ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ НА 2019-2023 ГОДЫ



Шаблон Постановление Липецкого областного Собрания депутатов

АДМИНИСТРАЦИя ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 23.04.2018 № 319

Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2019-2023 годы

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» администрация Липецкой области постановляет:

Утвердить Схему и программу развития электроэнергетики Липецкой области на 2019-2023 годы (приложение).

И.о. главы администрации

Липецкой области                                                                                                                             

Ю.Н. Божко

Приложение

к постановлению администрации Липецкой области

«Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2019-2023 годы»

«Схема и программа развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019 – 2023 годы»

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1              ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1              Паспорт Схемы и программы развития

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

2 Общая характеристика региона

3 Анализ существующего состояния электроэнергетики Липецкой области за прошедший пятилетний период

3.1 Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Липецкой области

3.2 Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области и структура электропотребления

3.3 Перечень и характеристика основных крупных потребителей электрической энергии в регионе

3.4 Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет

3.5 Структура установленной электрической мощности на территории Липецкой области

3.6 Состав существующих электростанций (а также станций промышленных предприятий) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям

3.7 Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

3.8 Характеристика балансов электрической энергии и мощности

3.9 Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Липецкой области

3.10 Основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Липецкой области

3.10.1 Общая характеристика электросетевых объектов 220 кВ и 500 кВ

3.10.2 Общая характеристика электросетевых объектов 110 кВ

3.10.3 Общая характеристика электросетевых объектов 35 кВ

3.11 Внешние электрические связи энергосистемы Липецкой области

3.12 Показатели, характеризующие деятельность филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

3.13 Плановые значения показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций

4 Особенности и проблемы функционирования энергосистемы Липецкой области

4.1 Анализ загрузки ПС 220 – 500 кВ Липецкой энергосистемы в отчетном году

4.2 Анализ текущего состояния и рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 кВ

4.2.1 Анализ загрузки центров питания 110 кВ на настоящий момент

4.2.2 Анализ существующей загрузки ЛЭП 110 кВ

4.3 Рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 кВ на текущий момент

5 Основные направления развития электроэнергетики Липецкой области

5.1 Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период

5.2 Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области

5.3 Перспектива изменения установленной мощности в энергосистеме Липецкой области

5.4 Прогноз возможных объемов развития энергетики Липецкой области на основе ВИЭ и местных видов топлива

5.4.1. Перспективы использования ВИЭ в Липецкой области

5.4.2. Перспективы развития ветроэнергетики региона

5.4.3 Перспективы развития солнечной энергетики региона

5.4.4 Перспективы развития малой гидроэнергетики региона

5.4.5 Энергетический потенциал отходов сельского хозяйства региона

5.5 Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период

5.6 Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше

5.6.1 Решения по электрическим сетям напряжением 220 кВ и выше

5.6.1.1 Решения по электрическим сетям напряжением 220 кВ и выше (базовый вариант развития)

5.6.1.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 220 кВ и выше (базовый вариант развития)

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

5.6.2 Решения по электрическим сетям 110 кВ

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

5.6.2.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 110 кВ (базовый вариант развития)

5.6.2.3 Решения по электрическим сетям напряжением 35-110 кВ (региональный вариант развития)

5.6.4 Сводные данные по развитию электрических сетей 220 кВ и выше, 110 кВ и ниже1

5.6.4.1 Сводные данные по развитию электрических сетей 220 кВ и выше, 110 кВ и ниже (базовый вариант развития)1

5.6.4.2 Сводные данные по развитию электрических сетей 220 кВ и выше, 110 кВ и ниже (региональный вариант равития)

6 ОСНОВНАЯ Характеристика теплоэнергетики региона0

6.1 Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Липецкой области, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных

6.2 Прогноз ограничений мощности ТЭС на 2018-2023гг.

6.3 Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период

6.4 Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе

6.5 Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Липецкой области

7 Переход к интеллектуальным цифровым электрическим сетям

Приложение 1 подстанции 220-500 кВ, находящиеся на территории липецкой области

Приложение 2 ЛЭП 220-500 кВ, находящиеся на территории липецкой области

Приложение 3 ПС 110 кВ, находящиеся на балансе ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго»

Приложение 4 ЛЭП 110 кВ, находящиеся на балансе ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго»

Приложение 5 ПС 110 кВ, ЛЭП 110 кВ, находящиеся на балансе сторонних организаций

Приложение 6 ПС 35 кВ, находящиеся на балансе ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго»

Приложение 7 ЛЭП 35 кВ, находящиеся на балансе ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго»

Приложение 8 информация по договорам на осуществление технологического присоединения к электросетевым объектам 35-220 кВ

Приложение 9 Информация о планируемом технологическом присоединении к электросетевым объектам напряжением 110 кВ и выше (дополнительно для регионального варианта развития)

Приложение 10 расчеты электроэнергетических режимов в сети 220 кв и выше (базовый вариант развития)

Приложение 11 расчеты электроэнергетических режимов в сети 220 кв и выше (региональный вариант развития)

Приложение 12 расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кв (базовый вариант)

Приложение 13 перечень мероприятий по строительству, реконструкциии и модернизации объектов теплосетевого хозяйства

Приложение 14 Карты-схемы и принципиальные схемы сети 35 кВ и выше на 2019-2023 гг. (базовый вариант развития)

Приложение 15 Карты-схемы и принципиальные схемы сети 35 кВ и выше на 2019-2023 гг. (региональный вариант развития)

Приложение 16 технико-экономическое обоснование строительства ПС 35 кВ Восход (региональный вариант развития)

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Паспорт Схемы и программы развития

Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2019-2023 годы

Цели и задачи Схемы, важнейшие целевые показатели

Цель:

- повышение технического уровня и обеспечение высокого уровня надёжности функционирования электросетевых объектов в проектный период.

Задачи:

- повышение эффективности функционирования электросетевых объектов, снижение затрат на эксплуатацию и потерь 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.

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»;

– необходимость корректировки Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области 2018 – 2022гг.

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 ПАО «МРСК Центра»–«Липецкэнерго»; филиала ПАО «ФСК ЕЭС»–«Верхне-Донское ПМЭС»; ПАО «Квадра» филиал «Липецкая генерация»; АО «ЛГЭК»;

– ликвидация недостаточной пропускной способности (авто-) трансформаторов на центрах питания, в том числе по объектам ПАО «ФСК ЕЭС» в соответствии с результатами расчета пропускной способности центров питания 220 кВ и 500 кВ на территории Липецкой области;

– ликвидация районов с высоким риском выхода параметров режимов за область допустимых значений по пропускной способности ВЛ 110, 220 кВ на территории Липецкой области;

– определение образующихся в перспективе районов с высоким риском выхода параметров режимов за область допустимых значений Липецкой энергосистемы и разработка первоочередных мероприятий по вводу параметров режимов в область допустимых значений;

– 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).

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.).

8. Отчетные данные ПАО «МРСК Центра» – филиал «Липецкэнерго» и сетевых предприятий.

9. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения (№278тм, г. Москва, 2007 г.).

10. Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы»;

11. Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2018-2022 годы, утверждена постановлением Администрации Липецкой области.

13. Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утв. постановлением Правительства РФ от 17 октября 2009 г. № 823).

14. 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 г. 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 четырёх 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-и регионов Центрально-Чернозёмного 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 2018 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

2013

1162,2

744,2

418,0

64,0

36,0

2014

1159,0

744,6

414,4

64,2

35,8

2015

1158,3

-

-

-

-

2016

1156,1

-

-

-

-

2017

1156,3

-

-

-

-

2018

1150,6

-

-

-

-

2018 в %
к 2017

99,5%

Рисунок 2.1 Динамика численности населения

Численность населения области на 1 января 2018 года составила 1 150,6 тыс. человек. По сравнению с 2017 годом население области уменьшилось на 5,7 тыс. человек.

Липецкая область включает в себя 314 муниципальных образований, в том числе:

Два города областного подчинения, образующие Липецкий городской округ и Елецкий городской округ.

Восемнадцать муниципальных районов: Воловский, Грязинский, Данковский, Добринский, Добровский, Долгоруковский, Елецкий, Задонский, Измалковский, Краснинский, Лебедянский, Лев–Толстовский, Липецкий, Становлянский, Тербунский, Усманский, Хлевенский, Чаплыгинский.

Шесть городских поселений, 288 сельских поселений.

Города Липецкой области:

 Липецк (население 510,439 тыс. человек) – административный, промышленный, культурный и курортный центр области, расположенный на берегах реки Воронеж;

 Елец (население 105,016 тыс. человек) – старинный город с героической историей, богатыми духовными и культурными традициями. Имеет развитую промышленность;

 Грязи (население 46,586 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 19,120 тыс. человек) – название города произошло от входившего в Рязанское княжество древнего города Донко́в, 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 19,503 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 19,958 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 11,948 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 9,641 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 18092 человек.

 пассажирский транспорт – 3688 чел. (20,4%);

 городской электротранспорт – 856 чел. (4,7%);

 ж/д транспорт – 5681 чел. (31,4%);

 грузовой автомобильный транспорт – 3464 чел. (19,2%);

 вспомогательная и прочая транспортная деятельность – 4403 чел. (24,3%).

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: её 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 каждую1 тыс. км2 территории приходится свыше 200 км автодорог с твёрдым покрытием.

Пассажирский парк области насчитывает 1339 единицы подвижного состава: 1289 автобусов, 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 самолёты любого класса.

Промышленность и сельское хозяйство

Липецкая область является промышленно развитым регионом.

Темп роста валового регионального продукта к уровню 2016 года в сопоставимых ценах по оценке составил 102 % (РФ – 101,5 %), объем оценивается в сумме 500,3 млрд. руб., наибольший вклад в него внесли промышленность, сельское хозяйство, торговля  и строительство.

На территории области реализованы мероприятия 14 государственных программ Российской Федерации. В экономику и социальную сферу области из федерального бюджета привлечено 8,2 млрд. руб.

По валовому региональному продукту на душу населения область занимает 4 место в ЦФО и 22 в России. По объему продукции обрабатывающих производств на душу населения – 2 место в ЦФО и 3 – в России, в 2 раза превышая (535 тыс.) среднероссийский уровень.

По итогам 2017 года индекс промышленного производства  составил 102,6 %,  объем отгруженной продукции – 661 млрд. руб., рост к 2016 году – 108,7 %.

За последние 15 лет созданы 110 новых промышленных предприятий. В настоящее время промышленный комплекс насчитывает 2,2 тыс. предприятий.

Созданная в 2006 году особая экономическая зона промышленно-производственного типа федерального уровня «Липецк» - одна лучших экономических зон мира.

В числе 47 резидентов зоны, помимо российских, компании из Японии, Италии, Бельгии, Германии, США, Нидерландов, Израиля, Швейцарии, Китая, Южной Кореи, Польши, Сингапура, Франции, Великобритании. Объем заявленных инвестиций составляет 146 млрд. руб., работают 15 предприятий зоны, ежегодно производится продукции на сумму более 7 млрд. руб., создано 3 412 высокопроизводительных рабочих мест.

В 2017 году в ОЭЗ «Липецк» завершено строительство 6 промышленных предприятий: Висман, Кемин, ППГ, Липецкий завод тепличных конструкций, Ханевелл Лэм Уэстон Белая дача.

В ОЭЗ РУ ППТ «Данков» завершено строительство завода по производству дрожжей компанией ООО «Ангел Ист Рус», в ОЭЗ РУ ППТ «Тербуны» - комплекса по хранению и переработки зерновых и масличных культур компанией ООО «Черноземье».

В декабре 2017 года был введен в строй завод по производству шлифовальных станков АО «СТП – Липецкое станкостроительное предприятие» - якорный инвестор кластера «ЛИПЕЦКМАШ». Это первый проект, реализованный в станкостроительной отрасли в современной России.

В особых экономических зонах федерального и регионального уровней с начала деятельности произведено продукции на сумму более 102 млрд. руб., в том числе в 2017 году – 20,9 млрд. руб. На предприятиях всего создано более 6 тыс. рабочих мест, в том числе за 2017 год – более 800.

В 2017 году отгружено товаров инновационного характера на сумму  58,8  млрд. руб. (93,6 % к объему 2016 года). Основные инновационные процессы происходят в обрабатывающих производствах: металлургии (доля в структуре – 60 %), пищевых продуктов (20 %), производстве машин (7,6 %).

На качественно новый технологический уровень вышел агропромышленный комплекс.

Объем валовой продукции сельского хозяйства составил 109 млрд. руб. с ростом 105,5 % (по России – 102,4 %).

С 2000 года аграрная экономика возросла в 3,7 раза (в сопоставимых ценах) –  это в 2 раза выше темпов роста по России (в 1,7 раза). По производству сельхозпродукции на душу населения (95 тыс. руб.) область занимает 4 место среди регионов России.

Последние годы стали рекордными для растениеводства.

Производство зерна превысило 3,1 млн. тонн, что в 3,4 раза больше 2000 года, сахарной свеклы – 5,3 млн. тонн (в 5,6 раза). За этот период производство сахара из сахарной свеклы возросло в 8 раз (2017 год – 900 тыс. тонн). Подсолнечника – в 9 раз, картофеля и овощей – в 1,6 раза.

Решалась задача по увеличению доходов сельского населения за счет развития кооперации. Число сельскохозяйственных потребительских кооперативов возросло до 893 (103 % к 2016 году). В 2017 году реализовано 22 крупных  инвестиционных проекта с объемом инвестиций более 36 млрд. руб. Снабженческо-сбытовые и перерабатывающие кооперативы, заготовительные организации области обеспечивают рост дополнительных доходов сельского населения от реализации сельскохозяйственной продукции. Объем закупленной кооперативами продукции у личных подсобных хозяйств вырос в 1,8 раза до 1,3 млрд. руб.  Заготовительные организации увеличили объемы закупок на 40 % до 2,4 млрд. руб.

В 2017 году дополнительные доходы личных подсобных хозяйств от участия в кооперативах различной направленности и заготовительной деятельности достигли 4,3 млрд. руб. За год они возросли в 1,6 раза (2,7 млрд. руб. в 2016 году).

С 2000 года производство пищевых продуктов возросло более чем в 3 раза (в сопоставимых ценах) – это в 1,5 раза выше темпов роста по России (в 2,1 раза). Экспорт продовольственных товаров и сельскохозяйственного сырья вырос на 27 % к 2016 году и составил более 150 млн. долл. США.

Строительство

По итогам 2017 года в Липецкой области построено и введено в эксплуатацию 1 миллион 84 тысячи квадратных метров жилья, что составляет 100,6% к уровню 2016 года.

Ввод жилья на душу населения по области составил 0,94 кв.м на человека, что на 75% превышает среднероссийский показатель – 0,535 кв.м.

По данному показателю Липецкая область занимает 4 место среди субъектов Российской Федерации, уступая Тюменской, Ленинградской и Московской областям.

В 2017 году достигнуты наилучшие показатели по вводу жилья: в Липецком районе – 104,5 тыс.кв.м, Грязинском районе – 64,7 тыс.кв.м, Усманском районе – 52,7 тыс.кв.м, Лебедянском районе – 37,6 тыс.кв.м, Елецком районе – 31,9 тыс.кв.м, Добровском районе – 30 тыс.кв.м, Задонском районе – 27,6 тыс.кв.м.

Высокие результаты по вводу жилья на душу населения достигнуты в г. Липецке (1,11 кв.м), Липецком (2,06 кв.м), Добровском (1,28 кв.м), Елецком (1,1 кв.м), Усманском (1,05 кв.м), Лебедянском (0,94 кв.м), Тербунском (0,86 кв.м), Хлевенском (0,85 кв.м), Чаплыгинском (0,84 кв.м), Грязинском (0,82 кв.м) районах.

Низкий показатель зафиксирован в г. Ельце (0,22 кв.м), Лев-Толстовском (0,31 кв.м), Воловском (0,41 кв.м), Данковском (0,5 кв.м), Становлянском (0,51), Долгоруковском (0,54) районах.

В рамках областных жилищных программ 414 человек улучшили жилищные условия, в том числе:

249 человек получили социальную выплату на приобретение или строительство жилья, из них 159 молодых семей;

198 семей - социальную выплату на погашение части ипотечного кредита (займа) при рождении (усыновлении) ребенка.

На эти цели направлено 247,7 млн. руб. бюджетных средств. Из них 168 млн. руб. – средства областного бюджета, 79,7 млн. руб. – федерального.

В настоящее время Липецкая область полностью обеспечена документами территориального планирования на региональном и муниципальном уровнях. Так, по состоянию на 01.01.2018 г.:

- утверждена схема территориального планирования Липецкой области;

- все 18 муниципальных районов обеспечены схемами территориального планирования;

- городские округа г. Липецк и г. Елец обеспечены актуализированными генеральными планами и правилами землепользования и застройки;

- 6 городских поселений (г. Грязи, г. Данков, г. Задонск, г. Лебедянь, г. Усмань, г. Чаплыгин) и 286 сельских поселений области обеспечены генеральными планами и правилами землепользования и застройки.

В 2017 году утверждено 20 проектов планировки и проектов межевания территории линейных объектов. Наиболее значимые это «Строительство ЛЭП 10 кВ от МПС 110 кВ Елецпром», «Реконструкция автомобильной дороги Щегловка - примыкание к автомобильной дороге «Воскресенское – Данков» в Данковском районе Липецкой области» и «Мостовой переход через р. Сосна у с. Черкассы в Елецком районе Липецкой области».

В 2017 году объем СМР в Липецкой области составил 46 млрд. руб. или 103,1% к уровню 2016 года. Объем строительных работ, выполненных крупными и средними организациями составил 25%. Наибольшая доля в объеме работ, выполненных собственными силами по договорам строительного подряда приходится на вид деятельности «строительство жилых и нежилых зданий» - 32,7%.

С использованием субсидий на строительство, реконструкцию и капитальный ремонт объектов муниципальной собственности введено в эксплуатацию 116 объектов.

             

Электроэнергетика

Перечень территориальных сетевых организаций Липецкой области:

 Филиал ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго»;

 АО «Липецкая городская энергетическая компания»;

 ПАО «НЛМК»;

 ОАО «Завод Железобетон»;

 ООО «Техноинжиниринг»;

 ООО «Липецкий силикатный завод»;

 ОАО «Липецкое торгово-промышленное объединение»;

 Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение «Трансэнерго-филиала ОАО «РЖД»;

 ООО «ЛТК «Свободный Сокол»;

 ООО «Лонгричбизнес»;

 АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»;

 ООО «Первая сетевая компания»;

 Филиал «Юго-Западный» АО «Оборонэнерго» на территории Липецкой области.

Гарантирующие поставщики:

 ОАО «Липецкая энергосбытовая компания»;

 ООО «Городская энергосбытовая компания»;

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

 ПАО «НЛМК»;

 ООО «Русэнергоресурс»;

 ОАО «Межрегионэнергосбыт»;

 ООО «Межрегионсбыт»;

 ООО «Энергосбытовая компания ОЭЗ экономической зоны «Липецк»;

 ООО «ГРИНН Энергосбыт»;

 ООО «Русэнергосбыт»;

 ООО «Транснефтьэнерго»;

 ООО «МагнитЭнерго»;

 ПАО «Мосэнергосбыт»;

 ООО «АгроЭнергоСбыт».

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 объединённой 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-перетоков за 2017 г. представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

№

Параметр

Ед. изм.

Величина

1

Количество электростанций

шт.

13

2

Установленная мощность электростанций

МВт

1157,204

3

Потребление электроэнергии в 2017 г.

млн. кВтч

12545,9

4

Максимум мощности в 2017 г.

МВт

1809

5

Выработка электроэнергии в 2017 г.

млн. кВтч

4970,2

6

Сальдо-перетоков в 2017 г.

млн. кВтч

7575,7

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

Таблица 3.2

№

Наименование

1

Филиал АО «СО ЕЭС» «РДУ энергосистем Липецкой и Тамбовской областей»

2

Электросетевые компании:

2.1

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» «Верхне-Донское ПМЭС»

2.2

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго»

2.3

Филиал ОАО «РЖД» Трансэнерго Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению

3

Генерирующие компании:

3.1

Филиал ПАО «Квадра» – «Липецкая генерация»

Липецкая ТЭЦ-2

Елецкая ТЭЦ

Данковская ТЭЦ

4

Энергосбытовые компании – субъекты оптового рынка

4.1

ОАО «Липецкая энергосбытовая компания»

4.2

ООО «Городская энергосбытовая компания»

4.3

ОАО «Межрегионэнергосбыт»

4.4

ООО «Русэнергоресурс»

4.5

ООО «Межрегионсбыт»

4.6

ООО «ЭСК ОЭЗ Липецк»

4.7

ООО «ГРИНН Энергосбыт»

4.8

ООО «Русэнергосбыт»

4.9

ООО «Транснефтьэнерго»

4.10

ООО «МагнитЭнерго»

4.11

ПАО «Мосэнергосбыт»

4.12

ООО «АгроЭнергоСбыт»

5

Станции промышленных предприятий

5.1

ТЭЦ ПАО «НЛМК»

5.2

УТЭЦ ПАО «НЛМК»

5.3

ГТРС ПАО «НЛМК»

5.4

ТЭЦ ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

5.5

ТЭЦ ОАО «Добринский сахарный завод»

5.6

ТЭЦ ОАО «Лебедянский сахарный завод»

5.7

ТЭЦ ОАО «Грязинский сахарный завод»

5.8

ТЭЦ ОАО «Аврора» «Боринский сахарный завод»

5.9

ТЭЦ ОАО «Аврора» «Хмеленецкий сахарный завод»

5.10

Мини ТЭЦ ООО «ТК ЛипецкАгро»

6

Крупные потребители - субъекты оптового рынка

6.1

ПАО «НЛМК»

3.2 Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области и структура электропотребления

Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области за последние 5 лет представлена в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области

год

млн. кВт·ч

2013

2014

2015

2016

2017

Липецкая область

11937

12104

12255

12392

12545,9

Прирост, %

1,7

1,4

1,2

1,11

1,2

Потери ЕНЭС

278

292

294

336

348

СН ТЭЦ

389

325

329

336

330,5

НЛМК

6527

6749

6852

6736

6715

Крупные потребители – субъекты ОРЭ

726

674

741

781

805

Гарантирующие поставщики

4017

4064

4039

4204

4345

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), в период с 2013 по 2015 годы прослеживается стабильный рост потребления электроэнергии ПАО «НЛМК», которое оказывает основное влияние на изменение динамики потребления электроэнергии Липецкой области. Остальные потребители показывают гораздо меньшую динамику роста или некоторое снижение, не оказывающее заметного влияния на изменение общего потребление по области. В 2016-2017 гг. прослеживается снижение потребления ПАО «НЛМК» и увеличение потребления электроэнергии гарантирующими поставщиками области.

В таблице 3.4 представлена структура электропотребления по видам экономической деятельности за 2013-2017гг.

Таблица 3.4

Структура электропотребления субъекта РФ по видам экономической деятельности за 2013-2017гг.

№№ п/п

Наименование

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

млн. кВт·ч

млн. кВт·ч

млн. кВт·ч

млн. кВт·ч

млн. кВт·ч

1

Промышленное производство

7592,1

7772

7873,6

7893,77

7968,5

2

Сельское хозяйство

79,5

86

90,01

101,01

112,1

3

Бытовое потребление

1068,6

1023

1062,19

1095,82

1116,1

(потребление электрической энергии населением)

4

Прочие потребители

1768,6

1803,6

1825,1

1845,3

1875,5

5

Потери в электрических сетях

911,8

906,4

901,1

903,42

905,6

6

Потери ЕНЭС

277,8

292

294

335,6

348

7

Собственные нужды электростанций филиала ПАО «Квадра» – «Липецкая генерация»

238,77

221

209

217,08

215,4

Всего

11937,2

12104

12255

12392

12545,9

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.

2013

2014

2015

2016

2017

НЛМК

Млн кВт∙ч

6527

6749

6852

6736

6715

МВт

850

860

890

880

860

% к области

54,68%

55,76%

55,91

54,36%

53,52%

Мострансгаз

Млн кВт∙ч

84

12

3

4

32

МВт

12

2

0,7

2

50

% к области

0,70%

0,10%

0,02%

0,03%

0,26%

МН Дружба

Млн кВт∙ч

211

181

210

214

226

МВт

24

21

32

40

38

% к области

1,77%

1,50%

1,71%

1,73%

1,80%

ОЭЗ ППТ Липецк

Млн кВт∙ч

100

96

116

149

167

МВт

12

11

15

19

19

% к области

0,96%

0,92%

0,95%

1,20%

1,33%

Липецкцемент

Млн кВт∙ч

185

152

107

94

103

МВт

22

17

25

15

16

% к области

1,55%

1,26%

0,87%

0,76%

0,82%

ОАО "РЖД" в границах Липецкой области

Млн кВт∙ч

168

193

272

320

322

МВт

20

32

45

46

46

% к области

1,41%

1,59%

2,22

2,58%

2,57%

ЭКЗ Лебедянский

Млн кВт∙ч

38

32

31

34

29

МВт

5

4

4

4

3

% к области

0,32%

0,26%

0,25%

0,27%

0,23%

Роскондитерпром

Млн кВт∙ч

27

21

14

12

4

МВт

3

2

1,6

1

0,5

% к области

0,23%

0,17%

0,11%

0,10%

0,03%

Лемаз

Млн кВт∙ч

31

33

31

34

31

МВт

5

5

5

5

4

% к области

0,26%

27%

0,25%

0,27%

0,25%

ООО «ТК Елецкие овощи»

Млн кВт∙ч

8

МВт

13

% к области

0,06%

ООО «Овощи Черноземья»

Млн кВт∙ч

МВт

12

% к области

ООО «ТК ЛипецкАгро»

Млн кВт∙ч

МВт

40

% к области

Итого крупные потребители области

Млн кВт∙ч

7371

7469

7636

7597

7629

МВт

955

957

1018,3

1012

1102

% к области

61,87%

61,83%

62,31%

61,31%

60,81%

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 графика (рисунок 3.2) можно сделать вывод, что, в 2015 г. было увеличение доли электропотребления крупных потребителей к общему электропотреблению области за рассматриваемый пятилетний период. В 2016 г. выявлено снижение доли электропотребления крупных потребителей к общему электропотреблению области.

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

2013

2014

2015

2016

2017

МВт

1704

1798

1747

1847

1809

Прирост,%

-3,1

5,5

-2,84

5,72

-2,1

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 2017 году представлена в таблице 3.7.

Таблица 3.7

Структура установленной мощности на территории Липецкой области

Электростанция

установленная мощность, МВт

доля, %

ввод, демонтаж в 2017 году

Липецкая область

1157,204

100

Липецкая ТЭЦ–2

515

45

Елецкая ТЭЦ

57

5

Данковская ТЭЦ

10

1

ТЭЦ ПАО «НЛМК»

332

29

УТЭЦ ПАО «НЛМК»

150

13

ГТРС ПАО «НЛМК»

40

3

ввод 20 МВт

ТЭЦ ООО «ЛТК Свободный Сокол»

16

1

Мини ТЭЦ «ТК ЛипецкАгро»

6,704

1

ТЭЦ сахарных заводов *

30,5

3

* Добринский, Грязинский, Лебедянский, Боринский, Хмелинецкий

Примечание: с 01.02.2017 введен в эксплуатацию ГУБТ-1 ГТРС ПАО «НЛМК» установленной мощностью 20 МВт.

Структура установленной мощности по видам собственности представлена на диаграмме (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3. Структура установленной мощности по видам собственности

3.6 Состав существующих электростанций (а также станций промышленных предприятий) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям

Состав существующих электростанций (а также станций промышленных предприятий) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, представлен в таблице 3.8.

Таблица 3.8

Электростанция

Энергокомпания

Липецкая ТЭЦ–2

Филиал ПАО «Квадра» – «Липецкая генерация»

Елецкая ТЭЦ

Данковская ТЭЦ

ТЭЦ ПАО «НЛМК»

для собственного потребления ПАО «НЛМК»

УТЭЦ ПАО «НЛМК»

для собственного потребления ПАО «НЛМК»

ГТРС ПАО «НЛМК»

для собственного потребления ПАО «НЛМК»

ТЭЦ ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

для собственного потребления ООО «ЛТК «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

Мини ТЭЦ «ТК ЛипецкАгро»

для собственного потребления

3.7 Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности представлена в таблице 3.9, Млн. кВтч.

Таблица 3.9

№

Электростанция

2013

2014

2015

2016

2017

доля, %

Липецкая область

5252,8

5061,3

5331,6

5191

4970,2

100

1

Филиал ПАО «Квадра» – «Липецкая генерация», в т.ч.

1708,6

1376,2

1324,2

1416,8

1308,3

26,3

1.1

Липецкая ТЭЦ–2

1537,8

1253,3

1088

1252,5

1098,6

22,1

1.2

Елецкая ТЭЦ

143,4

93,2

214,8

143,5

190,1

3,8

1.3

Данковская ТЭЦ

27,4

29,7

21,4

20,8

19,6

0,4

2

Станции промышленных предприятий, в т.ч.

3544,2

3685,1

4007,4

3774,2

3661,9

73,7

2.1

ТЭЦ ПАО «НЛМК»

2183,9

2355,6

2559,8

2277,3

2217,2

44,6

2.2

УТЭЦ ПАО «НЛМК»

1210,1

1225,4

1266,4

1278,2

1172,8

23,6

2.3

ГТРС ПАО «НЛМК»

61,3

107,2

141,8

2,9

2.4

ТЭЦ ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

30,6

17,8

6,1

4,6

5,4

0,1

2.5

ТЭЦ сахарных заводов

119,6

86,3

113,8

90,7

96,6

1,9

2.5.1

ТЭЦ Добринского сахарного завода

61,4

49,2

63,4

33,2

41,1

0,8

2.5.2

ТЭЦ Грязиинского сахарного завода

21,9

11,9

17,2

18,2

11,9

0,2

2.5.3

ТЭЦ Лебедянского сахарного завода

24,5

19,2

24,4

29,5

29,9

0,6

2.5.4

ТЭЦ Боринского сахарного завода

6,8

5,3

4,7

5,3

6,4

0,1

2.5.5

ТЭЦ Хмелинецкого сахарного завода

5

0,7

4,1

4,5

7,3

0,1

2.6

Мини ТЭЦ «ТК ЛипецкАгро»

16,2

28,1

0,6

На рисунке 3.4 представлена структура выработки электроэнергии за 2017 год по видам собственности в виде диаграммы.

Рисунок 3.4. Структура выработки электроэнергии за 2017 год по видам собственности

3.8 Характеристика балансов электрической энергии и мощности

Характеристика балансов мощности и электроэнергии за последние 5 лет представлена в таблицах 3.10 и 3.11, МВт и Млн. кВтч.

Таблица 3.10

№

Показатель

2013

2014

2015

2016

2017

1

Абсолютный максимум потребления

1704

1798

1747

1847

1809

2

Средний максимум потребления за зимний период

1664

1624

1618

1642

1608

Прирост,%

2,4

-2,4

-0,4

1,5

-2,1

Таблица 3.11

№

Показатель

2013

2014

2015

2016

2017

1

Потребление

11937

12104

12255

12392

12545,9

Прирост

1,70%

1,40%

1,20%

1,10%

1,20%

2

Покрытие (производство электрической энергии)

5253

5061

5332

5191

4970,2

Прирост

-1,60%

-3,70%

5,40%

-2,60%

-4,25%

3

Сальдо перетоков

6684

7043

6923

7201

7575,7

Прирост

4,40%

5,40%

-1,70%

4,00%

5,20%

3.9 Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Липецкой области

Основные показатели энерго- и электроэффективности по Липецкой области за 2013-2017 гг. представлены в таблице 3.12.

Таблица 3.12

Год

Энергоемкость ВРП, т.у.т/млн.руб

Электроемкость ВРП, кВт ч/тыс.руб

Потребление электроэнергии на душу населения, кВт ч/чел

2013

63,32

37,62

919,46

2014

51,89

30,4

881,97

2015

43,12

26,91

917,34

2016

41,88

25,18

956,34

2017

40,64

23,45

965,23

3.10 Основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Липецкой области

В таблице 3.13 представлены основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Липецкой области по состоянию на 2017г.

Таблица 3.13

№

Параметр

ед. изм.

величина

1

Количество ПС

шт.

276

500 кВ

шт.

3

220 кВ

шт.

16

110 кВ

шт.

94

35 кВ

шт.

163

2

Общая мощность ПС

МВА

15 440

500 кВ

МВА

3 507

220 кВ

МВА

4 586

110 кВ

МВА

6 300,9

35 кВ

МВА

1 046,12

3

Количество ТЭС

шт.

13

4

Установленная мощность ТЭС

МВт

1157,2

5

Количество воздушных линий

шт.

357

500 кВ

шт.

              10

220 кВ

шт.

38

110 кВ

шт.

104

35 кВ

шт.

208

6

Протяженность воздушных линий

км

6 716,7

500 кВ

км

532,37

220 кВ

км

1 065,91

110 кВ

км

2 483,64

35 кВ

км

2 631,12

3.10.1 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 подстанций с высшим напряжением 500 кВ «Липецкая», «Борино», «Елецкая» и 16 подстанций с высшим напряжением 220 кВ, из которых только 8 ПС 220/110 кВ питают сеть 110 кВ Липецкой энергосистемы («Сокол», «Металлургическая», «Северная», «Новая», «Правобережная», «Елецкая», «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, Елецкая, Тербуны. Подстанции напряжением 220 кВ и выше имеют два и более независимых источника питания и на всех установлено по два и более автотрансформатора, 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 2х250 МВА обеспечивает электроэнергией в основном потребителей ПАО «НЛМК» и через неё 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.

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 и введены в работу).

В 2017 году введена в работу ПС 220/110/10 кВ Казинка с установленной автотрансформаторной мощностью 2х250 МВА, которая будет обеспечивать электроэнергией потребителей АО «ОЭЗ ППТ Липецк». Подключение подстанции выполнено заходами от ВЛ 220 кВ Липецкая – Металлургическая I цепь и ВЛ 220 кВ Липецкая – Металлургическая 2 цепь.

В таблице 3.14 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 220 и 500 кВ на территории Липецкой области.

Таблица 3.14

Сводная информация по электросетевым объектам 220 и 500 кВ

Объект

Кол-во, шт.

Мощность, МВА

Протяженность, км

ВСЕГО ПС

19

8093

-

ПС 500 кВ

3

3507

-

500/220/35

3

3507

-

ПС 220 кВ

16

4586

-

220/110/35/10 кВ

7

2585

-

220/110/10

2

1000

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

10

-

532,37

ВЛ 220 кВ

38

-

1065,91

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

В Приложении 1, 2 электросетевые объекты напряжением 220 кВ и 500 кВ, находящиеся на территории Липецкой области: подстанции, линии электропередач, и их основные параметры.

3.10.2 Общая характеристика электросетевых объектов 110 кВ

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 населённых пунктов.

В таблице 3.15 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 110 кВ.

Таблица 3.15

Сводная информация по электросетевым объектам 110 кВ

Объект

Кол-во, шт

Мощность, МВА

Протяженность, км

ПС 110 кВ:

94

6300,9

-

в том числе:

-

110/35/6 кВ

6

455,1

-

110/35/10 кВ

28

1049,8

-

110/35/27,5 кВ

3

240

110/35

1

320

110/6 кВ

17

935,3

-

110/10 кВ

33

2459,7

-

110/10/6 кВ

6

841

ЛЭП 110 кВ:

104

-

2483,64

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

В Приложении 3, 4 представлены электросетевые объекты напряжением 110 кВ находящиеся на балансе филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго», подстанции и линии электропередач, и их основные параметры.

В Приложении 5 представлены электросетевые объекты напряжением 110 кВ находящиеся на балансе сторонних организаций, подстанции и линии электропередач, и их основные параметры.

Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом исходя из усредненого 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 деревяных 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 3.16 и 3.17 представлена сводная информация о сроках службы основных электросетевых объектов.

Таблица 3.16

Срок службы ПС 110 кВ, находящихся на балансе

филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

(исходным годом считать 2018 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

10

37,04

7

50,00

2

13,33

19

33,93%

от 30 до 39 лет

13

48,15

2

14,29

9

60,00

24

42,86%

от 20 до 29 лет

2

7,41

2

14,29

3

20,00

7

12,50%

от 10 до 19 лет

0

0,00

1

7,14

0

0,00

1

1,79%

менее 10 лет

2

7,41

2

14,29

1

6,67

5

8,93%

ИТОГО

27

100,00%

14

100,00%

15

100,00%

56

100,00%

На диаграмме (рисунок 3.5) представлено процентное соотношение по срокам службы ПС 110 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго».

Рисунок 3.5. Диаграмма процентного соотношения по срокам службы ПС 110 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Таблица 3.17

Срок службы ЛЭП 110 кВ, находящихся на балансе

филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

(исходным годом считать 2017 г.)

Срок службы, лет

Липецкий участок

Елецкий участок

Лебедянский участок

Всего по области

км

%

км

%

км

%

км

%

40 лет и более

211,75

24,70%

190,42

26,16%

145,15

18,83%

547,32

23,23%

от 30 до 39 лет

476,63

55,59%

322,46

44,30%

402,07

52,16%

1201,16

50,98%

от 20 до 29 лет

159,88

18,65%

204,82

28,14%

160,28

20,79%

524,98

22,28%

от 10 до 19 лет

0

0,00%

9,48

1,30%

0

0,00%

9,48

0,40%

менее 10 лет

9,12

1,06%

0,701

0,10%

63,29

8,21%

73,111

3,10%

Всего

857,38

100,00%

727,881

100,00%

770,79

100,00%

2356,05

100%

На диаграмме (рисунок 3.6) представлено процентное соотношение по срокам службы ЛЭП 110 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго».

Рисунок 3.6. Диаграмма процентного соотношения по срокам службы ВЛ 110 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

На надёжность 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 3.18 и 3.19 приведена общая статистика по типам присоединения подстанций к сети и по конфигурации сети.

Таблица 3.18

Количество ПС, присоединеных к разным типам конфигурации сети

Количество ПС 110 кВ, шт (всего 56 шт)

Тип сети

Узловая

Замкнутая

Кольцевая

Радиальная

Липецкие ЭС (всего 27 шт)

14

13

Елецкие ЭС (всего 14 шт)

7

7

Лебедянские ЭС (всего 15 шт)

15

Итого: шт.

36

20

в %

-

64,29%

-

35,71%

Таблица 3.19

Количество ПС, имеющих разные типы присоединения к сети

Количество ПС 110 кВ, шт (всего 56 шт)

Тип присоединения

Узловая

Проходная

Ответвительная

Тупиковая

Липецкие ЭС (всего 27 шт)

7

12

8

Елецкие ЭС (всего 14 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 3.18, для сети 110 кВ «замкнутый» тип сети является преобладающим (64,29%), реже используется «радиальный» тип сети (35,71%).

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 3.19. Таблица 3.19 показывает общую статистику типов присоединения подстанций к сети 110 кВ. Для сети 110 кВ основным типом присоединения подстанций к сети является «ответвительная».

В таблице 3.20 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 3.20

Показатель

Количество подстанций находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

110 кВ (всего 56 шт.)

единица измерения

шт.

%

Отсутствие РПН (на всех или на нескольких трансформаторах)

ПС 110 кВ Липецкого участка (110 кВ - 27 шт.)

–

–

ПС 110 кВ Елецкого участка (110 кВ - 14 шт.)

2

14,3%

ПС 110 кВ Лебедянского участка (110 кВ - 15 шт.)

-

-

Итого

2

3,57%

Отсутствие резервного питания ПС по высокой стороне

ПС 110 кВ Липецкого участка (110 кВ - 27 шт.)

–

–

ПС 110 кВ Елецкого участка (110 кВ - 14 шт.)

2

14,3%

ПС 110 кВ Лебедянского участка (110 кВ - 15 шт.)

4

26,7

Итого

5

8,9%

Однотрансформаторные подстанции

ПС 110 кВ Липецкого участка (110 кВ - 27 шт.)

1

3,7%

ПС 110 кВ Елецкого участка (110 кВ - 14 шт.)

1

7,1

ПС 110 кВ Лебедянского участка (110 кВ - 15 шт.)

2

13,3%

Итого

4

7,1%

Подстанции, РУ 110 кВ которых выполнены на ОД и КЗ (полностью или частично)

ПС 110 кВ Липецкого участка (110 кВ - 27 шт.)

11

40,7%

ПС 110 кВ Елецкого участка (110 кВ - 14 шт.)

5

35,7%

ПС 110 кВ Лебедянского участка (110 кВ - 15 шт.)

3

20%

Итого

19

33,9%

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 (110 кВ) подстанции снижает надежность электроснабжения. При повреждении ЛЭП, подстанция оказывается отключенной до момента устранения неполадки.

Отсутствие второго трансформатора также, 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 (33,9%) подстанций 110 кВ филиала «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.

В таблицах 3.21 и 3.22 представлены электросетевые объекты напряжением 110 кВ, находящиеся на балансе АО «ОЭЗ ППТ «Липецк», подстанции и линии электропередачи и их основные параметры.

Таблица 3.21

ПС 110 кВ, находящиеся на балансе АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

№

Наименование

Напряжение, кВ

Год ввода ПС

Тех. состояние

Трансформаторы

Схема РУ 110 кВ

№

Тип

Мощность, МВА

Год ввода

Тех. Сост.

1

ОЭЗ

110/10/10

2007

хор.

Т1

ТРДН

40

2007

хор.

110-5АН

110/10/10

Т2

ТРДН

40

2007

хор.

Таблица 3.22

ВЛ 110 кВ, находящиеся на балансе АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

№

Наименование ЛЭП 110 кВ

Марка провода/кабеля

Количество цепей

Протяжен-ность, км

Год ввода в эксплуатацию

Тех. сост.

1

Отпайка ВЛ 110 кВ Двуречки Левая

Отпайка ВЛ 110 кВ Двуречки Правая

АС-150

2

0,09

2007

хор.

2

КЛ-110 кВ «Йокохама»

АПвВнг 1*185

1

3,57

2017

хор.

3.10.3 Общая характеристика электросетевых объектов 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 3.23 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 35 кВ, находящимся на территории Липецкой области.

В таблице 3.24 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 35 кВ, находящимся на балансе АО «ЛГЭК».

