ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ НА 2018-2022 ГОДЫ



Шаблон Постановление Липецкого областного Собрания депутатов

АДМИНИСТРАЦИЯ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

22.12.2017 №605

Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2018-2022 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 2018-2022 годы (приложение).

Глава администрации

Липецкой области

О.П. Королев

Приложение

к постановлению администрации Липецкой области «Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2018-2022 годы»

«Схема и программа развития электроэнергетики

Липецкой области на 2018 – 2022 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

4.2.3 Рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 кВ на текущий момент

4.3 Анализ текущего состояния и рекомендации по переустройству электросетевых объектов 35 кВ

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

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

5.6 Развитие электрической сети напряжением 35 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 110 кВ (региональный вариант развития)

5.6.3 Решения по электрическим сетям напряжением 35 кВ

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

5.6.3.2 Решения по электрическим сетям напряжением 35 кВ (региональный вариант развития)

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)

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

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

6.2 Прогноз ограничений мощности ТЭС на 2018-2022гг.

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

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 35-220 кВ (дополнительно для регионального варианта)

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

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

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

Приложение 13 расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кв (региональный вариант)

Приложение 14 перечень мероприятий по строительству, реконструкциии и модернизации объектов теплосетевого хозяйства

Приложение 15 Карты-схемы и принципиальные схемы сети 35 кВ и выше на 2016-2021гг. (базовый вариант)

Приложение 16 Карты-схемы и принципиальные схемы сети 35 кВ и выше на 2017-2021гг. (региональный вариант)

Приложение 17 Расчет пропускной способности ПС 35-110 кв на период до 2022г.

ПРиложение 18 результаты расчетов электроэнергетических режимов в табличной форме

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Паспорт Схемы и программы развития

Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2018-2022 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 2017 – 2021гг.

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 2017-2023 годы»;

11. Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2017-2021 годы, утверждена постановлением Администрации Липецкой области от 09 августа 2016г. №348.

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 2017 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

2012

1165,9

744,6

421,3

63,9

36,1

2013

1162,2

744,2

418,0

64,0

36,0

2014

1159,0

744,6

414,4

64,2

35,8

2015

1158,3

-

-

-

-

2016

1156,1

-

-

-

-

2017

1156,3

-

-

-

-

2017 в %
к 2016

100,02%

Численность населения области на 1 января 2017 года составила 1 156,3 тыс. человек. По сравнению с 2016 годом население области увеличилось на 0,2 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 509 тыс. человек) – административный, промышленный, культурный и курортный центр области, расположенный на берегах реки Воронеж;

Елец (население 108,404 тыс. человек) – старинный город с героической историей, богатыми духовными и культурными традициями. Имеет развитую промышленность;

Грязи (население 46,441 тыс. человек) – перекресток крупных железнодорожных магистралей с севера на юг и с запада на восток, обеспечивающих доступ к рынкам центральных и отдаленных регионов России и стран СНГ;

Данков (население 20,218 тыс. человек) – название города произошло от входившего в Рязанское княжество древнего города 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 20,478 тыс. человек) – в городе действуют несколько машиностроительных и пищеперерабатывающих предприятий, в том числе крупнейший в России производитель соков – ОАО «Экспериментально-консервный завод Лебедянский»;

Усмань (население 19,148 тыс. человек) – из промышленных предприятий города следует отметить: завод литейного оборудования (ОАО Литмашприбор), табачная фабрика (находится в стадии банкротства), мебельная фабрика, швейная фабрика, хлебокомбинат;

Чаплыгин (население 12,271 тыс. человек) – основную долю занимает пищевая промышленность, она представлена такими предприятиями как ООО «Агрохим», ОАО «Чаплыгинмолоко», ЗАО «Раненбургское», крахмальным заводом и др. Машиностроение представлено ООО «Чаплыгинский завод агрегатов» (тракторные агрегаты, фильтрующие элементы);

Задонск (население 9,585 тыс. человек) – слобода, давшая начало Задонску, возникает на левобережье речки Тешевки около 1610 года, в связи с основанием Тешевского (Задонского) Богородицкого мужского монастыря, как вотчинное его владение. В городе работают хлебокомбинат, цех мясопереработки и завод по розливу минводы.

Земельные и минерально–сырьевые ресурсы

Почвы области представлены в основном черноземами выщелоченными и оподзоленными; на юго-востоке преобладают серые лесные и лугово-черноземные почвы. Потенциальное плодородие этих почв высокое. Липецкая область лежит в зоне черноземных степей, леса занимают не более 8% ее площади. В основном это березово-сосновые леса на песчаных террасах. В долине Дона местами сохранились древние дубравы, в которых преобладает дуб с примесью вяза и ясеня. Наиболее крупная из них – в заповеднике «Галичья Гора».

Минерально-сырьевая база Липецкой области включает в себя 160 месторождений твердых полезных ископаемых, 107 оцененных месторождений (участков) пресных и 5 - минеральных подземных вод, а также многочисленные рудопроявления, участки и месторождения железных руд, снятых с баланса. Добываемое сырье представлено технологическими и цементными известняками, доломитами, стекольными песками, песками и глинами для стройиндустрии. На территории области действуют 10 крупных горнодобывающих предприятий по добыче карбонатного сырья, глин и строительных песков с объемом добычи от 200 до 4000 тыс. тонн сырья в год.

Транспорт

Транспортный комплекс Липецкой области представлен предприятиями железнодорожного, автомобильного и воздушного транспорта. Бесперебойное функционирование комплекса обеспечивают 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 1402 единицы подвижного состава: 1267 автобусов, 85 троллейбусов, 50 трамваев.

Большое значение имеет проходящий по территории Липецкой области международный транспортный коридор № 9 Финляндия – Санкт-Петербург – Москва – Астрахань – Новороссийск.

В окрестностях Липецка – современный аэродром, способный принимать самолёты любого класса.

Промышленность и сельское хозяйство

Липецкая область является промышленно развитым регионом.

В промышленности формируется до 44 % валового регионального продукта.

Промышленный комплекс носит многоотраслевой характер. Основную долю в промышленном производстве занимают металлургия, пищевая промышленность, машиностроение. В последние годы опережающими темпами развиваются производство резиновых и пластмассовых изделий, химическое, производство электрооборудования.

В области производится 24,4 % произведенного в России чугуна, 19,1 % – готового проката черных металлов, 18,7 % – стали, 27 % – стиральных машин, холодильников и морозильников, 59,5 % – бетономешалок и растворосмесителей, 24 % – почвообрабатывающих машин, 10,8 % – металлорежущих станков, 10,4 % - ящиков из гофрированного картона, 6,2 % – бутылок из стекла для напитков и пищевых продуктов, 3,9 % – материалов лакокрасочных, 3,1 % – шин для легковых автомобилей; 73 % – плодоовощных консервов для детского питания, 33 % – плодоовощных консервов и соков, 14 % – сахара, 7 % – минеральной воды, 4 % – макаронных изделий.

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

За период 2005-2016 годы объем инвестиций в основной капитал в сопоставимых ценах увеличился в 1,9 раза, область занимает 4 место (за 2015 год) в ЦФО по объему инвестиций на душу населения. Доля инвестиций в ВРП превышает общероссийский уровень (19,9 % - 2015 год) и составляет 25 % (в соответствии с Указом Президента РФ №596 доля инвестиций в ВВП должна составлять не менее 25 % к 2015 году и до 27 % - к 2018 году).

С 2008 года объем инвестиций более чем в 2 раза превышает доходы бюджета области.

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 2016 году в ОЭЗ «Липецк» открыта Елецкая промышленная площадка.

Объем инвестиций потенциальных резидентов Елецкой промышленной площадки к 2025 году составит 176 млрд. руб. Это обеспечит создание более 10 тыс. рабочих мест.

На качественно новый технологический уровень вышел агропромышленный комплекс.

Имея в пользовании 1,5% российской пашни, область производит 3% российского объема зерна, мяса и мясопродуктов, 10% - сахарной свеклы.

За период 1998-2015 годов объем валовой продукции сельского хозяйства увеличился в 3,5 раза, что в 2 раза выше темпов роста по России (в 1,7 раза).

По производству сельскохозяйственной продукции на душу населения (88 тыс. руб.) область занимает 4 место среди регионов России, превосходя Воронежскую область, Краснодарский и Ставропольский края, республику Татарстан.

Область располагает резервами для импортозамещения других регионов России. За пределы области вывозится около 20% цельномолочной продукции, муки; 40-50% сливочного масла, мороженного; более 80% мяса и мясопродуктов, крахмалов, растительных масел; более 90% сахара, макаронных изделий, минеральной воды, детских плодоовощных консервов, включая соки для детей.

Увеличение объемов производства обеспечило наращивание экспортного потенциала области. Продукция липецких производителей агропромышленной продукции поставляется в 27 стран мира.

Строительство

В 2016 году объем строительно-монтажных работ в Липецкой области составил 42,6 млрд. руб. (102,5% к 2015 году).

В строительных организациях области работает около 26 000 человек

От строительной отрасли поступило 2,14 млрд. руб. налоговых платежей, что составляет 110,5% к 2015 году. При этом налог на доходы физических лиц уплачен в объеме 658 млн. руб. (107,1%).

Доля налогов строительной отрасли от общей поступившей суммы за 2016 год составила 5% (за 2015 год 4,2%).

