Наименование объекта центра питания, класс напряжения
Текущий дефицит
Установленная мощность трансформаторов Sуст. с указанием их количества, шт./МВА
Суммарная полная мощность ЦП по результатам замеров максимума нагрузки Sмах, МВА
Полная мощность, перераспределяемая в соответствии с ПТЭ, МВА за время
Полная мощность с учетом перераспределения, МВА
Допустимая нагрузка расчетная в режиме n-1, МВА
Дефицит/профицит ЦП, МВА
МВА
Мин.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
ПС 110/10 кВ Лев Толстой
10
1,87
1,87
30
0,00
1,87
0,00
0,00
2
ПС 110/10 кВ Двуречки
6,3
1,88
0,00
0
1,88
0,00
-1,88
-1,88
3
ПС 110/10 кВ Рождество
25
2,40
0,00
0
2,40
0,00
-2,40
-2,40
4
ПС 110/6 кВ Агрегатная
16 + 16
13,50
0,85
30
12,65
16,80
4,15
4,15
5
ПС 110/6 кВ Западная
40 + 40
22,91
1,30
30
21,61
42,00
20,39
20,39
6
ПС 110/10 кВ Кашары
2,5 + 6,3
3,06
0,45
60
2,61
2,63
0,02
0,02
7
ПС 110/10 кВ Тербунский гончар
25 + 25
0,40
0,00
0
0,40
26,25
25,85
25,85
8
ПС 110/6 кВ Табак
16 + 16
7,29
1,50
20
5,79
16,80
11,01
11,01
9
ПС 110/10 кВ Лукошкино
10 + 2,5
0,70
0,11
60
0,59
2,63
2,04
2,04
10
ПС 110/10 кВ Нива
10 + 10
7,31
3,00
120
4,31
10,50
6,19
6,19
11
ПС 110/10 кВ Ольховец
2,5+2,5
1,23
0,70
90
0,53
2,63
2,10
2,10
12
ПС 110/10 кВ Куймань
2,5 + 2,5
0,80
0,80
90
0,00
2,63
2,63
2,63
13
ПС 110/10 кВ Лутошкино
2,5 + 2,5
0,21
0,21
60
0,00
2,63
2,63
2,63
14
ПС 110/10 кВ Круглое
2,5 + 2,5
0,41
0,41
60
0,00
2,63
2,63
2,63
15
ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная
40 + 40 + 40
38,70
7,12
110
31,58
84,00
52,42
52,42
16
ПС 110/6 кВ Привокзальная
20 + 20 + 25
41,14
1,91
60
39,23
42,00
2,77
2,77
17
ПС 110/10/6 кВ Южная
40 + 40
34,86
2,36
35
32,50
42,00
9,50
9,50
18
ПС 110/6 кВ Ситовка
10 + 10
4,18
0,98
60
3,20
10,50
7,30
7,30
19
ПС 110/6 кВ ЛТП
6,3 + 10
2,41
0,00
0
2,41
6,62
4,21
4,21
20
ПС 110/6 кВ КПД
10 + 16
4,84
0,00
0
4,84
10,50
5,66
5,66
21
ПС 110/10 кВ Октябрьская
40 + 40
23,93
3,45
120
20,48
42,00
21,52
21,52
22
ПС 110/10 кВ Манежная
40 + 40
2,07
0,00
0
2,07
42,00
39,93
39,93
23
ПС 110/10 кВ Университетская
40 + 40
1,17
0,00
0
1,17
42,00
40,83
40,83
24
ПС 110/6 кВ Тепличная
15 + 15
5,77
1,69
60
4,08
15,75
11,67
11,67
25
ПС 110/6 кВ Трубная-2
25 + 25
4,01
0,00
0
4,01
26,25
22,24
22,24
26
ПС 110/6 кВ ГПП-2 ЛТЗ
63 + 63
13,56
1,20
70
12,36
66,15
53,79
53,79
27
ПС 110/35/10 кВ Тербуны-110
10 + 10
10,83
1

9,83
10,50
0,67
0,67
Ном. мощность СН, МВА
10 + 10
2,84
1
30
1,84
10,50
8,66
Ном. мощность НН, МВА
10 + 10
7,99
0,00
0
7,99
10,50
2,51
28
ПС 110/35/10 кВ Долгоруково
6,3 + 10
8,51
3,5

5,01
6,62
1,61
1,61
Ном. мощность СН, МВА
6,3 + 10
5,04
2
45
3,04
6,62
3,58
Ном. мощность НН, МВА
6,3 + 10
3,47
1,50
140
1,97
6,62
4,65
29
ПС 110/35/10 кВ Волово
10 + 10
3,15
1,5

1,65
10,50
8,85
7,85
Ном. мощность СН, МВА
10 + 10
0,00
1
60
-1,00
10,50
11,50
Ном. мощность НН, МВА
10 + 10
3,15
0,50
120
2,65
10,50
7,85
30
ПС 110/35/10 кВ Измалково
10 + 10
6,46
1,3

5,16
10,50
5,34
5,34
Ном. мощность СН, МВА
10 + 10
2,24
0,8
30
1,44
10,50
9,06
Ном. мощность НН, МВА
10 + 10
4,22
0,50
30
3,72
10,50
6,78
31
ПС 110/35/10 кВ Гороховская
16 + 16
13,89
2,1

11,79
16,80
5,01
5,01
Ном. мощность СН, МВА
16 + 16
10,72
1,65
30
9,07
16,80
7,73
Ном. мощность НН, МВА
16 + 16
3,17
0,45
60
2,72
16,80
14,08
32
ПС 110/35/10 кВ Донская
10 + 10
4,94
2,70

2,24
10,50
8,26
7,10
Ном. мощность СН, МВА
10 + 10
1,54
2,7
30
-1,16
10,50
11,66
Ном. мощность НН, МВА
10 + 10
3,40
0,00
0
3,40
10,50
7,10
33
ПС 110/35/10 кВ Лебедянь
16 + 16
15,87
12,52

3,35
16,80
13,45
13,45
Ном. мощность СН, МВА
16 + 16
7,52
7,52
60
0,00
16,80
16,80
Ном. мощность НН, МВА
16 + 16
8,35
5,00
120
3,35
16,80
13,45
34
ПС 110/35/10 кВ Чаплыгин - новая
16 + 16
10,41
3,17

7,24
16,80
9,56
9,56
Ном. мощность СН, МВА
16 + 16
1,17
1,17
30
0,00
16,80
16,80
Ном. мощность НН, МВА
16 + 16
9,24
2,00
120
7,24
16,80
9,56
35
ПС 110/35/10 кВ Компрессорная
16 + 16
6,50
4

2,50
16,80
14,30
14,30
Ном. мощность СН, МВА
16 + 16
4,00
2,5
30
1,50
16,80
15,30
Ном. мощность НН, МВА
16 + 16
2,50
1,50
60
1,00
16,80
15,80
36
ПС 110/35/10 кВ Россия
16 + 16
6,12
5,43

0,69
16,80
16,11
16,11
Ном. мощность СН, МВА
16 + 16
5,01
5,01
60
0,00
16,80
16,80
Ном. мощность НН, МВА
16 + 16
1,11
0,42
100
0,69
16,80
16,11
37
ПС 110/35/10 кВ Березовка
16 + 10
2,64
2,05

0,59
10,50
9,91
9,91
Ном. мощность СН, МВА
16 + 10
1,66
1,55
60
0,11
10,50
10,39
Ном. мощность НН, МВА
16 + 10
0,98
0,50
90
0,48
10,50
10,02
38
ПС 110/35/10 кВ Астапово
16 + 16
12,32
11,56

0,76
16,80
16,04
16,04
Ном. мощность СН, МВА
16 + 16
2,56
2,56
60
0,00
16,80
16,80
Ном. мощность НН, МВА
16 + 16
9,76
9,00
120
0,76
16,80
16,04
39
ПС 110/35/10 кВ Химическая
16 + 16
8,94
6,58

2,36
16,80
14,44
14,44
Ном. мощность СН, МВА
16 + 16
7,20
4,84
90
2,36
16,80
14,44
Ном. мощность НН, МВА
16 + 16
1,74
1,74
90
0,00
16,80
16,80
40
ПС 110/35/6 кВ Бугор
63 + 63
22,96
0

22,96
66,15
42,19
42,19
Ном. мощность СН, МВА
63 + 63
12,17
0
0
12,17
66,15
53,98
Ном. мощность НН, МВА
63 + 63
10,79
0,00
0
10,79
66,15
54,36
41
ПС 110/35/6 кВ Цементная
40 + 32 + 63
37,83
2

35,83
75,60
39,77
29,44
Ном. мощность СН, МВА
40 + 63
14,56
2
60
12,56
42,00
29,44
Ном. мощность НН, МВА
40 + 32 + 63
23,27
0,00
0
23,27
75,60
52,33
42
ПС 110/10/6 кВ Т-1, Т-2 Гидрооборудование
25 + 25
6,82
1,3

5,52
26,25
20,73
9,94
Ном. мощность НН 6 кВ, МВА
12,5 + 12,5
3,63
1,3
40
2,33
13,13
10,80
Ном. мощность НН 10 кВ, МВА
12,5 + 12,5
3,19
0,00
0
3,19
13,13
9,94
ПС 110/35 кВ Т-3 Гидрооборудование
31,5
7,25
5,50
30
1,75
5,50
-1,75
-1,75
43
ПС 110/35/10 кВ Усмань
16 + 16
14,19
4,2

9,99
16,80
6,81
6,81
Ном. мощность СН, МВА
16 + 16
4,19
3,8
40
0,39
16,80
16,41
Ном. мощность НН, МВА
16 + 16
10,00
0,40
70
9,60
16,80
7,20
44
ПС 110/35/10 кВ Аксай
10 + 10
3,14
1,06

2,08
10,50
8,42
8,15
Ном. мощность СН, МВА
10 + 10
0,43
0,7
120
-0,27
10,50
10,77
Ном. мощность НН, МВА
10 + 10
2,71
0,36
70
2,35
10,50
8,15
45
ПС 110/35/10 кВ Никольская
6,3 + 6,3
5,35
1,75

3,60
6,62
3,02
3,02
Ном. мощность СН, МВА
6,3 + 6,3
3,68
1,4
120
2,28
6,62
4,34
Ном. мощность НН, МВА
6,3 + 6,3
1,67
0,35
60
1,32
6,62
5,30
46
ПС 110/35/10 кВ Хворостянка
10 + 16
10,70
1,2

9,50
10,50
1,00
1,00
Ном. мощность СН, МВА
10 + 16
7,85
1,2
40
6,65
10,50
3,85
Ном. мощность НН, МВА
10 + 16
2,85
0,00
0
2,85
10,50
7,65
47
ПС 110/35/10 кВ Добринка
16 + 10
10,35
2,5

7,85
10,50
2,65
2,65
Ном. мощность СН, МВА
16 + 10
5,15
2,5
120
2,65
10,50
7,85
Ном. мощность НН, МВА
16 + 10
5,20
0,00
0
5,20
10,50
5,30
48
ПС 110/35/10 кВ Верхняя Матренка
6,3 + 6,3
2,24
0,8

1,44
6,62
5,18
5,18
Ном. мощность СН, МВА
6,3 + 6,3
1,28
0,8
40
0,48
6,62
6,14
Ном. мощность НН, МВА
6,3 + 6,3
0,96
0,00
0
0,96
6,62
5,66
49
ПС 110/35/10 кВ Казинка
16 + 16
18,21
0,5

17,71
16,80
-0,91
-0,91
Ном. мощность СН, МВА
16 + 16
10,74
0,5
60
10,24
16,80
6,56
Ном. мощность НН, МВА
16 + 16
7,47
0,00

7,47
16,80
9,33
50
ПС 110/35/10 кВ Доброе
16 + 16
11,91
3

8,91
16,80
7,89
7,89
Ном. мощность СН, МВА
16+ 16
6,69
2
60
4,69
16,80
12,11
Ном. мощность НН, МВА
16 + 16
5,22
1,00
100
4,22
16,80
12,58
51
ПС 110/35/6 кВ Новая Деревня
10 + 6,3
8,34
2,87

5,47
6,62
1,15
0,97
Ном. мощность СН, МВА
10 + 6,3
6,95
1,3
60
5,65
6,62
0,97
Ном. мощность НН, МВА
10 + 6,3
1,39
1,57
70
-0,18
6,62
6,80
52
ПС 110/35/6 кВ Вербилово
10 + 6,3
3,53
0,8

2,73
6,62
3,89
3,89
Ном. мощность СН, МВА
10 + 6,3
2,66
0,8
90
1,86
6,62
4,76
Ном. мощность НН, МВА
10 + 6,3
0,87
0
0
0,87
6,62
5,75
53
ПС 110/35/10 кВ Хлевное
16 + 16
13,87
2,5

11,37
16,80
5,43
5,43
Ном. мощность СН, МВА
16 + 16
8,73
1,8
90
6,93
16,80
9,87
Ном. мощность НН, МВА
16 + 16
5,14
0,70
50
4,44
16,80
12,36
54
ПС 110/35/10 кВ Набережное
6,3 + 10
3,31
1,20

2,11
6,62
4,51
4,51
Ном. мощность СН, МВА
6,3 + 10
2,22
1,2
10
1,02
6,62
5,60
Ном. мощность НН, МВА
6,3 + 10
1,09
0,00
0
1,09
6,62
5,53
55
ПС 110/35/10 кВ Троекурово
10 + 6,3
1,67
1,67

0,00
6,62
6,62
6,62
Ном. мощность СН, МВА
10 + 6,3
1,24
1,24
60
0,00
6,62
6,62
Ном. мощность НН, МВА
10 + 6,3
0,43
0,43
120
0,00
6,62
6,62

Примечание. Цветом выделены центры питания 110 кВ, на которых имеется дефицит трансформаторной мощности.

8.2.4. Анализ загрузки ВЛ 110 кВ на настоящий момент

На рисунках 1.1 - 1.3 (приложение Е) представлены схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше Липецкой энергосистемы в нормальном режиме в зимний максимум 2013 г., летний максимум 2013 г., летний минимум 2013 г.
В таблицах 8.15, 8.16 представлены данные о загрузке ВЛ 110 кВ в зимний максимум 2013 г. и летний максимум 2013 г. соответственно с разбивкой по участкам электрических сетей.

Таблица 8.15

Липецкий участок службы воздушных линий
(зимний максимум 2013 г.)

Наименование ВЛ
Марка и сечение провода
Дл. доп. ток при температуре минус 5 °С, А
Загрузка, МВт/МВар
Ток по линии, А
% загрузки от дл. доп. тока
"2А Левая"
АС-185
657
29,4/10,9
153
23,29
"2А Правая"
АС-185
657
29,4/10,9
153
23,29
"Бугор Левая"
АС-185; АС-240
657
38,8/13
197
29,98
"Бугор Правая"
АС-185; АС-240
657
39/14,5
200
30,44
"В. Матренка"
АС-120
503
5,6/0,6
30
5,96
"Вербилово Левая"
АС-185
657
6,4/1,8
36
5,48
"Вербилово Правая"
АС-185
657
6,9/1,7
38
5,78
Участок Вербилово - Хлевное 1
АС-95
425
4,4/1,8
26
6,12
Участок Вербилово - Хлевное 2
АС-95
425
5,5/2,6
33
7,76
"Двуречки Левая"
АЖ-120; АС-120
503
21,2/8,8
111
22,07
"Двуречки Правая"
АЖ-120; АС-120
503
21,7/9,7
116
23,06
"Добринка-1"
АС-120
503
4/2,4
24
4,77
"Добринка-2"
АС-120
503
2,2/0,1
12
2,39
"Доброе Левая"
АС-120
503
6,9/2,1
39
7,75
"Доброе Правая"
АС-120
503
4,5/1,7
27
5,37
"Кольцевая Левая"
АС-185; ПвПу2г1*185/95/-64/110
657
18,7/5,4
94
14,31
"Кольцевая Правая"
АС-185; ПвПу2г1*185/95/-64/110
657
17,6/4,8
88
13,39
"ЛТП Левая"
АС-70; АС-95; АС-120
341
4,3/1,6
23
6,75
"ЛТП Правая"
АС-70; АС-95; АС-120
341
2,6/1,1
14
4,11
"Московская Левая"
АС-185
657
37,5/1,4
190
28,92
"Московская Правая"
АС-185
657
37,5/1,4
190
28,92
"Привокзальная Левая"
АС-185; АС-95; АС-120
657
14,7/6,5
82
12,48
"Привокзальная Правая"
АС-185; АС-95; АС-120
657
23,3/3,4
120
18,27
Отп. на Привокзальную 1
АС-95
425
25,6/10
140
32,94
Отп. на Привокзальную 2
АС-95
425
14,4/6,1
80
18,82
Промышленная
АС-185
657
9,3/6,9
57
8,68
Связь Левая
АС0-300
890
0
0
0,00
Связь Правая
АС0-300
890
0
0
0,00
Сухая Лубна
АС-185
657
3,5/2
23
3,5
"Трубная Левая"
АС-185; АС-120; АС-95
503
7,1/3,1
40
7,95
"Трубная Правая"
АС-185; АС-120; АС-95
503
6,7/2,7
37
7,35
"ТЭЦ-2 Левая"
АС-185
657
8,7/6,5
53
8,07
"ТЭЦ-2 Правая"
АС-185
657
8,7/6,5
53
8,07
"Усмань Левая"
АС-95; АС-120
503
15,5/5,4
82
16,3
"Усмань Правая"
АС-95; АС-120
425
16,7/5,7
89
20,94
"Хворостянка"
АС-120; АС-95
425
14,9/5,1
79
18,59
"Цементная Левая"
АС-185
657
37,1/29,9
238
36,23
"Цементная Правая"
АС-185
657
38/30,3
243
36,99
"Центролит Левая"
АС-185
657
4/2,8
25
3,81
"Центролит Правая"
АС-185
657
7,3/5
46
7,00
Чугун Левая
АС-185
657
25,6/22
168
25,57
Чугун Правая
АС-185
657
25,6/22
168
25,57

Продолжение таблицы 8.15

Лебедянский участок службы воздушных линий
(зимний максимум 2013 г.)

Наименование ВЛ
Марка и сечение провода
Дл. доп. ток при температуре минус 5 °С, А
Загрузка, МВт/МВар
Ток по линии
% загрузки от дл. доп. тока
Лебедянь Левая
АС-150
580
3,5/2
23
3,97
Лебедянь Правая
АС-150/19; АС-150/24
580
8,9/0,6
45
7,76
Заход Левая
АС-120/19; АС-150/24
503
16,4/4,5
87
17,3
Заход Правая
АС-120/19; АС-150/24
503
16,4/4,5
87
17,3
Машзавод Левая
АС-120/19
503
6,1/2,8
35
6,96
Машзавод Правая
АС-120/19
503
6,1/2,8
35
6,96
Химическая-1
АС-185/24
657
15/5,8
84
12,79
Данков
АС-150/19
580
0,9/0,3
5
0,86
ТЭЦ - Доломитная
АС-150/19; АС-150/24
580
3/0,9
17
2,93
Доломитная
АС-150/19
580
3,5/0,9
19
3,28
Заводская Левая
АС-150/19
580
4,5/1,1
24
4,14
Заводская Правая
АС-150/19
580
4,5/1,1
24
4,14
Березовка
АС-95/16
425
3/0,4
19
4,47
Золотуха
АС-120/19
503
11,6/2,9
61
12,13
Круглое
АС-120/19
503
11,2/3,1
60
11,93
Чаплыгин-1
АС-150/24
503
7,2/4,1
42
8,35
ВЛ Чаплыгин-2
АС-150/24
503
8,9/14,9
89
17,7
ВЛ Лутошкино Левая
АЖ-120; АС-95/16
425
1,4/0,5
8
1,88
ВЛ Лутошкино Правая
АЖ-120; АС-95/16
425
5,7/2
33
7,76
Ольховец
АС-95/16; АС-120/19
425
12,9/2,5
67
15,76
Компрессорная Правая
АС-120/19
503
2/6,4
34
6,76
ВЛ Компрессорная Левая
АС-120/19
503
2/6,4
34
6,76
Лев Толстой
АС-120/19
503
18,7/5,5
100
19,88
Троекурово
АС-120/19
503
3/0,1
16
3,18

Продолжение таблицы 8.15

Елецкий участок службы воздушных линий
(зимний максимум 2013 г.)

Наименование ВЛ
Марка и сечение провода
Дл. доп. ток при температуре минус 5 °С, А
Загрузка, МВт/МВар
Ток по линии, А
% загрузки от дл. доп. тока
Волово
АС-150
580
2,9/0,2
17
2,93
Гороховская Левая
АС-95
425
7,8/3,5
44
10,35
Гороховская Правая
АС-120
503
7,5/2,6
41
8,15
Тербуны нов.
АС-150
580
3,8/1,8
22
3,79
Донская Левая
АС-185
657
13,3/1,7
68
10,35
Донская Правая
АС-185
657
13,2/1,4
67
10,2
Елецкая - тяговая левая
АС-150
580
2,5/1,7
16
2,76
Елецкая - тяговая правая
АС-150
580
2,5/1,7
16
2,76
Заречная Левая
АС-185
657
11,8/4,6
65
9,89
Заречная Правая
АС-185
657
11,9/4,6
65
9,89
Измалково Левая
АС-120
503
2,3/0,5
13
2,58
Измалково Правая
АС-120
503
3,2/0,1
19
3,78
Касторная
АС-95
425
2/1
10
2,35
Компрессорная Левая
АС-185
657
0
0
0
Компрессорная Правая
АС-185
657
2,5/0,8
14
2,13
Набережная
АС-95; АС-120; АС-150
425
4,9/1,3
27
6,35
Становая Левая
АС-150
580
11,5/2,4
60
10,35
Становая Правая
АС-150
580
12,7/4,2
69
11,9
Табак Левая
АС-120
503
3,3/1,3
19
3,78
Табак Левая
АС-120
503
3,5/1,4
19
3,78
ВЛ-110 кВ Тербуны - II
АС-95; АС-150
425
0
0
0
ВЛ-110 кВ Тербуны - тяговая
АС-150
580
7/1,9
37
6,4
Центральная Левая
АС-185
657
18,7/9
105
15,98
Центральная Правая
АС-185
657
15/7,1
84
12,7

Таблица 8.16

Липецкий участок службы воздушных линий
(летний максимум 2013 г.)

Наименование ЛЭП
Марка и сечение провода/кабеля
Дл. доп. ток при температуре +25 °С, А
Загрузка, МВт/МВар
Ток по линии, А
% загрузки от дл. доп. тока
"2А Левая"
АС-185
510
19,7/4,8
100
19,61
"2А Правая"
АС-185
510
19,7/4,8
100
19,61
"Бугор Левая"
АС-185; АС-240
510
25,8/10
136
26,67
"Бугор Правая"
АС-185; АС-240
510
26,4/10,4
139
27,25
"В. Матренка"
АС-120
390
5,2/0,2
28
7,18
"Вербилово Левая"
АС-185
510
5/0,7
26
5,10
"Вербилово Правая"
АС-185
510
4,3/0,4
23
4,51
Участок Вербилово - Хлевное 1
АС-95
330
2,9/1
18
5,45
Участок Вербилово - Хлевное 2
АС-95
330
4,5/1,7
26
7,88
"Двуречки Левая"
АЖ-120; АС-120
390
20,1/10,8
113
28,97
"Двуречки Правая"
АЖ-120; АС-120
390
8,3/2,5
43
11,03
"Добринка-1"
АС-120
390
4,4/2,3
25
6,41
"Добринка-2"
АС-120
390
0,4/0,7
4
1,03
"Доброе Левая"
АС-120
390
2,9/1
18
4,62
"Доброе Правая"
АС-120
390
4/0,7
22
5,64
"Кольцевая Левая"
АС-185; ПвПу2г1*185/95/-64/110
510
14,7/3,8
75
14,71
"Кольцевая Правая"
АС-185; ПвПу2г1*185/95/-64/110
510
17,1/5
88
17,25
"ЛТП Левая"
АС-70; АС-95; АС-120
265
3,3/1,4
18
6,79
"ЛТП Правая"
АС-70; АС-95; АС-120
265
1,8/0,7
10
3,77
"Московская Левая"
АС-185
510
27,3/9,5
144
28,24
"Московская Правая"
АС-185
510
27,3/9,5
144
28,24
"Привокзальная Левая"
АС-185; АС-95; АС-120
510
19,3/7,6
104
20,39
"Привокзальная Правая"
АС-185; АС-95; АС-120
510
10/4,2
55
10,78
Отп. на Привокзальную 1
АС-95
330
20,6/8,2
111
33,64
Отп. на Привокзальную 2
АС-95
330
8,7/3,9
47
14,24
Промышленная
АС-185
510
4,4/5,2
34
6,67
Связь Левая
АС0-300
690
0
0
0,00
Связь Правая
АС0-300
690
0
0
0,00
Сухая Лубна
АС-185
510
3,7/6,5
41
8,04
"Трубная Левая"
АС-185; АС-120; АС-95
390
5,4/2,4
30
7,69
"Трубная Правая"
АС-185; АС-120; АС-95
390
7,4/4,1
43
11,03
"ТЭЦ-2 Левая"
АС-185
510
13,3/9,8
81
15,88
"ТЭЦ-2 Правая"
АС-185
510
13,3/9,8
81
15,88
"Усмань Левая"
АС-95; АС-120
390
10,7/2,1
54
13,85
"Усмань Правая"
АС-95; АС-120
330
11,2/2,1
58
17,58
"Хворостянка"
АС-120; АС-95
330
7,6/0,9
39
11,82
"Цементная Левая"
АС-185
510
38,8/17,6
211
41,37
"Цементная Правая"
АС-185
510
37,3/16,9
203
39,80
"Центролит Левая"
АС-185
510
5,4/4,2
35
6,86
"Центролит Правая"
АС-185
510
5,7/3,6
34
6,67
Чугун Левая
АС-185
510
24,2/10,4
130
25,49
Чугун Правая
АС-185
510
24,2/10,4
130
25,49

Продолжение таблицы 8.16

Лебедянский участок службы воздушных линий
(летний максимум 2013 г.)

Наименование ВЛ
Марка и сечение провода
Дл. доп. ток при температуре +25 °С, А
Загрузка, МВт/МВар
Ток по линии, А
% загрузки от дл. доп. тока
Лебедянь Левая
АС-150
450
3,4/6,2
35
7,78
Лебедянь Правая
АС-150/19; АС-150/24
450
8,6/3,3
46
10,22
Заход Левая
АС-120/19; АС-150/24
390
11,6/3
61
15,64
Заход Правая
АС-120/19; АС-150/24
390
11,6/3
61
15,64
Машзавод Левая
АС-120/19
390
4,1/1,7
23
5,90
Машзавод Правая
АС-120/19
390
4,3/1,8
24
6,15
Химическая-1
АС-185/24
510
7,1/4,7
46
9,02
Данков
АС-150/19
450
0,9/0,3
5
1,11
ТЭЦ - Доломитная
АС-150/19; АС-150/24
450
4/3,8
29
6,44
Доломитная
АС-150/19
450
0
0
0,00
Заводская Левая
АС-150/19
450
1,5/0,3
8
1,78
Заводская Правая
АС-150/19
450
0
0
0,00
Березовка
АС-95/16
330
1,5/1
12
3,64
Золотуха
АС-120/19
390
6,6/2,8
36
9,23
Круглое
АС-120/19
390
6,5/3,1
36
9,23
Чаплыгин-1
АС-150/24
390
3,5/2,6
23
5,90
ВЛ Чаплыгин-2
АС-150/24
390
0,7/4,6
27
6,92
ВЛ Лутошкино Левая
АЖ-120; АС-95/16
330
0,8/0,6
5
1,52
ВЛ Лутошкино Правая
АЖ-120; АС-95/16
330
3,9/1,5
24
7,27
Ольховец
АС-95/16; АС-120/19
330
7,2/2,2
39
11,82
Компрессорная Правая
АС-120/19
390
3,3/2,4
21
5,38
ВЛ Компрессорная Левая
АС-120/19
390
3,3/2,4
21
5,38
Лев Толстой
АС-120/19
390
10,8/5,5
63
16,15
Троекурово
АС-120/19
390
2,1/0,7
12
3,08

Продолжение таблицы 8.16

Елецкий участок службы воздушных линий
(летний максимум 2013 г.)

Наименование ВЛ
Марка и сечение провода
Дл. доп. ток при температуре +25 °С, А
Загрузка, МВт/МВар
Ток по линии, А
% загрузки от дл. доп. тока
Волово
АС-150
450
2,1/0,2
13
2,89
Гороховская Левая
АС-95
330
3,4/2,3
22
6,67
Гороховская Правая
АС-120
390
6,2/3,5
37
9,49
Тербуны нов.
АС-150
450
1,5/1,9
12
2,67
Донская Левая
АС-185
510
2/10,7
61
11,96
Донская Правая
АС-185
510
1/8,4
49
9,61
Елецкая - тяговая левая
АС-150
450
2/1,7
14
3,11
Елецкая - тяговая правая
АС-150
450
2/1,7
14
3,11
Заречная Левая
АС-185
510
15,7/9,8
94
18,43
Заречная Правая
АС-185
510
15,7/9,8
94
18,43
Измалково Левая
АС-120
390
2,3/0,5
16
4,10
Измалково Правая
АС-120
390
1,9/0,2
14
3,59
Касторная
АС-95
330
0
0
0,00
Компрессорная Левая
АС-185
510
0
0
0,00
Компрессорная Правая
АС-185
510
1/0,8
8
1,57
Набережная
АС-95; АС-120; АС-150
330
1,5/1,2
13
3,94
Становая Левая
АС-150
450
6,8/1,7
36
8,00
Становая Правая
АС-150
450
9,4/3,7
53
11,78
Табак Левая
АС-120
390
3,1/1,7
18
4,62
Табак Правая
АС-120
390
5,3/3,2
32
8,21
ВЛ-110 кВ Тербуны - II
АС-95; АС-150
330
0
0
0,00
ВЛ-110 кВ Тербуны - тяговая
АС-150
450
1,5/1
10
2,22
Центральная Левая
АС-185
510
11,5/6,8
68
13,33
Центральная Правая
АС-185
510
7,8/4,9
47
9,22

Как видно из таблицы 8.15, загрузка ВЛ 110 кВ в зимний максимум энергосистемы 2013 г. находилась в пределах следующих значений (процент загрузки от длительно допустимого тока линии при температуре минус 5 °С):
- Липецкий участок от 2,39% до 36,99%;
- Лебедянский участок от 0,86% до 19,88%;
- Елецкий участок от 2,13% до 15,98%.
Как видно из таблицы 8.16, загрузка ВЛ 110 кВ в летний максимум энергосистемы 2013 г. находилась в пределах следующих значений (процент загрузки от длительно допустимого тока линии при температуре +25 °С):
- Липецкий участок от 0 до 41,37%;
- Лебедянский участок от 0 до 16,15%;
- Елецкий участок от 0% до 18,43%.

8.3. Решения по электрическим сетям 110 кВ

В период рассматриваемой перспективы настоящей Схемой предусматривается дальнейшее развитие сетей 110 кВ Липецкой энергосистемы. Развитие электрических сетей определяется, в основном, развитием энергоисточников, темпами роста и распределения электрических нагрузок на рассматриваемой территории, необходимостью обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в повышении надежности электроснабжения существующих и вновь сооружаемых объектов.
Схема сети 110 кВ, а также предварительные параметры линий и подстанций определяются в процессе решения основных вопросов, позволяющих:
- ликвидировать "узкие места" в существующей схеме сетей 110 кВ;
- повысить надежность электроснабжения потребителей промышленности, транспорта, сельского хозяйства, коммунально-бытового сектора;
- усилить электроснабжение отдельных электросетевых районов;
- обеспечить электроснабжение новых потребителей.
Электрические расчеты сети 110 кВ на расчетные года выполнены с целью:
- определения мест размещения новых подстанций;
- предварительного выбора схем электрических соединений электростанций и подстанций;
- определения сечения проводов ВЛ, 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.
Электрические расчеты выполняются для нормального, максимального и наиболее тяжелого послеаварийного режимов работы сети 110 кВ из условия, что в проектный год на всех подстанциях 110 кВ будут установлены устройства РПН.
В течение периода 2015 - 2019 гг. зимний максимум нагрузки по энергосистеме достигнет в 2019 г. - 1829 МВт. В таблице 8.17 приведен перечень подстанций 220 и 110 кВ в период с 2014 по 2019 год с приростом нагрузок на шинах 6 - 10 кВ, 35 кВ. Прирост нагрузок по подстанциям учитывался с применением коэффициента попадания в максимум энергосистемы (коэффициента совмещения).

Таблица 8.17

Прирост нагрузок за период с 2014 по 2019 год

Наименование ПС
Суммарная полная мощность ЦП по результатам замеров максимума нагрузки Sмах, кВА
Прирост нагрузок на шинах 35 кВ, 6-10 кВ, кВт
Всего 2014 - 2019, кВт
2014
2015
2016
2017
2018
2019
ПС 110/10 кВ Рождество
2 400
4000
800
800

1600
1600
8800
ПС 110/10 кВ Куймань
800


240

160
240
640
ПС 110/10 кВ ОЭЗ
-

1280
2560
1440
2560
2208
10048
ПС 110/10 кВ ОЭЗ Елецпром
-



240
240
480
960
ПС 110/35/10 кВ Компрессорная
6500

400
400

400
400
1600
35 кВ






10 кВ

400
400

400
400
ПС 110/10 кВ Рошен
-
4000
2400
1600
800

4000
12800
ПС 110/10 кВ Тербунский гончар
400
1280
160

400

800
2640
ПС 110/10/10 кВ Манежная
2070
8000
1200
560
1040
693
2400
13893
ПС 110/10/10 кВ Университетская
1170
5680
160
240
240
400
800
7520
ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная
38700
14128
800
328
240
328
488
16312
ПС 110/35/10 кВ Донская
4940
1760
388

240

400
2788
35 кВ






10 кВ
1760
388

240

400
ПС 110/35/10 кВ Казинка
18210

400

160

120
680
35 кВ






10 кВ

400

160

120
ПС 110/35/10 кВ Химическая
8940
480
240

240

400
1360
35 кВ






10 кВ
480
240

240

400
ПС 110/35/10 кВ Хлевное
13870


404
296
400
848
1948
35 кВ






10 кВ


404
296
400
848
ПС 110/35/6 кВ Бугор
22 960
4609
1292
800
400
640
720
8461
35 кВ
3360

240

240

6 кВ
1249
1292
560
400
400
720
ПС 110/6 кВ ГПП-2
13560
2400
680

504

800
4384
ПС 110/6 кВ ГПП-3
-
808
400
240
320
240
1224
3232
35 кВ
808
400
240
320
240
1224
10 кВ






ПС 110/6 кВ Западная
22910
224
200

480

320
1224
ПС 110/6 кВ КПД
4840
160


240

204
604
ПС 110/6 кВ Тепличная
5770
1744
240

400

560
2944
ПС 110/6 кВ Трубная-2
4010
10232
1440
880

1120
2800
16472
ПС 110/6 кВ Трубная-1
-
2960
400

240

400
4000
ПС 110/35/10 кВ Долгоруково
8510

160

240

280
680
35 кВ






10 кВ

160

240

280
ПС 110/35/10 кВ Лебедянь


400
240
160
240
480
1520
35 кВ

400
240
160
240
480
10 кВ






ПС 220/110/10 кВ Казинка
-

2800
3520
3200
3200
3200
15920
ПС 220/110/35/10 кВ Елецкая (шины 35 кВ)
-
240
160

1598

240
2238
ПС 220/110/35/10 кВ Правобережная (шины 35 кВ)
-

400
408
302
368
400
1878
ПС 220/110/35 кВ Сокол (шины 35 кВ)
-

448
448
224
592
232
1944
Итого прирост нагрузок, кВт

62705
17248
13668
13644
13181
27044
147490

8.3.1. Решения по Липецкому участку службы подстанций
и службы воздушных линий

ПС 110/6 кВ Привокзальная.
В связи с тем, что основное оборудование ПС 110 кВ Привокзальная выработало свой срок службы и установленной мощности трансформаторов недостаточно для питания существующих потребителей, требуется произвести реконструкцию данной подстанции. Планируется демонтаж существующих трансформаторов, установка трех трансформаторов 110/6 кВ номинальной мощностью по 40 МВА каждый с расщепленной обмоткой НН. Выключатели 110 кВ устанавливаются в цепях трансформаторов, также устанавливается секционный выключатель 110 кВ. При реконструкции также используются две существующие ячейки элегазовых выключателей 110 кВ.

ПС 110/35/10 кВ Новая Деревня.
В летний максимум 2013 года при отключении трансформатора 10 МВА загрузка трансформатора 6,3 МВА составила 9,6 МВА, с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,73 МВА получаем 7,87 МВА при допустимой 6,62 МВА. Исходя из вышесказанного, уже в настоящий момент требуется реконструкция ПС 110 кВ Новая Деревня с заменой трансформатора 6,3 МВА на 10 МВА. Предлагаем выполнить данное мероприятие в 2015 г.
Альтернативой замены Т2 6,3 МВА на ПС 110 кВ Новая Деревня может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Новая Деревня и рядом расположенными подстанциями (ПС 35 кВ Птицефабрика) для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 1,25 МВА (с учетом существующего перераспределения).

ПС 110/35/10 кВ Хворостянка.
В зимний максимум 2015 года при отключении трансформатора 16 МВА загрузка трансформатора 10 МВА составит 12,7 МВА, с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,2 МВА получаем 11,5 МВА при допустимой 10,5 МВА. Исходя из вышесказанного, требуется реконструкция ПС 110 кВ Хворостянка с заменой трансформатора 10 МВА на 16 МВА. Предлагаем выполнить данное мероприятие в 2019 г.
Альтернативой замены трансформатора 10 МВА на ПС 110 кВ Хворостянка может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Хворостянка и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Добринка, ПС 35 кВ К. Байгора) для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 1 МВА (с учетом существующего перераспределения).

ПС 110/35/10 кВ Казинка.
В соответствии с таблицей 8.14 уже в 2013 г. по результатам замеров максимума нагрузки зимы 2013 г. загрузка трансформатора 16 МВА в режиме n-1 могла составить 17,71 МВА при допустимом значении 16,8 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,5 МВА). Загрузка трансформатора 16 МВА в зимний максимум 2019 г. в режиме n-1 составит 21,21 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,5 МВА). Исходя из этого требуется замена трансформаторов 2 x 16 МВА на ПС 110 кВ Казинка на трансформаторы 2 x 25 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в период 2016 - 2017 гг.
Альтернативой замены трансформаторов 2 x 16 МВА на ПС 110 кВ Казинка на трансформаторы 2 x 25 МВА может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Казинка и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Гидрооборудование, ПС 110 кВ Двуречки) для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 4,41 МВА (с учетом существующего перераспределения).

ПС 110/35/10/6 кВ Гидрооборудование.
Для питания сети 35 кВ на данной ПС установлен один трансформатор 110/35 кВ номинальной мощностью 31,5 МВА, его загрузка в зимний максимум 2013 г. составила 7,25 МВА. Существующее значение перераспределения мощности при отключении данного трансформатора составляет 5,5 МВА. Исходя из этого, дефицит мощности составил 1,75 МВА. Устранить дефицит мощности на подстанции возможно строительством дополнительных сетей связи по сети среднего напряжения ПС 110 Гидрооборудование и близрасположенными ПС 110 кВ (Казинка, Хворостянка, Аксай) в размере не менее 1,75 МВА (с учетом существующего перераспределения).

ПС 110/10 кВ Двуречки.
На данной подстанции установлен один трансформатор 110/10 кВ номинальной мощностью 6,3 МВА, его максимальная загрузка в 2013 г. составила 1,88 МВА, в 2019 г. также составит 1,88 МВА. Перераспределение мощности при отключении трансформатора 6,3 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент отсутствует, исходя из этого, дефицит мощности составляет 1,88 МВА. Для снятия дефицита мощности на ПС требуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 110 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Казинка, ПС 110 кВ Гидрооборудование) для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 1,88 МВА, в ином случае потребуется установка второго трансформатора на подстанции мощностью не менее 2,5 МВА.

ПС 110/6 кВ Трубная-2.
В связи с подключением к подстанции большого числа потребителей в проектный период планируются следующие мероприятия по реконструкции:
- реконструкция ОРУ 110 кВ на базе комплектных ячеек наружной установки с элегазовыми выключателями колонкового типа - 2 шт. (схема 4Н);
- реконструкция РУ 6 кВ (монтаж 2 секций шин: III и IV) на базе ячеек КРУ с вакуумными выключателями и микропроцессорными защитами. Всего ячеек - 16 шт., в том числе: линейных ячеек - 6 шт., трансформаторных (вводных) ячеек - 2 шт., ячейка секционного выключателя - 1 шт., ячейка секционного разъединителя - 1 шт., ячеек ТСН - 2 шт., ячеек ТН - 2 шт. и ячеек ДГР - 2 шт.
Данные мероприятия предлагается выполнить в период 2014 - 2015 гг.

Для электроснабжения новой кондитерской фабрики "Рошен" в районе д. Косыревка в 2014 году планируется завершение мероприятий по подключению абонентской ПС 110/10 кВ Рошен с двумя трансформаторами по 25 МВА и двухцепной ВЛ 110 кВ от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная (на данный момент ПС 110/10 кВ Рошен уже построена).
В период до 2019 г. в г. Липецке прогнозируется значительный прирост коммунально-бытовой нагрузки. В связи с этим при строительстве новых центров питания и реконструкции существующих для подключения вновь появляющихся потребителей электроэнергии требуется проверка достаточности пропускной способности сети 110 кВ.