Таблица 3.23

Сводная информация по электросетевым объектам 35 кВ

Объект

Кол-во, шт.

Мощность, МВА

Протяженность, км

ПС 35 кВ:

163

1046,12

в том числе:

35/0,4 кВ

4

5,52

35/6 кВ

19

157,8

35/10 кВ

139

850,8

35/10/6 кВ

1

32

ВЛ 35 кВ:

208

2 631,12

Из них на двухцепных опорах, с подвеской двух цепей

35 кВ

29

399,94

КЛ 35 кВ:

1

0,4

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

Таблица 3.24

Сводная информация по электросетевым объектам 35 кВ,

находящимся на балансе АО «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.

В Приложении 6, 7 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе филиала «Липецкэнерго», подстанции и линии электропередач и их основные параметры.

В таблицах 3.25 и 3.27 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе АО «ЛГЭК», подстанции и линии электропередач и их основные параметры. В таблицах 3.26 и 3.28 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе прочих организаций.

Таблица 3.25

ПС 35 кВ, находящиеся на балансе АО «ЛГЭК»

№

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 АО «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 3.26

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

ПАО «НЛМК»

35/6 кВ Боринский водозабор

Т1 / 1600

Т2 / 1600

ПАО «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 35/10кВ 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 «Рожденственский 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 3.27

ВЛ 35 кВ, находящиеся на балансе АО «ЛГЭК»

№

Наименование ЛЭП 35 кВ

Марка провода/кабеля

Количество цепей

Протяжен-ность, 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 3.28

ВЛ 35 кВ, находящиеся на балансе сторонних потребителей

№

ВЛ

Наименование ВЛ

Марка

провода

Протяженность, км

1

Ответвление на АБЗ

2

2

Ответвление на СОМ

АС-70

2,3

3

Ответвление на Стальконструкция СТК

АС-120

1,6

4

Ответвление на Стройдеталь СТД

1

5

Ответвление на Силикатный завод

1

6

Ответвление на Эковент

1

7

Борино-Пионерская

Сухоборье-левая

8,8

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 АО «ЛГЭК» элекросетевое оборудование, находящееся на балансе компании находится в удовлетворителном состоянии. В таблице 3.29 и 3.30 представлен перечень ПС 35 кВ и ВЛ 35 кВ АО «ЛГЭК», находящихся в эксплуатации больше нормативного срока.

Таблица 3.29

Техническое состояние ПС 35 кВ АО «ЛГЭК», находящихся в эксплуатации больше нормативного срока

№

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 3.30

Техническое состояние ВЛ 35 кВ АО «ЛГЭК», находящихся в эксплуатации больше нормативного срока

№

Наименование

ЛЭП 35 кВ

Марка провода/кабеля

Количество цепей

Протяжен-ность, 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 усредненого 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 деревяных 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 3.31 и 3.32 и на рисунках 3.7 и 3.8 представлена информация о сроках службы основных электросетевых объектов напряжением 35 кВ филиала «Липецкэнерго».

На надёжность 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 3.33 и 3.34 приведена общая статистика по типам присоединения подстанций к сети и по конфигурации сети.

Таблица 3.31

Срок службы ПС 35 кВ, находящихся на балансе филиала «Липецкэнерго»

(исходным годом считать 2018 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

31

48,44

17

37,78

14

41,18

62

43,36

от 30 до 39 лет

21

32,81

21

46,67

12

35,29

54

37,76

от 20 до 29 лет

8

12,50

6

13,33

7

20,59

21

14,69

от 10 до 19 лет

1

1,56

1

2,22

1

2,94

3

2,10

менее 10 лет

3

4,69

0

0,00

0

0,00

3

2,10

ИТОГО

64

100

45

100

34

100

143

100

Рисунок 3.7 Диаграмма срока службы ПС 35 кВ, находящихся на балансе филиала «Липецкэнерго»

Таблица 3.32

Срок службы ВЛ 35 кВ, находящихся на балансе филиала «Липецкэнерго»

(исходным годом считать 2017 г.)

Срок службы, лет

Липецкий участок

Елецкий участок

Лебедянский участок

Всего по области

Длина

%

Длина

%

Длина

%

Длина

%

40 лет и более

410,95

41,54%

280,00

36,21%

392,47

48,06%

1083,42

42,01%

от 30 до 39 лет

407,63

41,21%

283,24

36,63%

290,51

35,58%

981,38

38,05%

от 20 до 29 лет

122,47

12,38%

197,08

25,48%

123,91

15,17%

443,45

17,19%

от 10 до 19 лет

44,50

4,50%

13,03

1,68%

9,67

1,18%

67,20

2,61%

менее 10 лет

3,65

0,37%

0,00

0,00%

0,00

0%

3,65

0,14%

ИТОГО

989,19

100,00%

773,34

100,00%

816,56

100,00%

2579,09

100,0%

Рисунок 3.8 Диаграмма срока службы ВЛ 35 кВ, находящихся на балансе филиала «Липецкэнерго»

Таблица 3.33

Количество ПС, присоединеных к разным типам конфигурации сети

Количество ПС 35 кВ, шт (всего 143 шт.)

Тип сети

Узловая

Замкнутая

Кольцевая

Радиальная

Липецкие ЭС (всего 64 шт)

19

41

-

4

Елецкие ЭС (всего 45 шт)

23

17

-

5

Лебедянские ЭС (всего 34 шт)

12

22

-

-

Итого: шт.

54

80

-

9

в %

37,77%

55,94%

6,29%

Таблица 3.34

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 64 шт)

6

11

43

4

Елецкие ЭС (всего 45 шт)

6

31

8

Лебедянские ЭС (всего 34 шт)

3

31

-

Итого: шт.

15

11

105

12

в %

10,49%

7,69%

73,43

8,39%

Как видно из таблицы 3.33 для сети 35 кВ «замкнутый» тип сети является преобладающим (55,94%), реже используется «узловой»тип сети (37,77%).

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 3.34. Таблица 3.34 показывает общую статистику типов присоединения подстанций к сети 35 кВ. Для сети 35 кВ основным типом присоединения подстанций к сети является «проходная».

Подстанции АО «ЛГЭК» подключены к сети по радиальному типу.

В таблице 3.35 представлена сводная информация:

- по отсутствию РПН на трансформаторах подстанций;

- отсутствия резервного питания ПС по высокой стороне;

- по количеству однотрансформаторных подстанций;

- подстанциям РУ 35 кВ которых выполнены (полностью или частично) на ОД и КЗ.

Таблица 3.35

Показатель

Количество подстанций 35 кВ, находящихся на балансе филиала «Липецкэнерго» (всего 143 шт.)

единица измерения

шт.

%

Отсутствие РПН (на всех

или на нескольких

трансформаторах)

ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (64шт.)

40

62,5%

ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)

24

53,3%

ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (34 шт.)

23

67,65%

Итого

87

60,84%

Отсутствие резервного

питания ПС по

стороне 35 кВ

ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (64 шт.)

9

14,06%

ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)

6

13,33%

ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (34 шт.)

-

-

Итого

15

10,49%

Однотрансформаторные

подстанции

ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (64 шт.)

9

14,06%

ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)

8

17,78%

ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (34 шт.)

5

14,7%

Итого

22

15,38%

Подстанции, РУ 35 кВ

которых выполнены

на ОД и КЗ (полностью

или частично)

ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (64 шт.)

22

34,38%

ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)

25

55,56%

ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (34 шт.)

17

50,0%

Итого

64

44,76%

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) позволить регулировать напряжение без вывода трансформатора из сети.

Отсутствие резервного питания по высокой стороне (35 кВ) подстанции снижает надежность электроснабжения. При повреждении ЛЭП, подстанция оказывается отключенной до момента устранения неполадки. Из 15 ПС 35 кВ, с одним питанием по стороне 35 кВ, только 6 имеют возможность перераспределить часть подключаемой мощности по сетям связи низкого напряжения.

Отсутствие второго трансформатора также, как отсутствие резевного питания по стороне 35 кВ снижает надежность элетроснабжения. Повреждение трансформатора вызывает перебои в электроснабжении, на время необходимое на его замену или восстановление работоспособности. Из 22 ПС 35 кВ с установленным одним трансформатором, только у 11-ти имеется возможность перераспределить часть подключаемой мощности по сетям связи низкого напряжения.

Согласно представленным данным, практически на половине (44,76%) подстанций 35 кВ филиала «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, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели. На нескольких подстанциях при подключении трансформаторов применены плавкие предохранители, что также снижает надежность электроснабжения потребителей.

3.11 Внешние электрические связи энергосистемы Липецкой области

Внешние электрические связи 110 – 500 кВ энергосистемы Липецкой области с соседними энергосистемами представлены в таблице 3.36.

Таблица 3.36

№

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 Нововоронежкую АЭС

3.3

ВЛ 500 кВ Донская – Елецкая

3.4

ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья

3.5

ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая

4

Липецкая энергосистема – Брянская энергосистема

4.1

ВЛ 500 кВ Белобережская – 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 – Касторное

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 3.9 представлена блок-схема внешних электрических связей 110-500 кВ энергосистемы Липецкой области.

1

Рисунок 3.9. Схема внешних электрических связей 110-500 кВ энергосистемы Липецкой области

1

3.12 Показатели, характеризующие деятельность филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго»

Показатели, характеризующие деятельность филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго», представлены в таблице 3.37.

Таблица 3.37

№ п/п

Показатель

2013

2014

2015

2016

2017

1

Уровень потерь электроэнергии в сети, %

110 кВ

3,3

3,14

3,26

3,94

2,99

35 кВ

8,04

8

8,31

12,35

5,96

2

Величина недоотпуска, МВт×час

68,55

51,97

235,83

149,33

163,11

3

Аварийность, аварий/1000 у.е.

5,08

3,54

2,44

2,53

2,54

4

Износ оборудования, %

66,66

68,85

69,3

64,23

65,16

5

Число центров питания с ограниченной пропускной способностью/общее количество центров питания, %

11

13

14

23

21

6

Загрузка центров питания/ установленная мощность центров питания, %

25

25

27

31

31

3.13 Плановые значения показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций

В таблице 3.38 приведены плановые значения показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций, с учетом выполнения мероприятий, предусмотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей всех классов напряжения Липецкой области.

Таблица 3.38

№№

Наименование показателя

Фактическое значение показателя за 2017 год

Плановые значения показателя на долгосрочный период регулирования

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

1

АО "Оборонэнерго"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

0

2

ПАО "НЛМК"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

0

3

ООО "Техноинжиниринг"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0,045

0

0

0

0

0

0

4

ООО "Лонгричбизнес"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0,1801

0

0

0

0

0

0

5

ОАО "Липецкое торгово-промышленное объединение"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

0

6

Филиал ПАО "МРСК-Центра"-"Липецкэнерго"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0,0753

0,0742

0,0576

0,0568

0,0559

0,055

0,055

7

ОАО "РЖД"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0,0728

0,0718

0,0707

0,0696

0,0686

0,0676

0,0676

8

АО "ОЭЗ ППТ "Липецк"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

0

9

ООО "Липецкий силикатный завод"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

0

10

ОАО "Завод Железобетон"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

0

11

АО "ЛГЭК"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0,1435

0,1413

0,1392

0,1371

0,1351

0,1331

0,1331

12

ООО "ЛТК "Свободный сокол"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

4 Особенности и проблемы функционирования энергосистемы Липецкой области

4.1 Анализ загрузки ПС 220 – 500 кВ Липецкой энергосистемы в отчетном году

В таблицах 4.1 – 4.4 представлены данные по загрузке трансформаторного оборудования ПС 220 – 500 кВ Липецкой энергосистемы в отчетный год в зимний и летний максимум, зимний и летний минимум по данным зимнего и летнего контрольного замера.

Исходя из данных, представленных в таблицах 4.1 – 4.4, загрузка трансформаторного оборудования на ПС 220 кВ – 500 кВ Липецкой энергосистемы в нормальном режиме не превышала:

- в зимний максимум 61,94% от номинальной мощности трансфоматора;

- в зимний минимум 49,05% от номинальной мощности трансфоматора;

- в летний максимум 55,85% от номинальной мощности трансфоматора;

- в летний минимум 45,19% от номинальной мощности трансфоматора.

Уровни напряжений на ПС 220 – 500 кВ Липецкой энергосистемы находились в допустимых пределах.

Таблица 4.1

Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 – 500 кВ Липецкой энергосистемы в отчетный год (зимний максимум)

№ п/п

Наименование, ПС

№ тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВА

% загрузки от ном. мощности

1

ПС 500 кВ Борино

АТ-1

501

175,18

34,97

АТ-2

501

174,98

34,93

2

ПС 500 кВ Елецкая

АТ-1

501

115,79

23,11

АТ-2

501

115,29

23,01

3

ПС 500 кВ Липецкая

АТ-1

501

175,02

34,93

АТ-2

501

177,41

35,41

АТ-3

501

177,38

35,41

4

ПС 220 кВ Металлургическая

АТ-1

250

84,88

33,95

АТ-2

250

83,66

33,46

5

ПС 220 кВ Северная

АТ-1

250

64,58

25,83

АТ-2

250

64,90

25,96

6

ПС 220 кВ Новая

АТ-1

200

80,57

40,28

АТ-2

200

80,56

40,28

7

ПС 220 кВ Правобережная старая

АТ-1

125

-

-

АТ-2

125

68,63

54,91

АТ-3

125

76,17

60,94

8

ПС 220 кВ Сокол

АТ-1

125

54,51

43,61

9

ПС 220 кВ Елецкая

АТ-1

125

43,44

34,75

АТ-2

125

40,58

32,46

АТ-3

125

50,60

40,48

10

ПС 220 кВ Тербуны

АТ-1

125

25,87

20,69

АТ-2

125

7,38

5,90

11

ПС 220 кВ Дон

АТ-1

125

50,59

40,47

АТ-2

125

52,65

42,12

Таблица 4.2

Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 – 500 кВ Липецкой энергосистемы в отчетный год (зимний минимум)

№ п/п

Наименование, ПС

№ тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВА

% загрузки от ном. мощности

1

ПС 500 кВ Борино

АТ-1

501

142,80

28,50

АТ-2

501

142,70

28,48

2

ПС 500 кВ Елецкая

АТ-1

501

103,24

20,61

АТ-2

501

102,54

20,47

3

ПС 500 кВ Липецкая

АТ-1

501

120,45

24,04

АТ-2

501

124,05

24,76

АТ-3

501

124,09

24,77

4

ПС 220 кВ Металлургическая

АТ-1

250

84,43

33,77

АТ-2

250

83,40

33,36

5

ПС 220 кВ Северная

АТ-1

250

49,11

19,64

АТ-2

250

49,33

19,73

6

ПС 220 кВ Новая

АТ-1

200

71,00

35,50

АТ-2

200

70,90

35,45

7

ПС 220 кВ Правобережная старая

АТ-1

125

-

-

АТ-2

125

54,48

43,58

АТ-3

125

61,32

49,05

8

ПС 220 кВ Сокол

АТ-1

125

42,42

33,94

9

ПС 220 кВ Елецкая

АТ-1

125

37,25

29,80

АТ-2

125

42,91

34,33

АТ-3

125

35,65

28,52

10

ПС 220 кВ Тербуны

АТ-1

125

15,52

12,42

АТ-2

125

2,83

2,26

11

ПС 220 кВ Дон

АТ-1

125

48,02

38,41

АТ-2

125

49,79

39,83

Таблица 4.3

Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 – 500 кВ Липецкой энергосистемы в отчетный год (летний максимум)

№ п/п

Наименование, ПС

№ тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВА

% загрузки от ном. мощности

1

ПС 500 кВ Борино

АТ-1

501

186,55

37,24

АТ-2

501

178,46

35,62

2

ПС 500 кВ Елецкая

АТ-1

501

-

-

АТ-2

501

200,63

40,05

3

ПС 500 кВ Липецкая

АТ-1

501

255,80

51,06

АТ-2

501

259,64

51,82

АТ-3

501

-

-

4

ПС 220 кВ Металлургическая

АТ-1

250

112,60

45,04

АТ-2

250

110,22

44,09

5

ПС 220 кВ Северная

АТ-1

250

67,23

26,89

АТ-2

250

67,61

27,04

6

ПС 220 кВ Новая

АТ-1

200

101,12

50,56

АТ-2

200

101,20

50,60

7

ПС 220 кВ Правобережная старая

АТ-1

125

-

-

АТ-2

125

63,79

51,03

АТ-3

125

69,81

55,85

8

ПС 220 кВ Сокол

АТ-1

125

60,41

48,33

9

ПС 220 кВ Елецкая

АТ-1

125

41,86

33,49

АТ-2

125

-

-

АТ-3

125

40,46

32,36

10

ПС 220 кВ Тербуны

АТ-1

125

-

-

АТ-2

125

21,18

16,94

11

ПС 220 кВ Дон

АТ-1

125

36,23

28,99

АТ-2

125

37,09

29,67

Таблица 4.4

Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 – 500 кВ Липецкой энергосистемы в отчетный год (летний минимум)

№ п/п

Наименование, ПС

№ тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВА

% загрузки от ном. мощности

1

ПС 500 кВ Борино

АТ-1

501

142,89

28,52

АТ-2

501

137,10

27,37

2

ПС 500 кВ Елецкая

АТ-1

501

98,04

19,57

АТ-2

501

102,15

20,39

3

ПС 500 кВ Липецкая

АТ-1

501

200,29

39,98

АТ-2

501

200,58

40,04

АТ-3

501

-

-

4

ПС 220 кВ Металлургическая

АТ-1

250

94,20

37,68

АТ-2

250

92,08

36,83

5

ПС 220 кВ Северная

АТ-1

250

56,32

22,53

АТ-2

250

56,46

22,58

6

ПС 220 кВ Новая

АТ-1

200

90,39

45,19

АТ-2

200

86,90

43,45

7

ПС 220 кВ Правобережная старая

АТ-1

125

-

-

АТ-2

125

44,27

35,42

АТ-3

125

48,93

39,14

8

ПС 220 кВ Сокол

АТ-1

125

44,48

35,58

9

ПС 220 кВ Елецкая

АТ-1

125

33,04

26,43

АТ-2

125

-

-

АТ-3

125

31,97

25,57

10

ПС 220 кВ Тербуны

АТ-1

125

-

-

АТ-2

125

17,11

13,68

11

ПС 220 кВ Дон

АТ-1

125

29,13

23,31

АТ-2

125

29,72

23,78

4.2 Анализ текущего состояния и рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 кВ

4.2.1 Анализ загрузки центров питания 110 кВ на настоящий момент

В таблице 4.5 представлена информация о загрузке центров питания 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» по итогам контольных замеров, предоставленных собственником оборудования.

1

Таблица 4.5

Загрузка центров питания 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» по итогам контрольных замеров (максимум за 5 лет)

№ п/п

Наименование подстанции, класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов, в МВА

Максимальная нагрузка, МВА

Текущий резерв мощности, МВА

1

ПС 110/10кВ Лев Толстой

10

2,60

6,85

2

ПС 110/10 кВ Двуречки

6,3

2,83

3,12

3

ПС 110/10 кВ Рождество

25

3,16

20,47

4

ПС 110/6 кВ Агрегатная

16+16

14,28

3,48

5

ПС 110/6 кВ Западная

40+40

28,90

13,46

6

ПС 110/10 кВ Кашары

10+6,3

3,06

3,96

7

ПС 110/10кВ Тербунский гончар

25+25

6,15

20,10

8

ПС 110/6 кВ Табак

16+16

9,12

9,28

9

ПС 110/10 кВ Лукошкино

2,5+2,5

0,70

2,215

10

ПС 110/10кВ  Нива

10+10

7,31

4,29

11

ПС 110/10 кВ Ольховец

2,5+2,5

1,45

1,275

12

ПС 110/10 кВ Куймань

2,5+2,5

1,24

1,58

13

ПС 110/10 кВ Лутошкино

2,5+2,5

0,64

2,11

14

ПС 110/10 кВ Круглое

6,3+2,5

0,46

2,32

15

ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная

40+40+40

40,35

50,5

16

ПС 110/6 кВ Привокзальная

40+40

44,30

-0,97

17

ПС 110/10/6 кВ Южная

40+40

37,44

9,76

18

ПС 110/6 кВ Ситовка

10+10

4,18

7,3

19

ПС 110/6 кВ ЛТП

6,3+10

2,41

4,205

20

ПС 110/6 кВ КПД

10+16

5,76

4,74

21

ПС 110/10 кВ Октябрьская

40+40

24,70

17,8

22

ПС 110/10 кВ Манежная

40+40

3,85

38,65

23

ПС 110/10 кВ Университетская

40+40

6,59

35,41

24

ПС 110/6 кВ Тепличная

15+15

6,66

11,44

25

ПС 110/6 кВ Трубная-2

25+25

4,44

21,81

26

ПС 110/6 кВ ГПП-2 ЛТЗ

63+63

14,34

53,01

27

ПС 110/35/10 кВ Тербуны-110

10+10

12,47

-0,97

28

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

6,3+10

9,35

-1,16

29

ПС 110/35/10 кВ Волово

10+10

3,33

7,35

30

ПС 110/35/10 кВ Измалково

10+10

8,41

2,79

31

ПС 110/35/10 кВ Гороховская

16+16

16,32

4,48

32

ПС 110/35/10 кВ Донская

10+10

9,73

2,69

33

ПС 110/35/10 кВ Лебедянь

16+16

20,70

0,10

34

ПС 110/35/10 кВ Чаплыгин-новая

16+16

12,89

4

35

ПС 110/35/10 кВ Компрессорная

16+16

9,54

10,46

36

ПС 110/35/10 кВ Россия

16+16

6,60

12,24

37

ПС 110/35/10 кВ Березовка

16+10

3,38

8,87

38

ПС 110/35/10 кВ Астапово

16+16

12,32

8,48

39

ПС 110/35/10 кВ Химическая

16+16

21,97

-1,17

40

ПС 110/35/6 кВ Бугор

63+63

34,80

36,35

41

ПС 110/35/6 кВ Цементная

40+32+63

45,84

31,54

42

ПС 110/10/6 кВ Т-1, Т-2 Гидрооборудование

25+25

7,84

18,41

ПС 110/35 кВ Т-3 Гидрооборудование

31,5

7,47

22,30

43

ПС 110/35/10 кВ Усмань

16+16

17,20

3,60

44

ПС 110/35/10 кВ Аксай

10+10

8,25

2,65

45

ПС 110/35/10 кВ Никольская

6,3+6,3

8,25

-0,98

46

ПС 110/35/10 кВ Хворостянка

10+16

15,02

-2,70

47

ПС 110/35/10 кВ Добринка

16+10

10,35

2,15

48

ПС 110/35/10 кВ Верхняя Матренка

6,3+6,3

4,33

2,98

49

ПС 110/35/10 кВ Казинка

16+16

26,50

-5,70

50

ПС 110/35/10 кВ Доброе

16+16

14,91

5,886

51

ПС 110/35/6 кВ Новая Деревня

10+10

12,03

0,97

52

ПС 110/35/6 кВ Вербилово

10+6,3

3,68

4,51

53

ПС 110/35/10 кВ Хлевное

16+16

13,87

4,73

54

ПС 110/35/10 кВ Набережное

6,3+10

4,16

3,21

55

ПС 110/35/10 кВ Троекурово

10+6,3

1,93

5,14

Примечание. Для однотрансформаторных ПС резерв мощности указан для потребителей III категории надежности.

1

4.2.2 Анализ существующей загрузки ЛЭП 110 кВ

Анализ фактического потокораспределения в отчетный период показывает, что загрузка ЛЭП 110 кВ не превышает допустимых значений для летних и зимних температур.

4.3 Рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 кВ на текущий момент

Ниже даны рекомендации по переустройству сети и электросетевых объектов 110 кВ для повышения их надежности на настоящий период.

– ПС 110 кВ Усмань – на подстанции требуется замена выключателя 110 кВ в цепи Т1 на элегазовый выключатель 110 кВ и установка комплекта ТТ 110 кВ в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 17.02.2014г.);

– ПС 110 кВ Кашары – на подстанции требуется замена ОД и КЗ на элегазовые выключатели 110 кВ (включает 2 к-та трансформаторов тока 110 кВ) в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 10.02.2014г.). Также требуется замена общеподстанционного пункта управления, системы оперативного постоянного тока, шкафов УРЗА, терминала 10 кВ;

– ПС 110 кВ Донская – на подстанции требуется замена силового траснформатора Т2 10 МВА, находящегося в неудовлетворительном состоянии (на основании протокола проверки и испытания силового трансформатора №130/13 от 15.06.2013г.). На подстанции требуется замена масляного выключателя 110 кВ в цепи Т2 на элегазовый выключатель 110 кВ в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 19.02.2014г.). Также требуется замена одного комплекта трансформаторов тока 110 кВ и установка комплекта УРЗА для выключателя 110 кВ;

– ПС 110 кВ Лебедянь – срок службы данной подстанции 53 года, что значительно превышает нормативный. Основное оборудование подстанции находится в неудовлетворительном состоянии (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 20.07.2015г.). Необходимо проведение комплексной реконструкции данной ПС 110 кВ;

– ПС 110 кВ Тербуны – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели 110 кВ в связи с неудовлетворительным техническим состоянием, а так же ОД и КЗ 110 кВ в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 110 кВ и установка ТТ (24 шт.) (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется замена разъединителей (12 шт.), установка УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.), терминал автоматики управления РПН (2шт.), терминал РЗА СВ 35 кВ (1 шт);

– ПС 110 кВ Западная – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей 110 кВ в цепях Т1 и Т2, а так же секционного выключателя СВ 110, в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 110 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка трансформаторов тока (18 шт.), разъединителей (8 шт.), устройств РЗА, терминал автоматики управления РПН, терминалов 6 (10) кВ (21 шт.);

– ПС 110 кВ Тепличная – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 110 кВ Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 110 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется замена трансформаторов тока 110 кВ (12 шт.), ремонт здания ОПУ, установка разъединителей (6 шт.), УУОТ, шкафов УРЗА, терминалов РЗА 6 кВ (10 шт.);

– ПС 110 кВ Круглое – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 110 кВ в цепи Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовый выключатель 110 кВ и установка комплекта ТТ 110 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется ремонт здания ОПУ, шкафа УРЗА (1 шт.),терминал РЗА СВ 10 кВ (1 шт);

– ПС 110 кВ ЛТП – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 110 кВ в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 110 кВ и установка двух комплектов ТТ 110 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка разъединителей (6 шт.), двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ, системы оперативного постоянного тока;

– ПС 110 кВ Доброе – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 110 кВ в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 110 кВ и установка двух комплектов ТТ 110 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка разъединителей (6 шт.), двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ и комплекта РЗА СВ 10 кВ, системы оперативного постоянного тока;

– ПС 110 кВ Октябрьская – на подстанции требуется выполнить замену масляного выключателя 110 кВ в цепи Т1 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовый выключатель 110 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ;

– ПС 110 кВ Нива – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 110 кВ в цепи Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовый выключатель 110 кВ и установка комплекта ТТ 110 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка комплекта УРЗА для выключателя 110 кВ;

– ПС 110 кВ Табак – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 110 кВ в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 110 кВ и установка двух комплектов ТТ 110 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ и комплекта РЗА СВ 6 кВ;

– ПС 110 кВ Хворостянка – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 110 кВ в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 110 кВ и установка двух комплектов ТТ 110 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). На подстанции требуется замена вакуумных выключателей 10 кВ – 10 шт. Также требуется установка двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ, 16 комплектов РЗА для выключателей 10 кВ;

– ПС 110 кВ Березовка – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей на элегазовые (1 шт), трансформаторов тока (3 шт), устройств РЗА (на основании перечня опасных мест на объектах УПБ СПС Лебедянского р-на филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 30.11.2016г.);

– ПС 110 кВ Гидроборудование – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей на элегазовые (6 шт), трансформаторов тока (27 шт), разъединителей (27 шт.), устройств РЗА (на основании перечня опасных мест на объектах УПБ СПС Липецкого р-на филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 30.11.2016г.);

– ПС 110 кВ Компрессорная – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей на элегазовые (5 шт), трансформаторов тока (24 шт), разъединителей (23 шт.), устройств РЗА (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» 2013г.);

– ПС 110 кВ Химическая – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей на элегазовые (11 шт), трансформаторов тока (39 шт), разъединителей (39 шт.), устройств РЗА (на основании перечня опасных мест на объектах УПБ СПС Лебедянского р-на филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 30.11.2016г.).

В таблице 4.6 приведены объемы работ по реконструкции ВЛ 110 кВ филиала «Липецкэнерго».

1

Таблица 4.6

Объемы работ по реконструкции ВЛ 110 кВ филиала «Липецкэнерго»

№ п/п

Наименование
ВЛ 110 кВ

Протяженность по трассе, км

Объем работ

Год проведения работ

1

ВЛ 110 кВ 2А

23,1

Замена грозотроса с линейной арматурой на участке опор №1-108, установка дополнительных опор в пролетах №53-54, №55-56, № 102-104 для устранения негабарита (на основании акта технического освидетельствования от 08.05.2015г.)

2021-2023

2

ВЛ 110 кВ Двуречки

23,31

Замена провода марки АЖ, замена грозотроса 12,85 км на участках №6-74 и отпайке к ПС 110 кВ Казинка (участок №1-37) 7,53 км (на основании акта технического освидетельствования от 06.05.2015г.)

2018

3

ВЛ 110 кВ Доброе

33,7

Замена грозотроса с линейной арматурой на участке опор №1-108, установка дополнительных опор в пролетах №53-54, №55-56, № 102-104 для устранения негабарита (на основании акта технического освидетельствования от 07.05.2015г.)

2020-2021

4

ВЛ 110 кВ Касторное

26,9

Замена провода и грозотроса с линейной арматурой в пролетах опор №16-17, №92-93, выполнить двойное крепление провода на опорах №16,17,92,93 (на основании акта технического освидетельствования от 05.05.2015г.)

2019-2021

5

ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая

66,4

Замена грозотроса с линейной арматурой и гасителями вибрации на участке опор №202-372, замена изоляции с линейной арматурой на участке опор №202-246, №292-372, установка дополнительной опоры в пролетах опор №265-266, №279-283, №312-321, №327-331, №333-335, №358-363 (на основании акта технического освидетельствования от 27.02.2014г.)

2018

6

ВЛ 110 кВ Лебедянь Правая

16,85

Замена грозотроса с линейной арматурой и гасителями вибрации на участке опор №1-50, №187-215, замена изоляции с линейной арматурой на участке опор №1-187, установка дополнительной опоры в пролетах опор №5-6, №34-38 (на основании акта технического освидетельствования от 27.02.2014г.)

2018

7

ВЛ 110 кВ Ольховец

7,49

Замена грозотроса с линейной арматурой на участке опор №1-13, №60-103, замена провода с линейной арматурой на участке опор №60-103, выполнить переход через Ж/Д в соответствии с ПУЭ (на основании акта технического освидетельствования от 30.04.2013г.)

2019-2020

8

ВЛ 110 кВ Донская Левая, ВЛ 110 кВ Донская Правая

73,26

Реконструкция перехода ВЛ через Ж/Д в пролетах опор №322-323 и р. Дон №230-232 (замена провода и грозотроса с линейной арматурой в пролетах опор и замена маталлических опор с фундаментами №230, 231, 232, 322, 323 (на основании акта технического освидетельствования от 06.03.2015г.)

2018

9

ВЛ 110 кВ Становая Правая, ВЛ 110 кВ Становая Левая

29

Реконструкия ВЛ с выносом головного участка ВЛ из городской черты оп. №1-38 протяженностью 8км (2 цепи (6 пров.) и грозотрос), а также реконструкция перехода через железную дорогу в пролете №89-90 с заменой провода, грозотроса, сцепной арматуры и изоляции (на основании акта технического освидетельствования от 20.07.2014г.)

2019

10

ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая

18,68

Замена грозотроса с линейной арматурой в пролете опор №№ 1-88, отпайка к ПС Правобережная в пролете опор №№ 1-8 с заменой грозотроса и подвесной арматуры, в пролете опор №№ 42-45 замена опор №42 и №43, замена провода и грозотроса в анкерном пролете №42-45 на переходе через р. Воронеж (на основании акта технического освидетельствования от 23.03.2015г.)

2021-2022

11

ВЛ 110 кВ Кольцевая Левая, ВЛ 110 кВ Кольцевая Правая

19,81

Замена опор 8 шт. (№3, №6, №9, №11, №13, №15, №40, №41), замена провода, грозотроса в анкерном пролете №39-43 и подстановка двух опор в пролетах №№31-32 отпайка к ПС Южная и пролет №3-4 отпайка к ПС Бугор для габарита, замена изоляторов с линейной арматурой на участке опор №№1-57 (на основании акта технического освидетельствования от 22.04.2015г.)

2021-2022

12

ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2

22,14

Замена грозотроса с линейной арматурой и гасителями вибрации на участке опор №№ 8-115; замена изоляции с линейной арматурой на участке опор №№ 9-115; установка дополнительных опор для увеличения габарита в пролетах опор №№ 59-60, 64-70; 71-80 (на основании акта технического освидетельствования от 14.04.2015г.)

2021-2023

13

ВЛ 110 кВ Чаплыгин-1

9

Замена грозотроса с линейной арматурой и гасителями вибрации на участке опор №№ 13-50; замена изоляции с линейной арматурой на участке опор №№ 14-49; установка дополнительных опор для увеличения габарита в пролетах опор №№ 13-23, 39-40; 48-49 (на основании акта технического освидетельствования от 09.04.2015г.)

2021-2023

14

ВЛ 110 кВ Лутошкино Левая, ВЛ 110 кВ Лутошкино Правая

50,6

Реконструкция ВЛ с заменой грозотроса с линейной арматурой и гасителями вибрации на участке опор №1-4, замена изоляции с линейной арматурой на участке опор №1-263, замена провода на участке опор №1-263 (на основании акта технического освидетельствования от 17.03.2015г.)

2018-2019

1

5 Основные направления развития электроэнергетики Липецкой области

5.1 Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период

Прогноз потребления электроэнергии и мощности (с разбивкой по годам) по территории Липецкой области (базовый вариант развития) представлен в таблицах 5.1 и 5.2:

Таблица 5.1

Прогноз потребления электроэнергии, Млн. кВтч

год

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Липецкая область

12625,9

12827,9

13014,9

13053,7

13123,4

13186,4

Прирост

0,60%

1,60%

1,50%

0,30%

0,50%

0,50%

Таблица 5.2

Прогноз потребления мощности, МВт

год

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Липецкая область

1849

1878

1889

1899

1907

1916

Прирост

2,20%

1,60%

0,60%

0,50%

0,40%

0,50%

Согласно данным, представленным в таблицах 5.1 и 5.2, в период до 2023г. планируется плавный рост электропотребления Липецкой области.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности (с разбивкой по годам) по территории Липецкой области (региональный вариант развития) представлен в таблицах 5.3 и 5.4:

Таблица 5.3

Прогноз потребления электроэнергии, Млн. кВтч

год

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Липецкая область

12804,2

13045,6

13389,4

13671,0

13882,4

14110,5

Прирост

2,60%

1,89%

2,64%

2,10%

1,55%

1,64%

Таблица 5.4

Прогноз потребления мощности, МВт

год

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Липецкая область

1869,2

1898,2

1909,2

1919,2

1927,2

1936,2

Прирост

1,67%

1,55%

0,58%

0,52%

0,42%

0,47%

Согласно данным, представленным в таблицах 5.3 и 5.4, в период до 2023г. планируется рост электропотребления Липецкой области, наибольшие значения отмечаются в период 2018-2020гг., что связано с подключением крупных потребителей области (тепличные комплексы).

5.2 Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области

В таблице 5.5 приведен перечень планируемых к выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области с высокой вероятностью реализации, предусмотренных СиПР ЕЭС на 2018-2024гг. (базовый вариант развития).

Таблица 5.5

№

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Срок реализации ввода/вывода, год

1

Данковская ТЭЦ (турбогенератор №1)*

вывод из эксплуатации 2018, 6 МВт

2

Данковская ТЭЦ (турбогенератор №2)*

вывод из эксплуатации 2018, 4 МВт

*- согласно информации от филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» до 2020г. не планируется вывода генерирующего оборудования Данковской ТЭЦ.

Планируемых к строительству генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области, предусмотренных СиПР ЕЭС на 2018-2024гг., нет.

В таблице 5.6 приведен перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области (региональный вариант развития).

Таблица 5.6

№

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Срок реализации ввода/вывода, год

1

Мини-ТЭЦ ООО «Агроснабсахар» 12,27 МВт

ввод, 2018

2

ТЭЦ Хмелинецкого сахарного завода ОАО «Аврора» (замена генератора 2,5 МВт на 7,5 МВт)

замена, 2018

3

Мини-ТЭС ООО «Компания Ассоль» 1,6 МВт (2х0,8 МВт)

ввод, 2018

В настоящее время прорабатывается вопрос строительства парогазовой тепловой электростанции ОЭЗ ППТ «Липецк» ОАО «Энерготехнологии Липецк» установленной мощностью 392,6 МВт. Объект включен в Схему территориального планирования РФ в области энергетики, утвержденную Распоряжением правительства РФ от 11.11.2013г. №2084-р. Имеется разрешение на строительство Отдела архитектуры и градостроительства администрации Грязинского района Липецкой области и технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС». Разработанная схема выдачи мощности электростанции с подключением заходами от ВЛ 220 кВ Северная – Металлургическая Левая и ВЛ 220 кВ Северная – Металлургическая Правая является неосуществимой по причине ограничения прохождения трассы линий 220 кВ по территории Грязинского района. В настоящее время планируется выполнение корректировки проектной документации по СВМ ПГУ ОЭЗ ППТ «Липецк» с проработкой альтернативных вариантов подключения станции.

5.3 Перспектива изменения установленной мощности в энергосистеме Липецкой области

Перспектива изменения установленной мощности на перспективу до 2023 г. по энергосистеме Липецкой области по базовому варианту развития приведена таблице 5.7, МВт.

Таблица 5.7

Год

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Установленная мощность, МВт

1147,2

1147,2

1147,2

1147,2

1147,2

1147,2

Липецкая ТЭЦ-2

515

515

515

515

515

515

Елецкая ТЭЦ

57

57

57

57

57

57

Данковская ТЭЦ

0

0

0

0

0

0

ТЭЦ НЛМК

332

332

332

332

332

332

УТЭЦ (НЛМК)

150

150

150

150

150

150

ГУБТ №2 ГТРС за ДП №7 (НЛМК)

20

20

20

20

20

20

ГУБТ №1 ГТРС за ДП №6 (НЛМК)

20

20

20

20

20

20

ТЭЦ ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

16

16

16

16

16

16

Мини ТЭЦ ООО "ТК ЛипецкАгро"

6,7

6,7

6,7

6,7

6,7

6,7

ТЭЦ сахарных заводов

30,5

30,5

30,5

30,5

30,5

30,5

Ввод мощности

0

0

0

0

0

0

Вывод мощности

-10

0

0

0

0

0

Данковская ТЭЦ ТГ-1

-6

Данковская ТЭЦ ТГ-2

-4

Перспектива изменения установленной мощности на текущий год и перспективу 5 лет по энергосистеме Липецкой области по региональному варианту развития приведена таблице 5.8, МВт.

Таблица 5.8

год

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Установленная мощность

1166,07

1166,07

1166,07

1166,07

1166,07

1166,07

Липецкая ТЭЦ-2

515

515

515

515

515

515

Елецкая ТЭЦ

57

57

57

57

57

57

Данковская ТЭЦ

0

0

0

0

0

0

ТЭЦ НЛМК

332

332

332

332

332

332

УТЭЦ (НЛМК)

150

150

150

150

150

150

ГУБТ №2 ГТРС за ДП №7 (НЛМК)

20

20

20

20

20

20

ГУБТ №1 ГТРС за ДП №6 (НЛМК)

20

20

20

20

20

20

ТЭЦ ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

16

16

16

16

16

16

ТЭЦ Сахарных заводов

47,77

47,77

47,77

47,77

47,77

47,77

Мини-ТЭЦ ООО «ТК ЛипекАгро»

6,7

6,7

6,7

6,7

6,7

6,7

Мини-ТЭС

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

ООО «Компания Ассоль»

Ввод мощности

41,37

0

0

0

0

0

ГУБТ №1 ГТРС за ДП №6 (НЛМК)

20

Мини-ТЭЦ

12,27

ООО «Агроснабсахар»

ТЭЦ Хмелинецкого сахарного завода ОАО «Аврора»

7,5

Мини-ТЭС

1,6

ООО «Компания Ассоль»

Вывод мощности

-12,5

0

0

0

0

0

ТЭЦ Хмелинецкого сахарного завода ОАО «Аврора»

-2,5

Данковская ТЭЦ

-10

5.4 Прогноз возможных объемов развития энергетики Липецкой области на основе ВИЭ и местных видов топлива

В данном разделе представлен анализ технического потенциала Липецкой области по развитию возобновляемых источников энергии.

5.4.1. Перспективы использования ВИЭ в Липецкой области

Согласно планам и перспективам развития Липецкой области за предыдущие периоды, применение возобновляемых источников энергии и местных видов топлива представлялось в рамках реализации следующих проектов:

- в 2015 г. введена в эксплуатацию ГТРС ПАО «НЛМК» - газотурбинная расширительная станция (ГУБТ №2 за доменной печью №7 20 МВт);

- в 2017 г. введена в работу ГУБТ №1 за доменной печью №6 20 МВт ГТРС ПАО «НЛМК».

ГУБТ - газовая утилизационная бескомпрессорная турбина. Турбина предназначена для производства электрической энергии за счет избыточного давления доменного газа на металлургических заводах. Применение ГУБТ позволяет практически без затрат топлива возвратить до 40 % энергии, затрачиваемой на доменное дутье. ГУБТ легко встраивается в технологический цикл как вновь вводимого, так и действующего доменного оборудования.

На основе опыта развития ВИЭ в регионах России, можно сделать следующие выводы о перспективах внедрения местных возобновляемых источников в Липецкой области:

для покрытия собственного дефицита мощности;

для замены устаревших электростанций;

для восстановления существующих установок;

для личного потребления.

Энергосистема Липецкой области относится к ОЭС Центр, поэтому целесообразно рассматривать оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ), к которому относятся первые три пункта выводов. Последний пункт относится к рынку розничному. Различие рынков обусловлено двумя различными схемами субсидирования объектов ВИЭ.