По итогам 2016 года в Липецкой области построено и введено в эксплуатацию                    1 миллион 81 тысяча квадратных метров жилья, что составляет 102% к уровню 2015 года.

Ввод жилья на душу населения по области составил 0,93 кв.м на человека, что на 72% превышает среднероссийский показатель – 0,55 кв.м.

Высокие результаты по вводу жилья на душу населения достигнуты в г. Липецке (1,09), Липецком (2,05), Добровском (1,36), Елецком (1,10), Усманском (0,98), Лебедянском (0,89), Тербунском (0,85), Хлевенском (0,84), Чаплыгинском (0,83), Грязинском (0,81) районах.

Низкий показатель зафиксирован в г. Ельце (0,39), Лев-Толстовском (0,31), Воловском (0,42), Данковском (0,44), Становлянском (0,51), Долгоруковском (0,54) районах.

В рамках областных жилищных программ 957 человек улучшили жилищные условия - это на 6% больше, чем в 2015 году, в том числе:

- 574 человека получили социальную выплату на приобретение или строительство жилья, из них 546 молодых семей;

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

На эти цели направлено 553 млн. руб. бюджетных средств - на 28% больше 2015 года. Из них 454 млн. руб. – средства областного бюджета, 99 млн. руб. – федерального.

Выдано 5738 ипотечных жилищных кредитов (110% к 2015 году) на сумму 7,7 млрд. руб.

Введены в эксплуатацию 3 «проблемных» дома, строящихся с привлечением средств участников долевого строительства. Дома № 40А, № 40Б в микрорайоне «Университетский» г. Липецке (застройщик - ООО «Велес») и в г. Ельце по ул. Черокманова, д. 2 (ООО «Монолит»). Завершение строительства осуществляло АО «Липецкая ипотечная корпорация». Защищены права 446 дольщиков.

На 1 января 2017 года Липецкая область полностью обеспечена документами территориального планирования и градостроительного зонирования на региональном и муниципальном уровнях.

Утверждены проекты планировки и межевания территории участка особой экономической зоны промышленно-производственного типа «Липецк», расположенного в Елецком районе.

В 2016 году на условиях софинансирования из областного и местных бюджетов были профинансированы работы по внесению изменений в генеральные планы и правила землепользования и застройки 30 сельских поселений, по подготовке карт (планов) границ населенных пунктов 99 городских и сельских поселений и территориальных зон 31 сельского поселения, а также по разработке проектов планировок территорий перспективного развития городских округов и муниципальных районов.

В 2016 году были введены в эксплуатацию знаковые для области объекты:

- областной перинатальный центр на 130 мест;

- лабораторный корпус областного туберкулезного диспансера с детским отделением на 40 коек и поликлиникой на 100 посещений в смену в г. Липецке;

- культурно-спортивный комплекс на 180 мест на ст. Плавица Добринского района;

- ДК на 190 мест в с. Набережное Воловского района;

- ДК в г. Грязи;

- школа на 800 мест в 29 мкр. г. Липецка.

На эти цели из всех источников затрачено 3,4 млрд. руб., в том числе 2,2 млрд. руб. из федерального бюджета.

Выполнялись работы по берегоукреплению р. Ягодная Ряса в Чаплыгинском районе, проектированию спортзала по ул. Невского в Липецке.

Начата реконструкция здания для МФЦ в Липецке по ул. Меркулова.

Построены фельдшерско-акушерские пункты в селах:

- Казинка Тербунского района;

- Мокрое Лебедянского района;

- Сторожевские Хутора Усманского района;

- Кривец Добровского района;

- Плоты Становлянского района;

- Теплое Данковского района;

- Скорняково Задонского района.

Продолжалось создание инфраструктуры туристических кластеров «Елец», «Задонщина», «Ораниенбург».

Завершено строительство 40 жилых помещений в жилом доме № 16 по ул. Агрономическая в г. Липецке для передачи в специализированный жилищный фонд области и последующего предоставления детям-сиротам.

Предоставлены субсидии на строительство объектов муниципальной собственности - 162 млн. руб. Введены в эксплуатацию и капитально отремонтированы 85 объектов в 29 муниципальных образованиях области.

             

Электроэнергетика

Перечень территориальных сетевых организаций Липецкой области:

Филиал ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго»;

АО «Липецкая городская энергетическая компания»;

ПАО «НЛМК»;

ОАО «Завод Железобетон»;

ООО «Техноинжиниринг»;

ОАО «Доломит»;

ОАО «Энергия»;

ЗАО «Липецкий силикатный завод»;

ОАО «Липецкое торгово-промышленное объединение»;

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

ООО «ЛТК «Свободный Сокол»;

ООО «Лемаз»;

ООО «Лонгричбизнес»;

ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк»;

ООО «Солнечная энергетика»;

ООО «ФИН-Групп»;

Филиал «Юго-Западный» ОАО «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 2016г. представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

№

параметр

ед. изм.

величина

1

Количество электростанций

шт.

13

2

Установленная мощность электростанций

МВт

1137,2

3

Потребление электроэнергии в 2016 г.

млн. кВтч

12392

4

Максимум мощности в 2016 г.

МВт

1847

5

Выработка электроэнергии в 2016 г.

млн. кВтч

5191

6

Сальдо-перетоков в 2016 г.

млн. кВтч

7201

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» Липецкое РДУ

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

2012

2013

2014

2015

2016

Липецкая область

11743

11937

12104

12255

12392

Прирост, %

+6,8

+1,7

+1,4

+1,2

+1,11

Потери ЕНЭС

282

278

292

294

336

СН ТЭЦ

373

389

325

329

336

НЛМК

6465

6527

6749

6852

6736

Крупные потребители – субъекты ОРЭ

540

726

674

741

781

Гарантирующие поставщики

4083

4017

4064

4039

4204

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 2012 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 2016г. прослеживается снижение потребления ПАО «НЛМК» и увеличение потребления электроэнергии гарантирующими поставщиками области.

В таблице 3.4 представлена структура электропотребления по видам экономической деятельности за 2012-2016гг.

Таблица 3.4

Структура электропотребления субъекта РФ по видам экономической деятельности за 2012-2016гг.

№№ п/п

Наименование

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

млн. кВт·ч

млн. кВт·ч

млн. кВт·ч

млн. кВт·ч

млн. кВт·ч

1

Промышленное производство

7446,5

7592,1

7772,0

7873,6

7893,77

2

Сельское хозяйство

87,1

79,5

86,0

90,01

101,01

3

Бытовое потребление

(потребление электрической энергии населением)

1040,8

1068,6

1023,0

1062,19

1095,82

4

Прочие потребители

1734,79

1768,6

1803,6

1825,1

1845,3

5

Потери в электрических сетях

914,6

911,8

906,4

901,1

903,42

6

Потери ЕНЭС

282,0

277,8

292,0

294,0

335,6

7

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

237,31

238,77

221,0

209,0

217,08

Всего

11743,1

11937,2

12104,0

12255,0

12392,0

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.

2012

2013

2014

2015

2016

НЛМК

Млн кВт∙ч

6465

6527

6749

6852

6736

МВт

800

850

860

890

880

% к области

55,05%

54,68%

55,76%

55,91

54,36%

Мострансгаз

Млн кВт∙ч

64

84

12

3

4

МВт

12

12

2

0,7

2

% к области

0,55%

0,70%

0,10%

0,02%

0,03%

МН Дружба

Млн кВт∙ч

197

211

181

210

214

МВт

23

24

21

32

40

% к области

1,68%

1,77%

1,50%

1,71%

1,73%

ОЭЗ ППТ Липецк

Млн кВт∙ч

100

115

111

116

149

МВт

13

14

14

15

19

% к области

0,85%

0,96%

0,92%

0,95%

1,20%

Липецкцемент

Млн кВт∙ч

177

185

152

107

94

МВт

21

22

17

25

15

% к области

1,51%

1,55%

1,26%

0,87%

0,76%

ОАО "РЖД" в границах Липецкой области

Млн кВт∙ч

162

168

193

272

320

МВт

20

20

32

45

46

% к области

1,38%

1,41%

1,59%

2,22

2,58%

ЭКЗ Лебедянский

Млн кВт∙ч

42

38

32

31

34

МВт

5

5

4

4

4

% к области

0,36%

0,32%

0,26%

0,25%

0,27%

Роскондитерпром

Млн кВт∙ч

27

27

21

14

12

МВт

3

3

2

1,6

1

% к области

0,23%

0,23%

0,17%

0,11%

0,10%

Лемаз

Млн кВт∙ч

5,4

31

33

31

34

МВт

5

5

5

5

5

% к области

0,05%

0,26%

27%

0,25%

0,27%

Итого крупные потребители области

Млн кВт∙ч

7239,4

7386

7484

7636

7597

МВт

902

955

957

1018,3

1012

% к области

61,65%

61,87%

61,83%

62,31%

61,31%

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 2015г. было увеличение доли  электропотребления крупных потребителей к общему электропотреблению области за рассматриваемый пятилетний период. В 2016г. 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

2012

2013

2014

2015

2016

МВт

1759

1704

1798

1747

1847

Прирост,%

+7,6

-3,1

+5,5

-2,84

+5,72

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 2016 году представлена в таблице 3.7.