На рисунках № 1 - 28 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний/летний максимумы, летний минимум 2015 - 2019 гг., позволяющие оценить загрузку ВЛ 110 кВ в г. Липецке. (все рисунки представлены в приложении Ж). 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 (критерий n-2 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 2015 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 407 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 2 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2015 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 439 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 3 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 421 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 4 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2016 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 456 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 5 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 419 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 6 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2016 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 453 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 7 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 373 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 8 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2018 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 437 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 9 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 394 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 10 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2019 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 432 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
Из вышеприведенных расчетов послеаварийных режимов на уровни нагрузок летнего максимума, летнего минимума 2015 - 2019 годов следует, что перегрузки ВЛ 110 кВ Московская Левая, Правая не выявлено.
В послеаварийных режимах "отключена 2 сек. СШ 1 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая" в летние максимумы 2016 - 2018 гг. и в летний минимум 2016 г. (рис. 11 - 14) перегрузки ВЛ 110 кВ Московская Левая, Правая также не выявлено.
Исходя из вышесказанного, реконструкции ВЛ 110 кВ Московская Левая, Правая при принятом в работе потреблении на пятилетний период не требуется.
На рисунках 15 и 16 представлены послеаварийные режимы в летний максимум и летний минимум 2019 г. "Отключена 2 сек. СШ 2 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2, в ремонте ВЛ 110 кВ Ситовка - Липецкая ТЭЦ-2. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 до аварии 315 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт". Данные режимы позволяют оценить максимальную загрузку ВЛ 110 кВ Чугун за пятилетний период, рассматриваемый в данной работе. Из данных режимов следует, что перегрузка ВЛ 110 кВ Чугун отсутствует (загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Чугун Правая составляет в летний максимум 2019 г. - 439 А, в летний минимум 2019 г. - 310 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С), т.е. реконструкции двухцепной ВЛ 110 кВ Чугун при принятом в работе потреблении на пятилетний период не требуется.
На рисунках 17 - 28 представлен ряд послеаварийных режимов в зимний/летний максимумы 2019 г., летний минимум 2019 г., позволяющих оценить максимальную загрузку сети 110 кВ в районе г. Липецка:
- рис. 17. Зимний максимум 2019 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;
- рис. 18. Зимний максимум 2019 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1;
- рис. 19. Зимний максимум 2019 г. Отключена ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая;
- рис. 20. Зимний максимум 2019 г. Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол;
- рис. 21. Летний максимум 2019 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;
- рис. 22. Летний максимум 2019 г. Отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка;
- рис. 23. Летний максимум 2019 г. Отключена ВЛ 110 кВ Цементная Левая, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1;
- рис. 24. Летний максимум 2019 г. Отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Чугун;
- рис. 25. Летний максимум 2019 г. Отключена ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая;
- рис. 26. Летний максимум 2019 г. Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1;
- рис. 27. Летний минимум 2019 г. Отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка;
- рис. 28. Летний минимум 2019 г. Отключена ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая.
Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 17 - 28) следует, что перегрузка электросетевых объектов отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.
Далее справочно приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети 110 кВ Липецкого энергоузла на последний год планирования (2019 г.) в случае набора нагрузки на ПС 220 кВ Казинка (потребители ОЭЗ ППТ Липецк), ПС 110 кВ Университетская, ПС 110 кВ Юго-Западная, ПС 110 кВ Цементная в соответствии с подключением всех возможных потребителей (всех ТУ) на данные подстанции. Принятые нагрузки по подстанциям представлены в таблице 8.18.

Таблица 8.18

Наименование центра питания
Присоединяемая расчетная нагрузка в летний максимум 2019 г., МВт
ПС 220 кВ Казинка
102,6 (с учетом ПС 110 кВ ОЭЗ)
ПС 110 кВ Университетская
24,64
ПС 110 кВ Юго-Западная
27,1
ПС 110 кВ Цементная
18,48

Примечание: нагрузка по ПС 110 кВ принята с учетом коэффициента совмещения, равного 0,8, и коэффициента 0,77 для летнего максимума относительно зимнего. Нагрузка ПС 220 кВ Казинка принята с учетом коэффициента совмещения, равного 0,8, и коэффициента 0,9 для летнего максимума относительно зимнего.
На рисунке 29 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "Отключена ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 100 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 423 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С.
На рисунке 30 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 100 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 550 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С. Для предотвращения токовой перегрузки вышеуказанной ВЛ 110 кВ возможно привентивное увеличение генерации Липецкой ТЭЦ-2 в при ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая/Правая до 137 МВт (см. рисунок 31).
На рис. 32 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019 г. "Отключена 2 сек. СШ 2 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2, в ремонте ВЛ 110 кВ Ситовка - Липецкая ТЭЦ-2 1. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 до аварии 315 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт", при этом загрузка ВЛ 110 кВ Чугун составит 489 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А при температуре +25 °С.
Из вышеприведенных послеаварийных режимов следует, что в случае перспективного роста нагрузок относительно основного варианта в соответствии со значениями, представленными в таблице 8.18 и более, реконструкции электросетевых объектов в районе г. Липецка не требуется.

8.3.2. Решения по Елецкому участку службы подстанций
и службы воздушных линий

В г. Ельце для электроснабжения особой экономической зоны "Елецпром" планируется строительство ПС 110/10/10 кВ ОЭЗ Елецпром с двумя трансформаторами по 40 МВА. Подключение планируется выполнить ответвлениями от ВЛ 110 кВ Елец - тяга левая и Елец - тяга правая - двухцепной ВЛ 110 кВ, выполненной проводом АС-120 протяженностью 1,5 км. Строительство планируется в два этапа: в 2015 г. - подключение первого трансформатора, в 2016 г. - второго.
ПС 110/35/10 кВ Тербуны.
Загрузка трансформатора 10 МВА в режиме n-1 на ПС 110 кВ Тербуны в 2015 - 2019 гг. составит 11,5 МВА, с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1 МВА получаем 10,5 МВА при допустимой 10,5 МВА. Исходя из выше сказанного, в период до 2019 г. замены трансформаторов на ПС 110 кВ Тербуны не требуется.
ПС 110/35/10 кВ Долгоруково.
Загрузка трансформатора 6,3 МВА в режиме n-1 на ПС 110 кВ Долгоруково в - 2019 гг. составит 9,84 МВА, с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 3,5 МВА получаем 6,34 МВА при допустимой 6,62 МВА. Исходя из вышесказанного, в период до 2019 г. замены трансформаторов на ПС 110 кВ Долгоруково не требуется.

8.3.3. Решения по Лебедянскому участку службы подстанций
и службы воздушных линий

В г. Чаплыгине идет строительство ОЭЗ РУ ППТ "Чаплыгин". В настоящий момент на территории ОЭЗ функционирует предприятие ООО "Хавле Индустриверке" (электроснабжение осуществляется на напряжении 10 кВ по двухцепной ВЛ 10 кВ от ПС 110 кВ Компрессорная (ВЛ в габаритах 110 кВ). ООО "Хавле Индустриверке" выйдет на проектную мощность (заявленная 10 МВт) к 2022 г. (также в рассматриваемый период возможно появление новых потенциальных резидентов ОЭЗ). К этому времени потребуется строительство новой ПС 110 кВ с переводом существующей двухцепной ВЛ 110 кВ на проектное напряжение (потребуется установка двух ячеек элегазовых выключателей 110 кВ в ОРУ 110 кВ ПС Компрессорная).
В районе с. Гребенкино Краснинского района строится индустриальный парк ИРИТО (ООО "Моторинвест") и жилой поселок с объектами социально-бытового характера. Для электроснабжения предприятия необходимо построить новую подстанцию 110/10 кВ с трансформаторами по 25 МВА. Строительство ПС 110 кВ Рождество с вводом одного силового трансформатора планируется в 2014 году. Ввод второго трансформатора планируется осуществить в 2018 году после роста нагрузок. Схему подстанции принять 110-4Н. Подключение ПС 110 кВ Рождество к энергосистеме выполняется двухцепным ответвлением от ВЛ 110 кВ Лутошкино левая, правая (по информации филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" мероприятия по строительству данной двухцепной ВЛ 110 кВ уже завершены). До момента ввода в работу второго трансформатора ПС 110 кВ Рождество вторая категория надежности будет обеспечиваться с помощью передвижной однотрансформаторной подстанции 110/10 кВ мощностью 25 МВА филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".
Далее на рисунках № 33 - 40 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний и летний максимумы 2019 г. (в летний максимум с учетом критерия n-2) для того, чтобы проверить максимально возможную загрузку электросетевого оборудования в районе расположения ПС 220 кВ Дон (расчеты производятся на 2019 г. исходя из наибольшей загрузки оборудования в данный период):
- рис. 33. Зимний максимум энергосистемы 2019 г. "отключен АТ 2 на ПС 220 кВ Дон";
- рис. 34. Летний максимум 2019 г. "в ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключена ВЛ 110 кВ С. Лубна";
- рис. 35. Летний максимум 2019 г. "в ремонте ВЛ 110 кВ Л. Толстой, отключена ВЛ 110 кВ Компрессорная Левая";
- рис. 36. Летний максимум 2019 г. "отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Компрессорная";
- рис. 37. Летний максимум 2019 г. "в ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключен АТ 1";
- рис. 38. Летний максимум 2019 г. "в ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Дон";
- рис. 39. Летний максимум 2015 г. "в ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена СШ2 110 кВ ПС 110 кВ Лебедянь", при этом загрузка ВЛ 110 кВ Ольховец составит 256 А. Данная ВЛ 110 кВ выполнена проводами АС-95 (длительно допустимый ток при температуре +25 °С 330 А) и АС-120 (длительно допустимый ток при температуре +25 °С 390 А). Однако пропускная способность данной линии ограничена ТТ 110 кВ, установленными в цепи линии со стороны ПС 110 кВ Ольховец с Iном = 200 А (в аварийных режимах 240 А). Исходя из этого, следует, что на уровне нагрузок летнего максимума 2015 года требуется замена ТТ 110 кВ в цепи ВЛ 110 кВ Ольховец со стороны ПС 110 кВ Ольховец;
- рис. 40. Летний максимум 2019 г. "в ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена СШ2 110 кВ ПС 110 кВ Лебедянь", при этом загрузка ВЛ 110 кВ Ольховец составит 319 А, при длительно допустимом токе для провода АС-95, которым выполнен участок данной линии, равном 330 А. Исходя из этого, следует, что на уровне нагрузок летнего максимума 2019 года при потреблении, принятом в данной работе, загрузка ВЛ 110 кВ Ольховец в вышепредставленном послеаварийном режиме составит практически 97%. Поэтому в случае увеличения потребления в районе, отличного от принятого, в том числе более быстрого выхода потребителей ПС 110 кВ Рождество (ООО "Моторинвест") на проектную мощность, потребуется реконструкция участка ВЛ 110 кВ Ольховец, выполненного проводом АС-95.
Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 33 - 40) следует, что перегрузка электросетевых объектов в районе расположения ПС 220 кВ Дон отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах, за исключением послеаварийного режима, представленного на рисунке 3.46: летний максимум 2015 г. "В ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена СШ2 110 кВ ПС 110 кВ Лебедянь", из которого следует, что требуется замена ТТ 110 кВ в цепи ВЛ 110 кВ Ольховец со стороны ПС 110 кВ Ольховец.

8.4. Расчет токов короткого замыкания в сети 110 кВ

В таблицах 8.19 - 8.20 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 35-110 кВ ПС 110 кВ Липецкой энергосистемы на 2015 - 2019 гг., полученные в результате расчетов нормальной и ремонтных схем сети (в ремонте АТ на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; в ремонте АТ на ПС 220 кВ Северная, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; ремонт 2 СШ 220 кВ ПС Борино с переводом всех присоединений на 1 СШ 220 кВ, замкнут транзит 110 кВ Кольцевая Левая, Правая). При расчете учитывалась установка токоограничивающих реакторов (ТОР) в цепях КВЛ 110 кВ ТЭЦ - РП-1 и Северная - ГПП 18, которые устанавливаются в рамках выполнения мероприятий по ТП ГПП-18 с УТЭЦ.
Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 110 кВ представлены на 2019 г., т.к. в этот период токи КЗ будут иметь максимальные значения. При выявлении несоответствия коммутационного оборудования значениям токов КЗ будут просчитаны значения токов КЗ для данных подстанций в период с 2015 - 2019 гг. для вычисления года, в который необходима замена оборудования.
В таблице 8.19 представлены значения токов короткого замыкания в нормальном режиме и максимальные значения токов короткого замыкания на шинах 35-110 кВ ПС 110 кВ Липецкой энергосистемы, полученные в результате расчетов нормальной и ремонтных схем сети, на 2019 г.

Таблица 8.19

Значения токов КЗ на 2019 г.

№ п/п
Наименование
Напряжения, кВ
СШ
Ток трехфазного и однофазного КЗ на 2019 г. в норм. режиме, кА
Ток трехфазного и однофазного КЗ на 2019 г. макс. значения, кА
Отключающая способность выключателей, кА
110 кВ
35 кВ
110 кВ
35 кВ
1
Аксай
110/35/10
1
4,55/2,91
1,36
4,77/2,97
1,36
40; 10
110/35/10
2
4,55/2,91
1,36
4,77/2,97
1,36
2
Бугор
110/35/6
1
7,98/4,06
6,7
8,38/4,15
6,8
40; 10, 10
110/35/6
2
7,98/4,06
6,7
8,38/4,15
6,8
3
Вербилово
110/35/6
1
4,54/2,65
0,89
4,78/2,7
0,89
40; 10, 12.5
110/35/6
2
4,54/2,65
0,89
4,78/2,7
0,89
4
В. Матренка
110/35/6
1
1,64/0,92
0,8
1,67/0,93
0,8
10
110/35/6
2
1,54/0,89
0,79
1,56/0,89
0,79
5
Гидрооборудование
110/10/6
1
10,07/7,37

11,19/7,8

18.4; 20; 18.4; 12.5
110/10/6
2
9,97/7,45

11,19/7,9

110/35/6
1
9,97/7,45
4,36
11,19/7,9
4,42
6
Двуречки
110/10
1
9,66/6,5

10,73/6,84

25
110/10
2
9,66/6,5

10,73/6,84

7
Добринка
110/35/10
1
2,27/1,3
1,79
2,32/1,3
1,8
20, 40; 10
110/35/10
2
2,27/1,3
1,24
2,31/1,3
1,24
8
Доброе
110/35/10
1
4,09/2,32
2,02
4,12/2,32
2,02
10
110/35/10
2
4,09/2,32
2,02
4,12/2,32
2,02
9
Казинка
110/35/10
1
8,05/5,2
3,54
8,76/5,4
3,3
40; 10
110/35/10
2
8,25/5,22
3,54
8,95/5,43
3,3
10
КПД
110/6
1
13,93/9,01

14,34/9,1

10
110/6
2
13,93/9,01

14,34/9,1

11
ЛТП
110/6
1
17,55/11,64

18,21/11,8


110/6
2
17,55/11,64

18,21/11,8

12
Никольская
110/35/10
1
2,97/1,8
0,86
3,06/1,83
0,86
40; 10
110/35/10
2
2,96/1,8
0,86
3,05/1,84
0,86
13
Новая Деревня
110/35/10
1
5,77/3,52
1,39
5,98/3,58
1,39
40; 10
110/35/10
2
5,77/3,52
1,39
5,98/3,55
1,39
14
Октябрьская
110/10
1
10,18/6,36

10,83/6,6

25,40
110/10
2
10,18/6,36

10,83/6,6

15
Привокзальная
110/10/6
1
16,51/10,47

18,34/11


110/10/6
2
16,51/10,47

18,34/11

16
Ситовка
110/6
1
21,64/14,84

22,8/15,2

20; 25; 40
110/6
2
21,64/14,84

22,8/15,2

17
Тепличная
110/6
1
10,95/6,67

11,24/6,7


110/6
2
10,95/6,67

11,24/6,7

18
Усмань
110/35/10
1
2,61/1,59
1,85
2,68/1,6
1,86
20; 40; 6.6; 12.5
110/35/10
2
2,61/1,59
1,85
2,68/1,6
1,86
19
Хворостянка
110/35/10
1
3,58/2,07
2,68
3,71/2,1
2,69
10
110/35/10
2
3,58/2,07
2,68
3,71/2,1
2,69
20
Хлевное
110/35/10
1
2,64/1,51
1,87
2,7/1,52
1,88
40; 10
110/35/10
2
2,64/1,51
1,87
2,7/1,52
1,88
21
Трубная-2
110/6
1
7,4/4,42

7,52/4,45


110/6
2
7,4/4,42

7,52/4,45


22
Цементная
110/35/6
1
15,98/10,79
5,37
16,45/10,9
5,39
40; 20
110/35/6
2
15,98/10,79
8,12
16,45/10,9
8,18
23
Юго-Западная
110/10/6
1
20,56/13,09

24,14/14,08

20, 40
110/10/6
2
20,56/13,09

24,14/14,08

24
Южная
110/10/6
1
11,4/8,95

14,69/11,05

40
110/10/6
2
11,4/8,95

14,69/11,05

25
Манежная
110/10
1
11,66/7,94

15,13/9,58

40
110/10
2
11,66/7,94

15,13/9,58

26
Университетская
110/10
1
9,75/6,78

10,98/7,2

40
110/10
2
9,75/6,78

10,98/7,2

27
Агрегатная
110/6
1
9,38/7,18

9,5/7,2

40
110/6
2
9,38/7,18

9,5/7,2

28
Волово
110/35/10
1
1,8/1,4
1,2
1,8/1,4
1,2
25; 10
110/35/10
2
1,8/1,4
1,2
1,8/1,4
1,2
29
Гороховская
110/35/10
1
3,36/1,98
1,97
3,41/2
1,97
40; 10
110/35/10
2
3,36/1,98
1,97
3,41/2
1,97
30
Долгоруково
110/35/10
1
3,51/2,24
1,33
3,53/2,25
1,33
40; 6,6; 10
110/35/10
2
2,26/2
1,25
2,26/2
1,25
31
Донская
110/35/10
1
6,79/4,39
1,41
7,03/4,46
1,41
20; 25; 40 6,6
110/35/10
2
6,79/4,39
1,41
7,03/4,46
1,41
32
Западная
110/6
1
9,96/7,84

10,14/7,9

25
110/6
2
9,96/7,84

10,14/7,9

33
Измалково
110/35/10
1
2,6/1,56
1,27
2,61/1,56
1,27
10
110/35/10
2
2,6/1,56
1,27
2,61/1,56
1,27
34
Кашары
110/10
1
4,44/2,7

4,54/2,72


110/10
2
4,44/2,7

4,54/2,72

35
Лукошкино
110/10
1
8,04/6,13

8,51/6,33

40
110/10
2
8,04/6,13

8,51/6,33

36
Набережное
110/35/10
1
2,1/1,8
0,83
2,1/1,8
0,83
40; 6.6; 10
110/35/10
2
2,1/1,8
0,83
2,1/1,8
0,83
37
Табак
110/6
1
9,49/7,64

9,65/7,7


110/6
2
9,49/7,64

9,65/7,7

38
Тербуны
110/35/10
1
2,98/3,3
1,93
2,98/3,3
1,98
20; 6.6; 12.5
110/35/10
2
2,54/1,55
1,86
2,54/1,55
1,86
39
ОЭЗ Елецпром
110/10
1
8,82/8,17

8,96/8,25


110/10
2
8,82/8,17

8,96/8,25

40
Тербунский Гончар
110/10
1
2,86/2,82

2,87/2,82

40
110/10
2
2,86/2,82

2,87/2,82

41
Лебедянь
110/35/10
1
9,77/7,37
2,24
9,99/7,45
2,24
20; 25; 40
10; 6.6
110/35/10
2
9,77/7,37
2,24
9,99/7,45
2,24
42
Лев Толстой
110/35/10
1
3,46/2,23

3,48/2,24

40

2




43
Чаплыгин Новая
110/35/10
1
1,99/1,22
1,73
1,99/1,22
1,73
25; 10
110/35/10
2
1,98/1,22
1,73
1,98/1,22
1,73
44
Россия
110/35/10
1
3,14/2,35
1,93
3,16/2,36
1,93
40; 10
110/35/10
2
3,14/2,35
1,93
3,16/2,36
1,93
45
Компрессорная
110/35/10
1
5,66/3,46
2,14
5,69/3,47
2,14
18.4; 10
110/35/10
2
5,66/3,46
2,14
5,69/3,47
2,14
46
Березовка
110/35/10
1
1,97/1,26
1,73
1,97/1,26
1,73
25; 10
110/35/10
2
1,97/1,26
1,73
1,97/1,26
1,73
47
Нива
110/10
1
7,01/5,39

7,1/5,42

40
110/10
2
7,01/5,39

7,1/5,42

48
Астапово
110/35/10
1
3,81/2,49
2
3,83/2,49
2
25; 10
110/35/10
2
3,81/2,49
2
3,83/2,49
2
49
Химическая
110/35/10
1
5,34/4,53
2,11
5,4/4,55
2,4
20; 40; 12.5
110/35/10
2
5,34/4,53
2,11
5,4/4,55
2,4
50
Ольховец
110/10
1
6,12/5,48

6,19/5,51

40
110/10
2
6,12/5,48

6,19/5,51

51
Куймань
110/10
1
7,01/4,49

7,21/4,54

40
110/10
2
7,01/4,49

7,21/4,54

52
Лутошкино
110/10
1
2,53/1,78

2,54/1,78


110/10
2
2,53/1,78

2,54/1,78

53
Круглое
110/10
1
5,34/4,53

5,4/4,55

40
110/10
2
5,34/4,53

5,4/4,55

54
Троекурово
110/35/10
1
2,1/1,29
1,21
2,11/1,29
1,21
25; 10
110/35/10
2
2,1/1,29
1,21
2,11/1,29
0,83
55
Рождество
110/10
1
4,25/3,54

4,29/3,55


110/10
2
4,25/3,54

4,29/3,55



Примечание: красным цветом указаны параметры сетей 110 кВ, синим цветом - сетей 35 кВ, в числителе даны значения трехфазного тока к.з. 110 кВ, в знаменателе однофазного.
Результаты расчетов токов короткого замыкания на 2015 - 2019 гг. показали:
- в 2014 г. превышение тока к.з. над значениями тока отключения следующих выключателей 110 кВ на ПС 110 кВ Ситовка:
- в цепи трансформаторов 1 и 2, в цепи линий Трубная Левая, Правая, ЛТП Левая, Правая, ОВ 110 кВ (трехфазный ток КЗ 22,7 кА, однофазный 15,2 кА).
По информации филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" реконструкция ПС 110 кВ Ситовка будет осуществлена в 2014 г.
В таблице 8.20 представлены значения токов КЗ в период 2015 - 2016 гг. на шинах 110 кВ Липецкой ТЭЦ 2:

Таблица 8.20

Год
1 СШ 1 ск, 2 СШ 1 ск
1 СШ 2 ск, 2 СШ 2 ск
Трехфазный, кА
Однофазный, кА
Трехфазный, кА
Однофазный, кА
2015 г.
37,6
39,21
35,3
36,45
2016 г.
37,43
39,09
35,18
36,37
2017 г.
37,53
39,17
35,25
36,42
2018 г.
37,84
39,37
35,45
36,54
2019 г.
38,18
39,63
35,67
36,7

Согласно таблице 8.20 требуется замена выключателей 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 с номинальным током отключения 31,5 кА:
2015 г.: выключатели 110 кВ в цепи линий Чугун Левая, Правая, блоков генератор - трансформатор 1, 3, 4, ТЭЦ-2 Левая, Правая, ШСВВ I и II.
Итого на Липецкой ТЭЦ 2 по несоответствию токам КЗ требуется заменить 9 выключателей 110 кВ. Стоимость замены выключателей составит 48,95 млн. руб. с НДС. Согласно инвестиционной программе филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" мероприятия по замене выключателей 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 с током отключения 31,5 А запланированы в период до 2017 года (возможна корректировка сроков замены в сторону увеличения).

8.5. Перечень объектов и объемы капитальных вложений для
нового строительства и РРТП

В таблицах 8.21, 8.23, 8.25, 8.26 указан перечень объектов и объемы ориентировочных капитальных вложений для нового строительства и РРТП подстанций и воздушных линий напряжением 110 кВ Липецкой энергосистемы.
В таблице 8.21 представлен перечень центров питания, намечаемых Схемой к новому строительству в проектный период.
В таблице 8.23 приведен перечень центров питания, намечаемых Схемой к установке второго трансформатора и (или) замене существующих в проектный период.
В таблице 8.25 приведен перечень подстанций 110 кВ, предусмотренных Схемой к реконструкции и техническому перевооружению, с указанием элементов, заменяемых или вновь устанавливаемых.
В таблице 8.26 приведены объемы нового строительства и РРТП линий электропередачи напряжением 110 кВ, предусмотренные Схемой в проектный период.
В таблице 8.22 приведен перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более, подключаемых к новым ПС 110 кВ (таблица 8.21) в проектный период.
В таблице 8.24 приведен перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более, подключаемых к реконструируемым ПС 110 кВ (таблица 8.23) в проектный период.
Стоимость работ по демонтажу трансформаторов на подстанциях представлена в таблице 8.27. Для ПС 110 кВ Донская и ПС 110 кВ Вербилово применены расценки демонтажа оборудования, не подлежащего дальнейшему использованию, с разборкой и резкой на части. Для остальных подстанций применена расценка на демонтаж оборудования, подлежащего дальнейшему использованию, со снятием с места установки, необходимой (частичной) разборкой и консервацией с целью длительного или кратковременного хранения.
Цены указаны по состоянию на I квартал 2014 года.

Таблица 8.21

Перечень центров питания, намечаемых Схемой к новому
строительству в проектный период. Основные показатели

N
Подстанция
Суммарный переток в 2019 году через трансформатор ПС, МВА
Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА
Сроки строительства
Стоимость в ценах I квартала 2014 г., тыс. руб.
1
ПС 110/10 кВ ОЭЗ Елецпром
1,39
40 + 40
2015 - 2016
217 800,00
2
ПС 110/10 кВ Рождество
9,43
25 + 25
2014, 2018
161 500,00
Итого, тыс. руб. в ценах 1 квартала 2014 г. без НДС
379 300,00
Итого, тыс. руб. в ценах 1 квартала 2014 г. с НДС
447 574,00

Таблица 8.22

Перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более,
подключаемых к новым ПС 110 кВ (таблица 8.21)
в проектный период

N
Наименование подстанции
Полное наименование заявителя
Адрес присоединения
Подключаемая мощность, кВт
Год подключения
1
2
3
4
5
6
1
ПС 110 кВ ОЭЗ Елецпром
ОАО "Куриное царство"
Липецкая обл., Елецкий р-н, ОЭЗ регионального уровня ППТ "Елецпром"
22 100,00
2017 - 2019
2
ПС 110 кВ Рождество
ООО "Моторинвест"
399672, Краснинский р-н, с. Гребенкино
11 000,00
2014 - 2019

Таблица 8.23

Перечень центров питания, намечаемых Схемой к установке
второго трансформатора и замене существующих в проектный
период. Основные показатели

N
Подстанция
Суммарный переток через трансформатор ПС, МВА
Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА
Сроки установки (замены)
Исходный год, 2013
Проектный год, 2019
Исходный год, 2013
Проектный год, 2019
110/35/10 кВ
1
Донская <*>
6,42
9,77
10 + 10
10 + 10
2017
2
Хворостянка
12,7
12,7
16 + 10
16 + 16
2019
3
Лебедянь <*>
14,86
15,75
16 + 16
16 + 16
2016 - 2017
4
Усмань <*>
17,19
17,19
16 + 16
16 + 16
2017
5
Измалково <*>
6,36
6,36
10 + 10
10 + 10
2019
110/35/6 кВ
6
Новая Деревня
9,6
9,6
6,3 + 10
10 + 10
2015
7
Вербилово <*>
3,45
3,45
10 + 6,3
6,3 + 6,3
2018
110/10/6 кВ
8
Южная <*>
35,59
35,59
40 + 40
40 + 40
2017
9
Привокзальная
43,12
42,19
20 + 20 + 25
40 + 40 + 40
2015 - 2016
10
Казинка
18,21
21,71
16 + 16
25 + 25
2016 - 2017

--------------------------------
<*> - Замена трансформатора по тех. состоянию.

Суммарный переток через трансформатор указан без учета перераспределения по сетям СН и НН.
Программа перемещения трансформаторов 110 кВ:
На ПС 110 кВ Вербилово возможно установить трансформатор, демонтируемый с ПС 110 кВ Новая Деревня.

Таблица 8.24

Перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более,
подключаемых к реконструируемым ПС 110 кВ (таблица 8.23)
в проектный период

N
Наименование подстанции
Полное наименование заявителя
Адрес присоединения
Подключаемая мощность, кВт
Год подключения
1
2
3
4
5
6
1
ПС 110 кВ Донская
ООО "Куриное Царство" (бройлерный цех "Калабино-2")
Задонский район
3 485
2014 - 2019
2
ПС 110 кВ Казинка
Чернышева Светлана Анатольевна
Грязинский район
850
2015 - 2019

Таблица 8.25

Перечень подстанций 110 кВ, предусмотренных Схемой
к реконструкции и техническому перевооружению

N
Подстанция
Тип и мощность ПС, МВА
Перечень работ по переустройству ПС (установка и/или замена)
Количество устанавливаемого оборудования
Стоимость
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
2014
1
Хлевное
110/35/10 кВ 16 + 16 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН
ТТ - 110 кВ - 1 шт. (1 фаза)
445,00
Неудовлетворительное состояние
Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 1 шт.
46 096,92
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
шкаф УРЗА тр-ра - 1 шт. Терм. РПН - 1 шт.
1 220,90
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



2
КПД
110/6 кВ 10 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН
ТТ - 110 кВ - 3 шт. (1 компл.)
1 335,00
Целевая программа
Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 1 шт.
46 096,92
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
шкаф УРЗА тр-ра - 1 шт., 2 УУОТ - 1 шт.
1 617,67
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



3
Октябрьская
110/10 кВ 40 + 40 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 13 шт.
26 749,25
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 16 шт.
757,76
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



4
Юго-Западная
110/10/6 кВ 40 + 40 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 5 шт.
10 288,17
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 6 шт.
284,16
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



5
Трубная-2
110/6 кВ 25 + 25 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 18 шт.
37 037,42
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 2 шт.
92 193,85
Инвестпрограмма
ДГР



Устройств РЗА
1 УУОТ - 1 шт. РЗА 10 кВ - 21 шт.
2 001,78
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



6
ЛТП
110/6 кВ 6,3 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 18 шт.
37 037,42
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 23 шт.
1 089,28
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



7
Троекурово
110/35/10 кВ 10 + 6,3 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 8 шт.
16 461,08
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 16 шт.
757,76
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



8
Южная
110/10/6 кВ 40 + 40 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 2 шт.
4 115,27
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА
1 УУОТ - 1 шт. РЗА 10 кВ - 2 шт.
1 101,94
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



9
Привокзальная
110/6 кВ 20 + 20 + 25 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА
1 УУОТ - 1 шт.
1 007,22
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



10
Липецкая ТЭЦ-2
арендованные ячейки ОРУ 110 кВ для ВЛ 110 кВ Ситовка
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 2 шт.
92 193,85
Инвестпрограмма
ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



11
Ситовка
110/6 кВ 10 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 9 шт.
414 872,31
Инвестпрограмма и по ТКЗ
ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2014 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. без НДС
834 760,95

Всего 2014 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. с НДС
985 017,92

2015
12
Измалково
110/35/10 кВ 10 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 2 шт.
92 193,85
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
2 УУОТ - 1 шт. Шкаф УРЗА тр-ра - 2 шт. Терм. РПН - 2 шт.
3 449,02
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



13
Аксай
110/35/10 кВ 10 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 1 шт.
46 096,92
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
шкаф УРЗА тр-ра - 1 шт. Терм. РПН - 1 шт.
1 220,90
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



14
Верхняя Матренка
110/35/10 кВ 6,3 + 6,3 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 2 шт.
92 193,85
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
шкаф УРЗА тр-ра - 2 шт. Терм. РПН - 2 шт. 2 УУОТ - 1 шт.
3 449,02
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



15
КПД
110/6 кВ 10 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 13 шт.
26 749,25
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 1 шт.
46 096,92
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
шкаф УРЗА тр-ра - 1 шт. РЗА 10 кВ - 13 шт.
1 226,13
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



16
Добринка
110/35/10 кВ 16 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 6 шт.
12 345,81
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 12 шт.
568,32
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



17
Новая Деревня
110/35/6 кВ 10 + 6,3 МВА
Силового трансформатора
10 МВА
31 785,00
Дефицит мощности
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



18
Трубная-2
110/6 кВ 25 + 25 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
16 ячеек
27 694,19
Инвестпрограмма
ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



19
Ольховец
110/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН
ТТ - 110 кВ - 3 шт. (1 компл.)
1 335,00
перегрузка в п/а режимах
Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



20
Привокзальная
110/6 кВ 20 + 20 + 25 МВА
Силового трансформатора
40 МВА
53 619,00
Дефицит мощности
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2015 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. без НДС
440 023,18

Всего 2015 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. с НДС
519 227,35

2016
21
Кашары
110/10 кВ 2,5+6,3 ВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН
ТТ - 110 кВ - 6 шт. (2 компл.)
2 670,00
Целевая программа
Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 2 шт.
92 193,85
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
УРЗА - 2 шт. 2 УУОТ - 1 шт.
2 228,12
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



22
Круглое
110/10 кВ 6,3 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН
ТТ - 110 кВ - 3 шт. (1 компл.)
1 335,00
Целевая программа
Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 1 шт.
46 096,92
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
шкаф УРЗА тр-ра - 1 шт. 2 УУОТ - 1 шт.
1 617,67
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



23
Лебедянь
110/35/10 кВ 16 + 16 МВА
Силового трансформатора
16 МВА
43 944,00
Неуд. состояние
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



24
Казинка
110/35/10 кВ 16 + 16 МВА
Силового трансформатора
25 МВА
48 717,00
Дефицит мощности
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



25
Привокзальная
110/6 кВ 20 + 20 + 25 МВА
Силового трансформатора
40 + 40 МВА
107 238,00
Дефицит мощности
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 2 шт.
92 193,84

ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2016 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. без НДС
438 234,40

Всего 2016 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. с НДС
517 116,59

2017
26
Хворостянка
110/35/10 кВ 16 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН
ТТ - 110 кВ - 9 шт. (3 компл.)
4 005,00
Целевая программа
Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 3 шт.
138 290,77
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
шкаф УРЗА тр-ра - 2 шт. Шкаф УРЗА СВ - 1 шт. Терм. РПН - 2 шт. 2 УУОТ - 1 шт.
4 059,47
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



27
Нива
110/10 кВ 10 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН
ТТ - 110 кВ - 3 шт. (1 компл.)
1 335,00
Целевая программа
Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 1 шт.
46 096,92
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
шкаф УРЗА тр-ра - 1 шт.
610,45
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



28
Южная
110/10/6 кВ 40 + 40 МВА
Силового трансформатора
40 МВА
53 619,00
Неуд. состояние
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



29
Лебедянь
110/35/10 кВ 16 + 16 МВА
Силового трансформатора
16 МВА
43 944,00
Неуд. состояние
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



30
Усмань
110/35/10 кВ 16 + 16 МВА
Силового трансформатора
16 МВА
43 944,00

Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН
ТТ - 110 кВ - 2 шт. (2 фазы)
890,00
Неуд. состояние
Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



31
Казинка
110/35/10 кВ 16 + 16 МВА
Силового трансформатора
25 МВА
48 717,00
Дефицит мощности
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



32
Донская
110/35/10 кВ 10 + 10 МВА
Силового трансформатора
10 МВА
31 785,00
Неуд. состояние
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2017 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. без НДС
417 296,62

Всего 2017 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. с НДС
492 410,01

2018
33
Тепличная
110/6 кВ 15 + 15 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН
ТТ - 110 кВ - 6 шт. (2 компл.)
2 670,00
Целевая программа
Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 2 шт.
92 193,85
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
шкаф УРЗА тр-ра - 2 шт. 2 УУОТ - 1 шт.
2 228,12
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



34
Донская
110/35/10 кВ 10 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя
ЭВ 110 кВ - 1 шт.
46 096,92
Целевая программа
ДГР



Устройств РЗА
шкаф УРЗА тр-ра - 1 шт.
610,45
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



35
Вербилово
110/35/10/6 кВ 6,3 + 10 МВА
Силового трансформатора
10 МВА
21 453,00
Дефицит мощности
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2018 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. без НДС
165 252,34

Всего 2018 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. с НДС
194 997,76

2019
36
Измалково
110/35/10 кВ 10 + 10 МВА
Силового трансформатора
10 МВА
31 785,00
Инвестпрограмма
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



37
Хворостянка
110/35/10 кВ 16 + 10 МВА
Силового трансформатора
16 МВА
43 944,00
Инвестпрограмма
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейка выключателя



ДГР



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2019 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. без НДС
75 729,00

Всего 2019 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. с НДС
89 360,22

Всего 2014 - 2019 годы, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. без НДС
2 371 296,48

Всего 2014 - 2019 годы, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. с НДС
2 798 129,85


Примечание:
1) Стоимость ячейки выключателя включает: оборудование (60%); релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22%); ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%).
2) Стоимость ячейки трансформатора учитывает:
Установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.);
Материалы, строительные и монтажные работы.

Таблица 8.26

Перечень линий электропередачи напряжением 110 кВ для нового
строительства и РРТП, предусмотренного Схемой в проектный
период. Основные показатели

N
Линия электропередачи
Марка и сечение провода (кабеля)
Протяженность по трассе, км
Количество цепей
Сроки строительства
Стоимость в ценах 2014 г., тыс. руб.
1
Ответвления на ПС Елецпром от ВЛ 110 кВ Елец тяга Правая, Левая
АС-120
1,5
2
2015
8 213,41
2
ВЛ 110 кВ Донская левая, правая. Замена провода на участке 0,948 км
АС-185
0,948
2
2016
1 785,06
3
ВЛ 110 кВ Двуречки лев., прав. Замена провода
АС-120
21,66
2
2016
38 649,24
4
ВЛ 110 кВ Доброе левая. Замена провода
АС-120
33,7
1
2017
27 583,21
5
ВЛ 110 кВ Лутошкино лев., прав. Замена провода на участке 25 км (от ПС Лебедянь до ответвления на ПС Рождество)
АС-120
25
2
2018
40 924,66
Всего, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб.
117 155,58
Всего, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб. с НДС
138 243,58

Таблица 8.27

Стоимость работ по демонтажу силовых трансформаторов

N
Подстанция
Демонтируемый трансформатор ПС, МВА
Сроки установки (замены)
Стоимость демонтажных работ, тыс. руб.
1
Донская
10
2017
95,16
2
Хворостянка
10
2019
125,69
3
Новая Деревня
6,3
2015
125,69
4
Вербилово
10
2018
95,16
5
Лебедянь
16+16
2016 - 2017
251,39
6
Усмань
16
2017
125,69
7
Южная
40
2017
136,74
8
Измалково
10
2019
125,69
9
Привокзальная
20 + 20 + 25
2015 - 2016
388,12
10
Казинка
16 + 16
2016 - 2017
251,39

Всего, в ценах 1 квартала 2014 года, тыс. руб.
1 720,72

Всего, в ценах 1 квартала 2014 года, тыс. руб. с НДС
2 030,45

9. ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫЕ ОБЪЕКТЫ 35 КВ НА ТЕРРИТОРИИ
ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ

9.1. Общая характеристика электросетевых объектов 35 кВ,
находящихся на территории региона

В данном томе пояснительной записки рассматриваются электросетевые объекты напряжением 35 кВ.
Подстанции 35 кВ предназначены для питания распределительных сетей 6 - 10 кВ. Гораздо реже используется трансформация 35/0,4 кВ для прямой передачи в сеть потребителей. Подстанции класса напряжения 35 кВ используются в основном в сельской местности, реже на промышленных предприятиях и в городах.
В таблице 9.1 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 35 кВ, находящимся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".
В таблице 9.2 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 35 кВ, находящимся на балансе ОАО "ЛГЭК".

Таблица 9.1

Сводная информация по электросетевым объектам 35 кВ,
находящимся на балансе филиала ОАО "МРСК
Центра" - "Липецкэнерго"

Объект
Кол-во, шт.
Мощность, МВА
Протяженность, км
ПС 35 кВ:
143
881,9

в том числе:



35/6 кВ
11
85,9

35/10 кВ
132
796

ВЛ 35 кВ:
195

2 670,17
Из них на двухцепных опорах, с подвеской двух цепей
35 кВ
26

365,88

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

Таблица 9.2

Сводная информация по электросетевым объектам 35 кВ,
находящимся на балансе ОАО "ЛГЭК"

Объект
Кол-во, шт.
Мощность, МВА
Протяженность, км
ПС 35 кВ:
3
61,5

в том числе:



35/10/6 кВ
1
32

35/6 кВ
2
29,5

ВЛ 35 кВ:
2

16,46
Из них на двухцепных опорах, с подвеской двух цепей
35 кВ
2

16,46

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

Ниже в таблицах 9.3 и 9.6 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе филиала "Липецкэнерго", подстанции и линии электропередач и их основные параметры. В таблицах 9.4 и 9.7 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе ОАО "ЛГЭК", подстанции и линии электропередач и их основные параметры. В таблицах 9.5 и 9.8 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе прочих организаций.