Работа на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется в соответствии с Правилами ОРЭМ, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.10.2010 г. №1172. Ассоциация «НП Совет рынка», функционирующая на основе ФЗ №35 «Об электроэнергетике», участвует в подготовке правил оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности; разрабатывает и утверждает Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка и регламенты оптового рынка, ведет реестр субъектов оптового рынка, осуществляет разрешение споров на рынке, а также контроль за соблюдением участниками оптового рынка правил ОРЭМ.

В 2013 году было принято Постановление Правительства Российской Федерации от 28.05.2013 года № 449 "О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности", согласно которому вводились требования по механизмам работы с объектами ВИЭ на оптовом рынке электроэнергии и нормы к 2020 году по развитию ВИЭ в стране. После принятия закона вводилось значительное количество поправок, Постановлений, Программ и Распоряжений (около 20 документов), направленных на редактирование нормативных значений, прописанных в 449-ом Постановлении.

Согласно Постановлению в России до 2024 года установлены темпы ввода генерирующих мощностей. Для достижения целей, установленных на основе последних Постановлений, при участии НП «Совет Рынка» ежегодно летом проводятся тендеры на плановый отбор проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии.

5.4.2. Перспективы развития ветроэнергетики региона

По результатам розыгрыша тендеров в предыдущие несколько лет, установлены следующие темпы и ключевые игроки в крупной ветроэнергетике в России:

Государственная корпорация «Росатом» - 970 МВт (план реализации: 150 МВт в Республике Адыгея – 2018 г., 200 МВт – 2019 г., 300 МВт – 2020 г., 40 МВт – 2021 г., 280 МВт – 2022 г. в основном все проекты относятся к Краснодарскому краю); применение локализованных установок фирмы Lagerwey (в 2017 г. купленная ветроэнергетическим гигантом Enercon LLC) на промышленных мощностях завода «Атомэнергомаш».

Финско-российский консорциум OOO «Fortum Fin» - 1 ГВт (реализованный проект в 2017 г. ВЭС 35 МВт в Ульяновской области, зарезервированные площадки до 1 ГВт в Ульяновской области); в консорциум так же входит Государственная корпорация «Роснано», ветроэнергетический гигант Vestas и китайская фирма-производитель лопастей Dongfang.

Итальянско-российская энергетическая компания ООО «Enel Rus» - 291 МВт (Мурманская и Ростовская области) в сотрудничестве с ветроэнергетическим гигантом Siemens-Gamesa.

Наличие крупных корпораций на рынке ветроэнергетики обусловлено сложной системой субсидирования ветроэнергетических проектов на ОРЭМ: договор на поставку мощности (ДПМ) можно получить только при наличии локализованного производства на территории России. На сегодняшний день фирм-производителей отдельных элементов ветроэнергетических установок (ВЭУ) на территории России практически нет. При этом, процент локализации в 2018 г. составляет 55%. Потянуть ветроэнергетический проект могут только большие корпорации в сотрудничестве с крупными зарубежными фирмами-производителями. В основном, выигранные проекты строятся в тех регионах, в которых выбрана площадка для строительства, проведён годовой ветромониторинг и имеется дефицит мощности. К таким зонам в основном относятся южные субъекты Российской Федерации. В Липецкой области, судя по полученной исходной информации таких наблюдений не делалось. Таким образом, перспективы развития крупной ветроэнергетики в Липецкой области не очень велики. Однако, существующие замеры проводились в 2000-х годах, поэтому чаще всего имеют небольшую высоту измерений, поэтому в данных областях существует необходимость для проведения новых измерений. Для Липецкой области, например, такой проблемы не существует.

В перспективе за 2020 годом с учётом положительного опыта внедрения ветровых электростанций на территории России, крупные игроки устремятся к изучению новых территорий. Для того чтобы на Липецкий регион обратили внимания, необходимо на территории области выявить зоны, наиболее подходящие по ресурсному оснащению для реализации ветроэнергетических проектов. Далее на выявленных зонах провести годовой ветромониторинг с помощью специализированной техники (в основном, это ультразвуковой SODAR или лазерный LIDAR). Кроме того, выявить районы, в которых возможна замена устаревших ТЭЦ или ВЭС с целью замены их на новое оборудование.

В соответствии с картой ветровых ресурсов Липецкой области (рисунок 1), выявлено, что территория региона относится к 1 и 2 категориям, что означает, что вероятность развития системной ветроэнергетики на ОРЭМ крайне низкая.

Рисунок 5.1 – Карта ветровых ресурсов в России и центральной части

Для 1 категории характерна мощность ветрового потока менее 200 Вт/м2 при среднегодовой скорости ветра на открытой местности менее 4,5 м/с. Для второй категории мощность ветрового потока составляет 200 – 400 Вт/м2 при среднегодовой скорости ветра на открытой местности от 4,5 до 5,5 м/с. При том, что экономически обоснованная номинальная скорость ветра стандартной ВЭУ составляет более 12 м/с (две среднегодовых скорости ветра). Таким образом, наиболее перспективно развивать ветроэнергетику для личного использования.

На основе анализа нормативно-правовой базы субсидирования ВИЭ в Росси и мире, сделан вывод, что ДПМ – одна из лучших и при этом наиболее сложная система субсидирования проектов ВИЭ в мире. Для получения установленной нормы доходности от проекта в 12%, необходимо выполнение нескольких обязательных условий:

До ввода в эксплуатацию после подключения к сети:

Локализация. Как сказано выше, локализация конструктивных элементов ВЭУ на мощностях российских заводов должна составлять в 2018 году 55%, далее после 2019 года данный показатель увеличивается до 65%.

Квалификация. Обязательная квалификация ВЭУ проходит каждые три года, необходима для подтверждения целевого назначения объекта ВИЭ и подтверждения использования возобновляемого ресурса.

Сертификация. Оборудование должно быть сертифицировано для работы в России.

После ввода в эксплуатацию:

Ежемесячная сертификация. Так называемые «зелёные сертификаты», которые установка получает ежемесячно содержат в себе полный паспорт по произведённой электроэнергии за отчётный период.

Норматив по коэффициенту использования энергии ветра (КИУМ). КИУМ установлен на значении 27%, это значит, что подтверждая данное значение, инвестор получает ДПМ в полном объёме. Снижение КИУМ значит штрафные санкции. КИУМ – то количество часов за отчётный период, в течение которых установка работала на номинальной мощности.

Получение ДПМ гарантирует производителю возврат вложенного капитала, при этом доход получается так же и с продажи электроэнергии. Таким образом, в России для получения дохода с объекта ВИЭ установке необходимо работать на номинальную мощность менее трети часов в год.

В качестве малой ветроэнергетики рационально использовать ветроустановки с вертикальной осью вращения, которые в сравнении с аналогами с горизонтальной осью вращения позволяют получать больше мощности на низких скоростях ветра. При этом стартовый момент у таких установок происходит так же на более низких скоростях. Примеры установок с разными осями вращения показаны на рисунке 2.

Примерами вертикально-осевых ветроколес являются роторы Дарье, Савониуса, H-ротор. Достоинства вертикально-осевых ветроколес – не требуется ориентация на ветер, легкость обслуживания и монтажа в сравнении с горизонтально-осевыми такой же мощности. К недостаткам относят более низкую эффективность, большие центробежные нагрузки на некоторых типах установках, требуются дополнительные системы автозапуска и высокие сложности с ремонтом, требующие полного демонтажа установки.

Рисунок 5.2  Виды ветроэнергетических установок с различными ветроколесами

5.4.3 Перспективы развития солнечной энергетики региона

С солнечной энергетикой в какой-то степени проще, чем с ветроэнергетикой. Рынок солнечной энергетики более развит, локализация установок прошла критическую отметку, первые проекты уже давно реализованы. На тендерах розыгрыша проектов практически не происходит.

В схеме и программе развития единой энергосистемы России на 2016 – 2022 гг. ввод новых мощностей не предусмотрен.

Рисунок 5.3 – Продолжительность солнечного сияния в России

Таким образом, Липецкая область относится к региону со средним уровнем солнечной радиации на поверхность, поэтому экономически целесообразно устанавливать солнечные установки для домашнего хозяйства.

5.4.4 Перспективы развития малой гидроэнергетики региона

До 70-х годов на территории Липецкой области действовало 27 малых ГЭС суммарной мощностью 4 МВт. Электростанции строились на притоках и в верховьях реки Дон, в том числе на реке Красивая Меча.

В настоящее время намечена тенденция к возрождению малой энергетики на территории Липецкой области. В таблице представлены основные характеристики МГЭС, планируемых к восстановлению на территории региона.

Таблица 5.9

Основные характеристики МГЭС, планируемых к восстановлению на территории Липецкой области

№ п/п

Наименование МГЭС

Установленная мощность, МВт

Планируемый объем

производства, МВт

Адрес размещения объекта

1

МГЭС

Данковская

0,525

0,525

г. Данков Липецкой области. Ниже железнодорожного моста через р. Дон

2

МГЭС

Кураповская

0,150

0,150

п. Борки Тербунского района Липецкой области на р. Олым

3

МГЭС

Матырская

0,450

0,450

Матырское водохранилище

г. Липецк

4

МГЭС

Сергиевская

0,800

0,800

п. Сергиевское Краснинского района Липецкой области

5

МГЭС

Троекуровская

0,600

0,600

п. Троекурово, Лебедянского района Липецкой области

ИТОГО

2,525

2,525

Малая гидроэнергетика является альтернативой централизованному энергоснабжению для районов Липецкой области. Использование мини-ГЭС позволяет зафиксировать стоимость энергоресурсов на приемлемом для потребителя уровне, решает проблему перебоев электроэнергии.

Преимуществами мини-ГЭС являются:

- отсутствует нарушение природного ландшафта и окружающей среды в процессе строительства и на этапе эксплуатации;

- отсутствует отрицательное влияние на качество воды: она не теряет первоначальных природных свойств и может использоваться для водоснабжения населения;

- практически отсутствует зависимость от погодных условий;

- обеспечивается подача потребителю дешевой электроэнергии в любое время года.

5.4.5 Энергетический потенциал отходов сельского хозяйства региона

Липецкая область является аграрным регионом. В области широко развито животноводство и растениеводство. Исходя из этого, высок энергетический потенциал отходов сельского хозяйства для использования их для получения электроэнергии.

В таблице представлены данные по показателям валового биоэнергетического потенциала отходов сельского хозяйства Липецкой области (данные приняты согласно «Методических основ оценки биоэнергетического потенциала в сельскохозяйственном производстве», Елецкий государственный университет им. И.А. Бунина). Валовый энергетический потенциал органических отходов сельскохозяйственного производства представляет собой общий выход отходов растениеводства и животноводства по всем категориям хозяйств.

Таблица 5.10

Валовый биоэнергетический потенциал отходов сельского хозяйства

Липецкой области

Отрасли

Валовый биоэнергетический потенциал отходов сельского хозяйства, тыс. т.у.т.

Растениеводство

Зерновые культуры

1061,5

Масленичные культуры

64,8

Сахарная свекла

22,3

Картофель

4,9

Итого по растениеводству

1153,5

Животноводство

Молочное стадо

23,2

Выращивание и откорм КРС

21,9

Мелкий рогатый скот

0,8

Свиноводство

27,9

Птицеводство

30,6

Итого по животноводству

104,4

Всего

1257,9

В таблице представлены данные по энергетическому потенциалу отходов сельского хозяйства муниципальных районов Липецкой области. Экономический потенциал – это часть валового энергетического потенциала, которая может быть реализована на крупных сельскохозяйственных предприятиях, поскольку биологические отходы аграрного производства в личных подсобных хозяйствах используются, как правило, в качестве удобрения в самих хозяйствах. При определении биоэнергетического потенциала отходов растениеводства необходимо учитывать, что часть соломы, ботвы и стеблей растений теряется при их доставке, часть используется для нужд животноводства в качестве подстилочного материала.

Производственно-технологический энергетический потенциал отходов представляет собой часть экономического потенциала, используемую непосредственно для получения электроэнергии.

Таблица 5.11

Энергетический потенциал отходов сельского хозяйства муниципальных районов Липецкой области

Муниципальные районы

Валовой биоэнергетический потенциал

Экономический потенциал

Производственно-технологический потенциал

т.у.т.

т.у.т.

т.у.т.

млн. кВт∙ч

МВт

Воловский

46958

24425

21059

171,44

19,57

Грязинский

46100

24302

21200

172,59

19,70

Данковский

75162

38323

32909

267,91

30,58

Добринский

108446

56996

49412

402,26

45,92

Добровский

52872

27044

23206

188,92

21,57

Долгоруковский

62706

31924

27482

223,73

25,54

Елецкий

59279

29808

25741

209,56

23,92

Задонский

62227

31174

26785

218,06

24,89

Измалковский

39635

19708

16881

137,43

15,69

Краснинский

66667

34015

29470

239,92

27,39

Лебедянский

76113

43432

39189

319,04

36,42

Лев-Толстовский

99308

56831

50994

415,14

47,39

Липецкий

74222

38023

32722

266,39

30,41

Становлянский

85336

43838

37634

306,38

34,97

Тербунский

122392

66228

56739

461,91

52,73

Усманский

46242

24212

20868

169,89

19,39

Хлевенский

77165

39248

33837

275,47

31,45

Чаплыгинский

52488

26963

23416

190,63

21,76

Итого

1253318

656494

569544

4636,66

529,29

Таким образом, результаты оценки биоэнергетического потенциала отходов сельскохозяйственного производства подтверждают, что аграрный сектор Липецкой области в достаточной степени может быть энергетически самообеспеченным, а часть излишек биоэнергетических ресурсов можно направлять на удовлетворение нужд других отраслей экономики региона.

5.5 Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период

Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии (базовый вариант развития) представлена в таблице 5.12.

Таблица 5.12

Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии (базовый вариант развития), млн. кВтч

№

Показатель

2018

2019

2020

2021

2022

2023

1

Потребление

12625,9

12827,9

13015

13054

13123

13186

Прирост

0,60%

1,60%

1,50%

0,30%

0,50%

0,50%

2

Покрытие (производство электрической энергии)

5358

5262

5255

5410

5573

5604

Прирост

2,60%

0,28%

-4,23%

0,96%

-1,12%

3,66%

3

Сальдо перетоков

7268

7566

7760

7644

7550

7582

Прирост

-0,65%

-6,32%

4,04%

0,60%

2,07%

-0,93%

Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности (базовый вариант развития) представлена в таблице 5.13.

Таблица 5.13

Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности (базовый вариант развития), МВт

№

Показатель

2018

2019

2020

2021

2022

2023

1

Потребление

1849

1878

1889

1899

1907

1916

Прирост

2,20%

1,60%

0,60%

0,50%

0,40%

0,50%

2

Покрытие (установленная мощность)

1147,2

1147,2

1147,2

1147,2

1147,2

1147,2

Анализ перспективной балансовой ситуации (базовый вариант развития) показывает, что рост электропотребления энергосистемы Липецкой области в среднем за период 2018-2023гг., будет обеспечиваться на 42% за счёт собственной генерации и на 58% за счет сальдо-перетоков из соседних энергосистем.

Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии (региональный вариант развития) представлена в таблице 5.14.

Таблица 5.14

Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии (региональный вариант развития), млн. кВтч

№

Показатель

2018

2019

2020

2021

2022

2023

1

Потребление

12804,2

13045,6

13389,4

13671,0

13882,4

14110,5

Прирост

2,60%

1,89%

2,64%

2,10%

1,55%

1,64%

2

Покрытие (производство электрической энергии)

5183,4

5197,9

4981,7

5028,5

4973,2

5152,3

Прирост

4,29%

0,28%

-4,16%

0,94%

-1,10%

3,60%

3

Сальдо перетоков

7620,8

7847,6

8407,7

8642,5

8909,2

8958,2

Прирост

0,60%

2,98%

7,14%

2,79%

3,09%

0,55%

Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности (региональный вариант развития) представлена в таблице 5.15.

Таблица 5.15

Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности (региональный вариант развития), МВт

№

Показатель

2018

2019

2020

2021

2022

2023

1

Потребление

1869,2

1898,2

1909,2

1919,2

1927,2

1936,2

Прирост

1,67%

1,55%

0,58%

0,52%

0,42%

0,47%

2

Покрытие (установленная мощность)

1166,07

1166,07

1166,07

1166,07

1166,07

1166,07

Анализ перспективной балансовой ситуации (региональный вариант развития) показывает, что рост электропотребления энергосистемы Липецкой области в среднем за период 2018-2023гг., будет обеспечиваться на 38,5% за счёт собственной генерации и на 61,5% за счет сальдо-перетоков из соседних энергосистем.

5.6 Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше

5.6.1 Решения по электрическим сетям напряжением 220 кВ и выше

Ниже приводятся решения по электрическим сетям 220 кВ и выше, расположенным на территории Липецкой области на период до 2023 г. по двум вариантам развития:

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

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

5.6.1.1 Решения по электрическим сетям напряжением 220 кВ и выше (базовый вариант развития)

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

Согласно «Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы» на территории Липецкой области запланированы следующие мероприятия по усилению сети напряжением 220 кВ и выше (таблица 5.16):

Таблица 5.16

№п/п

Наименование мероприятия

Срок реализации мероприятия, год

1

ПС 220 кВ Правобережная: комплексная реконструкция ПС 220 кВ, установка двух АТ 220/110 кВ (2х150 МВА) *

2018

В инвестиционной программе филиала ПАО «ФСК ЕЭС» Верхне-Донское ПМЭС в 2018 году* планируется завершение комплексной реконструкции ПС 220 кВ Правобережная (с заменой АТ 3x125 МВА на АТ 4x150 МВА).

*- согласно информации филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра срок окончания реконструкции ПС 220 кВ Правобережная 2020 год.

Для определения достаточности мероприятий по усилению сети 220 кВ далее проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2019–2023 гг. Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2019-2023 гг. представлены на рисунках 5-24 (Приложение 10). Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках 25–46 (Приложение 10).

Карты–схемы электрических сетей 110 кВ и выше Липецкой области на 2017 г. и на период 2019-2023 гг. (базовый вариант), принципиальные схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2017 г. и на период 2019-2023гг. (базовый вариант) представлены в Приложении 14.

Расчет электроэнергетических режимов в сети 220 кВ и выше в районе ПС 500 кВ Борино

В ремонтных схемах с отключением ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС или ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино при угрозе возникновения перегрузки ВЛ 220 кВ Борино-Новая в случае аварийного отключения второй ВЛ 500 кВ контролируемого сечения выполняется деление сети с отключением связей 110-220 кВ, шунтирующих ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино, в зависимости от существующих перетоков по сечению 500 кВ:

 отключение ВЛ 220 кВ Северная-Новая I и II цепь,

 размыкание транзита Липецкая ТЭЦ-2 – Правобережная (отключение ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая на ПС 110 кВ Ситовка),

 отключение ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2,

 отключение СВ 110 кВ на ПС 110 кВ РП-1.

Данные мероприятия снижают надежность электроснабжения объектов ПАО «НЛМК», запитанных от ПС 220 кВ Новая.

Для повышения надежности и исключения необходимости деления сети по 110-220 кВ с ослаблением схемы электроснабжения объектов ПАО «НЛМК» в ремонтных схемах с отключением вышеуказанных ВЛ 500 кВ необходима установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая. Установка АОПО определена проектной документацией строительства Нововоронежской АЭС-2 и Курской АЭС-2.

Ниже приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети 110 кВ и выше в районе ПС 500 кВ Борино. Расчеты выполнены на уровне нагрузок летнего минимума 2019 и 2023 гг.

Летний минимум 2019 года

В летний минимум 2019 г. при отключении ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Борино – Новая I (II) цепь токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая II (I) цепь составит 797 А, при ДДТН для провода АСО-300 равном 710 А при температуре +250С (АДТН – 852 А) (рисунок 25).

В летний минимум 2019 г. при отключении ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино (рисунок 26):

 токовая нагрузка АТ-1 на ПС 500 кВ Борино составит 774 А;

 токовая нагрузка АТ-2 на ПС 500 кВ Борино составит 743 А;

 токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь составит 1340 А;

 токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Северная – Новая I, II цепь составит 1125 А, при ДДТН для провода АС-400 равном 825 А при температуре +250С;

 токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая) составит 602 А, при ДДТН для провода АС-185 равном 510 А при температуре +250С.

В послеаварийных режимах, представленных на рисунках №№ 25, 26, выявлены недопустимые токовые нагрузки электросетевого оборудования. С целью ликвидации работы оборудования в недопустимых режимах необходима установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь в 2019 году с действием на разгрузку Нововоронежской АЭС и изменение топологии сети, а именно, отключение ВЛ 220 кВ Северная-Новая I, II цепь (или Борино – Новая I, II цепь), размыкание транзита Липецкая ТЭЦ-2 – Правобережная (отключение ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая со стороны ПС 110 кВ Ситовка), отключение СВ 110 кВ на РП-1, отключение ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2.

Летний минимум 2023 г.

В летний минимум 2023 г. при отключении ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Борино – Новая I (II) цепь токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая II (I) цепь составит 814 А, при ДДТН для провода АСО-300 равном 710 А при температуре +250С (АДТН – 852 А) (рисунок 27).

В летний минимум 2023 г. при отключении ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино (рисунок 28):

 токовая нагрузка АТ-1 на ПС 500 кВ Борино составит 752 А;

 токовая нагрузка АТ-2 на ПС 500 кВ Борино составит 723 А;

 токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая I (II) цепь составит 1295 А;

 токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Северная – Новая I (II) цепь составит 1067 А, при ДДТН для провода АС-400 равном 825 А при температуре +250С;

 токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая) составит 589 А, при ДДТН для провода АС-185 равном 510 А при температуре +250С.

В послеаварийных режимах, представленных на рисунках №№ 27, 28, выявлены недопустимые токовые нагрузки электросетевого оборудования. С целью ликвидации работы оборудования в недопустимых режимах необходима установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь в 2019 году с действием на разгрузку Нововоронежской АЭС и изменение топологии сети, а именно, отключение ВЛ 220 кВ Северная-Новая I, II цепь (Борино – Новая I, II цепь), размыкание транзита Липецкая ТЭЦ-2 – Правобережная (отключение ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая со стороны ПС 110 кВ Ситовка), отключение СВ 110 кВ на РП-1, отключение ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2.

Расчет электроэнергетических режимов в сети района ПС 220 кВ Казинка.

Наиболее тяжелые послеаварийные режимы в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка, просматриваются на уровне нагрузок летнего максимума 2023 года.

Послеаварийные режимы на уровни нагрузок зимнего максимума/минимума и летнего минимума 2019-2023 годов приводятся на год, в который выявляется максимальная загрузка электросетевого оборудования.

Уровень нагрузок летнего максимума 2023 г.

На рисунке 29 приведен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино в летний максимум 2023 г. Токовая нагрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 888 А, при ДДТН для провода АС-300 равном 710 А при температуре +250С; токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 775 А, при ДДТН для провода АС-300 равном 710 А при температуре +250С. Напряжения в сети находятся в области допустимых значений.

В качестве схемно-режимных мероприятий рассмотрено изменение состава включенного генерируюшегот оборудования на Липецкой ТЭЦ-2. На рисунке 30 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино с генерацией Липецкой ТЭЦ -2 315 МВт и отключение СВ 220 кВ ПС 220 кВ Казинка в летний максимум 2023 г. Токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 645 А, загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 695 А.

На рисунке 31 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь в летний максимум 2023 г. Токовая нагрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1160 А. Напряжения в сети находятся в пределах допустимых значений.

В качестве схемно-режимных мероприятий рассмотрено изменение состава включенного генерируюшегот оборудования на Липецкой ТЭЦ-2, отключение СВ 220 кВ ПС 220 кВ Казинка, отключение одного АТ 500/220 кВ ПС 500 кВ Липецкая и перевод нагрузки по сети 110 кВ. На рисунке 32 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь с генерацией Липецкой ТЭЦ-2 396 МВт и переводом питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная в летний максимум 2023 г. Токовая нагрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 703 А. Напряжения в сети находятся в пределах допустимых значений.

На рисунке 33 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь в летний максимум 2023 г. Токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 1099 А.

В качестве схемно-режимных мероприятий рассмотрено изменение состава включенного генерируюшегот оборудования на Липецкой ТЭЦ-2, отключение СВ 220 кВ ПС 220 кВ Казинка, отключение одного АТ 500/220 кВ ПС 500 кВ Липецкая и перевод нагрузки по сети 110 кВ. На рисунке 34 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь с генерацией Липецкой ТЭЦ-2 396 МВт. Токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 707 А.

Проведенный анализ показал достаточность применяемых схемно-режимных мероприятий и отсутствие необходимости усиления электрических сетей. Применение схемно-режимных мероприятий позволяет избежать недопустимые токовые нагрузки оборудования и поддерживать напряжения в области допустимых значений.

Послеаварийные режимы в зимний максимум, зимний минимум и летний минимум в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка.

На рисунке 35 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в зимний максимум 2023 г. Тововая нагрузка электросетевого оборудования не превышает ДДТН (АДТН), уровень напряжения в сети находится в области допустимых значений.

На рисунке 36 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в зимний минимум 2023 г. Тововая нагрузка электросетевого оборудования не превышает ДДТН (АДТН), уровень напряжения в сети находится в области допустимых значений.

На рисунке 37 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино в летний минимум 2023 г. Токовая нагрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 526 А, загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 447 А. Напряжения в сети находятся в области допустимых значений.

На рисунке 38 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь в летний минимум 2023 г. Токовая нагрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 761 А. Напряжения в сети находятся в области допустимых значений. Отключение СВ 220 кВ ПС 220 кВ Казинка снижает токовую нагрузку ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка до 689 А.

На рисунке 39 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецк – Казинка II цепь в летний минимум 2023 г. Токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 712 А. Напряжения в сети находятся в области допустимых значений. Отключение одного АТ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Липецкая снижает токовую нагрузку ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь до 678 А.

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

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

Расчеты приводятся в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2023 г., как в период характеризующиеся максимальной нагрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей.

Уровень нагрузок 2023 г.

На рисунке 40 представлен послеаварийный режим отключения ВЛ 220 кВ Борино – Правобережная II цепь в зимний максимум 2023 г. Недопустимая токовая нагрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в области допустимых значений.

На рисунке 41 представлен послеаварийный режим отключения ВЛ 220 кВ Борино – Правобережная II цепь в зимний минимум 2023 г. Недопустимая токовая нагрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в области допустимых значений.

На рисунке 42 представлен послеаварийный режим отключения ВЛ 220 кВ Борино – Правобережная II цепь в схеме ремонта 2 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая с переводом нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная в летний максимум 2023 г., при этом недопустимая токовая нагрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 43 представлен послеаварийный режим отключения ВЛ 220 кВ Борино – Правобережная II цепь в схеме ремонта 2 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая с переводом нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная в летний минимум 2023 г., при этом недопустимая токовая нагрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Расчет электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше с учетом резкопеременной нагрузки РП-2 ПАО «НЛМК»

Ниже представлен ряд ремонтных и послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Металлургическая, ПС 220 кВ Северная, ПС 220 кВ Сокол с учетом нагрузки РП-2 ПАО «НЛМК». Расчеты приводятся в летний максимум 2023 года (год, характеризующийся максимальной загрузкой оборудования за проектный период), в расчетной схеме работа Липецкой ТЭЦ-2 принята с составом генерирующего оборудования – ТГ-2.

На рисунке 44 представлен ремонтная схема АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Сокол в летний максимум 2023 г., при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 45 представлен ремонтная схема АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая в летний максимум 2023 г., при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 46 представлен послеаварийный режим отключения АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Сокол в схеме ремонта АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая в летний максимум 2023 г., при этом загрузка оставшегося в работе АТ ПС 220 кВ Металлургическая составит 242 МВА.

5.6.1.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 220 кВ и выше (базовый вариант развития)

В данном разделе представлены результаты расчетов токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра и АО «ОЭЗ Липецк». В рассматриваемый период не планируется изменение топологии сети 110 кВ и выше и ввод генерирующих мощностей на электростанциях области, расчеты приводятся на 2023 г.

В таблице 5.17 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра и АО «ОЭЗ Липецк» на 2023 г.

                            Таблица 5.17

Уровни токов КЗ на период до 2023 г.

Подстанция

Ток отключения выкл., кА

Значения токов короткого замыкания, кА

трехфазный

однофазный

Липецкая

шины 220 кВ

40

38,77

40,48

Борино

шины 220 кВ

31,5; 40

28,7

30,56

Елец 500

шины 220 кВ

31,5; 40

20,67

23,03

Новая

шины 220 кВ

25; 40; 50

31,23

27,18

шины 110 кВ

40; 50

34,14

33,55

Правобережная

шины 220 кВ

40

20,72

16,86

шины 110 кВ

40

26,21

26,1

Сокол

шины 220 кВ

-

10,71

7,92

шины 110 кВ

31,5

22,1

19,57

Северная

шины 220 кВ

40

32,49

29,49

шины 110 кВ

40, 50

28,51

31,24

Металлургическая

шины 220 кВ

40; 50

31,54

27,51

шины 110 кВ

40; 42

33,43

36,58

Дон

шины 220 кВ

25

10,02

8,0

шины 110 кВ

20; 31,5; 40

12,27

12,23

Елецкая 220

шины 220 кВ

25

14,78

12,79

шины 110 кВ

20; 25; 40; 42

16,68

18,56

КС-29

шины 220 кВ

25; 40; 50

14,71

15,52

Маяк

шины 220 кВ

25

13,28

11,15

Тербуны 220

шины 220 кВ

отсутст.

3,83

3,27

шины 110 кВ

25; 40

3,31

3,8

Казинка

шины 220 кВ

40

26,75

22,56

шины 110 кВ

40

16,48

18,81

Грязи-Орловские

шины 220 кВ

40

11,2

9,2

Пост-474

шины 220 кВ

-

10,9

8,5

Усмань-Тяговая

шины 220 кВ

40

7,1

6,0

Чириково

шины 220 кВ

40

11,0

9,0

Овощи Черноземья

шины 220 кВ

40

7,1

7,1

Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2023 г. показали, что замены коммутационного оборудования на ПС 220–500 кВ в связи с недостаточной отключающей способностью не требуется.

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

Региональный вариант электропотребления учитывает в мощность по договорам на осуществление технологического присоединения к электросетевым объектам напряжением 110 - 220 кВ, а также информацию по вводу электросетевых объектов (присоединение мощности), указанных в Приложении 9.

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

Для определения достаточности мероприятий по усилению сети 220 кВ, указанных в базовом варианте развития, а также мероприятий, необходимых для подключения электросетевых объектов далее проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2019–2023 гг. Схемы потокораспределения в сети 220 кВ и выше зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2019-2023 гг. представлены на рисунках 1-24 (Приложение 11). Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках 25 – 42 (Приложение 11).

Карты – схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2019-2023 гг. (региональный вариант), принципиальные схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2019-2023 гг. (региональный вариант) представлены в Приложении 15.

Расчет электроэнергетических режимов в сети 220 кВ и выше в районе ПС 500 кВ Борино

В ремонтных схемах с отключением ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС или ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино при угрозе возникновения перегрузки ВЛ 220 кВ Борино-Новая в случае аварийного отключения второй ВЛ 500 кВ контролируемого сечения выполняется деление сети с отключением связей 110-220 кВ, шунтирующих ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино, в зависимости от существующих перетоков по сечению 500 кВ:

 отключение ВЛ 220 кВ Северная-Новая I и II цепь,

 размыкание транзита Липецкая ТЭЦ-2 – Правобережная (отключение ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая на ПС 110 кВ Ситовка),

 отключение ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2,

 отключени СВ 110 кВ на ПС 110 кВ РП-1.

Данные мероприятия снижают надежность электроснабжения объектов ПАО «НЛМК», запитанных от ПС 220 кВ Новая.

Для повышения надежности и исключения необходимости деления сети по 110-220 кВ с ослаблением схемы электроснабжения объектов ПАО «НЛМК» в ремонтных схемах с отключением вышеуказанных ВЛ 500 кВ необходима установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая. Установка АОПО определена проектной документацией строительства Нововоронежской АЭС-2 и Курской АЭС-2.

Ниже приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети 110 кВ и выше в районе ПС 500 кВ Борино. Расчеты выполнены на уровне нагрузок летнего минимума 2019 и 2023 гг.

Летний минимум 2019 года

В летний минимум 2019 г. при отключении ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Борино – Новая I (II) цепь токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая II (I) цепь составит 832 А, при ДДТН для провода АСО-300 равном 710 А при температуре +250С (АДТН – 852 А) (рисунок 47).

В летний минимум 2019 г. при отключении ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино (рисунок 48):

 токовая нагрузка АТ-1 на ПС 500 кВ Борино составит 834 А;

 токовая нагрузка АТ-2 на ПС 500 кВ Борино составит 801 А;

 токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь составит 1417 А;

 токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Северная – Новая I, II цепь составит 1188 А, при ДДТН для провода АС-400 равном 825 А при температуре +250С;

 токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая) составит 620 А, при ДДТН для провода АС-185 равном 510 А при температуре +250С.

В послеаварийных режимах, представленных на рисунках №№ 47, 48, выявлены недопустимые токовые нагрузки электросетевого оборудования. С целью ликвидации работы оборудования в недопустимых режимах необходима установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь в 2019 году с действием на разгрузку Нововоронежской АЭС и изменение топологии сети, а именно, отключение ВЛ 220 кВ Северная-Новая I , II цепь (или Борино – Новая I, II) цепь, размыкание транзита Липецкая ТЭЦ-2 – Правобережная (отключение ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая со стороны ПС 110 кВ Ситовка), отключение СВ 110 кВ на РП-1, отключение ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2.

Летний минимум 2023 г.

В летний минимум 2023 г. при отключении ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Борино – Новая I (II) цепь токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая II (I) цепь составит 837 А, при ДДТН для провода АСО-300 равном 710 А при температуре +250С (АДТН – 852 А) (рисунок 49).

В летний минимум 2023 г. при отключении ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино (рисунок 50):

 токовая нагрузка АТ-1 на ПС 500 кВ Борино составит 810 А;

 токовая нагрузка АТ-2 на ПС 500 кВ Борино составит 779 А;

 токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая I (II) цепь составит 1357 А;

 токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Северная – Новая I (II) цепь составит 1116 А, при ДДТН для провода АС-400 равном 825 А при температуре +250С;

 токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая) составит 598 А, при ДДТН для провода АС-185 равном 510 А при температуре +250С.

В послеаварийных режимах, представленных на рисунках №№ 27, 28, выявлены недопустимые токовые нагрузки электросетевого оборудования. С целью ликвидации работы оборудования в недопустимых режимах необходима установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь в 2019 году с действием на разгрузку Нововоронежской АЭС и изменение топологии, а именно, отключение ВЛ 220 кВ Северная-Новая I, II цепь (или Борино – Новая I, II цепь), размыкание транзита Липецкая ТЭЦ-2 – Правобережная (отключение ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая со стороны ПС 110 кВ Ситовка), отключение СВ 110 кВ на РП-1, отключение ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2.

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

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

Расчеты приводятся в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2023 года, как в период характеризующийся максимальной загрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей.

На рисунке 25 представлен послеаварийный режим отключения ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь в зимний максимум 2023 г., при этом недопустимая токовая нарузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в области допустимых значений.

На рисунке 26 представлен послеаварийный режим отключения ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь в зимний минимум 2023 г., при этом недопустимая токовая нарузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в области допустимых значений.

На рисунке 27 представлен послеаварийный режим отключения ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь в схеме ремонта 2 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая в летний максимум 2023 г, при этом недопустимая токовая нарузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в области допустимых значений. Загрузка ВЛ 220 кВ Борино – Правобережная I цепь составит 604 А при длительно допустимом для провода АС-300 равном 710 А при температуре +250С.

На рисунке 28 представлен послеаварийный режим отключения ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь в схеме ремонта 2 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая в летний минимум 2023 г., при этом недопустимая токовая нарузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в области допустимых значений.

Таким образом, расчеты послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Правобережная на уровне нагрузок зимнего максимума, зимнего минимума, летнего максимума, летнего минимума 2023 года, периода характеризующийся максимальной загрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей, показали, что недопустимой токовой нарузки электросетевого оборудования не выявлено.

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

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

Наиболее тяжелые послеаварийные режимы в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка, просматриваются на уровне нагрузок летнего максимума 2019-2023 годов.

Уровень нагрузок летнего максимума 2019г.

На рисунке 29 приведен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино в летний максимум 2019 г., при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 824 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300 равном 710 А при температуре +250С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 716 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300 равном 710 А при температуре +250С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 30 приведен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино в летний максимум 2019 г. Питание ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, генерация Липецкой ТЭЦ-2 увеличене на 167 МВт, при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 695 А, загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 603 А.

На рисунке 31 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь в летний максимум 2019 г., при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1060 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 32 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь в летний максимум 2019 г. Питание ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, отключен один АТ 500/220 кВ ПС 500 кВ Липецкая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 315 МВт, при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 700 А.

На рисунке 33 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь в летний максимум 2019 г., при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 1002 А.

На рисунке 34 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь в летний максимум 2019 г. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная. Генерация Липецкой ТЭЦ -2 391 МВт, при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 696 А.

Уровень нагрузок летнего максимума 2023 г.

На рисунке 35 приведен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино в летний максимум 2023 г., при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 839 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300 равном 710 А при температуре +250С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 730 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300 равном 710 А при температуре +250С. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 36 приведен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино в летний максимум 2023 г. Питание ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключен ШСВ 220 кВ ПС 220 кВ Казинка, генерация Липецкой ТЭЦ-2 244 МВт при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 625 А, загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 666 А.

На рисунке 37 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь в летний максимум 2023 г., при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1082 А. Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 38 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь в летний максимум 2023 г. Питание ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключен ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, генерация Липецкой ТЭЦ-2 391 МВт, при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 703 А.

На рисунке 39 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь в летний максимум 2023 г., при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 1023 А.

На рисунке 40 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь в летний максимум 2023 г. Питание ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная переведено от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, генерация Липецкой ТЭЦ -2 391 МВт, отключен один АТ 500/220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 690 А.

В случае подачи заявок на увеличения нагрузки ПС 220 кВ Казинка приведенных выше схемно-режимных мероприятий недостаточно. Необходимо проведение реконструкции с заменой провода ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка I, II цепь на провод большего сечения либо модернизация АОПО ВЛ 220 кВ Лицепкая – Серевная I, II цепь с реализацией управляющих воздействий на отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка.

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

На рисунках 41, 42 представлены послеаварийные режимы в зимний максимум и летний максимум 2023 г., позволяющие оценить максимальную загрузку автотрансформаторов мощностью 250 МВА каждый на ПС 220 кВ Северная до 2023 г.:

 рисунок 41. Зимний максимум 2023 г. Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Северная, при этом загрузка оставшегося в работе АТ-2 составит 108,4 МВА/525 А;

 рисунок 42. Летний максимум 2023 г. Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-1 на ПС 220 кВ Новая, при этом загрузка оставшегося в работе АТ-2 на ПС 220 кВ Северная составит 176,6 МВА/861 А.

Расчеты послеварийных режимов на уровне нагрузок зимнего и летнего максимума 2023 г. (года, характеризующегося максимальной загрузкой электросетевого оборудования в рассматриваемый период схемы и программы развития) не выявили перегрузки автотрансформаторов мощностью 250 МВА каждый на ПС 220 кВ Северная.

5.6.2 Решения по электрическим сетям 110 кВ

Ниже приводятся решения по электрическим сетям 110 кВ, расположенным на территории Липецкой области на период до 2023 г. по двум вариантам развития:

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

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

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

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

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

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

- усилить электроснабжение отдельных электросетевых районов;

- обеспечить электроснабжение новых потребителей.

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

- определения мест размещения новых подстанций;

- предварительного выбора схем электрических соединений электростанций и подстанций;

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

- выбора схемы сети;

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

- разработки мероприятий по снижению расхода электроэнергии;

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

В течение периода 2019-2023 гг. зимний максимум нагрузки по энергосистеме достигнет в 2023 году – 1916 МВт.

При рассмотрении планируемого периода 2019-2023 годы. учтены следующие мероприятия по строительству и реконструкции объектов 110 кВ в 2017-2018 годах:

- введен в работу Т3 40 МВА на ПС 110 кВ Юго-Западная в 2017 году;

- завершена реконструкция ПС 110 кВ Привокзальная с заменой трансформаторов 20+20+25 МВА на 40+40 МВА в 2017 году;

- на ПС 110 кВ Трубная-2 в 2017 году выполнена замена ОД и КЗ на ячейки элегазовых выключателей 110 кВ (включает 2 комплектата трансформаторов тока 110 кВ, 2 комплекта разъединителей 110 кВ, 2 комплекта              та трансформаторов напряжения 110 кВ);

- планируется ввод в работу ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка I (II) цепь в 2018г.;

- планируется ввод в работу ММПС 110 кВ 25 МВА на площадке ОЭЗ Елецпром в 2018г.

Для проверки достаточности пропускной способности сети 110 кВ проведены расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ Липецкой энергосистемы.

На рисунках 1–12 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2023 г., позволяющие оценить загрузку ВЛ 110 кВ в г. Липецк (все рисунки представлены в Приложении 12). Мероприятия, необходимые для ликвидации перегрузки электросетевого оборудования в послеаварийных режимах 2023 года также актуальны в 2019 – 2022 гг. Послеаварийные режимы в летний максимум, летний минимум для сети 110 кВ Липецкого энергоузла проводятся при аварийном отключении одного элемента сети с наложением на ремонт другого (рассмотрение одного нормативного возмущения в ремонтной схеме в данном случае применяется для сети 110 кВ, т.к. сеть 110 кВ в данном районе несет функции основной сети и оказывает непосредственное влияние на сеть 220 кВ).

На рисунке 1 представлен послеаварийный режим отключения 1 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Сокол в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая) в летний максимум 2023 г., при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 457 А при ДДТН для провода АС-185 равном 510 А.