Таблица 3.7

Структура установленной мощности на территории Липецкой области

Электростанция

установленная мощность, МВт

доля, %

ввод, демонтаж в 2016 году

Липецкая область

1137,204

100

Липецкая ТЭЦ–2

515

45

Елецкая ТЭЦ

57

5

Данковская ТЭЦ

10

1

ТЭЦ ПАО «НЛМК»

332

29

ввод 50 МВт

УТЭЦ ПАО «НЛМК»

150

13

ГТРС ПАО «НЛМК»

20

2

ТЭЦ ООО «ЛТК Свободный Сокол»

16

1

Мини ТЭЦ «ТК ЛипецкАгро»

6,704

1

ввод 6,704 МВт

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

2012

2013

2014

2015

2016

доля, %

Липецкая область

5339

5253

5061

5332

5191

100

1

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

1824

1709

1376

1324

1417

27

1.1

Липецкая ТЭЦ–2

1563

1538

1253

1088

1253

24

1.2

Елецкая ТЭЦ

230

143

93

215

144

3

1.3

Данковская ТЭЦ

31

27

30

21

20

0

2

Станции промышленных предприятий, в т.ч.

3515

3544

3685

4008

3774

73

2.1

ТЭЦ ПАО «НЛМК»

2155

2184

2356

2560

2277

44

2.2

УТЭЦ ПАО «НЛМК»

1224

1210

1225

1266

1278

25

2.3

ГТРС ПАО «НЛМК»

61

107

2

2.4

ТЭЦ ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

30

31

18

6

5

0

2.5

ТЭЦ сахарных заводов

106

120

86

114

91

2

2.6

Мини ТЭЦ «ТК ЛипецкАгро»

16

0

На рисунке 3.4 представлена структура выработки электроэнергии за 2016 год по видам собственности в виде диаграммы.

Рисунок 3.4. Структура выработки электроэнергии за 2016 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

2012

2013

2014

2015

2016

1

Абсолютный максимум потребления

1759

1704

1798

1747

1847

2

Средний максимум потребления за зимний период

1625

1664

1624

1618

1642

Прирост,%

+4,6

+2,4

-2,4

-0,4

+1,5

Таблица 3.11

№

Показатель

2012

2013

2014

2015

2016

1

Потребление

11743

11937

12104

12255

12392

Прирост

+6,8%

+1,7%

+1,4%

+1,2%

+1,1%

2

Покрытие (производство электрической энергии)

5339

5253

5061

5332

5191

Прирост

+13,1%

-1,6%

-3,7%

+5,4%

-2,6%

3

Сальдо перетоков

6404

6684

7043

6923

7201

Прирост

+2,1%

+4,4%

+5,4%

-1,7%

+4,0%

3.9 Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Липецкой области

Основные показатели энерго- и электроэффективности по Липецкой области за 2012-2016 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

2012

74,06

38,81

892,70

2013

63,32

37,62

919,46

2014

51,89

30,40

881,97

2015

43,12

26,91

917,34

2016

41,88

25,18

956,34

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 2016г.

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

1137,2

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 ОАО «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 2017 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

хорошее

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

0,04

2007

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 2017 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 – Пост-474-тяговая

3.5

ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая

4

Липецкая энергосистема – Брянская энергосистема

4.1

ВЛ 500 кВ Новобрянская – Елецкая

5

Липецкая энергосистема – Орловская энергосистема

5.1

ВЛ 220 кВ Елецкая – Ливны

5.2

ВЛ 220 кВ Елецкая 220 – Ливны с отпайкой на ПС 220 Тербуны

6

Липецкая энергосистема – Курская энергосистема

6.1

ВЛ 110 кВ Набережное – 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.

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

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

2012

2013

2014

2015

2016

1

Уровень потерь электроэнергии в сети, %

110 кВ

3,23

3,30

3,14

3,26

3,94

35 кВ

8,41

8,04

8,00

8,31

12,35

2

Величина недоотпуска, МВт×час

520,71

68,55

51,97

235,83

149,33

3

Аварийность, аварий/1000 у.е.

6,39

5,08

3,54

2,44

2,53

4

Износ оборудования, %

60,23

66,66

68,85

69,3

64,23

5

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

16

11

13

14

23

6

Загрузка центров питания/ установленная мощность центров питания, %

27

25

25

27

Нет данных

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 2016 год

Плановые значения показателя на долгосрочный период регулирования

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

1

АО "Оборонэнерго"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

2

ПАО "НЛМК"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

3

АО "Энергия"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

4

ООО "ЛеМаЗ"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

5

ООО "Техноинжиниринг"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0,0450

0

0

0

0

0

6

ООО "Лонгричбизнес"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0,1801

0

0

0

0

0

7

ООО "ФИН-Групп"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

9

ОАО "Липецкое торгово-промышленное объединение"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

10

Филиал ПАО "МРСК-Центра"-"Липецкэнерго"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0,0571

0,0753

0,0742

0,0576

0,0568

0,0559

11

ОАО "РЖД"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0,02568

0,0728

0,0718

0,0707

0,0696

0,0686

12

ОАО ОЭЗ ППТ "Липецк"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

13

ОАО "Липецкий силикатный завод"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

14

ОАО "Завод Железобетон"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

15

АО "ЛГЭК"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0,0180

0,1435

0,1413

0,1392

0,1371

0,1351

16

ООО "ЛТК "Свободный сокол"

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)

0

0

0

0

0

0

17

ООО "Солнечная энергетика"

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 максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум в нормальном режиме и в режиме c отключением одного АТ.

Исходя из данных, представленных в таблицах 4.1 – 4.4, загрузка трансформаторного оборудования на ПС 220 кВ – 500 кВ Липецкой энергосистемы в нормальном режиме находилась в пределах следующих значений:

- в зимний максимум от 0% до 65,2% от ном. мощности;

- в зимний минимум от 0% до 55,5% от ном. мощности;

- в летний максимум от 0,7% до 64,2% от ном. мощности;

- в летний минимум от 0,7% до 50,3 % от ном. мощности.

Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше Липецкой энергосистемы в отчетный год в нормальном режиме в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум представлены на рисунках 1- 4 (Приложение 10).

Анализ загрузки трансформаторного оборудования на ПС 220 кВ – 500 кВ Липецкой энергосистемы в режиме c отключением одного АТ показал, что перегрузка АТ в отчетном году на подстанциях отсутствовала. Процент загрузки от номинальной мощности составил:

- в зимний максимум от 0,8% до 83,9% от ном. мощности;

- в зимний минимум от 0,8% до 70,4% от ном. мощности;

- в летний максимум от 0,8% до 86,0% от ном. мощности;

- в летний минимум от 0,8 до 74,9% от ном. мощности.