Таблица 9.3

ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций

N
Наименование
Год ввода
Напряжение
Трансформаторы
Схема
Тех. состояние
Т-1
Т-2
Тип
МВА
Тип
МВА
1
ПС 35 кВ № 1
1985
35/10
ТМН
4
ТМН
4
35-5Н
уд.
2
ПС 35 кВ № 2
1954
35/6
ТМ
1
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
3
ПС 35 кВ № 3
1933
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
4
ПС 35 кВ № 4
1953
35/6
ТМН
4
ТМН
4
Нетип.
уд.
5
ПС 35 кВ Березняговка
1969
35/10
ТМ
1,6
ТМ
1,6
Нетип.
уд.
6
ПС 35 кВ Борино
1959
35/10
ТМН
4
ТМ
4
Нетип.
уд.
7
ПС 35 кВ Борисовка
1979
35/10
ТМ
4
ТМ
2,5
35-9
уд.
8
ПС 35 кВ Бочиновка
1993
35/10
ТМН
4
ТМН
4
35-5АН
уд.
9
ПС 35 кВ Бутырки
1968
35/10
ТМН
5,6
ТМН
6,3
35-4Н
уд.
10
ПС 35 кВ Введенка
1971
35/10
ТМН
4
ТМ
4
Нетип.
уд.
11
ПС 35 кВ Вешаловка
1978
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
12
ПС 35 кВ Водозабор
1991
35/6
ТДНС
10
ТДНС
10
35-9
уд.
13
ПС 35 кВ Вперед
1973
35/10
ТМН
4
ТМН
4
Нетип.
уд.
14
ПС 35 кВ Грязи-город
1966
35/6
ТМ
6,3
ТМ
5,6
Нетип.
уд.
15
ПС 35 кВ Грязное
1976
35/10
ТМ
4
ТМН
4
Нетип.
уд.
16
ПС 35 кВ Демшинка
1991
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
17
ПС 35 кВ Дмитриевка
1980
35/10
ТМ
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
18
ПС 35 кВ Дмитряшевка
1977
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
19
ПС 35 кВ Дружба
1977
35/6
ТМ
5,6


35-3
уд.
20
ПС 35 кВ Ивановка
1978
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
21
ПС 35 кВ Каликино
1971
35/10
ТМР
3,2
ТМР
3,2
Нетип.
уд.
22
ПС 35 кВ Карамышево
1999
35/10
ТДНС
10
ТДНС
10
35-9
уд.
23
ПС 35 кВ Карьер
2009
35/6
ТМН
4


35-3Н
хор.
24
ПС 35 кВ Княжья Байгора
1975
35/10
ТМ
1,6
ТМ
1,6
Нетип.
уд.
25
ПС 35 кВ Конь-Колодезь
1981
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
26
ПС 35 кВ Красная Дубрава
1983
35/10
ТМ
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
27
ПС 35 кВ Куликово
1995
35/10
ТМ
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
28
ПС 35 кВ Курино
1959
35/10
ТМ
2,5


Нетип.
уд.
29
ПС 35 кВ Лебедянка
1960
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
30
ПС 35 кВ Малей
1960
35/10
ТМН
4
ТМ
2,5
35-5АН
уд.
31
ПС 35 кВ Матыра
1973
35/10
ТМН
4
ТМР
3,2
35-4Н
уд.
32
ПС 35 кВ Московка
1988
35/10
ТМН
1,6
ТМН
1,6
35-9
уд.
33
ПС 35 кВ Мясокомбинат
1975
35/10
ТМН
6,3
ТМН
6,3
35-4Н
уд.
34
ПС 35 кВ Негачевка
1973
35/10
ТМ
2,5
ТМН
2,5
35-9
уд.
35
ПС 35 кВ Новодубовое
1982
35/10
ТМ
2,5


Нетип.
уд.
36
ПС 35 кВ Новониколаевка
1974
35/6
ТМ
4


Нетип.
уд.
37
ПС 35 кВ Новочеркутино
1974
35/10
ТМН
4
ТМН
4
35-5Н
уд.
38
ПС 35 кВ Паршиновка
1980
35/10
ТМН
1,6
ТМ
2,5
35-5АН
уд.
39
ПС 35 кВ Пашково
1977
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
40
ПС 35 кВ Песковатка
1973
35/10
ТМ
1,6


Нетип.
уд.
41
ПС 35 кВ Петровская
1973
35/10
ТМ
2,5
ТМ
4
35-5АН
уд.
42
ПС 35 кВ Плавица
1978
35/10
ТМ
1,6
ТМ
1,6
35-5АН
уд.
43
ПС 35 кВ Поддубровка
1980
35/10
ТМ
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
44
ПС 35 кВ Правда
1984
35/10
ТМН
4
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
45
ПС 35 кВ Пружинки
1986
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
46
ПС 35 кВ Птицефабрика
1972
35/6
ТМ
4
ТМ
4
Нетип.
уд.
47
ПС 35 кВ Ратчино
1982
35/10
ТМН
2,5
ТМ
2,5
35-5АН
уд.
48
ПС 35 кВ Речная
1981
35/10
ТМН
4
ТМН
4
Нетип.
уд.
49
ПС 35 кВ Сельхозтехника
1978
35/10
ТМ
2,5
ТМ
1,6
Нетип.
уд.
50
ПС 35 кВ Сенцово
1985
35/10
ТДНС
10
ТДНС
10
35-5АН
уд.
51
ПС 35 кВ Синдякино
1982
35/10
ТМ
2,5


Нетип.
уд.
52
ПС 35 кВ Сошки
1988
35/10
ТМН
4
ТМН
4
35-5АН
уд.
53
ПС 35 кВ Сселки
2009
35/10
ТДНС
10
ТДНС
10
35-5АН
хор.
54
ПС 35 кВ Стебаево
1987
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
55
ПС 35 кВ Таволжанка
1995
35/6
ТМН
4
ТМН
4
35-5АН
уд.
56
ПС 35 кВ Т. Чамлык
1972
35/10
ТМ
3,2
ТМ
4
Нетип.
уд.
57
ПС 35 кВ Троицкая
1974
35/10
ТМ
2,5
ТМ
4
35-4Н
уд.
58
ПС 35 кВ Трубетчино
1965
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
59
ПС 35 кВ Тюшевка
1982
35/10
ТМН
4
ТМН
4
35-5АН
уд.
60
ПС 35 кВ Федоровка
1979
35/10
ТМ
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
61
ПС 35 кВ Хлебопродукты
1990
35/10
ТМН
6,3
ТМН
6,3
35-5АН
уд.
62
ПС 35 кВ Частая Дубрава
1974
35/10
ТМ
2,5
ТМН
4
Нетип.
хор.
63
ПС 35 кВ Ярлуково
1972
35/10
ТМ
3,2
ТМН

35-4Н
уд.

Продолжение таблицы 9.3

ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций

N
Наименование
Год ввода
Напряжение
Трансформаторы
Схема
Тех. состояние
Т-1
Т-2
Тип
МВА
Тип
МВА
1
ПС 35 кВ 2-е Тербуны
1982
35/10
ТМ
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
2
ПС 35 кВ № 5
1954
35/6
ТМ
3,2
ТМН
6,3
Нетип.
уд.
3
ПС 35 кВ Авангард
1990
35/10
ТМН
4
ТМН
4
35-5АН
уд.
4
ПС 35 кВ Аврора
1981
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
5
ПС 35 кВ Афанасьево
1978
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
35-5АН
уд.
6
ПС 35 кВ Б. Боевка
1983
35/10
ТМ
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
7
ПС 35 кВ Бабарыкино
1982
35/10
ТМН
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
8
ПС 35 кВ Борки
1981
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
9
ПС 35 кВ Васильевка
1981
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
10
ПС 35 кВ Веселое
1984
35/10
ТМ
2,5


35-1
уд.
11
ПС 35 кВ Воронец
1982
35/10
ТМН
4
ТМН
4
Нетип.
уд.
12
ПС 35 кВ Восточная
1966
35/10
ТМН
10
ТДНС
16
Нетип.
уд.
13
ПС 35 кВ Гатище
1973
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
14
ПС 35 кВ Гнилуша
1973
35/10
ТМН
6,3
ТМН
6,3
Нетип.
уд.
15
ПС 35 кВ Голиково
1974
35/6
ТАМ
1,8
ТМ
1,6
35-4Н
уд.
16
ПС 35 кВ Грызлово
1973
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
35-5АН
уд.
17
ПС 35 кВ Жерновное
1994
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
18
ПС 35 кВ Задонск - сельская
1968
35/10
ТАМ
3,2
ТМН
4
Нетип.
хор.
19
ПС 35 кВ Захаровка
1984
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
20
ПС 35 кВ Казаки
1992
35/10
ТМН
4
ТМН
4
35-9
уд.
21
ПС 35 кВ Казачье
1990
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
22
ПС 35 кВ Каменка
1968
35/10
ТМ
2,5


Нетип.
уд.
23
ПС 35 кВ Кириллово
1989
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
24
ПС 35 кВ Князево
1979
35/10
ТМ
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
25
ПС 35 кВ Колесово
1999
35/10
ТМН
6,3
ТМН
6,3
35-9
уд.
26
ПС 35 кВ Красная пальна
1965
35/10
ТМН
3,2


Нетип.
уд.
27
ПС 35 кВ Красотыновка
1981
35/10
ТМН
2,5


Нетип.
уд.
28
ПС 35 кВ Ксизово
1988
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
29
ПС 35 кВ Ламская
1966
35/10
ТМ
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
30
ПС 35 кВ Лебяжье
1978
35/10
ТМ
2,5
ТМ
1,6
Нетип.
уд.
31
ПС 35 кВ Ломовец
1979
35/10
ТМ
1,6
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
32
ПС 35 кВ Озерки
1984
35/10
ТМН
2,5


Нетип.
уд.
33
ПС 35 кВ Ольшанец
1979
35/10
ТМ
2,5
ТМН
4
Нетип.
уд.
34
ПС 35 кВ Панкратовка
1973
35/10

2,5


Нетип.
уд.
35
ПС 35 кВ Плоское
1973
35/10
ТМН
4
ТМН
4
Нетип.
уд.
36
ПС 35 кВ Преображение
1982
35/10
ТМ
2,5


35-1
уд.
37
ПС 35 кВ Солидарность
1978
35/10
ТМ
4
ТМ
4
35-5АН
уд.
38
ПС 35 кВ Стегаловка
1971
35/10
ТМ
2,5
ТМР
3,2
35-4Н
уд.
39
ПС 35 кВ Талица
1969
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
40
ПС 35 кВ Тимирязево
1986
35/10
ТМН
4
ТМН
4
35-4Н
уд.
41
ПС 35 кВ Тихий Дон
1987
35/10
ТМН
4
ТМН
4
Нетип.
уд.
42
ПС 35 кВ Хитрово
1967
35/10
ТМН
6,3
ТМН
6,3
35-9
уд.
43
ПС 35 кВ Чернава
1967
35/10
ТМН
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
44
ПС 35 кВ Чернолес
1986
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
45
ПС 35 кВ Яковлево
1970
35/10
ТМ
2,5


Нетип.
уд.

Продолжение таблицы 9.3

ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций

N
Наименование
Год ввода
Напряжение
Трансформаторы
Схема
Тех. состояние
Т-1
Т-2
Тип
МВА
Тип
МВА
1
ПС 35 кВ Агроном
1968
35/10
ТМН
4
ТМ
6,3
Нетип.
уд.
2
ПС 35 кВ Барятино
1980
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
3
ПС 35 кВ Березовка
1979
35/10
ТМН
2,5


35-3
уд.
4
ПС 35 кВ Бигильдино
1983
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
5
ПС 35 кВ Большие Избищи
1980
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
35-5АН
уд.
6
ПС 35 кВ Большое Попово
1988
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
7
ПС 35 кВ Большой Верх
1978
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
8
ПС 35 кВ Ведное
1976
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
9
ПС 35 кВ Воскресеновка
1974
35/10
ТМ
1,6
ТМ
1,6
Нетип.
уд.
10
ПС 35 кВ Гагарино
1988
35/10
ТАМ
1,8
ТМ
1,8
Нетип.
уд.
11
ПС 35 кВ Головинщино
1966
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
12
ПС 35 кВ Данков - сельская
1976
35/10
ТМ
6,3
ТМН
6,3
Нетип.
уд.
13
ПС 35 кВ Долгое
1976
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
14
ПС 35 кВ Дрезгалово
1985
35/10
ТМ
1,6
ТМ
1,6
Нетип.
уд.
15
ПС 35 кВ Знаменка
1980
35/10
ТМ
2,5


Нетип.
уд.
16
ПС 35 кВ Каменная Лубна
1970
35/10
ТМ
2,5


Нетип.
уд.
17
ПС 35 кВ Колыбельская
1968
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
18
ПС 35 кВ Комплекс
2006
35/10
ТМН
4
ТМН
4
35-9
хор.
19
ПС 35 кВ Красное
1975
35/10
ТМ
4
ТМН
4
Нетип.
уд.
20
ПС 35 кВ Культура
1979
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
21
ПС 35 кВ Никольское
1984
35/10
ТМН
4


Нетип.
уд.
22
ПС 35 кВ Новополянье
1977
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
23
ПС 35 кВ Первомайская
1969
35/10
ТМ
2,5


Нетип.
уд.
24
ПС 35 кВ Пиково
1982
35/10
ТМ
2,5


Нетип.
уд.
25
ПС 35 кВ Полибино
1985
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
26
ПС 35 кВ Политово
1991
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
27
ПС 35 кВ Раненбург
1975
35/10
ТМ
1,6
ТМ
1,6
Нетип.
уд.
28
ПС 35 кВ Р. Дуброво
-
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
Нетип.

29
ПС 35 кВ Сапрыкино
1977
35/10
ТМ
1,6
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
30
ПС 35 кВ Сергиевка
1996
35/10
ТМН
2,5
ТМ
2,5
35-5АН
уд.
31
ПС 35 кВ Теплое
1992
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.
32
ПС 35 кВ Топки
1997
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
35-5АН
уд.
33
ПС 35 кВ Троекурово - совхозная
1970
35/10
ТМ
2,5
ТМ
2,5
Нетип.
уд.
34
ПС 35 кВ Хрущево
1987
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
Нетип.
уд.
35
ПС 35 кВ Яблоново
1990
35/10
ТМН
2,5
ТМН
2,5
35-5АН
уд.

<*> Текстом красного цвета выделены трансформаторы подстанций, находящиеся в неудовлетворительном и непригодном состоянии.
Текстом синего цвета выделены трансформаторы подстанций, имеющие устаревшую конструкцию.
<**> Выделением указаны года ввода подстанций, отработавших свой нормативный срок эксплуатации.

Таблица 9.4

ПС 35 кВ, находящиеся на балансе ОАО "ЛГЭК"

N
Наименование подстанции (классы напряжения)
Год ввода электроустановки в эксплуатацию
Адрес электроустановки
Установленные силовые трансформаторы
Год ввода трансформатора в эксплуатацию
1
ПС 35/10/6 кВ Город
1939
ул. Кузнечная, д. № 1 (территория КЭС ОАО "ЛГЭК")
ТДТН-16000/35/10/6
2010
(в 2010 реконструирована)
ТДТН-16000/35/10/6
2010
2
ПС 35/6 кВ Студеновская
1971
ул. Энгельса, за домом № 2
ТДНС-10000/35/6
1971
ТДНС-10000/35/6
1971
3
ПС 35/6 кВ Водозабор-2
1998
ул. Папина, территория водозабора № 2
ТМ-6300/35/6
1978
ТМ-3200/35/6
1965

Таблица 9.5

ПС 35 кВ, находящиеся на балансе других организаций

Собственник
ПС 35/6-10 кВ
Мощность трансформаторов, кВА
ОАО "Асфальтобетонный завод"
35/0,4 кВ АБЗ
Т1/630
АООТ "ЛАКТО"
35/10 кВ СОМ
Т1/1600

35 кВ Стальконструкция
Т1/4000

35 кВ Стройдеталь
Т1/1000
Т2/630
Т3/630

35 кВ Силикатный з-д
Т1/10000
Т2/10000

35 кВ Эковент
Т1/630
Т2/1000
ОАО "НЛМК"
35/6 кВ Боринский водозабор
Т1/1600
Т2/1600
ОАО "НЛМК"
35/10 кВ Пионерская
Т1/6300
Т2/6300
ОАО "Казинский пищевой комбинат"
ПС 35/6 кВ КПК
Т1/4000
Т2/4000

ПС 35 кВ Добринский сахарный з-д
Т1/1600
Т2/1600

ПС 35/10 кВ Литейная
Т1/2500
ОАО ЛОЭЗ "Гидромаш"
ПС 35/10 кВ ЛОЭЗ
Т1 4000
Т2/4000
Т3/6300
Филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.
ПС 35 кВ Грязи ж/д
Т1/3200
Т2/3200
ЗАО "Рождественский карьер"
ПС 35/10 кВ Рождество
Т1/4000
Т2/2700

ПС 35/10 кВ Сахзавод
Т1/1600
ОП "Задонск-Агротест"
35/0,4 кВ СХТ
Т/1000
ФГУ ИК-4 УФСИН РФ по Липецкой обл.
35/6 кВ ИТК
Т/4000

Таблица 9.6

Воздушные линии 35 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО
"МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

№ п/п
Наименование ВЛ
Год ввода в экспл.
Протяженность, км
Тип провода
Опоры
Изоляция
Грозозащитный трос
Примеч. (сост. ВЛ)
Металлические
Ж/бетонные
Всего, шт.
В т.ч. анкерн.
Тип изоляторов
Всего, шт.
Длина
Марка
по трассе
по цепям
к-во
тип
к-во
тип
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
ВЛ 35 кВ Липецкий участок
1
ВЛ 35 кВ № 2

10,6
10,6

11

71

83
23

1118
3,86

Удовл.
1.1
оп. 1 - 65
1979
8,30
8,30
АС-95
10
У35-1; У110-1
53
УБ35-11; ПБ35-3
65
20
ПС-70Е

2,16
ТК-50

1.2
оп. 65 - 83
1993
2,30
2,30
АС-95
1
У110-1
18
ПБ35-1В; УБ35-11
18
3
ПФ-70 ПСГ-6А

1,7
ПС-35

2
ВЛ 35 кВ № 3

7,2
7,2

3

47

51
8

622
2,7

Удовл.
2.1
оп. 1 - 16
1974
2,20
2,20
АС-95
2
У35-1
14
ПБ35-1; ПУСБ-1
16
4
ПФ-70

1,2
С-35

2.2
оп. 16 - 39
1980
3,50
3,50
АС-70
1
У35-2
21
ПБ35-В; ПУСБ
23
2
ПС-70

1,5


2.3
оп. 39 - 51
1981
1,50
1,50
АС-70

-
12
ПБ35-1В
12
2
ПС-70




3
ВЛ 35 кВ № 4

3,80
4,00

0

27

27
4

402
1,9

Удовл.
3.1
оп. 1 - 3 (по опорам ВЛ 35 кВ Птицефабрика)
1978
0,00
0,20
АС-70
-
-

-


ПС-6В




3.2
оп. 3 - 8
1994
0,70
0,70
АС-70
-
-
4
ПБ35-3; ПБ35-1В
4

ПС-70

0,7
ТК-35

3.3
оп. 8 - 14
1993
0,80
0,80
АС-70
-
-
6
ПБ35-3; ПБ35-1В; УБ35-11
6
1
ПС-70


"-"

3.4
оп. 14 - 22
1993
1,00
1,00
АС-70
-
-
8
ПБ35-1В; УБ35-11
8
1
ПС-70


"-"

3.5
оп. 22 - 30
1981
1,30
1,30
АС-70
-
-
9
ПБ35-1В; УБ35-11
9
2
ПС-70

1,2
С-50

4
ВЛ 35 кВ № 5

10,91
11,46

5

79

84
10

480
2,95

Удовл.
4.1
оп. 1 - 6 (по опорам ВЛ 35 кВ Сенцово-2)
1992
0,00
0,55
АС-70
-
-
-
-
-
-
ПС-70Д


ПС-35

4.2
оп. 6 - 9
1956
0,55
0,55
АС-70
-
-
3
ПБ35-1В
3
1
"-"

0,55
ПС-35

4.3
оп. 9 - 41
1972
4,16
4,16
АС-70
0
УАП35-3
32
ПБ35-1В; ПБ35-3
32
3
ПС-6Б


"-"

4.4
отпайка на ПС 35 кВ Частая Дубрава оп. 1 - 50
1974
6,20
6,20
АС-70
5
УАП-6; У35-1
44
УП35; ПБ35-1В
49
6
ПФ-6В
610
2,4
С-35

5
ВЛ 35 кВ № 6

4,10
6,50

9

35

44
10

575
4,1

Удовл.
5.1
оп. 1 - 14 (по опорам ВЛ 110 кВ Н. Деревня)
1972
0,00
2,40
АС-95
5
У-2
9
ПБ-110-2
14
5
ПС-70Е ПФ-6В




5.2
оп. 14 - 24
1966
1,70
1,70
АС-185
2
У5М
8
ПБ110-1
10
2
ПМ-4,5

1,7
С-50

5.3
оп. 24 - 44
1977
2,40
2,40
АС-70
2
У110-1 У35-2
18
УБ35-1; ПБ35-1; ПБ35-1В
20
3
ПФ-6В; ПС-70Е

2,4
ТК-35

6
ВЛ 35 кВ Аксай
1989
15,10
15,10
АС-95
9
У35-1 У110-2
121
УБ35-11; 2УБ35-11; ПБ35-1В
130
23
ПС-70Д
1646
3,32
ПС-35
Удовл.
7
ВЛ 35 кВ Березняговка-1

28,45
32,30

8

178

186
21

1025
2,7

Удовл.
7.1
оп. 1 - 159
1969
24,60
24,60
АС-70
3
ЦУ-11
156
АБ35-7; ПБ-33; ПБ35-1В;
159
15
ЛК70/35, ПС-70Д
432 (гирл), 107
1,5
ПС-35

7.2
отпайка оп. 1 - 27
1996
3,85
7,70
АС-70
5
У35-2
22
ПБ35-2; ПУСБ35-2
27
6
ПС-70Д
486

ТК-35

8
ВЛ 35 кВ Березняговка-2

13,10
13,71

4

104

108
5

1184
3,51

Удовл.
8.1
оп. 6 - 115
1989
13,10
13,10
АС-70
4
У35-1; УАП35-6
104
ПБ35-1В; ПБ35-3
108
5
ПС-70Д

1,35
ПС-35

8.2
оп. 1 - 6 (по опорам ВЛ 35 кВ Федоровка)
1989
0,00
0,61
АС-70
-
-
-
-
-
-
ПС-70Д

2,16


9
ВЛ 35 кВ Борино

18,80
37,60

21

87

108
31

2379
3,66

Неуд.
9.1
оп. 1 - 78
1969
14,60
29,20
АС-95
13
У2М; УС110-8
66
ПБ35-2
79
16
ПС-70

1,2
ПС-35
Неуд.
9.2
отпайка к ПС 35 кВ Водозабор оп. 1 - 4
1981
0,70
1,40
АС-95
1
У2М
3
ПБ35-3В
4
4
ПС-70

1
"-"
Неуд.
9.3
отпайка к ПС 35 кВ Троицкая оп. 1 - 23
1975
3,50
7,00
АС-70
7
У35-2; У110-2
18
ПБ35-2; УП35
25
11
ПФ-6В
750
1,46
ПС-35
Неуд.
10
ВЛ 35 кВ Борисовка-1
1979
12,80
12,80
АС-70
3
У35-1; УАП35-6
68
УБ35-1; УБ35-1В
71
21
ПС-6Б
1026
2,5
ПС-35
Удовл.
11
ВЛ 35 кВ Борисовка-2

24,85
33,20

16

114

130
40

2271
2,514

Удовл.
11.1
оп. 1 - 55 (по опорам ВЛ 35 кВ Бутырки)
1998
0,00
8,35
АС-120
-
-
-
-
-
-
ПС-70Е




11.2
оп. 55 - 169
2001
23,90
23,90
АС-120
13
У35-1; У110-1
101
УБ35-1; ПБ35-1
114
26
ПС-70Е

1,63
ТК-50

11.3
отпайка к ПС 35 кВ Карьер оп. 1 - 13, 14 - 16
2009
0,859
0,859
АС-70
1
У35-1т
9 + 4 портал
УБ35-11.1т; УБ35-1.1; ПБ35-3.1т; П-1
16
14
ПС-70Е
348
0,884
ТК-8,1

11.4
отпайка к ПС 35 кВ Карьер оп. 13 - 14
2009
0,109
0,109
АС-120
2
У110-1+9; У35-1т+5
-
-
11.5
отпайка к ПС 35 кВ Сселки
2009
0,09
0,09
АС-120
0
-
0
-
0
0
-
-
0,09
ТК-9-1

12
ВЛ 35 кВ Бочиновка
1977
3,70
3,70
АС-95
5
У35-1; П35-1
23
АУБМ-1; ПБ35-1
28
6
ПС-6А
402
3,7
ПС-35
Удовл.
13
ВЛ 35 кВ Бутырки

8,73
8,73

20

38

58
20

823
2,98

Удовл.
13.1
оп. 1 - 55
1998
8,35
8,35
АС-120
19
У35-2
37
ПБ35-4
56
19
ПС-70Е

1,5
С-50

13.2
оп. 55 - 58
2000
0,30
0,30
АС-120
1
У35-1
1
ПБ35-1
2
1
ПС-70Е

1,4
ПС-35

13.3
отпайка к ПС 35 кВ Сселки
2009
0,08
0,08
АС-120
0
-
0
-
0
0
-
-
0,08
ТК-9-1

14
ВЛ 35 кВ Введенка оп. 1 - 53
1971
6,90
6,90
АС-70
11
У1М; У35-1
42
ПБ35-3; ПВ-1
53
11
ПМ-4,5 ПС-70Д
670
3,38
ПС-35
Удовл.
15
ВЛ 35 кВ Вешаловка
1978
9,50
9,50
АС-70
3
У35-2
91
А35-4Б; ПБ35-1В
94
20
ПС-6А
1050
3,2
ПС-35
Удовл.
16
ВЛ 35 кВ Водозабор

4,32
4,32

12

20

32
12

549
3,52

Удовл.
16.1
оп. 1 - 6
1989, 2009
0,62
0,62
АС-120
4
У35-2
2
УБ35-11; ПБ35-2
6
5
ПС-70Д

0,62
ТК-50

16.2
оп. 6 - 9
1968
0,48
0,48
АС-120
5
П110-1; У1М
6
УБ35-11; ПБ35-18
11
4
ПС-70Д

1
ТК-35

оп. 9 - 18
1968
1,32
1,32
АС-70

16.3
оп. 18 - 32
1989
1,90
1,90
АС-120
3
У35-2
12
ПБ35-2
15
3
ПС-70Д

1,9
ПС-35

17
ВЛ 35 кВ Вперед

24,73
24,73

9

75

84
13

1040
3,06

Удовл.
17.1
оп. 1 - 54
1991
6,50
6,50
АС-70
3
У35-1; УАП35-3
50
ПБ35-1В; ПБ35-3
53
3
ПФ-70

1,92
ПС-35

17.2
оп. 54 - 81
1984
3,40
3,40
АС-70
6
У35-2
22
ПБ35-2
28
8
ПФ-70

1,14
"-"

17.3
оп. 1 - 80 (отпайка к ПС 35 кВ Хворостянка)

14,83
14,83
АС-95
-
-
3
УБ35-1
3
2
ПФ-70




18
ВЛ 35 кВ Грязи - Городская

7,71
13,21

12

38

50
24

1635
4,9

Удовл.
18.1
оп. 1 - 28
1965
5,50
11,00
АС-95
10
УА2М
18
ПБ35-2
28
10
ПС-70

0,4
ПС-35 ТК-35
Неуд.
18.2
от ПС 35 кВ Гидрооборудование - левая оп. 1 - 11
2000
1,20
1,20
АС-95
1
У35-2; У110-1
6
УБ35-1; ПБ35-1; ПБ110-2
7
4
ПС-70Е


ТК-35

18.3
от ПС 35 кВ Гидрооборудование - правая оп. 1 - 15
2000
1,01
1,01
АС-95
1
У35-1
14
УБ35-1; ПБ35-1
15
10
ПС-70Е


"-"

19
отпайка от ВЛ 35 кВ Сухоботье - правая к ПС 35 кВ Грязное
1976
5,60
5,60
АС-95
3
У35-1; УСБ35-1в
37
ПБ35-1; ПБ35-1В
40
6
ПС-70Д, ПФ-70Д
510
1,2
ПС-35
Удовл.
20
ВЛ 35 кВ Демшинка
1991
14,00
14,00
АС-95
7
У35-1; У35-2
115
ПБ35-2; ПБ35-1В; УБ35-11
122
15
ПС-70Д
1378
3,7
ПС-35
Удовл.
21
ВЛ 35 кВ Дмитриевка

7,40
9,90

3

66

69
11

1260
1,8

Удовл.
21.1
оп. 1 - 70
1980
7,40
7,40
АС-70
3
У35-2; УАП35-3
66
ПБ35-3; ПБ35-1В
69
11
ПС-6Б

1,8
ПС-35

21.2
оп. 70 - 87 (по опорам ВЛ 35 кВ К. Байгора)
1976
0,00
2,50
АС-70
-
-
-
-
-
-
ПС-6Б




22
ВЛ 35 кВ Дмитряшевка

13,20
14,02

8

100

108
18




Удовл.
22.1
оп. 1 - 13
1980, 1970
2,10
2,10
АС-70
4
У35-2т+5; У35-1т; У2М
8
ПБ35-1
12
4
ПС6-Б


ПС-35

22.2
оп. 13 - 15 (по опорам ВЛ 35 кВ Хлевное)
1970
0,00
0,82
АС-150
1
-
-
-
1
1
ПС-12




22.3
оп. 15 - 107
1977, 1982
10,75
10,75
АС-70
1
У1М; У35-1т
90
УА35-4б; УБ35-1; ПУСБ35-1; ПБ35-1в
91
11
ПС6-Б


ПС-35

22.4
оп. 107 - 110
1989, 1977
0,35
0,35
АС-70
2
У35-2т
2
ПБ35-2
4
2
ПС6-Б


ПС-35

23
ВЛ 35 кВ Ивановка
1978
8,00
8,00
АС-70
0
-
62
УБ35-1 ПП35-4Б П35-4Б
62
10
ПФ-6Б
741
3,8
ПС-35
Удовл.
24
ВЛ 35 кВ Казинка-1

4,02
4,02

9

17

26
12

358
4,02

Удовл.
24.1
оп. 1 - 7
1982
0,90
0,90
АС-70
2
У35-2
5
ПБ35-2
7
2
ПС-70

0,9
С-35

24.2
оп. 7 - 26
1973, 2008
3,12
3,12
АС-120
7
У35-2+5; У35-1; У5М
12
ПБ35-1; ПБ35-2; УБ35-1
19
10
ПФ-6А ПС-70

3,12
"-"

25
ВЛ 35 кВ Казинка-2

8,00
9,40

2

30

39
10

607
1,08

Удовл.
25.1
оп. 1 - 45 (оп. 1 - 5 по опорам ВЛ 35 кВ Казинка-1 дл. = 0,9 км)
1974
8,00
8,90
АС-120
5
У35-1
34
УБ35-1; У35-2; У35-1; ПБ35-1; ПБ35-2
39
10
ПФ-6Б

1
С-35

25.2
оп. 45 - 48 (оп. 1 - 4 по опорам ВЛ 35 кВ Таволжанка)
1994
0,00
0,50
АС-120
-
-
-
-
-
-
ПС-70Д

0,8


26
ВЛ 35 кВ Каликино-1
1971
16,00
16,00
АС-95
7
У35-1 У35-2
60
ПБ35-1 АБ35-3
67
13
ПС-70
774
3
С-35
Удовл.
27
ВЛ 35 кВ Каликино-2

9,60
9,80

4

36

40
8

510
1,4

Удовл.
27.1
оп. 1 - 40 (оп. 1 - 3 по опорам ВЛ 35 кВ кВ Каликино-1)
1971
9,40
9,60
АС-95
0
-
36
ПБ35-1; ПУСБ35-1
36
4
ПМ-4,5 ПС-70


ПС-35

27.2
оп. 40 - 43
1982
0,20
0,20
АС-95
4
У35-2; УАП35-3
0
ПБ35-1
4
4
ПМ-4,5 ПС-70


ТК-35

28
ВЛ 35 кВ Княжья Байгора

18,10
18,10

13

83

96
17

1089
1,9

Удовл.
28.1
оп. 1 - 54
1976
10,60
10,60
АС-70
7
УАП35-6; У35-1
47
ПБ35-1В
54
11
ПС-70

0,2
ПС-35

28.2
оп. 54 - 78
1981
5,00
5,00
АС-70
2
УАП35-6; У35-1
22
ПБ35-1В
24
2
ПС-70

0,5
"-"

28.3
оп. 78 - 96
1976
2,50
2,50
АС-70
4
У35-2
14
ПБ35-2
18
4
ПС-70

1,7
"-"

29
ВЛ 35 кВ К. Колодезь

8,90
8,90

7

50

57
12

778
2,7

Удовл.
29.1
оп. 1 - 50
1982
8,20
8,20
АС-95
4
У35-1; У35-1+5
45
УБ35-1; ПБ35-1
49
9
ПС-70Д

1,5
ПС-35

29.2
оп. 50 - 57
1982
0,70
0,70
АС-95
3
У35-2т
5
ПБ35-2
8
3
ПС-70Д

1,2
ПС-35

30
ВЛ 35 кВ КПК

2,50
2,50

8

8

16
8

264
2,5

Удовл.
30.1
оп. 1 - 8
1973
1,28
1,28
АС-70
4
УАП35-1; У35-2
3
ПБ35-1В; ПБ35-3
7
4
ПФ-6В

1,28
С-35

30.2
оп. 8 - 16 (совместно с ВЛ 35 кВ Песковатка)
1996
1,22
1,22
АС-120
4
У35-2
5
ПБ110-6
9
4
ПС-70Д

1,22
ПС-50

31
ВЛ 35 кВ Красная Дубрава

9,12
9,12

8

79

87
18

1091
3

Удовл.
31.1
оп. 1 - 17
1967
3,20
3,20
АС-95
5
У5М
12
ПБ35-1В
17
6
ПМ-4,5

1,5
ПС-35

31.2
оп. 17 - 68
1976
4,70
4,70
АС-70
2
УАП35-6; У5М
49
ПБ35-1В
51
4
ПМ-4,5


"-"

31.3
оп. 68 - 69
1983
0,20
0,20
АС-70
1
У35-2
-
-
1
1
ПМ-4,5

1,5
"-"

31.4
от ПС 35 кВ Гидрооборудование оп. 1 - 18
2000
1,02
1,02
АС-95, АС-120
-
-
18
ПБ35-1; УБ35-1
18
7
ПС-70Д


ТК-35

32
ВЛ 35 кВ Куликово-1
1996
17,70
17,70
АС-70
5
У35-1
136
УБ35-11; ПБ35-3; ПБ35-1В
141
19
ПС-70
1647
2,84
ТК-35
Удовл.
33
ВЛ 35 кВ Куликово-2
1995
12,30
12,30
АС-70
5
У35-1; У35-2
109
УБ35-11; ПБ35-3; ПБ35-1В
114
18
ПС-70Д
1412
2,8
ПС-35
Удовл.
34
ВЛ 35 кВ Курино

4,40
11,39

1

35

36
6

634


Удовл.
34.1
оп. 1 - 10 (по опорам ВЛ 35 кВ Синдякино)
1982
0,00
1,34
АС-70
-
-
-
-
-
-
ПС-70Д

-
ПС-35

34.2
оп. 10 - 47
1982
4,40
4,40
АС-70
1
У35-1
35
УБ35-1; ПБ35-3; ПБ35-1В
36
6
ПС-70Д




34.3
оп. 47 - 85 (по опорам ВЛ 35 кВ Манино)
1986
0,00
5,65
АС-70
-
-
-
-
-
-
ПС-70Д

-
ПС-35

35
ВЛ 35 кВ Лебедянка-1

13,55
15,95

0

98

98
5

1251
1,1

Удовл.
35.1
оп. 18 - 55
1982
5,20
5,20
АС-95
-
-
37
ПБ35-3; ПБ35-1В
37
-
ПС-70Д


С-50

35.2
оп. 55 - 116
1984
8,35
8,35
АС-95
-
-
61
УБ35-1; ПБ35-1В
61
5
ПС-70Д


"-"

35.3
оп. 1 - 18 (по опорам ВЛ 35 кВ Пашково-2)
1982
0,00
2,40
АС-95
-
-
-
-
-
-
ПФ-70




36
ВЛ 35 кВ Лебедянка-2
1976
24,20
24,20
АС-70
0
-
140
УБ35-1; ПБ35-1; ПБ35-1В
140
10
ПС-6Б

2,63
ПС-35
Удовл.
37
ВЛ 35 кВ Лозовка

16,23
17,50

12

68

80
12

966
2,4

Удовл.
37.1
оп. 1 - 81
1971
16,23
16,23
АС-95
12
У60Б-3а; У35-1
68
ПБ35-3; ПБ-33
80
12
ПС-6А


С-35

37.2
оп. 82 - 92 (по опорам ВЛ 35 кВ Дубовое)
1983
0,00
1,27
АС-95
-
-
-
-
-
-
-


ПС-35

38
ВЛ 35 кВ ЛОЭЗ

3,40
3,40

4

26

30
8

429
3,4

Удовл.
38.1
оп. 1 - 20
1966
3,40
3,40
АС-70
2
ПМ-2; У1М
17
АУБМ-1; ПБ33
19
5
ПМ-4,5

2
ПС-50
Неуд.
38.2
оп. 20 - 31 (ТО ЛОЭЗ)
1974
1,80
1,80
АС-95
2
У35-1; У35-2
9
ПБ35-1; ПУСБ35-1
11
3
ПФ-70

1,4
ПС-35

39
ВЛ 35 кВ Манино

24,15
24,15

18

182

200
31

2711
3,2

Удовл.
39.1
оп. 1 - 162
1985
18,50
18,50
АС-70
13
У35-1; УАП35-6
148
ПБ35-1В; УБ35-1
161
26
ПС-70Д

0,9
ПС-35

39.2
оп. 162-200
1986
5,65
5,65
АС-70
5
У35-2
34
ПБ35-2
39
5
ПС-70Д

2,3
"-"

40
ВЛ 35 кВ Матыра-1
1972
8,40
8,40
АС-120
25
П110-1; У35-1
36
ПБ35-2; ПБ35-1
61
22
ПС-6А
1089
2,7
С-35 ПС-35
Удовл.
41
ВЛ 35 кВ Матыра-2

3,08
3,98

7

13

20
7

389
1,3

Удовл.
41.1
оп. 1 - 20
1973
3,08
3,08
АС-120
7
У35-1; У5М
13
ПБ35-1
20
7
ПФ-6А ПС-70

1,3
С-35

41.2
оп. 20 - 27 (по опорам ВЛ 35 кВ Казинка-1)
1982
0,00
0,90
АС-70
-
-
-
-
-
-
ПФ-6А ПС-70




42
ВЛ 35 кВ Московка

7,90
7,90

8

54

62
17

834
2,66

Удовл.
42.1
оп. 1 - 59
1980
7,40
7,40
АС-95
6
У35-2; У35-1; УАП35-3
52
ПБ35-1В; ПБ35-3
58
15
ПС-6Б

1,26
ПС-35

42.2
оп. 59 - 62
1988
0,50
0,50
АС-95
2
У35-2
2
ПБ35-2
4
2
ПС-70Д

1,4
"-"

43
ВЛ 35 кВ Мясокомбинат

3,80
7,60

10

18

28
10

968
3,8

Удовл.
43.1
оп. 1 - 21
1975
3,00
6,00
АС-95
7
У35-2
14
ПБ35-2
21
7
ПС-6А

3
С-35

43.2
отпайка к ПС 35 кВ Хлебопродукты оп. 1 - 7
1990
0,80
1,60
АС-120
3
У35-2
4
ПБ35-2
7
3
ПС-70Д

0,8
ПС-35

44
ВЛ 35 кВ Ново-Николаевка
1973
3,47
3,47
АС-120
9
У1М
10
ПБ-33
19
9
ПС-70
340
3,1
С-35
Удовл.
45
ВЛ 35 кВ Ново-Черкутино
1974
11,85
11,85
АС-50
5
УАП35-3; УАП35-6
85
ПБ35-1; ПБ35-1В; УП35
90
8
ПФ-6Б
1070
3,1
С-35
Удовл.
46
ВЛ 35 кВ Паршиновка-1

18,40
18,40

14

117

131
15

1575
2,3

Удовл.
46.1
оп. 1 - 71
1980
8,40
8,40
АС-70
6
У35-1; УАП35-5
63
УБ35-1; ПБ35-1В
69
6
ПФ-70В

1,3
ПС-35

46.2
оп. 71 - 132
1980
10,00
10,00
АС-70
8
У35-2
54
ПБ35-2
62
9
ПФ-70В

1
"-"

47
ВЛ 35 кВ Паршиновка-2

18,19
18,19

2

75

77
13

1605
1,1

Удовл.
47.1
оп. 1 - 77
1984
8,19
8,19
АС-70
2
У35-2; УАП35-3
75
УБ35-1; ПБ35-1В
77
10
ПФ-6В

1,1
ПС-35

47.2
оп. 77 - 138 (совместно с ВЛ 35 кВ Паршиновка-1 соп. 72)
1980
10,00
10,00
АС-70
-
-
-
-
-
-
ПФ-6В




48
ВЛ 35 кВ Пашково-1
1977
19,60
19,60
АС-95
2
У35-1; У35-2
161
ПБ35-1; ПБ35-3В; УБ35-1; УБ35-3В
163
19
ПС-6А
1778
2,28
ПС-35
Удовл.
49
ВЛ 35 кВ Пашково-2

15,80
15,80

4

129

133
11

1089
3,9

Удовл.
49.1
оп. 1 - 18 (совместно с ВЛ 35 кВ Лебедянка-1)
1977
2,40
2,40
АС-95
2
У35-1
16
УБ35-1; ПБ35-1В
18
2
ПС-6Б, ПС-70

2,4
ПС-35

49.2
оп. 18 - 133
1982
13,40
13,40
АС-95
2
У35-2
113
ПБ35-2; ПБ35-1; ПБ35-1В
115
9
ПС-70

1,5
С-50

50
ВЛ 35 кВ Песковатка

14,50
16,94

13

89

102
15

1341
3,55

Удовл.
50.1
оп. 1 - 9 (по опорам ВЛ 35 кВ КПК соп. 8 - 16)
1996
0,00
1,22
АС-120
-
-
-
-
-
-
ПС-70Д




50.2
оп. 9 - 86
1973
10,80
12,02
АС-70
10
У35-1; УАП35-6; УАП35-5; УАП35-4
67
ПБ35-3; ПБ35-1В; АБ35-3; ПУСБ35-1
77
12
ПФ-6В

1,5
С-35

50.3
отпайка к ПС 35 кВ Вперед оп. 1 - 25
1973
3,70
3,70
АС-70
3
У35-1; УАП35-3
22
ПБ35-3; ПБ35-1В
25
3
ПФ-6В

2,05
"-"

51
ВЛ 35 кВ Петровская-1

18,30
18,30

4

123

127
18

1497
3,2

Удовл.
51.1
оп. 1 - 5
1979
0,80
0,80
АС-70
2
У35-2
3
АУБМ35
5
3
ПМ-4,5

1,7
С-35

51.2
оп. 5 - 128
1968
17,50
17,50
АС-70
2
У5М
120
ПБ35-1; ПБ-33
122
15
ПМ-4,5

1,5
"-"

52
ВЛ 35 кВ Петровская-2
1980
23,680
23,680
АС-70
11
У35-1; УАП-3; УАП35-6
186
ПБ35-1; УБ35-1; ПБ35-1В
197
24
ПС-60Д
2206
3,25
ПС-35
Удовл.
53
ВЛ 35 кВ Поддубровка

9,10
10,40

0

63

63
9

798
1,1

Удовл.
53.1
оп. 59 - 62 (по опорам ВЛ 35 кВ Московка)
1988
0,00
0,50
АС-95
-
-
-
-
-
-
ПС-70Д




53.2
оп. 5 - 67
1980
8,80
8,80
АС-95
-
-
55
УБ35-1; ПБ35-1В; ПБ35-3
55
8
ПФ-70

0,95
ПС-35

53.3
оп. 59 - 67
1986
0,30
0,30
АС-95
-
-
8
ПБ35-1В
8
1
ПФ-70


"-"

53.4
оп. 67 - 72 (по опорам ВЛ 35 кВ Манино)
1986
0,00
0,80
АС-95
-
-
-
-
-
-
ПС-70

1,1


54
ВЛ 35 кВ Полевая

4,87
6,770

4

36

40
8

816
2,5

Удовл.
54.1
оп. 1 - 40
1968
4,87
4,870
АС-70
4
П110-4М; У35-1
36
ПБ35-1В
40
9
ПМ-4,5

2,5
ПС-35
Неуд.
54.2
оп. 40 - 54 (по опорам ВЛ 35 кВ Водозабор оп. 18 - 32)
1991
0,00
1,900
АС-120
-
-
-
-
-
-
ПС-70




55
ВЛ 35 кВ Правда

12,40
15,80

4

97

104
10

1614
1,22

Удовл.
55.1
оп. 1 - 28 (по опорам ВЛ 35 кВ Вперед)
1984
0,00
3,40
АС-70
-
-
-
-
-
-
ПФ-70




55.2
оп. 28 - 132
1984
12,40
12,40
АС-70
4
У35-1; УАП35-3
97
УБ35-1; ПБ35-3; ПБ35-1В
104
10
ПФ-70

1,22
ПС-35

56
ВЛ 35 кВ Пружинки-1 оп. 1 - 94
1985
10,70
10,70
АС-70
10
УАП35-3; УАП35-6; У35-1; У35-2
83
ПБ35-1В; ПБ35-3; УБ35-1
93
17
ПС-70Д
1220
3
ПС-35
Удовл.
57
ВЛ 35 кВ Пружинки-2

10,78
10,78

8

84

92
12

1185
2,57

Удовл.
57.1
оп. 1 - 29
1986
4,02
4,02
АС-70
4
У35-2
25
ПБ35-2
29
4
ПС-70Д

1,35
ПС-35

57.2
оп. 29 - 93
1986
6,76
6,76
АС-70
4
У35-1
59
ПБ35-1В; ПБ35-3; ПЖТ35-2; УБ35-1
63
8
ПС-70Д

1,22
"-"