На рисунке 2 представлен послеаварийный режим отключение 1 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Сокол в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая) в летний минимум 2023 г., при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 303 А при ДДТН для провода АС-185 равном 510 А.

На рисунках 3–12 представлен ряд послеаварийных режимов в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2023 г., позволяющих оценить максимальную загрузку сети 110 кВ в районе г. Липецка:

 рисунок 3. Летний максимум 2023 г. Отключение 2 сек. 2 СШ 110 кВ Липецкой ТЭЦ -2 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 86 МВт, нагрузка РП-2 – 132,1 МВт;

 рисунок 4. Летний минимум 2023 г. Отключение 2 сек. 2 СШ 110 кВ Липецкой ТЭЦ -2 в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 86 МВт, нагрузка РП-2 – 81,8 МВт;

 рисунок 5. Зимний максимум 2023 г. Отключение ВЛ 110 кВ Бугор Левая (Правая);

 рисунок 6. Зимний максимум 2023 г. Отключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка I цепь;

 рисунок 7. Зимний максимум 2023 г. Отключение 1 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Сокол;

 рисунок 8. Зимний минимум 2023 г. Отключение ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая);

 рисунок 9. Летний максимум 2023 г. Отключение ВЛ 110 кВ Бугор Левая (Правая);

 рисунок 10. Летний максимум 2023 г. Отключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка I цепь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка II цепь;

 рисунок 11. Летний максимум 2023 г. Отключение ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая);

 рисунок 12. Летний минимум 2023 г. Отключение ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая).

Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 5-12) следует, что недопустимая токовая нагрузка электросетевых элементов отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в области допустимых значений.

ПС 110/35/10 кВ Тербуны

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Тербуны за последние пять лет и до 2023г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017г. – Т1 10 МВА, Т2 10 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 12,47 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 12,47 МВА (124,7%);

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

- величина присоединяемой мощности до 2023г.: на период до 2023г. прироста мощности на подстанции не планируется;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023г. – 12,47 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 12,47 МВА (124,7%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,0 МВА) в зимний максимум 2023г. – 11,47 МВА (114,7%).

Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Тербуны с заменой трансформаторов 2х10 МВА на 2х16 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2018-2022гг.

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Долгоруково за отчетный год и до 2023 г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017 г. – Т1 6,3 МВА, Т2 10 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 9,35 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,96 МВА) – 7,39 МВА (117 %);

- величина присоединяемой мощности до 2023 г.: заявленная – 0,514 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,437 МВт;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,96 МВА) в зимний максимум 2023 г. – 7,881 МВА (125 %);

Загрузка трансформатора 6,3 МВА в зимний максимум 2023 г. с учетом присоединения потребителей в послеаварийном режиме составит 7,881 МВА (125 %), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,96 МВА. Исходя из этого требуется замена трансформатора 6,3 МВА на ПС 110 кВ Долгоруково на трансформатор 10 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2018-2022 гг.

ПС 110/10 кВ Елецпром

В Елецком районе для электроснабжения особой экономической зоны «Елецпром» и резидентов федеральной особой экономической зоны, сформированной согласно постановления Правительства РФ №697 от 11.07.2015г. выполнена установка ММПС 110 кВ 25 МВА на площадке ОЭЗ Елецпром и построена одноцепная ВЛ 110 кВ протяженностью 0,701 км (ввод в работу планируется в 2018г.).

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

- комбикормовый завод 6,9 МВА (6,1 МВА по 2-ой категории, 0,8 МВА по 3-ей категории). В настоящий момент договор расторгнут;

- завод по переработке и убою птицы – 10,8 МВА (7,418 МВа по 2-ой категории надежности, 3,319 МВА по 3-ей категории надежности). Срок выполнения мероприятий по договору ТП – до 01.12.2018г. Строительство данного объекта не начато. В настоящий момент готовится соглашение о расторжении.

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

ПС 110 кВ Аграрная

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

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

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Аграрная до 2023 г.:

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

- величина присоединяемой мощности до 2023 г.: заявленная – 102 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 86,7 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023 г. – 96,98 МВА;

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

ПС 110/10 кВ Рождество

В районе с. Гребенкино Краснинского района строится индустриальный парк ИРИТО (ООО «Моторинвест») и жилой поселок с объектами социально-бытового характера. Для электроснабжения предприятия в 2017 году введена в эксплуатацию ПС 110 кВ Рождество с одним трансформатором 25 МВА. В рамках исполнения договора технологического присоединения были выполнены 1 и 2 этапы присоединения энергоустановок ООО «Моторинвест» суммарной мощностью 10 МВт. Исполнение 3 этапа (10 МВт) приостановлено по просьбе заявителя. При возобновлении работы по договору и росте нагрузок потребуется установка второго трансформатора 25 МВА на подстанции.

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Рождество за последние пять лет и до 2023 г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017 г. – Т1 25 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 3,16 МВА (12,64%);

- прогнозируемая загрузка подстанции в зимний максимум 2023 г. – 3,16 МВА (12,64%).

ПС 110/35/10 кВ Лебедянь

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Лебедянь за последние пять лет и до 2023г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017 г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 20,7 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 20,7 МВА (129%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,8 МВА) – 15,9 МВА (99%);

- величина присоединяемой мощности до 2023 г.: заявленная – 0,34 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,289 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023 г. – 21,02 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 21,02 МВА (131%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,8 МВА) в зимний максимум 2023 г. – 16,22 МВА (101%).

В связи с неудовлетворительным техническим состоянием основного оборудовани, в том числе трансформаторов (срок эксплуатации: Т1 – 50 лет, Т2 – 48 лет), планируется комплексная реконструкция ПС Лебедянь с полной заменой оборудования. Рекомендуется в рамках проведения реконструкции выполнить замену существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х25 МВА в связи с наличием перспективы роста нагрузок. Реконструкцию подстанции рекомендуется выполнить в 2019-2021 гг. В связи с реконструкцией подстанции потребуется реконструкция заходов ВЛ 35 и 110 кВ на ПС Лебедянь.

ПС 110/35/10 кВ Казинка

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Казинка за последние пять лет и до 2023 г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017 г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 26,5 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 26,5 МВА (166%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,8 МВА) – 21,7 МВА (136%);

- величина присоединяемой мощности до 2023 г.: заявленная – 1,43 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 1,22 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023 г. – 27,87 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 27,87 МВА (174%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,8 МВА) в зимний максимум 2023 г. – 23,07 МВА (144%).

Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Казинка с заменой трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2020 г.

ПС 110/35/10 кВ Никольская

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Никольская за последние пять лет и до 2023 г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017 г. – Т1 6,3 МВА, Т2 6,3 МВА;

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

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,65 МВА) – 7,6 МВА (121%);

- величина присоединяемой мощности до 2023 г.: на период до 2023г. прироста мощности на подстанции не планируется;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023 г. – 8,25 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 8,25 МВА (131%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,65 МВА) – 7,6 МВА (121%).

Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Никольская с заменой трансформаторов 2х6,3 МВА на 2х10 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2023 г.

ПС 110/35/10 кВ Хворостянка

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Хворостянка за последние пять лет и до 2023 г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017 г. – Т1 10 МВА, Т2 16 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 15,02 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 15,02 МВА (150%);

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

- величина присоединяемой мощности до 2023г.: заявленная – 0,3 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,255 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023 г. – 15,31 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 15,31 МВА (153%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,82 МВА) в зимний максимум 2023 г. – 13,49 МВА (135%).

Загрузка трансформатора 10 МВА в зимний максимум 2023 г. с учетом присоединения потребителей в послеаварийном режиме составит 13,49 МВА (135%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,82 МВА. Исходя из этого требуется замена трансформатора 10 МВА на ПС 110 кВ Хворостянка на трансформатор 16 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2023 г.

Далее на рисунках 13–22 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2023 г. (в летний максимум/минимум при аварийном отключении одного элемента сети с наложением на ремонт другого) для того, чтобы проверить максимально возможную загрузку электросетевого оборудования в районе расположения ПС 220 кВ Дон (расчеты производятся на 2023 г. исходя из наибольшей загрузки оборудования в данный период):

 рисунок 13. Зимний максимум 2023 г. Отключение АТ-1 на ПС 220 кВ Дон;

 рисунок 14. Зимний максимум 2023 г. Отключение ВЛ 110 кВ Химическая-1;

 рисунок 15. Зимний минимум 2023 г. Отключение АТ-1 на ПС 220 кВ Дон;

 рисунок 16. Летний максимум 2023 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена ВЛ 110 кВ С.Лубна;

 рисунок 17. Летний минимум 2023 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена ВЛ 110 кВ С.Лубна;

 рисунок 18. Летний максимум 2023 г. В ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключен АТ-1;

 рисунок 19. Летний минимум 2023 г. В ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключен АТ-1;

 рисунок 20. Летний максимум 2023 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Дон;

 рисунок 21. Летний минимум 2023 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Дон;

 рисунок 22. Летний максимум 2023 г. В ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена 2 сек. 110 кВ ПС 110 кВ Лебедянь.

Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 13–22) следует, что недопустимая токовая нагрузка электросетевых объектов в районе расположения ПС 220 кВ Дон отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в области допустимых значений.

5.6.2.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 110 кВ (базовый вариант развития)

Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 110 кВ представлены на 2023 г.

В таблице 5.18 представлены значения токов короткого замыкания в нормальном режиме и максимальные значения токов короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Липецкой энергосистемы на 2023 г.

Таблица 5.18

Уровни токов КЗ в сети 110 кВ на 2023 г.

№ п/п

Наименование

Напряжения, кВ

СШ

Ток трехфазного и однофазного КЗ на 2023 г. в норм. режиме, кА

Отключающая способность выключателей, кА

1

Аксай

110/35/10

1

4,55/2,91

40; 10

110/35/10

2

4,55/2,91

2

Бугор

110/35/6

1

7,98/4,06

40;

10, 10

110/35/6

2

7,98/4,06

3

Вербилово

110/35/6

1

4,54/2,65

40;10, 12.5

110/35/6

2

4,54/2,65

4

В. Матренка

110/35/6

1

1,64/0,92

10

110/35/6

2

1,54/0,89

5

Гидрооборудование

110/10/6

1

10,07/7,37

18.4; 20; 18.4; 12.5

110/10/6

2

9,97/7,45

110/35/6

1

9,97/7,45

6

Двуречки

110/10

1

9,66/6,5

25

110/10

2

9,66/6,5

7

Добринка

110/35/10

1

2,27/1,3

20, 40; 10

110/35/10

2

2,27/1,3

8

Доброе

110/35/10

1

4,09/2,32

10

110/35/10

2

4,09/2,32

9

Казинка

110/35/10

1

8,05/5,2

40; 10

110/35/10

2

8,25/5,22

10

КПД

110/6

1

13,93/9,01

10

110/6

2

13,93/9,01

11

ЛТП

110/6

1

17,55/11,64

110/6

2

17,55/11,64

12

Никольская

110/35/10

1

2,97/1,8

40; 10

110/35/10

2

2,96/1,8

13

Новая Деревня

110/35/10

1

5,77/3,52

40; 10

110/35/10

2

5,77/3,52

14

Октябрьская

110/10

1

10,18/6,36

25,40

110/10

2

10,18/6,36

15

Привокзальная

110/10/6

1

16,51/10,47

40

110/10/6

2

16,51/10,47

16

Ситовка

110/6

1

21,64/14,84

25; 40

110/6

2

21,64/14,84

17

Тепличная

110/6

1

10,95/6,67

110/6

2

10,95/6,67

18

Усмань

110/35/10

1

2,61/1,59

20; 40; 6.6; 12.5

110/35/10

2

2,61/1,59

19

Хворостянка

110/35/10

1

3,58/2,07

10

110/35/10

2

3,58/2,07

20

Хлевное

110/35/10

1

2,64/1,51

40;10

110/35/10

2

2,64/1,51

21

Трубная-2

110/6

1

7,4/4,42

110/6

2

7,4/4,42

22

Цементная

110/35/6

1

15,98/10,79

40; 20

110/35/6

2

15,98/10,79

23

Юго-Западная

110/10/6

1

20,56/13,09

25, 40

110/10/6

2

20,56/13,09

24

Южная

110/10/6

1

11,4/8,95

40

110/10/6

2

11,4/8,95

25

Манежная

110/10

1

11,66/7,94

40

110/10

2

11,66/7,94

26

Университетская

110/10

1

9,75/6,78

40

110/10

2

9,75/6,78

27

Агрегатная

110/6

1

9,38/7,18

40

110/6

2

9,38/7,18

28

Волово

110/35/10

1

1,8/1,4

25; 10

110/35/10

2

1,8/1,4

29

Гороховская

110/35/10

1

3,36/1,98

40; 10

110/35/10

2

3,36/1,98

30

Долгоруково

110/35/10

1

3,51/2,24

40; 6,6; 10

110/35/10

2

2,26/2

31

Донская

110/35/10

1

6,79/4,39

20; 25; 40 6,6

110/35/10

2

6,79/4,39

32

Западная

110/6

1

9,96/7,84

25

110/6

2

9,96/7,84

33

Измалково

110/35/10

1

2,6/1,56

10

110/35/10

2

2,6/1,56

34

Кашары

110/10

1

4,44/2,7

110/10

2

4,44/2,7

35

Лукошкино

110/10

1

8,04/6,13

40

110/10

2

8,04/6,13

36

Набережное

110/35/10

1

2,1/1,8

40;

6.6; 10

110/35/10

2

2,1/1,8

37

Табак

110/6

1

9,49/7,64

110/6

2

9,49/7,64

38

Тербуны

110/35/10

1

2,98/3,3

20; 6.6; 12.5

110/35/10

2

2,54/1,55

39

Тербунский Гончар

110/10

1

2,86/2,82

40

110/10

2

2,86/2,82

40

Лебедянь

110/35/10

1

9,77/7,37

20; 25; 40

10; 6.6

110/35/10

2

9,77/7,37

41

Лев Толстой

110/35/10

1

3,46/2,23

40

2

42

Чаплыгин Новая

110/35/10

1

1,99/1,22

25; 10

110/35/10

2

1,98/1,22

43

Россия

110/35/10

1

3,14/2,35

40; 10

110/35/10

2

3,14/2,35

44

Компрессорная

110/35/10

1

5,66/3,46

18.4; 10

110/35/10

2

5,66/3,46

45

Березовка

110/35/10

1

1,97/1,26

25; 10

110/35/10

2

1,97/1,26

46

Нива

110/10

1

7,01/5,39

40

110/10

2

7,01/5,39

47

Астапово

110/35/10

1

3,81/2,49

25; 10

110/35/10

2

3,81/2,49

48

Химическая

110/35/10

1

5,34/4,53

20; 40; 12.5

110/35/10

2

5,34/4,53

49

Ольховец

110/10

1

6,12/5,48

40

110/10

2

6,12/5,48

50

Куймань

110/10

1

7,01/4,49

40

110/10

2

7,01/4,49

51

Лутошкино

110/10

1

2,53/1,78

40

110/10

2

2,53/1,78

52

Круглое

110/10

1

5,34/4,53

40

110/10

2

5,34/4,53

53

Троекурово

110/35/10

1

2,1/1,29

25; 10

110/35/10

2

2,1/1,29

54

Рождество

110/10

1

4,25/3,54

40

55

ОЭЗ ППТ Липецк

110/10/10

1

7,2/4,8

40

110/10/10

2

7,2/4,8

40

Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2023 г. показали, что замены коммутационного оборудования на ПС 110 кВ по условию недостаточной отключающей способности не требуется.

В таблице 5.19 представлены значения токов КЗ на период до 2023 г. на шинах 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 в нормальной схеме сети

Таблица 5.19

1 СШ 1 ск, 2 СШ 1 ск

1 СШ 2 ск, 2 СШ 2 ск

Трехфазный, кА

Однофазный, кА

Трехфазный, кА

Однофазный, кА

32,41

34,77

31,94

33,12

Согласно результатам расчетов токов короткого замыкания, представленным в таблице 5.19, замены выключателей 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 по недостаточной отключающей способности не требуется.

В таблице 5.20 представлены значения токов КЗ на период до 2023 г. на шинах 110 кВ энергообъектов ПАО «НЛМК» в нормальной схеме сети.

Таблица 5.20

Подстанция

Ток отключения выкл., кА

Значения токов короткого замыкания, кА,

Трехфазный, кА

Однофазный, кА

ГПП-18

шины 110 кВ

40

31,6

31,2

РП-1

шины 110 кВ

40

32,6

29,4

РП-2

шины 110 кВ

40

30,1

25,5

ТЭЦ НЛМК

шины 110 кВ

40

30,6

30,0

УТЭЦ НЛМК Т1

шины 110 кВ

40

31,2

29,2

УТЭЦ НЛМК Т2

шины 110 кВ

40

31,1

28,6

УТЭЦ НЛМК Т1

шины 110 кВ

40

31,2

29,0

ГТРС

шины 110 кВ

40

27,8

27,7

ГПП-1

шины 110 кВ

40

28,0

22,9

Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2023 г. показали, что замены коммутационного оборудования 110 кВ на энергообъектах ПАО «НЛМК» по недостаточной отключающей способности не требуется.

5.6.2.3 Решения по электрическим сетям напряжением 35-110 кВ (региональный вариант развития)

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

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

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

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Долгоруково за последние пять лет и до 2023г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017г. – Т1 6,3 МВА, Т2 10 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 9,35 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 9,35 МВА (148%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,96 МВА) – 7,39 МВА (117%);

- величина присоединяемой мощности до 2023г.: заявленная – 1,714 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 1,457 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023г. – 10,987 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 10,987 МВА (174%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,96 МВА) в зимний максимум 2023г. – 9,027 МВА (143%).

В базовом варианте развития запланирована замена трансформатора 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА до 2021г. В этом случае загрузка трансформатора в зимний максимум 2023г. в послеаварийном режиме составит 90%. Таким образом, в рассматриваемый период до 2023 года дополнительных мероприятий по увеличению пропускной способности ПС Долгоруково не требуется.

ПС 110/10 кВ Елецпром

Как указывалось в разделе 5.6.2.1 в Елецком районе для электроснабжения особой экономической зоны «Елецпром» и резидентов федеральной особой экономической зоны, сформированной согласно постановления Правительства РФ №697 от 11.07.2015г. выполнена установка ММПС 110 кВ 25 МВА на площадке ОЭЗ Елецпром и построена одноцепная ВЛ 110 кВ протяженностью 0,701 км (ввод в работу планируется в 2018г.).

Основным заявителем ОЭЗ Елецпром является ОАО «Куриное Царство» с объектами:

- комбикормовый завод 6,9 МВА (6,1 МВА по 2-ой категории, 0,8 МВА по 3-ей категории);

- завод по переработке и убою птицы – 10,8 МВА (7,418 Мва по 2-ой категории надежности, 3,319 МВА по 3-ей категории надежности).

Рядом с ОЭЗ Елецпром расположены объекты ОЭЗ ППТ «Липецк». Заявленная мощность энергопринимающих устройств составляет 10,4 МВт по 3-й категории надежности.

В региональном варианте развития предлагается в 2019г. выполнить строительство стационарной ПС 110 кВ Елецпром с установкой одного трансформатора 40 МВА. В 2020г. выполнить установку второго трансформатора на подстанции. Подключение осуществить ответвлением от ВЛ 110 кВ Елец-тяга Левая, Правая (двухцепная ВЛ 110 кВ, выполненная проводом АС-120 протяженностью 1,5 км). До установки второго трансформатора 40 МВА на ПС 110/10 кВ Елецпром питание потребителей по II категории надежности будет обеспечиваться от ММПС 110 кВ 25 МВА Липецкэнерго. После установки второго трансформатора осуществить перевод питания подключенных потребителей от ММПС на новую подстанцию, демонтаж и перевозку на склад Липецкэнерго ММПС.

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Елецпром до 2023г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2019г. – Т1 40 МВА, Т2 25 МВА (ММПС 110 кВ), по состоянию на 2020г. – Т1 40 МВА , Т2 40 МВА;

- величина присоединяемой мощности до 2023г.: заявленная – 28,1 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 23,885 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023г. – 26,837 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме в зимний максимум 2023г. – 26,837 МВА (67%).

ПС 110/35/10 кВ Химическая

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Химическая за последние пять лет и до 2023г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 21,97 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 21,97 МВА (137%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,2 МВА) – 17,77 МВА (111%);

- величина присоединяемой мощности до 2023г.: заявленная – 0,531 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,451 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023г. – 22,477 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 22,477 МВА (140%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,2 МВА) в зимний максимум 2023г. – 18,277 МВА (114%).

Зафиксированная максимальная мощность за пятилетний период в размере 21,97 МВА приходится на 2016 год и является единичным случаем. В предыдущие периоды подобные «скачки» нагрузки отсутствовали. В будущие периоды превышение нагрузки подстанции допустимых пределов не предвидится. Таким образом, проведение мероприятий по снятию ограничений по пропускной способности данного центра питания не требуется.

ПС 35/10 кВ Восход

В Данковском районе расположена ОЭЗ РУ ППТ «Данков». Ожидаемая суммарная мощность энергопринимающих устройств резидентов ОЭЗ к 2030 году составит 30,01 МВт. Текущая потребность в электроэнергии – 3,026 МВт. Ближайшим центром питания является ПС 110 кВ Химическая. Для обеспечения электроснабжения новых объектов ОЭЗ потребуется выполнить реконструкцию ПС Химическая с заменой существующих трансформаторов на 2 трансформатора мощностью 25 МВА каждый, реконструкцией ОРУ-110 кВ, реконструкцией строительной части подстанции (фундаменты и прочее), установкой нового распределительного устройства 10 кВ. Ориентировочная стоимость реконструкции данной подстанции составляет 462 480 тыс. руб. (см. Приложение 16, таблицы 1-3).

Альтернативным вариантом является строительство ПС 35/10 кВ Восход с одним трансформатором мощностью 4 МВА. Электроснабжение новой подстанции планируется осуществить от ПС 110 кВ Астапово (центр питания - ПС 220 кВ Дон) через новую ВЛ-35 кВ протяженностью ориентировочно 9 км, построенной от РУ 35 кВ ПС 35/10 кВ Бигильдино. Для подключения линии потребуется в РУ 35/10 кВ ПС Бигильдино установить новый выключатель. Ориентировочная стоимость строительства новой ПС 35 кВ, питающей ее одноцепной линии электропередачи и реконструкции существующей ПС 35 кВ Бигильдино составляет 84 973 тыс. руб. (см. Приложение 16, таблицы 4-8).

Таким образом, строительство данной подстанции и питающей ее ЛЭП является экономически более выгодным, чем реконструкция ПС 110 кВ Химическая. Мероприятия предлагается выполнить в 2020г. Необходимость строительства новой ПС 35 кВ Восход и схема присоединения к электрической сети будет уточняться на этапе разработки технических условий на технологическое присоединение к существующим электрическим сетям и подачи заявок на технологическое присоединение потребителей.

ПС 110/35/10 кВ Усмань

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Усмань за последние пять лет и до 2023г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 17,2 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 17,2 МВА (107,5%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,16 МВА) – 13,04 МВА (81,5%);

- величина присоединяемой мощности до 2023г.: заявленная – 3,735 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 3,175 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023г. – 20,77 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 20,77 МВА (130%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,16 МВА) в зимний максимум 2023г. – 16,61 МВА (104%).

Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Усмань с заменой трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2020-2022г.

ПС 110/35/10 кВ Хлевное

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Хлевное за последние пять лет и до 2023г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2017г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 13,87 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 13,87 МВА (87%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,8 МВА) – 12,07 МВА (75%);

- величина присоединяемой мощности до 2023г.: заявленная – 4,474 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 3,803 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023г. – 18,14 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 18,14 МВА (113%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,8 МВА) в зимний максимум 2023г. – 16,34 МВА (102%).

Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Хлевное с заменой трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2021-2023г.

ПС 35/10 кВ Черная слобода

В настоящее время в северном районе города Ельца ведется активная застройка 2-х микрорайонов: «Черная слобода» и «Северный». На их территориях ведется индивидуальное строительство усадебного типа совместно с обьектами социально коммунальной сферы. За прошедшие два года  по данным районам реализовано более 150 договоров технологического присоединения. Потребность в электроэнергии микрорайонов в рассматриваемый период составляет 1,438 МВт. Ожидаемая потребность в нагрузке микрорайонов с учетом перспективной застройки и ввода новых объектов составляет 5 МВт.

В настоящее время электроснабжение данных микрорайонов осуществляется от ПС 110 кВ Западная  и РП №18. Помимо микрорайонов «Черная слобода» и «Северный» данные ПС 110 кВ и РП осуществляют электроснабжение восточной части города. Географически ПС 110 кВ Западная и РП№ 18 и микрорайоны «Черная слобода»  и «Северный» находятся в противоположных сторонах города. Протяженность питающих  ВЛ составляет более 27 км. Значительная протяженность данных ВЛ  накладывает существенные ограничения на их пропускную способность. Других центров питания которые можно использовать для электроснабжения  микрорайонов «Черная слобода»  и  «Северный» нет.

Для электроснабжения потребителей района «Черная слобода» планируется строительство новой подстанции напряжением 35/10 кВ с трансформаторами 2х6,3 МВА, схема РУ 35-4Н. Подключение данной подстанции планируется выполнить ответвлениями от ВЛ 35 кВ Восточная двухцепной ВЛ 35 кВ. Ответвления планируется выполнить в непосредственной близости от ПС 35 кВ Восточная. Протяженность новой ВЛ 35 кВ ориентировочно составит 6 км. Конкретные мероприятия будут определены при рассмотрении технических условий на технологическое присоединение. Строительство новой ВЛ 35 кВ и новой ПС 35 кВ Черная слобода планируется в 2019г.

Ниже представлены данные по загрузке ПС 35/10 кВ Черная слобода до 2023г.:

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

- величина присоединяемой мощности до 2023г.: заявленная – 1,438 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 1,22 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2023г. – 1,31 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в послеаварийном режиме в зимний максимум 2023г. – 1,31 МВА (20,79%).

Расчет электроэнергетических режимов в районе ПС 220 кВ Елецкая

На рисунках 43-46 представлены послеаварийные режимы в летний максимум 2019 г., позволяющие оценить максимальную загрузку автотрансформатора мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ Елецкая:

 рисунок 43. Летний максимум 2019 г. Отключение 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Елецкая, при этом загрузка АТ-2 на ПС 220 кВ Елецкая составит 159,7 МВА/382 А;

 рисунок 45. Летний максимум 2019 г. Отключение 1 сек. 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Елецкая в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая, при этом загрузка оставшегося в работе АТ на ПС 220 кВ Елецкая составит 145,6 МВА/351 А.

Расчеты послеварийных режимов на уровне нагрузок летнего максимума 2019 г. выявили перегрузку автотрансформатора АТ-2 мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ Елецкая. С целью снижения нагрузки автотрансформатора необходимы: установка СВ 110 кВ между 1 и 2 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Елецкая и замыкание транзита 110 кВ Елецкая – Тербуны (необходимо выполнение реконструкции устройств РЗА на ПС 220 кВ Елецкая, ПС 220 кВ Тербуны, ПС 110 кВ Тербуны).

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

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

В таблице 5.21 указаны объемы электросетевого строительства сети 220 кВ (базовый вариант развития).

В таблицах 5.22 – 5.27 указаны объемы электросетевого строительства сети 110 кВ (базовый вариант развития).

В таблицах 5.28 – 5.34 указаны объемы электросетевого строительства сети 35 кВ (базовый вариант развития).

В таблице 5.35 указаны сводные данные по развитию сетей 0,4-10 кВ.

1

Таблица 5.21

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

№

Подстанция

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

Организация, ответственная за реализацию проекта

Основание выплонения мероприятия

1

ПС 220 кВ Правобережная

2х150 МВА

2018

ПАО «ФСК ЕЭС»

Комплексное техническое перевооружение и реконструкция. Реновация основных фондов.

Примечание: согласно информации филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра срок окончания реконструкции ПС 220 кВ Правобережная 2020 год.

Таблица 5.22

Перечень мероприятий по установке устройств противоаварийной автоматики в проектный период (базовый вариант развития)

№

Мероприятие

Сроки установки

1

Установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь

2019

Таблица 5.23

Перечень центров питания 110 кВ, намечаемых «Схемой» к новому строительству и комплексной реконструкции в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

Подстанция

Суммарный переток в 2023 год через трансформатор ПС, МВА

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

Примечание

1

ПС 110 кВ Лебедянь

16,22

25+25

2019-2021

Комплексная реконструкция подстанции

Примечание: загрузка ПС указана с учетом перераспределения нагрузки по сетям связи.

Таблица 5.24

Перечень потребителей, подключаемых к новым и реконструируемым ПС 110 кВ (таблица 5.28) в проектный период (базовый вариант развития)

№

Наименование

подстанции

Полное наименование Заявителя

Подключаемая мощность, кВт

Год

подключения

1

2

3

5

6

1

ПС 110 кВ Лебедянь

Агропромышленная группа Лебедянский элеватор АО

340

2018-2021

Таблица 5.25

Перечень центров питания 110 кВ, намечаемых «Схемой» к установке второго трансформатора и замене существующих в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

Подстанция

Суммарный переток в 2023 году через трансформатор ПС, МВА**

Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки установки (замены)

Исходный год,

2018

Проектный год,

2023

1

ПС 110 кВ Донская*

7,81

10+10

10+10

2019

2

ПС 110 кВ Казинка

23,07

16+16

25+25

2020

3

ПС 110 кВ Никольская

7,6

6,3+6,3

10+10

2023

4

ПС 110 кВ Хворостянка

13,49

10+16

16+16

2023

5

ПС 110 кВ Тербуны

11,47

10+10

16+16

2018-2022

6

ПС 110 кВ Долгоруково

7,88

6,3+10

10+10

2018-2022

7

ПС 110 кВ Аграрная

96,98

63

63+63

2019

*-замена по неудовлетворительному техническому состоянию;

**- загрузка ПС указана с учетом перераспределения нагрузки по сетям связи.

Таблица 5.26

Перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более, подключаемых к реконструируемым ПС 110 кВ (таблица 5.30) в проектный период (базовый вариант развития)

№

Наименование подстанции

Полное наименование Заявителя

Подключаемая мощность, кВт

Год

подключения

1

ПС 110 кВ Казинка

Металлург-3 СНТ

250

2018-2023

Техникум права и экономики НОУ СПО (ПС 35 кВ Малей)

150

2018-2023

Ярцева Татьяна Александровна (ПС 35 кВ Малей)

320

2018-2023

ЗАО « Мегаполис-Недвижимость» (ПС 35 кВ Малей)

560

2018-2023

ООО МПК Чернышевой

150

2018-2023

2

ПС 110 кВ Хворостянка

ООО «Отрада Ген»

150

2018-2023

ООО «Отрада Ген»

150

2018-2023

3

ПС 110 кВ Долгоруково

ООО «Черкизово-свиноводство» (ПС 35 кВ Красотыновка)

514

2018-2023

4

ПС 110 кВ Аграрная

ООО «Елецкие овощи»

102000

2019

Таблица 5.27

Перечень подстанций 110 кВ, предусмотренных Схемой развития сетей к реконструкции и техническому перевооружению. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

Подстанция

Мероприятие

Год реконструкции

Примечание

1

ПС 110 кВ Донская

Замена масляного выключателя в цепи Т2, замена одного комплекта трансформаторов тока 110 кВ, установка комплекта УРЗА для выключателя 110 кВ

2018

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

2

ПС 110 кВ Усмань

Замена выключателя 110 кВ в цепи Т1 на элегазовый выключатель 110 кВ и установка комплекта ТТ 110 кВ

2018

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

3

ПС 110 кВ Кашары

Замена ОД и КЗ на элегазовые выключатели 110 кВ и установка 2 к-тов трансформаторов тока 110 кВ, замена общеподстанционного пункта управления, системы оперативного постоянного тока, шкафов УРЗА, терминала 10 кВ

2018

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

4

ПС 110 кВ Тербуны

Замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ, замена масляных выключателей 110 кВ, установка двух комплектов ТТ 110 кВ. Установка УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.), терминал автоматики управления РПН (2шт.), терминал РЗА СВ 35 кВ (1 шт), замена разъединителей (12 шт.).

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

5

ПС 110 кВ Западная

Замена масляных выключателей 110 кВ в цепях Т1 и Т2, а так же секционного выключателя СВ 110, на элегазовые выключатели 110 кВ, установка трансформаторов тока (18 шт.). Установка шкафов УРЗА (2 шт.), терминал автоматики управления РПН (2шт.), терминал РЗА СВ 6 кВ (2 шт), замена разъединителей (8 шт.).

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

6

ПС 110 кВ Тепличная

Замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ и замена трансформаторов тока 110 кВ (12 шт.). Ремонт здания ОПУ, установка разъединителей (6 шт.), УУОТ, шкафов УРЗА, терминалов РЗА 6 кВ (10 шт.)

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

7

ПС 110 кВ Круглое

Замена ОД и КЗ 110 кВ в цепи Т2 на элегазовый выключатель 110 кВ и установка комплекта ТТ 110 кВ. ремонт здания ОПУ, шкафа УРЗА (1 шт.), терминал РЗА СВ 10 кВ (1 шт).

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

8

ПС 110 кВ ЛТП

Замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ, установка двух комплектов ТТ 110 кВ, установка двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

9

ПС 110 кВ Доброе

Замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ, установка двух комплектов ТТ 110 кВ, установка двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ, комплекта РЗА СВ 10 кВ

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

10

ПС 110 кВ Октябрьская

Замена масляного выключателя 110 кВ в цепи Т1 на элегазовый выключатель 110 кВ, установка двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

11

ПС 110 кВ Нива

Замена ОД и КЗ 110 кВ в цепи Т2 на элегазовый выключатель 110 кВ, установка комплекта ТТ 110 кВ, установка комплекта УРЗА для выключателя 110 кВ

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

12

ПС 110 кВ Табак

Замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ, установка двух комплектов ТТ 110 кВ, установка двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ, комплекта РЗА СВ 6 кВ

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

13

ПС 110 кВ Хворостянка

Замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ и установка двух комплектов ТТ 110 кВ. Замена вакуумных выключателей 10 кВ – 10 шт. Установка двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ, 16 комплектов РЗА для выключателей 10 кВ

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

14

ПС 110 кВ Березовка

Замена масляных выключателей на элегазовые (1 шт), трансформаторов тока (3 шт), устройств РЗА

2019

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

15

ПС 110 кВ Гидрооборудование

Замена масляных выключателей на элегазовые (6 шт), трансформаторов тока (27 шт), разъединителей (27 шт.), устройств РЗА

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

16

ПС 110 кВ Компрессорная

Замена масляных выключателей на элегазовые (5 шт), трансформаторов тока (24 шт), разъединителей (23 шт.), устройств РЗА

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

17

ПС 110 кВ Химическая

Замена масляных выключателей на элегазовые (11 шт), трансформаторов тока (39 шт), разъединителей (39 шт.), устройств РЗА

2022

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

Таблица 5.28

Перечень линий электропередачи напряжением 110 кВ для РРТП, предусмотренного «Схемой» в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития)

№ п/п

Наименование
ВЛ 110 кВ

Протяженность по трассе, км

Объем работ

Год проведения работ

2

КВЛ 110 кВ Елецкая – Аграрная

3,66

Новое строительство

2019

3

ВЛ 110 кВ 2А

23,1

Замена грозотроса с линейной арматурой на участке опор №1-108, установка дополнительных опор в пролетах №53-54, №55-56, № 102-104 для устранения негабарита

2021-2023

4

ВЛ 110 кВ Двуречки

23,31

Замена провода марки АЖ, замена грозотроса 12,85 км на участках №6-74 и отпайке к ПС 110 кВ Казинка (участок №1-37) 7,53 км

2018

5

ВЛ 110 кВ Доброе

33,7

Замена грозотроса с линейной арматурой на участке опор №1-108, установка дополнительных опор в пролетах №53-54, №55-56, № 102-104 для устранения негабарита

2020-2021

6

ВЛ 110 кВ Касторное

26,9

Замена провода и грозотроса с линейной арматурой в пролетах опор №16-17, №92-93, выполнить двойное крепление провода на опорах №16,17,92,93

2019-2021

7

ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая

66,4

Замена грозотроса с линейной арматурой и гасителями вибрации на участке опор №202-372, замена изоляции с линейной арматурой на участке опор №202-246, №292-372, установка дополнительной опоры в пролетах опор №265-266, №279-283, №312-321, №327-331, №333-335, №358-363

2018

8

ВЛ 110 кВ Лебедянь Правая

16,85

Замена грозотроса с линейной арматурой и гасителями вибрации на участке опор №1-50, №187-215, замена изоляции с линейной арматурой на участке опор №1-187, установка дополнительной опоры в пролетах опор №5-6, №34-38

2018

9

ВЛ 110 кВ Ольховец

7,49

Замена грозотроса с линейной арматурой на участке опор №1-13, №60-103, замена провода с линейной арматурой на участке опор №60-103, выполнить переход через Ж/Д в соответствии с ПУЭ

2019-2020

10

ВЛ 110 кВ Донская Левая, ВЛ 110 кВ Донская Правая

73,26

Реконструкция перехода ВЛ через Ж/Д в пролетах опор №322-323 и р. Дон №230-232 (замена провода и грозотроса с линейной арматурой в пролетах опор и замена маталлических опор с фундаментами №230, 231, 232, 322, 323

2018

11

ВЛ 110 кВ Становая Правая, ВЛ 110 кВ Становая Левая

29

Реконструкия ВЛ с выносом головного участка ВЛ из городской черты оп. №1-38 протяженностью 8км (2 цепи (6 пров.) и грозотрос), а также реконструкция перехода через железную дорогу в пролете №89-90 с заменой провода, грозотроса, сцепной арматуры и изоляции

2019

12

ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая

18,68

Замена грозотроса с линейной арматурой в пролете опор №№ 1-88, отпайка к ПС Правобережная в пролете опор №№ 1-8 с заменой грозотроса и подвесной арматуры, в пролете опор №№ 42-45 замена опор №42 и №43, замена провода и грозотроса в анкерном пролете №42-45 на переходе через р. Воронеж

2021-2022

13

ВЛ 110 кВ Кольцевая Левая, ВЛ 110 кВ Кольцевая Правая

19,81

Замена опор 8 шт. (№3, №6, №9, №11, №13, №15, №40, №41), замена провода, грозотроса в анкерном пролете №39-43 и подстановка двух опор в пролетах №№31-32 отпайка к ПС Южная и пролет №3-4 отпайка к ПС Бугор для габарита, замена изоляторов с линейной арматурой на участке опор №№1-57.

2021-2022

14

ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2

22,14

Замена грозотроса с линейной арматурой и гасителями вибрации на участке опор №№ 8-115; замена изоляции с линейной арматурой на участке опор №№ 9-115; установка дополнительных опор для увеличения габарита в пролетах опор №№ 59-60, 64-70; 71-80.

2021-2023

15

ВЛ 110 кВ Чаплыгин-1

9

Замена грозотроса с линейной арматурой и гасителями вибрации на участке опор №№ 13-50; замена изоляции с линейной арматурой на участке опор №№ 14-49; установка дополнительных опор для увеличения габарита в пролетах опор №№ 13-23, 39-40; 48-49.

2021-2023

16

ВЛ 110 кВ Лутошкино Левая, ВЛ 110 кВ Лутошкино Правая

50,6

Реконструкция ВЛ с заменой грозотроса с линейной арматурой и гасителями вибрации на участке опор №1-4, замена изоляции с линейной арматурой на участке опор №1-263, замена провода на участке опор №1-263.

2018-2019

17

Заходы ВЛ 110 кВ на ПС Лебедянь

1,35

Переоборудование заходов ВЛ 110 кВ на ПС Лебедянь в связи с реконструкцией подстанции

2019

Таблица 5.29

Перечень центров питания 35 кВ, намечаемых «Схемой» к комплексной реконструкции в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

Подстанция

Суммарный переток в 2022 год через трансформатор ПС, МВА

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

Примечание

1

ПС 35 кВ Студеновская

25,76

25+25

2018-2022

Комплексная реконструкция подстанции

Таблица 5.30

Перечень потребителей, подключаемых к реконструируемым ПС 35 кВ (таблица 5.34) в проектный период (базовый вариант развития)

№

Наименование подстанции

Полное наименование Заявителя

Заявленная мощность, кВт

Год подключения

1

ПС 35 кВ Студеновская

АО «ЛГЭК»

11 650

2017-2022

Таблица 5.31

Перечень центров питания, намечаемых «Схемой» к замене существующих трансформаторов в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

Подстанция

Суммарная переток через трансформаторы в 2023г., МВА

Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

2018г.

2023г.

1

ПС 35 кВ №1

5,38

4+4

6,3+6,3

2021-2023

Примечание: загрузка ПС указана с учетом перераспределения нагрузки по сетям связи.

Таблица 5.32

Перечень потребителей, подключаемых к реконструируемым ПС 35 кВ (таблица 5.36) в проектный период

(базовый вариант развития)

№

Наименование подстанции

Полное наименование Заявителя

Заявленная мощность, кВт

Год подключения

1

ПС 35 кВ №1

АО «ЛГЭК»

1830

2018-2023

Таблица 5.33

Перечень подстанций 35 кВ, предусмотренных Схемой развития сетей к реконструкции и техническому перевооружению. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

Подстанция

Мероприятие

Год реконструкции

Примечание

1

ПС 35 кВ Птицефабрика

Замена ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 и СВ 35 кВ на элегазовые выключатели 35 кВ

2018

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

2

ПС 35 кВ Бутырки

Замена выключателей 10 кВ – 11 шт.

2018

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

3

ПС 35 кВ Водозабор

Замена масляных выключатели 35 кВ в цепях Т1, Т2, ВЛ 35 кВ Введенка 1, ВЛ 35 кВ Водозабор, ВЛ 35 кВ Полевая, СВ 35 кВ на элегазовые выключатели 35 кВ. Реконструкция здания ОПУ, установка шкафов УРЗА (6 шт.), терминала РЗА СВ 10 кВ (1 шт).

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

4

ПС 35 кВ Частая Дубрава

Замена выключателей 10 кВ – 10 шт. Установка терминалов РЗА 10 кВ (10 шт).