1

Таблица 4.1

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

№ п/п

Наименование, ПС

Напряжение,  кВ

№ тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВт/МВар/МВА

% загрузки от ном. мощности

Загрузка в режиме c отключением одного АТ, МВт/МВар/МВА

% загрузки от ном.мощности  в режиме c отключением одного АТ

1

Борино

500/220/10

АТ-1

501

176/72/190,2

38

260/113/284,4

56,8

500/220/10

АТ-2

501

169/69/182,5

36,4

0

0

2

Елецкая

500/220/10

АТ-1

501

92/10/92,5

18,5

151/21/152,5

30,4

500/220/10

АТ-2

501

92/10/92,5

18,5

0

0

3

Липецкая

500/220/35

АТ-1

501

178/128/219,2

43,8

0

0

500/220/35

АТ-2

501

178/128/219,2

43,8

230/167/284,2

56,7

500/220/35

АТ-3

501

178/128/219,2

43,8

230/167/284,2

56,7

4

Металлургическая

220/110/35

АТ-1

250

93/76/120,1

48

146/122/184

73,6

220/110/35

АТ-2

250

88/71/113,1

45,2

0

0

5

Северная

220/110/10

АТ-1

250

66/32/73,3

29,3

102/48/112,7

45,1

220/110/10

АТ-2

250

66/32/73,3

29,3

0

0

6

Новая

220/110/35

АТ-1

200

62/61/87

43,5

121/78/144

72

220/110/35

АТ-2

200

62/61/87

43,5

0

0

7

Правобережная старая

220/110/35

АТ-1

125

0/1/1

0,8

0/1/1

0,8

220/110/35

АТ-2

125

64/37/73,9

59,1

88/57/104,8

83,9

220/110/35

АТ-3

125

71/40/81,5

62,5

0

0

8

Правобережная новая

220/110/35

АТ-1

150

3/2/3,6

2,4

3/2/3,6

2,4

220/110/10

АТ-2

150

14/10/17,2

11,5

0

0

9

Сокол

220/110/35

АТ-1

125

66/41/77,7

62,2

-

-

10

Елецкая

220/110/35

АТ-1

125

36/17/39,8

31,8

50/23/55

44

220/110/35

АТ-2

125

37/17/40,7

32,6

0

0

220/110/35

АТ-3

125

36/17/39,8

31,8

50/23/55

44

11

Тербуны

220/110/35

АТ-1

125

11/4/11,7

9,4

0

0

220/110/35

АТ-2

125

25/11/27,3

21,9

36/14/38,6

30,9

12

Дон

220/110/35

АТ-1

125

46/17/49

39,2

72/32/78,8

63

220/110/35

АТ-2

125

46/17/49

39,2

0

0

Таблица 4.2

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

№ п/п

Наименование, ПС

Напряжение,  кВ

№ тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВт/МВар/МВА

% загрузки от ном. мощности

Загрузка в режиме c отключением одного АТ, МВт/МВар/МВА

% загрузки от ном.мощности  в режиме c отключением одного АТ

1

Борино

500/220/10

АТ-1

501

175/54/183,1

36,6

260/86/273,9

54,7

500/220/10

АТ-2

501

168/52/175,9

35,1

0

0

2

Елецкая

500/220/10

АТ-1

501

136/5/136,1

27,2

224/1/224

44,7

500/220/10

АТ-2

501

136/5/136,1

27,2

0

0

3

Липецкая

500/220/35

АТ-1

501

107/125/164,5

32,8

0

0

500/220/35

АТ-2

501

107/125/164,5

32,8

138/161/212

42,3

500/220/35

АТ-3

501

107/125/164,5

32,8

138/161/212

42,3

4

Металлургическая

220/110/35

АТ-1

250

84/76/113,3

45,3

131/112/172,4

68,9

220/110/35

АТ-2

250

79/72/106,9

42,8

0

0

5

Северная

220/110/10

АТ-1

250

53/30/60,9

24,4

83/44/93,9

37,6

220/110/10

АТ-2

250

53/30/60,9

24,4

0

0

6

Новая

220/110/35

АТ-1

200

48/60/76,8

38,4

70/78/104,8

52,4

220/110/35

АТ-2

200

48/60/76,8

38,4

0

0

7

Правобережная старая

220/110/35

АТ-1

125

0/1/1

0,8

0/1/1

0,8

220/110/35

АТ-2

125

55/30/62,6

50,1

75/46/88

70,4

220/110/35

АТ-3

125

61/33/69,4

55,5

0

0

8

Правобережная новая

220/110/35

АТ-1

150

3/2/3,6

2,4

3/2/3,6

2,4

220/110/10

АТ-2

150

13/9/15,8

10,5

0

0

9

Сокол

220/110/35

АТ-1

125

46/38/59,7

47,7

-

-

10

Елецкая

220/110/35

АТ-1

125

32/14/34,9

27,9

44/19/47,9

38,3

220/110/35

АТ-2

125

32/14/34,9

27,9

0

0

220/110/35

АТ-3

125

32/14/34,9

27,9

44/19/47,9

38,3

11

Тербуны

220/110/35

АТ-1

125

10/3/10,4

8,4

0

0

220/110/35

АТ-2

125

22/10/24,2

19,3

32/12/34,2

27,3

12

Дон

220/110/35

АТ-1

125

50/10/51

40,8

79/21/81,7

65,4

220/110/35

АТ-2

125

50/10/51

40,8

0

0

Таблица 4.3

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

№ п/п

Наименование, ПС

Напряжение,  кВ

№ тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВт/МВар/МВА

% загрузки от ном.мощности, %

Загрузка в режиме c отключением одного АТ, МВт/МВар/МВА

% загрузки от ном.мощности  в режиме c отключением одного АТ

1

Борино

500/220/10

АТ-1

501

172/71/186,1

37,1

254/111/277,2

55,3

500/220/10

АТ-2

501

165/68/178,5

35,6

0

0

2

Елецкая

500/220/10

АТ-1

501

109/9/109

21,8

179/10/179,3

35,8

500/220/10

АТ-2

501

109/9/109

21,8

0

0

3

Липецкая

500/220/35

АТ-1

501

169/128/212

42,3

0

0

500/220/35

АТ-2

501

169/128/212

42,3

218/167/274,6

54,8

500/220/35

АТ-3

501

169/128/212

42,3

218/167/274,6

54,8

4

Металлургическая

220/110/35

АТ-1

250

108/92/141,9

56,7

0

0

220/110/35

АТ-2

250

102/87/134,1

53,6

164/139/215

86

5

Северная

220/110/10

АТ-1

250

59/33/67,6

27

0

0

220/110/10

АТ-2

250

59/33/67,6

27

91/49/103,4

41,3

6

Новая

220/110/35

АТ-1

200

69/67/96,2

48,1

0

0

220/110/35

АТ-2

200

69/67/96,2

48,1

102/90/136

68

7

Правобережная старая

220/110/35

АТ-1

125

0/1/1

0,8

0/1/1

0,8

220/110/35

АТ-2

125

57/34/66,4

53,1

77/52/93

74,4

220/110/35

АТ-3

125

63/37/73,1

58,4

0

0

8

Правобережная новая

220/110/35

АТ-1

150

0/1/1

0,7

10/9/13,5

9

220/110/10

АТ-2

150

10/9/13,5

9

0

0

9

Сокол

220/110/35

АТ-1

125

65/47/80,2

64,2

-

-

10

Елецкая

220/110/35

АТ-1

125

31/15/34,4

27,6

43/22/48,3

38,6

220/110/35

АТ-2

125

31/15/34,4

27,6

0

0

220/110/35

АТ-3

125

31/15/34,4

27,6

43/22/48,3

38,6

11

Тербуны

220/110/35

АТ-1

125

7/2/7,3

5,8

0

0

220/110/35

АТ-2

125

16/10/18,9

15,1

23/8/24,4

19,5

12

Дон

220/110/35

АТ-1

125

42/13/44

35,2

0

0

220/110/35

АТ-2

125

42/10/43,2

34,5

65/23/68,9

55,2

Таблица 4.4

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

№ п/п

Наименование, ПС

Напряжение,  кВ

№ тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВт/МВар/МВА

% загрузки от ном.мощности, %

Загрузка в режиме c отключением одного АТ, МВт/МВар/МВА

% загрузки от ном.мощности  в режиме c отключением одного АТ

1

Борино

500/220/10

АТ-1

501

159/47/165,8

33,1

0

0

500/220/10

АТ-2

501

152/45/158,5

31,6

231/75/242,9

48,5

2

Елецкая

500/220/10

АТ-1

501

157/10/157,3

31,4

0

0

500/220/10

АТ-2

501

157/10/157,3

31,4

258/8/258,1

51,5

3

Липецкая

500/220/35

АТ-1

501

54/103/116,3

23,2

0

0

500/220/35

АТ-2

501

54/103/116,3

23,2

69/133/149,8

29,9

500/220/35

АТ-3

501

54/103/116,3

23,2

69/133/149,8

29,9

4

Металлургическая

220/110/35

АТ-1

250

94/80/123,4

49,4

0

0

220/110/35

АТ-2

250

89/76/117

46,8

143/121/187,3

74,9

5

Северная

220/110/10

АТ-1

250

46/22/51

20,4

0

0

220/110/10

АТ-2

250

46/22/51

20,4

72/32/78,8

31,5

6

Новая

220/110/35

АТ-1

200

56/55/78,5

39,2

0

0

220/110/35

АТ-2

200

56/55/78,5

39,2

75/71/103,3

51,6

7

Правобережная старая

220/110/35

АТ-1

125

0/1/1

0,8

0/1/1

0,8

220/110/35

АТ-2

125

46/25/52,4

41,9

0

0

220/110/35

АТ-3

125

51/27/57,7

46,2

68/40/78,9

63,1

8

Правобережная новая

220/110/35

АТ-1

150

0/1/1

0,7

8/6/10

6,7

220/110/10

АТ-2

150

8/6/10

6,7

0

0

9

Сокол

220/110/35

АТ-1

125

44/45/62,9

50,3

-

-

10

Елецкая

220/110/35

АТ-1

125

31/12/33,2

26,6

43/17/46,2

37

220/110/35

АТ-2

125

31/12/33,2

26,6

0

0

220/110/35

АТ-3

125

31/12/33,2

26,6

43/17/46,2

37

11

Тербуны

220/110/35

АТ-1

125

7/2/7,3

5,8

18/4/18,4

14,8

220/110/35

АТ-2

125

12/7/13,9

11,1

0

0

12

Дон

220/110/35

АТ-1

125

44/6/44,4

35,5

0

0

220/110/35

АТ-2

125

43/17/46,2

37

70/18/72,3

57,8

1

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 представлен расчёт пропускной способности центров питания 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго» по итогам зимних замеров максимума нагрузки за последние пять лет.

Ниже представлен ряд подстанций 110 кВ с недостаточной пропускной способностью трансформаторов (с учетом существующих сетей связи 6(10)-35 кВ между подстанциями):

- ПС 110/6 кВ Привокзальная;

- ПС 110/35/10 кВ Тербуны;

- ПС 110/35/10 кВ Долгоруково;

- ПС 110/35/10 кВ Химическая

- ПС 110/35/10 кВ Никольская;

-ПС 110/35/10 кВ Хворостянка;

- ПС 110/35/10 кВ Казинка;

- ПС 110/35/10 кВ Усмань.