58
ВЛ 35 кВ Птицефабрика

4,60
4,60

3

45

48
3

561
4,6

Удовл.
58.1
оп. 1 - 2
1999
0,11
0,11
АС-95
-
-
1
ПБ35-1В
1
-
ПС-70

0,11
ТК-35

58.2
оп. 2 - 44
1972
4,03
4,03
АС-95
-
-
42
АУБМ; ПБ-22
42
5
ПМ-4,5

4,03
"-"

58.3
оп. 44 - 46
1999
0,26
0,26
АС-95
1
У35-2
1
ПУСБ35-1
2
1
ПС-70

0,26
"-"

58.4
оп. 46 - 48
1978
0,20
0,20
АС-70
2
У35-2
1
ПБ35-2
3
2
ПС-6В

0,2
ПС-35

59
ВЛ 35 кВ Ратчино

8,90
9,10

1

35

36
5

477
0,9

Удовл.
59.1
оп. 1 - 2 (по опорам ВЛ 35 кВ Каликино-2)
1982
0,00
0,20
АС-95
-
-
-
-
-
-
ПСГ-70


ПС-35

59.2
оп. 2 - 38
1971
8,90
8,90
АС-95
1
У1М
35
ПБ35-1; ПУБ35-1
36
8
ПМ-4,5

0,9
С-35

60
ВЛ 35 кВ Речная

10,80
11,72

3

57

60
3

738
0,94

Удовл.
60.1
оп. 1 - 7 (по опорам ВЛ 35 кВ Хлевное)
1982
0,00
0,92
АС-70
-
-
-
-
-
-
ПС-6В


С-35

60.2
оп. 7 - 67
1970
10,80
10,80
АС-50
3
У35-1; У35-2
57
АБ35-7; ПУБ35-3; ПБ35-1В
60
3
ПС-70Д


ПС-35

61
ВЛ 35 кВ Сахзавод
1978
10,60
21,20
АС-70
16
У35-2
57
ПБ35-2
73
15
ПС-6А
1816
10,6
ПС-35
Удовл.
61.1
отпайка от ВЛ 35 кВ Сахзавод - правая к ПС 35 кВ Плавица оп. 1 - 50
1978
5,90
5,90
АС-70
3
УАП35-2; У35-1
47
УБ35-1; ПБ35-1В
50
6
ПС-6В
560
1,3
ПС-35

62
ВЛ 35 кВ Сельхозтехника
1978
3,45
3,45
АС-50
2
У35-1
31
ПБ35-1В; ПБ35-1; УБ35-1; АУБМ-5
33
5
ПФ-6Б
430
3,45
ТК-35
Удовл.
63
ВЛ 35 кВ Сенцово-1
1979
5,30
5,30
АС-70
3
УАП35-3
42
УБ35-1; ПБ35-3; ПБ35-1В
45
9
ПС-70
540
5,3
ПС-35
Удовл.
64
ВЛ 35 кВ Сенцово-2

11,70
11,70

12

102

114
21

1805
4,534

Удовл.
64.1
оп. 1 - 6
1992
0,55
0,55
АС-70
2
У35-2
4
ПБ35-4
6
2
ПС-70Д

1,534
ПС-35

64.2
оп. 6 - 114
1992
11,15
11,15
АСУ-70
10
У35-2; У110-2; УАП35-3
98
УБ35-11; ПБ35-3В; ПБ35-3
108
19
"-"

3
ПС-35

65
ВЛ 35 кВ Синдякино

12,76
12,76

7

88

95
14

1323
2,45

Удовл.
65.1
оп. 1 - 8 (по опорам ВЛ 35 кВ К. Колодезь)
1982
0,00
0,70
АС-95
-
-
-
-
-
-
ПС-70Д

1,113
ПС-35

65.2
оп. 8 - 25
1982
2,155
2,155
АС-70
0
У35-1
79
УБ35-1; ПБ35-В; ПБ35-3; ПБ35-3,1
79
7
ПС-70Д


ПС-35

65.3
оп. 25 - 30
2009
0,637
0,637
АС-70 АС-120
4
У35-1; У35-1+5
2
У35-1; У35-1+5; ПБ35-3,1
6
4
ПС-70Д


ПС-35

65.4
оп. 30 - 94
1982
7,927
7,927
АС-70




65.5
оп. 94 - 103
1982
1,34
1,34
АС-70
3
У35-2т
7
ПБ35-2т
10
3
ПС-70Д

1,338
ПС-35

66
ВЛ 35 кВ Сокол
1964
4,74
9,48
АС-95
28
2АТ; 2УТ; 2ТП
0
-
28
16
ПС-70Е
1040
4,74
ПС-35 ТК-35
Удовл.
67
ВЛ 35 кВ Сошки
1986
10,89
21,78
АС-95
17
У35-2
69
ПБ35-4; П110-6; ПЖТ35-Я
86
17
ПС-70Д
2340
4,1
ПС-35
Удовл.
68
ВЛ 35 кВ Стебаево-1

8,00
19,40

8

41

49
14

1653
1,04

Удовл.
68.1
оп. 1 - 49
1987
8,00
8,00
АС-95
8
У110-2; УАП356; У35-1
41
ПБ35-В; ПБ35-1; УБ35-1
49
13
ПС-70Д

1,04
ПС-35

68.2
оп. 49 - 122 (по опорам ВЛ 35 кВ Стебаево-2)
1987
0,00
11,40
АС-95
-
-
-
-
-
-
ПС-70




69
ВЛ 35 кВ Стебаево-2

18,50
18,50

13

96

109
17

1431
3,49

Удовл.
69.1
оп. 1 - 38
1987
7,10
7,10
АС-95
7
У35-1
31
ПБ35-1В; УБ35-1
38
9
ПС-70Д

2,24
ПС-35

69.2
оп. 38 - 109
1987
11,40
11,40
АС-95
6
У35-2; У110-2
65
ПБ35-2
71
8
ПС-70Д

1,25
"-"

70
ВЛ 35 кВ Таволжанка

1,20
1,20

6

4

10
6

156
1,2

Удовл.
70.1
оп. 1 - 4
1994
0,50
0,50
АС-120
4
У35-2
-
-
4
4
ПС-70Д


ТК-35

70.2
оп. 4 - 10
1974
0,70
0,70
АС-120
2
УМ-1
4
ПБ35-1
6
2
ПФ-6Б


С-35

71
ВЛ 35 кВ Талицкий Чамлык
1972
15,10
15,10
АС-70
7
У35-2
92
ПВ-2; ПВ-2т; ПУБ35-1
99
9
ПФ6-15
1090
2,8
С-35 С-50
Удовл.
72
ВЛ 35 кВ Трубетчино

21,10
21,10

13

137

150
13

1690
3,2

Удовл.
72.1
оп. 1 - 42
1969
5,40
5,40
АС-70
5
УТМ
37
ПВ-1
42
5
ПМ-4,5

1,8
С-35

72.2
оп. 42 - 150
1971
15,70
15,70
АС-50
8
У11
100
ПБ35-1В
108
8
ПС-70

1,4
ТК-35

73
ВЛ 35 кВ Усмань - Тяговая
1967
3,18
3,18
АС-185
2
У5М
15
ПБ-33; АУБМ-60
17
7
ПМ-4,5
385
3,18
С-50
Удовл.
74
ВЛ 35 кВ Федоровка

17,50
17,50

13

139

152
27

1692
5,15

Удовл.
74.1
оп. 1 - 146
1979
16,89
16,89
АС-70
11
У35-1; УАП35-5
135
УБ35-1; ПБ35-3В
146
25
ПС-6А

2,54
ПС-35

74.2
оп. 146 - 152
1979
0,61
0,61
АС-70
2
У35-2
4
ПБ35-2
6
2
"-"

2,61
"-"

75
ВЛ 35 кВ Хлевное

6,66
6,67

12

31

42
17

675
3,7

Удовл.
75.1
ПС 110 кВ Хлевное - оп. 1
1982
0,015
0,03
АС-70
1
У35-2+5
-
-
1
1
ПС-6А


ПС-35

75.2
оп. 1 - 16
1982
2,00
2,00
АС-70
1
У35-2т
14
УБ35-1; ПБ35-3в
14
2
"-"


"-"

75.3
оп. 16 - 18 (совместно с ВЛ 35 кВ Дмитряшевка)
1970
0,82
0,82
АС-150
3
У1мн; У35-2; ЦП28+3
-
-
3
3
ПС-12


"-"

75.4
оп. 18 - 36
1970
2,90
2,90
АС-50
4
У35-1
13
ПБ35-15; АБ35-3
17
8
ПС-6В


С-35

75.5
оп. 36 - 42 (совместно с ВЛ 35 кВ Речная)
1982
0,92
0,92
АС-70
3
У35-2
4
ПБ35-2
7
3
ПС-6В


С-35

76
ВЛ 35 кВ Ярлуково-1

15,69
19,73

13

91

104
22

1724
3,2

Удовл.
76.1
оп. 1 - 62
1972
11,65
11,65
АС-70
8
У35-1; У35-2
54
ПБ35-1; ПУСБ
62
13
ПС-70Д

2,1
С-35

76.2
отпайка к ПС 35 кВ Малей оп. 1 - 42
1993
4,04
8,08
АС-70
5
У35-2
37
ПБ35-2; 2ПУСБ35-1; 2УБ35-2
42
9
ПС-70Е

1,1
"-"

77
ВЛ 35 кВ Ярлуково-2

6,10
6,10

9

24

33
11

470
3,6

Удовл.
77.1
оп. 1 - 30
1972
6,00
6,00
АС-70
7
У35-1; У35-2; ПМ-1
22
ПБ35-1; ПУСБ35-1
29
8
ПФ-6Б

3,5
С-35

77.2
отпайка к ПС 35 кВ Дружба оп. 1 - 4
1972
0,10
0,10
АС-70
2
У35-1
2
ПБ35-1В
4
3
ПФ-6Б

0,1
ПС-35

78
ВЛ 35 кВ Тюшевка
1984
11,47
22,94
АС-95
13

83

96
18



ПС-35
Удовл.
78.1
оп. 1 - 21
1984
2,01
4,02
АС-95
5
У35-2
16
ПБ35-4, УБ-110
21
8


2,55
ПС-35

78.2
оп. 21 - 28
1984
0,95
1,89
АС-95
1
У35-2
6
ПБ35-4
7
1



78.3

1984
8,10
16,20
АС-95
5
У35-2
60
ПБ35-4, УБ-110
65
7


1,98
ПС-35

78.4
оп. 95 - 98
1984
0,41
0,83
АС-95
2
У35-2
1
ПБ35-4
2
2




ИТОГО по ВЛ 35 кВ Липецкого района

878,73
1 002,6

626

5 533

6 170
1 082

80 757
228,8


ВЛ 35 кВ Лебедянские сети
79
ВЛ 35 кВ Б. Попово

14,60
14,60

16

87

103
17

1220
2,06

Хор.
79.1
оп. 79 до ПС 35 кВ Б. Попово
1980
3,27
3,27
АС-95/16
10
У35-2+5; У35-2; У-35-2т
15
ПБ 35-2; ПБ 35-2т
25
11
ПС-60Д; ПС-6Б
375
0,76
С-35

79.2
ПС 110 кВ Лебедянь до оп. 79
1975
11,33
11,33
АС-95/16
6
У35-1; У35-1т+5; У35-1+5
72
ПУСБ 35-1; ПБ 35-1т; ПБ 35-1
78
6
ПС-60Д
845
1,3
С-35

80
ВЛ 35 кВ Рождество

15,29
18,56

7

75

82
19

1406
3,93

Хор.
80.1
оп. 24 до ПС 35 кВ Рождество
1975
12,89
12,89
АС-95
3
У35-1; У35-1т
58
ПБ35-1В, УБ-35-1т; УБ-35-1
61
11
ПС-60Д, ПМ-4,5
774
1,53
ПС-35

80.2
ПС 35 кВ Б. Попово до оп. 24 (оп. 1 - 7 и оп. 10 - 24 внесены в ВЛ 35 кВ Б. Попово)
1980
0,00
3,27
АС-95


2
УБ 35-1
2
2
ПС-60Д
404



80.3
отпайка к ПС 35 кВ Сах. Завод
1975
2,40
2,40
АС-50
4
У35-1т+5
15
УБ-35-1; ПБ-35-1-в
19
6
ПМ-4,5
228
2,4
С-35
Неуд.
81
ВЛ 35 кВ Рождество-1

12,30
12,30

8

98

106
13

1210
3,40

Хор.
81.1
оп. 90 до ПС 35 кВ Яблонево
1990
1,6
1,60
АС-70/11
2
У35-2т+5; У 35-2т
15
ПБ 35-2т
17
2
ПС-70Д
190
1,6
ПС-35

81.2
ПС 35 кВ Рождество до оп. 90
1990
10,70
10,70
АС-70/11
6
У35-1+5; У 35-1
83
УБ-35-1т; ПБ35-1т; ПБ35-1; ПБ35-1в
89
11
ПС-70Д
1020
1,8
ПС-35

82
ВЛ 35 кВ Яблонево

10,71
12,80

5

105

110
16

1505
1,60

Хор.
82.1
оп. 17 до ПС 35 кВ Красное, оп. 124 - 128 внесены в ВЛ 35 кВ Дрезгалово-1
1990
10,71
11,20
АС-70/11
5
У35-1+5, УАП35-4, У35-1т
105
ПБ35-1в, ПБ35-2в, УБ35-11
110
16
ПС-70Д, ПС65/26
1310
1,6
ПС-35

82.2
ПС 35 кВ Яблоново до оп. 17, опоры внесены в ВЛ 35 кВ Рождество-1
1990
0,00
1,60
АС-70/11






ПС-70Д
195

ПС-35

83
ВЛ 35 кВ Дрезгалово-1

22,80
22,80

24

190

214
40

2785
1,99

Удовл.
83.1
оп. 204 до ПС 35 кВ Дрезгалово
1976
0,98
0,98
АС-70/11
2
У 35-2т
8
ПБ 35-2т
10
2
ПС-6Б
148
0,98
ПС-35

83.2
оп. 69 до оп. 75
1976
0,40
0,40
АС-70/11
1
У35-2 т+5
5
УБ35-1.; ПБ 35-2т
6
2
ПС-6Б
57



83.3
оп. 75 до оп. 204
1976
14,73
14,73
АС-70/11
6
У35-1+5; У35-2+5; У35-1
122
УБ35-1; ПБ35-1; УААГ-35
128
23
ПС-6Б
1605



83.4
ПС 110 кВ Россия до оп. 69
1985
6,69
6,69
АС-70/11
15
У35-2т; У35-2; У35-2+5; УАП35-5
55
УБ35-2т; ПБ35-2; ПБ35-4Б
70
13
ПС-6Б
975
1,01
ПС-35

84
ВЛ 35 кВ Дубрава

7,10
7,10

12

55

67
16

978
2,9

Удовл.
84.1
ПС 110 кВ Россия до ПС 35 кВ Дубрава: оп. 1 внесена в ВЛ 35 кВ Сапрыкино
1985
7,10
7,10
АС-95/16
12
У35-1т, У35-2т+5, У35-1т+5, УАП35-6, УС35-3
55
ПБ35-3, ПБ35-1в, УБ35-1; УБ35-1т
67
16
ПС-70Д
978
2,9
ПС-35

85
ВЛ 35 кВ Дрезгалово-2

7,52
8,50

4

74

78
14

1121
1,20

Удовл.
85.1
оп. 10 до ПС 35 кВ Талица
1977
7,52
7,52
АС-70/11
4
У35-1т, У35-1+5
74
УААг-35; ПБ 35-3; ПБ 35-3т; УБ 35-1т; ПБ 35-1в; ПБ 35-1т
78
14
ПС-6Б
989
1,2
ПС-35

85.2
ПС 35 кВ Дрезгалово до оп. 10 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Дрезгалово-1)
1976
0,00
0,98
АС-70/11






ПС-6Б
132



86
ВЛ 35 кВ Сапрыкино

13,9
13,9

3

94

97
12

1158
2,5

Хор.
86.1
ПС 110 кВ Россия до ПС 35 кВ Сапрыкино
1977
13,90
13,90
АС-70/11
3
У35-1т, У35-1; У 35-2т
94
УБ 35-1; УБ 35-1т; ПБ 35-3т; П 35-4 Бт; П 35-4Б
97
12
ПС-6Б
1158
2,5
ПС-35

87
ВЛ 35 кВ Агроном

9,20
9,20

12

55

67
16

921
2,80

Неуд.
87.1
оп. 7 до ПС 35 кВ Агроном
1968
8,74
8,74
АС-50/8,0
8
У35-1т, У35-1; У 35-2т
52
УБ 35-1; ПБ 35-2т; ПБ 35-1в; П 35-4Б
60
9
ПМ-4,5
789
2,29
С-35
Неуд.
87.2
ПС 110 кВ Лебедянь до оп. 7
1969
0,47
0,47
АС-50/8,0
4
У 35-2т
3
ПБ 35-2т
7
7
ПМ-4,5
132
0,51
С-35
Неуд.
88
ВЛ 35 кВ Сергиевка

9,4
9,4

1

71

72
9

849
2,9

Неуд.
88.1
ПС 35 кВ Троекурово Совхозная до ПС 35 кВ Сергиевка (оп. 1 внесена в ВЛ 35 кВ Троекурово - Совхозная)
1966
9,40
9,40
АС-50/8,0-8,00; АС-70/11-1,40
1
У 35-1т+5
71
УБ 35-1т; УБ 35-1; ПБ 35-3т; ПБ 33
72
9
ПМ-4,5
849
2,9
С-50
Неуд.
89
ВЛ 35 кВ Б. Избищи

4,45
18,90

1

41

42
4

2212
1,1

Удовл.
89.1
оп. 102 до оп. 145
1983
4,45
4,45
АС-70/11
1
У 35-1
41
УБ 35-1; ПБ 35-3т; ПБ 35-1в
42
4
ПС-70Д
489
1,1
ПС-35

89.2
оп. 145 до ПС Б. Избищи (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Дружба)
1983
0,00
0,25
АС-70/11






ПС-70Д
112



89.3
ПС 220 кВ Дон до оп. 102 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Культура)
1983
0,00
14,20
АС-95/16






ПС-70Д
1611



90
ВЛ 35 кВ Культура

21,50
21,50

18

151

169
35

2424
3,3

Удовл.
90.1
оп. 102 до ПС 35 кВ Культура
1983
7,30
7,30
АС-70
4
У35-1т, У35-1+5
63
УБ 35-1; ПБ 35-1в
67
8
ПС-70Д
813
1,65
ПС-35

90.2
ПС 220 кВ Дон до оп. 102
1989
14,20
14,20
АС-95/16
14
У 35-2т; У 35-2
88
УБ 35-11т; УБ 35-11; ПБ 35-2т; ПБ 35-2
102
27
ПС-70Д
1611
1,65
ПС-35

91
ВЛ 35 кВ Шовское

14,30
14,30

3

115

118
15

1374
2,90

Удовл.
91.1
ПС 35 кВ Культура до ПС 35 кВ Первомайская (опора оп. 119 внесена в ВЛ 35 кВ Первомайская)
1979
14,30
14,30
АС-70/11
3
У 35-2т; У 35-1т
115
ПБ 35-3; ПБ 35-3т; ПУСБ 35-1т; ПУСБ 35-1; ПВС 1т; ПВС-1
118
15
ПС-70Д
1374
2,9
ПС-35; С-35

92
ВЛ 35 кВ Дружба

12,10
12,10

5

101

106
13

1359
3,4

Удовл.
92.1
оп. 3 до ПС 35 кВ Трубетчино
1983
11,85
11,85
АС-70/11
3
У 35-1т; УАП 35-3
100
УБ 35-1; ПБ 35-1в; ПБ 35-3
103
11
ПС-70Д
1275
3,18
ПС-35

92.2
ПС 35 кВ Б. Избищи до оп. 3
1983
0,25
0,25
АС-70/11
2
У 35-2т
1
ПБ 35-2т
3
2
ПС-70Д
84
0,22
ПС-35

93
ВЛ 35 кВ Долгое-1

7,30
14,10

4

49

53
6

1293
1,2

Удовл.
93.1
оп. 46 до ПС Полибино (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Полибино)
1985
0,00
6,80
АС-70/11






ПС -70Д
606



93.2
ПС 35 кВ Долгое до оп. 46
1976
7,30
7,30
АС-70/11
4
У 35-1т; У 35-1
49
УААг-35; ПБ 35-3; ПБ 35-1в; ПБ 35-1т
53
6
ПС-70Д
687
1,2
С-35

94
ВЛ 35 кВ Долгое-2

13,10
13,10

10

70

80
12

1118
2,4

Удовл.
94.1
оп. 75 до ПС 35 кВ Бигильдино
1979
0,63
0,63
АС-70/11
3
У 35-2т
3
ПБ 35-2т
6
3
ПС-6Б
149
0,6
ПС-35

94.2
ПС 35 кВ Долгое до оп. 75
1976
12,47
12,47
АС-70/11
7
УАП 35-4т; УАП 35-4
67
ПБ 35-3; ПУСБ 35-1; УААг-35; ПБ 35-1вт; ПБ 35-1в
74
9
ПС-6Б
969
1,8
ПС-35

95
ВЛ 35 кВ Знаменка

10,80
10,80

9

85

94
17

1342
2,7

Удовл.
95.1
оп. 13 до ПС 35 кВ Знаменка
1980
9,36
9,36
АС-70/72
8
У 35-1; УАП 35-3
74
УБ 35-1; ПБ 35-3; УБ 35-1т; УААг-35; ПБ 35-1т; ПБ 35-1в
82
16
ПС 70 Д; ПМ-4,5
1207
1,3
С -35

95.2
ПС Астапово до оп. 13 (оп. 1 внесена в ВЛ 35 кВ Первомайская)
1986
1,44
1,44
АС-70/11
1
У 35-1
11
УБ 35-1; ПБ 35-1в
12
1
ПС 70Д
135
1,4
С -35

96
ВЛ 35 кВ Бигильдино

21,36
22,00

6

122

128
11

1601
1,6

Удовл.
96.1
оп. 129 до ПС Бигильдино (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Долгое-1)
1979
0,00
0,64
АС-70/11






ПС 6 Б
143



96.2
ПС 35 кВ Знаменка до оп. 129
1976
21,36
21,36
АС-70/11
6
У 35-1; У 35-1т
122
УБ 35-1т; УБ 35-1; ПБ 35-1т; ПБ 35-1в
128
11
ПС 6 Б
1458
1,6
С-35

97
ВЛ 35 кВ Первомайская

17,1
17,1

6

107

113
9

1352
2,9

Удовл.
97.1
ПС 110 кВ Астапово до ПС 35 кВ Первомайская
1968
17,1
17,1
АС-95-1,930; АС-50-15,170
6
У 35-2т; У 35-1
107
ПУСБ 35-1; ПВС-1; ПБ 35-3; ПВС 1т
113
9
ПС 70 Д; ПМ-4,5
1352
2,9
ПС-35; С-35

98
ВЛ 35 кВ Троекурово Совхозная

10,25
10,80

1

57

58
5

826
2,3

Удовл.
98.1
оп. 7 до ПС 35 кВ Троекурово Совхозная
1969
10,25
10,25
АС-95/16
1
У 2-П
57
ПУБ 35-3-1т; ПУБ 35-3-1; ПБ 35-3т; ПБ 35-3
58
5
ПМ-4,5
694
2,3
ТК-35

98.2
ПС 110 кВ Лебедянь до оп. 7 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Агроном)
1969
0,00
0,55
АС-50/8,0






ПМ-4,5
132


Неуд.
99
ВЛ 35 кВ Плодовая

18,46
18,46

13

149

162
19

1972
2,6

Удовл.
99.1
оп. 106 до ПС 35 кВ Агроном
1988
6,61
6,61
АС-70/11
11
У 35-2; У 35-2+5; УАП 35-4
48
ПУСБ 35-4; ПБ 35-2
59
11
ПС 70Д
837
1,3
ПС-35

99.2
оп. 2 до оп. 106
1988
11,85
11,85
АС-70/11
2
У 35-1
101
УБ 35-1; ПБ 35-3; ПБ 35-1в
103
8
ПС 70Д
1135
1,3
ПС-35

99.3
ПС 35 кВ Хрущево до оп. 2 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Хрущево)
1988
0,00
0,14
АС-70/11






ПС 70Д
66



100
ВЛ 35 кВ Луговая

10,20
13,90

7

80

87
13

1599
1,07

Удовл.
100.1
оп. 27 до ПС 35 кВ Новополянье
1988
10,198
10,198
АС-70/11
7
У 35-1; У 35-1+5; У 35-1+5т
80
УБ 35-1; ПБ 35-3; ПБ 35-1в
87
13
ПС 70Д
1119
1,07
ПС-35

100.2
ПС 35 кВ Головенщино до оп. 27 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Головенщино)
1988
0,0
3,70
АС-70/11






ПС 70Д
480



101
ВЛ 35 кВ Хрущево

23,90
23,90

8

173

181
31

2259
3,8

Удовл.
101.1
оп. 180 до ПС 35 кВ Хрущево
1988
0,14
0,14
АС-70/11
2
У 35-2т
0

2
2
ПС 70Д
72
0,106
ПС-35

101.2
ПС 110 кВ Химическая до оп. 180
1987
23,76
23,76
АС-70/11
6
У 35-1т; У 35-1; У 35-1+5т; УАП 35-4
173
УБ 35-1; ПБ 35-3; ПБ 35-1в
179
29
ПС 70Д
2187
3,694
ПС-35

102
ВЛ 35 кВ Пиково

14,00
14,00

12

90

102
17

1351
4,4

Хор.
102.1
оп. 39 до ПС 35 кВ Пиково
1982
8,70
8,70
АС-70/11
8
У 35-1+5; У 35-1
55
УБ 35-1; ПБ 35-1в
63
9
ПС 70Д
759
2,8
ПС-35

102.2
ПС 110 кВ Чаплыгин Новая до оп. 39
1994
5,30
5,30
АС-95/16
4
У 35-2т; У 35-1
35
УБ 35-1; ПБ 35-2; ПБ 35-1в
39
8
ПС 70Д
592
1,6
ТК-35

103
ВЛ 35 кВ Инструментальная Левая, Правая

1,10
2,20

7

3

10
7

122
1,1

Хор.
103.1
ПС 110 В Нива до Инструментального завода
1986
1,10
2,20
АС-120/19
7
У 35-2
3
ПБ 35-2
10
7
ПС 70Д
122
1,1
ПС-35

104
ВЛ 35 кВ Б. Верх

18,40
25,10

12

149

161
22

2906
1

Хор.
104.1
оп. 57 до ПС 35 кВ Б. Верх
1988
18,40
18,40
АС-95/16
12
У 35-1; У 35-2; У 35-2+5; У 35-2т
149
УБ 35-1; ПБ 35-3; ПУСБ 35-4; ПБ 35-1в; ПБ 35-2
161
22
ПС 70Д
2069
1,35
ПС-35

104.2
участок от Агроном до оп. 57 (опоры оп. 1 - 3 внесены в ВЛ 35 кВ Агроном; опоры оп. 4 - 57 внесены в ВЛ 35 кВ Плодовая)
1988
0,00
6,70
АС-95/16






ПС 70Д
837



105
ВЛ 35 кВ Политово

16,4
16,4

4

163

167
8

1686
2

Удовл.
105.1
оп. 166 до ПС 35 кВ Политово
1975
0,23
0,23
АС-95
2
У 35-2т
0

2
2
ПС 70Д
72
0,2
ТК-50

105.2
ПС 35 кВ Данков Сельская до оп. 166
1967
16,12
16,12
АС-50/8,0
2
У 35-2т
163
УБ 35-1; ПБ 35-1в; ПБ 35-3
165
6
ПМ-4,5
1614
1,9
ПС-35

106
ВЛ 35 кВ Теплое

29,76
31,50

7

197

204
23

2781
3,3

Удовл.
106.1
оп. 13 до оп. 155
1985
20,72
20,72
АС-70/11
1
У 35-1
140
АУБ 35-1в; ПБ 35-3;
141
15
ПФ-6Б; ПМ 4,5; ПС 70Д
1728



106.2
оп. 155 до ПС Теплое (оп. 176 внесена в ВЛ 35 кВ Воскресеновка)
1993
2,54
2,54
АС-70/11
0

21
УБ 35-1т; ПБ 35-1в
21
2
ПС 70Д
210
1,8
ТК-50

106.3
ПС 110 кВ Химическая до оп. 13 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Данков - Сельская)
1983
0,00
1,74
АС-95/16






ПС 70Д
270



106.4
отпайка к ПС 35 кВ Данков Сельская (оп. 43 внесена в ВЛ 35 кВ Политово)
1967
6,50
6,50
АС -50/8,0
6
УАП 35-3
36
ПБ 35-1в
42
6
ПФ-6Б
573
1,5
ПС-35
Неуд.
107
ВЛ 35 кВ Данков Сельская

4,74
4,74

9

29

38
19

769
2,98

Хор.
107.1
оп. 13 до оп. 35
1991
2,69
2,69
АС-120/19
1
У 35-2т+5;
20
УБ 35-1т; АУБМ 35-1т; ПБ 35-3т; ПБ 35-3
21
8
ПС 70Д
378
0,98
ТК-50

107.2
оп. 35 до ПС 35 кВ Данков Сельская
1967
0,31
0,31
АС-120/19
1
У 35-1т
3
ПБ 35-3т
4
4
ПС 70Д
124
0,3
ТК-50

107.3
ПС 110 кВ Химическая до оп. 13
1983
1,74
1,74
АС-95/16
7
У 35-2т; У 35-2т+5
6
ПБ 35-2т
13
7
ПС 70Д
267
1,7
С-50

108
ВЛ 35 кВ Воскресеновка

13,80
13,80

3

131

134
21

1593
2,50

Хор.
108.1
ПС 35 кВ Теплое до ПС 35 кВ Воскресеновка
1980
13,80
13,80
АС-70/11
3
У 35-1т
131
УБ 35-11,1; УААг 35; ПБ 35-3; ПБ 35-1в; ПБ 35 вс
134
21
ПС-6Б
1593
2,5
С-35

109
ВЛ 35 кВ Барятино-1

17,80
17,80

11

139

150
23

1806
3,60

Удовл.
109.1
ПС Воскресеновка до ПС Борятино (опора оп. 1 внесена в ВЛ 35 кВ Барятино)
1980
17,80
17,80
АС-70/11
11
УАП 35-1т; УАП 35-6; У 35-1+5; У 35-1; У 35-1т
139
УБ 35-1; ПБ 35-3; ПБ 35-1в
150
23
ПС-6Б
1806
3,6
ПС-50

110
ВЛ 35 кВ Барятино

24,52
24,52

21

198

219
33

2607
3,42

Удовл.
110.1
оп. 26 до ПС 35 кВ Борятино
1984
21,09
21,09
АС-70/11
13
УАП 35-1; У 35-1; У 35-1+5; У 35-1т
179
УБ 35-11т; УБ 35-11; ПБ 35-3
192
24
ПС 70Д
2169
1,5
ПС-35

110.2
ПС 35 кВ Березовка до оп. 26
1975
3,42
3,42
АС-70/11
8
У 35-2т; У 35-2т+5; У 35-2
18
ПБ 35-1в; ПБ 35-2
26
8
ПС-6Б
411
1,9
ПС-35

110.3
отпайка к ПС 35 кВ Холм
1975
0,02
0,02
АС-70/11


1
УБ 35-11т
1
1
ПС-6Б
27
0,02
ПС-35

111
ВЛ 35 кВ Ведное-1

26,40
26,40

3

213

216
17

2793
3,10

Удовл.
111.1
оп. 218 до ПС 35 кВ Ведное
1978
3,14
3,14
АС-70/11
3
У 35-2т
27
ПБ 35-2вт
30
3
ПС-6Б
348
3,1
ПС-35

111.2
оп. 31 до оп. 218
1978
20,04
20,04
АС-70/11
0

186
УП 35-4б; УА 35-4б; ПБ 35-1в
186
14
ПС-6Б; ПС-70Д
1980



111.3
ПС 35 кВ Никольское до оп. 31 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Никольское)
1984
3,22
3,22
АС-70/11






ПС-6Б
465



112
ВЛ 35 кВ Ведное-2

9,38
12,52

6

89

95
12

1464
1,20

Удовл.
112.1
оп. 30 до ПС 35 кВ Троекурово
1978
9,38
9,38
АС-70/11
6
УАП 35-2; У 35-1т; УАП 35-1т; У 35-1т+5
89
УА 35-1; УП 35-1; ПБ 35-1в
95
12
ПС-6Б
1116
1,2
ПС-35

112.2
ПС 35 кВ Ведное до оп. 30 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Ведное-1)
1978
0,00
3,14
АС-70/11






ПС-6Б
348



113
ВЛ 35 кВ Троекурово

7,51
8,70

4

49

53
4

603
2,00

Удовл.
113.1
ПС 35 кВ Гагарино до ПС 110 кВ Троекурово (опоры от ПС 35 кВ Гагарино до оп. 12 внесены в ВЛ 35 кВ Мясопром)
1974
7,51
8,70
АС-70/11
4
УАП 35-3т; УАП 35-5
49
ПБ 35-1т; ПБ 35-1в
53
4
ПФ-6Б
603
2
С-35

114
ВЛ 35 кВ Гагарино

10,75
20,45

1

74

75
3

1890
1,60

Удовл.
114.1
оп. 83 до ПС 35 кВ Гагарино
1974
10,75
10,75
АС-50/8,0
1
У 35-1т
74
УБ 35-1; УБ 35-1т; ПУСБ 35-1; ПУСБ 35-1т; ПБ 35-1в
75
3
ПФ-6Б
777
1,6
ПС-50

114.2
ПС 35 кВ Топки до оп. 83 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Топки)
1997
0,00
9,70
АС-50/8,0






ПС 70Д
1113



115
ВЛ 35 кВ Колыбельская

8,77
14,40

0

37

37
3

870
1,50

Удовл.
115.1
оп. 26 до ПС 35 кВ Колыбельская
1969
8,77
8,77
АС-95/16
0

37
УБ 35-11,1; ПБ 35-1в
37
3
ПФ-6Б
519
1,5
С-35

115.2
ПС 110 кВ Компрессорная до оп. 26 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Связь ГКС)
1980
0,00
5,63
АС-95/16






ПС 70Д
351



116
ВЛ 35 кВ Раненбург

8,60
8,60

12

55

67
29

1182
4,40

Хор.
116.1
ПС 110 кВ Компрессорная до ПС 35 кВ Раненбург
1994
8,60
8,60
АС-70/11
12
У 35-2т; УС 110-3; У 35-1т+5; У 35-1+5; У 35-1; У 35-1т; У 35-1т+9
55
УБ 35-11т; УБ 35-11; ПБ 35-3т; ПБ 35-3
67
29
ПС 70Д
1182
4,4
ТК-50

117
ВЛ 35 кВ Красивая Меча с отп. на ПС 35 кВ Сергиевка

35,17
40,00

25

288

313
45

3705
3,24

Хор.
117.1
ПС 35 кВ Б. Верх до ПС 35 кВ Сапрыкино (опоры от ПС 35 кВ Б. Верх до оп. 44 внесены в ВЛ 35 кВ Б. Верх)
1994
25,57
30,40
АС-70/11
18
У 35-1; У 35-2; У 35-2т
198
УБ 35-1; ПБ 35-3; ПУСБ 35-4; ПБ 35-1в; ПБ 35-2
216
31
ПС 70Д
2583
1,72
ПС-35

117.2
отпайка к ПС 35 кВ Сергиевка
1996
9,60
9,60
АС-70/11
7
У 35-1+5; У 35-1т; У 35-1+5т
90
УБ 35-1; ПБ 35-1в
97
14
ПС 70Д
1122
1,52
ПС-35

118
ВЛ 35 кВ Новополянье

6,55
8,28

2

68

70
9

1005
0,90

Удовл.
118.1
оп. 14 до ПС 35 кВ Новополянье
1977
6,55
6,55
АС-95/16
2
У 35-1; УАП 35-5
68
УБ 35-1; УА 35-4Б; УП 35-4Б; ПБ 35-1в
70
9
ПС-6Б
822
0,9
ПС-35

118.2
ПС 110 кВ Чаплыгин Новая до оп. 14 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Связь ГКС)
1994
0,00
1,73
АС-95/16






ПС 70Д
183



119
ВЛ 35 кВ Головинщино

20,10
20,10

12

154

166
25

1959
3,16

Удовл.
119.1
оп. 141 до ПС 35 кВ Головинщино
1988
3,70
3,70
АС-95/16
6
У 35-2; У 35-2т
21
ПУСБ 35-4; ПБ 35-2
27
7
ПС 70Д
396
2,46
ПС-35

119.2
ПС Астапово до оп. 141 (оп. 1 внесена в ВЛ 35 кВ Комплекс)
1988
16,40
16,40
АС-95/16
6
У 35-1; У 35-1т; У 35-1+5
133
УБ 35-1; ПБ 35-3; ПБ 35-1в
139
18
ПС 70Д
1563
0,7
С-35

120
ВЛ 35 кВ Полибино

13,50
13,50

15

80

95
21

1218
2,90

Удовл.
120.1
оп. 46 до ПС 35 кВ Полибино
1985
6,80
6,80
АС-70/11
8
У 35-2т; У 35-2
38
ПБ 35-2
46
10
ПС-6Б; ПС-70Д
567
1,1
ПС-35

120.2
ПС 110 кВ Березовка до оп. 46
1976
6,70
6,70
АС-70/11
7
У 35-1т
42
УААг-35; УБ 35-1т; ПБ 35-1в; ПБ 35 в
49
11
ПС-6Б; ПС-70Д
651
1,8
ПС-35

121
ВЛ 35 кВ Связь ГКС

14,30
14,30

5

61

66
14

894
3,00

Удовл.
121.1
оп. 14 - 41
1968
7,21
7,21
АС-95/16
0

26
УБ 35-11,1; ПБ 35-1в
26
7
ПС-6Б; ПС-70Д
363



121.2
оп. 41 до ПС 110 кВ Компрессорная
1980
5,36
5,36
АС-95/16
2
У 35-2; У 35-2т
24
ПУСБ 35-4; ПБ 35-2
26
4
ПС 70Д
327
1,3
ТК-35

121.3
ПС 110 кВ Чаплыгин Новая до оп. 14
1994
1,73
1,73
АС-95/16
3
У 35-2т
11
ПБ 35-2
14
3
ПС 70Д
204
1,7
ТК-35

документа.
------------------------------------------------------------------
124
ВЛ 35 кВ Никольское

19,40
19,40

12

170

182
29

2202
2,44

Удовл.
124.1
оп. 152 до ПС 35 кВ Никольское
1984
3,33
3,33
АС-70/11
7
У 35-2т+5; У 35-2т; У 35-2
24
ПБ 35-4; ПБ 35-4т
31
7
ПС-6Б; ПС-70Д
417
1,6
ПС-35

124.2
ПС 35 кВ Раненбург до оп. 152
1978
16,07
16,07
АС-70/11
5
У 35-1т+5; У 35-1т; УАП35-1
146
УБ 35-11т; УБ 35-11; УААг 35; ПБ 35-1в
151
22
ПС-6Б; ПС-70Д
1785
0,84
ПС-35

125
ВЛ 35 кВ Красное

0,00
7,20

0

1

1
1

957
0,00

Удовл.
125.1
оп. 69 до ПС Красное (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Яблоново)
1976
0,00
0,51
АС-70/11


1
УБ35-1
1
1
ПС-6Б
78



125.2
ПС 110 кВ Россия до оп. 69 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Дрезгалово-1)
1985
0,00
6,69
АС-70/11






ПС-6Б
879



126
ВЛ 35 кВ Березовка

8,54
12,10

5

97

102
10

1189
0,00

Удовл.
126.1
оп. 2 до ПС Березовка (опоры оп. 105 - 129 внесены в ВЛ 35 кВ Барятино)
1967
8,54
11,95
АС-50/8,0-8,685; АС-70/11-3,267
5
У 35-1+5; У 35-1
97
ПБ 35-3; УБ 35-11,1; ПБ 35-1в
102
10
ПС-6Б
1141



126.2
ПС 35 кВ Политово до оп. 2 (опоры внесены в ВЛ 35 кв Политово)
1975
0,00
0,15
АС-70/11






ПС 70Д
48



127
ВЛ 35 кВ Чаплыгин Старая - Раненбург (габарит 35 кВ)

8,40
8,40

11

36

47
15

648
4,00

Удовл.
127.1
ПС 110 кВ Чаплыгин Старая до ПС 35 кВ Раненбург
1968
8,40
8,40
АС-70/11
11
У35-1, УАП35-6, УАП35-2, УАП35-3, УАП35-8
36
ПБ35-1, УП35
47
15
ПС-6Б
648
4
8-0-Г-В-ЖС-Н-120

128
ВЛ 35 кВ РП Чаплыгин Правая

7,47
7,47

8

47

55
10

2496
1,80

Удовл.
128.1
оп. 15 до оп. 43
1968
3,79
3,79
АС-95/16
1
У 35-1
26
ПУБ 35-3; ПБ 35-1б
27
3
ПС-6Б; ПС-70Д
300



128.2
оп. 43 до ПС 110 кВ Чаплыгин Старая
1976
1,85
1,85
АС-95/16
4
У 35-2т
9
ПБ 35-2т
13
4
ПС-6Б; ПС-70Д
189



128.3
ПС 110 кВ Чаплыгин Новая до оп. 15
1994
1,83
1,83
АС-95/16
3
У 35-2т
12
ПБ 35-2т
15
3
ПС 70Д
2007
1,8
ТК-35

129
ВЛ 35 кВ Каменная Лубна

19,50
19,50

4

156

160
18

894
1,35

Неуд.
129.1
ПС 110 кВ Донская до оп. 160
1968
19,50
19,50
АС-50/8,0
4
У 35-1; У 35-1+5
156
АУБМ-3; УБ 35-11; ПБ 35-3; ПБ 35-1в; П-35; УБ 35-1в
160
18
ПМ-4,5; ШД-35
894
1,35
ПС-35

130
ВЛ 35 кВ Комплекс

12,40
12,40

9

82

91
10

1017
2,70

Удовл.
130.1
ПС 110 кВ Астапово до оп. 16
1986
1,63
1,63
АС-70/11
3
У 35-1т+5
13
ПУСБ 35-1т; ПБ 35-1в
16
3
ПС-6Б
201
1,6
ПС-35

130.2
оп. 16 до оп. 91
1974
10,62
10,62
АС-70/11
5
У 35-1+5; УАП 35-4; У 35-1т+5
69
ПБ 35-3; ПУСБ 35-1т; УБ 35-11; ПБ 35-1в
74
6
ПС-6Б
780



130.3
оп. 91 до ПС Комплекс (опора оп. 92 внесена в ВЛ 35 кВ Топки)
2006
0,15
0,15
АС-70/11
1
У 35-1т+5
0