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

5

ПС 35 кВ Матыра

Замена выключателей 10 кВ – 9 шт. Установка терминалов РЗА 10 кВ (9 шт).

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

6

ПС 35 кВ Ярлуково

Замена выключателей 10 кВ – 8 шт. Установка терминалов РЗА 10 кВ (8 шт)

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

7

ПС 35 кВ №3

Замена масляных выключателей 35 кВ в цепях ВЛ 35 кВ Сенцово-2, ВЛ 35 кВ №5, СВ 35 кВ. Замена выключателей 10 кВ – 7 шт. Установка 3-х комплектов УРЗА для выключателей 35 кВ, 5 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

8

ПС 35 кВ Красная Дубрава

Замена выключателей 10 кВ – 8 шт. Установка 16 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

9

ПС 35 кВ Стебаево

Замена ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1, Т2. Замена выключателей 10 кВ – 11 шт. Установка 10 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ

2018

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

10

ПС 35 кВ Лебедянка

Замена ОД и КЗ 35 кВ и предохранителей в цепях Т1 и Т2 на элегазовые выключатели 35 кВ. Замена выключателей 10 кВ – 9 шт. Установка 9 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

11

ПС 35 кВ Талицкий Чамлык

Замена ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 на элегазовые выключатели 35 кВ

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

12

ПС 35 кВ Березняговка

Замена ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 на элегазовые выключатели 35 кВ. Замена выключателей 10 кВ – 9 шт. Установка 9 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ, 2 комплекта РЗА для оборудования 35 кВ.

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

13

ПС 35 кВ Ивановка

Замена ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 на элегазовые выключатели 35 кВ. Замена выключателей 10 кВ – 5 шт. Установка 5 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ.

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

14

ПС 35 кВ Ломовец

Замена ОД и КЗ 35 кВ и предохранителей в цепях Т1 и Т2 на элегазовые выключатели 35 кВ

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

15

ПС 35 кВ Княжья Байгора

Замена выключателей 10 кВ – 16 шт.

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

16

ПС 35 кВ №2

Замена масляных выключателей на элегазовые (6 шт), на ваккумные (7 шт), измерительных трансформаторов (35 шт), разъединителей (12 шт), шкафов УРЗА (5 шт), системы оперативного постоянного тока, терминалов 6, 10 кВ (11 шт)

2023

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

17

ПС 35 кВ №4

Замена масляных выключателей на элегазовые (6 шт), на ваккумные (7 шт), измерительных трансформаторов (35 шт), разъединителей (12 шт), шкафов УРЗА (5 шт), системы оперативного постоянного тока, терминалов 6, 10 кВ (11 шт)

2023

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

Таблица 5.34

Перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для РРТП, предусмотренного «Схемой» в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития)

№ п/п

Наименование ВЛ 35 кВ

Протяженность, км

Объем работ

Год проведения работ

1

Цементная - Студеновская

5,53

Двухцепная КЛ 35 кВ выполненная кабелем АПвПУг-35 кВ сечением 3(1х400)/35 мм2

2019-2022

2

Красная пальна

15,4

Замена провода, изоляции и сцепной арматуры на участке опор №№ 13-41; замена грозотроса и сцепной арматуры на участке опор №№ 9-15; замена изоляции и сцепной арматуры на участке опор №№ 41-52.

2020-2022

3

Трубетчино

22,1

Замена грозотроса С-35 в пролетах опор №№ 1-14 и №№ 134-145 протяженностью 3,2 км; замена опор в колечестве 53 шт. №23, №38, №№46-48, №50, №51, №53, №55, №56, № 60, №62, №65, №67-69, №71-75, №77-79, №84, №88-91, №93, №95, №100, №102, №107-109, №111, №114, №115, №124, №127, №129-132, №134-137, №139, №140.

2021-2022

4

Каменная Лубна

19,72

Замена провода в пролетах опор №№ 1-160, замена грозотроса в пролетах опор №№ 1-13, замена изоляции, сцепной арматуры, гасителей вибрации на проводе в пролетах опор №№ 1-160 и грозотросе в пролетах опор №№ 1-13. Замена 160 шт. опор №№ 1-160.

2021-2023

5

Политово

15,55

Замена провода в пролетах опор №№ 1-167; замена грозотроса в пролетах опор №№ 1-15, №№ 150-167; замена изоляции сцепной арматуры, гасителей вибрации на проводе в пролетах опор №№ 1-167 и грозотросе в пролетах опор №№ 1-15 и №№ 150-167. Замена 32 шт. опор №№ 3-33, подстановка опор 10 шт. в пролетах опор №№ 156-166.

2021-2022

6

Дрезгалово-1

21,25

Замена провода в пролетах опор №№1-75, замена грозотроса в пролетах №1-11, №52-86, №204-213; замена изоляции, сцепной арматуры на проводе и грозотросе в пролетах опор №1-75. Замена опор в количестве 38 шт.: №3-10, №12-17, №19-28, №30-32, №35, №40-42, №47-50, № 53-55. Переустройство через ж/д с двойным креплением в пролете №44-45 и замена двух опор №44 и №45.

2021-2022

7

Плоское

7,38

Реконструкция участка ВЛ протяженностью 7 км

2020-2022

8

Борино

18,8

Реконструкция участка ВЛ протяженностью 14 км

2021-2023

9

Озерки

0,77

Вынос участка оп. №№ 9-14

2019

10

Веселое

0,6

Вынос участка оп. №№ 90-94

2019

11

Аксай

0,52

Вынос участка оп. №№ 127-131

2019

12

Заходы ВЛ 35 кВ на ПС Лебедянь

1,33

Переоборудование заходов ВЛ 35 кВ на ПС Лебедянь в связи с реконструкцией подстанции

2019

Таблица 5.35

Сводные данные по развитию сетей 0,4-10 кВ

Наименование мероприятий

Ед. изм.

2019

2020

2021

2022

2023

Строительство и реконструкция

ЛЭП 0,4-10 кВ

км

418

578

708

160

346

Строительство и реконструкция

ТП-10 (6) кВ

МВА

20

34

80

32

40

1

5.6.4.2 Сводные данные по развитию электрических сетей 220 кВ и выше, 110 кВ и ниже (региональный вариант развития)

В таблице 5.36 указаны объемы электросетевого строительства сети 220 кВ (региональный вариант развития).

В таблицах 5.37 – 5.41 указаны объемы электросетевого строительства сети 110 кВ (региональный вариант развития).

В таблицах 5.42 – 5.46 указаны объемы электросетевого строительства сети 35 кВ (региональный вариант развития).

1

Таблица 5.36

Перечень мероприятий по установке (реконструкции) устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики в проектный период (региональный вариант развития)

№

Мероприятие

Сроки установки (реконструкции)

1

Реконструкция устройств РЗА на ПС 220 кВ Елецкая, ПС 220 кВ Тербуны, ПС 110 кВ Тербуны

2019

2

Модернизация АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная с действием на отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка

2023

3

Установка СВ 110 кВ между 1 и 2 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Елецкая

2019

4

Установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь

2019

Таблица 5.37

Перечень центров питания 110 кВ, намечаемых «Схемой» к новому строительству в проектный период. Основные показатели (региональный вариант развития)

№

Подстанция

Суммарный переток в 2023 год через трансформатор ПС, МВА

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

1

ПС 110/10 кВ Елецпром

26,84

40+40

2019-2020

Таблица 5.38

Перечень потребителей, подключаемых к новым ПС 110 кВ (таблица 5.41) в проектный период (региональный вариант развития)

№

Наименование

подстанции

Полное наименование Заявителя

Подключаемая мощность, кВт

Год

подключения

1

ПС 110/10 кВ Елецпром

ОАО "Куриное Царство"

17 700

2019-2023

ОЭЗ ППТ Липецк ОАО

10 400

2018-2019

Таблица 5.39

Перечень центров питания 110 кВ, намечаемых «Схемой» к установке второго трансформатора и замене существующих в проектный период. Основные показатели (региональный вариант развития)

№

Подстанция

Суммарный переток в 2023 год через трансформатор ПС, МВА*

Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки установки (замены)

Исходный год, 2018

Проектный год, 2023

1

ПС 110 кВ Рождество

19,0

25

25+25

2019

2

ПС 110 кВ Усмань

16,61

16+16

25+25

2020-2022

3

ПС 110 кВ Хлевное

16,34

16+16

25+25

2021-2023

*- загрузка ПС указана с учетом перераспределения нагрузки по сетям связи.

Таблица 5.40

Перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более, подключаемых к реконструируемым ПС 110 кВ (таблица 5.43) в проектный период (региональный вариант развития)

№

Наименование подстанции

Полное наименование Заявителя

Подключаемая мощность, кВт

Год

подключения

1

ПС 110 кВ Долгоруково

ООО "Черкизово-свиноводство" (ПС 35 кВ Красотыновка)

514

2018-2023

ООО «Тербуны-Агро»

500

2018-2023

ООО «Агрофирма-Трио»

350

2018-2023

ООО «Агрофирма-Трио»

350

2018-2023

2

ПС 110 кВ Рождество

ООО "Моторинвест" (парк "ИРИТО")

20000

2018-2023

3

ПС 110 кВ Усмань

ООО "Вега"

3600

2018-2023

ИП Бурых Роман Витальевич

50

2018-2023

Пашковский ССПСПК (ПС 35 кВ Пашково)

85

2018-2023

4

ПС 110 кВ Хлевное

ИП Егоров Вадим Николаевич (ВЛ-10 кВ и 2 ТП-10 кВ в с.Хлевное)

930

2018-2023

АЛБИФ ООО

800

2018-2023

Русская топливная компания ООО

290

2018-2023

ООО «Агро Альянс Липецк» (ПС 35 кВ Конь-Колоезь)

1400

2018-2023

Сервис-Кар ООО (ПС 35 кВ Конь-Колодезь)

90

2018-2023

Липецкий кролик ООО (ПС 35 кВ Конь-Колоезь)

450

2018-2023

ООО "Черкизово-свиноводство" (ПС 35 кВ Курино)

514

2018-2023

Таблица 5.41

Перечень линий электропередачи напряжением 110 кВ для нового строительства, предусмотренного «Схемой» в проектный период. Основные показатели (региональный вариант развития)

№

Линия электропередачи

Марка и сечение провода (кабеля)

Протяженность по трассе, км

Количество цепей

Сроки

строительства

1

Ответвление на ПС Елецпром от ВЛ 110 кВ Елец тяга Правая, Левая

АС-120

1,5

2

2019-2020

Таблица 5.42

Перечень центров питания 35 кВ, намечаемых «Схемой» к новому строительству в проектный период. Основные показатели (региональный вариант развития)

№

Подстанция

Суммарный переток в 2023 год через трансформатор ПС, МВА

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

Примечание

1

ПС 35/10 кВ Черная Слобода

1,32

6,3+6,3

2019

2

ПС 35/10 кВ Восход

3,4

4

2020

Таблица 5.43

Перечень потребителей, подключаемых к новым ПС 35 кВ (таблица 5.46) в проектный период (региональный вариант развития)

№

Наименование подстанции

Полное наименование Заявителя

Заявленная мощность, кВт

Год подключения

1

ПС 35/10 кВ Черная Слобода

МКР Черная Слобода

1 438

2019

2

ПС 35/10 кВ Восход

ОЭЗ РУ ППТ «Данков»

3 026

2020-2023

Таблица 5.44

Перечень центров питания, намечаемых «Схемой» к замене существующих трансформаторов в проектный период. Основные показатели (региональный вариант развития)

№

Подстанция

Суммарная переток через трансформаторы в 2023г., МВА

Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

2018г.

2023г.

1

ПС 35 кВ №3

5,93

2,5+2,5

6,3+6,3

2019

2

ПС 35 кВ Борисовка

4,93

4+4

6,3+6,3

2020

3

ПС 35 кВ Введенка

5,67

4+4

6,3+6,3

2021

                     Примечание: загрузка ПС указана с учетом перераспределения нагрузки по сетям связи.

Таблица 5.45

Перечень потребителей, подключаемых к реконструируемым ПС 35 кВ (таблица 5.48) в проектный период (региональный вариант развития)

№

Наименование подстанции

Полное наименование Заявителя

Заявленная мощность, кВт

Год подключения

1

ПС 35 кВ №3

Шалпегин Михаил Михайлович

150

2018-2022

Сапфир-Л ООО

225

2018-2022

Христо Леонид Михайлович

90

2018-2022

Соколова Ольга Юрьевна

70

2018-2022

ООО «Синергия Парк»

2 000

2018-2022

2

ПС 35 кВ Борисовка

Кривец-Птица ООО

150

2018-2022

3

ПС 35 кВ Введенка

Тепличный комплекс Большекузьминский ООО

95

2018-2022

Александр Иванович Копаев

220

2018-2022

Таблица 5.46

Перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для нового строительства, предусмотренного «Схемой» в проектный период. Основные показатели (региональный вариант развития)

№

Линия электропередачи

Марка и сечение провода

Протяженность по трассе, км

Количество цепей

Сроки

строительства

1

Ответвление от ВЛ 35 кВ Восточная на ПС 35 кВ Черная Слобода

АС-70

6,0

2

2019

2

ВЛ 35 кВ Бигильдино - Восход

АС-70

9

1

2020

1

6 ОСНОВНАЯ Характеристика теплоэнергетики региона

6.1 Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Липецкой области, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных

Выработка тепловой энергии в области осуществляется на 1755 источниках тепла суммарной установленной мощностью 7387 Гкал/час. Общая протяженность тепловых и паровых сетей в Липецкой области составляет 2305 км в двухтрубном исчислении, из которых свыше 95% приходится на городскую местность.

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 46 предприятий и организаций. Наибольший объем тепловой энергии (85,3%) отпускается источниками ПАО «Квадра»: Липецкая ТЭЦ-2, Елецкая ТЭЦ, Данковская ТЭЦ, Юго-Западная, Северо-Западная и Привокзальная котельные г. Липецка.

На рисунке 6.1 представлена структура потребления тепловой энергии по Липецкой области в виде диаграммы.

Рисунок 6.1. Структура потребления тепловой энергии по Липецкой области.

Ниже представлены технические данные по теплогенерирующим подразделениям филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация».

Производственное подразделение «Липецкая ТЭЦ-2»

Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая – 515 МВт; тепловая – 1002 Гкал/ч.

Производственное подразделение «Елецкая ТЭЦ»

Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая – 57 МВт; тепловая – 217,6 Гкал/ч.

Производственное подразделение «Данковская ТЭЦ»

Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая – 10 МВт; тепловая – 152 Гкал/ч.

Производственное подразделение «Липецкие тепловые сети»

Установленная тепловая мощность – 1187,04 Гкал/час.

Производственное подразделение «Северо – Восточные тепловые сети»

Установленная тепловая мощность – 123,03 Гкал/час.

Производственное подразделение «Коммунтеплоэнерго»

Установленная тепловая мощность – 153,9 Гкал/час.

Производственное подразделение «Елецкие тепловые сети»

Установленная тепловая мощность – 148,7 Гкал/час.

В таблице 6.1 представлена структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» за отчетный период.

1

Таблица 6.1

Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» за отчетный период

№ п/п

Наименование станции

Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал

Параметры пара

год

Отпуск с коллекторов

ТЭС

1

Липецкая ТЭЦ-2

2013

63,55

250 0С; 14,5 кгс/см2

2014

57,623

2015

32,955

2016

22,743

2017

135,763

2

Елецкая ТЭЦ

2013

223,265

Отпуск тепла в горячей воде на отопление и ГВС. Отпуск тепла в паре Р=7,0 кгс/см², Т=210°С.

2014

187,041

2015

160,496

2016

225,215

2017

220,206

3

Данковская ТЭЦ

2013

4,137

6 кгс/см2, 250ºС

2014

1,688

2015

0

2016

0

2017

87,68

1

6.2 Прогноз ограничений мощности ТЭС на 2018-2023гг.

В таблице 6.2 представлена информация по прогнозу ограничений мощности ТЭС филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» на период до 2023г.

1

Таблица 6.2

Прогноз ограничений мощности ТЭС филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» на на период до 2023г, МВт.

№ п/п

Наименование

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

1

Ограничения установленной мощности электростанции Липецкой ТЭЦ-2, на конец года - всего, в т.ч.

36,678

36,678

36,678

36,578

36,678

36,678

36,678

1.1

Технические ограничения

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

1.2

Временные ограничения, в т.ч.:

36,678

36,678

36,678

36,578

36,678

36,678

36,678

1.3

длительного действия

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

1.4

сезонного действия (плановые)

36,678

36,678

36,678

36,578

36,678

36,678

36,678

1.5

апериодического действия (неплановые)

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

2

Ограничения установленной мощности электростанции Елецкой ТЭЦ, на конец года - всего, в т.ч.

2,700

2,700

2,700

2,700

2,700

2,700

2,700

2.1

Технические ограничения

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

2.2

Временные ограничения, в т.ч.:

2,700

2,700

2,700

2,700

2,700

2,700

2,700

2.3

длительного действия

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

2.4

сезонного действия (плановые)

2,700

2,700

2,700

2,700

2,700

2,700

2,700

2.5

апериодического действия (неплановые)

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

3

Ограничения установленной мощности электростанции Данковской ТЭЦ, на конец года - всего, в т.ч.

2,270

2.270

2.270

2,263

2.270

2.270

2.270

3.1

Технические ограничения

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

3.2

Временные ограничения, в т.ч.:

2.270

2.270

2.270

2.263

2.270

2.270

2.270

3.3

длительного действия

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

3.4

сезонного действия (плановые)

2.270

2.270

2.270

2.263

2.270

2.270

2.270

3.5

апериодического действия (неплановые)

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

1

6.3 Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период

В таблице 6.3 представлена информация по прогнозу производства (отпуска) тепловой энергии от электростанций и котельных филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» по Липецкой области на период до 2023г.

6.4 Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе

В таблице 6.4 представлена информация по структуре расхода топлива, используемого электростанциями и котельными филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» по Липецкой области на период до 2023г.

6.5 Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Липецкой области

В Приложении 13 представлен перечень мероприятий по строительству, реконструкции или модернизации объектов ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» в сфере теплоснабжения на период до 2023г.

1

Таблица 6.3

Прогноз производства (отпуска) тепловой энергии от электростанций и котельных на период до 2023 года, в тыс. Гкал

(филиал ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация»)

№ п/п

Наименование

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Примечание

1

Отпуск тепловой энергии с коллекторов электростанции – всего, в т.ч.

1854,313

1886,922

1999,879

1999,879

1999,879

1999,879

1999,879

тыс. Гкал

1.1

для Липецкой ТЭЦ-2, в т.ч.

1418,983

1451,592

1564,549

1564,549

1564,549

1564,549

1564,549

тыс. Гкал

1.1.1

с коллекторов ТЭС

1418,983

1451,592

1564,549

1564,549

1564,549

1564,549

1564,549

тыс. Гкал

1.2

для Елецкой ТЭЦ, в т.ч.

295,75

295,75

295,75

295,75

295,75

295,75

295,75

тыс. Гкал

1.2.1

с коллекторов ТЭС

295,75

295,75

295,75

295,75

295,75

295,75

295,75

тыс. Гкал

1.2.2

от котельных

0

0

0

0

0

0

0

тыс. Гкал

1.3

для Данковской ТЭЦ, в т.ч.

139,58

139,58

139,58

139,58

139,58

139,58

139,58

тыс. Гкал

1.3.1

с коллекторов ТЭС

139,58

139,58

139,58

139,58

139,58

139,58

139,58

тыс. Гкал

1.3.2

от котельных

0

0

0

0

0

0

0

тыс. Гкал

2.

Отпуск тепловой энергии от котельных

2.1

для котельных ПП ТС г.Липецк

2163,86

2163,86

2163,86

2163,86

2163,86

2163,86

2163,86

тыс. Гкал

2.2

для котельных ПП КТЭ

206,81

206,81

206,81

206,81

206,81

206,81

206,81

тыс. Гкал

2.3

для котельных ПП ЕТС

191,62

191,62

191,62

191,62

191,62

191,62

191,62

тыс. Гкал

2.4

для котельных ПП СВТС

187,37

187,37

187,37

187,37

187,37

187,37

187,37

тыс. Гкал

Таблица 6.4

Структура расхода топлива, используемого электростанциями и котельными на период до 2023 года, тыс. т у.т.

(филиал ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация»)

№ п/п

Наименование

2017

2018

2019

2020

2021-22

2023

1

Расход топлива на электростанциях – всего, в т.ч.

706,288

606,461

612,456

650,811

650,811

650,811

1.1

Расход топлива на Липецкой ТЭЦ-2 – всего, в т.ч.

543,417

483,693

489,688

525,043

525,043

525,043

1.1.1

Газ

509,661

483,282

489,277

524,632

524,632

524,632

1.1.2

Нефтетопливо (мазут)

0,033

0,411

0,411

0,411

0,411

0,411

1.1.3

уголь (с указанием вида)

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

1.1.4

Доменный газ

33,723

0

0

0

0

0

1.2

Расход топлива на Елецкой ТЭЦ – всего, в т.ч.

128,452

92,654

92,654

95,654

92,654

92,654

1.2.1

газ

128,4417404

92,646

92,646

92,646

92,646

92,646

1.2.2

Нефтетопливо (мазут)

0,010

0,008

0,008

0,008

0,008

0,008

1.2.3

уголь (с указанием вида)

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

1.3

Расход топлива на Данковской ТЭЦ – всего, в т.ч.

34,419

30,114

30,114

30,114

30,114

30,114

1.3.1

газ

34,411

30,107

30,107

30,107

30,107

30,107

1.3.2

Нефтетопливо (мазут)

0,009

0,007

0,007

0,007

0,007

0,007

1.3.3

уголь (с указанием вида)

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

2

Расход топлива на котельных ПП ТС г.Липецк всего

364,097

345,157

345,157

345,157

345,157

345,157

2.1

газ

364,090

345,151

345,151

345,151

345,151

345,151

2.2

нефтетопливо (мазут)

0,007

0,006

0,006

0,006

0,006

0,006

2.3

уголь (с указанием вида)

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

3

Расход топлива на котельных ПП КТЭ всего

35,714

40,151

40,151

40,151

40,151

40,151

3.1

газ

35,714

40,151

40,151

40,151

40,151

40,151

3.2

нефтетопливо (мазут)

0

0

0

0

0

0

3.3

уголь (с указанием вида)

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

4

Расход топлива на котельных ПП ЕТС всего

36,486

36,564

36,564

36,564

36,564

36,564

4.1

газ

36,483

36,562

36,562

36,562

36,562

36,562

4.2

нефтетопливо (мазут)

0,003

0,002

0,002

0,002

0,002

0,002

4.3

уголь (с указанием вида)

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

5

Расход топлива на котельных ПП СВТС всего

31,398

31,843

31,843

31,843

31,843

31,843

5.1

газ

31,398

31,843

31,843

31,843

31,843

31,843

5.2

нефтетопливо (дизтопливо)

0

0

0

0

0

0

5.3

уголь (с указанием вида)

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

не исп-ся

1

1

7 Переход к интеллектуальным цифровым электрическим сетям

Цифровая интеллектуальная сеть — это сеть с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами, в которой все процессы информационного обмена между элементами ПС и ВЛ, информационного обмена с внешними системами, а также управления работой оборудования осуществляются в цифровом виде на основе протоколов МЭК.

Важная характеристика «цифровой» сети – возможность потребителя участвовать в управлении нагрузкой, взаимодействовать с разными сбытовыми компаниями с выбором оптимальных тарифных предложений, интегрировать в сеть собственные источники генерации и накопители электрической энергии. Данный функционал дает широкие возможности всем участникам энергетического рынка обеспечить эффективность передачи и потребления электроэнергии.

Электросетевые компании получают более широкие возможности по прогнозированию потребления, управлению потерями электроэнергии и наблюдаемости сетей.

Ключевые характеристики цифровой интеллектуальной (активно-адаптивной) сети:

-              способность к самовосстановлению после сбоев в подаче электроэнергии;

-              возможность активного участия в работе сети потребителей;

-              устойчивость сети к физическому и кибернетическому вмешательству злоумышленников;

-              обеспечение требуемого качества передаваемой электроэнергии;

-              обеспечение синхронной работы источников генерации и узлов хранения электроэнергии;

-              интеграция в сеть новых высокотехнологичных продуктов и предоставление новых электросетевых услуг на рынках, в частности для электротранспорта.

Активно-адаптивную сеть характеризует:

-              гибкость. Сеть должна быть адаптирована под различные режимы работы поставщиков и потребителей электроэнергии;

-              доступность. Сеть должна быть доступна для новых потребителей, причём в качестве новых подключений к сети могут выступать пользовательские генерирующие источники, в том числе возобновляемые источники электроэнергии;

-              надёжность. Сеть должна гарантировать надежность поставки и качество электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов;

-              экономичность. Наибольшую ценность должны представлять инновационные технологии в построении интеллектуальной сети совместно с эффективным управлением и регулированием функционирования сети.

Ключевым фактором реализации цифровой интеллектуальной сети является платформенность решений и единых цифровых шин данных.

Одним из основных направлений развития цифровизации является повышение уровня автоматизации оперативно - технологического управления. Под оперативно-технологическим управлением (далее - ОТУ) электрическими сетями понимается совокупность мер по управлению технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электросетевого комплекса (ЭСК) компании, включающая выполнение на различных уровнях операционных и неоперационных функций в целях обеспечения:

- надежности электроснабжения и качества электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов, технических регламентов и условий договоров оказания услуг по передаче;

- надлежащего качества и безопасности эксплуатации объектов электросетевого хозяйства;

- эффективной, с наименьшими техническими потерями передачи электроэнергии по сетям.

Система ОТУ должна обеспечивать необходимый уровень наблюдаемости и управляемости ЭСК с целью эффективного управления как процессами функционирования электрических сетей, так и процессами их эксплуатационного обслуживания и развития. Основной при этом является автоматизация функции управления.

Одним из ключевых элементов цифровизации являются автоматизированные системы управления на подстанции. А в случае их отсутствия, отдельные технологические системы, обеспечивающие функции передачи информации на верхний уровень управления.

На ПС 220 кВ и 110 кВ, относящихся к транзитным, наиболее целесообразным является применение АСУТП в качестве единой интегрированной системы автоматизации, предназначенной для реализации функций оперативно-диспетчерского и технологического управления подстанцией. АСУТП подстанции должна являться объектом двойного назначения, с одной стороны – информационным ресурсом для внешних систем автоматизации различного назначения, с другой – АСУТП должна иметь самостоятельное значение для конкретной подстанции в плане повышения эффективности её функционирования за счёт таких факторов, как:

- повышение наблюдаемости сети: отображение состояния присоединений сети в режиме реального времени, обеспечение поддержки принятия решений оперативным персоналом;

- повышение общей надежности функционирования сети за счет мониторинга текущего состояния работы оборудования и режимов его работы;

- предотвращение возникновения технологических нарушений, в том числе вызванного ошибками персонала, и снижение ущербов;

- повышение производительности труда и снижение численности оперативного и эксплуатационного персонала;

- автоматизированное управление основным и вспомогательным оборудованием ПС, в том числе управление оперативными переключениями с удаленных пунктов управления.

Общие требования к АСУТП ПС:

1) открытая, масштабируемая и расширяемая архитектура с приоритетом решений на основе стандартов МЭК (в том числе МЭК 61850);

2) обеспечение информационного обмена с ЦУС по протоколам МЭК 60870-5-101/104, в дальнейшем – с поддержкой протокола МЭК 61850 - 10;

3) развитие аналитических и экспертных функций в АСУТП, позволяющих выделить в первичной информации сущность произошедшего события и оказать поддержку персоналу в нештатных ситуациях;

4) реализация функций контроля и управления отдельной единицей оборудования с минимальной зависимостью от состояния (в т.ч. отказов) других компонентов системы;

5) обеспечение единства и требуемой точности измерений параметров;

На тупиковых, отпаечных ПС 110 кВ, ПС 35 кВ должны применяться системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах ЦУС.

На ТП 6-20 кВ также должны реализовываться упрощенные системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах ДП РЭС.

Создание «цифровых» подстанций

Одним из перспективных направлений развития современных систем контроля, защиты и управления на подстанциях ЭСК является создание «цифровых» ПС (ЦПС). Под ЦПС понимается подстанция с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами (АСУТП / ССПИ, АИИС КУЭ, РЗА, ПА, РАС, ОМП и др.), в которой все процессы информационного обмена между элементами ПС, а также управления работой ПС осуществляются в цифровом виде на основе протокола МЭК 61850. При этом и первичное силовое оборудование ЦПС, и компоненты информационно-технологических и управляющих систем должны быть функционально и конструктивно ориентированы на поддержку цифрового обмена данными. Также предпочтительным является взаимная интеграция всех или части вышеперечисленных систем.

Создание ЦПС должно осуществляться по двум основным направлениям:

1) функционально-структурное развитие информационно-технологических и управляющих систем ПС, прежде всего интегрированных в АСУТП, – повышение уровня автоматизации технологических процессов ПС;

2) развитие информационных технологий, используемых во вторичных системах ПС, в качестве основных путей которого рассматривается обеспечение единства точек измерения для всех систем ПС посредством «оцифровки» аналоговой и дискретной информации в точках измерения и передачи полученных данных во вторичные системы ПС через цифровую коммуникационную среду ПС, а также рациональная организация информационных потоков на базе протоколов МЭК.

Требования к системам телемеханики и АСУ ТП «цифровых» сетей:

- для реализации функции телеизмерений в качестве источников информации допускается использование счетчиков АСКУЭ и щитовых приборов;

- АСУ ТП ПС должна строиться на базе SCADA–системы. Схема функционирования программно-аппаратных средств верхнего уровня АСУ ТП ПС выполняется на базе серверов / промышленных контроллеров с обеспечением горячего резервирования;

- локальная вычислительная сеть (ЛВС) АСУ ТП ПС должна быть резервируемой. Должна обеспечиваться автоматическая реконфигурация коммутаторов ЛВС АСУ ТП ПС при изменении топологии сети;

- интеграция оборудования и систем автоматизации в АСУ ТП ПС должна осуществляться по протоколам обмена, рекомендованным МЭК (ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/103/104, МЭК 61850);

- не должно применяться избыточного резервного управления первичным оборудованием, включая телеуправление.

В составе АСУ ТП ПС должно быть предусмотрено оборудование доступа к сети сбора и передачи технологической информации (ССПТИ) – сети передачи данных закрытого типа с пакетной коммутацией на базе протокола межсетевого обмена IP не ниже версии 4, - в составе резервируемого маршрутизатора и резервируемого коммутатора уровня распределения.

Протокол передачи телеинформации должен соответствовать протоколу МЭК 60850, но не хуже МЭК 61870-5-104.

В ИПР филиала ПАО «МРСК » - «Липецкэнерго» на 2018-2023 гг. предусмотрена модернизация ряда подстанций и диспетчерских пунктов РЭС, в части реконструкции существующей системы АСУТП (телемеханика, РЗА, учет электроэнергии, первичное оборудование), направленные на внедрение элементов цифровых электрических сетей, поддерживающих цифровой обмен данными, что является первым этапом на пути к активно-адаптивной сети.

Таблица 7.1

Мероприятия по внедрению элементов цифровых электрических сетей

Объект

Основание включения в Схеме

Планируемые сроки реализации

в Схеме

Основные технические решения по цифровизации

Достигаемый эффект (изменение показателей надежности)

ПС 110/35/10 кВ “Лебедянь”

Превышение нормативного срока эксплуатации оборудования (срок службы ПС более 52 лет), высокий физический и моральный износ оборудования, наличие развивающихся дефектов как на оборудовании, так и на фундаментах зданий и сооружений;
Превышение нормативного срока службы силового трансформатора Т-1 и Т-2 (срок эксплуатации более 47 и 45 лет соответственно) наличие аварийных дефектов: течи масла из расширителя, масло указателя, шиберных кранов и термосифонного фильтра, обширная коррозия корпуса, неудовлетворительные результаты диагностики. Отсутствие запчастей для ремонта, а также не ремонтопригодность РПН в связи с сроком эксплуатации.

2019-2021

Техническое перевооружение РЗА с использованием микропроцессорных устройств соответствующих стандарту МЭК 61850:
­ замена панелей защит и автоматики управления выключателями, разъединителями всех присоединений 10 кВ с организацией шины процесса. Сбор дискретной информации от заменяемых коммутационных аппаратов должен осуществляется посредством контроллеров, которые должны находиться в непосредственной близости от источников сигналов в КРУ 10кВ,
Оборудование АСУ ТП и РЗА должно обеспечивать передачу информации по протоколам MMS, GOOSE стандарта МЭК  61850 и возможность PRP резервирования.
Техническое перевооружение РЗА присоединений 35, 110 кВ с использованием микропроцессорных устройств поддерживающих стандарт МЭК 61850:
Техническое перевооружение системы телемеханики и создание АСУ ТП работающей в протоколе МЭК 61850) с выдачей телеметрических сигналов со всех устанавливаемых аппаратов и возможности управления коммутационными аппаратами из ЦУС и Лебедянского РЭС. Автоматизация процесса переключений по типовым бланкам переключений ПС Лебедянь.
Создание системы оперативной блокировки всех РУ с применением протокола МЭК 61850.
Создание системы видеоконтроля позволяющей дистанционно контролировать процесс проведения переключений на всех уровнях напряжений. 

Повышение индекса оценки технического состояния до 100.

ПС 110 кВ Ситовка

Программа развития АСТУ

2018

Модернизация ПС 110 кВ Ситовка в части систем телемеханики, первичного оборудования

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Доброе

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Доброе в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Лев-Толстой

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 110 кВ Лев-Толстой в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Ситовка

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Ситовка в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Тепличная

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Тепличная в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ №2

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 35 кВ №2 в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Октябрьская

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Октябрьская в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Долгоруково

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Долгоруково в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ КПД

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ КПД в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Куймань

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Куймань в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Круглое

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Круглое в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Университетская

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Университетская в части РЗА, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Привокзальная

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Привокзальная в части РЗА, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Усмань

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Усмань в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Каменная Лубна

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 35 кВ Каменная Лубна в части систем телемеханики, канала связи, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Юго-Западная

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Юго-Западная в части РЗА, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Культура

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 35 кВ Культура в части систем телемеханики, канала связи, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Большой Верх

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 35 кВ Большой Верх в части систем телемеханики, канала связи, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Комплекс

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 35 кВ Комплекс в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Тихий Дон

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 35 кВ Тихий Дон в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Тербуны

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Тербуны в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Донская

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Донская в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Табак

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Табак в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Трубная-2

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Трубная-2 в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Цементная

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Цементная в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Лебедянь

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Лебедянь в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Гороховская

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Гороховская в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Бугор

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Бугор в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Хлевное

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Хлевное в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Набережное

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Набережное в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Волово

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Волово в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Западная

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Западная в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Казинка

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Казинка в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Чаплыгин-Новая

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Чаплыгин-Новая в части систем телемеханики, РЗА, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Водозабор

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Водозабор в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Воронец

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Воронец в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Введенка

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Введенка в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Борисовка

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Борисовка в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Астапово

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 110 кВ Астапово в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Негачевка

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Негачевка в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Задонск-сельская

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Задонск-сельская в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Федоровка

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Федоровка в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Московка

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Московка в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС Березняговка 35 кВ

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС Березняговка 35 кВ в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Конь-Колодезь

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Конь-Колодезь в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Поддубровка

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Поддубровка в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Кашары

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 110 кВ Кашары в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Колесово

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Колесово в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Аврора

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Аврора в части РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Песковатка

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Песковатка в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ СХТ

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ СХТ в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Вперед

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Вперед в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Таволжанка

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Таволжанка в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования(программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Княжья Байгора

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Княжья Байгора в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ №1

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ №1 в части систем телемеханики, РЗА, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Сошки

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Сошки в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Захаровка

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Захаровка в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Малей

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Малей в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Матыра

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Матыра в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Правда

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Правда в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Васильевка

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Васильевка в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Гатище

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Гатище в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Ярлуково

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Ярлуково в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Грязи

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Грязи в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Бутырки

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Бутырки в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Красная Дубрава

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Красная Дубрава в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Данков-сельская

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 35 кВ Данков-сельская в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Двуречки

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 110 кВ Двуречки в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Добринка

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 110 кВ Добринка в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Хворостянка

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 110 кВ Хворостянка в части систем телемеханики, РЗА, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Березовка

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 110 кВ Березовка в части систем телемеханики, канала связи, РЗА, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ ГПП-2

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ПС 110 кВ ГПП-2 в части систем телемеханики, канала связи, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования(программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Красная Пальна

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Красная Пальна в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования(программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Яблонево

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Яблонево в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Лебедянка

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Лебедянка в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Большая Боевка

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Большая Боевка в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Князево

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Князево в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Тербуны 2-е

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Тербуны 2-е в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Бабарыкино

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Бабарыкино в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Стегаловка

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Стегаловка в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Талицкий Чамлык

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Талицкий Чамлык в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Ломовец

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Ломовец в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Жерновное

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Жерновное в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Каменка

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Каменка в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Тимирязево

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Тимирязево в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Чернолес

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Чернолес в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Плавица

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Плавица в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Раненбург

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Раненбург в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Новочеркутино

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Новочеркутино в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Ламское

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Ламское в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Плоское

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Плоское в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Петровская

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Петровская в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Верхняя Матренка

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 110 кВ Верхняя Матренка в части систем телемеханики, РЗА, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Россия

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 110 кВ Россия в части систем телемеханики, РЗА, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Большое Попово

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ПС 35 кВ Большое Попово в части систем телемеханики, канала связи, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ КПД

Программа развития АСТУ

2018

Модернизация ПС 110 кВ КПД в части систем телемеханики (полная)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ ЛТП

Программа развития АСТУ

2018

Модернизация ПС 110 кВ ЛТП в части систем телемеханики (полная)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Тепличная

Программа развития АСТУ

2018

Модернизация ПС 110 кВ Тепличная в части систем телемеханики (полная)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ ГПП-2

Программа развития АСТУ

2018

Модернизация ПС 110 кВ ГПП-2 в части систем телемеханики (полная)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Березовка

Программа развития АСТУ

2018

Модернизация ПС 110 кВ Березовка в части систем телемеханики (полная)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Вербилово

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Вербилово в части систем телемеханики (полная)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Казинка

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ПС 110 кВ Казинка в части систем телемеханики (полная)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Чаплыгин Новая

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ПС 110 кВ Чаплыгин Новая в части систем телемеханики (полная)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Волово

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ПС 110 кВ Волово в части систем телемеханики (полная)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Нива

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ПС 110 кВ Нива в части систем телемеханики (полная)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Березовка

Программа развития АСТУ

2018

Модернизация ПС 110 кВ Березовка в части организации цифровых каналов связи на базе систем беспроводного широкополосного доступа

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 110 кВ Казинка

Программа развития АСТУ

2018

Модернизация ПС 110 кВ Казинка в части организации цифровых каналов связи на базе систем беспроводного широкополосного доступа

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Борино

Программа развития АСТУ

2018

Модернизация ПС 35 кВ Боринов части организации цифровых каналов связи на базе систем беспроводного широкополосного доступа

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Романово

Программа развития АСТУ

2018

Модернизация ПС 35 кВ Романово в части организации цифровых каналов связи на базе систем беспроводного широкополосного доступа

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Гидрооборудование - ПС 110 кВ Хворостянка

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Гидрооборудование - ПС 110 кВ Хворостянка совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Правобережная - ПС 110 кВ Вербилово

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Правобережная - ПС 110 кВ Вербилово совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Хворостянка - ПС 110 кВ Добринка

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Хворостянка - ПС 110 кВ Добринка совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Добринка - ПС 110 кВ Верхняя Матренка

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Добринка - ПС 110 кВ Верхняя Матренка совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Гидрооборудование - ПС 35 кВ Город Грязи

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Гидрооборудование - ПС 35 кВ Город Грязи совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Дон - ПС 110 кВ Нива

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Дон - ПС 110 кВ Нива совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Ситовка - ПС 110 кВ Тепличная - ПС 110 кВ КПД - ПС 110 кВ ЛТП

Программа развития АСТУ

2018

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Ситовка - ПС 110 кВ Тепличная - ПС 110 кВ КПД - ПС 110 кВ ЛТП совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Вербилово - ПС 110 кВ Хлевное

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Вербилово - ПС 110 кВ Хлевное совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Дружба

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Дружба в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Карамышево

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Карамышево в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Карьер

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Карьер в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ПС 35 кВ Сселки

Программа развития АСТУ

2019

Модернизация ПС 35 кВ Сселки в части систем телемеханики, РЗА, учета электроэнергии, первичного оборудования (программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Гидрооборудование - ПС 110 кВ Аксай - ПС 110 кВ Никольская - ПС 110 кВ Усмань - РДП Усманского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Гидрооборудование - ПС 110 кВ Аксай - ПС 110 кВ Никольская - ПС 110 кВ Усмань - РДП Усманского РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке РДП Лебедянского РЭС - ПС 110 кВ Рождество - ПС 110 кВ Россия - ПС 110 кВ Лутошкино - РДП Краснинского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке РДП Лебедянского РЭС - ПС 110 кВ Рождество - ПС 110 кВ Россия - ПС 110 кВ Лутошкино - РДП Краснинского РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Ситовка - ПС 110 кВ Доброе - РДП Добровского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Ситовка - ПС 110 кВ Доброе - РДП Добровского РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Донская - ПС 110 кВ Кашары - ПС 110 кВ Гороховская - РДП Задонского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Донская - ПС 110 кВ Кашары - ПС 110 кВ Гороховская - РДП Задонского РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Елецкая - ПС 110 кВ Измалково - РДП Измалковского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Елецкая - ПС 110 кВ Измалково - РДП Измалковского РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Елецкая - ПС 110 кВ Становое - ПС 35 кВ Плоское - РДП Становлянского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Елецкая - ПС 110 кВ Становое - ПС 35 кВ Плоское - РДП Становлянского РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 35 кВ на участке: ПС 110 кВ Цементная - ПС 35 кВ Водозабор - ПС 220 кВ Сокол - ПС 35 кВ Бутырки - ПС 35 кВ Малей - ПС 35 кВ Ярлуково - ПС 110 кВ Казинка - ПС 35 кВ Таволжанка - ПС 35 кВ Грязи жд - ПС 35 кВ Пост 474 - ПС 110 кВ Гидрооборудование

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ВЛ 35 кВ на участке: ПС 110 кВ Цементная - ПС 35 кВ Водозабор - ПС 220 кВ Сокол - ПС 35 кВ Бутырки - ПС 35 кВ Малей - ПС 35 кВ Ярлуково - ПС 110 кВ Казинка - ПС 35 кВ Таволжанка - ПС 35 кВ Грязи жд - ПС 35 кВ Пост 474 - ПС 110 кВ Гидрооборудование совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 35 кВ на участке: ПС 110 кВ Доброе - ПС 35 кВ Каликино - ПС 35 кВ Ратчино - ПС 35 кВ Колыбельская - ПС 110 кВ Компрессорная

Программа развития АСТУ

2022

Модернизация ВЛ 35 кВ на участке: ПС 110 кВ Доброе - ПС 35 кВ Каликино - ПС 35 кВ Ратчино - ПС 35 кВ Колыбельская - ПС 110 кВ Компрессорная совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

Приложение 1

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

Подстанции 220 – 500 кВ, находящиеся на территории Липецкой области

№ п/п

Наименование

ПС

Напряжения, кВ

Год ввода ПС

Трансформаторы и автотрансформаторы

№

Фаза

тип

мощность, МВА

год ввода

Техническое состояние

1

Борино

500/220/10

1971

АТ1

А

АOДЦТН

167

1971

рабочее

500/220/10

АТ-1

В

АOДЦТН

167

1971

рабочее

500/220/10

АТ-1

С

АOДЦТН

167

1971

ухудшенное

500/220/10

АТ-2

А

АOДЦТН

167

1971

рабочее

500/220/10

АТ-2

В

АOДЦТН

167

1971

рабочее

500/220/10

АТ-2

С

АOДЦТН

167

1994

ухудшенное

2

Елецкая

500/220/10

1985

АТ-1

A

АOДЦТН

167

1986

рабочее

500/220/10

АТ-1

B

АOДЦТН

167

1986

рабочее

500/220/10

АТ-1

C

АOДЦТН

167

1986

ухудшенное

500/220/10

АТ-2

A

АOДЦТН

167

1995

рабочее.