1

Таблица 4.5

Расчёт пропускной способности Центров питания 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго» по итогам зимних замеров максимума нагрузки за последние пять лет

№п/п

Наименование объекта центра питания, класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов, МВА

Максимальная нагрузка по замерам за последние пять лет, МВА

Полная мощность, перераспределяемая в соответствии с ПТЭ, МВА

Полная мощность с учётом перераспределения, МВА

Допустимая нагрузка  в ремонтной схеме, МВА

Резерв мощности, МВА

1

ПС 110/10кВ Лев Толстой

10

2,60

0,00

2,60

-

6,85

2

ПС 110/10 кВ Двуречки

6,3

2,83

0,00

2,83

-

3,12

3

ПС 110/10 кВ Рождество

25

3,16

0,00

3,16

-

20,47

4

ПС 110/6 кВ Агрегатная

16+16

16,56

0,96

15,60

16,80

1,20

5

ПС 110/6 кВ Западная

40+40

28,90

0,36

28,54

42,00

13,46

6

ПС 110/10 кВ Кашары

10+6,3

3,06

0,40

2,66

6,62

3,96

7

ПС 110/10кВ Тербунский гончар

25+25

3,95

0,00

3,95

26,25

22,30

8

ПС 110/6 кВ Табак

16+16

9,12

1,60

7,52

16,80

9,28

9

ПС 110/10 кВ Лукошкино

2,5+2,5

0,94

0,29

0,65

2,63

1,98

10

ПС 110/10кВ  Нива

10+10

7,31

1,10

6,21

10,50

4,29

11

ПС 110/10 кВ Ольховец

2,5+2,5

1,56

0,10

1,46

2,63

1,17

12

ПС 110/10 кВ Куймань

2,5+2,5

1,07

0,20

0,87

2,63

1,76

13

ПС 110/10 кВ Лутошкино

2,5+2,5

0,64

0,12

0,52

2,63

2,11

14

ПС 110/10 кВ Круглое

6,3+2,5

0,45

0,15

0,30

2,63

2,33

15

ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная

40+40

42,20

6,85

35,35

42,00

6,65

16

ПС 110/6 кВ Привокзальная

40+25

45,14

1,33

43,81

42,00

-1,81

17

ПС 110/10/6 кВ Южная

40+40

42,04

5,20

36,84

42,00

5,16

18

ПС 110/6 кВ Ситовка

10+10

4,18

0,98

3,20

10,50

7,30

19

ПС 110/6 кВ ЛТП

6,3+10

2,49

0,00

2,49

6,62

4,13

20

ПС 110/6 кВ КПД

10+16

4,84

0,00

4,84

10,50

5,66

21

ПС 110/10 кВ Октябрьская

40+40

27,82

0,50

27,32

42,00

14,68

22

ПС 110/10 кВ Манежная

40+40

3,85

0,50

3,35

42,00

38,65

23

ПС 110/10 кВ Университетская

40+40

5,69

0,00

5,69

42,00

36,31

24

ПС 110/6 кВ Тепличная

15+15

6,66

2,35

4,31

15,75

11,44

25

ПС 110/6 кВ Трубная-2

25+25

5,00

0,00

5,00

26,25

21,25

26

ПС 110/6 кВ ГПП-2 ЛТЗ

63+63

14,34

1,20

13,14

66,15

53,01

27

ПС 110/35/10 кВ Тербуны-110

10+10

12,47

1,00

11,47

10,50

-0,97

28

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

6,3+10

10,90

1,96

8,94

6,62

-2,32

29

ПС 110/35/10 кВ Волово

10+10

3,33

0,18

3,15

10,50

7,35

30

ПС 110/35/10 кВ Измалково

10+10

8,41

0,70

7,71

10,50

2,79

31

ПС 110/35/10 кВ Гороховская

16+16

16,32

5,00

11,32

16,80

5,48

32

ПС 110/35/10 кВ Донская

10+10

9,73

1,92

7,81

10,50

2,69

33

ПС 110/35/10 кВ Лебедянь

16+16

20,70

7,10

13,60

16,80

3,20

34

ПС 110/35/10 кВ Чаплыгин-новая

16+16

12,89

0,09

12,80

16,80

4,00

35

ПС 110/35/10 кВ Компрессорная

16+16

9,54

3,20

6,34

16,80

10,46

36

ПС 110/35/10 кВ Россия

16+16

6,60

2,04

4,56

16,80

12,24

37

ПС 110/35/10 кВ Березовка

16+10

3,40

1,75

1,65

10,50

8,85

38

ПС 110/35/10 кВ Астапово

16+16

12,32

4,35

7,97

16,80

8,83

39

ПС 110/35/10 кВ Химическая

16+16

21,97

4,20

17,77

16,80

-0,97

40

ПС 110/35/6 кВ Бугор

63+63

34,80

5,00

29,80

66,15

36,35

41

ПС 110/35/6 кВ Цементная

40+32+63

45,84

1,78

44,06

75,60

31,54

42

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

25+25

8,66

0,00

8,66

26,25

17,59

43

ПС 110/35 кВ Т-3 Гидрооборудование

31,5

7,47

5,00

2,47

29,77

27,30

44

ПС 110/35/10 кВ Усмань

16+16

17,20

0,00

17,20

16,80

-0,40

45

ПС 110/35/10 кВ Аксай

10+10

8,25

0,40

7,85

10,50

2,65

46

ПС 110/35/10 кВ Никольская

6,3+6,3

8,25

0,65

7,60

6,62

-0,98

47

ПС 110/35/10 кВ Хворостянка

10+16

15,02

1,82

13,20

10,50

-2,70

48

ПС 110/35/10 кВ Добринка

16+10

10,35

2,00

8,35

10,50

2,15

49

ПС 110/35/10 кВ Верхняя Матренка

6,3+6,3

4,33

0,70

3,63

6,62

2,99

50

ПС 110/35/10 кВ Казинка

16+16

26,50

5,60

20,90

16,80

-4,10

51

ПС 110/35/10 кВ Доброе

16+16

14,91

7,00

7,91

16,80

8,89

52

ПС 110/35/6 кВ Новая Деревня

10+10

12,03

5,75

6,28

10,50

4,22

53

ПС 110/35/6 кВ Вербилово

10+6,3

3,68

2,40

1,28

6,62

5,34

54

ПС 110/35/10 кВ Хлевное

16+16

13,94

0,00

13,94

16,80

2,86

55

ПС 110/35/10 кВ Набережное

6,3+10

4,16

0,75

3,41

6,62

3,21

56

ПС 110/35/10 кВ Троекурово

10+6,3

1,93

0,45

1,48

6,62

5,14

Примечание. Цветом выделены центры питания 110 кВ с недостаточной пропускной способностью трансформаторов.

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

1

4.2.2 Анализ существующей загрузки ЛЭП 110 кВ

На рисунках 1-4 (Приложение 10) представлены схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше Липецкой энергосистемы в отчетный год в нормальном режиме в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум.

В таблице 4.6 – 4.9 представлены данные о загрузке ЛЭП 110 кВ в отчетный год в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум и летний минимум соответственно.