1
1
ПС 70Д
36
1,1
ТК-50

131
ВЛ 35 кВ Топки

9,90
9,90

13

72

85
20

1158
3,50

Удовл.
131.1
ПС 35 кВ Топки до оп. 83
1997
9,70
9,70
АС-70/11
11
У 35-2т; У 35-2т+5; У 110-2+5; У 110-2т+5
72
ПБ 35-2т; ПУСБ 35-4; ПБ 35-2; ПБ 35-2т
83
18
ПС 70Д
1098
3,3
ПС-50; ТК-50

132.1
оп. 83 до ПС 35 кВ Комплекс
2006
0,20
0,20
АС-70/11
2
У 35-1т+5; У 35-2т
0

2
2
ПС 70Д
60
0,2
ТК-50

133
ВЛ 35 кВ Мясопром

12,77
12,77

8,00

90,00

98,00
16,00

1212,00
2,50

Хор.
133.1
ПС 35 кВ Гагарино до ПС 35 кВ Пиково
2007
12,77
12,77
АС-95/16
8
У 35-2т+5; У 110-2т+5; У 35-1; У 35-1т
90
УБ 35-1-11.1; ПУСБ 35-4.1т; ПБ 35-4.1т; ПБ 35-3.1
98
16
ПС 70Д
1212
2,5
ЛК-0,8

134
Перемычка

0,00
16,30

0

4

4
3

2806
0,00

Удовл.
134.1
оп. 48 до ПС Лебедянь (оп. 48 - 78 относятся к ВЛ-110 кВ Лебедянь Левая) (оп. 82 - 83 относятся к ВЛ 35 кВ Б. Попово)
1972

6,50
АС-150/24


3
УБ35-1; ПЖ-35Я1
3
2
ПС6А
1276

ТК-50

134.2
ПС 220 кВ Дон до оп. 47 (оп. 2 - 47 относятся к ВЛ 110 кВ Лебедянь Правая)
1974

9,80
АС-150/24


1
УБ35-1
1
1
ПС6А
1530

ТК-50


ИТОГО по ВЛ 35 кВ Лебедянского района

707,51
802,82

424

5226

5650
849

81667
126,59

Удовл.
ВЛ 35 кВ Елецкие сети
135
ВЛ 35 кВ Авангард

15,2
16,77

10

76

86
13

1236
1,2

Удовл.
135.1
по опорам ВЛ 35 кВ ТЭЦ: оп. 1 - 18, двухцепной участок
1977

1,57







ПФ6-В
267



135.2
оп. 18 - 63
1972
9,2
9,2

3
У-35-1, У110-2
42
АБ35-7, ПБ25-15, ПУБ35-1, ПУБ35-2
45
4
ПФ6-В
465
-
-

135.3
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Хитрово: оп. 63 - 104, двухцепной участок
1989
6
6

7
У35-2+5, У35-2
34
ПБ35-2, 2УБ35-11
41
9
ПС70-Д
504
1,2
ПС-35

136
ВЛ 35 кВ Аврора
1979
10,3
10,3

22

47

69
24

1077
2,26

Удовл.
136.1
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Казачье: оп. 1 - 37, двухцепной участок
1990
5,5
5,5
АС-70
15
У35-2, У35-2+5, У110-2+9
22
ПУСБ35-4, ПУСБ35-1, ПБ35-2-1
37
15
ПС70-Д
654
1
ПС-35

136.2
оп. 37 - 66
1979
4,4
4,4
АС-70
4
У35-1
25
УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-5в
29
6
ПС70-Д
351
0,9
ПС-35

136.3
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Ольшанец: оп. 66 - 69, двухцепной участок
1979
0,4
0,4
АС-70
3
У35-2+5, У35-2т
0
-
3
3
ПС70-Д
72
0,36
ПС-35

137
ВЛ 35 кВ Афанасьево
1978
7,8
7,8

12

50

62
14

768
3,28

Удовл.
137.1
оп. 1 - 42
1978
5,8
5,8
АС-70
5
УАП35-1, УАП35-2, УАП35-3
37
УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-1вт, ПБ35-3т, ПБ35-5в
42
7
ПС70-Д
483
1,32
ПС-35

137.2
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Чернава: оп. 42 - 62, двухцепной участок
1978
2
2
АС-70
7
У35-2, У35-2+5
13
ПБ35-2вт, ПБ35-4
20
7
ПС70-Д
285
1,96
ПС-35

138
ВЛ 35 кВ Большая Боевка оп. 1 - 99. оп. 91 - 99 2-цеп. дл. = 0,7 км
1983
9,4
10,1
АС-70
10
У35-1, У35-2, УАП35-3
89
ПБ35-1в, АБ35-1, ПБ35-6
99
18
ПФ6-В
1161
2,5
ПС-35
Удовл.
139
ВЛ 35 кВ Бабарыкино оп. 1 - 141
1980
16,8
16,8
АС-70
11
У35-1, У35-2, УАП35-3
130
УБ35-1, ПБ35-3, ПБ35-1в, ПБ35-1вт, ПУСБ35-1
141
20
ПФ6-В
1706
3,15
ПС-35
Удовл.
140
ВЛ 35 кВ Борки

14,7
14,7

8

67

75
10

825
3,3

Удовл.
140.1
оп. 1 - 73
1973
14,65
14,65
АС-95
6
У35-1, У35-2, У110-1, УБ35-11
67
ПУБ35-1, ПБ-33, КБ35-1, УБ35-11
73
8
ПС70-Д
777
3,25
С-35

140.2
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Гатище: оп. 73 - 75, двухцепной участок
1981
0,05
0,05
АС-95
2
У35-2
0
-
2
2
ПС70-Д
48
0,05
С-35

141
ВЛ 35 кВ Васильевка оп. 1 - 56
1979
8,34
8,34
АС-95
5
У35-1+5, У35-2+5, У110-1+9
51
УБ35-1, ПБ35-1, ПБ35-1в
56
15
ПС6-В
729
2,8
ПС-35
Удовл.
142
ВЛ 35 кВ Веселое оп. 1 - 94. (оп. 1 - 9 2-цеп. дл. = 1 км, 2-я ц. недейст.)
1983
9,8
10,8
АС-70
8
У35-1, У35-2, У35-1+5
86
УБ35-1, ПУСБ35-1вт, ПБ35-2, ПБ35-3, ПБ35-1в, ПБ110-5, ПБ110-8
94
11
ПС70-Д
1011
4
ПС-35
Удовл.
143
ВЛ 35 кВ Волово оп. 1 - 114
1979
17,26
17,26
АС-95
8
У35-1
106
УБ35-1, ПБ35-1, ПБ35-6в, ПБ35-1в
114
23
ПС6-В
1446
2,7
ПС-35
Удовл.
144
ВЛ 35 кВ Волынь оп. 1 - 116
1978
12,35
12,35
АС-70

-
116
УБ35-1, УБ35-1в, П35-4б, ПБ35-3т, ПБ35-5в, ПБ35-7в
116
18
ПФ6-В, ПС70-Д
1356
3,5
ПС-35
Удовл.
145
ВЛ 35 кВ Воронец

2,6
9

5

14

19
5

954
0,95

Удовл.
145.1
по опорам ВЛ 35 кВ Казаки оп. 1 - 41, двухцепной участок
1983

6,4
АС-95






ПФ6-В
654



145.2
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Казаки: оп. 41 - 60, двухцепной участок
1983
2,6
2,6
АС-95
5
У35-2, У35-2+5
14
ПБ35-2, ПБ35-2Т, ПБ35-2Т, ПЖЛ35-А
19
5
ПФ6-В
300
0,95
ПС-35

146
ВЛ 35 кВ Восточная

5,9
11,8

23

18

41
20

1350
5,9

Неуд.
146.1
левая, правая: оп. 1 - 22, двухцепной участок
1977
3
6
АС-95
9
2АПТ, 2УП, 2П, 2УПТ, 2АП-2, У35-2, У35-2+5, У110-2П
13
ПБ35-1, ПБ35-2в
22
9
ПС6-А ПМ-4,5
666
3
С-35
Неуд.
146.2
оп. 22 - 28, двухцепной участок
1973
1,06
2,12
АС-95

2АПТ, 2УП, 2П, 2УПТ, 2АП-2, У35-2, У35-2+5, У110-2П
5
ПБ35-1, ПБ35-2в
5

ПС6-А ПМ-4,5
90
0,86
С-35
Неуд.
146.3
левая, правая оп. 28 - 41, двухцепной участок
1965
1,84
3,68
АС-95
14
2АПТ, 2УП, 2П, 2УПТ, 2АП-2, У35-2, У35-2+5, У110-2П

ПБ35-1, ПБ35-2в
14
11
ПС6-А ПМ-4,5
594
2,04
С-35
Неуд.
147
ВЛ 35 кВ Вторые Тербуны
1982
13,55
13,55

13

122

135
18

1485
2,44

Удовл.
147.1
оп. 1 - 94
1982
9,05
9,05
АС-70
2
У35-1, УАП35-6
92
УБ35-1, ПБ35-3, ПБ35-1в
94
9
ПФ6-В
981
1,2
ПС-35

147.2
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Рассвет: оп. 94 - 135, двухцепной участок
1982
4,5
4,5
АС-70
11
У35-2+5, У35-2
30
ПБ35-2
41
9
ПФ6-В
504
1,24
ПС-35

148
ВЛ 35 кВ Гатище

7,9
7,95

7

35

42
7

531
2,8

Удовл.
148.1
по опорам ВЛ 35 кВ Борки: оп. 1 - 2, двухцепной участок
1981

0,05
АС-95






ПФ6-В
48



148.2
оп. 2 - 44
1973
7,9
7,9
АС-35
7
У35-1
35
ПБ-33
42
7
ПФ6-В
483
2,8
ТК-50

149
ВЛ 35 кВ Гнилуша оп. 1 - 75
1971
14
14
АС-95
14
У1Мн, У35-2, У110-3п
61
ПБ-35, ПБ-35-15, ПБ35-3
75
14
ПМ-4,5, ПС-70Е
909
2,35
С-35
Удовл.
150
ВЛ 35 кВ Голиково оп. 1 - 46
1970
8,62
8,62
АС-95-150
8
У-6М, У60БА-3
38
КБ35-1, ПБ35-3, ПБ35-15
46
12
ПМ-4,5
618
3,34
С-35
Удовл.
151
ВЛ 35 кВ Грызлово

10,6
11,28

9

53

62
10

810
1,87

Удовл.
151.1
по опорам ВЛ 35 кВ Свишни оп. 1 - 8, двухцепной участок
1996

0,68
АС-70






ПС70-Д
102



151.2
оп. 9 - 13
1996
0,53
0,53
АС-70
1
У35-2, У1мн
4
УБ35-11, ПБ35-3вт
5
2
ПС70-Д
75
0,53
С-35

151.3
оп. 14 - 70
1971
10,07
10,07
АС-50
8
У5мн, У1мн
49
ПУВ-1, ПВ-1
57
8
ПФ6-В
633
1,34
С-35

152
ВЛ 35 кВ Донская оп. 1 - 27
1967
5,01
5,01
АС-95
2
У35-2
25
ПБ-33, АУБМ60-1
27
7
ПС70-Д
348
5,01
С-35
Удовл.
153
ВЛ 35 кВ Дубовое

8
9,17

10

40

50
10

744
2,6

Удовл.
153.1
по опорам ВЛ 35 кВ Лазовка оп. 1 - 11, двухцепной участок
1983
1,17
2,34
АС-95
3
У35-2т, У35-2т+5
8
ПБ35-2
11
3
ПФ-6В
288
1,2
ПС-35

153.2
оп. 11 - 50
1971
6,83
6,83
АС-95
7
У1Мн
32
ПБ-33
39
7
ПС-70Д
456
1,4
С-35

154
ВЛ 35 кВ Дубрава

10,15
10,75

6

100

106
13

1281
2,53

Удовл.
154.1
оп. 1 - 106
1985
10,15
10,15
АС-70
6
У35-2т+5, У35-1, УАП35-3, УАП35-6
100
УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-3
106
13
ПС70-Д
1149
2,53
ПС-35

154.2
по опорам ВЛ 35 кВ Чернолес оп. 106 - 114, двухцепной участок
1985

0,6
АС-70






ПС70-Д
132



155
ВЛ 35 кВ Жерновное

14,2
14,2

6

136

142
14

1488
3,4

Удовл.
155.1
оп. 1 - 78
1977
7,4
7,4
АС-70


78
УА35-4в, УБ35-1т, УП35-4в, ПУсБ35-1, П35-4вт, П35-4в, ПБ35-4в
78
8
ПС-70Д
822
2
ПС-35

155.2
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Ломовец: оп. 78 - 142, двухцепной участок
1994
6,8
6,8
АС-70
6
У35-2+5, У35-2, У35-2т+5, У35-2т
58
ПБ110-8, ПБ35-4.1, ПБ35-4.1т, ПУсБ35-2,1
64
6
ПС70-Д
666
1,4
ПС-35

156
ВЛ 35 кВ Задонск

10,7
10,7

17

40

57
20

813
3,23

Удовл.
156.1
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Казачье: оп. 1 - 15, двухцепной участок
1972
2,27
2,27
АС-95-120
12
П-4м, У2м-2
3
ПБ-22
15
11
ПС-70Д
300
2,27
С-35

156.2
оп. 15 - 55
1972
8,26
8,26
АС-95
4
У35-1
36
АБ35-7, КБ36-1т
40
8
ПФ6-В
480
0,79
С-35

156.3
оп. 56 - 57
1999
0,17
0,17
АС-95
1
У2м-2, У35-2
1
ПБ-33, ПБ-33-1т, УБ35-11.1
2
1
ПС-70Д
33
0,17
С-35

157
ВЛ 35 кВ Захаровка

11,8
11,8

10

55

65
14

795
2,2

Удовл.
157.1
оп. 1 - 56
1974
10,8
10,8
АС-95
6
У35-1, У35-2
50
УБ35-1, АБ35-7, КБ35-3, ПУБ35-1, ПУБ35-3, ПБ35-3, ПБ-33
56
10
ПС-70
654
1,2
С-35

157.2
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Свобода: оп. 65 - 56, двухцепной участок
1983
1
1
АС-95
4
У35-2+5, У35-2
5
ПБ35-2т
9
4
ПС70-Д
141
1
ПС-35

158
ВЛ 35 кВ Измалково

7,3
11,5

2

54

56
5

981
1,56

Удовл.
158.1
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Панкратовка: оп. 1 - 10, двухцепной участок
1973
1,6
1,6
АС-50
2
У35-2
8
ПБ-22
10
2
ПС-70Д
138
1,56
С-35

158.2
оп. 10 - 58
1998
5,7
5,7
АС-50

-
46
УБ35-1, ПБ35-1, ПБ35-1в
48
3
П-4,5, ПС70-Д
459

-

158.3
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Кириллово: оп. 58 - 93, двухцепной участок
1989

4,2
АС-70






ПС70-Д
384



159
ВЛ 35 кВ Казаки

24,1
26,7

30

141

171
48

2697
2,7

Удовл.
159.1
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Воронец: оп. 1 - 41, двухцепной участок
1983
6,4
6,4
АС-95
12
У35-2, У35-2Т, У35-2+5, УС110-8
29
ПБ35-2, ПБ35-2Т, ПЖЛ35-4
41
19
ПФ6-В
654
1,6
ПС-35

159.2
отпайка на ПС 35 кВ Воронец по опорам ВЛ 35 кВ Воронец: оп. 41 - 60, двухцепной участок
1983

2,6
АС-95






ПФ6-В
300



159.3
оп. 41 - 171
1983
17,7
17,7
АС-95
18
У35-1, У35-1+5, У35-1+5, УАП35-2, З(У110-1+9), У110-2+9
112
ПБ35-1, ПБ35-3, ПБ35-1в, УБ35-1
130
29
ПС70-Д
1743
1,1
ПС-35

160
ВЛ 35 кВ Казачье

2,6
11,07

5

14

19
6

1287
2,1

Удовл.
160.1
по опорам ВЛ 35 кВ Тешевка: оп. 1 - 6, двухцепной участок
1970

0,7
АС-95




0

ПС70-Д
72



160.2
оп. 6 - 8; оп. 11
1970
0,36
0,36
АС-95
2
У35-2
2
ПБ-26, УБ35-1, ПУСБ35-1
4
2
ПС70-Д
66
0,6
С-35

160.3
оп. 8 - 10
1979
0,24
0,24
АС-95
0
-
2
УБ35-1, ПУСБ35-1
2
1
ПС70-Д
33
0,6
С-35

160.4
по опорам ВЛ 35 кВ Задонск (оп. 10 - 25, двухцепной участок)
1972

2,27
АС-95-120




0

ПС70-Д
300



160.5
оп. 25 - 39
1979
2
2
АС-70
3
У35-2, У35-1+5, У35-2, УАП35-6
10
УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-5в
13
3
ПС70-Д
162
0,9
ПС-35

160.6
по опорам ВЛ 35 кВ Аврора оп. 39 - 75, двухцепной участок
1990

5,5
АС-70




0

ПС70-Д
654



161
ВЛ 35 кВ Калабино

18,4
18,4

2

182

184
30

2106
3,04

Удовл.
161.1
оп. 1 - 182
1977
18,2
18,2
АС-70
1
УАП 35-1
181
УБ35-1, ПП35-4б, П35-4бт, ПБ35-3, УА35-4б, УП35-4б, ПС35-4б
182
28
ПС70-Д
2058
2,84
ПС-35

161.2
оп. 182 - 184
1979
0,2
0,2
АС-70
1
УАП 35-1
1
УБ35-1
2
2
ПС70-Д
48
0,2
ПС-35

162
ВЛ 35 кВ Каменка

14,46
15,64

7

104

111
9

1350
1,3

Удовл.
162.1
по опорам ВЛ 35 кВ Плоское: оп. 1 - 9, двухцепной участок
1968

1,18
АС-50, АС-95






ПС-70Д
216



162.2
оп. 19 - 120
1985
14,46
14,46
АС-95
7
У35-1, У35-1+5, УАП35-6
104
УБ35-1, ПБ35-1, ПБ35-3, ПУСБ35-1, ПБ35-1в
111
9
ПС6-Б
1134
1,3
ПС-35

163
ВЛ 35 кВ Кириллово

21
21

13

184

197
28

2274
3,4

Удовл.
163.1
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Измалково: оп. 1 - 36, двухцепной участок
1989
4,2
4,2
АС-70
4
У35-2
32
ПБ35-2
36
4
ПС70-Д
384
1,4
ПС-35

163.2
оп. 36 - 197
1989
16,8
16,8
АС-70
9
У35-1, УАП-6, У35-2, У35-2-5
152
У35-11, П35-3, ПБ35-16
161
24
ПС70-Д
1890
2
ПС-35

164
ВЛ 35 кВ Князево

17,9
18,2

12

161

173
15

1863
1,19

Удовл.
164.1
оп. 1 - 173
1987
17,9
17,9
АС-70
12
У35-2+5, У35-1, УАП35-6, УАП35-3
161
ПБ35-3, ПБ35-1в, УБ35-1
173
15
ПС70-Д
1782
1,19
ПС-35

164.2
по опорам ВЛ 35 кВ Рассвет: оп. 177 - 173, двухцепной участок
1987

0,3
АС-70






ПС70-Д
81



165
ВЛ 35 кВ Колесово оп. 1 - 84
1972
18
18
АС-95
7
У-35-1, У35-2
77
АБ35-7, КБ35-1, ПУБ35-3, ПУБ35-15
84
13
ПФ6-В
975
2,3
С-35
Удовл.
166
ВЛ 35 кВ Красная Пальна

13,8
15,4

3

98

101
11

1212
1,55

Неуд.
166.1
по опорам ВЛ 35 кВ Плоское оп. 1 - 12, двухцепной участок
1972

1,6
АС-70






ПС6-А
138


Неуд.
166.2
оп. 12 - 113
1967
13,8
13,8
АС-50
3

98
АУАМ-3, АУАМ-3в, АУАМ-3+3, УА, ПВС-1, ПБ-35
101
11
ПМ-4,5 ПС-6Б
1074
1,55
ПС-35
Неуд.
167
ВЛ 35 кВ Красотыновка оп. 1 - 163
1981
18,9
18,9
АС-70
14
УАП-35-3, УАП-35-6, У35-1, У35-2т, У110-1+9
149
Уп35-1, УПБ35-3, ПБ35-1в, ПБ35-3, ПУСБ35-1
163
28
ПС70-Д
1887
2,8
ПС-35
Удовл.
168
ВЛ 35 кВ Ксизово

15,71
16,08

12

109

121
20

1389
2,32

Удовл.
168.1
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Дмитряшевка: оп. 1 - 4, двухцепной участок
1989
0,37
0,74
АС-70
2
У35-2
2
ПБ35-2
4
2
ПС6-В
66
0,37
ПС-35

168.2
оп. 4 - 119
1988
15,22
15,22
АС-70
8
У35-1
107
УБ95-11б/о, ПБ35-1в, ПБ35-3, ПБ35-1
115
16
ПС70-Д
1275
1,85
ПС-35

168.3
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Ольшанец: оп. 119 - 121, двухцепной участок
1988
0,12
0,12
АС-70
2
У35-2т, У35-2т-5

-
2
2
ПС70-Д
48
0,1
ПС-35

169
ВЛ 35 кВ Лебяжье оп. 1 - 246
1977
25,2
25,2
АС-70
6
У35-1т, УАП35-2т, УАП35-5
240
УБ35-1т, УБ35-1вт, УБ35-4а, УБ35-5в, УП35-4б, ПУС35-1, ПС35-4бт, ПП35-4б, ПБ35-1, ПБ35-3т, ПБ35-7в
246
28
ПС6-А
2634
3,06
ПС-35
Удовл.
170
ВЛ 35 кВ Ломовец

13,1
19,9

2

128

130
8

1956
1,7

Удовл.
170.1
по опорам ВЛ 35 кВ Жерновное оп. 1 - 64, двухцепной участок
1994

6,8
АС-70






ПС70-Д
666



170.2
оп. 64 - 194
1977
13,1
13,1
АС-70
2
УАП35-5, УАП35-6, УП35-4б
128
УА35-4в, УБ35-1т, УП35-4в, ПУсБ35-1в, П35-4вт, П35-4в, ПБ35-4в
130
8
ПС70-Д
1290
1,7
ПС-35

171
ВЛ 35 кВ Негачевка

20,1
24,5

4

113

117
11

1590
2,81

Удовл.
171.1
по опорам ВЛ 35 кВ Озерки оп. 1 - 33, двухцепной участок
1984

4,4
АС-70






ПС12-А, ПС6-А
372



171.2
оп. 33 - 150
1972
20,1
20,1
АС-50
4
У35-1, У35-2
113
АБ35-7, ПУБ35-3, ПБ35-15
117
11
ПС70-Д
1218
2,81
ПС-35
Неуд.
172
ВЛ 35 кВ Озерки

18,4
18,4

8

109

117
16

1293
2,2

Удовл.
172.1
оп. 1 - 84
1972
14
14
АС-50
4
У35-1
80
АБ35-2, АБ35-7, ПУБ35-3, ПБ35-15
84
11
ПС6-А, ПС12-А
921
1,1
ТК-50
Неуд.
172.2
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Негачевка: оп. 84 - 117, двухцепной участок
1984
4,4
4,4
АС-70
4
У35-2
29
ПУСБ35-2, ПБ35-2
33
5
ПС12-А, ПС6-А
372
1,1
С-35

173
ВЛ 35 кВ Ольшанец

29,53
30,05

19

216

235
40

2811
5,09

Удовл.
173.1
по опорам ВЛ 35 кВ Аврора оп. 1 - 3, двухцепной участок
1979

0,4
АС-70






ПС70-Д
48



173.2
оп. 3 - 133
1977
16,5
16,5
АС-70
12
У35-1, У35-1+5, УАП35-3т, УАП35-2т, УАП35-6
118
УБ35-1, ПБ35-1вт, ПБ35-1в, ПБ35-5в, ПБ35-3
130
21
ПС70-Д
1485
1,42
ПС-35

173.3
оп. 133 - 144
1979
1,5
1,5
АС-70
2
У35-1, У35-1+5, УАП35-3т, УАП35-2т, УАП35-6
9
УБ35-1, ПБ35-1вт, ПБ35-1в, ПБ35-5в, ПБ35-3
11
5
ПФ6-В, ПС70-Д
174
1
ПС-35

173.4
отпайка на ПС 35 кВ Ольшанец оп. 136 - 105а
1988
11,53
11,53
АС-70
5
У35-1т, УАП35-5, У35-2т
89
УБ35-1, УБ35-11б/о, ПБ35-1в
94
14
ПС70-Д
1056
2,67
С-35

173.5
по опорам ВЛ 35 кВ Ксизово: оп. 105а - 106а, двухцепной участок
1988

0,12
АС-70






ПС70-Д
48



174
ВЛ 35 кВ Панкратовка

12,8
14,4

3

111

114
12

1350
1,07

Удовл.
174.1
оп. 1 - 114
1992
12,8
12,8
АС-70
3
У35-2т, У35-1
111
УБ35-11, 2УБ35-11, ПБ35-3в, ПБ35-3
114
12
ПС70-Д
1212
1,07
ПС-35

174.2
по опорам ВЛ 35 кВ Измалково: оп. 114 - 123, двухцепной участок
1973

1,6
АС-50






ПС-70Д
138



175
ВЛ 35 кВ Плоское

7,38
7,38

13

40

53
17

732
2,08

Удовл.
175.1
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Каменка: оп. 1 - 9, двухцепной участок
1968
1,18
1,18
АС-50, АС-95
9
КВ11-2, У11-3, УВБ11-3

-
9
9
ПС-70Д
216
1,18
ПС-35

175.2
оп. 9 - 41
1967
4,6
4,6
АС-50
2
АБЗА-1
30
АУАМ-3т, АУАМ-3т, ПБ35-1, ПВС-1
32
6
ПС-70Д
378
0,9
ПС-35

175.3
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Красная Пальна: оп. 41 - 53, двухцепной участок
1972
1,6
1,6
АС-70
2
У35-2
10
ПБ-22
12
2
ПС6-А
138



176
ВЛ 35 кВ Плоты оп. 1 - 84
1985
9,85
9,85
АС-70
10
У35-1-5, У35-1, УАП35-3, УАП35-6
74
УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-3
84
15
ПС6-Б
1047
3,15
ПС-35
Удовл.
177
ВЛ 35 кВ Преображенье оп. 1 - 201
1982
21,4
21,4
АС-70
19
У35-1, У35-2, У35-2+5, У110-4+5, УАП36-6
182
УБ35-1, ПБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-2, ПБ35-3
201
27
ПС70-Д
2214
3,5
ПС-35
Удовл.
178
ВЛ 35 кВ Рассвет

14,6
19,1

7

132

139
11

1920
1

Удовл.
178.1
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Князево оп. 1 - 4, двухцепной участок
1987
0,3
0,3
АС-70
3
У35-2
1
ПБ35-2
4
3
ПС70-Д
81
0,3
ПС-35

178.2
оп. 4 - 139
1987
14,3
14,3
АС-70
4
У35-1, УАП35-6
131
УБ35-1, ПБ35-3, ПБ35-1в
135
8
ПС70-Д
1335
0,7
ПС-35

178.3
по опорам ВЛ 35 кВ Вторые Тербуны: оп. 139 - 178, двухцепной участок
1982

4,5
АС-70






ПФ6-В
504



179
ВЛ 35 кВ Свишни

11,82
12,08

3

77

80
8

883
2,55

Удовл.
179.1
по опорам ВЛ 35 кВ Стегаловка: оп. 1 - 3, двухцепной участок
1971

0,26
АС-95






ПФ6-В
70



179.2
оп. 4 - 71
1971
10,39
10,39
АС-50
1
У1мн
67
УБ35-11,1, ПБ35-15, ПВ-1, ПУВ-1
68
5
ПФ6-В
651
1,12
ТК-35

179.3
оп. 71 - 75
1996
0,75
0,75
АС-70


4
УБ35-11,1, ПБ35-15, ПВ-1, ПУВ-1
4
1
ПФ6-В
60
0,75
ТК-35

179.4
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Грызлово: оп. 75 - 83, двухцепной участок
1996
0,68
0,68
АС-70
2
У35-2+5, У35-2
6
ПБ35-4,1т
8
2
ПС70-Д
102
0,68
С-35

180
ВЛ 35 кВ Свобода

5,2
6,2

0

25

25
2

396
1,5

Удовл.
180.1
оп. 1 - 25
1974
5,2
5,2
АС-95
0
-
25
КБ35-1, КБ35-1, ПУБ35-3, ПБ-33
25
2
ПС70-Д
255
1,5
С-35

180.2
по опорам ВЛ 35 кВ Захаровка оп. 25 - 34, двухцепной участок
1983

1
АС-95






ПС70-Д
141



181
ВЛ 35 кВ Скорняково

16,05
17,63

19

114

133
31

1865
3,65

Удовл.
181.1
по опорам ВЛ 35 кВ Тихий Дон: оп. 1 - 9, двухцепной участок
1987

1,25
АС-95






ПС70-Д
126



181.2
оп. 9 - 142, в т.ч. 2-цеп. переход через р. Дон = 0,33 км
1997
16,05
16,38
АС-95
19
У35-1, У110-2+14, У110-2+10, У35-1+5
114
ПБ35-3В, УБ35-11.1, 2хУБ35-11.1
133
31
ПС70-Д
1739
3,65
ТК-35

182
ВЛ 35 кВ Солидарность левая, правая (оп. 1 - 21, двухцепной участок)
1977
2,53
5,06
АС-95
8
У35-2, У35-2+5, У110-2п
13
ПБ35-2В, ПБ35-Б
21
8
ПС6-Б
930
2,53
ПС-35
Удовл.
183
ВЛ 35 кВ Стегаловка
1971
12,52
12,52

14

47

61
14

761
4,96

Удовл.
183.1
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Тимирязево: оп. 1 - 16, двухцепной участок
1971
3,03
3,03
АС-95
6
У2Мн
10
ПБ-22
16
6
ПФ6-В
234
3,03
С-35

183.2
оп. 16 - 59
1971
8,8
8,8
АС-95
6
У1мн
36
ПБ35-15
42
6
ПФ6-В
387
1,67
ТК-50

183.3
по опорам ВЛ 35 кВ Тимирязево: отпайка на Тимирязево, (оп. 17 - 19, двухцепной участок)
1977
0,43
0,43
АС-95






ПС6-В
70



183.4
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Свишни: оп. 59 - 61, двухцепной участок
1971
0,26
0,26
АС-95
2
У2мн
1
ПБ-22
3
2
ПФ6-В
70
0,26
ТК-35

184
ВЛ 35 кВ Талица оп. 1 - 90
1969
15,5
15,5
АС-70
7
АБЗА-1, У60БЗА-1, У110+5, У110+9
83
АБ35-5, АБ35-7, ПБ35-3, ПУБ35-3, ПВС-1, ПП35-3, ППТ35-15
90
16
ПМ-4,5; ПС70-Д
1050
1,98
С-35
Удовл.
185
ВЛ 35 кВ Тешевка

1,2
1,2

3

6

9
4

153
1,2

Удовл.
185.1
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Казачье: оп. 1 - 6, двухцепной участок
1970
0,7
0,7
АС-95
3
У2мн, У35-2
3
ПБ-26
6
3
ПФ6-В
99
0,7
С-35

185.2
оп. 6 - 9
1970
0,5
0,5
АС-95

-
3
ПБ-26, КБ35-1
3
1
ПФ6-В
54
0,5
С-35

186
ВЛ 35 кВ Тимирязево

0,43
3,46

2

1

3
2

304
0,43

Удовл.
186.1
по опорам ВЛ 35 кВ Стегаловка: оп. 1 - 16, двухцепной участок
1971

3,03
АС-95






ПФ6-В
234



186.2
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Стегаловка: отпайка на Тимирязево, оп. 16 - 19, двухцепной участок
1977
0,43
0,43
АС-95
2
У35-2
1
ПБ35-2
3
2
ПС6-В
70
0,43
ПС-35

187
ВЛ 35 кВ Тихий Дон

9,52
9,52

14

63

77
19

988
3,44

Удовл.
187.1
отпайка на ПС 35 кВ Тихий Дон, оп. 1 - 11
1997
1,1
1,1
АС-95
4
У35-2Т, У35-1+5Т
7
ПБ35-3,1Т
11
4
ПС70-Д
169
1,1
ПС-35

187.2
отпайка на ПС 35 кВ Тихий Дон, оп. 11 - 68
1987
7,17
7,17
АС-95
7
У35-1, У110-1+9, УАП35-6
50
ПБ35-1в, ПБ35-3, УБ35-1
57
12
ПС70-Д
693
1,14
ПС-35

187.3
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Скорняково: оп. 68 - 77, двухцепной участок
1987
1,25
1,25
АС-95
3
У35-2, У35-2+5
6
ПБ35-2Т
9
3
ПС70-Д
126
1,2
ПС-35

188
ВЛ 35 кВ ТЭЦ

6,22
7,69

20

28

48
18

984
4,03

Удовл.
188.1
оп. 1 - 10, двухцепной участок, 2-я цепь не действ.
1972
1,47
2,94
АС-95
8
У-35-2, У110-2+9, ПП-26
2
ПБ-22, портал
10
6
ПФ6-В
360
1,47
С-35

188.2
оп. 10 - 30
1972
3,18
3,18
АС-95
5
У-35-1, У-35-2
15
ПБ-35, портал
20
5
ПФ6-В
357
1,06
С-35

188.3
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Авангард: оп. 30 - 48, двухцепной участок
1977
1,57
1,57

7
У35-2, У35-2+5
11
УСБ110-3, ПБ35-2В
18
7
ПФ6-В
267
1,5
ПС-35

189
ВЛ 35 кВ Хитрово

7,5
13,5

3

35

38
6

936
1

Удовл.
189.1
по опорам ВЛ 35 кВ Авангард: оп. 1 - 41, двухцепной участок
1989

6







ПС70-Д
504



189.2
оп. 41 - 77
1972
7,5
7,5
АС-95
3
У-35-1
35
ПБ35-15, УБ35-11, АБ35-7
38
6
ПФ6-В
432
1
С-35

190
ВЛ 35 кВ Чернава

14
16

1

112

113
10

1452
1,38

Удовл.
190.1
по опорам ВЛ 35 кВ Афанасьево: оп. 1 - 20, двухцепной участок
1978

2
АС-70






ПС70-Д
285



190.2
оп. 20 - 104
1963
10,2
10,2
АС-50


84
ПБ35-3, УБ35-1
84
5
ПФ6-В
831



190.3
оп. 104 - 133
1998
3,8
3,8
АС-70
1
У35-1
28
ПБ35-1в, УБ35-11,1
29
5
ПС70-Д
336
1,38
ТК-35

191
ВЛ 35 кВ Чернолес

10,35
11,1

10

94

104
15

1161
2,52

Удовл.
191.1
совместный подвес с ВЛ 35 кВ Дубрава: оп. 1 - 8, двухцепной участок
1985
0,6
0,6
АС-70
4
У35-2в
4
ПБ35-2
8
4
ПС70-Д
132
0,57
ПС-35

191.2
оп. 8 - 96
1985
9
9
АС-70
4
УАП35-3, УАП35-6
84
УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-3
88
9
ПС70-Д
927
1,2
ПС-35

191.3
оп. 96 - 104, двухцепной участок
1985
0,75
1,5
АС-70
2
У35-2+5
6
ПБ35-2
8
2
ПС70-Д
102
0,75
ПС-35

192
ВЛ 35 кВ Элеватор - левая: оп. 1 - 3
1992
0,16
0,16
АС-70
1
У35-2+5
2
УБ35-1, ПБ35-1
3
2
ПС70-Д
57
0,16
ТК-35
Удовл.
193
ВЛ 35 кВ Элеватор - правая: оп. 1 - 3
1992
0,15
0,15
АС-70
1
У35-2+5
2
ПБ35-1, УБ35-11
3
2
ПС70-Д
57
0,153
ТК-35
Удовл.
194
ВЛ 35 кВ Яковлево

22,87
22,87

5

92

97
17

1128
3,84

Удовл.
194.1
оп. 1 - 9
1992
0,8
0,8
АС-95
3
У35-2
6
ПБ35-15, УБ35-1
9
8
ПС70-Д
201
0,8
ТК-50

194.2
оп. 9 - 91
1970
21,72
21,72
АС-95
0
У35-2
82
АБ35-5, КБ35-3, КБ35-1
82
4
ПС70-Д
798
1,14
ТК-50

194.3
оп. 1 - 6
1992
0,35
0,35
АС-95
2
У35-1, У35-2, У110-1
4
ПУБ35-1, ПБ-33, КБ35-1
6
5
ПС70-Д, ПФ6-Е
129
1,9
С-35

195
ВЛ 35 кВ № 5 оп. 1 - 137
1967
17,8
17,8
АС-50, АС-70
0
-
137
ПУБ35-1, ПБ-33, КБ35-1, УБ35-11, ПБ-35-3
137
7
ПФ-6В, ПС6-6Б, ПС70-Д
1338
1,5
ТК-35
Удовл.

ИТОГО по ВЛ 35 кВ Елецкого района

743,33
816,56

533

5104

5637
909

73452
154,1



ВСЕГО по ВЛ 35 кВ

2329,5
2621,9

1583

15863

17457
2840

235876
509,4



<*> Выделением указаны года ввода ВЛ 35 кВ и участков ВЛ 35 кВ, отработавших свой нормативный срок эксплуатации.

Таблица 9.7

ВЛ 35 кВ, находящиеся на балансе ОАО "ЛГЭК"

N
Наименование ЛЭП 35 кВ
Марка провода/кабеля
Количество цепей
Протяженность, км
Год ввода в эксплуатацию
1
ПС Бугор - ПС ЦРП-Город с отпайкой на ПС Водозабор-2
АС-95,70
2
4,43
1962
2
ПС Цементная - ПС Студеновская
АС-50
2
3,8
1967

Таблица 9.8

ВЛ 35 кВ, находящиеся на балансе сторонних потребителей

N
ВЛ
Наименование ВЛ
Марка провода
Протяженность, км
1
Ответвление на АБЗ



2
Ответвление на СОМ

АС-70
2,3
3
Ответвление на Стальконструкция СТК

АС-120
1,6
4
Ответвление на Стройдеталь СТД



5
Ответвление на Силикатный завод



6
Ответвление на Эковент



7
Борино - Пионерская
Сухоборье - левая


8
Борино - Пионерская с отвл. на Грязное
Сухоборье - правая
АС-95
8,8
9
Усмань - Литейная
Литейная - левая
АС-95
2,5
10
Пост 474 - Грязи ж/д
Грязи ж/д
АС-95
5,2
11
Ответвления на ИТК от Елец-220 - Восточная правая

АС-95
1,4

По данным ОАО "ЛГЭК" электросетевое оборудование, находящееся на балансе компании, находится в удовлетворительном состоянии. В таблицах 9.9 и 9.10 представлен перечень ПС 35 кВ и ВЛ 35 кВ ОАО "ЛГЭК", находящихся в эксплуатации больше нормативного срока.

Таблица 9.9

Техническое состояние ПС 35 кВ ОАО "ЛГЭК", находящихся
в эксплуатации больше нормативного срока

N
Наименование подстанции (классы напряжения)
Год ввода электроустановки в эксплуатацию
Адрес электроустановки
Установленные силовые трансформаторы
Год ввода трансформатора в эксплуатацию
Тех. сост.
1
ПС Студеновская 35/6 кВ
1971
ул. Энгельса, за домом № 2
ТДНС-10000/35/6
1971
удовл.
ТДНС-10000/35/6
1971
удовл.
2
ПС Водозабор-2 35/6 кВ
1998
ул. Папина, территория водозабора № 2
ТМ-6300/35/6
1978
удовл.
ТМ-3200/35/6
1965
удовл.

Таблица 9.10

Техническое состояние ВЛ 35 кВ ОАО "ЛГЭК", находящихся
в эксплуатации больше нормативного срока

N
Наименование ЛЭП 35 кВ
Марка провода/кабеля
Количество цепей
Протяженность, км
Год ввода в эксплуатацию
Тех. сост.
1
ПС Бугор - ПС ЦРП-Город с отпайкой на ПС Водозабор-2
АС-95,70
2
4,43
1962
удовл.
2
ПС Цементная - ПС Студеновская
АС-50
2
3,8
1967
Удовл.

Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа) и в основном соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 45 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов, для ВЛ на деревянных опорах - 20 - 25 лет, исходя из физического износа опор. Для ПС, согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции ПС часто возникает и по условиям морального износа. В таблицах 9.11 и 9.12 и на рисунках 9.1 и 9.2 представлена информация о сроках службы основных электросетевых объектов филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".
На надежность электроснабжения потребителей кроме технического состояния и технического уровня электросетевых объектов, как было отмечено выше, также оказывает влияние схема присоединения электросетевых объектов к сети и конфигурация их связывающей сети. В таблицах 9.13 и 9.14 приведена общая статистика по типам присоединения подстанций к сети и по конфигурации сети.

Таблица 9.11

Срок службы ПС 35 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО
"МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
(исходным годом считать 2014 г.)

Срок службы, лет
Количество подстанций 35 кВ
шт.
%
40 и более лет
49
34,27%
39 - 30 лет
57
39,86%
29 - 20 лет
28
19,57%
19 - 10 лет
6
4,20%
менее 10 лет
3
2,10%
ИТОГО
143
100,00%



Рисунок 9.1. Диаграмма срока службы ПС 35 кВ, находящихся
на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

Таблица 9.12

Срок службы ВЛ 35 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО
"МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
(исходным годом считать 2014 г.)

Срок службы, лет
Длина линий,
км
%
40 и более лет
707,22
26,97%
39 - 30 лет
1002,36
38,23%
29 - 20 лет
685,42
26,14%
19 - 10 лет
208,32
7,95%
менее 10 лет
18,63
0,71%
ИТОГО
2621,95
100,00%



Рисунок 9.2. Диаграмма срока службы ВЛ и участков ВЛ 35 кВ,
находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" -
"Липецкэнерго"

Таблица 9.13

Количество ПС, присоединенных к разным типам
конфигурации сети

Количество ПС 35 кВ, шт. (всего 143 шт.)
Тип сети
Узловая
Замкнутая
Кольцевая
Радиальная
Липецкие ЭС (всего 63 шт.)
19
40
-
4
Елецкие ЭС (всего 45 шт.)
23
17
-
5
Лебедянские ЭС (всего 35 шт.)
12
23
-
-
Итого: шт.
54
79
-
9
в %
37,76%
55,24%

6,29%

Таблица 9.14

Количество ПС, имеющих разные типы присоединения к сети

Количество ПС 35 кВ, шт. (всего 143 шт.)
Тип присоединения
Узловая
Ответвительная
Проходная
Тупиковая
Липецкие ЭС (всего 63 шт.)
6
10
43
4
Елецкие ЭС (всего 45 шт.)
6

31
8
Лебедянские ЭС (всего 35 шт.)
3

31
1
Итого: шт. (143 шт.)
15
10
105
13
в %
10,49%
6,99%
73,43%
9,09%

Как видно из таблицы 9.13, для сети 35 кВ "замкнутый" тип сети является преобладающим (55,24%), реже используется "узловой" тип сети (37,76%).
По мере уменьшения надежности типы конфигурации сети располагаются в следующей последовательности: "узловая", "замкнутая", опирающаяся на два ЦП, замкнутая - "кольцевая" - опирающаяся на один ЦП, и "радиальная"
Количество ПС, имеющих разные типы присоединения к сети, представлено в таблице 9.14. Таблица 9.14 показывает общую статистику типов присоединения подстанций к сети 35 кВ. Для сети 35 кВ основным типом присоединения подстанций к сети является "проходная".
Подстанции ОАО "ЛГЭК" подключены к сети по радиальному типу.
В таблице 9.15 представлена сводная информация:
- по отсутствию РПН на трансформаторах подстанций;
- по отсутствию резервного питания ПС по высокой стороне;
- по количеству однотрансформаторных подстанций;
- по подстанциям, РУ 35 кВ которых выполнены (полностью или частично) на ОД и КЗ.