500/220/10

АТ-2

B

АOДЦТН

167

1995

рабочее.

500/220/10

АТ-2

C

АOДЦТН

167

1995

рабочее.

3

Липецкая

500/220/35

1991

АТ-1

А

АOДЦТН

167

1992

рабочее

500/220/35

АТ-1

В

АOДЦТН

167

1992

рабочее

500/220/35

АТ-1

С

АOДЦТН

167

1992

рабочее

500/220/35

АТ-2

А

АOДЦТН

167

1991

рабочее

500/220/35

АТ-2

В

АOДЦТН

167

1991

рабочее

500/220/35

АТ-2

С

АOДЦТН

167

1991

рабочее

500/220/35

АТ-3

A

АOДЦТН

167

1996

рабочее

500/220/35

АТ-3

B

АOДЦТН

167

1996

ухудшенное

500/220/35

АТ-3

C

АOДЦТН

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

Казинка

220/110/10

2017

АТ-1

А, В, С

АТДЦТН

250

2017

рабочее

220/110/10

АТ-2

А, В, С

АТДЦТН

250

2017

рабочее

8

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

ухудшенное

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

9

Сокол

220/110/35

1989

АТ-1

А, В, С

АТДЦТН

125

1989

рабочее

10

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

11

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

12

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

13

Маяк

220/10

1985

Т-1

А, В, С

ТРНДС

40

1985

рабочее

220/10

Т-2

А, В, С

ТРНДС

40

1985

рабочее

14

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

15

Грязи-Орловские***

220/27/10

Т-1

А, В, С

ТДТНЖ

40

1990

рабочее

220/27/10

Т-2

А, В, С

ТДТНЖ

40

1990

рабочее

16

Пост-474***

220/35/27

Т-1

А, В, С

ТДТНГ

40

1967

рабочее

220/35/27

Т-2

А, В, С

ТДТНЖ

40

2017-2018

монтируется

17

Усмань-Тяговая***

220/35/27

Т-1

А, В, С

ТДТНЖ

40

1991

рабочее

220/35/27

Т-2

А, В, С

ТДТНЖ

40

1982

рабочее

18

Чириково***

220/27/10

Т-1

А, В, С

ТДТНЖ

40

1991

рабочее

220/27/10

Т-2

А, В, С

ТДТНЖ

40

1991

рабочее

19

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 4х150 МВА.

***) – ПС 220 кВ: Грязи-Орловские, Пост-474, Усмань-Тяговая и Чириково – являются в основном тяговыми подстанциями, принадлежащие филиалу ОАО «РЖД» ЮВЖД.

****) – ПС 220 кВ ГПП-15-2 находится на балансе ПАО «НЛМК».

Подстанции с выделенными цветом годами ввода имеют срок эксплуатации больше нормативного.

Приложение 2

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

ЛЭП 220 - 500 кВ, находящиеся на территории Липецкой области

№ п/п

Наименование ВЛ

Год ввода, г

Год реконстр., г

Протяжённость, км

Район по гололеду/ветру/ пляске/грозе (час)

Провод

Грозотрос

Марка

Участок подвески

Длина,
км

Марка

Участок подвески

Длина,
км

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

532,37

532,37

532,37

1

ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Восточная

1959

60,00

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

59,88

II-III/II/II/   60-80

3хАС 480/60

1261-1411

59,88

2хС 70

1261-1410

59,88

Отпайка на Нововоронежскую АЭС

1982

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

85,40

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

33,90

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

53,50

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

2,16

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

1,69

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

74,89

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

2,92

III/II/II/   40-60

3хАС 300/48

1-12

2,92

2хАЖС 70/39

1-12

2,92

10

ВЛ 500 кВ Донская - Елецкая

2015

94,95

III/II/II  53,8

АСк2У 300/66

393-708

94,95

№1 11,0-Г(МЗ)-В-ОЖ-МК-Н-Р-1770

393-708

94,95

№2 ОКГТ

393-708

1065,91

1065,91

907,95

11

ВЛ 220 кВ Липецкая-Пост-474 тяговая

1961

29,91

II/II/II/80 100

АС-500/64

1-88

29,91

С 70

1-53,54-88

14,96

12

ВЛ 220 кВ Кировская-Пост-474 тяговая

1961

68,43

II/II/II/80 100

АС-500/64

136-330

68,43

С 70

136-330

34,,22

13

ВЛ 220 кВ Липецкая-Грязи-Орловские тяговая

1961

27,94

II/II/II/80 100

АС-500/64

1-85

27,94

С 70

1-53,55-85

15,40

14

ВЛ 220 кВ Грязи-Орловские тяговая- Усмань-тяговая

1961

59,58

II/II/II/80 100

АС-500/64

1-175

59,58

С 70

1-108,109-175

30,62

15

ВЛ 220 кВ Южная- Усмань-тяговая

1961

20,46

II/II/II/80 100

АС-500/64

135-191

20,46

С 70

135-191

10,23

16

ВЛ 220 кВ Липецкая-Казинка I цепь

1966

18,29

II/III/I/    40-60

АС 300/39

19,71

1960

1969

2009

0,71

2017

1

АС 500

1

1

17

ВЛ 220 кВ Липецкая-Казинка II цепь

1966

18,29

II/III/I/    40-60

АС 300/39

19,71

1960

1969

2009

0,71

2017

1

АС 500

1

1

18

ВЛ 220 кВ Казинка-Металлургическая I цепь

1966

16,52

II/III/I/    40-60

АС 300/39

16,52

1960

1969

2017

1

АС 500

1

1

19

ВЛ 220 кВ Казинка-Металлургическая II цепь

1966

16,52

АС 300/39

16,52

1960

1969

2017

1

АС 500

1

1

20

ВЛ 220 кВ Липецкая-Северная I цепь

1960

20,13

II/III/I/    40-60

АС 300/39

1-58

20,13

2хC 70

портал-2н

0,17

1966

4,05

58-69

4,05

С 70

2н-79

13,59

1969

9,45

69-100

9,80

C 70

79-100

3,30

2хС 70

100-портал

0,02

2010

0,35

21

ВЛ 220 кВ Липецкая-Северная II цепь

1960

20,13

II/III/I/    40-60

АС 300/39

1-58

20,13

2хC 70

портал-2н

0,17

1966

4,05

58-69

4,05

С 70

2н-79

13,59

1969

9,45

69-100

9,80

C 70

79-100

3,30

2хС 70

100-портал

0,02

2010

0,35

22

ВЛ 220 кВ Борино-Новая I цепь

1972

4,46

III/III/I/  40-60

АС 300/39

1-15

4,46

2хС 70

портал-1

0,03

1966

22,34

15-70

22,34

С 70

1-15

2,20

1969

9,60

70-97

9,60

С 70

15-70

11,17

1977

2,54

97-105

2,54

С 70

70-97

4,81

С 70

97-105

1,24

2хС 70

105-портал

0,05

23

ВЛ 220 кВ Борино-Новая II цепь

1972

4,46

III/III/I/  40-60

АС 300/39

1-15

4,46

2хС 70

портал-1

0,03

1966

22,34

15-70

22,34

С 70

1-15

2,20

1969

9,60

70-97

9,60

С 70

15-70

11,17

1977

2,54

97-105

2,54

С 70

70-97

4,81

С 70

97-105

1,24

2хС 70

105-портал

0,05

24

ВЛ 220 кВ Борино-Правобережная I цепь

1972

4,31

III/III/I/  40-60

АС 300/39

1-14

4,31

С 70

1-14

2,16

1966

7,46

14-35

7,46

С 70

14-35

3,73

25

ВЛ 220 кВ Борино-Правобережная II цепь

1972

4,31

III/III/I/  40-60

АС 300/39

1-14

4,31

С 70

1-14

2,16

1966

7,46

14-35

7,46

С 70

14-35

3,73

26

ВЛ 220 кВ Северная-Металлургическая I цепь

1969

1,70

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

1-5

0,42

С 70

1-5

0,21

27

ВЛ 220 кВ Северная-Металлургическая II цепь

1969

1,70

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

1-5

0,42

С 70

1-5

0,21

28

ВЛ 220 кВ Северная-Новая I цепь

2012

2012

2,30

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

2хС 70

15-портал

0,03

29

ВЛ 220 кВ Северная-Новая  II цепь

2012

2012

2,30

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

2хС 70

15-портал

0,03

30

ВЛ 220 кВ Липецкая-Сокол

1989

1,25

III/III/I/ 40-60

АС 400/51

1-5

1,25

C 70

1-11

2,80

28,37

5-120

28,37

ОКГТ

1-120

31,27

C 70

111-120

1,90

31

ВЛ 220 кВ Дон-Чириково

1981

42,22

III/III/I/  40-60

АС 300/39

1-178

42,22

ОКГТ

1-178

42,22

1991

0,08

178-портал

0,08

2хС 70

178-портал

0,08

32

ВЛ 220 кВ Борино-Чириково

1981

1991

0,08

III/III/I/  40-60

АС 300/39

118-портал

0,08

118-портал

28,18

1-118

28,18

ОКГТ

1-118

28,14

33

ВЛ 220 кВ Борино-Елецкая 220 №1

1977

68,10

II/II/II/40-60

АС 400/51

1-110,            111-277

64,44

1хC 70

портал-1,            44-110,112-269

53,00

АС 400/93

110-111

0,65

2хC 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

C 70

277-290

2,99

34

ВЛ 220 кВ Елецкая – Ливны

1979

8,43

II/II/II/40-60

АС 300/39

301-340

8,43

35

ВЛ 220 кВ Елецкая-220 - Ливны   с отпайкой на ПС Тербуны

1979

8,43

II/II/II/40-60

АС 300/39

301-340

8,43

1993

39,69

III/II/II/40-60

АС 300/39

1-166

39,69

2хC 70

1-166

39,67

36

ВЛ 220 кВ Борино-Елецкая 220 №2

1969

68,99

II/II/II/40-60

АС 400/51

1-269

59,59

2хC 70

портал-1,            113-114

0,82

С 70

1-113, 114-269

58,77

1972

АС 400/51

269-314

9,40

C 70

269-314

9,40

37

ВЛ 220 кВ Маяк-Елецкая 220

1985

19,51

III/III/II/40-60

АС 400/51

1-22

3,72

2хC 70

портал-21

3,52

C 70

89-портал

0,60

1984

22-94

15,79

ОКГТ

21-94,                       94-портал

20,83

38

ВЛ 220 кВ Елецкая-Маяк

1984

23,20

III/III/II/40-60

АС 400/51

1-91

19,73

2хC 70

91-портал

3,47

C70

4-13, 87-91

2,43

1985

91-111

3,47

ОКГТ

1-87

21,09

39

ВЛ 220 кВ Елецкая-Тербуны

1992

76,19

III/II/II/40-60

АС 300/39

1-152

36,51

C 70

портал-2

0,27

1996

152-341

39,68

2хC 70

2-152

36,25

C70

152-341

39,65

40

ВЛ-220 кВ Дон-КС 29

1984

41,77

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

41

ВЛ 220 кВ Елецкая-КС-29 №1

1985

33,60

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

42

ВЛ 220 кВ Елецкая-КС-29 №2

1986

33,56

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

43

ВЛ 220 кВ Елецкая-КС-29 №3

1989

33,32

III/III/II/40-60

АС 400/51

1-146

33,32

C 70

портал-4, 15-145, 145-портал

31,26

2хC 70

4-15

2,06

44

ВЛ 220 кВ Липецкая-Мичуринская I цепь

1962

10,27

III/I/II/40

АС 400/51

1-38

10,27

ОКГТ

1-11

4,00

45

ВЛ 220 кВ Липецкая-Мичуринская II цепь

1975

10,27

III/I/II/40

АС 400/51

1-38

10,27

1-11

11-38

6,27

1хС 70

11-38

6,27

46

ВЛ 220 кВ Липецкая-Котовская

1972

20,10

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

47

ВЛ 220 кВ Новая – ГПП-15-2 Левая

4,6

АСО 400

4,6

48

ВЛ 220 кВ Новая – ГПП-15-2 Правая

4,6

АСО 400

4,6

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.

Приложение 3

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

ПС 110 кВ, находящиеся на балансе ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго»

№ п/п

Наименование

Напряжения, кВ

Год ввода ПС

Тех. Состояние

Трансформаторы:

Схема РУ высшего напряжения

№

тип

мощность, МВА

год ввода

Техническое состояние

ПС 110 кВ Липецкого участка

1

Аксай

110/35/10

1984

уд.

Т1

ТДТН

10

1984

удовл.

110-4Н

110/35/10

Т2

ТДТН

10

1986

удовл.

2

Бугор

110/35/6

2012

хор.

Т1

ТДТН

63

2011

хор.

110-5Н

110/35/6

Т2

ТДТН

63

2012

хор.

3

Вербилово

110/35/6

1978

уд.

Т1

ТДТН

10

1974

удовл. (учащенный контроль)

110-4Н

110/35/6

Т2

ТМТН

6,3

1990

хор.

4

В. Матренка

110/35/6

1977

уд.

Т1

ТМТН

6,3

1977

удовл.

110-4Н

110/35/6

Т2

ТМТН

6,3

1981

удовл.

5

Гидрооборудование

110/10/6

1976

уд.

Т1

ТРДН(С)

25

1976

хор.

110-12

110/10/6

Т2

ТРДН(С)

25

1976

удовл.

110/35/6

Т3

ТДТНГ

31,5

1999

хор.

6

ГПП-2

110/6

1986

уд.

Т1

ТРДН

63

1986

удовл. (учащенный контроль)

Нетип.

110/6

Т2

ТРДН

63

1986

хор.

7

Двуречки

110/10

1979

уд.

Т1

ТМН

6,3

1979

удовл.

Нетип.

Т2

8

Добринка

110/35/10

1976

уд.

Т1

ТДТН

16

1980

хор.

110-5АН

110/35/10

Т2

ТДТН

10

1986

удовл.

9

Доброе

110/35/10

1983

уд.

Т1

ТДТН

16

1985

хор.

Нетип.

110/35/10

Т2

ТДТН

16

1983

удовл.

10

Казинка

110/35/10

1979

уд.

Т1

ТДТН

16

1979

удовл.

110-4Н

110/35/10

Т2

ТДТН

16

1981

удовл.

11

КПД

110/6

1987

уд.

Т1

ТДН

10

1987

хор.

110-4Н

110/6

Т2

ТДН

16

2011

хор.

12

ЛТП

110/6

1987

уд.

Т1

ТМН

6,3

1987

хор.

Нетип.

110/6

Т2

ТДН

10

1987

хор.

13

Никольская

110/35/10

1976

уд.

Т1

ТМТН

6,3

1976

удовл.

110-4Н

110/35/10

Т2

ТМТН

6,3

1985

удовл.

14

Новая Деревня

110/35/10

1973

уд.

Т1

ТДТН

10

1988

хор.

110-4Н

110/35/10

Т2

ТДТН

10

2016

хор.

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

ТРДН

40

2016

хор.

Нетип.

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

удовл.

Нетип.

110/6

Т2

CGE

15

1983

удовл.

19

Усмань

110/35/10

1954

уд.

Т1

ТДТН

16

1993

хор.

110-9

110/35/10

Т2

ТДТН

16

1975

удовл.

20

Хворостянка

110/35/10

1976

уд.

Т1

ТДТН

10

1978

хор.

Нетип.

110/35/10

Т2

ТДТН

16

1976

хор.

21

Хлевное

110/35/10

1981

уд.

Т1

ТДТН

16

1981

удовл.

110-4Н

110/35/10

Т2

ТДТН

16

1982

удовл.

22

Цементная

110/35/6

1963

уд.

Т1

ТДТН

40

2012

хор.

Нетип.

110/6

Т2

ТРДН

32

1973

удовл.

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

2017

хор.

24

Южная

110/10/6

1978

хор.

Т1

ТДТН

40

1994

хор.

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.

Нетип.

110/6

Т2

ТРДН(С)

25

1991

хор.

ПС 110 кВ Елецкого участка

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.

Нетип.

110/35/10

Т2

ТДТН

10

1995

удовл.

3

Гороховская

110/35/10

1974

уд.

Т1

ТДТН

16

1974

удовл.

110-4Н

110/35/10

Т2

ТДТН

16

1977

удовл.

4

Долгоруково

110/35/10

1970

уд.

Т1

ТМТ

6,3

1970

удовл.

110-4Н

110/35/10

Т2

ТДТН

10

1975

удовл.

5

Донская

110/35/10

1966

уд.

Т1

ТДТН

10

1967

удовл.

Нетип.

110/35/10

Т2

ТДТН

10

1966

неудовл.

6

Западная

110/6

1998

хор.

Т1

ТРДН

40

1999

удовл.

110-5АН

110/6

Т2

ТРДН

40

1992

удовл.

7

Измалково

110/35/10

1980

уд.

Т1

ТДТН

10

1980

удовл.

110-4Н

110/35/10

Т2

ТДТН

10

1983

удовл.

8

Кашары

110/10

1972

хор.

Т1

ТМН

2,5

1982

хор.

Нетип.

110/10

Т2

ТМН

6,3

1986

удовл.

9

Лукошкино

110/10

1991

уд.

Т1

ТМН

10

1990

хор.

110-4Н

110/10

Т2

ТМН

2,5

2008

удовл.

10

Набережное

110/35/10

1973

уд.

Т1

ТМТ

6,3

1973

удовл.

110-4Н

110/35/10

Т2

ТДТН

10

1983

удовл.

11

Табак

110/6

1981

уд.

Т1

ТДН

16

1981

удовл.

Нетип.

110/6

Т2

ТДН

16

2011

хор.

12

Тербуны

110/35/10

1973

уд.

Т1

ТДТН

10

1972

удовл.

Нетип.

110/35/10

Т2

ТДТН

10

1980

удовл.

13

Тербунский гончар

110/10

2008

хор.

Т1

ТДН

25

2008

хор.

110-4Н

110/10

Т2

ТДН

25

2011

хор.

14

Елецпром*

110/10

2017

хор.

Т1

ТРДН

25

2013

хор.

110-3Н

ПС 110 кВ Лебедянского участка

1

Лебедянь

110/35/10

1964

неуд.

Т1

ТДТН

16

1968

удовл.

110-12

110/35/10

Т2

ТДТН

16

1970

удовл.

2

Лев Толстой

110/35/10

1964

уд.

Т1

ТДТН

10

1972

удовл. (учащенный контроль)

110-3Н

3

Чаплыгин Новая

110/35/10

1996

хор.

Т1

ТДТН

16

2006

хор.

110-12

110/35/10

Т2

ТДТН

16

1996

хор.

4

Россия

110/35/10

1981

уд.

Т1

ТДТН

16

1981

хор.

110-4Н

110/35/10

Т2

ТДТН

16

1989

хор.

5

Компрессорная

110/35/10

1981

уд.

Т1

ТДТН

16

1981

хор.

110-12

110/35/10

Т2

ТДТН

16

1982

удовл.

6

Березовка

110/35/10

1983

уд.

Т1

ТДТН

16

1983

удовл.

Нетип.

110/35/10

Т2

ТДТН

10

1994

удовл.

7

Нива

110/35/10

1986

уд.

Т1

ТДТН

10

1986

хор.

Нетип.

110/10

Т2

ТДН

10

2003

хор.

8

Астапово

110/35/10

1986

уд.

Т1

ТДТН

16

1986

хор.

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

хор.

11

Куймань

110/10

1979

уд.

Т1

ТМН

2,5

1979

хор.

110-4Н

110/10

Т2

ТМН

2,5

1980

хор.

12

Лутошкино

110/10

1983

уд.

Т1

ТМН

2,5

1983

хор.

110-4Н

110/10

Т2

ТМН

2,5

1983

хор.

13

Круглое

110/10

1989

уд.

Т1

ТМН

6,3

2008

хор.

Нетип.

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

Ирито

110/10

2017

хор.

Т1

ТРДН

25

2017

хор.

110-3Н

             

*) – ММПС 110 кВ до строительства стационарной ПС. Стационарная подстанция в дальнейшем будет носить название – Елецпром.

**) – Цветом выделены подстанции, срок службы которых превышает нормативный.

Приложение 4

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

ЛЭП 110 кВ, находящиеся на балансе филиала ПАО«МРСК-Центра»-«Липецкэнерго»

№ 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 изоля- торов

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

ВЛ 110 кВ Липецкого участка

1

ВЛ 110 кВ 2А Левая,

ВЛ 110 кВ 2А Правая

ВЛ 110 кВ Северная – Гидрооборудование Левая,

ВЛ 110 кВ Северная - Гидрооборудование Правая

23,10

46,20

23

86

109

22

2985

23,1

неуд.

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

ВЛ 110 кВ Бугор Левая,

ВЛ 110 кВ Бугор Правая

ВЛ 110 кВ Новая-Правобережная с отпайками Левая,

ВЛ 110 кВ Новая-Правобережная с отпайками Правая

18,68

37,36

66

34

100

36

5138

18,68

Неуд.

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

уч. 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

ВЛ 110 кВ Верхняя Матренка

ВЛ 110 кВ Усмань – Верхняя 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

ВЛ 110 кВ Вербилово Левая, ВЛ 110 кВ Вербилово Правая

ВЛ 110 кВ Правобережная – Вербилово с отп. на ПС Хлевное Левая, ВЛ 110 кВ Правобережная – Вербилово с отп. на ПС Хлевное Правая

58,95

117,9

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 Вебилово

1977

0,250

0,500

АС-185

1

У110-2

5

ВЛ 110 кВ Двуречки Левая, ВЛ 110 кВ Двуречки Правая

ВЛ 110 кВ Северная – Двуречки с отп. на ПС Казинка Левая, ВЛ 110 кВ Северная – Двуречки с отпю на ПС Казинка Правая

23,31

46,62

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

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

5.3

перемычка к ВЛ-110кВ 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

ВЛ 110 кВ Добринка-1

ВЛ 110 кВ Добринка – Верхняя 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

ВЛ 110 кВ Добринка-2

ВЛ 110 кВ 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

ВЛ 110 кВ Доброе Левая,

ВЛ 110 кВ Доброе Правая

ВЛ 110 кВ Ситовка – Доброе Левая,

ВЛ 110 кВ Ситовка – Доброе Правая

33,70

67,40

35

130

165

35

4542

33,7

Неуд.

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

«-»

8.3

уч-к прав.цепь № 4-165

1986

33,05

АС-120

−

−

−

−

−

−

−

−

«-»

9

ВЛ 110 кВ Кольцевая Левая,

ВЛ 110 кВ кольцевая Правая

ВЛ 110 кВ Новая-Правобережная с отп. на ПС Южная Левая,

ВЛ 110 кВ Новая-Правобережная с отп. на ПС Южная Правая

20,975

40,785

58

39

97

35

6334

19,46

Неуд.

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

ВЛ 110 кВ ЛТЗ- Левая,

ВЛ 110 кВ ЛТЗ Правая

ВЛ 110 кВ Новая – ГПП-2 Левая,

ВЛ 110 кВ Новая – ГПП-2 Правая

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

ВЛ 110 кВ ЛТП Левая, ВЛ 110 кВ ЛТП Правая

ВЛ 110 кВ Ситовка – ЛТП с отп. на ПС КПД Левая, ВЛ 110 кВ Ситовка – ЛТП с отп на ПС КПД Правая

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

ВЛ 110 кВ Московская Левая, ВЛ 110 кВ Московская Правая

ВЛ 110 кВ Правобережная – Юго-Западная Левая,

ВЛ 110 кВПравобережная – Юго-Западная Правая

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

ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая

ВЛ 110 кВ Юго-Западная – Ситовка с отп. на ПС Привокзальная Левая, ВЛ 110 кВ Юго-Западная – Ситовка с отп. на ПС Привокзальная Правая

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

ВЛ 110 кВ Промышленная

ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Металлургическая

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

ВЛ 110 кВ Связь Левая,

ВЛ 110 кВ Связь Правая

ВЛ 110 кВ Северная – Металлургическая Левая, ВЛ 110 кВ Северная - Металлургическая Правая

1969

2,02

4,04

АСО-300

11

П4М; У90

0

−

11

7

ПС-70Д  ПФЕ-11

1022

2,02

СТ-50

Удовл.

16

ВЛ 110 кВ Сухая Лубна

ВЛ 110 кВ Правобережная – Сухая Лубна с отп. на ПС Новая 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

ВЛ 110 кВ Трубная Левая, ВЛ 110 кВ Трубная Правая

ВЛ 110 кВ Ситовка – Трубная-2 с отпайками Левая,

ВЛ 110 кВ Ситовка - Трубная-2 с отпайками Правая

12,03

24,05

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

ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2 Левая,

ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2 Правая

ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Металлургическая Левая,

ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Металлургическая Правая

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

ВЛ 110 кВ Усмань Левая, ВЛ 110 кВ Усмань Правая

ВЛ 110 кВ Гидрооборудование - Усмань с отпайками Левая, ВЛ 110 кВ Гидрооборудование – Усмань с отпайками Правая

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

ВЛ 110 кВ Хворостянка

ВЛ 110 кВ 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

ВЛ 110 кВ Цементная Левая, ВЛ 110 кВ Цементная Правая

ВЛ 110 кВ Ситовка – Сокол с отп. на ПС Цементная Левая, ВЛ 110 кВ Ситовка – Сокол с отп на ПС Цементная Правая

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

ВЛ 110 кВ Центролит Левая, ВЛ 110 кВ Центролит Правая

ВЛ 110 кВ Правобережная – Центролит с отп. на ПС Университетская Левая,

ВЛ 110 кВ Правобережная – Центролит с отп. на ПС Университетская Правая

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

ВЛ 110 кВ Чугун Левая, ВЛ 110 кВ Чугун Правая

ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Сокол Левая, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Сокол Правая

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-110кВ

500,79

857,38

675

2079

2754

600

131 858

510

ВЛ 110 кВ Лебедянского участка

1

ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая

ВЛ 110 кВ Правобережная – Лебедянь с отп.

66,40

66,95

26

347

373

39

11211

66,6

Неуд.

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

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

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

ВЛ 110 кВ Лебедянь Правая

ВЛ 110 кВ Дон – Сухая Лубна с отп. на ПС Куймань

16,85

37,55

14

67

81

14

5693

16,85

Неуд.

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

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

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

ВЛ 110 кВ Сухая Лубна

ВЛ 110 кВ Правобережная – Сухая Лубна с отп. на ПС Новая Деревня

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; У 110-2; П 4М

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

ВЛ 110 кВ Заход Левая,

ВЛ 110 кВ Заход Правая

ВЛ 110 кВ Дон – Лебедянь Левая,

ВЛ 110 кВ Дон – Лебедянь Правая

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

ВЛ 110 кВ Машзавод Левая, ВЛ 110 кВ Машзавод Правая

ВЛ 110 кВ Дон – Машзавод с отп. на ПС Нива Левая,

ВЛ 110 кВ Дон – Машзавод с отп. на ПС Нива Провая

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

ВЛ 110 кВ Химическая-1

ВЛ 110 кВ 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

ВЛ 110 кВ Данков

ВЛ 110 кВ Химическая – Данковская 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 внесенв в ВЛ 110 кВ ТЭЦ Доломитная)

8

ВЛ 110 кВ ТЭЦ – Доломитная

ВЛ 110 кВ Химическая – Данковская ТЭЦ с отп. на ПС Доломитная

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 Долмитная

1986

0,00

4,40

АС-150/24

ПФ-70В

720

ТК-50

Хор.

9

ВЛ 110 кВ Доломитная

ВЛ 110 кВ Химическая – Доломитная

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

ВЛ 110 кВ

Заводская

Левая

ВЛ 110 кВ Химическая – Заводская Левая

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

ВЛ 110 кВ

Заводская

Правая

ВЛ 110 кВ Химическая – Заводская Правая

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

ВЛ 110 кВ

Берёзовка

ВЛ 110 кВ Химическая – Берёзовка

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

ВЛ 110 кВ

Золотуха

ВЛ 110 кВ 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

ВЛ 110 кВ

Круглое

ВЛ 110 кВ Круглое – Химическая

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

ВЛ 110 кВ

Чаплыгин -1

ВЛ 110 кВ Компрессорная – Чаплыгин Новая

8,65

9,50

5

44

49

6

1944

8,65

Неуд.

15.1

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

15.2

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

15.3

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

16

ВЛ 110 кВ

Чаплыгин-2

ВЛ 110 кВ Компрессорная – Первомайская

21,60

22,45

9

106

115

13

3152

21,60

Неуд.

16.1

уч-к от № 8до 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

16.2

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

17

ВЛ 110 кВ

Лутошкино

Левая

ВЛ 110 кВ Лебедянь – Лутошкино с отп. на ПС Россия

50,60

50,60

25

238

263

30

13061

50

Неуд.

17.1

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

17.2

отп. до ПС Россия

1983

0,045

0,045

АС -95 /16

18

ВЛ 110 кВ

Лутошкино Правая

ВЛ 110 кВ Лебедянь – Лутошкино с отп. на ПС Россия, ПС Ирито

0,61

50,61

1

3

4

4

282

0,61

Неуд.

18.1

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

18.2

отп. до ПС Россия

1983

0,00

0,05

АС-95 /16

19

ВЛ 110 кВ

Ольховец

ВЛ 110 кВ Дон – Ольховец

7,49

18,30

5

39

44

9

1284

7,49

Неуд.

19.1

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

19.2

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

19.3

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

19.4

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

20

ВЛ 110 кВ

Компрессорная Правая

ВЛ 110 кВ Дон – Компрессорная Правая

8,59

63,10

5

39

44

5

9560

6,54

Хор.

20.1

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.

20.2

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.

20.3

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.

21

ВЛ 110 кВ

Компрессорная Левая

ВЛ 110 кВ Дон – Компрессорная

Левая

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.

22

Лев Толстой

Дон - Астапово

30,20

30,20

11

165

176

18

5586

30,20

Хор.

22.1

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.

22.2

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.

22.3

уч-к от № 20 до № 60

1990

7,44

7,44

АС-120 /19

2

У110-2 ; У 110-4

38

ПБ110-8

40

2

ПС-70

1088

7,442

ТК -9,1

Хор.

22.4

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.

22.5

уч-к от ПС Дон до № 12

1990

2,07

2,07

АС-120 /19

3

У110-4 ; У 110-4+5

9

ПБ110-8

12

3

ПС-70

512

2,071

ТК -9,1

Хор.

23

ВЛ 110 кВ

Троекурово

ВЛ 110 кВ Астапово – Троекурово отп. на ПС Лев Толстой

34,93

34,93

18

181

199

28

6216

34,93

23.1

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.

23.2

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.

23.3

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.

24

ВЛ 110 кВ

Чаплыгин

ВЛ 110 кВ Астапово – Чаплыгин Новая

34,944

44,460

24.1

участок от ПС Астапово до № 151 (опора № 1 совместный подвес с ВЛ - 110 кВ Лев-Толстой)

1994

26,7

26,7

АС-120 /19

19

У110-2+5; У110-1+5; У110-1+9; У110-1.

132

ПБ110-5

151

19

ПС-70 Д

4680

26,7

ТК-50

Хор.

24.2

участок от № 151 до № 191                    ( по опорам ВЛ-110 кВ "Компрессорная Правая" )

1981

0,3

8

АС-120 /19

ПС-70 Д

1272

0,3

ТК-50

Хор.

24.3

уч-к от № 190 до ПС Чаплыгин Новая (опоры №194 до ПС Чаплыгин Новая внесены в ВЛ 110 кВ Чаплыгин-1)

1994

0,644

2,460

АС-120/19

1

У110-1

2

ПБ110-5

3

1

ПС-70 Д

168

0,64

ТК-50

Хор.

24.4

отп. к ПС Чаплыгин Старая

1964

7,30

7,30

3

28

31

7,30

ТК-50

25

ВЛ 110 кВ Заря Левая,

ВЛ 110 кВ Заря Правая

ВЛ 110 кВ Компрессорная – ОЭЗ Чаплыгинская Левая, ВЛ 110 кВ Компрессорная – ОЭЗ Чаплыгин Правая

15,381

27,181

18

67

85

18

2630

11,80

Хор.

25.1

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.

25.2

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.

ИТОГО по ВЛ-110кВ

542,57

741,38

317

2785

3102

392

114 853

566,62

ВЛ 110 кВ Елецкого участка

1

ВЛ 110 кВ Волово

ВЛ 110 кВ Тербуны 220 - Волово с отпайкой на ПС Тербунский Гончар

1992

41

41,02

22

213

235

30

6594

41

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

ВЛ 110 кВ

Гороховская Левая,

ВЛ 110 кВ

Гороховская Правая

ВЛ 110 кВ Донская – Гороховская с отв. на ПС Кашары Левая, ВЛ 110 кВ Донская – Гороховская с отв. на ПС Кашары Правая

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

ВЛ 110 кВ Тербуны Новая,

ВЛ 110 кВ Долгоруково

ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Тербуны с ответвлением на Долгоруково.

ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Хитрово

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 Левая,

ВЛ 110 кВ Донская Правая

ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Правобережная с отпайками Левая,

ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Правобережная с отпайками Правая

73,26

146,52

54

358

412

53

19699

73,26

неуд.

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 Левая, ВЛ 110 кВ

Заречная

Правая

ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Елецкая ТЭЦ Левая, ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Елецкая ТЭЦ Правая

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 Тяговая Левая

ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Елец тяговая Левая

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 Тяговая Правая

ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Елец тяговая Правая

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, ВЛ 110 кВ Компрессорная Левая

ВЛ 110 кВ 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 Касторное

ВЛ 110 кВ Набережное – Касторное (Курск эн.сист)

25,62

26,90

16

91

107

16

3276

28,80

Неуд.

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 Правая

ВЛ 110 кВ 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

Набережное

ВЛ 110 кВ Тербуны 220 – Набережное с отпайкой на ПС 110 кВ 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, ЛК110/40-66шт.

1176

4,74

ТК-50

12

ВЛ 110 кВ Становая Левая,

ВЛ 110 кВ Становая Правая

ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Становая с отпайкой на Тростное Левая, ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Становая Правая

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 Левая,

ВЛ 110 кВ Табак Правая

ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Табак Левая, ВЛ 110 кВ Елецкая-220 – Табак Правая

6,50

13,00

20

19

39

18

3000

6,50

удовл.

13.1

ВЛ 110 кВ Табак- левая по опорам  Табак- правая (ПС Елецкая220 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 Елецкая220 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 - 2

ВЛ 110 кВ Тербуны 220 – Тербуны 110 №2

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-тяга

ВЛ 110 кВ Тербуны-220 – Тербуны-тяга

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 Левая, ВЛ 110 кВ Центральная Правая

ВЛ 110 кВ ЕлецкаяТЭЦ – Западная с отпайкой на Агрегатную Левая, ВЛ 110 кВ ЕлецкаяТЭЦ – Западная с отпайкой на Агрегатную Правая

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 Агрегатрая, 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

ВЛ 110 кВ 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

20

Ответвление на Елецпром

2017

0,701

0,701

АС-120

ИТОГО по ВЛ 110 кВ:

428,3

727,9

469

1776

2245

405

106 411

430,1

Всего

1497,5

2352,44

1461

6640

8083

1397

353 122

1506,7

*- красным цветом выделены участки ВЛ, находящиеся в эксплуатации больше нормативного срока.

*- по ВЛ 110 кВ, находящимся в эксплуатации больше нормативного срока, для оценки технического состояния требуется проведение дополнительного обследования.

Приложение 5

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

Таблица 1

ПС 110 кВ, находящиеся на балансе сторонних организаций

Собственник

ПС 110 кВ

Мощность трансформаторов, кВА

ООО «Лонгричбизнес»

110/35/10кВ Центролит

Т1 / 20 000

Т2 / 20 000

ООО «Техноинжиниринг»

110/6 кВ Трубная-1

Т1 / 16 000

Т2 / 16 000

ООО «Солнечная энергетика»

110/6 кВ Заводская

Т1 / 25 000

Т2 / 25 000

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

ПАО «ФСК-ЕЭС»

110/10 кВ Тростное*

Т / 6 300

ООО «Мострансгаз» (Донское УМГ)

110/6 КС-7А

Т1 / 40 000

Т2 / 40 000

АО «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

ООО «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

АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

110/10 кВ ОЭЗ

Т1/ 40 000

Т2/ 40 000

ОАО «Липецкая кондитерская фабрика «Рошен»

110/10 кВ Рошен***

Т1/ 25 000

Т2/ 25 000

ООО «Йокохама Р.П.З.»

110/10 кВ Йокохама

Т/10 000

ООО «Тепличный комбинат Елецкие овощи»

110/10 кВ Аграрная

Т/63 000

*) ПС 110/10 кВ Тростное является подстанцией собственных нужд для ПС 500 кВ Елецкая

**) ПС 110 кВ Урусово территориально расположена в Липецкой области, но ее электроснабжение осуществляется от Рязанской энергосистемы.

***) ПС 110 кВ Рошен в настоящее время присоединена по временной схеме к шинам 10 кВ ПС 220 кВ Правобережная до перезавода ВЛ 110 кВ на 1 и 2 секции 110 кВ нового ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная.

Продолжение таблицы 1

ГПП, РП  ПАО «Новолипецкого металлургического комбината»

№ ГПП, РП

№ 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

РП-1

-

-

-

-

РП-2

-

-

-

-

Таблица 2

ЛЭП 110 кВ, находящиеся на балансе сторонних организаций

№

ЛЭП

Марка провода/кабеля

Протяженность, км

ПАО «ФСК-ЕЭС»

1

Ответвление на ПС Тростное от Становая-левая

АС-120

1,5

ООО «Железобетон»

2

Ответвление на ГПП-11

2АС-185

0,5

Линии 110 кВ ПАО «НЛМК»

3

КВЛ 110 кВ Новая-ТЭЦ НЛМК Левая

(КВЛ 110 кВ ТЭЦ Левая)

АСКС-500

6,4

4

КВЛ 110 кВ Новая-ТЭЦ НЛМК Правая

(КВЛ 110 кВ ТЭЦ Правая)

АСКС-500

6,4

5

ВЛ 110 кВ Новая-РП-1 №11 (ВЛ 110 кВ РП-11)

АСКС-500

6,7

6

ВЛ 110 кВ Новая-РП-1 №13 (ВЛ 110 кВ РП-13)

АСКС-500

6,7

7

КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 1 цепь

АСО-500

1,486

8

КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 2 цепь

АСО-500

1,486

9

КВЛ 110 кВ Северная – ГПП-18 1 цепь

АСО-500/АПвВнг-3(1х800)

1,58/0,66

10

КВЛ 110 кВ Северная – ГПП-18 2 цепь

АСО-500/АпвВнг-3(1х800)

1,58/0,57

11

КВЛ 110 кВ ГПП-18 – РП-1 1 цепь

АСО-500/АПвВнг-3(1х800)

5,193/0,51

12

КВЛ 110 кВ ГПП-18 – РП-1 2 цепь

АСО-500/АпвВнг-3(1х800)

5,193/0,51

13

КВЛ 110 кВ ТЭЦ НЛМК- ГПП-1

АСО-500

2,4

14

ВЛ 110 кВ Северная - ГПП-1

АСКС-500

7,6

15

ВЛ 110 кВ Северная – ГПП-17

(ВЛ 110 кВ ГПП-17)

АС-185

1,2

МСАШВ-3(1х150)

0,43

16

ВЛ 110 кВ Новая - ГПП-17

АС-185

3,8

МСАШВ-3(1х150)

0,36

17

КВЛ 110 кВ ТЭЦ НЛМК – ГПП-17

АС-185

3,33

МСАШВ-3(1х150)

0,465

18

ВЛ 110 кВ РП-2 – Металлургическая Левая

(ВЛ 110 кВ Прокат Левая)

АС-500

3,7

19

ВЛ 110 кВ РП-2 – Металлургическая Правая

(ВЛ 110 кВ Прокат Правая)

АС-500

3,7

20

ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – РП-2 Левая

(ВЛ 110 кВ РП-2 Левая)

АС-500

6

21

ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – РП-2 Правая

(ВЛ 110 кВ РП-2 Правая)

АС-500

6

22

ВЛ 110 кВ Металлургическая – ГПП-3 с отпайкой на ГПП-11 Левая (ВЛ 110 кВ ГПП-3 Левая)

АСО-400

4,6

23

ВЛ 110 кВ Металлургическая – ГПП-3 с отпайкой на ГПП-11 Правая (ВЛ 110 кВ ГПП-3 Правая)

АСО-400

4,6

24

ВЛ 10 кВ Металлургическая – ГПП-5 Правая

(ВЛ 110 кВ ГПП-5 Правая)

АС-185

2,61

25

ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2 – ГПП-5 Левая

(ВЛ 110 кВ ГПП-5 Левая)

АС-185

1,53

26

ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2 – ГПП-6 Правая

(ВЛ 110 кВ ГПП-6 Правая)

АСКС-185

2,6

27

ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2 – ГПП-6 Левая

(ВЛ 110 кВ ГПП-6 Левая)

АСКС-185

2,6

28

Ответвление на ГПП-4

2АС-185

2,5

ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

29

ВЛ 110 кВ Сокол – ГПП-1 Правая

(ВЛ 110 кВ ГПП-1 Правая)

30

ВЛ 110 кВ Сокол – ГПП-1 Левая

(ВЛ 110 кВ ГПП-1 Левая)

АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

31

Отпайка от ВЛ 110 кВ Двуречки Левая к               ПС 110 кВ ОЭЗ Липецк

(отп. к ПС ОЭЗ Липецк)

АС-150

0,09

32

Отпайка от ВЛ 110 кВ Двуречки Правая к ПС 110 кВ ОЭЗ Липецк

(отп. к ПС ОЭЗ Липецк)

АС-150

0,09

33

КЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Йокохама

АПвВнг 1*185/95-64/110

3,57

ОАО "Липецкая кондитерская фабрика "Рошен"

34

ВЛ 110 кВ Правобережная – Рошен I цепь

АС-120

10

35

ВЛ 110 кВ Правобережная – Рошен II цепь

АС-120

10

ООО «Тепличный комбинат Елецкие овощи»

36

КВЛ 110 кВ Елецкая – Аграрная

АПвПг-3(1х350), АС-185

3,66

Филиал ОАО «РЖД» Трансэнерго Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению

37

ВЛ 110 кВ Тербуны 220 – Касторная Тяговая

Приложение 6

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

ПС 35 кВ, находящиеся на балансе ПАО «МРСК Центра» Липецкэнерго

№

Наименование

Год ввода

Напря-жение

Трансформаторы

Схема

Техническое  состояние

Т-1

Т-2

Тип

МВА

Тип

МВА

ПС 35 кВ Липецкого участка

1

ПС 35 кВ №1

1985

35/10

ТМН

4

ТМН

4

35-5Н

удовл.