Таблица 4.6

Загрузка ЛЭП 110 кВ в зимний максимум отчетного года

Наименование ЛЭП 110 кВ

Марка и сечение провода/кабеля

Доп. ток при температуре минус 50С,А

Ток по линий,А

% загрузки от дл. доп. тока

2А Левая

АС-185

658

163

24,77

2А Правая

АС-185

658

163

24,77

Бугор Левая

АС-185; АС-240

600

208

34,67

Бугор Правая

АС-185; АС-240

600

192

32,00

В.Матренка

АС-120

503

30

5,96

Вербилово Левая

АС-185

658

42

6,38

Вербилово Правая

АС-185

658

33

5,02

участок Вербилово – Хлевное 1

АС-95

426

40

9,39

участок Вербилово –  Хлевное 2

АС-95

426

21

4,93

Двуречки Левая

АЖ-120; АС-120

503

125

24,85

Двуречки Правая

АЖ-120; АС-120

503

121

24,06

Добринка-1

АС-120

503

24

4,77

Добринка-2

АС-120

503

13

2,58

Доброе Левая

АС-120

503

33

6,56

Доброе Правая

АС-120

503

38

7,55

Кольцевая Левая

АС-185; ПвПу2г1*185/95/-64/110

600

122

20,33

Кольцевая Правая

АС-185; ПвПу2г1*185/95/-64/110

600

91

15,17

ЛТП Левая

АС-70; АС-95; АС-120

341

13

3,81

ЛТП Правая

АС-70; АС-95; АС-120

341

25

7,33

Московская Левая

АС-185

600

204

34,00

Московская Правая

АС-185

600

205

34,17

Привокзальная Левая

АС-185; АС-95; АС-120

600

11

1,83

Привокзальная Правая

АС-185; АС-95; АС-120

600

17

2,83

отп. на Привокзальную 1

АС-95

426

143

33,57

отп. на Привокзальную 2

АС-95

426

68

15,96

Промышленная

АС-185

630

50

7,94

Связь Левая

АС0-300

916

0

0,00

Связь Правая

АС0-300

916

0

0,00

Сухая Лубна

АС-185; АС-120/19

503

56

11,13

Трубная Левая

АС-185; АС-120; АС-95

503

40

4,95

Трубная Правая

АС-185; АС-120; АС-95

503

59

11,73

ТЭЦ-2 Левая

АС-185

600

50

8,33

ТЭЦ-2 Правая

АС-185

600

54

9,0

Усмань Левая

АС-95; АС-120

503

81

16,10

Усмань Правая

АС-95; АС-120

426

89

20,89

Хворостянка

АС-120; АС-95

426

78

18,31

Цементная Левая

АС-185

630

231

36,7

Цементная Правая

АС-185

630

233

36,98

Центролит Левая

АС-185

658

68

10,33

Центролит Правая

АС-185

658

21

3,19

Чугун Левая

АС-185

600

115

19,17

Чугун Правая

АС-185

600

114

19,00

Манежная Левая

ПвПу2г1 185/95-64/110

440

20

4,55

Манежная Правая

ПвПу2г1 185/95-64/110

440

0

0,00

Лебедянь Левая

АС-150/24

580

48

8,28

Лебедянь Правая

АС-150/19; АС-150/24

484

45

9,30

Заход Левая

АС-120/19; АС-150/24

503

96

19,09

Заход Правая

АС-120/19; АС-150/24

503

97

19,28

Машзавод Левая

АС-120/19

503

35

6,96

Машзавод Правая

АС-120/19

503

34

6,76

Химическая – 1

АС-150/24; АС-185/24

580

90

15,52

Данков

АС-150/19

160

5

3,13

ТЭЦ – Доломитная

АС-150/19; АС-150/24

160

24

15,00

Доломитная

АС-150/19

580

15

2,59

Заводская Левая

АС-150/19

580

7

1,21

Заводская Правая

АС-150/19

580

7

1,21

Берёзовка

АС-95/16

426

20

4,69

Золотуха

АС-120/19

426

66

15,49

Круглое

АС-120/19

503

65

12,92

Чаплыгин

АС-120/19

503

14

2,78

Чаплыгин – 1

АС-150/24

580

0

0,00

Чаплыгин – 2

АС-150/24

580

55

9,48

Лутошкино Левая

АЖ-120; АС-95/16

426

0

0,00

Лутошкино Правая

АЖ-120; АС-95/16

426

25

5,87

Ольховец

АС-95/16; АС-120/19

400

74

18,5

Компрессорная Правая

АС-120/19

503

19

3,78

Компрессорная Левая

АС-120/19

503

19

3,78

Лев Толстой

АС-120/19

503

63

12,52

Троекурово

АС-120/19

503

18

3,58

Волово

АС-150

580

16

2,76

Гороховская Левая

АС-95

426

42

9,86

Гороховская Правая

АС-120

503

41

8,15

Тербуны нов.

АС-150

580

29

5,00

Донская Левая

АС-185

600

60

10,00

Донская Правая

АС-185

600

57

9,50

Елецкая – тяговая левая

АС-150

580

19

3,28

Елецкая –  тяговая правая

АС-150

580

19

3,28

Заречная Левая

АС-185

600

58

9,67

Заречная Правая

АС-185

600

56

9,33

Измалково

АС-120

503

21

4,17

Касторное

АС-95

300

0

0,00

Компрессорная Левая

АС-120

503

16

3,18

Набережное

АС-95; АС-120; АС-150

426

32

7,51

Становая Левая

АС-150

580

69

11,90

Становая Правая

АС-150

580

70

12,07

Табак Левая

АС-120

503

15

2,98

Табак Левая

АС-120

503

18

3,58

Тербуны - 2

АС-95; АС-150

426

0

0,00

Тербуны-тяговая

АС-150

580

51

8,79

Центральная Левая

АС-185

658

120

18,24

Центральная Правая

АС-185

658

89

13,53

Прокат Левая

АС-500

1000

306

30,6

Прокат Правая

АС-500

1000

305

30,5

РП-2-Левая

АС-500

1000

155

15,5

РП-2-Правая

АС-500

1000

149

14,9

Северная –ГПП-18 1 цепь

Апв (3(1х800/95); АС-500

1000

30

3,0

Северная - ГПП-18 2 цепь

Апв (3(1х800/95); АС-500

1000

30

3,0

ГПП-18 - РП-1 1 цепь

АПв(3(1х800/95); АС-500

1000

271

27,1

ГПП-18 - РП-1 2 цепь

АПв(3(1х800/95); АС-500

1000

268

26,8

ТЭЦ - РП-1 1 цепь

АСО-500; Апв 1х1000/95

1000

216

21,6

ТЭЦ - РП-1 2 цепь

АСО-500; Апв 1х1000/95

1000

215

21,5

Северная - ГПП-1

АСКС-500

1219

50

4,10

ТЭЦ НЛМК - ГПП-1

АПв 1х1000/95; АСО-500

1219

141

11,57

РП-11

АСО-500

1219

162

13,29

РП-13

АСО-500

1219

160

13,13

ТЭЦ Левая

АКС-500; АПвВн2г 1х1000/95

1000

277

27,7

ТЭЦ Правая

АКС-500; АПвВн2г 1х1000/95

1219

276

22,64

Таблица 4.7

Загрузка ЛЭП 110 кВ в зимний минимум отчетного года

Наименование

ЛЭП 110 кВ

Марка и сечение провода/кабеля

Доп. ток при температуре минус 50С,А

Ток по линии,А

% загрузки от дл. доп. тока

2А Левая

АС-185

658

136

20,67

2А Правая

АС-185

658

136

20,67

Бугор Левая

АС-185; АС-240

600

153

25,50

Бугор Правая

АС-185; АС-240

600

136

22,67

В.Матренка

АС-120

503

27

5,37

Вербилово Левая

АС-185

658

36

5,47

Вербилово Правая

АС-185

658

29

4,41

участок Вербилово –  Хлевное 1

АС-95

426

34

7,98

участок Вербилово –  Хлевное 2

АС-95

426

19

4,46

Двуречки Левая

АЖ-120; АС-120

503

117

23,26

Двуречки Правая

АЖ-120; АС-120

503

105

20,87

Добринка-1

АС-120

503

22

4,37

Добринка-2

АС-120

503

11

2,19

Доброе Левая

АС-120

503

29

5,77

Доброе Правая

АС-120

503

33

6,56

Кольцевая Левая

АС-185;

600

56

9,33

Кольцевая Правая

АС-185;