Таблица 9.15

Показатель
Количество подстанций 35 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (всего 143 шт.)
единица измерения
шт.
%
Отсутствие РПН (на всех или на нескольких трансформаторах)
ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (63 шт.)
41
65,08%
ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)
26
57,78%
ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (35 шт.)
23
65,71%
Итого
90
62,94%
Отсутствие резервного питания ПС по стороне 35 кВ
ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (63 шт.)
9
14,29%
ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)
5
11,11%
ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (35 шт.)
1
2,86%
Итого
15
10,49%
Однотрансформаторные подстанции
ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (63 шт.)
7
11,11%
ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)
8
17,78%
ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (35 шт.)
6
17,14%
Итого
21
14,69%
Подстанции, РУ 35 кВ которых выполнены на ОД и КЗ (полностью или частично)
ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (63 шт.)
25
39,68%
ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)
26
57,78%
ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (35 шт.)
18
51,43%
Итого
69
48,25%

Отсутствие РПН на трансформаторах ухудшает надежность электроснабжения при необходимости регулировать напряжение на шинах НН подстанции. При необходимости повысить или понизить напряжение (при наличии ПБВ) необходимо отключение трансформатора от сети. Замена трансформаторов старых моделей (ТМ, ТАМ) на более современные (ТМН) позволит регулировать напряжение без вывода трансформатора из сети.
Отсутствие резервного питания по высокой стороне (35 кВ) подстанции снижает надежность электроснабжения на порядок. При повреждении ЛЭП подстанция оказывается отключенной до момента устранения неполадки. Из 15 ПС 35 кВ с установленным одним трансформатором только 7 имеют возможность перераспределить часть подключаемой мощности по сетям связи низкого напряжения.
Отсутствие второго трансформатора, так же как отсутствие резервного питания по стороне 35 кВ, снижает надежность электроснабжения. Повреждение трансформатора вызывает перебои в электроснабжении на время, необходимое на его замену или восстановление работоспособности. Из 21 ПС 35 кВ с установленным одним трансформатором только у 10 имеет возможность перераспределить часть подключаемой мощности по сетям связи низкого напряжения.
Согласно представленным данным, практически на половине (48,25%) подстанций 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" в схемах РУ 35 кВ имеет место применение отделителей и короткозамыкателей. Данное оборудование: отделители и короткозамыкатели, морально устарело, и его использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. При выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 35 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, необходимо произвести их замену на элегазовые выключатели. На нескольких подстанциях при подключении трансформаторов применены плавкие предохранители, что также снижает надежность электроснабжения потребителей.
Далее, в разделе 9.2, приведен анализ технического состояния и даны рекомендации по реконструкциям электросетевых объектов 35 кВ. Показана информация по ВЛ 35 кВ, находящимся в неудовлетворительном состоянии, и определены объемы работ по реконструкции. Для ПС 35 кВ, схемы РУ 35 кВ и схема их подключения к энергосистеме имеют отклонения от рекомендуемых, что ухудшает как их надежность, так и надежность сети, даны рекомендации по их переустройству и переустройству сети для повышения их надежности на настоящий период.

9.2. Анализ существующего состояния и рекомендации
по переустройству сети и электросетевых объектов для
повышения их надежности

Перечень ВЛ 35 кВ, находящихся в неудовлетворительном состоянии, представлен в таблице 9.16.
Перечень ВЛ 35 кВ с объемами работ по реконструкции представлен в таблице 9.17.

Таблица 9.16

N
Наименование ВЛ 35 кВ (участка ВЛ 35 кВ)
Протяженность, км
Количество цепей
Провод
Липецкий участок
1
ВЛ 35 кВ Борино



1.1
оп. 1 - 78
14,60
2
АС-95
1.2
отп. на Водозабор
0,70
2
АС-95
1.3
отп. на Троицкая
3,50
2
АС-70
2
ВЛ 35 кВ Грязи-городские



2.1
оп. 1 - 28
5,50
2
АС-95
3
ВЛ 35 кВ ЛОЭЗ



3.1
оп. 1 - 20
3,40
1
АС-70
4
ВЛ 35 кВ Полевая



4.1
оп. 1 - 40
4,87
1
АС-70
Елецкий участок
5
ВЛ 35 кВ Восточная



5.1
оп. 1 - 41
5,90
2
АС-95
6
ВЛ 35 кВ Красная пальна



6.1
оп. 1 - 12 по опорам ВЛ 35 кВ Плоское
1,60
-
АС-70
6.2
оп. 12 - 113
13,80
1
АС-50
7
ВЛ 35 кВ Негачевка



7.1
оп. 33 - 150
20,10
1
АС-50
8
ВЛ 35 кВ Озерки



8.1
оп. 1 - 84
14,00
1
АС-50
Лебедянский участок
9
ВЛ 35 кВ Рождество



9.1
отп. на Сах. завод
2,40
1
АС-50
10
ВЛ 35 кВ Агроном



10.1
от оп. 7 до ПС Агроном
8,74
1
АС-50
10.2
от. ПС Лебедянь до оп. 7
0,47
1
АС-50
11
ВЛ 35 Сергиевка



11.1
уч. от ПС Троекурово - совхозная до ПС Сергиевка
9,20
1
АС-50, АС-70
12
ВЛ 35 кВ Троекурово - совхозная



12.1
уч-ок по опорам ВЛ 35 кВ Агроном
0,55
-
АС-50
13
ВЛ 35 кВ Теплое



13.1
отп. на ПС Данков - сельская
6,50
1
АС-50

Таблица 9.17

Объемы работ по реконструкции ВЛ 35 кВ филиала ОАО "МРСК
Центра" - "Липецкэнерго"

№ п/п
Наименование ВЛ
Протяженность, км
Замена опор
Установка дополнительных опор
Замена проводов
Замена изоляции (опор)
Замена линейной арматуры (опор)
Установка гасителей вибрации, шт.
Замена грозотроса, км
Примечание
Год проведения работ
Участок ПБ СЛЭП Елецкого района УВС
1
ВЛ 35 кВ Красная Пальна
15,4
99
-
№ 12 - 114 - 13,8

С заменой сцепной арматуры
-
№ 1 - 12, № 100 - 114 (3,1) ТК-35
Предусмотреть проектом замену провода с АС-50 на АС-70
2018
Участок ПБ СЛЭП Липецкого района УВС
2
ВЛ 35 кВ Каликино-2
9,8

2




№ 1 - 17 (1,7) ТК-35
Пролет опор № 19 - 20, № 37 - 38 нет габарита
2018
3
ВЛ 35 кВ Трубетчино
22,1
52





№ 1 - 14, № 134 - 145 (3,2) ТК-35

2016
Участок ПБ СЛЭП Лебедянского района УВС
4
ВЛ 35 кВ Каменная Лубна
19,72
160
-
19,72 x 3
160
160
986
1,7 (ТК-35)
Провод, тип опор, тип изоляторов предусмотреть проектом
2016
5
ВЛ 35 кВ Политово
15,55
32
10
АС-50 15,55 x 3
167 (1686 шт.)
С заменой сцепной арматуры
2262
3,3 (ПС-35) № 1 - 15; № 150 - 167

2018
6
ВЛ 35 кВ Дрезгалово-1
21,25
№ 44, № 45 + 38 шт. промежуточных
-
7,2 x 6 (№ 1 - 69 с ВЛ Красное) АС-50 0,7 x 3 (№ 69 - 75)
75 (885 шт.)
С заменой сцепной арматуры № 1 - 75

5,1 (ПС-35) № 111; № 52 - 86; № 204 - 213
Замена переходных опор через Ж/Д двухцепных. Выполнить двойное крепление через Ж/Д
2017

В таблице 9.18 представлены результаты расчета пропускной способности центров питания филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера максимума нагрузки 2013 г.
Нагрузка на ПС 35 кВ Студеновская, находящуюся на балансе ОАО "ЛГЭК", по состоянию на 30.01.2014 составила 12,988 МВт (13,988 МВА) при допустимых 10,5 МВА.
Как видно из представленных расчетов, на части подстанций 35 кВ Липецкой энергосистемы уже в настоящее время существует дефицит мощности. При выходе из строя одного из установленных трансформаторов (режим N-1) переток мощности через оставшийся в работе превышает его номинальное значение. Для повышения надежности электроснабжения необходима замена трансформаторов на более мощные. Окончательное решение по выбору мощности заменяемых трансформаторов будет сделано в разделе 9.3.1 после проведения расчетов по перспективным нагрузкам.
Далее проведен анализ и даны рекомендации по повышению надежности для подстанций:
- имеющих отклонения от рекомендованных (типовых) схем подключения РУ 35 кВ;
- имеющих дефицит мощности;
- имеющих основное оборудование, находящееся в неудовлетворительном или непригодном состоянии;
- имеющих основное оборудование, которое морально устарело и не удовлетворяет современным требованиям по надежности.

Таблица 9.18

Расчет пропускной способности Центров питания филиала ОАО
"МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера
максимума нагрузки 2013 г.


№ п/п
Наименование центра питания
Текущий дефицит
Установленная мощность трансформаторов Sуст. с указанием их количества, шт./МВА
Полная мощность ЦП по результатам замера максимума нагрузки, МВА
Полная мощность, перераспределяемая в соответствии с ПТЭ, МВА за время
Полная мощность с учетом перераспределения, МВА
Допустимая нагрузка расчетная в режиме n-1, МВА
Дефицит/профицит ЦП, МВА
МВА
Мин.
1
2
3
4
5
6
7
9
10
1
ПС 35/10 кВ Веселое
2,5
0,16
0,10
90
0,06
0,10
0
2
ПС 35/10 кВ Кр. Пальна
3,2
0,76
0,50
180
0,26
0,50
-0,26
3
ПС 35/10 кВ Каменка
2,5
0,64
0,00
0
0,64
0,00
-0,64
4
ПС 35/10 кВ Красотыновка
2,5
0,81
0,40
50
0,41
0,40
-0,41
5
ПС 35/10 кВ Озерки
2,5
0,11
0,00
0
0,11
0,00
0
6
ПС 35/10 кВ Панкратовка
2,5
0,54
0,05
90
0,49
0,05
-0,49
7
ПС 35/10 кВ Преображенье
2,5
0,27
0,16
40
0,11
0,16
0
8
ПС 35/10 кВ Яковлево
2,5
0,84
0,00
0
0,84
0,00
-0,84
9
ПС 35/10 кВ Первомайская
2,5
0,98
0,70
60
0,28
0,70
-0,28
10
ПС 35/10 кВ Каменная Лубна
2,5
0,61
0,61
90
0,00
0,61
0,00
11
ПС 35/10 кВ Знаменка
2,5
0,69
0,00
0
0,69
0,00
-0,69
12
ПС 35/10 кВ Пиково
2,5
0,61
0,00
0
0,61
0,00
-0,61
13
ПС 35/10 кВ Никольское
4
0,31
0,31
120
0,00
0,00
0,00
14
ПС 35/6 кВ Дружба
5,6
КРУНН 6 кВ абонент.





15
ПС 35/10 кВ Песковатка
1,6
0,47
0,13
30
0,34
0,13
-0,34
16
ПС 35/6 кВ Новониколаевка
4
0,72
0,00
0
0,72
0,00
-0,72
17
ПС 35/10 кВ Синдякино
2,5
0,22
0,00
0
0,22
0,00
-0,22
18
ПС 35/10 кВ Курино
2,5
0,59
0,09
40
0,50
0,09
-0,50
19
ПС 35/10 кВ Новодубовое
2,5
1,46
0,00
0
1,46
0,00
-1,46
20
ПС 35/10 кВ Березовка
2,5
0,00
0,00
0
0,00
0,00
0,00
21
ПС 35/6 кВ Карьер
4
0,02
0,00
0
0,02
0,00
0,0
22
ПС 35/10 кВ Авангард
4 + 4
1,90
0,50
60
1,40
4,20
2,80
23
ПС 35/10 кВ Афанасьево
2,5 + 2,5
1,67
0,00
0
1,67
2,63
0,96
24
ПС 35/10 кВ Бабарыкино
2,5 + 2,5
0,84
0,30
60
0,54
2,63
2,09
25
ПС 35/10 кВ Аврора
2,5 + 2,5
0,96
0,40
60
0,56
2,63
2,07
26
ПС 35/10 кВ Б. Боевка
2,5 + 2,5
0,36
0,22
180
0,14
2,63
2,49
27
ПС 35/10 кВ Борки
2,5 + 2,5
1,02
0,00
0
1,02
2,63
1,61
28
ПС 35/6 кВ Восточная
10 + 16
6,02
1,15
15
4,87
10,50
5,63
29
ПС 35/10 кВ Васильевка
2,5 + 2,5
0,64
0,10
30
0,54
2,63
2,09
30
ПС 35/10 кВ Воронец
4 + 4
2,24
0,00
0
2,24
4,20
1,96
31
ПС 35/6 кВ Голиково
1,8 + 1,6
0,89
0,80
140
0,09
1,68
1,59
32
ПС 35/10 кВ Гатище
2,5 + 2,5
0,38
0,10
80
0,28
2,63
2,35
33
ПС 35/10 кВ Гнилуша
6,3 + 6,3
1,45
0,20
70
1,25
6,62
5,37
34
ПС 35/10 кВ Грызлово
2,5+2,5
0,89
0,30
60
0,59
2,63
2,04
35
ПС 35/10 кВ Жерновное
2,5 + 2,5
0,52
0,41
80
0,11
2,63
2,52
36
ПС 35/10 кВ Задонск - сельск.
3,2 + 4
1,88
0,00
0
1,88
3,36
1,48
37
ПС 35/10 кВ Захаровка
2,5 + 2,5
0,43
0,13
60
0,30
2,63
2,33
38
ПС 35/10 кВ Казаки
4 + 4
1,52
0,00
0
1,52
4,20
2,68
39
ПС 35/10 кВ Колесово
6,3 + 6,3
2,89
0,30
30
2,59
6,62
4,03
40
ПС 35/10 кВ Князево
2,5 + 2,5
0,31
0,00
0
0,31
2,63
2,32
41
ПС 35/10 кВ Кириллово
2,5 + 2,5
0,62
0,00
0
0,62
2,63
2,01
42
ПС 35/10 кВ Ксизово
2,5 + 2,5
0,20
0,00
0
0,20
2,63
2,43
43
ПС 35/10 кВ Ламское
2,5 + 2,5
1,60
0,24
180
1,36
2,63
1,27
44
ПС 35/10 кВ Казачье
2,5 + 2,5
0,35
0,00
0
0,35
2,63
2,28
45
ПС 35/10 кВ Лебяжье
2,5 + 1,6
0,27
0,00
0
0,27
1,68
1,41
46
ПС 35/10 кВ Ломовец
1,6 + 2,5
0,38
0,00
0
0,38
1,68
1,30
47
ПС 35/10 кВ Ольшанец
2,5 + 4
1,17
0,00
0
1,17
2,63
1,46
48
ПС 35/10 кВ Плоское
4 + 4
3,47
0,80
140
2,67
4,20
1,53
49
ПС 35/10 кВ Стегаловка
2,5 + 3,2
0,43
0,10
80
0,33
2,63
2,30
50
ПС 35/10 кВ Солидарность
4 + 4
2,21
1,20
70
1,01
4,20
3,19
51
ПС 35/10 кВ Тимирязево
4 + 4
1,22
0,30
60
0,92
4,20
3,28
52
ПС 35/10 кВ Талица
2,5 + 2,5
1,82
0,20
110
1,62
2,63
1,01
53
ПС 35/10 кВ II-е Тербуны
2,5 + 2,5
1,26
0,00
0
1,26
2,63
1,37
54
ПС 35/10 кВ Тихий Дон
4+4
0,62
0,13
60
0,49
4,20
3,71
55
ПС 35/10 кВ Хитрово
6,3 + 6,3
1,06
0,00
0
1,06
6,62
5,56
56
ПС 35/10 кВ Чернава
2,5 + 2,5
1,63
0,00
0
1,63
2,63
1,00
57
ПС 35/10 кВ Чернолес
2,5 + 2,5
0,32
0,00
0
0,32
2,63
2,31
58
ПС 35/6 кВ ПС № 5
6,3 + 3,2
1,37
0,00
0
1,37
3,36
1,99
59
ПС 35/10 кВ Красное
4 + 4
2,69
1,30
150
1,39
4,20
2,81
60
ПС 35/10 кВ Теплое
2,5 + 2,5
1,34
1,34
150
0,00
2,63
2,63
61
ПС 35/10 кВ Данков - сельская
6,3 + 6,3
4,91
2,10
40
2,81
6,62
3,81
62
ПС 35/10 кВ Колыбельская
2,5 + 2,5
1,01
0,00
0
1,01
2,63
1,62
63
ПС 35/10 кВ Топки
2,5 + 2,5
0,64
0,64
120
0,00
2,63
2,63
64
ПС 35/10 кВ Агроном
4 + 6,3
1,88
1,00
60
0,88
4,20
3,32
65
ПС 35/10 кВ Троекурово - совхозная
2,5 + 2,5
1,70
1,00
60
0,70
2,63
1,93
66
ПС 35/10 кВ Гагарино
1,8 + 1,8
0,43
0,43
120
0,00
1,89
1,89
67
ПС 35/10 кВ Раненбург
1,6 + 1,6
2,00
0,30
120
1,70
1,68
0,0
68
ПС 35/10 кВ Сергиевка
2,5 + 2,5
0,31
0,31
60
0,00
2,63
2,63
69
ПС 35/10 кВ Дрезгалово
1,6 + 1,6
0,72
0,40
60
0,32
1,68
1,36
70
ПС 35/10 кВ Долгое
2,5 + 2,5
0,26
0,00
0
0,26
2,63
2,37
71
ПС 35/10 кВ Воскресеновка
1,6 + 1,6
0,45
0,00
0
0,45
1,68
1,23
72
ПС 35/10 кВ Сапрыкино
1,6 + 2,5
0,53
0,00
0
0,53
1,68
1,15
73
ПС 35/10 кВ Новополянье
2,5 + 2,5
0,48
0,00
0
0,48
2,63
2,15
74
ПС 35/10 кВ Ведное
2,5 + 2,5
0,85
0,30
180
0,55
2,63
2,08
75
ПС 35/10 кВ Бигильдино
2,5 + 2,5
0,82
0,35
60
0,47
2,63
2,16
76
ПС 35/10 кВ Культура
2,5 + 2,5
0,94
0,94
60
0,00
2,63
2,63
77
ПС 35/10 кВ Борятино
2,5 + 2,5
0,43
0,43
60
0,00
2,63
2,63
78
ПС 35/10 кВ Б. Попово
2,5 + 2,5
1,46
1,46
90
0,00
2,63
2,63
79
ПС 35/10 кВ Б. Избищи
2,5 + 2,5
1,38
1,00
60
0,38
2,63
2,25
80
ПС 35/10 кВ Полибино
2,5 + 2,5
0,29
0,00
0
0,29
2,63
2,34
81
ПС 35/10 кВ Дубрава
2,5 + 2,5
0,21
0,00
0
0,21
2,63
2,42
82
ПС 35/10 кВ Хрущево
2,5 + 2,5
0,49
0,00
0
0,49
2,63
2,14
83
ПС 35/10 кВ Б. Верх
2,5 + 2,5
0,50
0,00
0
0,50
2,63
2,13
84
ПС 35/10 кВ Головинщино
2,5 + 2,5
0,80
0,00
0
0,80
2,63
1,83
85
ПС 35/10 кВ Яблонево
2,5 + 2,5
0,84
0,00
0
0,84
2,63
1,79
86
ПС 35/10 кВ Политово
2,5+ 2,5
0,87
0,00
0
0,87
2,63
1,76
87
ПС 35/10 кВ Комплекс
4 + 4
0,96
0,96
120
0,00
4,20
4,20
88
ПС 35/10 кВ № 1
4 + 4
4,21
0,00
0
4,21
4,20
0,0
89
ПС 35/6 кВ № 2
2,5 + 1
1,82
0,00
0
1,82
1,05
-0,77
90
ПС 35/10 кВ № 3
2,5 + 2,5
2,67
0,77
75
1,90
2,63
0,73
91
ПС 35/6 кВ № 4
4 + 4
4,21
1,46
70
2,75
4,20
1,45
92
ПС 35/6 кВ Грязи-город
6,3 + 5,6
3,69
1,50
50
2,19
5,88
3,69
93
ПС 35/10 кВ Бутырки
5,6 + 6,3
5,94
0,75
40
5,19
5,88
0,69
94
ПС 35/10 кВ Ярлуково
3,2 + 4
3,48
0,36
60
3,12
3,36
0,24
95
ПС 35/10 кВ Княжья Байгора
1,6 + 1,6
0,44
0,07
40
0,37
1,68
1,31
96
ПС 35/10 кВ Правда
4 + 2,5
1,12
0,00
0
1,12
2,63
1,51
97
ПС 35/10 кВ Красная Дубрава
2,5 + 2,5
0,56
0,23
130
0,33
2,63
2,30
98
ПС 35/10 кВ Матыра
4 + 3,2
3,46
0,00
0
3,46
3,36
-0,10
99
ПС 35/10 кВ Вперед
4 + 4
0,84
0,00
0
0,84
4,20
3,36
100
ПС 35/10 кВ Малей
4 + 2,5
0,68
0,20
60
0,48
2,63
2,15
101
ПС 35/10 кВ СХТ
2,5 + 1,6
1,93
0,64
30
1,29
1,68
0,39
102
ПС 35/10 кВ Сошки
4 + 4
0,67
0,47
60
0,20
4,20
4,00
103
ПС 35/6 кВ Таволжанка
4 + 4
5,23
0,50
40
4,73
4,20
-0,53
104
ПС 35/10 кВ Трубетчино
2,5 + 2,5
1,57
0,00
0
1,57
2,63
1,06
105
ПС 35/10 кВ Ратчино
2,5 + 2,5
1,41
0,00
0
1,41
2,63
1,22
106
ПС 35/10 кВ Каликино
3,2 + 3,2
1,75
0,00
0
1,75
3,36
1,61
107
ПС 35/10 кВ Борисовка
4 + 2,5
3,55
0,00
0
3,55
2,63
-0,93
108
ПС 35/10 кВ Введенка
4 + 4
3,54
0,00
0
3,54
4,20
0,66
109
ПС 35/10 кВ Грязное
4 + 4
1,44
0,00
0
1,44
4,20
2,76
110
ПС 35/10 кВ Борино
4 + 4
4,59
0,92
75
3,67
4,20
0,53
111
ПС 35/10 кВ Частая Дубрава
2,5 + 4
1,87
1,55
115
0,32
2,63
2,31
112
ПС 35/10 кВ Троицкая
2,5 + 4
2,72
0,00
0
2,72
2,63
-0,10
113
ПС 35/6 кВ Вешаловка
2,5 + 2,5
0,79
0,00
0
0,79
2,63
1,84
114
ПС 35/10 кВ Пружинки
2,5 + 2,5
0,74
0,00
0
0,74
2,63
1,89
115
ПС 35/10 кВ Стебаево
2,5 + 2,5
0,82
0,35
80
0,47
2,63
2,16
116
ПС 35/10 кВ Хлебопродукты
6,3 + 6,3
4,79
0,75
30
4,04
6,62
2,58
117
ПС 35/10 кВ Сенцово
10 + 10
6,26
0,26
40
6,00
10,50
4,50
118
ПС 35/10 кВ Мясокомбинат
6,3 + 6,3
4,35
1,75
60
2,60
6,62
4,02
119
ПС 35/6 кВ Птицефабрика
4 + 4
1,43
0,00
0
1,43
4,20
2,77
120
ПС 35/6 кВ Водозабор
10 + 10
0,91
0,00
0
0,91
10,50
9,59
121
ПС 35/10 кВ Петровская
2,5 + 4
0,62
0,23
170
0,39
2,63
2,24
122
ПС 35/10 кВ Лебедянка
2,5 + 2,5
0,68
0,00
0
0,68
2,63
1,95
123
ПС 35/10 кВ Новочеркутино
4 + 4
1,03
0,20
170
0,83
4,20
3,37
124
ПС 35/10 кВ Ивановка
2,5 + 2,5
1,02
0,13
160
0,89
2,63
1,74
125
ПС 35/10 кВ Поддубровка
2,5 + 2,5
1,45
0,80
100
0,65
2,63
1,98
126
ПС 35/10 кВ Плавица
1,6+1,6
0,72
0,16
40
0,56
1,68
1,12
127
ПС 35/10 кВ Паршиновка
1,6 + 2,5
0,39
0,00
0
0,39
1,68
1,29
128
ПС 35/10 кВ Талицкий Чамлык
3,2 + 4
1,48
0,58
130
0,90
3,36
2,46
129
ПС 35/10 кВ Демшинка
2,5 + 2,5
0,46
0,00
0
0,46
2,63
2,17
130
ПС 35/10 кВ Березняговка
1,6 + 1,6
1,17
0,64
130
0,53
1,68
1,15
131
ПС 35/10 кВ Дмитриевка
2,5 + 2,5
0,73
0,16
70
0,57
2,63
2,06
132
ПС 35/10 кВ Пашково
2,5 + 2,5
1,40
0,93
120
0,47
2,63
2,16
133
ПС 35/10 кВ Московка
1,6 + 1,6
1,17
0,00
0
1,17
1,68
0,51
134
ПС 35/10 кВ Бочиновка
4 + 4
2,76
0,64
150
2,12
4,20
2,08
135
ПС 35/10 кВ Федоровка
2,5 + 2,5
0,37
0,38
150
-0,01
2,63
2,64
136
ПС 35/10 кВ Куликово
2,5 + 2,5
0,46
0,31
120
0,15
2,63
2,48
137
ПС 35/10 кВ Конь-Колодезь
2,5 + 2,5
1,78
0,00
0
1,78
2,63
0,85
138
ПС 35/10 кВ Дмитряшевка
2,5 + 2,5
0,36
0,00
0
0,36
2,63
2,27
139
ПС 35/10 кВ Речная
4 + 4
1,18
0,00
0
1,18
4,20
3,02
140
ПС 35/10 кВ Негачевка
2,5 + 2,5
0,66
0,00
0
0,66
2,63
1,97
141
ПС 35/10 кВ Карамышево
10 + 10
0,88
0,00
0
0,88
10,50
9,62
142
ПС 35/10 кВ Тюшевка
4 + 4
1,08
0,00
0
1,08
4,20
3,12
143
ПС 35/10 кВ Сселки
10 + 10
2,44
0,00
0
2,44
10,5
8,06

Цветом выделены подстанции, к которым в настоящее время подключение новых мощностей закрыто.

Липецкий участок службы подстанций и службы воздушных линий

- ПС "№ 1" - на подстанции установлены два трансформатора Т1 и Т2 (ТМН-4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 4,21 МВА, при допустимом значении 4,2 МВА. При выходе из строя любого из трансформаторов оставшийся в работе будет загружен на 105%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.
- ПС "№ 2" - существующая схема подстанции - нетиповая. Несмотря на то, что к подстанции подходят две ВЛ 35 кВ, фактически подстанция, при существующей схеме РУ 35 кВ, имеет одно питание по стороне высшего напряжения. При аварии на шинах 35 кВ (или на любой из питающих линий) происходит полное погашение всей подстанции и одного трансформатора ПС 35 кВ Птицефабрика. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ по схеме 35-5АН. Данная реконструкция может быть связана с относительно небольшими затратами (установка ячейки секционного выключателя 35 кВ и переключения линий 35 кВ на секции шин подстанции). На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМ-1000/35) и Т2 (ТМ-2500/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 1,82 МВА, при допустимом 1,05 МВА. При выходе из строя Т2 (2,5 МВА) оставшийся в работе Т1 будет загружен на 182%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.
- ПС "№ 3" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция является узловой, но РУ 35 кВ выполнено не по схеме для узловых подстанций. При наличии подходящих к ПС трех ВЛ 35 кВ подстанция по сути имеет одно питание по высшему напряжению. При аварии на одном трансформаторе или на шинах 35 кВ происходит погашение всей подстанции и подключенных к ней потребителей. Рекомендуется провести реконструкцию РУ 35 кВ по схеме 35-9, установив 3 ячейки выключателей 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установка одной ячейки элегазового выключателя 35 кВ и замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. При проведении реконструкции в 2016 году рекомендуется также установить дополнительно еще 2 ячейки элегазовых включателей 35 кВ, доведя схему до 35-9.
- ПС "№ 4" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция включена в транзит и является проходной. Существующая схема РУ 35 кВ, несмотря на установленные четыре выключателя 35 кВ, является ненадежной. При аварии на шинах 35 кВ или на ВЛ 35 кВ № 4 происходит полное погашение подстанции № 4 и одного трансформатора на ПС Птицефабрика. Рекомендуется ячейку резервного выключателя при реконструкции переустановить как секционную, доведя схему подстанции до 35-5АН. В 2013 году на подстанции проведены работы по установке 10 ячеек вакуумных выключателей 10 (6) кВ.
- ПС "Березняговка" - существующая схема подстанции - нетиповая (в цепях трансформаторов установлены отделители и короткозамыкатели). Подстанция включена в транзит 35 кВ. Рекомендуется выполнить данную подстанцию по схеме 35-5АН, установив две ячейки выключателей 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется установка восьми вакуумных выключателей 10 кВ.
- ПС "Борисовка" - на подстанции установлено два трансформатора Т1 (ТМН-4000/35/10) и Т2 (ТМ-2500/35/10). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 3,55 МВА, при допустимом 2,625 МВА. При выходе из строя Т1 загрузка Т2 составит 142%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.
- ПС "Бочиновка" - по целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена восьми установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Бутырки" - так же как и ПС № 4, подстанция включена в транзит 35 кВ. Несмотря на четыре установленных ячейки выключателя, существует возможность полного погашения подстанции при аварии и ремонтных работах на шинах 35 кВ. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ на подстанции. В таком случае при любой аварии один трансформатор всегда будет оставаться под напряжением.
- ПС "Введенка" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция включена в транзит 35 кВ. Рекомендуется выполнить реконструкцию данной подстанции по схеме 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя в соответствии с нормативными требованиями. В 2013 году на подстанции были проведены работы по установке 11 вакуумных выключателей 10 кв. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется замена двух установленных выключателей 35 кВ на элегазовые и установка ячейки секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Вешаловка" - подстанция, аналогично ПС 35 кВ Бутырки, является проходной и включена в транзит 35 кВ. Также, несмотря на четыре установленных выключателя, существует возможность полного погашения подстанции при аварии и ремонтных работах на шинах 35 кВ. Рекомендуется установить секционный выключатель 35 кВ и выполнить РУ подстанции по схеме 35-9. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Вперед" - ситуация с подстанцией полностью аналогична ПС "Введенка". РУ 35 кВ рекомендуется выполнить по схеме 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется замена двух установленных выключателей 35 кВ на элегазовые. При проведении реконструкции (замене выключателей) рекомендуем также установить ячейку секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Грязи-город" - РУ 35 кВ подстанции имеет 5 присоединений (2 трансформатора и 3 ВЛ 35 кВ), но выполнено не по типовой схеме для таких ПС. В 2013 году время были проведены работы по установке одной ячейки выключателя 35 кВ по целевой программе повышения надежности. Также планируется в 2014 году установка еще одной ячейки выключателя 35 кВ. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-9, для чего дополнительно установить на подстанции еще три ячейки выключателей 35 кВ.
- ПС "Грязное" - подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. Несмотря на четыре установленных ячейки выключателя, существует возможность полного погашения подстанции при аварии в точке присоединения линий и трансформаторов. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ и выполнить РУ подстанции по схеме 35-5Н.
- ПС "Демшинка" - по целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена восьми установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Дмитряшевка" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. При аварии или ремонтных работах на шинах 35 кВ происходит погашение обоих трансформаторов подстанции. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5Н, установив дополнительно две ячейки выключателей 35 кВ. Также установленный на подстанции трансформатор ТМ-2500/35/10 находится в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Ивановка" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5Н, установив дополнительно ячейку секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Каликино" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. Рекомендуется выполнить по схеме 35-9, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Карамышево" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена девяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Княжья Байгора" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ рекомендуется выполнить по схеме 35-5Н. При существующей схеме имеется общая точка подключения трансформаторов и линий, и при аварии в этом месте происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена 11 установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Конь-Колодезь" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой двух ячеек выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Курино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ с установкой одной ячейки выключателя 35 кВ в цепи трансформатора. В случае расширения подстанции с установкой второго трансформатора рекомендуется будет установить еще одну ячейку выключателя, доведя схему до 35-5Н. В 2013 году на подстанции были выполнены работы по установке 6 ячеек вакуумных выключателей 10 кВ.
- ПС "Лебедянка" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме, имеющей весьма низкую надежность. Подключение силовых трансформаторов выполнено на плавких предохранителях. При аварии на подходящих линиях 35 кВ или на шинах 35 кВ происходит погашение всей подстанции. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-9, установив 6 ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Малей" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Матыра" - подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ Казинка-ПС № 1-Матыра-ГПП-3, однако РУ 35 кВ выполнено по схеме 4Н. Рекомендуется реконструировать РУ-35 кВ до схемы 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ. В 2013 году по целевой программе повышения надежности были проведены работы по замене вводного масляного выключателя на элегазовый. В 2014 году планируется провести работы по замене второго вводного масляного выключателя на элегазовый. Рекомендуется в 2014 году совместно с заменой второго выключателя установить также ячейку секционного выключателя 35 кВ.
На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМН-4000/35) и Т2 (ТМР-3200/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 3,46 МВА, при допустимом 3,36 МВА. При выходе из строя Т1 (4 МВА) оставшийся в работе Т2 будет загружен 108,25%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.
- ПС "Новодубовое" - РУ 35 кВ выполнено с применением ОД и КЗ по схеме, являющейся нетиповой для проходных подстанций. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой ячейки выключателя 35 кВ по схеме 35-5АН. В 2014 году по целевой программе повышения надежности на подстанции планируется замена пяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Новониколаевка" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. При аварии на питающих ВЛ, ошиновке ПС или на трансформаторе обесточенной оказывается на только вся ПС 35 кВ Новониколаевка, но и СШ2 на ПС 35 кВ Сенцово. Рекомендуется установить выключатель 35 кВ в цепи трансформатора подстанции для повышения надежности электроснабжения.
- ПС "Новочеркутино" - В 2015 году по целевой программе повышения надежности на подстанции планируется замена одиннадцати установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Паршиновка" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена шести установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Пашково" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. Рекомендуется выполнить по схеме 35-9, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Песковатка" - подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ, схема подстанции - нетиповая. При аварии на шинах ПС или трансформаторе отключается кроме самой подстанции еще и ПС 35 кВ СХТ. Рекомендуется выполнить реконструкцию РУ 35 кВ по схеме 35-3 и перезавести ВЛ 35 кВ, сделав ПС ответвительной.
- ПС "Поддубровка" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанций с заменой ОД и КЗ на выключатели. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, установив дополнительно две ячейки выключателя 35 кВ.
- ПС "Правда" - в цепи трансформатора Т-1 установлен ОД и КЗ. При аварии в трансформаторе происходит кратковременное погашение трех подстанций 35 кВ в результате срабатывания короткозамыкателя и отключения транзита от ПС Хворостянка. Рекомендуется демонтировать ОД и КЗ, установив ячейку выключателя (схема 35-5АН). По целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется установка четырех вакуумных выключателей 10 кВ и в 2016 году планируется установка ячейки элегазового выключателя 35 кВ и замена шести установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Пружинки" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с применением ОД и КЗ, что является нарушением существующих нормативов. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Птицефабрика" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов - с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой двух ячеек выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установка двух ячеек элегазовых выключателей 35 кВ.
- ПС "Речная" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на две ячейки выключателей. РУ 35 кВ выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Сельхозтехника" (СХТ) - на РУ 35 кВ подстанции установлены ОД и КЗ, что является нарушением существующих нормативов. При аварии на любом из трансформаторов происходит отключение всей подстанции. Рекомендуется произвести замену ОД и КЗ на две ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-4Н.
- ПС "Сенцово" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется установка одного вакуумного выключателя 10 кВ.
- ПС "Синдякино" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой ячейки выключателя в цепь трансформатора. В случае расширения подстанции, с установкой второго трансформатора, рекомендуется будет установить дополнительно еще одну ячейку выключателя, доведя схему до 35-5АН.
- ПС "Стебаево" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5АН, установив дополнительно две ячейки выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена 11 установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Таволжанка" - на подстанции установлены два трансформатора Т1 и Т2 (ТМН-4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 5,23 МВА, при допустимом 4,2. При выходе из строя любого из трансформаторов оставшийся в работе будет загружен на 130,75%. Перераспределение нагрузки по существующим сетям связи у подстанции составляет 0,5 МВА. При перераспределении нагрузки по существующим сетям связи перегрузка составит 118,25%. В 2013 году на подстанции были проведены работы по установке девяти вакуумных выключателей 10 кВ.
- ПС "Талицкий Чамлык" - РУ 35 кВ выполнено по схеме, нетиповой для проходных подстанций, включенных в транзит. Рекомендуется реконструкция РУ 35 кВ до схемы 35-5АН, для чего установить две ячейки выключателей 35 кВ. В 2015 году по целевой программе повышения надежности на подстанции планируется установка десяти вакуумных выключателей 10 кВ.
- ПС "Троицкая" - на подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМ-2500/35) и Т2 (ТМ-4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 2,72 МВА, при допустимом 2,63. При выходе из строя Т1 оставшийся в работе будет загружен на 108,8%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.
- ПС "Трубетчино" - в цепи трансформаторов установлены предохранители. Несмотря на подходящие к ПС две ВЛ 35 кВ, при существующей схеме РУ 35 кВ подстанция фактически имеет одно питание и при аварии возможно полное погашение подстанции, обеих ВЛ 35 кВ и Т2 на ПС 35 кВ Б. Избищи. Рекомендуется выполнить реконструкцию РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-5Н, установив три ячейки выключателей 35 кВ.
- ПС "Тюшевка" - по целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена пяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Хлебопродукты" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена девяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Частая Дубрава" - в цепи трансформаторов установлены ОД и КЗ. В соответствии с нормативными документами данная схема (укрупненный блок - блок линия-2 трансформатора) является начальным этапом развития схемы 35-4 и должна выполняться с выключателями 35 кВ. Рекомендуется заменить ОД и КЗ в цепи трансформаторов на ячейки выключателей и для повышения надежности перевести данную подстанцию с отпаечной в проходную путем строительства второго захода ВЛ 35 кВ. При этом РУ 35 кВ необходимо выполнить по схеме 35-5Н. В 2013 начата реконструкция ПС "Частая Дубрава". Заменен трансформатор Т2 2,5 МВА на 4 МВА. Замену трансформатора Т1 планируется осуществить в первой половине 2014 года. В 2017 году согласно целевой программе повышения надежности на подстанции планируется установка десяти вакуумных выключателей 10 кВ.
- ПС "Ярлуково" - подстанция включена в транзит 35 кВ. Рекомендуется выполнить реконструкцию РУ 35 кВ данной подстанции по схеме 35-5Н, с установкой ячейки секционного выключателя. В 2013 году, по целевой программе надежности, были выполнены работы по замене одного из вводных выключателей 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена второго установленного вводного выключателя 35 кВ. Также в 2018 году на подстанции планируется замена шести установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

Елецкий участок службы подстанций и службы воздушных линий

- ПС "2-е Тербуны" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "№ 5" - является проходной. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Для повышения надежности электроснабжения РУ 35 кВ рекомендуется реконструировать до схемы 35-5АН. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора Т2 ТМ-6300/35/6, находящегося в неудовлетворительном состоянии. В 2013 году на подстанции были проведены работы по установке вакуумного выключателя 10 кВ.
- ПС "Аврора" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5АН.
- ПС "Б. Боевка" - подстанция подключена одной ВЛ 35 кВ от ПС 35 кВ Хитрово. В схеме подстанции применены ОД и КЗ, с нарушением существующих нормативов. При аварии на трансформаторах или системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется реконструировать РУ 35 кВ до схемы 35-4Н, установив дополнительно одну ячейку выключателя 35 кВ.
- ПС "Бабарыкино" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется установка двух ячеек элегазовых выключателей 35 кВ.
- ПС "Борки" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с применением ОД и КЗ, что противоречит существующим нормативам. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Васильевка" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Воронец" - подстанция подключена от РУ 35 кВ ПС 220 кВ Елецкая двумя линиями, подключенными через ОД и КЗ. При аварии на секциях шин или Т1 ПС 35 кВ Воронец происходит отключение транзита Казаки - Афанасьево - Чернава. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установить две ячейки элегазовых выключателей 35 кВ.
- ПС "Восточная" - подстанция, имеющая по сути пять присоединений (три линии и два трансформатора), имеет схему, не являющуюся типовой для этого количества присоединений. Рекомендуется реконструировать подстанцию по схеме 35-9. Для этого дополнительно установить 3 ячейки выключателей 35 кВ. Также рекомендуется завести на ПС 35 кВ Восточная ответвление от ПС 35 кВ ИТК с установкой еще одной ячейки выключателя 35 кВ. Это повысит надежность электроснабжения, т.к. любая авария на ПС 35 кВ ИТК или ВЛ 35 кВ отключает трансформатор Т1 на ПС 35 кВ Восточная.
- ПС "Гатище" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме с применением ОД и КЗ. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. При существующей схеме сети при аварии на системе шин 35 кВ происходит полное погашение ПС Гатище и одного трансформатора ПС Борки. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ ПС Гатище по схеме 35-5Н, установив две ячейки выключателей 35 кВ.
- ПС "Гнилуша" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме, с применением ОД и КЗ. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. При аварии на системе шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ ПС Гнилуша по схеме 35-5Н путем установки ячейки секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Голиково" - РУ 35 кВ выполнено по блочной схеме, которая применяется для тупиковых и отпаечных подстанций. Данная подстанция включена в транзит 35 кВ и должна быть выполнена по схеме "мостик". Авария на любой из систем шин приводит к полному погашению ПС. Рекомендуется достроить РУ 35 кВ до схемы 35-5Н путем установки ячейки секционного выключателя.
- ПС "Задонск - сельская" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме, с применением ОД и КЗ. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. При аварии на системе шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя. В 2013 году на подстанции были проведены работы по замене силового трансформатора, вместо 1,6 МВА установлен трансформатор 4 МВА.
- ПС "Захаровка" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Каменка" - является проходной. В 2014 году планируется замена установленного вводного масляного выключателя 35 кВ на элегазовый. В 2017 году планируется замена второго установленного вводного масляного выключателя 35 кВ на элегазовый. При отсутствии долгосрочной перспективы по установке второго трансформатора рекомендуется перевести силовой выключатель из цепи ВЛ 35 кВ Каменка в цепь трансформатора. Таким образом, при аварии на трансформаторе не будет происходить разрыв транзита Становое - Каменка - Бабарыкино - Ламская.
- ПС "Князево" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена одного установленного масляного выключателя 10 кВ на вакуумный.
- ПС "Красная Пальна" - РУ 35 кВ имеет четыре присоединения (1 трансформатор и три линии), но выключатель установлен только в цепи трансформатора. При аварии на любой из трех подходящих линий произойдет погашение двух подстанций: Красная Пальна и Чернолес. Рекомендуется установить ячейки выключателей 35 кВ в цепях линий, а при дальнейшем развитии подстанции (установка второго трансформатора) РУ 35 кВ довести до схемы 35-9, установив еще одну ячейку выключателя 35 кВ.
- ПС "Красотыновка" - на РУ 35 кВ подстанции установлена только одна ячейка секционного выключателя. При аварии на трансформаторе подстанции происходит отключение ПС 35 кВ Веселое. Для повышения надежности рекомендуется установить ячейку выключателя в цепь трансформатора. В дальнейшей перспективе, при установке второго трансформатора - довести схему до 35-5АН.
- ПС "Ксизово" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. Рекомендуется реконструировать подстанцию по схеме "мостик", установив дополнительно две ячейки выключателей 35 кВ в цепи трансформаторов по схеме 35-5АН.
- ПС "Ламская" - является проходной. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. В 2014 году, по целевой программе повышения надежности, планируется замена установленных вводных масляных выключателей 35 кВ на элегазовые. Рекомендуется при реконструкции подстанции также установить ячейку секционного выключателя.
- ПС "Лебяжье" - подстанция является проходной. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н.
- ПС "Ломовец" - подстанция является проходной. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется установка двух вводных ячеек элегазовых выключателей 35 кВ (вместо масляных). Рекомендуется при проведении реконструкции установить ячейку секционного выключателя.
- ПС "Озерки" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с демонтажем ОД и КЗ и установкой ячейки выключателя 35 кВ в цепь трансформатора.
- ПС "Ольшанец" - является проходной. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н.
- ПС "Панкратовка" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. Рекомендуется реконструировать подстанцию по схеме "мостик", установив дополнительно ячейку выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется установка одной ячейки элегазового выключателя 35 кВ.
- ПС "Плоское" - является проходной подстанцией. Рекомендуется установить секционный выключатель 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется реконструировать до схемы 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя.
- ПС "Стегаловка" - является проходной. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМР-3200/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Талица" - является узловой, но выполнена не по типовой схеме. Рекомендуется осуществить реконструкцию РУ 35 кВ до схемы 35-9. Установить три ячейки выключателей 35 кВ.
- ПС "Тихий Дон" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Чернава" - является проходной. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена вводного масляного выключателя 35 кВ на элегазовый. Рекомендуется при реконструкции также установить ячейку секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Чернолес" - схема присоединения для тупиковых подстанций нетиповая. Рекомендуется установить ячейку выключателя 35 кВ в цепи трансформатора Т1, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на трансформаторе Т1 происходит полное погашение подстанции. В 2013 году на подстанции были проведены работы по установке девяти вакуумных выключателей.
- ПС "Яковлево" - является узловой подстанцией. Для увеличения надежности электроснабжения рекомендуется установить ячейку выключателя 35 кВ в цепь трансформатора, так как при аварии на трансформаторе происходит размыкание транзитов 35 кВ. В случае расширения подстанции рекомендуется реконструировать схему до 35-9.