2

ПС 35 кВ №2

1954

35/6

ТМ

1

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

3

ПС 35 кВ №3

1933

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

4

ПС 35 кВ №4

1953

35/6

ТМН

4

ТМН

4

Нетип

удовл.

5

ПС 35 кВ Березняговка

1969

35/10

ТМ

1,6

ТМ

1,6

Нетип

удовл.

6

ПС 35 кВ Борино

1959

35/10

ТМН

6,3

ТМН

6,3

Нетип

удовл.

7

ПС 35 кВ Борисовка

1979

35/10

ТМ

4

ТМН

4

35-9

удовл.

8

ПС 35 кВ Бочиновка

1993

35/10

ТМН

4

ТМН

4

35-5АН

удовл.

9

ПС 35 кВ Бутырки

1968

35/10

ТМН

5,6

ТМН

6,3

35-4Н

удовл.

10

ПС 35 кВ Введенка

1971

35/10

ТМН

4

ТМ

4

Нетип

удовл.

11

ПС 35 кВ Вешаловка

1978

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

12

ПС 35 кВ Водозабор

1991

35/6

ТДНС

10

ТДНС

10

35-9

удовл.

13

ПС 35 кВ Вперед

1973

35/10

ТМН

4

ТМН

4

Нетип

удовл.

14

ПС 35 кВ Грязи-город

1966

35/6

ТМ

6,3

ТМ

5,6

Нетип

удовл.

15

ПС 35 кВ Грязное

1976

35/10

ТМ

4

ТМН

4

Нетип

удовл.

16

ПС 35 кВ Демшинка

1991

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

17

ПС 35 кВ Дмитриевка

1980

35/10

ТМ

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

18

ПС 35 кВ Дмитряшевка

1977

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

19

ПС 35 кВ Дружба

1977

35/6

ТМ

5,6

35-3

удовл.

20

ПС 35 кВ Ивановка

1978

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

21

ПС 35 кВ Каликино

1971

35/10

ТМР

3,2

ТМР

3,2

Нетип

удовл.

22

ПС 35 кВ Карамышево

1999

35/10

ТДНС

10

ТДНС

10

35-9

удовл.

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

удовл.

25

ПС 35 кВ Конь-Колодезь

1981

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

26

ПС 35 кВ Красная Дубрава

1983

35/10

ТМ

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

27

ПС 35 кВ Куликово

1995

35/10

ТМ

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

28

ПС 35 кВ Курино

1959

35/10

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

29

ПС 35 кВ Лебедянка

1960

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

30

ПС 35 кВ Малей

1960

35/10

ТМН

4

ТМ

2,5

35-5АН

удовл.

31

ПС 35 кВ Матыра

1973

35/10

ТМН

4

ТМР

3,2

35-4Н

удовл.

32

ПС 35 кВ Московка

1988

35/10

ТМН

1,6

ТМН

1,6

35-9

удовл.

33

ПС 35 кВ Мясокомбинат

1975

35/10

ТМН

6,3

ТМН

6,3

35-4Н

удовл.

34

ПС 35 кВ Негачевка

1973

35/10

ТМ

2,5

ТМН

2,5

35-9

удовл.

35

ПС 35 кВ Новодубовое

1982

35/10

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

36

ПС 35 кВ Новониколаевка

1974

35/6

ТМ

4

Нетип

удовл.

37

ПС 35 кВ Новочеркутино

1974

35/10

ТМН

4

ТМН

4

35-5Н

удовл.

38

ПС 35 кВ Паршиновка

1980

35/10

ТМН

1,6

ТМ

2,5

35-5АН

удовл.

39

ПС 35 кВ Пашково

1977

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

40

ПС 35 кВ Песковатка

1973

35/10

ТМ

1,6

Нетип

удовл.

41

ПС 35 кВ Петровская

1973

35/10

ТМ

2,5

ТМ

4

35-5АН

удовл.

42

ПС 35 кВ Плавица

1978

35/10

ТМ

1,6

ТМ

1,6

35-5АН

удовл.

43

ПС 35 кВ Поддубровка

1980

35/10

ТМ

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

44

ПС 35 кВ Правда

1984

35/10

ТМН

4

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

45

ПС 35 кВ Пружинки

1986

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

46

ПС 35 кВ Птицефабрика

1972

35/6

ТМ

4

ТМ

4

Нетип

удовл.

47

ПС 35 кВ Ратчино

1982

35/10

ТМН

2,5

ТМ

2,5

35-5АН

удовл.

48

ПС 35 кВ Речная

1981

35/10

ТМН

4

ТМН

4

Нетип

удовл.

49

ПС 35 кВ Романово* передвижная ПС 35 кВ.

2014

35/10

ТМН

4

35-3Н

хор.

50

ПС 35 кВ Сельхозтехника

1978

35/10

ТМ

2,5

ТМ

1,6

Нетип

удовл.

51

ПС 35 кВ Сенцово

1985

35/10

ТДНС

10

ТДНС

10

35-5АН

удовл.

52

ПС 35 кВ Синдякино

1982

35/10

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

53

ПС 35 кВ Сошки

1988

35/10

ТМН

4

ТМН

4

35-5АН

удовл.

54

ПС 35 кВ Сселки

2009

35/10

ТДНС

10

ТДНС

10

35-5АН

хор.

55

ПС 35 кВ Стебаево

1987

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

56

ПС 35 кВ Таволжанка

1995

35/6

ТМН

4

ТМН

4

35-5АН

удовл.

57

ПС 35 кВ Т. Чамлык

1972

35/10

ТМ

3,2

ТМ

4

Нетип

удовл.

58

ПС 35 кВ Троицкая

1974

35/10

ТМ

2,5

ТМ

4

35-4Н

удовл.

59

ПС 35 кВ Трубетчино

1965

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

60

ПС 35 кВ Тюшевка

1982

35/10

ТМН

4

ТМН

4

35-5АН

удовл.

61

ПС 35 кВ Федоровка

1979

35/10

ТМ

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

62

ПС 35 кВ Хлебопродукты

1990

35/10

ТМН

6,3

ТМН

6,3

35-5АН

удовл.

63

ПС 35 кВ Частая Дубрава

1974

35/10

ТМН

4

ТМН

4

Нетип

хор.

64

ПС 35 кВ Ярлуково

1972

35/10

ТМ

3,2

ТМН

35-4Н

удовл.

ПС 35 кВ Елецкого участка

1

ПС 35 кВ 2-е Тербуны

1982

35/10

ТМ

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

2

ПС 35 кВ №5

1954

35/6

ТМ

3,2

ТМН

6,3

Нетип

удовл.

3

ПС 35 кВ Авангард

1990

35/10

ТМН

4

ТМН

4

35-5АН

удовл.

4

ПС 35 кВ Аврора

1981

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

5

ПС 35 кВ Афанасьево

1978

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

35-5АН

удовл.

6

ПС 35 кВ Б.Боевка

1983

35/10

ТМ

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

7

ПС 35 кВ Бабарыкино

1982

35/10

ТМН

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

8

ПС 35 кВ Борки

1981

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

9

ПС 35 кВ Васильевка

1981

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

10

ПС 35 кВ Веселое

1984

35/10

ТМ

2,5

35-1

удовл.

11

ПС 35 кВ Воронец

1982

35/10

ТМН

4

ТМН

4

Нетип

удовл.

12

ПС 35 кВ Восточная

1966

35/10

ТМН

10

ТДНС

16

Нетип

удовл.

13

ПС 35 кВ Гатище

1973

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

14

ПС 35 кВ Гнилуша

1973

35/10

ТМН

6,3

ТМН

6,3

Нетип

удовл.

15

ПС 35 кВ Голиково

1974

35/6

ТАМ

1,8

ТМ

1,6

35-4Н

удовл.

16

ПС 35 кВ Грызлово

1973

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

35-5АН

удовл.

17

ПС 35 кВ Жерновное

1994

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

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

удовл.

20

ПС 35 кВ Казаки

1992

35/10

ТМН

4

ТМН

4

35-9

удовл.

21

ПС 35 кВ Казачье

1990

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

22

ПС 35 кВ Каменка

1968

35/10

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

23

ПС 35 кВ Кириллово

1989

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

24

ПС 35 кВ Князево

1979

35/10

ТМ

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

25

ПС 35 кВ Колесово

1999

35/10

ТМН

6,3

ТМН

6,3

35-9

удовл.

26

ПС 35 кВ Красная пальна

1965

35/10

ТМН

3,2

Нетип

удовл.

27

ПС 35 кВ Красотыновка

1981

35/10

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

28

ПС 35 кВ Ксизово

1988

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

29

ПС 35 кВ Ламское

1966

35/10

ТМ

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

30

ПС 35 кВ Лебяжье

1978

35/10

ТМ

2,5

ТМ

1,6

Нетип

удовл.

31

ПС 35 кВ Ломовец

1979

35/10

ТМ

1,6

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

32

ПС 35 кВ Озерки

1984

35/10

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

33

ПС 35 кВ Ольшанец

1979

35/10

ТМ

2,5

ТМН

4

Нетип

удовл.

34

ПС 35 кВ Панкратовка

1973

35/10

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

35

ПС 35 кВ Плоское

1973

35/10

ТМН

4

ТМН

4

Нетип

удовл.

36

ПС 35 кВ Преображение

1982

35/10

ТМ

2,5

35-1

удовл.

37

ПС 35 кВ Солидарность

1978

35/10

ТМ

4

ТМ

4

35-5АН

удовл.

38

ПС 35 кВ Стегаловка

1971

35/10

ТМ

2,5

ТМР

3,2

35-4Н

удовл.

39

ПС 35 кВ Талица

1969

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

40

ПС 35 кВ Тимирязево

1986

35/10

ТМН

4

ТМН

4

35-4Н

удовл.

41

ПС 35 кВ Тихий Дон

1987

35/10

ТМН

4

ТМН

4

Нетип

удовл.

42

ПС 35 кВ Хитрово

1967

35/10

ТМН

6,3

ТМН

6,3

35-9

удовл.

43

ПС 35 кВ Чернава

1967

35/10

ТМН

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

44

ПС 35 кВ Чернолес

1986

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

45

ПС 35 кВ Яковлево

1970

35/10

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

ПС 35 кВ Лебедянского участка

1

ПС 35 кВ Агроном

1968

35/10

ТМН

4

ТМ

6,3

Нетип

удовл.

2

ПС 35 кВ Барятино

1980

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

3

ПС 35 кВ Бигильдино

1983

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

4

ПС 35 кВ Большие Избищи

1980

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

35-5АН

удовл.

5

ПС 35 кВ Большое Попово

1988

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

6

ПС 35 кВ Большой Верх

1978

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

7

ПС 35 кВ Ведное

1976

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

8

ПС 35 кВ Воскресеновка

1974

35/10

ТМ

1,6

ТМ

1,6

Нетип

удовл.

9

ПС 35 кВ Гагарино

1988

35/10

ТАМ

1,8

ТМ

1,8

Нетип

удовл.

10

ПС 35 кВ Головинщино

1966

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

11

ПС 35 кВ Данков-сельская

1976

35/10

ТМ

6,3

ТМН

6,3

Нетип

удовл.

12

ПС 35 кВ Долгое

1976

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

13

ПС 35 кВ Дрезгалово

1985

35/10

ТМ

1,6

ТМ

1,6

Нетип

удовл.

14

ПС 35 кВ Знаменка

1980

35/10

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

15

ПС 35 кВ Каменная Лубна

1970

35/10

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

16

ПС 35 кВ Колыбельская

1968

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

17

ПС 35 кВ Комплекс

2006

35/10

ТМН

4

ТМН

4

35-9

хор.

18

ПС 35 кВ Красное

1975

35/10

ТМ

4

ТМН

4

Нетип

удовл.

19

ПС 35 кВ Культура

1979

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

20

ПС 35 кВ Никольское

1984

35/10

ТМН

4

Нетип

удовл.

21

ПС 35 кВ Новополянье

1977

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

22

ПС 35 кВ Первомайская

1969

35/10

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

23

ПС 35 кВ Пиково

1982

35/10

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

24

ПС 35 кВ Полибино

1985

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

25

ПС 35 кВ Политово

1991

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

26

ПС 35 кВ Раненбург

1975

35/10

ТМ

1,6

ТМ

1,6

Нетип

удовл.

27

ПС 35 кВ Дубрава

1985

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

28

ПС 35 кВ Сапрыкино

1977

35/10

ТМ

1,6

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

29

ПС 35 кВ Сергиевка

1996

35/10

ТМН

2,5

ТМ

2,5

35-5АН

удовл.

30

ПС 35 кВ Теплое

1992

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

31

ПС 35 кВ Топки

1997

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

35-5АН

удовл.

32

ПС 35 кВ Троекурово-совхозная

1970

35/10

ТМ

2,5

ТМ

2,5

Нетип

удовл.

33

ПС 35 кВ Хрущево

1987

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

Нетип

удовл.

34

ПС 35 кВ Яблоново

1990

35/10

ТМН

2,5

ТМН

2,5

35-5АН

удовл.

*) Текстом синего цвета выделены трансформаторы подстанций, имеющие устаревную конструкцию.

**) Цветом выделены подстанции, срок службы которых превышает нормативный.

Приложение 7

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

ЛЭП 35 кВ, находящиеся на балансе филиала «Липецкэнерго»

№ п/п

Наименование ВЛ

Год ввода в экспл.

Протяженность, км

Тип

провода

Опоры

Изоляция

Грозозащитный трос

Примеч. (сост. ВЛ)

Металли-ческие

Ж/бетонные

Всего, шт

В т.ч. анкерн.

Тип изоля-торов

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 Липецкого участка

1

ВЛ 35 кВ N2

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 N3

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 N4

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 N5

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 N6

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

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

"-"

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

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

24,96

33,31

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

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

5,20

5,20

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

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 (совмесно 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 Вперёд 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

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

5,9

5,9

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

12,06

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

Неуд.

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 Фёдоровка

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 участка

875,23

989,19

626

5 533

6 170

1 082

80 757

228,8

ВЛ 35 кВ Лебедянского участка

1

ВЛ - 35 кВ  Агроном

8,90

8,90

1.1

участок от № 7 до № 67 ПС Агроном      ( № 65 - 67 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ Б - Верх)

1968

8,60

8,60

АС -50     АС- 95

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

3,129

С-35

Удовл.

1.2

участок от № 1ПС Лебедянь до № 7 (совместный подвес с ВЛ - 35 кВ Троекурово - Совхозная)

1969

0,30

0,30

АС -50

4

У 35-2т

3

ПБ 35-2т

7

7

ПМ -4,5

132

0,3

С-35

Удовл.

2

ВЛ - 35 кВ  Барятино

23,348

23,348

2.1

участок от № 26 до ПС Борятино

1984

20,193

20,193

АС -70

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

1,284

ПС-35

Удовл.

2.2

участок от № 1ПС Берёзовка до № 26    ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ Берёзовка)

1975

3,105

3,105

АС -70

8

У 35-2т; У 35-2т+5; У 35-2

18

ПБ 35-1в; ПБ 35-2

26

8

ПС-6Б

411

1,524

ПС-35

Удовл.

2.3

отпайка на ПС 35/10 кВ "Берёзовка"

1975

0,050

0,050

АС -70

1

УБ 35-11т

1

1

ПС-6Б

27

0,05

ПС-35

Удовл.

3

ВЛ - 35 кВ  Барятино -1

17,77

17,80

3.1

участок от № 1 ПС Барятино до № 151ПС Воскресеновка  (опора №1 относится к ВЛ-35 кВ "Барятино")

1980

17,770

17,800

АС -70

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

3,671

ПС-50

Удовл.

4

ВЛ - 35 кВ  Берёзовка

10,115

13,38

4.1

участок от № 2 до № 129 ПС Берёзовка ( № 105-129 по опорам ВЛ-35 кВ "Барятино")

1967

10,115

13,22

АС - 50 8,685;   АС-70 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

1,426

Удовл.

4.2

участок от ПС Политово до № 2          ( по опорам ВЛ-35 кв "Политово")

1975

0,000

0,160

АС -70

ПС 70Д

48

0

Удовл.

5

ВЛ - 35 кВ  Бигильдино

19,78

20,43

5.1

участок от № 129 до № 134 ПС Бигильдино (по опорам ВЛ-35 кВ "Долгое-2")

1979

0,000

0,65

АС -70

ПС 6 Б

143

0

Удовл.

5.2

участок от № 1ПС Знаменка до № 129

1976

19,78

19,78

АС -70

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

2,426

С-35

Удовл.

6

ВЛ - 35 кв  Б. Избищи

4,974

18,936

6.1

участок от № 102 до № 145

1983

4,974

4,974

АС-70

1

У 35-1

41

УБ 35-1; ПБ 35-3т; ПБ 35-1в

42

4

ПС - 70Д

489

1,045

ПС-35

Удовл.

6.2

участок от № 145 до № 147 ПС Б. Избищи (по опорам ВЛ-35 кВ "Дружба")

1983

0,00

0,262

АС-70

ПС - 70Д

112

0

Удовл.

6.3

участок от ПС Дон до № 102 ( по опорам ВЛ-35 кВ "Культура")

1983

0,00

13,70

АС- 95

ПС - 70Д

1611

0

Удовл.

7

ВЛ - 35 кВ  Б - Попово

15,080

15,080

7.1

участок от № 79 до № 103ПС Б - Попово ( № 79 - 93 и № 96 - 103 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Рождество")

1980

4,100

4,10

АС- 95

10

У35-2+5; У35-2; У-35-2т;

15

ПБ - 35-2; ПБ - 35-2т.

25

11

ПС- 60Д ; ПС- 6Б.

375

1,534

С-35

хор.

7.2

участок от № 1 ПС Лебедянь до № 79 ( № 1-2 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Перемычка"

1975

10,98

10,98

АС- 95

6

У35-1; У35-1т+5; У35-1+5.

72

ПУСБ35-1; ПБ35-1т; ПБ35-1.

78

6

ПС - 60Д

845

1,956

С-35

хор.

8

ВЛ - 35 кВ  Большой Верх

17,675

25,10

8.1

участок от № 57 до № 218 ПС Б. Верх ( № 175-218 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Красивая Меча")

1988

17,675

17,675

АС- 95

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

1,149

ПС-35

хор.

8.2

участок от № 1 ПС Агроном до № 57  ( № 1-3 по опорам ВЛ - 35 кВ "Агроном" ; № 4 - 57 по опорам ВЛ-35 кВ "Плодовая")

1988

0,000

7,425

АС- 95

ПС 70Д

837

0

хор.

9

ВЛ - 35 кВ  Ведное -1

22,58

26,40

9.1

участок от № 218 до № 247 ПС Ведное ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Ведное - 2")

1978

3,18

3,18

АС-70

3

У 35-2т

27

ПБ 35-2вт

30

3

ПС-6Б

348

3,13

ПС-35

Удовл.

9.2

участок от № 31 до № 218

1978

19,40

19,40

АС-70

0

186

УП 35-4б; УА 35-4б; ПБ 35-1в

186

14

ПС-6Б; ПС- 70Д

1980

0

Удовл.

9.3

участок от№ 1 ПС Никольское до № 31 ( по опорам ВЛ-35 кВ "Никольское")

1984

0,00

3,82

АС-70

ПС-6Б

465

0

Удовл.

10

ВЛ - 35 кВ  Ведное -2

9,34

12,52

10.1

участок от № 30 до № 125 ПС Троекурово

1978

9,34

9,34

АС-70

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

1,315

ПС-35

Удовл.

10.2

участок от № 1 ПС Ведное до № 30 ( по опорам ВЛ-35 кВ"Ведное-1")

1978

0,00

3,18

АС-70

ПС-6Б

348

0

Удовл.

11

ВЛ - 35 кВ "Тёплое - Воскресеновка" ( ВЛ Воскресеновка)

13,80

13,80

11.1

участок от № 1 ПС Тёплое до № 134 ПС Воскресеновка ( опора № 1 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Тёплое")

1980

13,80

13,80

АС-70

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

2,152

С-35

хор.

12

ВЛ - 35 кВ  Гагарино

10,75

20,45

12.1

участок от № 83 до  № 158 ПС Гагарино

1974

10,75

10,75

АС-50

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

1,609

ПС-50

Удовл.

12.2

участок от № 1 ПС Топки до № 83      ( по опорам ВЛ-35 кВ "Топки")

1997

0,000

9,70

АС-50

ПС 70Д

1113

0

13

ВЛ - 35 кВ  Головинщино

20,87

20,90

13.1

участок от № 141 до № 167 ПС Головинщино ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Луговая")

1988

3,60

3,60

АС- 95

6

У 35-2; У 35-2т

21

ПУСБ 35-4;ПБ 35-2

27

7

ПС 70Д

396

1,604

ПС-35

Удовл.

13.2

участок от № 1 ПС Астапово до № 141 ( опора №1 относится к  ВЛ-35 кВ "Комплекс")

1988

17,27

17,30

АС- 95

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

1,316

С-35

Удовл.

14

ВЛ - 35 кВ  Данков Сельская

5,228

5,228

14.1

участок от № 13 до № 36

1991

3,374

3,374

АС-120

1

У 35-2т+5;

20

УБ 35-1т;АУБМ 35-1т; ПБ 35-3т; ПБ 35-3

21

8

ПС 70Д

378

0,735

ТК-50

хор.

14.2

участок от № 36 до № 38 ПС Данков Сельская

1967

0,359

0,359

АС-120

1

У 35-1т

3

ПБ 35-3т

4

4

ПС 70Д

124

0,359

ТК-50

Удовл.

14.3

участок от № 1 ПС Химическая до № 13 ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Тёплое")

1983

1,495

1,495

АС-95

7

У 35-2т; У 35-2т+5.

6

ПБ 35-2т

13

7

ПС 70Д

267

1,495

С-50

хор.

15

ВЛ - 35 кВ  Долгое -1

7,919

14,10

15.1

участок от № 1ПС Полибино до № 46 ( по опорам ВЛ-35 кВ "Полибино")

1985

0,000

6,181

АС-70

ПС -70Д

606

0

Удовл.

15.2

участок от № 46 до № 99 ПС Долгое

1976

7,919

7,919

АС-70

4

У 35-1т; У 35-1

49

УААг-35; ПБ 35-3;  ПБ 35-1в; ПБ 35-1т.

53

6

ПС -70Д

687

1,22

С-35

Удовл.

16

ВЛ - 35 кВ  Долгое -2

12,25

12,25

16.1

участок от № 75 до № 80 ПС Бигильдино ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Бигильдино")

1979

0,65

0,65

АС-70

3

У 35-2т

3

ПБ 35-2т

6

3

ПС - 6Б

149

0,65

ПС-35

Удовл.

16.2

участок от № 1 ПС Долгое до № 75

1976

11,60

11,60

АС-70

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

3,218

ПС-35

Удовл.

17

ВЛ - 35 кВ  Дрезгалово - 1

21,345

21,345

Неуд.

17.1

участок от № 204 до ПС Дрезгалово     ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ Дрезгалово - 2)

1976

1,00

1,00

АС-70

2

У 35 -2т

8

ПБ 35 -2т

10

2

ПС - 6Б

148

0,98

ПС-35

17.2

участок от № 69 до № 75                     (  № 71 - 75 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ Яблоново)

1976

0,60

0,60

АС-70

1

У35-2 т+5

5

УБ35-1.; ПБ 35-2т

6

2

ПС - 6Б

57

0,600

17.3

участок от № 75 до № 204

1976

12,56

12,56

АС-70

6

У35-1+5; У35 -2+5; У35-1.

122

УБ35-1;ПБ35-1; УААГ-35

128

23

ПС - 6Б

1605

1,061

17.4

участок от № 1 ПС Россия до № 69              ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Краное - 1")

1985

7,185

7,185

АС-70

15

У35-2т; У35-2; У35-2+5;УАП35-5

55

УБ35-2т; ПБ35-2; ПБ35-4Б

70

13

ПС - 6Б

975

2,473

ПС-35

18

ВЛ - 35 кВ  Дрезгалово -2

8,50

9,50

18.1

участок от № 10 до № 88 ПС Талица

1977

8,50

8,50

АС-70

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

1,241

ПС-35

Удовл.

18.2

участок от № 1 ПС Дрезгалово до № 10      ( по опорам ВЛ-35 кВ "Дрезгалово-1")

1976

0,00

1,00

АС-70

ПС - 6Б

132

Удовл.

19

ВЛ - 35 кВ  Дружба

12,262

12,262

19.1

участок от № 3 до № 106 ПС Трубетчино

1983

12,00

12,00

АС-70

3

У 35-1т;УАП 35-3;

100

УБ 35-1; ПБ 35-1в; ПБ 35-3

103

11

ПС -70Д

1275

3,627

ПС-35

Удовл.

19.2

участок от № 1 ПС Б. Избищи до № 3     (совместный подвес с ВЛ - 35 кВ Б - Избищи)

1983

0,262

0,262

АС-70

2

У 35-2т

1

ПБ 35-2т

3

2

ПС -70Д

84

0,262

ПС-35

Удовл.

20

ВЛ - 35 кВ  Знаменка

13,04

13,06

20.1

участок от № 13 до ПС Знаменка

1980

12,01

12,01

АС-70

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

1,371

С-35

Удовл.

20.2

участок от ПС Астапово до № 13            ( опора №1 относится к  ВЛ-35 кВ "Первомайская")

1986

1,03

1,05

АС-70

1

У 35-1

11

УБ 35-1; ПБ 35-1в

12

1

ПС 70Д

135

1,05

С-35

Удовл.

21

ВЛ - 35 кВ Каменная Лубна

19,51

23,38

Неуд.

21.1

участок от № 1 ПС Донская до № 160

1968

19,51

23,38

АС-50

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

1,689

ПС-35

22

ВЛ - 35 кВ "Компрессорная - Колыбельская"               ( ВЛ Колыбельская)

8,565

13,292

22.1

участок от № 26 до № 63 ПС Колыбельская

1969

8,565

8,565

АС- 95

0

37

УБ 35-11,1; ПБ 35-1в

37

3

ПФ-6Б

519

1,624

С-35

Удовл.

22.2

участок от № 1 ПС Компрессорная до № 26  (по опорам ВЛ-35 кВ "Связь ГКС")

1980

0,000

4,727

АС-95

ПС 70Д

351

0

Удовл.

23

ВЛ - 35 кВ  Комплекс

12,225

12,250

23.1

участок от № 1 ПС Астапово до № 16           ( опора № 1 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Головинщино")

1986

1,595

1,595

АС-70

3

У 35-1т+5

13

ПУСБ 35-1т; ПБ 35-1в

16

3

ПС-6Б

201

1,595

ПС-35

Удовл.

23.2

участок от № 16 до № 91

1974

10,475

10,475

АС-70

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

0,984

Удовл.

23.3

участок от № 91 до № 92 ПС Комплекс ( опора № 92 отнесена к ВЛ-35 кВ "Топки")

2006

0,155

0,18

АС-70

1

У 35-1т+5

0

1

1

ПС 70Д

36

0,18

ТК-50

Удовл.

24

ВЛ - 35 кВ Красивая Меча с отп. на ПС Сергиевка

33,24

38,61

24.1

участок от № 1 ПС Б. Верх до № 260 ПС Сапрыкино  (от ПС Б-Верх № 1 - 44 по опорам ВЛ-35 кВ "Б-Верх")

1994

22,29

27,66

АС-70

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

1,760

ПС-35

хор.

24.2

отпайка к ПС Сергиевка

1996

10,95

10,95

АС-70

7

У 35-1+5; У 35-1т; У 35-1+5т.

90

УБ 35-1;ПБ 35-1в

97

14

ПС 70Д

1122

1,552

ПС-35

хор.

25

ВЛ - 35 кВ  Красное

0,165

7,595

0

25.1

участок от № 69 до № 73ПС Красное     ( № 71-73 по опорам ВЛ-35 кВ "Яблоново")

1976

0,165

0,41

АС-70

1

УБ35-1

1

1

ПС-6Б

78

0

Удовл.

25.2

участок от № 1 ПС Россия до № 69 ( по опорам ВЛ-35 кВ "Дрезгалово-1")

1985

0,000

7,185

АС-70

ПС-6Б

879

0

Удовл.

26

ВЛ - 35 кВ    Культура

21,00

21,00

26.1

участок от № 102 до № 169 ПС 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

1,451

ПС-35

Удовл.

26.2

участок от № 1 ПС Дон до № 102                ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Б - Избищи")

1989

13,70

13,70

АС-95

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

1,963

ПС-35

Удовл.

27

ВЛ - 35 кВ  Луговая

10,30

13,90

27.1

участок от № 27 до № 114 ПС Новополянье

1988

10,30

10,30

АС-70

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

1,059

ПС-35

Удовл.

27.2

участок от № 1ПС Головенщино до № 27 ( по опорам ВЛ-35 кВ " Головенщино")

1988

0,000

3,60

АС-70

ПС 70Д

480

0

Удовл.

28

ВЛ - 35 кВ  Мясопром

12,68

12,68

28.1

участок от № 1ПС Гагарино до № 98 ПС Пиково   ( № 1 - 12 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Троекурово")

2007

12,68

12,68

АС-95

8

У 35-2т+5; У 110-2т+5; У 35-1; У 35-1т; У 35-1т+5

90

УБ 35-1-11.1; ПУСБ 35-4.1т; ПБ 35-4.1т; ПБ 35-3.1

98

16

ПС 70Д

1212

2,147

ЛК-0,8

хор.

29

ВЛ - 35 кВ  Никольское

19,32

19,32

29.1

участок от № 152 до № 182 ПС Никольское  ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Ведное - 1")

1984

3,82

3,82

АС-70

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

2,032

ПС-35

Удовл.

29.2

участок от № 1 ПС Раненбург до № 152

1978

15,50

15,50

АС-70

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

1,116

ПС-35

Удовл.

30

ВЛ - 35 кВ  Новополянье

6,949

8,60

30.1

участок от № 14 до № 84 ПС Новополянье

1977

6,949

6,949

АС-95

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

1,351

ПС-35

Удовл.

30.2

участок от № 1 ПС Чаплыгин Новая до № 14  ( по опорам ВЛ-35 кВ "Связь ГКС")

1994

0,000

1,651

АС-95

ПС 70Д

183

0

31

ВЛ - 35 кВ  Первомайская

15,83

15,83

31.1

участок от № 1 ПС Астапово до № 113 ПС Первомайская(опора № 1 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Знаменка" - опора № 113 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Шовское")

1968

15,830

15,83

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

2,746

ПС-35;

С-35

Удовл.

32

ВЛ - 35 кВ  Перемычка

0,288

16,125

32.1

участок от №48 до № 83ПС Лебедянь ( №48-78 по опорам ВЛ-110 кВ "Лебедянь Левая") (№ 82-83 по опорам ВЛ-35 кВ "Б-Попово")

1972

0,224

6,715

АС-150

3

УБ35-1; ПЖ-35Я1

3

2

ПС6А

1276

0,185

ТК-50

Удовл.

32.2

участок от № 1ПС Дон до №48 ( № 2-47 по опорам ВЛ-110 кВ "Лебедянь Правая")

1974

0,064

9,41

АС-150

1

УБ35-1

1

1

ПС6А

1530

0,062

ТК-50

Удовл.

33

ВЛ - 35 кВ  Пиково

14,000

14,000

33.1

участок от № 39 до № 102 ПС Пиково

1982

8,70

8,70

АС-70

8

У 35-1+5; У 35-1

55

УБ 35-1; ПБ 35-1в

63

9

ПС 70Д

759

2,845

ПС-35

хор.

33.2

участок от № 1ПС Чаплыгин Новая до № 39

1994

5,30

5,30

АС-95

4

У 35-2т; У 35-1

35

УБ 35-1;ПБ 35-2;ПБ 35-1в

39

8

ПС 70Д

592

1,583

ТК-35

хор.

34

ВЛ - 35 кВ   Плодовая

18,40

18,60

34.1

участок от № 106 до № 164 ПС Агроном (№ 106 - 159 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Б - Верх")

1988

7,30

7,30

АС-70

11

У 35-2;У 35-2+5;УАП 35-4

48

ПУСБ 35-4 ; ПБ 35-2

59

11

ПС 70Д

837

1,358

ПС-35

Удовл.

34.2

участок от № 2 до № 106

1988

11,10

11,10

АС-70

2

У 35-1

101

УБ 35-1;ПБ 35-3; ПБ 35-1в

103

8

ПС 70Д

1135

1,276

ПС-35

Удовл.

34.3

участок от № 1 ПС П. Хрущёво до № 2 (по опорам ВЛ-35 кВ"П- Хрущёво")

1988

0,00

0,20

АС-70

ПС 70Д

66

0

Удовл.

35

ВЛ - 35 кВ Подлесно - Хрущёво

21,82

21,82

35.1

участок от № 180 до № 181 ПС П. Хрущёво   (Совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Плодовая")

1988

0,20

0,20

АС-70

2

У 35-2т

0

2

2

ПС 70Д

72

0,18

ПС-35

Удовл.

35.2

участок от №1ПС Химическая до № 180

1987

21,62

21,62

АС-70

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

3,621

ПС-35

Удовл.

36

ВЛ - 35 кВ   Полибино

12,84

12,84

36.1

участок от № 1 ПС Полибино до № 46          ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Долгое - 1")

1985

6,181

6,181

АС-70

8

У 35-2т;У 35-2

38

ПБ 35-2

46

10

ПС-6Б; ПС- 70Д

567

1,159

ПС-35

Удовл.

36.2

участок от № 46 до № 95 ПС Берёвка

1976

6,659

6,659

АС-70

7

У 35-1т;

42

УААг -35;  УБ 35-1т; ПБ 35-1в; ПБ 35 в

49

11

ПС-6Б; ПС- 70Д

651

1,896

ПС-35

Удовл.

37

ВЛ - 35 кВ   Политово

15,55

15,55

Неуд.

37.1

участок от № 166 до № 167 ПС Политово     (совместный подывес с ВЛ - 35 кВ "Берёзовка")

1975

0,16

0,16

АС- 95

2

У 35-2т

0

2

2

ПС 70Д

72

0,16

ТК-50

37.2

участок от № 1 ПС Данков Сельская до № 166 ( опора № 2 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Тёплое")

1967

15,39

15,39

АС-50

2

У 35-2т

163

УБ 35-1; ПБ 35-1в; ПБ 35-3

165

6

ПМ -4,5

1614

3,043

ПС-35

38

ВЛ - 35 кВ  Раненбург

8,60

8,60

38.1

участок от  № 1 ПС Компрессорная до № 67 ПС Раненбург

1994

8,60

8,60

АС-70

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

3,653

ТК-50

хор.

39

ВЛ - 35 кВ Решетово -  Дубрава

7,08

7,10

39.1

участок от № 1 ПС Россия до № 68 ПС Дубрава (опора №1 относится к  ВЛ-35 кВ "Сапрыкино")

1985

7,08

7,10

АС-95

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

2,946

ПС-35

хор.

40

ВЛ - 35 кВ  Рождество с отп. на ПС Сах завод

10,652

14,470

40.1

участок от № 24 до № 85 ПС Рождество

1975

8,12

8,12

АС-95

3

У35-1; У35-1т

58

ПБ35-1В,     УБ-35-1т;УБ-35-1

61

11

ПС-60Д,         ПМ-4,5

774

1,542

ПС-35

хор.

40.2

участок от № 1 ПС Б - Попово до № 24      ( № 1-7 и №10-24 по опорам ВЛ-35 кВ "Б - Попово")

1980

0,282

4,10

АС- 95

2

УБ 35-1

2

2

ПС-60Д

404

0

хор.

40.3

отпайка к ПС Сах. Завод

1975

2,25

2,25

АС- 50

4

У35-1т+5

15

УБ-35-1;ПБ-35-1-в

19

6

ПМ-4,5

228

0

хор.

41

ВЛ - 35 кВ Рождество - 1

10,92

10,92

41.1

участок от № 90 до № 106 ПС Яблонево      ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Яблоново")

1990

1,80

1,80

АС-70

2

У35-2т+5; У 35-2т.

15

ПБ 35- 2т

17

2

ПС - 70Д

190

1,86

ПС-35

хор.

41.2

участок от № 1 ПС Рождество до № 90

1990

9,12

9,12

АС-70

6

У35-1+5; У 35-1.

83

УБ-35-1т;ПБ35-1т;ПБ35-1;ПБ35-1в

89

11

ПС - 70Д

1020

1,832

ПС-35

хор.

42

ВЛ - 35 кВ "Россия - Сапрыкино"       ( ВЛ Сапрыкино)

13,30

13,32

42.1

участок от ПС Россия до ПС Сапрыкино     ( опора № 1 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Р - Дубрава")

1977

13,30

13,32

АС-70

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

2,371

ПС-35

хор.

43

ВЛ - 35 кВ  Связь ГКС

11,757

11,757

43.1

участок от №14 до №41

1968

5,379

5,379

АС- 95

0

26

УБ 35-11,1; ПБ 35-1в

26

7

ПС-6Б; ПС- 70Д

363

0

Удовл.

43.2

участок от №41 до № 66 ПС Компрессорная  ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Колыбельская")

1980

4,727

4,727

АС- 95

2

У 35-2; У 35-2т

24

ПУСБ 35-4;ПБ 35-2

26

4

ПС 70Д

327

1,165

ТК-35

Удовл.

43.3

участок от № 1 ПС Чаплыгин Новая до №14 ( совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Новополянье")

1994

1,651

1,651

АС- 95

3

У 35-2т

11

ПБ 35-2

14

3

ПС 70Д

204

1,649

ТК-35

Удовл.

44

ВЛ - 35 к Сергиевка

10,48

10,50

44.1

участок от№ 1 ПС Троекурово Совхозная до № 73 ПС Сергиевка ( опора №1 относится к ВЛ-35 кВ "Троекурово-Совхозная")

1966

10,48

10,50

АС-50- 8,00;    АС -70- 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

2,796

С-50

Удовл.

45

ВЛ - 35 кВ  Теплое с отп. на ПС Д - Сельская

27,788

29,323

45.1

участок от № 13 до № 155

1985

19,657

19,657

АС- 70

1

У 35-1

140

АУБ 35-1в; ПБ 35-3; ПБ 35-1в

141

15

ПФ-6Б; ПМ 4,5; ПС 70Д

1728

0

Удовл.

45.2

участок от № 155 до № 176 ПС Тёплое (опора №176 относится к ВЛ-35 кВ "Воскресеновка")

1993

1,651

1,671

АС-70

0

21

УБ 35-1т; ПБ 35-1в

21

2

ПС 70Д

210

1,255

ТК-50

Удовл.

45.3

участок от № 1 ПС Химическая до № 13 ( по опорам ВЛ -35 кВ "Данков-Сельская")

1983

0,00

1,495

АС-95

ПС 70Д

270

0

Удовл.

45.4

отпайка к ПС Данков Сельская ( концевая опора № 43 относится к ВЛ - 35 кВ "Политово")

1967

6,48

6,50

АС-50

6

УАП 35-3

36

ПБ 35-1в

42

6

ПФ-6Б

573

1,555

ПС-35

Удовл.

46

ВЛ - 35 кВ  Топки

9,868

9,868

46.1

участок от № 1 ПС Топки до № 83.

1997

9,70

9,70

АС-70

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

2,993

ПС-50;

ТК-50

Удовл.

46.2

участок от № 83 до № 85 ПС Комплекс      ( опора № 85 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Комплекс")

2006

0,168

0,168

АС-70

2

У 35-1т+5; У 35-2т

0

2

2

ПС 70Д

60

0,15

ТК-50

Удовл.