600

51

8,50

ЛТП Левая

АС-70; АС-95; АС-120

341

11

3,23

ЛТП Правая

АС-70; АС-95; АС-120

341

21

6,16

Московская Левая

АС-185

600

204

34,00

Московская Правая

АС-185

600

205

34,17

Привокзальная Левая

АС-185; АС-95; АС-120

600

92

15,33

Привокзальная Правая

АС-185; АС-95; АС-120

600

82

13,66

отп. на Привокзальную 1

АС-95

426

95

22,30

отп. на Привокзальную 2

АС-95

426

33

7,75

Промышленная

АС-185

630

53

8,41

Связь Левая

АС0-300

916

0

0,00

Связь Правая

АС0-300

916

0

0,00

Сухая Лубна

АС-185; АС-120/19

503

39

7,75

Трубная Левая

АС-185; АС-120; АС-95

503

36

7,16

Трубная Правая

АС-185; АС-120; АС-95

503

54

10,74

ТЭЦ-2 Левая

АС-185

600

53

8,83

ТЭЦ-2 Правая

АС-185

600

56

9,33

Усмань Левая

АС-95; АС-120

503

64

12,72

Усмань Правая

АС-95; АС-120

426

71

16,67

Хворостянка

АС-120; АС-95

426

71

16,67

Цементная Левая

АС-185

630

139

22,06

Цементная Правая

АС-185

630

141

22,38

Центролит Левая

АС-185

658

58

8,81

Центролит Правая

АС-185

658

19

2,89

Чугун Левая

АС-185

600

53

8,83

Чугун Правая

АС-185

600

52

8,67

Манежная Левая

ПвПу2г1 185/95-64/110

440

18

4,09

Манежная Правая

ПвПу2г1 185/95-64/110

440

0

0,00

Лебедянь Левая

АС-150

580

36

6,21

Лебедянь Правая

АС-150/19; АС-150/24

484

41

8,47

Заход Левая

АС-120/19; АС-150/24

503

78

15,51

Заход Правая

АС-120/19; АС-150/24

503

78

15,51

Машзавод Левая

АС-120/19

503

31

6,16

Машзавод Правая

АС-120/19

503

31

6,16

Химическая-1

АС-150/24; АС-185/24

580

56

9,66

Данков

АС-150/19

160

13

8,13

ТЭЦ - Доломитная

АС-150/19; АС-150/24

160

18

11,25

Доломитная

АС-150/19

580

16

2,76

Заводская Левая

АС-150/19

580

7

1,21

Заводская Правая

АС-150/19

580

7

1,21

Берёзовка

АС-95/16

426

18

4,23

Золотуха

АС-120/19

426

46

10,80

Круглое

АС-120/19

503

45

8,95

Чаплыгин

АС-120/19

503

12

2,39

Чаплыгин -1

АС-150/24

580

0

0,00

Чаплыгин -2

АС-150/24

580

80

13,79

Лутошкино Левая

АЖ-120; АС-95/16

426

0

0,00

Лутошкино Правая

АЖ-120; АС-95/16

426

23

5,40

Ольховец

АС-95/16; АС-120/19

400

49

12,25

Компрессорная Правая

АС-120/19

503

64

12,72

Компрессорная Левая

АС-120/19

503

64

12,72

Лев Толстой

АС-120/19

503

55

10,93

Троекурово

АС-120/19

503

16

3,18

Волово

АС-150

580

14

2,41

Гороховская Левая

АС-95

426

37

8,69

Гороховская Правая

АС-120

503

37

7,36

Тербуны Новая

АС-150

580

26

4,48

Донская Левая

АС-185

600

86

14,33

Донская Правая

АС-185

600

85

14,17

Елецкая -тяговая левая

АС-150

580

17

2,93

Елецкая -тяговая правая

АС-150

580

17

2,93

Заречная Левая

АС-185

600

60

10,00

Заречная Правая

АС-185

600

59

9,83

Измалково

АС-120

503

18

3,58

Касторное

АС-95

300

0

0,00

Компрессорная Левая

АС-120

503

14

2,78

Набережная

АС-95; АС-120; АС-150

426

28

6,57

Становая Левая

АС-150

580

61

10,52

Становая Правая

АС-150

580

62

10,69

Табак Левая

АС-120

503

12

2,39

Табак Правая

АС-120

503

10

1,99

Тербуны - 2

АС-95; АС-150

426

0

0,00

Тербуны-тяговая

АС-150

580

44

7,59

Центральная Левая

АС-185

658

96

14,59

Центральная Правая

АС-185

658

70

10,64

Прокат Левая

АС-500

1000

268

26,8

Прокат Правая

АС-500

1000

267

26,7

РП-2-Левая

АС-500

1000

195

19,5

РП-2-Правая

АС-500

1000

189

18,9

Северная –ГПП-18 1 цепь

Апв (3(1х800/95); АС-500

1000

35

3,5

Северная - ГПП-18 2 цепь

Апв (3(1х800/95); АС-500

1000

34

3,4

ГПП-18 - РП-1 1 цепь

АПв(3(1х800/95); АС-500

1000

240

24,0

ГПП-18 - РП-1 2 цепь

АПв(3(1х800/95); АС-500

1000

238

23,8

ТЭЦ - РП-1 1 цепь

АСО-500; Апв 1х1000/95

1000

221

22,1

ТЭЦ - РП-1 2 цепь

АСО-500; Апв 1х1000/95

1000

220

22,0

Северная - ГПП-1

АСКС-500

1219

50

4,10

ТЭЦ НЛМК - ГПП-1

АПв 1х1000/95; АСО-500

1219

141

11,57

РП-11

АСО-500

1219

183

15,01

РП-13

АСО-500

1219

182

14,93

ТЭЦ Левая

АКС-500; АПвВн2г 1х1000/95

1000

269

26,9

ТЭЦ Правая

АКС-500; АПвВн2г 1х1000/95

1219

269

22,07

Таблица 4.8

Загрузка ЛЭП 110 кВ в летний максимум отчетного года

Наименование

ЛЭП 110 кВ

Марка и сечение провода/кабеля

Доп. ток при температуре +250С,А

Ток по линии, А

% загрузки от дл. доп. тока

2А Левая

АС-185

510

110

21,57

2А Правая

АС-185

510

110

21,57

Бугор Левая

АС-185; АС-240

510

169

33,14

Бугор Правая

АС-185; АС-240

510

156

30,59

В.Матренка

АС-120

390

33

8,46

Вербилово Левая

АС-185

510

35

6,86

Вербилово Правая

АС-185

510

24

4,71

участок Вербилово –  Хлевное 1

АС-95

330

34

10,30

участок Вербилово –  Хлевное 2

АС-95

330

18

5,45

Двуречки Левая

АЖ-120; АС-120

390

82

21,03

Двуречки Правая

АЖ-120; АС-120

390

72

18,46

Добринка-1

АС-120

390

32

8,21

Добринка-2

АС-120

390

4

1,03

Доброе Левая

АС-120

390

13

3,33

Доброе Правая

АС-120

390

30

7,69

Кольцевая Левая

АС-185/29

510

77

15,10

Кольцевая Правая

АС-185/29

510

66

12,94

ЛТП Левая

АС-70; АС-95; АС-120

265

11

4,15

ЛТП Правая

АС-70; АС-95; АС-120

265

17

6,42

Московская Левая

АС-185/29

510

240

47,06

Московская Правая

АС-185/29

510

240

47,06

Привокзальная Левая

АС-185; АС-95; АС-120

510

99

19,41

Привокзальная Правая

АС-185; АС-95; АС-120

510

90

17,65

отп. на Привокзальную 1

АС-95

330

94

28,48

отп. на Привокзальную 2

АС-95

330

52

15,76

Промышленная

АС-185

510

69

13,53

Связь Левая

АС0-300

710

0

0,00

Связь Правая

АС0-300

710

0

0,00

Сухая Лубна

АС-185; АС-120/19

390

31

7,95

Трубная Левая

АС-185; АС-120; АС-95

390

34

8,72

Трубная Правая

АС-185; АС-120; АС-95

390

48

12,31

ТЭЦ-2 Левая

АС-185

510

69

13,53

ТЭЦ-2 Правая

АС-185

510

75

14,71

Усмань Левая

АС-95; АС-120

390

63

16,15

Усмань Правая

АС-95; АС-120

330

66

20,00

Хворостянка

АС-120; АС-95

330

35

10,61

Цементная Левая

АС-185

510

99

19,41

Цементная Правая

АС-185

510

94

18,43

Центролит Левая

АС-185

510

55

10,78

Центролит Правая

АС-185

510

28

5,49

Чугун Левая

АС-185

510

45

8,82

Чугун Правая

АС-185

510

44

8,63

Манежная Левая

ПвПу2г1 185/95-64/110

351

18

5,13

Манежная Правая

ПвПу2г1 185/95-64/110

351

0

0,00

Лебедянь Левая

АС-150

450

30

6,67

Лебедянь Правая

АС-150/19; АС-120/27

375

63

16,80

Заход Левая

АС-120/19; АС-150/24

390

73

18,72

Заход Правая

АС-120/19; АС-150/24

390

74

18,97

Машзавод Левая

АС-120/19

390

23

5,90

Машзавод Правая

АС-120/19

390

20

5,13

Химическая-1

АС-150/24; АС-185/24

450

59

13,11

Данков

АС-150/19

160

11

6,88

ТЭЦ - Доломитная

АС-150/19; АС-150/24

160

23

14,38

Доломитная

АС-150/19

450

1

0,22

Заводская Левая

АС-150/19

450

7

1,56

Заводская Правая

АС-150/19

450

1

0,22

Берёзовка

АС-95/16

330

15

4,55

Золотуха

АС-120/19

330

47

14,24

Круглое

АС-120/19

390

46

11,79

Чаплыгин

АС-120/19

390

18

4,62

Чаплыгин -1

АС-150/24

450

0

0,00

Чаплыгин -2

АС-150/24

450

32

7,11

Лутошкино Левая

АЖ-120; АС-95/16

330

0

0,00

Лутошкино Правая

АЖ-120; АС-95/16

330

24

7,27

Ольховец

АС-95/16; АС-120/19

330

50

15,15

Компрессорная Правая

АС-120/19

390

20

5,13

Компрессорная Левая

АС-120/19

390

20

5,13

Лев Толстой

АС-120/19

390

63

16,15

Троекурово

АС-120/19

390

21

5,38

Волово

АС-150

450

14

3,11

Гороховская Левая

АС-95

330

30

9,09

Гороховская Правая

АС-120

390

23

5,90

Тербуны Новая

АС-150

450

27

6,00

Донская Левая

АС-185

510

69

13,53

Донская Правая

АС-185

510

66

12,94

Елецкая -тяговая левая

АС-150

450

19

4,22

Елецкая -тяговая правая

АС-150

450

19

4,22

Заречная Левая

АС-185

520

67

12,88

Заречная Правая

АС-185

520

65

12,50

Измалково

АС-120

390

11

2,82

Касторное

АС-95

300

0

0,00

Компрессорная Левая

АС-120

390

11

2,82

Набережная

АС-95; АС-120; АС-150

330

17

5,15

Становая Левая

АС-150

450

56

12,44

Становая Правая

АС-150

450

40

8,89

Табак Левая

АС-120

390

8

2,05

Табак Правая

АС-120

390

16

4,10

Тербуны - 2

АС-95; АС-150

330

0

0,00

Тербуны-тяговая

АС-150

450

28

6,22

Центральная Левая

АС-185

510

63

12,35

Центральная Правая

АС-185

510

49

9,61

Прокат Левая

АС-500

809

383

47,34

Прокат Правая

АС-500

809

383

47,34

РП-2-Левая

АС-500

945

79

8,36

РП-2-Правая

АС-500

945

79

8,36

Северная –ГПП-18 1 цепь

Апв (3(1х800/95); АС-500

945

90

9,52

Северная - ГПП-18 2 цепь

Апв (3(1х800/95); АС-500

945

90

9,52

ГПП-18 - РП-1 1 цепь

АПв(3(1х800/95); АС-500

945

330

34,92

ГПП-18 - РП-1 2 цепь

АПв(3(1х800/95); АС-500

945

327

34,60

ТЭЦ - РП-1 1 цепь

АСО-500; Апв 1х1000/95

945

154

16,30

ТЭЦ - РП-1 2 цепь

АСО-500; Апв 1х1000/95

945

152

16,08

Северная - ГПП-1

АСКС-500

945

69

7,30

ТЭЦ НЛМК - ГПП-1

АПв 1х1000/95; АСО-500

945

141

14,92

РП-11

АСО-500

945

176

18,62

РП-13

АСО-500

945

174

18,41

ТЭЦ Левая

АКС-500; АПвВн2г 1х1000/95

945

178

18,84

ТЭЦ Правая

АКС-500; АПвВн2г 1х1000/95

945

176

18,62

Таблица 4.9

Загрузка ЛЭП 110 кВ в летний минимум отчетного года

Наименование

ЛЭП 110 кВ

Марка и сечение провода/кабеля

Доп. ток при температуре +250С,А

Ток по линии,А

% загрузки от дл. доп. тока

2А Левая

АС-185

510

74

14,51

2А Правая

АС-185

510

74

14,51

Бугор Левая

АС-185; АС-240

510

139

27,25

Бугор Правая

АС-185; АС-240

510

108

21,18

В.Матренка

АС-120

390

15

3,85

Вербилово Левая

АС-185

510

18

3,53

Вербилово Правая

АС-185

510

16

3,14

участок Вербилово –  Хлевное 1

АС-95

330

19

5,76

участок Вербилово –  Хлевное 2

АС-95

330

12

3,46

Двуречки Левая

АЖ-120; АС-120

390

65

16,67

Двуречки Правая

АЖ-120; АС-120

390

66

16,92

Добринка-1

АС-120

390

15

3,85

Добринка-2

АС-120

390

4

1,03

Доброе Левая

АС-120

390

11

2,82

Доброе Правая

АС-120

390

20

5,13

Кольцевая Левая

АС-185;