Лебедянский участок службы подстанций и службы
воздушных линий

- ПС "Агроном" - является узловой, но выполнена не по типовой схеме. При аварии на ВЛ 35 кВ Агроном, не имеющей выключателя, или на шинах подстанции происходит ее полное погашение. В 2013 году были выполнены работы по установке одной ячейки выключателя 35 кВ по целевой программе повышения надежности. Рекомендуется осуществить реконструкцию РУ 35 кВ до схемы 35-9, для этого рекомендуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Барятино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанций выполнить по схеме 35-5Н, для этого рекомендуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Бигильдино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на две ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Большое Попово" - является проходной подстанцией, включенной в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется реконструкция подстанции до схемы 35-5 АН с установкой ячейки секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Ведное" - является проходной подстанцией и включена в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без выключателей и с общей системой шин, при аварии на которых происходит полное погашение ПС с разрывом транзита Троекурово - Ведное - Никольское. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-5Н, для этого потребуется установка трех ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Воскресеновка" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется реконструировать РУ 35 кВ до схемы 35-5Н, потребуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Гагарино" - аналогично ПС 35 кВ Агроном является узловой ПС, и РУ 35 кВ рекомендуется выполнить по схеме 35-9, для этого потребуется установка четырех выключателей 35 кВ. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТАМ-1800/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Данков сельская" - подстанция является узловой, РУ 35 кВ подстанции имеет 5 присоединений (два трансформатора, три линии). При существующей нетиповой схеме авария на шинах подстанции или на любой из ВЛ (не имеющих выключателя) приводит к отключению всей подстанции. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-9. Для этого установить три ячейки выключателей 35 кВ. Также необходимо заменить установленный на подстанции трансформатор Т1 (ТМ-6300/35), который находится в неудовлетворительном состоянии.
- "Долгое" - является проходной подстанцией и включена в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без выключателей и с общей системой шин, при аварии на которых происходит полное погашение ПС 35 кВ Долгое и отключение Т1 на ПС 35 кВ Полибино и Барятино. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-5Н, для этого рекомендуется установка трех ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Дрезгалово" - оба трансформатора подстанции подключены к одной системе шин 35 кВ. При аварии на шинах или на ВЛ 35 кВ Дрезгалово 1 происходит отключение обоих трансформаторов подстанции. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, реконструировать схему РУ 35 кВ до 35-5АН.
- ПС "Знаменка" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. При первоначальной реконструкции установить ячейку выключателя в цепь трансформатора. В дальнейшей перспективе, в случае расширения подстанции и установки второго трансформатора, РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5АН, для этого потребуется установка еще двух ячеек выключателей 35 кВ. В 2018 году по целевой программе повышения надежности на подстанции планируется установка ячейки элегазового выключателя 35 кВ. В 2013 году на подстанции были проведены работы по замене шести установленных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Каменная Лубна" - подстанция является проходной. Схема РУ 35 кВ нетиповая для проходных подстанций. В случае расширения подстанции с установкой второго трансформатора рекомендуется реконструировать РУ подстанции до схемы 35-5Н, смонтировать ячейку секционного выключателя.
- ПС "Колыбельская" - оба трансформатора подстанции зафиксированы на одну секцию шин 35 кВ. При аварии на секции происходит отключение обоих трансформаторов подстанции. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ и подключить силовые трансформаторы к разным секциям. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора Т1 (ТМ-2500/35), находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Красное" - является проходной подстанцией и включена в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено по нетиповой схеме, без секционного выключателя и с общей системой шин, при аварии на которых происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-5Н, для этого потребуется установка ячейки секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Культура" - оба трансформатора подстанции зафиксированы на одну систему шин 35 кВ. При аварии на шинах или на любой подходящей к подстанции ВЛ 35 кВ происходит отключение обоих трансформаторов подстанции. Рекомендуется установить секционную ячейку выключателя 35 кВ, выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5АН.
- ПС "Никольское" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с демонтажем ОД и КЗ и установкой ячейки выключателя 35 кВ в цепь трансформатора. В дальнейшем при расширении ПС РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, для этого потребуется установка еще одной ячейки выключателя 35 кВ.
- ПС "Новополянье" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется установка ячейки секционного выключателя 35 кВ и перевод ячейки выключателя в цепь трансформатора Т2 с реконструкцией схемы до 35-5АН. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена одной вводной ячейки элегазового выключателя 35 кВ. При реконструкции подстанции рекомендуется также установить ячейку секционного выключателя.
- ПС "Первомайская" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. При первичной реконструкции подстанции рекомендуется установить ячейку элегазового выключателя вместо ОД и КЗ в цепи линий трансформатора. При расширении подстанции с установкой второго трансформатора рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейку выключателя. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется установка одной вводной ячейки элегазового выключателя 35 кВ.
- ПС "Пиково" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ с демонтажем ОД и КЗ и установкой ячейки выключателей 35 кВ в цепь трансформатора. При расширении подстанции РУ 35 кВ выполнить по схеме 35-5Н, для этого потребуется установка еще одной ячейки выключателя 35 кВ.
- ПС "Полибино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. Рекомендуется РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, для этого потребуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Раненбург" - является проходной подстанцией и включена в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без выключателей с общей системой шин, при аварии на которой происходит полное погашение ПС. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-5Н, для этого потребуется установка трех ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Р. Дуброво" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на выключатели. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, для этого потребуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Сапрыкино" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейку выключателя в цепи трансформатора Т1. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5АН.
- "Троекурово - совхозная" - является проходной подстанцией, включенной в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, РУ 35 кВ выполнить по схеме 35-5Н. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМ-2500/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Хрущево" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, для этого потребуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
Техническое состояние ПС 35 кВ оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 50% основного электросетевого электрооборудования отработало нормативный срок службы. На части подстанций установлены морально устаревшие трансформаторы. Перечень подстанций с установленными на них морально устаревшими трансформаторами представлен в таблице 9.19.
Необходимо обратить внимание на то, что при истечении срока службы электрооборудования вероятность отказа увеличивается на порядок.

Компенсация реактивной мощности.
На шинах 6 - 10 кВ подстанций среднее значение Данное значение немного ниже рекомендуемого Но, так как трансформаторы и воздушные линии 35 кВ недозагружены до экономической плотности тока и не перегружены в послеаварийных режимах, то острой необходимости в компенсации реактивной мощности с целью увеличения пропускной способности нет. Дальнейшее повышение среднего значения до 0,93 на шинах 6 - 10 кВ ПС 35 кВ приведет к установке значительной мощности конденсаторных батарей, а эффект от этого - снижение потерь всего на 3%, что экономически невыгодно.

Таблица 9.19

Морально устаревшие трансформаторы, имеющие большие потери
холостого хода

Наименование подстанции
Мощность, МВА
Тип трансформатора
Липецкие электрические сети
Каликино
Т1
3,2
ТМР
Т2
3,2
ТМР
Талицкий Чамлык
Т1
3,2
ТМ
Ярлуково
Т1
3,2
ТМ
Бутырки
Т1
5,6
ТМН
Грязи-город
Т2
5,6
ТМ
Дружба
Т1
5,6
ТМ
Елецкие электрические сети
Голиково
Т1
1,8
ТМ
Задонск-сельская
Т1
1,8
ТАМ
Красная Пальна
Т1
3,2
ТМН
№ 5
Т2
3,2
ТМ
Стегаловка
Т2
3,2
ТМР
Лебедянские электрические сети
Гагарино
Т1
1,8
ТМ
Т2
1,8
ТАМ

Моральный износ основного электрооборудования.
Замена морально устаревшего электрооборудования на современное приведет к снижению потерь мощности и электроэнергии. Так как у современного электрооборудования потребление электроэнергии для собственных нужд и периодичность обслуживания и ремонта значительно меньше, чем у существующего.

Анализ загрузки ВЛ 35 кВ на текущий момент.
В таблице 9.20 представлены данные по загрузке ВЛ 35 кВ в зимний максимум 2013 года, в таблице 9.21 представлены данные по загрузке ВЛ 35 кВ в летний максимум 2013 года. В зимний максимум принят длительно допустимый ток для температуры окружающей среды -5 °С, в летний максимум - для температуры +25 °С.

Таблица 9.20

Загрузка ВЛ 35 кВ Липецкого участка в зимний максимум
2013 года

Наименование ВЛ 35 кВ
Марка и сечение провода
Дл. доп. ток при температуре -5 °С
Ток по линии
% загрузки от дл. доп. тока
№ 2
АС-95
425
39
9,18
№ 3
АС-70, АС-95
341
35
10,26
№ 4
АС-70
341
88
25,81
№ 5
АС-70
341
23
6,74
№ 6
АС-95, АС-185, АС-70
341
78
22,87
Аксай
АС-95
425
19
4,47
Березняговка-1
АС-70
341
3
0,88
Березняговка-2
АС-70
341
18
5,28
Борино лев.
АС-95
425
45
10,59
Борино прав.
АС-95
425
113
26,59
Борисовка-1
АС-70
341
60
17,60
Борисовка-2
АС-120
503
0
0
Бочиновка
АС-95
425
68
16,00
Бутырки
АС-70
341
123
36,07
Введенка
АС-70
341
85
24,93
Вешаловка
АС-70
341
24
7,04
Водозабор
АС-120
503
116
23,06
Вперед
АС-95
425
78
18,35
Грязи-городская лев.
АС-95
425
34
8,00
Грязи-городская прав.
АС-95
425
35
8,24
Отп. от Сухоботье к ПС 35 кВ Грязное
АС-70
341
0
0
Демшинка
АС-95
425
9
2,12
Дмитриевка
АС-70
341
7
2,05
Дмитряшевка
АС-70
341
10
2,93
Ивановка
АС-70
341
17
4,99
Казинка-1
АС-70, АС-120
341
32
9,38
Казинка-2
АС-120
503
86
17,10
Каликино-1
АС-95
425
55
12,94
Каликино-2
АС-95
425
24
5,65
Княжья Байгора
АС-70
341
0
0
Конь-Колодезь
АС-95
425
34
8,00
КПК
АС-70, АС-120
341
8
2,35
Красная Дубрава
АС-95
425
9
2,12
Куликово-1
АС-70
341
5
1,47
Куликово-2
АС-70
341
3
0,88
Курино
АС-70
341
10
2,93
Лебедянка-1
АС-95
425
0
0
Лебедянка-2
АС-70
341
12
3,52
Лозовка
АС-95
425
25
5,88
ЛОЭЗ
АС-95
425
115
27,06
Манино
АС-70
341
0
0
Матыра-1
АС-120
503
92
18,29
Матыра-2
АС-70, АС-120
341
35
10,26
Московка
АС-95
425
47
11,06
Мясокомбинат левая
АС-95
425
88
20,71
Ново-Николаевка
АС-120
503
121
24,06
Ново-Черкутино
АС-50
270
22
8,15
Паршиновка-1
АС-70
341
7
2,05
Паршиновка-2
АС-70
341
0
0
Пашково-1
АС-95
425
24
5,65
Пашково-2
АС-95
425
0
0
Песковатка
АС-70
341
44
12,90
Петровская-1
АС-70
341
6
1,76
Петровская-2
АС-70
341
5
1,47
Плавица
АС-70
341
19
5,57
Поддубровка
АС-95
425
24
5,65
Полевая
АС-70, АС-120
341
0
0
Правда
АС-70
341
0
0
Пружинки-1
АС-70
341
12
3,52
Пружинки-2
АС-70
341
0
0
Птицефабрика
АС-70, АС-95
341
8
2,35
Ратчино
АС-95
425
0
0
Речная
АС-50
270
11
4,07
Сахзавод
АС-70
341
3
0,88
Сельхозтехника
АС-50
270
34
12,59
Сенцово-1
АС-50
270
108
40,00
Сенцово-2
АС-70
341
0
0
Синдякино
АС-70
341
14
4,11
Сошки лев.
АС-95
425
3
0,71
Сошки прав.
АС-95
425
24
5,65
Стебаево-1
АС-95
425
24
5,65
Стебаево-2
АС-95
425
38
8,94
Таволжанка
АС-120
503
0
0
Талицкий Чамлык
АС-70
341
33
9,68
Трубетчино
АС-50, АС-70
270
27
10,00
Усмань-Тяговая
АС-185
657
0
0
Федоровка
АС-70
341
24
7,04
Хлевное
АС-50
270
31
11,48
Ярлуково-1
АС-70
341
12
3,52
Ярлуково-2
АС-70
341
73
21,41

Продолжение таблицы 9.20

Загрузка ВЛ 35 кВ Елецкого участка в зимний максимум
2013 года

Наименование ВЛ 35 кВ
Марка и сечение провода
Дл. доп. ток при температуре -5 °С
Ток по линии
% загрузки от дл. доп. тока
№ 5
АС-70
341
0
0
Авангард
АС-95
425
55
12,94
Аврора
АС-70
341
37
10,85
Афанасьево
АС-70
341
56
16,42
Б. Боевка
АС-70
341
6
17,60
Бабарыкино
АС-70
341
28
8,21
Борки
АС-95
425
32
7,53
Васильевка
АС-95
425
11
2,59
Веселое
АС-70
341
3
0,88
Волово
АС-95
425
0
0
Волынь
АС-70
341
0
0
Воронец-1
АС-95
425
111
26,12
Воронец-2
АС-95
425
6
1,41
Восточная левая
АС-95
425
90
21,18
Восточная правая
АС-95
425
82
19,29
Вторые Тербуны
АС-70
341
0
0
Гатище
АС-95
425
15
3,53
Гнилуша
АС-95
425
37
8,71
Голиково
АС-95
425
16
3,76
Грызлово
АС-50, АС-70
270
0
0
Донская
АС-95
425
44
10,35
Дубовое
АС-95
425
0
0
Дубрава
АС-70
341
0
0
Жерновное
АС-70
341
15
4,40
Задонск
АС-95
425
50
11,76
Захаровка
АС-95
425
0
0
Измалково
АС-50
270
9
3,33
Казаки
АС-95
425
81
19,06
Казачье
АС-70, АС-95
341
44
12,90
Калабино
АС-70
341
0
0
Каменка
АС-70
341
53
15,54
Кириллово
АС-70
341
11
3,23
Князево
АС-70
341
27
7,92
Колесово
АС-95
425
0
0
Кр. Пальна
АС-70
341
20
5,87
Красотыновка
АС-70, АС-95
341
17
4,99
Ксизово
АС-70
341
2
0,59
Лебяжье
АС-70
341
5
1,47
Ломовец
АС-70
341
6
1,76
Негачевка
АС-50
270
0
0
Озерки
АС-50
270
2
0,74
Ольшанец
АС-70
341
21
6,16
Панкратовка
АС-70
341
0
0
Плоское
АС-50
270
78
28,89
Плоты
АС-70
341
42
12,32
Преображенье
АС-70
341
5
1,47
Рассвет
АС-70
341
21
6,16
Свишни
АС-50, АС-70
270
15
5,56
Свобода
АС-95
425
8
1,88
Скорняково
АС-95
425
0
0
Солидарность левая
АС-95
425
15
3,53
Солидарность правая
АС-95
425
30
7,06
Стегаловка
АС-95
425
38
8,94
Талица
АС-70
341
44
12,90
Тешевка
АС-95
425
86
20,24
Тимирязево
АС-95
425
6
1,41
Тихий Дон
АС-95
425
11
2,59
ТЭЦ
АС-95
425
0
0,00
Хитрово
АС-95
425
25
5,88
Чернава
АС-50, АС-70
270
28
10,37
Чернолес
АС-70
341
6
1,76
Элеватор прав.
АС-70
341
0
0,00
Элеватор лев.
АС-70
341
0
0,00
Яковлево
АС-95
425
16
3,76

Продолжение таблицы 9.20

Загрузка ВЛ 35 кВ Лебедянского участка в зимний максимум
2013 года

Наименование ВЛ 35 кВ
Марка и сечение провода
Дл. доп. ток при температуре -5 °С
Ток по линии
% загрузки от дл. доп. тока
Агроном
АС-50
270
40
14,81
Б. Верх
АС-95
425
9
2,12
Б. Избищи
АС-70
341
22
6,45
Б. Попово
АС-95
425
27
6,35
Барятино
АС-50
270
8
2,96
Барятино-1
АС-70
341
0
0
Березовка
АС-50
270
14
5,19
Бигильдино
АС-70
341
10
2,93
Ведное-1
АС-70
341
0
0
Ведное-2
АС-70
341
14
4,11
Воскресеновка
АС-70
341
8
2,35
Гагарино
АС-70
341
21
6,16
Головинщино
АС-95
425
13
3,06
Данков - сельская
АС-120
503
82
16,30
Долгое-1
АС-70
341
12
3,52
Долгое-2
АС-70
341
7
2,05
Дрезгалово-1
АС-70
341
2
0,59
Дрезгалово-2
АС-70
341
0
0
Дружба
АС-70
341
0
0
Дубрава
АС-95
425
3
0,71
Знаменка
АС-70
341
22
6,45
Инструмент. лев., прав.
АС-120
503
0
0,00
Кам. Лубна
АС-70
341
10
2,93
Колыбельская
АС-95
425
17
40,00
Комплекс
АС-70
341
7
2,05
Красивая меча
АС-70
341
6
1,76
Красное
АС-70
341
87
25,51
Культура
АС-70
341
31
9,10
Луговая
АС-70
341
0
0
Мясопром
АС-95
425
29
6,82
Никольское
АС-70
341
5
1,47
Новополянье
АС-70
341
8
2,35
Первомайская
АС-50
270
0
0
Перемычка
АС-150
580
0
0,00
Пиково
АС-70
341
40
11,73
Плодовая
АС-70
341
0
0
Полибино
АС-70
341
17
4,99
Политово
АС-50
270
0
0
Раненбург
АС-70
341
38
11,14
Рождество
АС-70
341
3
0,88
Рождество-1
АС-70
341
28
8,21
РП Чаплыгин правая
АС-95
425
0
0,00
Сапрыкино
АС-70
341
15
4,40
Связь ГСК
АС-95
425
0
0
Сергиевка
АС-50
270
0
0
Теплое
АС-70
341
31
9,10
Топки
АС-50
270
10
3,70
Троекурово
АС-70
341
0
0,00
Троекурово - совхозная
АС-95
425
28
6,59
Хрущево
АС-70
341
8
2,35
Чаплыгин (стар.) - Раненбург
АС-70
341
0
0,00
Шовское
АС-70
341
16
4,69
Яблонево
АС-70
341
42
12,32

Таблица 9.21

Загрузка ВЛ 35 кВ Липецкого участка в летний максимум
2013 года

Наименование ВЛ 35 кВ
Марка и сечение провода
Дл. доп. ток при температуре +25 °С
Ток по линии
% загрузки от дл. доп. тока
№ 2
АС-95
330
25
7,58
№ 3
АС-70, АС-95
265
13
4,91
№ 4
АС-70
265
85
32,08
№ 5
АС-70
265
9
3,40
№ 6
АС-95, АС-185, АС-70
265
42
15,85
Аксай
АС-95
330
16
4,85
Березняговка-1
АС-70
265
2
0,75
Березняговка-2
АС-70
265
12
4,53
Борино лев.
АС-95
330
54
16,36
Борино прав.
АС-95
330
67
20,30
Борисовка-1
АС-70
265
38
14,34
Борисовка-2
АС-120
390
0
0,00
Бочиновка
АС-95
330
38
11,52
Бутырки
АС-70
265
70
26,42
Введенка
АС-70
265
55
20,75
Вешаловка
АС-70
265
12
4,53
Водозабор
АС-120
390
87
22,31
Вперед
АС-95
330
37
11,21
Грязи-городская лев.
АС-95
330
36
10,91
Грязи-городская прав.
АС-95
330
38
11,52
Отп. от Сухоботье к ПС 35 кВ Грязное
АС-70
265
0
0,00
Демшинка
АС-95
330
4
1,21
Дмитриевка
АС-70
265
5
1,89
Дмитряшевка
АС-70
265
8
3,02
Ивановка
АС-70
265
9
3,40
Казинка-1
АС-70, АС-120
265
14
5,28
Казинка-2
АС-120
390
64
16,41
Каликино-1
АС-95
330
39
11,82
Каликино-2
АС-95
330
16
4,85
Княжья Байгора
АС-70
265
0
0,00
Конь-Колодезь
АС-95
330
19
5,76
КПК
АС-70, АС-120
265
8
3,02
Красная Дубрава
АС-95
330
8
2,42
Куликово-1
АС-70
265
7
2,64
Куликово-2
АС-70
265
0
0,00
Курино
АС-70
265
5
1,89
Лебедянка-1
АС-95
330
0
0,00
Лебедянка-2
АС-70
265
7
2,64
Лозовка
АС-95
330
23
6,97
ЛОЭЗ
АС-95
330
64
19,39
Манино
АС-70
265
0
0,00
Матыра-1
АС-120
390
85
21,79
Матыра-2
АС-70, АС-120
265
44
16,60
Московка
АС-95
330
28
8,48
Мясокомбинат
АС-95
330
71
21,52
Ново-Николаевка
АС-120
390
149
38,21
Ново-Черкутино
АС-50
210
15
7,14
Паршиновка-1
АС-70
265
3
1,13
Паршиновка-2
АС-70
265
0
0,00
Пашково-1
АС-95
330
13
3,94
Пашково-2
АС-95
330
0
0,00
Песковатка
АС-70
265
18
6,79
Петровская-1
АС-70
265
10
3,77
Петровская-2
АС-70
265
4
1,51
Плавица
АС-70
265
6
2,26
Поддубровка
АС-95
330
14
4,24
Полевая
АС-70, АС-120
265
0
0,00
Правда
АС-70
265
0
0,00
Пружинки-1
АС-70
265
5
1,89
Пружинки-2
АС-70
265
0
0,00
Птицефабрика
АС-70, АС-95
265
10
3,77
Ратчино
АС-95
330
0
0,00
Речная
АС-50
210
4
1,90
Сахзавод левая
АС-70
265
0
0,00
Сахзавод правая
АС-70
265
6
2,26
Сельхозтехника
АС-50
210
13
6,19
Сенцово-1
АС-50
210
135
64,29
Сенцово-2
АС-70
265
0
0,00
Синдякино
АС-70
265
8
3,02
Сошки левая
АС-95
330
2
0,61
Сошки правая
АС-95
330
14
4,24
Стебаево-1
АС-95
330
10
3,03
Стебаево-2
АС-95
330
8
2,42
Таволжанка
АС-120
390
0
0,00
Талицкий Чамлык
АС-70
265
26
9,81
Трубетчино
АС-50, АС-70
210
17
8,10
Усмань - Тяговая
АС-185
510
0
0,00
Федоровка
АС-70
265
17
6,42
Хлевное
АС-50
210
21
10,00
Ярлуково-1
АС-70
265
0
0,00
Ярлуково-2
АС-70
265
45
16,98

Продолжение таблицы 9.21

Загрузка ВЛ 35 кВ Елецкого участка в летний максимум
2013 года

Наименование ВЛ 35 кВ
Марка и сечение провода
Дл. доп. ток при температуре +25 °С
Ток по линии
% загрузки от дл. доп. тока
№ 5
АС-70
265
0
0,00
Авангард
АС-95
330
47
14,24
Аврора
АС-70
265
26
9,81
Афанасьево
АС-70
265
41
15,47
Б. Боевка
АС-70
265
5
1,89
Бабарыкино
АС-70
265
14
5,28
Борки
АС-95
330
24
7,27
Васильевка
АС-95
330
8
2,42
Веселое
АС-70
265
10
3,77
Волово
АС-95
330
0
0,00
Волынь
АС-70
265
0
0,00
Воронец
АС-95
330
6
1,82
Восточная левая
АС-95
330
94
28,48
Восточная правая
АС-95
330
65
19,70
Вторые Тербуны
АС-70
265
0
0,00
Гатище
АС-95
330
13
3,94
Гнилуша
АС-95
330
20
6,06
Голиково
АС-95
330
14
4,24
Грызлово
АС-50, АС-70
210
0
0,00
Донская
АС-95
330
45
13,64
Дубовое
АС-95
330
0
0,00
Дубрава
АС-70
265
4
1,51
Жерновное
АС-70
265
10
3,77
Задонск
АС-95
330
23
6,97
Захаровка
АС-95
330
0
0,00
Измалково
АС-50
210
10
4,76
Казаки
АС-95
330
74
22,42
Казачье
АС-70, АС-95
265
33
12,45
Калабино
АС-70
265
0
0,00
Каменка
АС-70
265
25
9,43
Кириллово
АС-70
265
3
1,13
Князево
АС-70
265
20
7,55
Колесово
АС-95
330
0
0,00
Кр. Пальна
АС-70
265
10
3,77
Красотыновка
АС-70, АС-95
265
13
4,91
Ксизово
АС-70
265
2
0,75
Лебяжье
АС-70
265
4
1,51
Ломовец
АС-70
265
4
1,51
Негачевка
АС-50
210
0
0,00
Озерки
АС-50
210
2
0,95
Ольшанец
АС-70
265
16
6,04
Панкратовка
АС-70
265
0
0,00
Плоское
АС-50
210
47
22,38
Плоты
АС-70
265
21
7,92
Преображенье
АС-70
265
4
1,51
Рассвет
АС-70
265
14
5,28
Свишни
АС-50, АС-70
210
7
3,33
Свобода
АС-95
330
7
2,12
Скорняково
АС-95
330
0
0,00
Солидарность левая
АС-95
330
27
8,18
Солидарность правая
АС-95
330
12
3,64
Стегаловка
АС-95
330
19
5,76
Талица
АС-70
265
30
11,32
Тешевка
АС-95
330
43
13,03
Тимирязево
АС-95
330
3
0,91
Тихий Дон
АС-95
330
45
13,64
ТЭЦ
АС-95
330
0
0,00
Хитрово
АС-95
330
24
7,27
Чернава
АС-50, АС-70
210
22
10,48
Чернолес
АС-70
265
4
1,51
Элеватор прав.
АС-70
265
0
0,00
Элеватор лев.
АС-70
265
0
0,00
Яковлево
АС-95
330
12
3,64

Продолжение таблицы 9.21

Загрузка ВЛ 35 кВ Лебедянского участка в летний максимум
2013 года

Наименование ВЛ 35 кВ
Марка и сечение провода
Дл. доп. ток при температуре +25 °С
Ток по линии
% загрузки от дл. доп. тока
Агроном
АС-50
210
27
12,86
Б. Верх
АС-95
330
9
2,73
Б. Избищи
АС-70
265
13
4,91
Б. Попово
АС-95
330
16
4,85
Барятино
АС-50
210
6
2,86
Барятино-1
АС-70
265
0
0,00
Березовка
АС-50
210
5
2,38
Бигильдино
АС-70
265
0
0,00
Ведное-1
АС-70
265
0
0,00
Ведное-2
АС-70
265
6
2,26
Воскресеновка
АС-70
265
5
1,89
Гагарино
АС-70
265
10
3,77
Головинщино
АС-95
330
7
2,12
Данков - сельская
АС-120
390
66
16,92
Долгое-1
АС-70
265
10
3,77
Долгое-2
АС-70
265
7
2,64
Дрезгалово-1
АС-70
265
6
2,26
Дрезгалово-2
АС-70
265
0
0,00
Дружба
АС-70
265
0
0,00
Дубрава
АС-95
330
3
0,91
Знаменка
АС-70
265
9
3,40
Инструмент. лев., прав.
АС-120
390
0
0,00
Кам. Лубна
АС-70
265
8
3,02
Колыбельская
АС-95
330
13
3,94
Комплекс
АС-70
265
16
6,04
Красивая меча
АС-70
265
5
1,89
Красное
АС-70
265
66
24,91
Культура
АС-70
265
21
7,92
Луговая
АС-70
265
0
0,00
Мясопром
АС-95
330
17
5,15
Никольское
АС-70
265
5
1,89
Новополянье
АС-70
265
7
2,64
Первомайская
АС-50
210
0
0,00
Перемычка
АС-150
450
0
0,00
Пиково
АС-70
265
26
9,81
Плодовая
АС-70
265
0
0,00
Полибино
АС-70
265
15
5,66
Политово
АС-50
210
0
0,00
Раненбург
АС-70
265
20
7,55
Рождество
АС-70
265
3
1,13
Рождество-1
АС-70
265
29
10,94
РП Чаплыгин правая
АС-95
330
0
0,00
Сапрыкино
АС-70
265
11
4,15
Связь ГСК
АС-95
330
0
0,00
Сергиевка
АС-50
210
0
0,00
Теплое
АС-70
265
0
0,00
Топки
АС-50
210
1
0,48
Троекурово
АС-70
265
0
0,00
Троекурово - совхозная
АС-95
330
24
7,27
Хрущево
АС-70
265
6
2,26
Чаплыгин (стар.) - Раненбург
АС-70
265
0
0,00
Шовское
АС-70
265
14
5,28
Яблонево
АС-70
265
37
13,96

Согласно представленным данным из таблиц 9.20 и 9.21 загрузка ВЛ 35 кВ в зимний максимум 2013 года составила (% от длительно допустимой):
- по Липецкому участку электрических сетей - от 0 до 40%;
- по Елецкому участку электрических сетей - от 0 до 29%;
- по Лебедянскому участку электрических сетей - от 0 до 40%.
Загрузка ВЛ 35 кВ в летний максимум 2013 года в среднем по всей Липецкой энергосистеме составила 7,65% от длительно допустимой. В том числе:
По Липецкому участку электрических сетей - от 0 до 64%;
По Елецкому участку электрических сетей - от 0 до 28,5%;
По Лебедянскому участку электрических сетей - от 0 до 25%.
Уровни напряжения в сети 35 кВ в 2013 г.
Уровни напряжения в сети 35 кВ в нормальном режиме на всех подстанциях филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" находятся в пределах нормально допустимых значений.
В послеаварийных режимах на протяженных транзитах при отключении головных участков напряжения на наиболее удаленных подстанциях также остаются в пределах допустимых значений.
Реконструкция объектов напряжением ниже 35 кВ.
По целевой программе повышения надежности филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" до 2019 года предусмотрена реконструкция ряда РП 10(6) кВ с заменой установленного оборудования. Сумма затрат на замену оборудования составит 88 263,09 тыс. руб.
В инвестиционной программе ОАО "ЛГЭК" на период с 2015 по 2019 гг. заложено новое строительство и реконструкция объектов напряжением 10(6) - 0,4 кВ. Информация по новому строительству и объемам реконструкций представлена в таблице 9.22. Сумма затрат по объектам 10(6)/0,4 кВ составит 1 294 910,0 тыс. руб.
Необходимость и объемы реконструкций электросетевых объектов 35 кВ, находящихся на балансе ОАО "ЛГЭК", будут рассмотрены в разделе 9.3.1.

Таблица 9.22

Вводы мощности (новые/замена) и потребность в инвестициях
в сетевые объекты ОАО "ЛГЭК" на период 2015 - 2019 гг.

N
Новое строительство, в том числе:
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015 - 2019 гг.
км, МВА
инвест. млн. руб.
км, МВА
инвест. млн. руб.
км, МВА
инвест. млн. руб.
км, МВА
инвест. млн. руб.
км, МВА
инвест. млн. руб.
км, МВА
инвест. млн. руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
1
Вводы (замена) ВЛ/КЛ












1.1
Вводы ВЛ 10(6) кВ
1,4
2,32






6,6
64,34
8,00
66,66
1.2
Вводы КЛ 10(6) кВ
2,32
40,66
9,85
97,29
7,2
40


7,35
70,26
26,72
248,21
1.3
Вводы ВЛ/КЛ 0,4 кВ
68,89
76,51
20,71
28,03
21,29
29,25
20,59
27,7
20,59
27,7
152,07
189,19
1.4
Замена ВЛ 10(6) кВ
8
13,1
7,96
32,71






15,96
45,81
1.5
Замена КЛ 10(6) кВ
20,8
57,05
20,93
90,03
8,81
54,77
8,89
54,87
8,84
54,77
68,27
311,49
1.6
Замена ВЛ/КЛ 0,4 кВ
21,44
30,04
5,1
24,35
7,6
35,02
7,6
35,02
7,6
35,02
49,34
159,45

Всего вводы (замена) ВЛ/КЛ
122,85
219,68
64,55
272,41
44,9
159,04
37,08
117,59
50,98
252,09
320,36
1020,81
2
Вводы (замена) ПС












2.1
Вводы ПС 10(6)/0,4 кВ
11,84
31,42
17,32
85,63
6,18
22,9
5,32
18,84
4,92
9,84
45,58
168,63
2.2
Замена ПС 10(6)/0,4 кВ
7,04
14,08
13,16
26,32
8,52
44,03
5,26
10,52
5,26
10,52
39,24
105,47

Всего вводы (замена) ПС 10(6)/0,4 кВ
18,88
45,5
30,48
111,95
14,7
66,93
10,58
29,36
10,18
20,36
84,82
274,10

Итого капитальные затраты на вводы и замены сетей 10(6)-0,4 кВ

265,18

384,36

225,97

146,95

272,45

1 294,91

9.3. Электрические нагрузки на проектный период

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.
Техническому перевооружению подлежат отдельные подстанции, перечень которых был представлен выше, требующие изменения схемы РУ высшего напряжения и схемы присоединения к энергосистеме с целью приведения их в соответствие с директивными материалами, а также требующие замены электросетевого оборудования, пришедшего в негодность.
Схема сети 35 кВ, а также предварительные параметры линий и подстанций определяются в процессе решения основных вопросов, позволяющих:
- ликвидировать "узкие места" в существующей схеме сетей 35 кВ;
- 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 ВЛ, 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.
В таблице 9.23 приведен прирост нагрузок на шинах 6-10 кВ подстанций 35 кВ в период с 2014 по 2019 гг. Прирост нагрузок по подстанциям учитывался с применением коэффициентов попадания в максимум энергосистемы.

Таблица 9.23

Прирост нагрузок на шинах 10(6) кВ ПС 35 кВ
Липецкой энергосистемы

Наименование ПС
Текущая нагрузка
Прирост нагрузок по годам
Итого, прирост
2014
2015
2016
2017
2018
2019
S, кВА
Р, кВт
Р, кВт
Р, кВт
Р, кВт
Р, кВт
Р, кВт
Р, кВт
ПС 35/10 кВ Афанасьево
1670
240
160

160

240
800
ПС 35/10 кВ № 1
4210
404
200
120
160
120
660
1664
ПС 35/10 кВ Борино
4590


168

160
400
728
ПС 35/10 кВ Бутырки
5940

210
210
110
320
110
960
ПС 35/10 кВ Матыра
3460
404
200
120

120
244
1088
ПС 35/10 кВ Романово
-



302


302,4
ПС 35/10 кВ Сергиевка
310

400

160

240
800
ПС 35/10 кВ Сселки
2440

240
240
112
272
116
980
ПС 35/10 кВ Троекурово - совхозная
1700


240

240
240
720
ПС 35/10 кВ Хлебопродукты
4790

400
240

208

848
ПС 35/10 кВ Черная слобода
-



1438


1438
Итого прирост нагрузок, кВт
1048
1810
1338
2442
1440
2250
10328

Курсивом выделены новые подстанции, планируемые к постройке в проектный период.

9.3.1. Решения по электрическим сетям

Ниже представлены технические решения и рекомендации по усилению сети 35 кВ на проектный период до 2019 г.

Решения по Липецкому участку службы подстанций и службы
воздушных линий

ПС 35/10 кВ № 1.
К 2019 году нагрузка на подстанции составит 5,1 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции в режиме n-1 загрузка трансформатора составляет 105% от номинальной мощности. В 2015 году рекомендуется заменить установленные трансформаторы 2 x 4 МВА на 2 x 6,3 МВА. Демонтируемый трансформатор Т2, состояние которого характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Троицкая. Демонтируемый трансформатор Т1, состояние которого характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Борисовка.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ № 1 может быть строительство сетей связи низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Казинка, ПС 35 кВ Матыра) для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,9 МВА.

ПС 35/10 кВ № 2.
До 2019 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 1,82 МВА. Согласно раздела 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. Рекомендуется в 2016 году заменить установленный трансформатор Т1 (1 МВА) на трансформатор мощностью 2,5 МВА.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ № 2 может быть строительство сетей связи низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Тепличная, ПС 35 кВ Птицефабрика) для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,82 МВА.

ПС 35/10 кВ Борисовка.
До 2019 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 3,55 МВА. Рекомендуется в 2017 году заменить установленный трансформатор Т2 (2,5 МВА) на трансформатор мощностью 4 МВА. Демонтируемый трансформатор Т2, состояние которого характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Дмитряшевка.
Альтернативой замены трансформатора на ПС 35 кВ Борисовка может быть строительство сетей связи низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Доброе) для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,875 МВА.

ПС 35/10 кВ Бутырки.
До 2019 года нагрузка на подстанции составит 6,9 МВА. Перераспределение по сетям низкого напряжения для данной подстанции составляет 0,75 МВА. С учетом перераспределения загрузка трансформатора в режиме n-1 составит 6,15 МВА при допустимом значении для трансформатора Т1 5,6 МВА, равном 5,88 МВА. Исходя из вышесказанного, рекомендуется замена трансформатора Т1 на ПС Бутырки на трансформатор мощностью 6,3 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2016 году.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Бутырки может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 35 кВ Сселки) для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,27 МВА (с учетом существующего перераспределения).

ПС 35/10 кВ Борино.
До 2019 года нагрузка на подстанции составит 5,28 МВА. Перераспределение по сетям низкого напряжения для данной подстанции составляет 0,92 МВА. С учетом перераспределения загрузка трансформатора в режиме n-1 составит 4,36 МВА при допустимом значении для трансформатора, равном 4,2 МВА. Исходя из вышесказанного, рекомендуется замена трансформаторов 2 x 4 МВА на ПС Борино на трансформаторы мощностью по 6,3 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2015 году. Демонтируемый трансформатор Т1, состояние которого характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ № 5. Демонтируемый трансформатор Т2, состояние которого характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Троекурово - Совхозная.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Борино может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 35 кВ Грязное, ПС 35 кВ Стебаево, ПС 35 кВ Мясокомбинат) для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,16 МВА (с учетом существующего перераспределения).

ПС 35/10 кВ Дмитряшевка.
До 2019 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 0,36 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2018 году необходима замена трансформатора Т1 2,5 МВА.

ПС 35/10 кВ Курино.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,59 МВА, в 2019 г. также составит 0,59 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент составляет 0,09 МВА, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,5 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Вербилово, ПС 35 кВ Синдякино) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,5 МВА (с учетом существующего перераспределения). В ином случае на ПС Курино потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Матыра.
К 2019 году нагрузка на подстанции составит 5,32 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2017 г. рекомендуется замена существующих трансформаторов Т1 и Т2 на трансформаторы по 6,3 МВА.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Матыра может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Казинка, ПС 35 кВ № 1) для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 1,96 МВА. При строительстве сети связи с возможностью перераспределения мощности в размере хотя бы 1,12 МВА заменить можно будет только трансформатор мощностью 3,2 МВА.