47

ВЛ - 35 кВ  Троекурово

7,65

8,70

47.1

участок от№ 1 ПС Гагарино до № 65 ПС Троекурово  ( № 1 - 12 по опорам ВЛ-35 кВ "Мясопром")

1974

7,65

8,70

АС-70

4

УАП 35-3т; УАП 35-5

49

ПБ 35-1т; ПБ 35-1в

53

4

ПФ-6Б

603

2,616

С-35

Удовл.

48

ВЛ - 35 кВ  Троекурово Совхозная

10,50

10,80

48.1

участок от № 7 до № 65 ПС Троекурово Совхозная   ( опора № 65 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Сергиевка")

1969

10,50

10,50

АС-95

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

3,1

ТК-35

Удовл.

48.2

учаксток от № 1 ПС Лебедянь до № 7          (по опорам ВЛ-35 кВ"Агроном")

1969

0,000

0,30

АС-50

ПМ -4,5

132

0

Удовл.

49

ВЛ - 35 кВ  Шовское

14,28

14,30

49.1

участок от № 1 ПС Культура до № 119 ПС Первомайская (опора № 119 относится к ВЛ-35 кВ "Первомайская")

1979

14,28

14,30

АС-70

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

2,43

ПС- 35;

С-35

Удовл.

50

ВЛ - 35 кВ  Яблонево

11,215

13,50

50.1

участок от № 17 до № 132 ПС Красное       ( № 124 - 128 по опорам ВЛ - 35 кВ "Дрезгалово - 1")   ( № 130 - 132 совместный подвес с ВЛ - 35 кВ "Красное - 1")

1990

11,215

11,70

АС-70

5

У35-1+5,                              УАП35-4,                       У35-1т

105

ПБ35-1в,      ПБ35-2в,          УБ35-11

110

16

ПС-70Д,  ПС65/26

1310

0,451

ПС-35

хор.

50.2

участок от № 1 ПС Яблоново до № 17         ( по опорам ВЛ-35 кВ "Рождество-1" )

1990

0,000

1,80

АС-70

ПС-70Д

195

хор.

ИТОГО по 35 кВ Лебедянского участка

672,3

773,34

398

5140

5538

ВЛ 35 кВ Елецкого участка

1

ВЛ 35 кВ Авангард

15,2

16,77

10

76

86

13

1236

1,2

Удовл.

1.1

по опорам ВЛ 35 кВ ТЭЦ: оп.1-18, двухцепной участок

1977

1,57

ПФ6-В

267

1.2

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

-

-

1.3

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

2

ВЛ 35 кВ Аврора

1979

10,3

10,3

22

47

69

24

1077

2,26

Удовл.

2.1

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

2.2

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

2.3

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

3

ВЛ 35 кВ Афанасьево

1978

7,8

7,8

12

50

62

14

768

3,28

Удовл.

3.1

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

3.2

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

4

ВЛ 35 кВ Большая Боевка оп.1-99. оп.91-99 2-х 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.

5

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.

6

ВЛ 35 кВ Борки

14,7

14,7

8

67

75

10

825

3,3

Удовл.

6.1

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

6.2

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

7

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.

8

ВЛ 35 кВ Веселое оп.1-94. (оп.1-9 2-х цеп. дл. = 1 км 2-ая 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.

9

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.

10

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.

11

ВЛ 35 кВ Воронец

2,6

9

5

14

19

5

954

0,95

Удовл.

11.1

по опорам ВЛ 35 кВ Казаки оп.1-41, двухцепной участок

1983

6,4

АС-95

ПФ6-В

654

11.2

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

12

ВЛ 35 кВ Восточная

5,9

11,8

23

18

41

20

1350

5,9

Удовл.

12.1

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

12.2

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

12.3

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

13

ВЛ 35 кВ Вторые Тербуны

1982

13,55

13,55

13

122

135

18

1485

2,44

Удовл.

13.1

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

13.2

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

14

ВЛ 35 кВ Гатище

7,9

7,95

7

35

42

7

531

2,8

Удовл.

14.1

по опорам ВЛ 35 кВ Борки: оп.1-2, двухцепной участок

1981

0,05

АС-95

ПФ6-В

48

14.2

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

15

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.

16

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.

17

ВЛ 35 кВ Грызлово

10,6

11,28

9

53

62

10

810

1,87

Удовл.

17.1

по опорам ВЛ 35 кВ Свишни оп.1-8, двухцепной участок

1996

0,68

АС-70

ПС70-Д

102

17.2

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

17.3

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

18

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.

19

ВЛ 35 кВ Дубовое

8

9,17

10

40

50

10

744

2,6

Удовл.

19.1

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

19.2

оп.11-50

1971

6,83

6,83

АС-95

7

У1Мн

32

ПБ-33

39

7

ПС-70Д

456

1,4

С-35

20

ВЛ 35 кВ Дубрава

10,15

10,75

6

100

106

13

1281

2,53

Удовл.

20.1

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

20.2

по опорам ВЛ 35 кВ Чернолес оп.106-114, двухцепной участок

1985

0,6

АС-70

ПС70-Д

132

21

ВЛ 35 кВ Жерновное

14,2

14,2

6

136

142

14

1488

3,4

Удовл.

21.1

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

21.2

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

22

ВЛ 35 кВ Задонск

10,7

10,7

17

40

57

20

813

3,23

Удовл.

22.1

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

22.2

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

22.3

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

23

ВЛ 35 кВ Захаровка

11,8

11,8

10

55

65

14

795

2,2

Удовл.

23.1

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

23.2

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

24

ВЛ 35 кВ Измалково

7,3

11,5

2

54

56

5

981

1,56

Удовл.

24.1

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

24.2

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

-

24.3

совместный подвес с ВЛ 35 кВ Кириллово: оп.58-93, двухцепной участок

1989

4,2

АС-70

ПС70-Д

384

25

ВЛ 35 кВ Казаки

24,1

26,7

30

141

171

48

2697

2,7

Удовл.

25.1

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

25.2

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

25.3

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

26

ВЛ 35 кВ Казачье

2,6

11,07

5

14

19

6

1287

2,1

Удовл.

26.1

по опорам ВЛ 35 кВ Тешевка: оп.1-6, двухцепной участок

1970

0,7

АС-95

0

ПС70-Д

72

26.2

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

26.3

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

26.4

по опорам ВЛ 35 кВ  Задонск (оп.10-25, двухцепной участок)

1972

2,27

АС-95-120

0

ПС70-Д

300

26.5

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

26.6

по опорам ВЛ 35 кВ Аврора оп.39-75, двухцепной участок

1990

5,5

АС-70

0

ПС70-Д

654

27

ВЛ 35 кВ Калабино

18,4

18,4

2

182

184

30

2106

3,04

Удовл.

27.1

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

27.2

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

28

ВЛ 35 кВ Каменка

14,46

15,64

7

104

111

9

1350

1,3

Удовл.

28.1

по опорам ВЛ 35 кВ Плоское: оп.1-9, двухцепной участок

1968

1,18

АС-50, АС-95

ПС-70Д

216

28.2

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

29

ВЛ 35 кВ Кириллово

21

21

13

184

197

28

2274

3,4

Удовл.

29.1

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

29.2

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

30

ВЛ 35 кВ Князево

17,9

18,2

12

161

173

15

1863

1,19

Удовл.

30.1

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

30.2

по опорам ВЛ 35 кВ Рассвет: оп.177-173, двухцепной участок

1987

0,3

АС-70

ПС70-Д

81

31

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.

32

ВЛ 35 кВ Красная Пальна

13,8

15,4

3

98

101

11

1212

1,55

Неуд.

32.1

по опорам ВЛ 35 кВ Плоское оп.1-12, двухцепной участок

1972

1,6

АС-70

ПС6-А

138

32.2

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

33

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.

34

ВЛ 35 кВ Ксизово

15,71

16,08

12

109

121

20

1389

2,32

Удовл.

34.1

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

34.2

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

34.3

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

35

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.

36

ВЛ 35 кВ Ломовец

13,1

19,9

2

128

130

8

1956

1,7

Удовл.

36.1

по опорам ВЛ 35 кВ Жерновное оп.1-64, двухцепной участок

1994

6,8

АС-70

ПС70-Д

666

36.2

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

37

ВЛ 35 кВ Негачёвка

20,1

24,5

4

113

117

11

1590

2,81

Удовл.

37.1

по опорам ВЛ 35 кВ Озерки оп.1-33, двухцепной участок

1984

4,4

АС-70

ПС12-А, ПС6-А

372

37.2

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

38

ВЛ 35 кВ Озерки

18,4

18,4

8

109

117

16

1293

2,2

Удовл.

38.1

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

38.2

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

39

ВЛ 35 кВ Ольшанец

29,53

30,05

19

216

235

40

2811

5,09

Удовл.

39.1

по опорам ВЛ 35 кВ Аврора оп.1-3, двухцепной участок

1979

0,4

АС-70

ПС70-Д

48

39.2

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

39.3

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

39.4

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

39.5

по опорам ВЛ 35 кВ Ксизово: оп.105а-106а, двухцепной участок

1988

0,12

АС-70

ПС70-Д

48

40

ВЛ 35 кВ Панкратовка

12,8

14,4

3

111

114

12

1350

1,07

Удовл.

40.1

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

40.2

по опорам ВЛ 35 кВ Измалково: оп.114-123, двухцепной участок

1973

1,6

АС-50

ПС-70Д

138

41

ВЛ 35 кВ Плоское

7,38

7,38

13

40

53

17

732

2,08

Неуд.

41.1

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

41.2

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

41.3

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

42

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.

43

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.

44

ВЛ 35 кВ Рассвет

14,6

19,1

7

132

139

11

1920

1

Удовл.

44.1

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

44.2

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

44.3

по опорам ВЛ 35 кВ Вторые Тербуны: оп.139-178, двухцепной участок

1982

4,5

АС-70

ПФ6-В

504

45

ВЛ 35 кВ Свишни

11,82

12,08

3

77

80

8

883

2,55

Удовл.

45.1

по опорам ВЛ 35 кВ Стегаловка: оп.1-3, двухцепной участок

1971

0,26

АС-95

ПФ6-В

70

45.2

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

45.3

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

45.4

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

46

ВЛ 35 кВ Свобода

5,2

6,2

0

25

25

2

396

1,5

Удовл.

46.1

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

46.2

по опорам ВЛ 35 кВ Захаровка оп.25-34, двухцепной участок

1983

1

АС-95

ПС70-Д

141

47

ВЛ 35 кВ Скорняково

16,05

17,63

19

114

133

31

1865

3,65

Удовл.

47.1

по опорам ВЛ 35 кВ Тихий Дон: оп.1-9, двухцепной участок

1987

1,25

АС-95

ПС70-Д

126

47.2

оп.9-142, в т.ч. 2-х 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

48

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.

49

ВЛ 35 кВ Стегаловка

1971

12,52

12,52

14

47

61

14

761

4,96

Удовл.

49.1

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

49.2

оп.16-59

1971

8,8

8,8

АС-95

6

У1мн

36

ПБ35-15

42

6

ПФ6-В

387

1,67

ТК-50

49.3

по опорам ВЛ 35 кВ  Тимирязево: отпайка на Тимирязево, (оп.17-19, двухцепной участок)

1977

0,43

0,43

АС-95

ПС6-В

70

49.4

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

50

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.

51

ВЛ 35 кВ Тешевка

1,2

1,2

3

6

9

4

153

1,2

Удовл.

51.1

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

51.2

оп.6-9

1970

0,5

0,5

АС-95

-

3

ПБ-26, КБ35-1

3

1

ПФ6-В

54

0,5

С-35

52

ВЛ 35 кВ Тимирязево

0,43

3,46

2

1

3

2

304

0,43

Удовл.

52.1

по опорам ВЛ 35 кВ Стегаловка: оп.1-16, двухцепной участок

1971

3,03

АС-95

ПФ6-В

234

52.2

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

53

ВЛ 35 кВ Тихий Дон

9,52

9,52

14

63

77

19

988

3,44

Удовл.

53.1

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

53.2

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

53.3

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

54

ВЛ 35 кВ ТЭЦ

6,22

7,69

20

28

48

18

984

4,03

Удовл.

54.1

оп.1-10, двухцепной участок, 2-ая 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

54.2

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

54.3

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

55

ВЛ 35 кВ Хитрово

7,5

13,5

3

35

38

6

936

1

Удовл.

55.1

по опорам ВЛ 35 кВ Авангард: оп.1-41, двухцепной участок

1989

6

ПС70-Д

504

55.2

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

56

ВЛ 35 кВ Чернава

14

16

1

112

113

10

1452

1,38

Удовл.

56.1

по опорам ВЛ 35 кВ Афанасьево: оп.1-20, двухцепной участок

1978

2

АС-70

ПС70-Д

285

56.2

оп.20-104

1963

10,2

10,2

АС-50

84

ПБ35-3, УБ35-1

84

5

ПФ6-В

831

56.3

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

57

ВЛ 35 кВ Чернолес

10,35

11,1

10

94

104

15

1161

2,52

Удовл.

57.1

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

57.2

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

57.3

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

58

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.

59

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.

60

ВЛ 35 кВ Яковлево

22,87

22,87

5

92

97

17

1128

3,84

Удовл.

60.1

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

60.2

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

60.3

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

61

ВЛ 35 кВ N5 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 участка

743,33

816,56

533

5104

5637

909

73452

154,1

ВСЕГО по ВЛ 35 кВ

2290,9

2579,1

1583

15863

17457

2840

235876

509,4

*) - Желтым цветом указаны года ввода ВЛ 35 кВ и участков ВЛ 35 кВ, отработавших свой нормативный срок эксплуатации.

Приложение 8

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

Информация по договорам на осуществление технологического присоединения к электросетевым объектам 35-220 кВ

№ п/п

Наименование потребителя

Заявленная мощность, МВт

Центр питания

1

АО "ОЭЗ ППТ "Липецк"

10,000

ПС 220 кВ Казинка

2

ООО «МЕТАЛИТ РУС»

19,798

ПС 220 кВ Казинка

3

ООО "Центр инновационного инжиниринга "ЛИТИКС"

9,254

ПС 220 кВ Казинка

4

ПАО "МРСК Центра"

1,700

ПС 220 кВ Металлургическая

5

ООО "Гражданские припасы"

2,937

ПС 220 кВ Казинка

6

ООО "ППГ Индастриз Липецк"

3,750

ПС 220 кВ Казинка

7

ООО "Тепличный комбинат ЛипецкАгро"

50,0

ПС 110 кВ Данков-Тепличная

8

ООО "ОВОЩИ ЧЕРНОЗЕМЬЯ"

140,0

ПС 220 кВ Овощи Черноземья

9

ООО "Моторинвест" (парк "ИРИТО")

20,000

ПС 110 кВ Рождество

10

ООО "Елецкие овощи"

102,0

ПС 110 кВ Аграрная

11

АО "ОЭЗ ППТ Липецк"

10,4

ММПС 110 кВ Елецпром

12

АО "ЛГЭК" (для ООО "Липецкстрой" - многоэтажные жилые дома по пр.Победы)

1,2

ПС 110 кВ Бугор

13

АО "ЛГЭК"

0,093

ПС 110 кВ Бугор

14

ПРОСПЕКТ ДЕВЕЛОПМЕНТ ООО

0,145

ПС 110 кВ Октябрьская

15

Муниципальное казенное учреждение "Управление строительства города Липецка" (Электроснабжение 30,31,32 микрорайонов г. Липецка)

10,000

ПС 110 кВ Октябрьская

16

Будник Валерия Николаевна

1,00

ПС 110 кВ Октябрьская

17

ОАО "Трест "Липецкстрой"

2,00

ПС 110 кВ Октябрьская

18

ЗАО "Корпорация "ГРИНН"

0,98

ПС 110 кВ Октябрьская

19

ОАО "Домостроительный комбинат"

1,6

ПС 110 кВ Октябрьская

20

ОАО "Эксстроймаш"

4,768

ПС 110 кВ Октябрьская

21

ООО "Стандарт"

1,25

ПС 110 кВ Октябрьская

22

Газпром инвестгазификация ООО

0,392

ПС 220 кВ Маяк

23

Фарм- Сервис ООО

0,056

ПС 220 кВ Маяк

24

ИП Бурых Роман Витальевич

0,050

ПС 110 кВ Усмань

25

АО "ЛГЭК"

0,640

ПС 110 кВ Казинка

26

АО "ЛГЭК"

0,280

ПС 110 кВ Казинка

27

Металлург-3 СНТ

0,250

ПС 110 кВ Казинка

28

ООО "Нефтегазконтроль"

4,000

ПС 110 кВ Гидрооборудование

29

УФК по Липецкой области

0,100

ПС 110 кВ Гидрооборудование

30

КОСАРЕВА НАДЕЖДА ВЛАДИМИРОВНА ИП

0,064

ПС 110 кВ Гороховская

31

УФК по Липецкой области

0,140

ПС 110 кВ Астапово

32

ООО "Стальнофф" (КЛ 6 кВ с КТП 2х1000 кВА)

0,775

ПС 220 кВ Новая

33

ПАО "НЛМК"

6,4

ПС 220 кВ Новая

34

ПАО "НЛМК"

12,5

ПС 110 кВ РП-2

35

Воронежтрубопроводстрой ОАО

0,070

ПС 110 кВ С.Лубна

36

ИП Егоров Вадим Николаевич (ВЛ-10 кВ и 2 ТП-10 кВ в с.Хлевное)

0,930

ПС 110 кВ Хлевное

37

Русская топливная компания ООО

0,290

ПС 110 кВ Хлевное

38

ЗАО "Ремстройсервис" (электроснабжение ЖК "Виктория")

4,042

ПС 110 кВ Университетская

39

ООО "Электромост" (ЛЭП-10 кВ, ТП 2х2,5 МВА)

4,000

ПС 110 кВ Университетская

40

СК Велес ООО

0,226

ПС 110 кВ Университетская

41

Строительная компания ООО

0,150

ПС 110 кВ Университетская

42

Липецкая инвестиционно-строительная  компания ООО

0,210

ПС 110 кВ Университетская

43

СУ-9 Липецкстрой ООО

0,525

ПС 110 кВ Университетская

44

Липецкая ипотечная корпорация ОАО

0,145

ПС 110 кВ Университетская

45

Липецкая ипотечная корпорация ОАО

0,145

ПС 110 кВ Университетская

46

ИНКОМСПКЦСТРОЙ ООО

0,149

ПС 110 кВ Университетская

47

ГЛОБУС ГРУПП ООО

0,149

ПС 110 кВ Университетская

48

Манаенков Владислав Анатольевич

0,050

ПС 110 кВ Университетская

49

Липецксантехмонтаж-1 ООО

0,110

ПС 110 кВ Университетская

50

Жилые дома (№1, №2, №3)

1,074

ПС 110 кВ Манежная

51

ООО Инвестиционно-строительная компания "25 этаж"

0,9

ПС 110 кВ Манежная

52

ООО "Глобал Сити" (ЛЭП 10 кВ с 3 КТП 2х1600 кВА)

4,500

ПС 110 кВ Южная

53

АО "ЛГЭК"

0,218

ПС 110 кВ Южная

54

АО "ЛГЭК"

0,315

ПС 110 кВ Южная

55

ООО "Спецмаш" (Каллисто ООО)

0,100

ПС 110 кВ Южная

56

ООО "Аполло"

0,920

ПС 110 кВ Манежная

57

Карапетян Ашот Володяевич

0,700

ПС 220 кВ Правобережная

58

Михаил Юрьевич Васильев

0,362

ПС 220 кВ Правобережная

59

ОАО Липецкая ипотечная корпорация

0,130

ПС 220 кВ Правобережная

60

ОАО "Липецкая кондитерская фабрика Рошен"

35

ПС 220 кВ Правобережная

61

ЗАО "Ремстройсервис"

0,92

ПС 220 кВ Правобережная

62

АО "ЛГЭК"  (Заказчик  ООО "Глобус-98")

0,200

ПС 110 кВ Цементная

63

(Василий Васильевич Шубин) ООО "Новый город"

0,666

ПС 110 кВ Цементная

64

ООО "Петроком-Липецк" (КТП Трубный проезд)

1,600

ПС 110 кВ Трубная-2

65

УФК по Липецкой области

0,188

ПС 110 кВ Агрегатная

66

Муниципальное казенное учреждение " Управление капитального строительства" г.Ельца

0,080

ПС 110 кВ Агрегатная

67

Гальцов Константин Валентинович

0,100

ПС 110 кВ Агрегатная

68

АНО возрождения, строительства духо вного и культурного центра Елецкой Епархии

0,080

ПС 110 кВ Агрегатная

69

ИП Евсеева Елена Вячеславовна

0,150

ПС 110 кВ Агрегатная

70

ГринВилль ООО

0,290

ПС 110 кВ Аксай

71

ОДИС - М ООО

0,120

ПС 110 кВ Аксай

72

Солдатов Николай Михайлович

0,070

ПС 110 кВ Волово

73

ИП Гнездилов Николай Васильевич  (ЛЭП 10 кВ, РТП 2х1000 кВА, ТП 2х1600 кВА, 2 ТП 2х1250 кВА)

4,400

ПС 110 кВ Юго-Западная

74

АО "ЛГЭК"   (Заказчик ООО "Автомир-Л")

0,180

ПС 110 кВ Юго-Западная

75

АО "ЛГЭК"

0,315

ПС 110 кВ Юго-Западная

76

ОБУ "Управление капитального строительства Липецкой области"  (Многофункциональный спортивный комплекс в Молодежном парке)

6,680

ПС 110 кВ Юго-Западная

77

Свой Дом ОАО

0,052

ПС 110 кВ Компрессорная

78

ХОРШ Русь ООО

0,200

ПС 110 кВ Компрессорная

79

Бумажно-упаковочная компания ООО

3,050

ПС 110 кВ КПД

80

Агро-шестьдесят четыре ООО

0,110

ПС 110 кВ КПД

81

ООО "Куриное Царство" (птицеводческий комплекс п/с Новоникольский)

1,700

ПС 35 кВ Восход

82

Ангел Ист Рус ООО

2,000

ПС 35 кВ Восход

83

ОАО Корпорация Развития Липецкой области

0,055

ПС 35 кВ Восход

84

Ангел Ист Рус ООО

0,070

ПС 35 кВ Восход

85

АО "ЛГЭК" (распределительная сеть, присоединенная к ячейке №47 РУ-6 кВ ПС 110/6 кВ Привокзальная)

1,068

ПС 110 кВ Привокзальная

86

АО "Куриное Царство"

1,580

ПС 110 кВ Кашары

87

АО "Куриное Царство"

0,200

ПС 110 кВ Кашары

88

Рельеф ООО

0,100

ПС 110 кВ Кашары

89

КолоСС ООО

0,450

ПС 110 кВ Кашары

90

Тучков Павел Владимирович

0,100

ПС 110 кВ Кашары

91

КолоСС ООО

0,080

ПС 110 кВ Кашары

92

ООО «ЧХЗ «Оксид»

1,120

ПС 110 кВ РП-1

93

ОАО "Строймаш"

4,200

ПС 110 кВ Нива

94

ЛипецкРегионСтрой ООО

0,090

ПС 110 кВ Нива

95

Строймаш СОТ

0,060

ПС 110 кВ Нива

96

Лебедяньмолоко ООО

0,500

ПС 110 кВ Лебедянь

97

Агропромышленная группа Лебедянский  элеватор АО

0,340

ПС 110 кВ Лебедянь

98

Кураев Валерий Николаевич ИП

0,070

ПС 110 кВ Лебедянь

99

ООО "Краснинский молочный завод"

0,85

ПС 110 кВ Лебедянь

100

ЗАО "Агрофирма им. 15 лет Октября" (плодохранилище с. Троекурово)

0,9

ПС 110 кВ Лебедянь

101

ООО "Реал Эстейт"

1,0625

ПС 110 кВ Лебедянь

102

ОАО "Лебедянский сахарный завод"

2,88

ПС 110 кВ Лебедянь

103

Завод стройметаллоконструкций ООО

0,095

ПС 110 кВ Доброе

104

ЛагерЪ ООО

0,100

ПС 110 кВ Доброе

105

ООО "МК Соколье"

0,145

ПС 110 кВ Лукошкино

106

Казьмин Юрий Алексеевич

5,737

ПС 110 кВ Табак

107

Елецкий Знаменский епархиальный женский монастырь Липецкой и Елецкой Епархии Русской Православной Церкви (Московский Патриархат) ПРО

0,145

ПС 110 кВ Табак

108

Елецводоканал МУП

0,090

ПС 110 кВ Табак

109

Елецводоканал МУП

0,060

ПС 110 кВ Табак

110

ООО "Агромашсервис"

0,980

ПС 110 кВ Западная

111

Монолит ООО

0,152

ПС 110 кВ Западная

112

Федоров Геннадий Вячеславович ИП

0,072

ПС 110 кВ Западная

113

ООО "Рынок"

0,250

ПС 110 кВ Западная

114

Мартиросян Норик Артаваздович

0,090

ПС 110 кВ Западная

115

Балбекова Евгения Николаевна

0,090

ПС 110 кВ Западная

116

Елэн ООО

0,145

ПС 110 кВ Западная

117

ООО "Модельный мир"

0,125

ПС 110 кВ Западная

118

ООО "ПластиФорм" (завод по производству преформы ПЭТ)

1,360

ПС 35 кВ Борино

119

Гаспарян Ханум Сергеевна

0,138

ПС 35 кВ Борино

120

Кривец-Птица ООО

0,150

ПС 35 кВ Борисовка

121

АО "ЛГЭК"

0,280

ПС 35 кВ Бутырки

122

Крюков Николай Викторович

0,060

ПС 35 кВ Бутырки

123

ЗАО "Агрофирма им. 15 лет Октября"

0,150

ПС 35 кВ Троекурово-совхозная

124

ЗАО "Агрофирма им. 15 лет Октября"

0,150

ПС 35 кВ Троекурово-совхозная

125

Администрация Краснинского сельсовета

0,050

ПС 35 кВ Красное

126

Черешнев Иван Владимирович

1,000

ПС 35 кВ Сергиевка

127

ООО "АгроРегион" (Овощехранилище в селе Измайлово)

1,000

ПС 35 кВ Афанасьево

128

ОАО "Агропромышленное объединение "АВРОРА" (Хмелинецкий сахарный завод)

2,720

ПС 35 кВ Колесово

129

ООО "Агро-Ленд"

0,700

ПС 35 кВ Тимирязево

130

АО "Куриное Царство"

1,000

ПС 35кВ Авангард

131

Шалпегин Михаил Михайлович

0,150

ПС 35 кВ № 3

132

Сапфир-Л ООО

0,225

ПС 35 кВ № 3

133

Христо Леонид Михайлович

0,090

ПС 35 кВ № 3

134

Соколова Ольга Юрьевна

0,070

ПС 35 кВ № 3

135

ПКЦ-Гарант ООО

0,200

ПС 35 кВ №4

136

Загуменный Антон Владимирович

0,050

ПС 35 кВ №4

137

Тепличный комплекс Большекузьмински й ООО

0,095

ПС 35 кВ Введенка

138

Александр Иванович Копаев

0,220

ПС 35 кВ Введенка

139

АГРОФИРМА ТРИО ООО

0,150

ПС 35 кВ Веселое

140

Речное-2 СНТ

0,113

ПС 35 кВ Водозабор

141

Чижиков Михаил Михайлович

0,055

ПС 35 кВ Восточная

142

Рецитал ООО

0,095

ПС 35 кВ Восточная

143

ТОРГОВЫЙ ДОМ ГЛОБУС-Е ООО

0,142

ПС 35 кВ Восточная

144

Семенные Глобальные Технологии ООО

0,150

ПС 35 кВ Гнилуша

145

ОАО " Свой Дом"

0,378

ПС 35 кВ Мясокомбинат

146

Спецпроммехколонна Липецкая ООО

0,150

ПС 35 кВ Мясокомбинат

147

Гермес ООО

0,150

ПС 35 кВ Сенцово

148

Липецкий Картон ПТК ООО

0,150

ПС 35 кВ Сенцово

149

ООО " Алек Оптим"

0,250

ПС 35 кВ Стебаево

150

Хрипунков Алексей Николаевич

0,085

ПС 35 кВ Грязное

151

Михайловна Антонина Валентиновна

0,053

ПС 35 кВ Грязное

152

Агро-Элеватор ООО

0,350

ПС 35 кВ Данков сельская

153

ООО "Достояние"

0,140

ПС 35 кВ Казаки

154

МУЗ ЦРБ Чаплыгинского муниципального  р-на

0,070

ПС 35 кВ Колыбельское

155

Целищев Сергей Дмитриевич

0,050

ПС 35 кВ Колыбельское

156

ООО «Агро Альянс Липецк»

1,40

ПС 35 кВ Конь-Колодезь

157

Сервис-Кар ООО

0,090

ПС 35 кВ Конь-Колодезь

158

Липецкий кролик ООО

0,450

ПС 35 кВ Конь-Колодезь

159

АО "Куриное Царство"

0,212

ПС 35 кВ Культура

160

ООО " Алек Оптим"

0,250

ПС 35 кВ Лебедянка

161

Техникум права и экономики НОУ СПО

0,237

ПС 35 кВ Малей

162

Ярцева Татьяна Александровна

0,320

ПС 35 кВ Малей

163

Агрофирма Заречье АО

0,400

ПС 35 кВ Ламское

164

Пашковский ССПСПК

0,085

ПС 35 кВ Пашково

165

УсАгро (Успешный Агробизнес) ООО

0,150

ПС 35 кВ Панкратовка

166

Ягодные поля ООО

0,145

ПС 35 кВ Поддубровка

167

ООО " Вип-Строй"

0,100

ПС 35 кВ Поддубровка

168

Хацуков Анзор Хасанович

0,050

ПС 35 кВ Плоское

169

Москаленко Роман Игоревич

0,107

ПС 35 кВ Птицефабрика

170

АО "Куриное Царство"

0,448

ПС 35 кВ Солидарность

171

АО "Куриное Царство"

0,400

ПС 35 кВ Солидарность

172

Садоводческое некоммерческое товари щество "Дружба"

0,150

ПС 35 кВ Солидарность

173

Тепличный комбинат Елецкие овощи ООО

0,100

ПС 35 кВ Солидарность

174

Моторинвест ООО

0,100

ПС 35 кВ Яблонево

175

СК Эверест ЗАО

0,097

ПС 35 кВ Таволжанка

176

Морева Елена Валерьевна

0,453

ПС 35 кВ Тюшевка

177

Аргаллит ООО

0,285

ПС 35 кВ Хлебопродукты

178

Ланина Клавдия Александровна ИП

0,145

ПС 35 кВ Хлебопродукты

179

Побежимова Ольга Михайловна

0,050

ПС 35 кВ Ярлуково

180

ООО "БС ПРОЦЕССИНГ"

0,15

ПС-110/10 кВ «ОЭЗ»

181

ООО "ФОНДИТАЛЬ"

4,995

ПС-110/10 кВ «ОЭЗ»

182

ООО "ЛКК"

1

ПС-110/10 кВ «ОЭЗ»

183

ООО «Шанс-Энтерпрайз»

3

РП-1

184

ЗАО "Металлургремонт СУ-5"

0,15

РП-10 кВ "Сигран"

185

ОАО "Куриное Царство"

10,8

ПС 220 кВ Елецкая

186

ООО "Фрагария"

1,16

ПС 220 кВ Северная

187

ООО "Ланксесс Липецк"

1,2

ПС 220 кВ Северная

188

СПССПК "Кузминки - молоко"

1,52

ПС 110 кВ Новая Деревня

189

ООО "Бумажно-упаковочная компания"

15,2

ПС 110 кВ Ситовка

190

ООО "Овощи Черноземья"

5

ПС 220 кВ Усмань-тяговая

Приложение 9

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

Информация о планируемом технологическом присоединении к электросетевым объектам напряжением 110 кВ и выше (дополнительно для регионального варианта развития)

№ п/п

Наименование потребителя*

Планируемая мощность, МВт

Центр питания

1

ОЭЗ РУ ППТ «Тербуны»

18,655

ПС 220 кВ Тербуны

(ПС 110 кВ Тербунский Гончар)

2

ОЭЗ РУ ППТ «Чаплыгинская»

61,64

ПС 220 кВ Дон

(новая ПС 110 кВ)

3

ОЭЗ РУ ППТ «Данков»

30,01

ПС 220 кВ Дон

(на первом этапе ПС 35 кВ Восход, на втором этапе новая ПС 110 кВ)

4

ОЭЗ РУ ППТ «Елецпром»

44

ПС 220 кВ Елецкая

(ПС 110 кВ Елецпром)

5

ОЭЗ РУ АПТ «Хлевное»

4,45

ПС 110 кВ Хлевное

6

ОЭЗ РУ АПТ «Измалково»

1,13

ПС 110 кВ Измалково

7

ОЭЗ РУ ТРТ «Задонщина»

19,7

ПС 220 кВ Елецкая

(присоединение к существующим ПС 35-110кВ, расположенным в Задонском районе)

8

ОЭЗ РУ ТРТ «Елец»

1,4

ПС 220 кВ Елецкая

(присоединение к существующим ПС 35-110кВ, расположенным в г. Ельце)

9

АО ОЭЗ ППТ «Липецк»

15,145

ПС 110 кВ ОЭЗ

ПС 110 кВ РП-1

10

ПАО «Новолипецкий металлургический комбинат»

5,047

ПС 220 кВ Металлургическая (ПС 110 кВ ГПП-3)

ПС 220 кВ Северная (ПС 110 кВ ГПП-1)

ПС 220 кВ Новая (ПС 110 кВ ГПП-16)

11

ООО «Тербуны-Агро»

0,5

ПС 110 кВ Долгоруково

(ПС 35 кВ Стегаловка)

12

ООО «Агрофирма-Трио»

0,35

ПС 110 кВ Долгоруково

(ПС 35 кВ Грызлово)

13

ООО «Агрофирма-Трио»

0,35

ПС 110 кВ Долгоруково

(ПС 35 кВ Веселое)

14

МКР Черная Слобода

1,438

ПС 35 кВ Черная Слобода

15

ООО «Синергия Парк»

2

ПС 35 кВ №3

* - мероприятия по присоединению указанных потребителей будут разработаны при рассмотрении технических условий на технологическое присоединение

Приложение 10

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

Приложение 11

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

Приложение 12

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

Приложение 13

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

Перечень мероприятий по строительству, реконструкции или модернизации объектов ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» в сфере теплоснабжения на период до 2023г.

№пп

Наименование мероприятия

Цель (необходимость) мероприятия

Объем работ

Год реализации

1

Реконструкция насосной станции
1-го мостового перехода

Необходимость реконструкции насосной станции 1-го мостового перехода вызвана наличием установившегося предельного гидравлического режима (давления теплоносителя в обратном трубопроводе магистрали) по ул. 50 лет НЛМК. С целью дальнейшего развития нового строительства в данной части города и обеспечения возможности подключения новых объектов к системе теплоснабжения ЛТЭЦ-2 филиала необходимо реконструировать насосную станцию.

Проектом предусматривается реконструкция насосной станции 1-го мостового перехода путем изменения гидравлической схемы включения насосного оборудования в сеть.

2018-2019

2

Реконструкция схемы подпитки теплосети с установкой подогревателей хозпитьевой воды  на Липецкой ТЭЦ-2.

Целью проекта является снижение расхода топлива на электростанции за счет оптимизации режима подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях турбин.
В настоящий момент сетевая вода в сетевых подогревателях турбин подогревается до температуры, выше той, которая требуется для потребителя согласно, утвержденного температурного графика. Это делается для того, чтобы эта перегретая сетевая вода отдала часть своего тепла в подогревателях исходной хозпитьевой воды ПХПВ и ТГК-1000, используемой затем для подпитки теплосети. За счет этой передачи тепла сетевая вода охлаждается до температуры, требуемой потребителю.

Предлагается осуществлять подогрев хозпитьевой воды, используемой для подпитки теплосети, не прямой сетевой водой, а обратной сетевой водой, с тем, чтобы снизить температуру обратной сетевой воды на входе в ПСГ турбин и исключить необходимость «перегрева» прямой сетевой воды после ПСГ, т.е. предлагается установить подогреватели хозпитьевой воды не после ПСГ турбин, как это реализовано сейчас, а до ПСГ турбин.

Срок реализации не определен

3

Строительство трубопровода артезианской воды по территории Данковской ТЭЦ до системы водоснабжения ОАО "СИЛАН".

В проекте предусмотрено прокладка водовода от ОАО “Силан” для подачи воды питьевого качества в схему подпитки тепловой сети ДТЭЦ. Цель проекта снизить затраты на закупку артезианской воды.

Предусмотрена прокладка трубопровода по территории ДТЭЦ до забора предприятия ОАО "СИЛАН"

2018

4

Модернизация ЮЗК с установкой ГПА 6 МВт
для обеспечения потребностей собственных нужд котельной в электроэнегии.

Сокращение затрат, связанных с покупкой электроэнергии на собственные нужды путем установки высокоэффективного электрогенерирующего оборудования (ГПА) на Юго-Западной котельной г. Липецка.

Проектом предусматривается установка газопоршневых агрегатов G3520E производства Caterpillar в количестве 3 ед. с комплектом утилизации тепловой энергии отходящих газов на Юго-Западной котельной г. Липецка. Общая установленная электрическая мощность 6,06 МВт.

Срок реализации не определен

5

Переключение тепловых нагрузок потребителей котельной по ул. Толстого на Липецкую ТЭЦ-2 в г. Липецке (проведение наладки гидравлического режима системы теплоснабжения для обеспечения расчетного расхода теплоносителя в сети, строительство тепловой магистрали) 1 этап.

Целью проекта является передача тепловых нагрузок котельной по ул. Толстого на Липецкую ТЭЦ-2, что позволит снизить удельные и годовые расходы газа на производство тепловой энергии.

Строительство тепловой магистрали от тепловой камеры ТК 5-34-8 прямого трубопровода тепловых сетей филиала до всасывающих коллекторов насосов котельной по ул. Толстого.

2018

6

Переключение тепловых нагрузок потребителей котельной по ул. Толстого на ЛТЭЦ-2 в г. Липецке (проведение наладки гидравлического режима системы теплоснабжения для обеспечения расчетного расхода теплоносителя в сети, строительство тепловой магистрали) 2 этап (ЛТС)

Целью проекта является передача тепловых нагрузок котельной по ул. Толстого на Липецкую ТЭЦ-2, что позволит снизить удельные и годовые расходы газа на производство тепловой энергии.

Строительство тепловой магистрали от тепловой камеры ТК 5-34-8 прямого трубопровода тепловых сетей филиала до всасывающих коллекторов насосов котельной по ул. Толстого.

2018

7

Переключение тепловых нагрузок потребителей котельной по ул. Октябрьская на Липецкую ТЭЦ-2 в г. Липецке (замена оборудования котельной, строительство тепловой магистрали) 1 этап.

Целью проекта является передача тепловых нагрузок котельной по ул. Октябрьская на Липецкую ТЭЦ-2, что позволит снизить удельные и годовые расходы газа на производство тепловой энергии.

Строительство тепловой магистрали от тепловой камеры ТК 3-6а прямого трубопровода тепловых сетей филиала до всасывающих коллекторов насосов котельной по ул. Октябрьская.

2019

8

Переключение тепловых нагрузок потребителей котельной по ул. Октябрьская на Липецкую ТЭЦ-2 в г. Липецке (замена оборудования котельной, строительство тепловой магистрали) 2 этап.

Целью проекта является передача тепловых нагрузок котельной по ул. Октябрьская на Липецкую ТЭЦ-2, что позволит снизить удельные и годовые расходы газа на производство тепловой энергии.

Строительство тепловой магистрали от тепловой камеры ТК 3-6а прямого трубопровода тепловых сетей филиала до всасывающих коллекторов насосов котельной по ул. Октябрьская.

2019

9

Строительство насосной станции ПНС-3

Целью проекта является обеспечение гидравлического режима тепловых сетей от ТЭЦ-2 в связи с переключением котельных на тепловые сети от ТЭЦ-2 ПАО «Квадра» и обеспечения перспективной тепловой нагрузки

Строительство насосной станции ПНС-3

2019

10

Подключение жилого микрорайона «Елецкий» и 30-31 мкр. к котельной «Юго-Западная»

Целью проекта является обеспечение тепловой энергией перспективных потребителей

увеличение установленной тепловой мощности на 120 Гкал/ч за счет установки водогрейного котла КВГМ-120

2018

11

Объединение зон действия котельных включает в себя перевод тепловой нагрузки котельной «Улица Космонавтов, д. 36/4» АО «ЛГЭК» на тепловые сети котельной «Привокзальная» ПАО «Квадра» (суммарная переключаемая нагрузка составляет 0,488 Гкал/ч)

Целью проекта является передача тепловых нагрузок котельной «Улица Космонавтов, д. 36/4» АО «ЛГЭК» на тепловые сети котельной «Привокзальная», что позволит снизить удельные и годовые расходы газа на производство тепловой энергии.

проведение наладки гидравлического режима системы теплоснабжения для обеспечения расчетного расхода теплоносителя в сети. Строительство соединительных участков тепловой сети. Установка теплового пункта в помещении котельной

2019

Приложение 14

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

Приложение 15

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

Приложение 16

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2019-2023 годы

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА  ПС 35 кВ ВОСХОД (РЕГИОНАЛЬНЫЙ ВАРИАНТ РАЗВИТИЯ)

Таблица 1

Ориентировочная стоимость реконструкции ПС 110 кВ Химическая

тыс. руб. без НДС

Таблица 2

Укрупненный расчет стоимости на СМР ПС 110 кВ Химическая

тыс. руб. без НДС

Таблица 3

Укрупненный расчет стоимости на ПИР ПС 110 кВ Химическая

тыс. руб. без НДС

Таблица 4

Ориентировочная стоимость строительства ПС 35 кВ Восход и ВЛ-35 кВ

тыс. руб. без НДС

Таблица 5

Укрупненный расчет стоимости на СМР ПС 35 кВ Восход

тыс. руб. без НДС

Таблица 6

Укрупненный расчет стоимости на ПИР ПС 35 кВ Восход

тыс. руб. без НДС

Таблица 7

Укрупненный расчет стоимости на СМР ВЛ 35 кВ

тыс. руб. без НДС

Таблица 8

Укрупненный расчет стоимости на ПИР ВЛ 35 кВ

тыс. руб. без НДС

Ефремова Инна Александровна 0/0/0000 0:00:00 AM Документ2