ПС 35/10 кВ Новодубовое.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 1,4 МВА, в 2019 г. также составит 1,4 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент отсутствует, исходя из этого, дефицит мощности составляет 1,4 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 35 кВ Гнилуша) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 1,4 МВА. В ином случае на ПС Новодубовое потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Новониколаевка.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/6 кВ номинальной мощностью 4 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,72 МВА, в 2019 г. также составит 0,72 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент отсутствует, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,72 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Университетская, ПС 35 кВ Сенцово) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,72 МВА. В ином случае на ПС Новониколаевка потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Песковатка.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 1,6 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,47 МВА, в 2019 г. также составит 0,47 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 1,6 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент составляет 0,13 МВА, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,34 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 35 кВ СХТ, ПС 35 кВ Ярлуково) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,34 МВА (с учетом существующего перераспределения). В ином случае на ПС Песковатка потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Синдякино.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,22 МВА, в 2019 г. также составит 0,22 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент отсутствует, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,22 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 35 кВ Курино, ПС 35 кВ Конь-Колодезь) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,22 МВА. В ином случае на ПС Синдякино потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Таволжанка.
До 2019 года прироста нагрузки на подстанции не планируется. Согласно разделу 9.2 максимальный переток через трансформаторы составляет 5,23 МВА, при допустимом 4,2. При выходе из строя любого из трансформаторов оставшийся в работе будет загружен на 130,75%. Перераспределение нагрузки по существующим сетям связи у подстанции составляет 0,5 МВА. При перераспределении нагрузки по существующим сетям связи перегрузка составит 118,25%. Рекомендуется в 2018 году заменить существующие трансформаторы 2 x 4 МВА на 2 x 6,3 МВА.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Таволжанка может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Гидрооборудование, ПС 35 кВ Грязи-город) для возможности дополнительного перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,53 МВА.

ПС 35/10 кВ Троицкая.
До 2019 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 2,72 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2016 г. рекомендуется замена трансформатора Т1 (2,5 МВА) на 4 МВА.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Троицкая может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ ГПП-2, ПС 35 кВ Мясокомбинат) для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,095 МВА.
Для обеспечения резервирования питания подстанций СХТ и Песковатка рекомендуется построить ВЛ 35 кВ СХТ-Ярлуково протяженностью 5 км с проводом АС-70, для чего РУ 35 кВ ПС Ярлуково необходимо будет выполнить по схеме 35-9, ПС СХТ по схеме 35-5Н, ПС Песковатка по схеме 35-3. Данное мероприятие рекомендуется выполнить до 2018 года.

Новые подстанции:
ПС 35/10 кВ Романово.
В настоящее время вблизи города Липецка планируется строительство города-спутника Романово. В настоящий момент времени по данному объекту разработаны проекты планировок территорий. Данными проектами определены местоположения объектов социального и культурного назначения, места расположения центров питания, а также выделены коридоры прохождения для линий электропередач. Для электроснабжения города Романово планируется строительство подстанции 35 кВ с трансформаторами 2 x 10 МВА, схема РУ 35-4Н. Подключение данной подстанции планируется выполнить от ВЛ 35 кВ "Мясокомбинат" двухцепной кабельной линией. Данные мероприятия необходимо осуществить в 2019 г. До 2019 года электроснабжение потребителей планируется выполнять от передвижной ПС 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" с трансформатором 4 МВА, запитанной ответвлением от ВЛ 35 кВ Борино. Монтаж передвижной ПС 35 кВ и одноцепной кабельной линии протяженностью 0,4 км планируется выполнить в 2014 году.

Решения по Елецкому участку службы подстанций и службы
воздушных линий

ПС 35/6 кВ № 5.
До 2019 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 1,37 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2019 году необходима замена трансформатора Т2 6,3 МВА.

ПС 35/10 кВ Веселое.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,16 МВА, в 2019 г. также составит 0,16 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент составляет 0,1 МВА, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,06 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 35 кВ Красотыновка, ПС 35 кВ Грызлово) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,06 МВА (с учетом существующего перераспределения). В ином случае на ПС Веселое потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Каменка.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,64 МВА, в 2019 г. также составит 0,64 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент отсутствует, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,64 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 35 кВ Бабарыкино, ПС 35 кВ Плоское) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,64 МВА. В ином случае на ПС Каменка потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Красная Пальна.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 3,2 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,76 МВА, в 2019 г. также составит 0,76 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент составляет 0,5 МВА, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,26 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 35 кВ Чернолес, ПС 35 кВ Р. Дуброво) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,26 МВА (с учетом существующего перераспределения). В ином случае на ПС Красная Пальна потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Красотыновка.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,84 МВА, в 2019 г. также составит 0,84 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент составляет 0,4 МВА, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,44 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Долгоруково, ПС 35 кВ Веселое, ПС 35 кВ Тимирязево) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,44 МВА (с учетом существующего перераспределения). В ином случае на ПС Красотыновка потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Озерки.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,11 МВА, в 2019 г. также составит 0,11 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент отсутствует, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,11 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и ПС 35 кВ Яковлево для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,11 МВА. В ином случае на ПС Озерки потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Панкратовка.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,54 МВА, в 2019 г. также составит 0,54 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент составляет 0,05 МВА, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,49 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Измалково, ПС 35 кВ Казаки, ПС 35 кВ Кириллово) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,49 МВА (с учетом существующего перераспределения). В ином случае на ПС Панкратовка потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Преображенье.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,27 МВА, в 2019 г. также составит 0,27 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент составляет 0,16 МВА, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,11 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Измалково, ПС 35 кВ Чернава) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,11 МВА (с учетом существующего перераспределения). В ином случае на ПС Преображенье потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Стегаловка.
До 2019 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 0,43 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2019 году необходима замена трансформатора Т2 3,2 МВА.

ПС 35 кВ Яковлево.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,84 МВА, в 2019 г. также составит 0,84 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент отсутствует, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,84 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 35 кВ Озерки, ПС 35 кВ 2-е Тербуны) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,84 МВА. В ином случае на ПС Яковлево потребуется установка второго трансформатора.

Новые подстанции:
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 2 x 6,3 МВА, схема РУ 35-4Н. Подключение данной подстанции планируется выполнить ответвлениями от ВЛ 35 кВ "Восточная левая, правая" двухцепной воздушной линией 35 кВ. Ответвления планируется выполнить в непосредственной близости от ПС 35 кВ Восточная. Протяженность новой ВЛ 35 кВ ориентировочно составит 6,6 км. Строительство новой ВЛ 35 кВ планируется в 2016 г., новой ПС 35 кВ Черная слобода в 2016 - 2017 гг.

Решения по Лебедянскому участку службы подстанций и службы
воздушных линий

ПС 35/10 кВ Гагарино.
До 2019 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 0,43 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2019 году необходима замена трансформатора Т1 1,8 МВА.

ПС 35/10 кВ Данков - сельская.
До 2019 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 4,91 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2018 году необходима замена трансформатора Т1 6,3 МВА.

ПС 35/10 кВ Знаменка.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,69 МВА, в 2019 г. также составит 0,69 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент отсутствует, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,69 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Лев Толстой, ПС 35 кВ Топки) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,69 МВА. В ином случае на ПС Знаменка потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Колыбельская.
До 2019 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 1,01 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2019 году необходима замена трансформатора Т1 2,5 МВА.

ПС 35/10 кВ Первомайская.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,98 МВА, в 2019 г. также составит 0,98 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент составляет 0,7 МВА, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,28 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 35 кВ Головинщино, ПС 35 кВ Культура) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,28 МВА (с учетом существующего перераспределения). В ином случае на ПС Первомайская потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Пиково.
На данной подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ номинальной мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка в 2013 г. составила 0,61 МВА, в 2019 г. также составит 0,61 МВА.
Перераспределение мощности при отключении трансформатора 2,5 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент отсутствует, исходя из этого, дефицит мощности составляет 0,61 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции потребуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями (ПС 110 кВ Чаплыгин - новая, ПС 35 кВ Никольское, ПС 35 кВ Раненбург) для возможности перераспределения мощности в размере не менее 0,61 МВА. В ином случае на ПС Пиково потребуется установка второго трансформатора.

ПС 35/10 кВ Троекурово - совхозная.
До 2019 года нагрузка на подстанции составит 2,6 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2017 году необходима замена трансформатора Т2 2,5 МВА.
Развитие электросетевых объектов 35 кВ, находящихся на балансе ОАО "ЛГЭК".
Суммарная нагрузка до 2019 года на ПС Студеновская составит 13,988 МВА. В 2019 г. планируется полностью реконструировать подстанцию с заменой трансформаторов 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА. Стоимость реконструкции ПС 35 кВ Студеновская составит: 196,7 млн. руб.
Также в 2019 г. планируется перевод двухцепной ВЛ 35 кВ Цементная - Студеновская в КЛ 35 кВ с увеличением пропускной способности (протяженность по трассе 5,53 км, кабель из сшитого полиэтилена АПвПу - 2 x 400). Стоимость работ составит: 118,81 млн. руб.

9.4. Расчет токов короткого замыкания

В таблице 9.24 представлены расчеты токов короткого замыкания на 2019 год.
Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 35 кВ представлены на 2019 г., т.к. в этот период токи КЗ будут иметь максимальные значения. При выявлении несоответствия коммутационного оборудования значениям токов КЗ будут просчитаны значения токов КЗ для данных подстанций в период с 2015 - 2019 гг. для вычисления года, в который необходима замена оборудования.

Таблица 9.24

Наименование
Напряжения, кВ
СШ
Ток трехфазного КЗ на 2019 г., кА
Отключающая способность выключателей, кА
№ 1
35/10
1
3,21
12,5
35/10
2
2,75
№ 2
35/6
1
2,81
6,6
35/6
2
2,81
№ 3
35/10
1
2,53
12,5; 6,6
35/10
2
2,53
№ 4
35/6
1
1,16
10; 6,6
35/6
2
1,16
Березняговка
35/10
1
1,0
12,5
35/10
2
0,53
Борино
35/10
1
2,31
6,6; 10
35/10
2
2,31
Борисовка
35/10
1
1,27
12,5
35/10
2
1,27
Бочиновка
35/10
1
1,63
12,5
35/10
2
1,63
Бутырки
35/10
1
4,26
10
35/10
2
4,26
Введенка
35/10
1
4,13
12,5
35/10
2
4,13
Вешаловка
35/6
1
1,08
10
35/6
2
1,08
Водозабор
35/6
1
2,44
10
35/6
2
2,44
Вперед
35/6
1
2,14
10
35/6
2
2,14
Грязи город
35/6
1
3,77
12,5
35/6
2
3,77
Грязное
35/10
1
0,7
10; 12,5
35/10
2
0,7
Демшинка
35/10
1
0,65
12,5
35/10
2
0,65
Дмитриевка
35/10
1
0,95
12,5
35/10
2
0,95
Дмитряшевка
35/10
1
1,17
12,5
35/10
2
1,17
Дружба
35/6
1
4,26
12,5

2

Ивановка
35/10
1
1,74
12,5
35/10
2
1,74
Каликино
35/10
1
1,2
10
35/10
2
1,2
Карамышево
35/10
1
0,84
12,5
35/10
2
0,84
Княжья Байгора
35/10
1
0,78
10
35/10
2
0,78
Конь-Колодезь
35/10
1
1,4
12,5
35/10
2
1,4
Красная Дубрава
35/10
1
0,57
12,5
35/10
2
2,11
Куликово
35/10
1
0,88
12,5
35/10
2
0,63
Курино
35/10
1
0,77
10

2
0,77
Лебедянка
35/10
1
0,88

35/10
2
0,88
Малей
35/10
1
2,87
12,5
35/10
2
2,87
Матыра
35/10
1
4,46
10
35/10
2
4,46
Московка
35/10
1
0,76
12,5
35/10
2
0,76
Мясокомбинат
35/10
1
5,99

35/10
2
5,99
Негачевка
35/10
1
0,99
6,6; 12,5
35/10
2
0,99
Новодубовое
35/10
1
1,11
12,5

2
1,11
Новониколаевка
35/6
1
2,17


2

Новочеркутино
35/10
1
1,45
10
35/10
2
1,45
Паршиновка
35/10
1
0,61
12,5
35/10
2
0,73
Пашково
35/10
1
0,96
12,5
35/10
2
0,96
Песковатка
35/10
1
2,45
12,5

2

Петровская
35/10
1
0,82
12,5
35/10
2
0,75
Плавица
35/10
1
1,86
12,5
35/10
2
1,86
Поддубровка
35/10
1
0,65
12,5
35/10
2
0,65
Правда
35/10
1
2,24
12,5
35/10
2
2,24
Пружинки
35/10
1
0,85
12,5
35/10
2
0,85
Птицефабрика
35/6
1
1,05
12,5
35/6
2
1,66
Ратчино
35/10
1
0,95
12,5
35/10
2
0,95
Речная
35/10
1
1,5
12,5
35/10
2
1,5
Сенцово
35/10
1
1,67
6,6; 12,5
35/10
2
1,67
Синдякино
35/10
1
0,99
12,5

2
0,99
Сошки
35/10
1
1,04
12,5
35/10
2
1,05
Стебаево
35/10
1
0,73
12,5
35/10
2
0,73
Сельхозтехника (СХТ)
35/10
1
2,78

35/10
2
2,78
Таволжанка
35/6
1
2,39
12,5
35/6
2
2,39
Талицкий Чамлык
35/10
1
1,11
10
35/10
2
1,11
Троицкая
35/10
1
2,83
12,5
35/10
2
2,83
Трубетчино
35/10
1
1,12

35/10
2
1,12
Федоровка
35/10
1
0,64
12,5
35/10
2
0,64
Хлебопродукты
35/10
1
6,01
12,5
35/10
2
6,01
Частая Дубрава
35/10
1
0,79

35/10
2
1,51
Ярлуково
35/10
1
4,25
10; 12,5
35/10
2
4,25
Сселки
35/10
1
6,21

35/10
2
5,7
2-е Тербуны
35/10
1
0,49
12,5
35/10
2
0,49
Авангард
35/10
1
1,9
12,5
35/10
2
1,9
Аврора
35/10
1
1,0
10
35/10
2
1,0
Афанасьево
35/10
1
1,16
12,5
35/10
2
1,16
Б. Боевка
35/10
1
0,92
12,5
35/10
2
0,92
Бабарыкино
35/10
1
1,2
12,5
35/10
2
1,2
Борки
35/10
1
1,2
10
35/10
2
1,2
Васильевка
35/10
1
0,73
12,5
35/10
2
0,73
Веселое
35/10
1
0,72


2

Воронец
35/10
1
2,85
12,5
35/10
2
3,25
Восточная
35/6
1
3,65
6,6
35/6
2
3,65
Гатище
35/10
1
1
12,5
35/10
2
1
Гнилуша
35/10
1
1,25
6,6
35/10
2
1,25
Голиково
35/10
1
0,93
12,5
35/10
2
0,72
Грызлово
35/10
1
0,74
12,5
35/10
2
0,74
Жерновое
35/10
1
0,9
12,5
35/10
2
0,9
Задонск - сельская
35/10
1
1,88
6,6; 12,5
35/10
2
1,88
Захаровка
35/10
1
0,88
12,5
35/10
2
0,88
Казаки
35/10
1
1,53
12,5
35/10
2
1,53
Казачье
35/10
1
1,35
12,5
35/10
2
1,35
Каменка
35/10
1
1,73
10

2
1,73
Кириллово
35/10
1
0,78
12,5
35/10
2
0,78
Князево
35/10
1
0,63
12,5
35/10
2
0,63
Колесово
35/10
1
1,29
12,5
35/10
2
1,29
Красная Пальна
35/10
1
1,05
12,5

2
1,05
Красотыновка
35/10
1
0,88
12,5

2
0,88
Ксизово
35/10
1
1,37
12,5
35/10
2
1,37
Ламская
35/10
1
0,78
6,6; 10
35/10
2
0,78
Лебяжье
35/10
1
0,73
12,5
35/10
2
0,73
Ломовец
35/10
1
0,62
10; 12,5
35/10
2
0,62
Озерки
35/10
1
0,65
12,5

2
0,65
Ольшанец
35/10
1
0,48
12,5
35/10
2
0,68
Панкратовка
35/10
1
0,94
12,5; 10

2
0,94
Плоское
35/10
1
2,23
6,6; 12,5
35/10
2
2,23
Преображенье
35/10
1
0,78


2
0,78
№ 5
35/6
1
1,24
6,6
35/6
2
1,24
Солидарность
35/10
1
4,76
12,5
35/10
2
6,06
Стегаловка
35/10
1
0,96
6,6
35/10
2
0,96
Талица
35/10
1
1,14
12,5
35/10
2
1,14
Тимирязево
35/10
1
1,22
12,5
35/10
2
1,15
Тихий Дон
35/10
1
0,99
12,5
35/10
2
0,99
Хитрово
35/10
1
1,2
12,5
35/10
2
1,2
Чернава
35/10
1
0,74
6,6
35/10
2
0,74
Чернолес
35/10
1
0,81
12,5
35/10
2
0,81
Яковлево
35/10
1
1,01
12,5; 6,6; 10

2
1,01
Красное
35/10
1
1,48
12,5; 6,6
35/10
2
1,48
Теплое
35/10
1
0,95
12,5
35/10
2
0,95
Данков сельская
35/10
1
1,72
12,5
35/10
2
1,72
Колыбельская
35/10
1
1,29
10; 12,5
35/10
2
1,29
Топки
35/10
1
0,66
12,5
35/10
2
0,66
Агроном
35/10
1
1,45
12,5
35/10
2
1,45
Первомайская
35/10
1
0,96
10

2
0,96
Троекурово совхозная
35/10
1
1,49
6,6
35/10
2
1,49
Гагарино
35/10
1
1,14
12,5
35/10
2
1,13
Каменная Лубна
35/10
1
0,74
12,5

2
0,74
Раненбург
35/10
1
1,51

35/10
2
1,51
Сергиевка
35/10
1
0,65
12,5
35/10
2
0,65
Дрезгалово
35/10
1
0,96
12,5
35/10
2
0,96
Долгое
35/10
1
0,69

35/10
2
0,69
Воскресеновка
35/10
1
0,71
12,5
35/10
2
0,71
Сапрыкино
35/10
1
1,2
12,5
35/10
2
1,2
Новополянье
35/10
1
1,33
12,5; 10
35/10
2
1,33
Ведное
35/10
1
0,67

35/10
2
0,67
Бигильдино
35/10
1
0,56
12,5
35/10
2
0,72
Культура
35/10
1
1,52
12,5
35/10
2
1,52
Барятино
35/10
1
0,83
10
35/10
2
0,83
Знаменская
35/10
1
1,22


2
1,22
Большое Попово
35/10
1
1,63
12,5
35/10
2
1,63
Пиково
35/10
1
1,14


2
1,14
Большие Избищи
35/10
1
1,67
12,5
35/10
2
1,67
Никольское
35/10
1
0,86
12,5

2
0,47
Полибино
35/10
1
0,9
12,5
35/10
2
0,9
Р. Дуброво
35/10
1
1,51
12,5
35/10
2
1,51
Хрущево
35/10
1
0,95
12,5
35/10
2
0,95
Большой Верх
35/10
1
0,79
12,5
35/10
2
0,79
Головинщино
35/10
1
1,06
12,5
35/10
2
1,06
Яблоново
35/10
1
1,01
12,5
35/10
2
1,01
Политово
35/10
1
1,17
12,5
35/10
2
1,17
Комплекс
35/10
1
1,33

35/10
2
0,58
Романово
35/10
1
5,21

35/10
2
5,21
Черная слобода
35/10
1
2,53

35/10
2
2,31

Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 35 кВ на уровне 2019 г. показали, что необходимость в замене коммутационного оборудования на ПС 35 кВ по недостаточной отключающей способности отсутствует.

9.5. Перечень объектов и объемы капитальных вложений для
нового строительства и РРТП

В таблицах 9.25, 9.27, 9.29, 9.30 указаны перечень объектов и объемы ориентировочных капитальных вложений для нового строительства и РРТП подстанций и воздушных линий напряжением 35 кВ Липецкой энергосистемы.
В таблице 9.25 представлены объемы нового строительства ПС 35 кВ, предусмотренные Схемой в проектный период.
В таблице 9.26 приведен перечень потребителей, подключаемых к новым ПС 35 кВ (таблица 6.1) в проектный период.
В таблице 9.27 приведен перечень подстанций, намечаемых Схемой к замене существующих трансформаторов в проектный период.
В таблице 9.28 приведен перечень потребителей, подключаемых к реконструируемым ПС 35 кВ (таблица 9.27) в проектный период.
В таблице 9.29 приведен перечень подстанций 35 кВ, предусмотренных Схемой к реконструкции и техническому перевооружению, с указанием элементов, заменяемых или вновь устанавливаемых, с разделением по годам.
В таблице 9.30 указан перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для нового строительства и реконструкции филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", предусмотренного Схемой в проектный период, приведены основные показатели.
В таблице 9.31 указаны стоимости работ по демонтажу силовых трансформаторов на подстанциях 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", на которых в проектном периоде существует необходимость в замене данного оборудования (таблица 9.27).

Таблица 9.25

Перечень центров питания, намечаемых Схемой к новому
строительству в проектный период. Основные показатели

N
Подстанция
Суммарная максимальная нагрузка на шинах 35 и 10 кВ ПС, кВ x А
Количество и мощность трансформаторов, единиц/тыс. кВ x А
Сроки строительства
Стоимость в ценах I квартала 2014 г., тыс. руб.
2019 год
2019 год
1
Черная слобода
1 549
6,3 + 6,3
2016 - 2017
133 384,66
2
Романово
407
10 + 10
2019
121 695,04
Итого, тыс. руб. в ценах I квартала 2014 г.
255 079,70
Итого, тыс. руб. в ценах I квартала 2014 г. с НДС
300 994,05

Таблица 9.26

Перечень потребителей, подключаемых к новым ПС 35 кВ
(таблица 9.25) в проектный период

N
Наименование подстанции
Полное наименование заявителя
Адрес присоединения
Подключаемая мощность, кВт
Год подключения
1
ПС 35 кВ Черная Слобода
Жилищное строительство
МКР "Черная слобода"
1 438,00
2017
2
ПС 35 кВ Романово
ОАО "Свой Дом" (Романово)
Липецкий РЭС
378,0
2017

Таблица 9.27

Перечень центров питания, намечаемых Схемой к замене
существующих трансформаторов в проектный период.
Основные показатели

N
Подстанция
Суммарная максимальная нагрузка на шинах 6-10 кВ ПС, МВт
Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА
Сроки строительства
2014 г.
2019
2014 г.
2019
Всего
Всего
1
№ 2 <*>
1,82
1,82
1 + 2,5
2,5 + 2,5
2016
2
Борино <*>
4,59
5,32
4 + 4
6,3 + 6,3
2015
3
Борисовка <*>
3,55
3,55
4 + 2,5
4 + 4
2017
4
№ 1 <*>
4,21
5,87
4 + 4
6,3 + 6,3
2015
5
Бутырки <*>
5,94
6,9
6,3 + 5,6
6,3 + 6,3
2016
6
Троекурово - совх. <**>
1,7
2,42
2,5 + 2,5
2,5 + 2,5
2017
7
Матыра <*>
3,46
4,55
4 + 3,2
6,3 + 6,3
2017
8
Таволжанка <*>
5,23
5,23
4 + 4
6,3 + 6,3
2018
9
Колыбельская <**>
1,01
1,01
2,5 + 2,5
2,5 + 2,5
2019
10
№ 5 <**>
1,37
1,37
6,3 + 6,3
6,3 + 6,3
2019
11
Гагарино <**>
0,43
0,43
1,8 + 1,8
1,8 + 1,6
2019
12
Дмитряшевка <**>
0,36
0,36
2,5 + 2,5
2,5 + 2,5
2018
13
Частая Дубрава
1,87
1,87
2,5 + 4
4 + 4
2014
14
Стегаловка <**>
0,43
0,43
2,5 + 3,2
2,5 + 2,5
2019
15
Троицкая <*>
2,72
2,72
2,5 + 4
4 + 4
2016
16
Данков - сельская <**>
4,91
4,91
6,3 + 6,3
6,3 + 6,3
2018

--------------------------------
<*> - Замена трансформатора, по дефициту мощности.
<**> - Замена трансформатора по техническому состоянию.

Таблица 9.28

Перечень потребителей, подключаемых к реконструируемым
ПС 35 кВ (таблица 9.27) в проектный период

N
Наименование подстанции
Полное наименование заявителя
Адрес присоединения
Подключаемая мощность, кВт
Год подключения
1
2
3
4
5
6
1
ПС 35 Троекурово - совхозная
ЗАО "Агрофирма им. 15 лет Октября"
Лебедянский РЭС
900
2016 - 2019
2
ПС 35 кВ Матыра
ОАО "ЛГЭК" Жилые дома в СНТ "Дачный-3"
Грязинский РЭС
1360
2014 - 2019
3
ПС 35 кВ Борино
ООО "Пластиформ"
Липецкий РЭС
1210
2016 - 2019
4
ПС 35 кВ Бутырки
ООО "Бутырский источник"
Грязинский РЭС
780
2015 - 2018
ОАО "ЛГЭК" ДООЛ "Чайка"
Грязинский РЭС
425
2017 - 2019
5
ПС 35 кВ № 1
ОАО "ЛГЭК" (ООО "ГК "Торгсервис")
г. Липецк
391
2017 - 2019
ОАО "ЛГЭК" (Заказчик Иванникова Е.И.)
г. Липецк
330
2017 - 2019
ОАО "ЛГЭК" Жилые дома в СНТ "Дачный-3"
Грязинский РЭС
1360
2014 - 2019

Таблица 9.29

Перечень подстанций 35 кВ, предусмотренных Схемой
к реконструкции и техническому перевооружению

N
Подстанция
Тип и мощность ПС, МВА
Перечень работ по переустройству ПС (установка и/или замена)
Количество устанавливаемого оборудования
Стоимость
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
2014
1
Ярлуково
35/10 кВ 3,2 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 + 1 шт.
13 084,38
Целевая программа. Повышение надежности
Устройств РЗА
УРЗА - 1 шт.
976,45
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



2
Грязи-город
35/6 кВ 6,3 + 5,6 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 + 3 шт.
26 168,76
Целевая программа. Повышение надежности
Устройств РЗА
УРЗА - 1 шт.
976,45
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



3
Матыра
35/10 кВ 4 + 3,2 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 + 1 шт.
13 084,38
Целевая программа. Повышение надежности
Устройств РЗА
УРЗА - 1 шт.
976,45
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



4
Каменка
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Целевая программа
Устройств РЗА
УРЗА - 1 шт., РЗА 10 кВ - 1 шт.
1 024,72
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



5
Ламская
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 + 1 шт.
19 626,57
Целевая программа. Повышение надежности
Устройств РЗА
УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.
2 978,70
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



6
Тюшевка
35/10 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 5 шт.
10 021,80
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 5 шт.
241,35
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



7
Демшинка
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 8 шт.
16 034,88
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 8 шт.
386,16
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



8
Бочиновка
35/10 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 7 шт.
14 030,52
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 7 шт.
337,89
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



9
НовоДубовое
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 5 шт.
10 021,80
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 5 шт.
241,35
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



10
Частая Дубрава
35/10 кВ 2,5 + 4 МВА
Силового трансформатора
ТМН-4000/35 - 1 шт.
9 349,39
Инвестпрограмма
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 3 шт.
19 626,57
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



11
Талицкий Чамлык
35/10 кВ 3,2 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



12
Княжья Байгора
35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



13
Вешаловка
35/6 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



14
№ 5
35/6 кВ 3,2 + 6,3 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



15
Аврора
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



16
Б. Боевка
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



17
Борки
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



18
Р. Дуброво
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



19
Сапрыкино
35/10 кВ 1,6 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



20
Троекурово - совхозная
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



21
Хрущево
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2014 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб.
276 947,99

Всего 2014 год, в ценах I квартала 2014 года с НДС, тыс. руб.
326 798,63

2015
22
Паршиновка
35/10 кВ 1,6 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 6 шт.
12 026,16
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 6 шт.
289,62
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



23
Хлебопродукты
35/10 кВ 6,3 + 6,3 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 9 шт.
18 039,24
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 9 шт.
434,43
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



24
Сенцово
35/10 кВ 10 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 1 шт.
2 004,36
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 1 шт.
48,27
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



25
Малей
35/10 кВ 4 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 7 шт.
14 030,52
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 7 шт.
337,89
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



26
Карамышево
35/10 кВ 10 + 10 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 9 шт.
18 039,24
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 9 шт.
434,43
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



27
Новочеркутино

Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 11 шт.
22 047,96
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 11 шт.
530,97
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



28
Талицкий Чамлык
35/10 кВ 3,2 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 10 шт.
20 043,60
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 10 шт.
482,7
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



29
Правда
35/10 кВ 4 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 4 шт.
8 017,44
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 5 шт.
241,35
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



30
Княжья Байгора
35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 11 шт.
22 047,96
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 11 шт.
530,97
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



31
Князево
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 1 шт.
2 004,36
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 2 шт.
96,54
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



32
Борино
35/10 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора
ТМН-6300/35 - 2 шт.
24 026,66
Инвестпрограмма
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



33
№ 1
35/10 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора
ТМН-6300/35 - 2 шт.
24 026,66
Инвестпрограмма
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



34
Гагарино
35/10 кВ 1,8 + 1,8 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 4 шт.
26 168,76
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



35
Данков - сельская
35/10 кВ 6,3 + 6,3 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 3 шт.
19 626,57
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



36
Долгое
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 3 шт.
19 626,57
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



37
Дрезгалово
35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



38
Яковлево
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2015 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб.
281 371,99

Всего 2015 год, в ценах I квартала 2014 года с НДС, тыс. руб.
332 018,95

2016
39
Правда
35/10 кВ 4 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 6 шт.
12 026,16
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Целевая программа
Устройств РЗА
УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт., РЗА 10 кВ - 9 шт.
2 436,68
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



40
Птицефабрика
35/6 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Целевая программа
Устройств РЗА
УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.
2 978,70
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



41
Бутырки
35/10 кВ 5,6 + 6,3 МВА
Силового трансформатора
ТМН-6300/35 - 1 шт.
12 013,33
Перспективные нагрузки
Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 12 шт.
24 052,32
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 24 шт.
1 158,48
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



42
№ 3
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 7 шт.
14 030,52
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 3 шт.
19 626,57
Целевая программа. Повышение надежности
Устройств РЗА
УУОТ - 1 шт., РЗА 10 кВ - 9 шт.
1 460,23
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



43
Воронец
35/10 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Целевая программа. Повышение надежности
Устройств РЗА
УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.
2 978,70
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



44
Вперед
35/6 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 3 шт.
19 626,57
Целевая программа. Повышение надежности
Устройств РЗА
УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.
2 978,70
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



45
№ 2
35/6 кВ 2,5 + 1 МВА
Силового трансформатора
ТМН-2500/35 - 1 шт.
8 260,77
Дефицит мощности
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



46
Троицкая
35/10 2,5 + 4 МВА
Силового трансформатора
ТМН-4000/35 - 1 шт.
9 349,39
Дефицит мощности
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



47
Лебедянка
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 6 шт.
39 253,14
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



48
2-е Тербуны
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 + 1 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



49
Ольшанец
35/10 кВ 2,5 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



50
Плоское
35/10 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



51
Стегаловка
35/10 кВ 2,5 + 3,2 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



52
Ведное
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 3 шт.
19 626,57
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2016 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб.
257 278,73

Всего 2016 год, в ценах I квартала 2014 года с НДС, тыс. руб.
303 588,90

2017
53
Матыра
35/10 кВ 4 + 3,2 МВА
Силового трансформатора
ТМН-6300/35 - 2 шт.
24 026,66
Дефицит мощности
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



54
Введенка
35/10 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 3 шт.
19 626,57
Целевая программа
Устройств РЗА
УРЗА - 3 шт., УУОТ - 1 шт.
3 955,14
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



55
Частая Дубрава
35/10 кВ 2,5 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 10 шт.
20 043,60
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 9 шт.
965,4
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



56
Березняговка
35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 8 шт.
16 034,88
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 16 шт.
772,32
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



57
Вешаловка
35/6 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 7 шт.
14 030,52
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 14 шт.
675,78
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



58
Панкратовка
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Целевая программа
Устройств РЗА
УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.
2 002,25
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



59
Каменка
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Целевая программа
Устройств РЗА
УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.
2 002,25
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



60
Борисовка
35/10 кВ 4 + 2,5 МВА
Силового трансформатора
ТМН-4000/35 - 1 шт.
9 349,39
Дефицит мощности
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



61
Троекурово - совхозная
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора
ТМН-2500/35 - 1 шт.
8 260,77
Неудовлетворительное состояние
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



62
Никольское
35/10 кВ 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



63
Пиково
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



64
Полибино
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



65
Курино
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



66
Новониколаевка
35/6 кВ 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



67
Пашково
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



68
Поддубровка
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



69
Бигильдино
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



70
Б. Попово
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



71
Воскресеновка
35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



72
Талица
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 3 шт.
19 626,57
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



73
Тихий Дон
35/10 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



74
Чернолес
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2017 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб.
278 758,09

Всего 2017 год, в ценах I квартала 2014 года с НДС, тыс. руб.
328 934,55

2018
75
Чернава
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 + 1 шт.
13 084,38
Целевая программа. Повышение надежности
Устройств РЗА
УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.
2 002,25
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



76
Бабарыкино
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Целевая программа
Устройств РЗА
УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.
2 978,70
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



77
Ломовец
35/10 кВ 1,6 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 + 1 шт.
19 626,57
Целевая программа. Повышение надежности
Устройств РЗА
УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.
2 978,70
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



78
Первомайская
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Целевая программа
Устройств РЗА
УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.
2 002,25
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



79
Знаменка
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Целевая программа
Устройств РЗА
УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.
2 002,25
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



80
Новополянье
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 + 1 шт.
13 084,38
Целевая программа. Повышение надежности
Устройств РЗА
УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.
2 002,25
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



81
Княжья Байгора
35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 11 шт.
22 047,96
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 22 шт.
1 061,94
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



82
Ярлуково
35/10 кВ 3,2 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 6 шт.
12 026,16
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 9 шт.
434,43
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



83
Стебаево
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ
ВВ 10 кВ - 11 шт.
22 047,96
Целевая программа
ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА
РЗА 10 кВ - 22 шт.
1 061,94
Целевая программа
Аппаратов защиты от перенапряжения



84
Дмитряшевка
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора
ТМН-2500/35 - 1 шт.
8 260,77
Неудовлетворительное состояние
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



85
Таволжанка
35/10 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора
ТМН-6300/35 - 2 шт.
24 026,66
Дефицит мощности
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



86
Данков - сельская
35/10 кВ 6,3 + 6,3 МВА
Силового трансформатора
ТМН-6300/35 - 1 шт.
12 013,33
Неудовлетворительное состояние
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



87
Пружинки
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



88
Речная
35/10 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



89
Синдякино
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



90
Трубетчино
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 3 шт.
19 626,57
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



91
Агроном
35/10 кВ 4 + 6,3 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



92
Барятино
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2018 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб.
280 502,30

Всего 2018 год, в ценах I квартала 2014 года с НДС, тыс. руб.
330 992,71

2019
93
№ 5
35/6 кВ 3,2 + 6,3 МВА
Силового трансформатора
ТМН-2500/35 - 1 шт.
8 260,77
Неудовлетворительное состояние
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



94
Стегаловка
35/10 кВ 2,5 + 3,2 МВА
Силового трансформатора
ТМН-2500/35 - 1 шт.
8 260,77
Неудовлетворительное состояние
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



95
Гагарино
35/10 кВ 1,8 + 1,8 МВА
Силового трансформатора
ТМН-1600/35 - 1 шт.
8 260,77
Неудовлетворительное состояние
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



96
Колыбельская
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора
ТМН-2500/35 - 1 шт.
8 260,77
Неудовлетворительное состояние
Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)



Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



97
Сельхозтехника (СХТ)
35/10 кВ 2,5 + 1,6 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



98
№ 2
35/6 кВ 2,5 + 1 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



99
Грязное
35/10 кВ 4 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



100
Дмитряшевка
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



101
Ивановка
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



102
Каликино
35/10 кВ 3,2 + 3,2 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



103
Конь-Колодезь
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



104
Васильевка
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



105
Восточная
35/10 кВ 10 + 16 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 4 шт.
26 168,76
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



106
Гатище
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



107
Гнилуша
35/10 кВ 6,3 + 6,3 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



108
Голиково
35/6 кВ 1,8 + 1,6 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



109
Задонск - сельская
35/10 кВ 3,2 + 4 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



110
Захаровка
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



111
Красная Пальна
35/10 кВ 3,2 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 3 шт.
19 626,57
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



112
Красотыновка
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



113
Ксизово
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 2 шт.
13 084,38
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



114
Лебяжье
35/10 кВ 2,5 + 1,6 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



115
Озерки
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



116
Каменная Лубна
35/10 кВ 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



117
Колыбельская
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



118
Красное
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



119
Культура
35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 1 шт.
6 542,19
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



120
Раненбург
35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА
Силового трансформатора



Ячеек РУ6-10 кВ



ТТ и/или ТН



Ячейки выключателей (М, В, Э)
ЭВ 35 кВ - 3 шт.
19 626,57
Повышение надежности
Устройств РЗА



Аппаратов защиты от перенапряжения



Всего 2019 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб.
281 646,30

Всего 2019 год, в ценах I квартала 2014 года с НДС, тыс. руб.
332 342,63

Всего 2014 - 2019 год, в ценах I квартала 2014 года, тыс. руб.
1 656 505,40

Всего 2014 - 2019 год, в ценах I квартала 2014 года с НДС, тыс. руб.
1 954 676,37


Примечание:
1) Стоимость ячейки выключателя включает:
Оборудование (60%)
Релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22%)
Ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%).
2) Стоимость ячейки трансформатора учитывает установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.), материалы, строительные и монтажные работы.

Таблица 9.30

Перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для нового
строительства и реконструкции филиала ОАО "МРСК
Центра" - "Липецкэнерго", предусмотренного Схемой
в проектный период. Основные показатели

N
Линия электропередачи
Марка и сечение провода (кабеля)
Протяженность по трассе, км
Количество цепей
Сроки строительства
Стоимость
1
2
3
4
5
6
7
1
ВЛ 35 кВ Полевая, реконструкция с заменой провода
АС-70
4,87
1
2016
10 600,00
2
ВЛ 35 кВ Плоское, реконструкция
АС-50
7
1
2019
16 400,00
3
ВЛ 35 кВ Трубетчино, реконструкция
АС-70
22,1
1
2016
53 777,26
4
Участок ВЛ 35 кВ до ПС Частая Дубрава
АС-70
6,2
1
2016
15 086,83
5
Участок ВЛ 35 кВ до ПС Восточная до ВЛ 35 кВ ИТК
АС-70
0,6
1
2016
1 460,02
6
ВЛ 35 кВ Сельхозтехника - Ярлуково
АС-70
5
1
2018
12 166,80
7
КЛ 35 кВ Мясокомбинат - Романово
АПвП-2*240
3,5
2
2019
150 500,00
8
ВЛ 35 кВ Каликино-2
АС-95
9,8
1
2018
24 156,94
9
ВЛ 35 кВ Восточная - Черная слобода
АС-70
12
2
2016
44 931,95
10
ВЛ 35 кВ Красная Пальна, реконстр.
АС-70
15,4
1
2018
37 473,75
11
ВЛ 35 кВ Каменная Лубна, полн. реконстр.
АС-70
19,74
1
2016
48 034,53
12
ВЛ 35 кВ Политово, реконструкция
АС-50
15,55
2
2018
57 477,11
13
ВЛ 35 кВ Дрезгалово, реконструкция
АС-70
21,25
1
2017
14 644,38
14
ВЛ 35 кВ Борино, реконструкция
АС-95
14
2
2016
19 296,13
15
КЛ 35 кВ на передвижную ПС 35 кВ Романово
АПвПу-50/16
0,4
1
2014
12 256,60
Итого, тыс. руб. в ценах I квартала 2014 г. без НДС
518 262,28
Итого, тыс. руб. в ценах I квартала 2014 г. с НДС
611 549,49

Таблица 9.31

Стоимости работ по демонтажу трансформаторов на подстанциях
35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
в проектный период

N
Наименование ПС
Демонтируемые трансформаторы, ед./МВА
Примечание
Стоимость демонтажных работ
1
№ 2
1

69,58
2
Борино
4 + 4
Возможно перемещение: Т1 - на ПС № 5, Т2 - на ПС Троекурово - совхозная
139,17
3
Борисовка
2,5
Возможно перемещение: Т2 - на ПС Дмитряшевка
69,58
4
№ 1
4 + 4
Возможно перемещение: Т1 - на ПС Борисовка, Т2 - на ПС Троицкая
139,17
5
Бутырки
5,6 + 6,3

99,38
6
Троекурово - совхозная
2,5

69,58
7
Матыра
3,2 + 4

99,38
8
Таволжанка
4 + 4

139,17
9
Данков - сельская
6,3

29,79
10
Колыбельская
2,5

29,79
11
№ 5
6,3

29,79
12
Гагарино
1,8

29,79
13
Дмитряшевка
2,5

29,79
14
Стегаловка
3,2

29,79
15
Троицкая
2,5

69,58
Итого демонтажные работы в ценах I квартала 2014 года без НДС, тыс. руб.
1 073,33
Итого демонтажные работы в ценах I квартала 2014 года с НДС, тыс. руб.
1 266,53

10. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. На период до 2019 года настоящей Схемой намечен следующий объем строительства и реконструкции электрических сетей 110 кВ и выше:
- ЛЭП 220 и 500 кВ - 283,4 км (в одноцепном исчислении);
- РРТП ПС 220 и 500 кВ - 4 шт.;
- Новые ПС 220 и 500 кВ - 1 шт.;
- ЛЭП 110 кВ - 131,92 км (в одноцепном исчислении);
- РРТП ПС 110 кВ - 26 шт.;
- Новые ПС 110 кВ - 2 шт.
Реконструируемые ВЛ 110 кВ с заменой непригодного оборудования (опоры, изоляторы, грозотрос и т.д.) - 14 шт.;
- ЛЭП 35 кВ - 202,49 км (в одноцепном исчислении);
- РРТП ПС 35 кВ - 107 шт.;
- Новые ПС 35 кВ - 2 шт.
2. Суммарные капиталовложения в развитие электрических сетей 110 кВ и выше, намеченные настоящей Схемой, определились в объеме: 14 764,43 млн. руб. в ценах 2014 г. (с НДС) в том числе:
- 220 и 500 кВ - 5 943,76 млн. руб. (капитальные вложения, связанные с реализацией мероприятий по схеме выдачи мощности НВАЭС-2: строительство ВЛ 500 кВ НВАЭС-2 - Елецкая и реконструкция ПС 500 кВ Елецкая в объеме капитальных затрат настоящей Схемы не учитываются);
- 110 кВ - 4 253,51 млн. руб.;
- 35 кВ - 4 567,16 млн. руб.
3. Распределение затрат среди участников электросетевого строительства представлено в таблице 10.1.

Таблица 10.1

Участник
Всего с НДС, млн. руб.
ОАО "ФСК-ЕЭС"
5 943,76
Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
6 720,7 (из них
110 кВ - 3 763,96,
35 кВ - 2 956,74)
ОАО "ЛГЭК"
1 610,42
ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" (9 выкл. 110 кВ на Липецкой ТЭЦ-2)
489,55
Всего, тыс. руб. с НДС
14 764,43


------------------------------------------------------------------