510

48

9,41

Кольцевая Правая

АС-185;

510

44

8,63

ЛТП Левая

АС-70; АС-95; АС-120

265

6

2,26

ЛТП Правая

АС-70; АС-95; АС-120

265

10

3,77

Московская Левая

АС-185

510

236

46,27

Московская Правая

АС-185

510

236

46,27

Привокзальная Левая

АС-185; АС-95; АС-120

510

167

32,75

Привокзальная Правая

АС-185; АС-95; АС-120

510

158

30,98

отп. на Привокзальную 1

АС-95

330

52

15,76

отп. на Привокзальную 2

АС-95

330

11

3,33

Промышленная

АС-185

510

50

9,80

Связь Левая

АС0-300

710

0

0,00

Связь Правая

АС0-300

710

0

0,00

Сухая Лубна

АС-185; АС-120/19

390

35

8,97

Трубная Левая

АС-185; АС-120; АС-95

390

25

6,41

Трубная Правая

АС-185; АС-120; АС-95

390

15

3,85

ТЭЦ-2 Левая

АС-185

510

50

9,80

ТЭЦ-2 Правая

АС-185

510

55

10,78

Усмань Левая

АС-95; АС-120

390

39

10,00

Усмань Правая

АС-95; АС-120

330

40

12,12

Хворостянка

АС-120; АС-95

330

29

8,79

Цементная Левая

АС-185

510

87

17,06

Цементная Правая

АС-185

510

88

17,25

Центролит Левая

АС-185

510

46

9,02

Центролит Правая

АС-185

510

23

4,51

Чугун Левая

АС-185

510

109

21,37

Чугун Правая

АС-185

510

108

21,18

Манежная Левая

ПвПу2г1 185/95-64/110

351

15

4,27

Манежная Правая

ПвПу2г1 185/95-64/110

351

10

2,85

Лебедянь Левая

АС-150

450

45

10,00

Лебедянь Правая

АС-150/19; АС-150/24

375

51

13,60

Заход Левая

АС-120/19; АС-150/24

390

60

15,38

Заход Правая

АС-120/19; АС-150/24

390

60

15,38

Машзавод Левая

АС-120/19

390

22

5,64

Машзавод Правая

АС-120/19

390

17

4,36

Химическая-1

АС-150/24; АС-185/24

450

42

9,33

Данков

АС-150/19

160

12

7,50

ТЭЦ - Доломитная

АС-150/19; АС-150/24

160

10

6,25

Доломитная

АС-150/19

450

1

0,22

Заводская Левая

АС-150/19

450

6

1,33

Заводская Правая

АС-150/19

450

1

0,22

Берёзовка

АС-95/16

330

12

3,64

Золотуха

АС-120/19

330

35

10,61

Круглое

АС-120/19

390

34

6,41

Чаплыгин

АС-120/19

390

14

3,59

Чаплыгин -1

АС-150/24

450

0

0,00

Чаплыгин -2

АС-150/24

450

104

23,11

Лутошкино Левая

АЖ-120; АС-95/16

330

0

0,00

Лутошкино Правая

АЖ-120; АС-95/16

330

21

6,36

Ольховец

АС-95/16; АС-120/19

330

36

10,9

Компрессорная Правая

АС-120/19

390

69

17,69

Компрессорная Левая

АС-120/19

390

69

17,69

Лев Толстой

АС-120/19

390

37

9,49

Троекурово

АС-120/19

390

12

3,08

Волово

АС-150

450

9

2,00

Гороховская Левая

АС-95

330

26

7,88

Гороховская Правая

АС-120

390

20

5,13

Тербуны Новая

АС-150

450

23

5,11

Донская Левая

АС-185

510

81

15,88

Донская Правая

АС-185

510

82

16,08

Елецкая -тяговая левая

АС-150

450

19

4,22

Елецкая -тяговая правая

АС-150

450

19

4,22

Заречная Левая

АС-185

520

60

11,54

Заречная Правая

АС-185

520

59

11,35

Измалково

АС-120

390

7

1,79

Касторное

АС-95

300

0

0,00

Компрессорная Левая

АС-120

390

8

2,05

Набережная

АС-95; АС-120; АС-150

330

16

4,85

Становая Левая

АС-150

450

52

11,56

Становая Правая

АС-150

450

37

8,22

Табак Левая

АС-120

390

11

2,82

Табак Правая

АС-120

390

14

3,59

Тербуны - 2

АС-95; АС-150

330

0

0,00

Тербуны-тяговая

АС-150

450

18

4,00

Центральная Левая

АС-185

510

46

9,02

Центральная Правая

АС-185

510

39

7,65

Прокат Левая

АС-500

809

339

41,9

Прокат Правая

АС-500

809

338

41,77

РП-2-Левая

АС-500

945

125

13,23

РП-2-Правая

АС-500

945

125

13,23

Северная –ГПП-18 1 цепь

Апв (3(1х800/95); АС-500

945

61

6,46

Северная - ГПП-18 2 цепь

Апв (3(1х800/95); АС-500

945

61

6,46

ГПП-18 - РП-1 1 цепь

АПв(3(1х800/95); АС-500

945

314

33,23

ГПП-18 - РП-1 2 цепь

АПв(3(1х800/95); АС-500

945

311

32,91

ТЭЦ - РП-1 1 цепь

АСО-500; Апв 1х1000/95

945

165

17,46

ТЭЦ - РП-1 2 цепь

АСО-500; Апв 1х1000/95

945

163

17,25

Северная - ГПП-1

АСКС-500

945

70

7,41

ТЭЦ НЛМК - ГПП-1

АПв 1х1000/95; АСО-500

945

141

14,92

РП-11

АСО-500

945

169

17,88

РП-13

АСО-500

945

167

17,67

ТЭЦ Левая

АКС-500; АПвВн2г 1х1000/95

945

182

19,26

ТЭЦ Правая

АКС-500; АПвВн2г 1х1000/95

945

180

19,05

Как видно из таблицы 4.6, загрузка ЛЭП 110 кВ в зимний максимум энергосистемы отчетного года находилась в пределах от 0% до 36,98% (процент загрузки от допустимого тока линии при температуре минус 50С).

Как видно из таблицы 4.7, загрузка ЛЭП 110 кВ в зимний минимум энергосистемы отчетного года находилась в пределах от 0% до 34,17% (процент загрузки от допустимого тока линии при температуре минус 50С).

Как видно из таблицы 4.8, загрузка ЛЭП 110 кВ в летний максимум энергосистемы отчетного года находилась в пределах от 0% до 47,34% (процент загрузки от допустимого тока линии при температуре +250С).

Как видно из таблицы 4.9, загрузка ЛЭП 110 кВ в летний минимум энергосистемы отчетного года находилась в пределах 0% до 46,27% (процент загрузки от длительно допустимого тока линии при температуре +250С).

4.2.3 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 «Вербилово» – для уточнения технического состояния силового траснформатора Т1 10 МВА необходимо проведение учащенного контроля за состоянием данного оборудования. Опираясь на данные динамческих изменений показателей электротехнических и физико химических измерений выполнить  необходимый объем ремонтных работ.

– ПС «ГПП-2» – для уточнения технического состояния силового траснформатора Т1 63 МВА необходимо проведение учащенного контроля за состоянием данного оборудования. Опираясь на данные динамческих изменений показателей электротехнических и физико химических измерений выполнить  необходимый объем ремонтных работ.

– ПС «Трубная-2» – на подстанции требуется замена ОД и КЗ в цепях Т1 и Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 13.02.2014г.). Также требуется установка двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2017г.;

– ПС «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.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2018г. ;

– ПС «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.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2018г.;

– ПС «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 «Лебедянь» – срок службы данной подстанции 53 года, что значительно превышает нормативный. Основное оборудование подстанции, кроме силовых трансформаторов, находится в неудовлетворительном состоянии (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 20.07.2015г.). Необходимо проведение комплексной реконструкции данной ПС 110 кВ. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2018-2021гг.;

– ПС «Лев Толстой» – для уточнения технического состояния силового траснформатора Т1 10 МВА необходимо проведение учащенного контроля за состоянием данного оборудования. Опираясь на данные динамческих изменений показателей электротехнических и физико химических измерений выполнить  необходимый объем ремонтных работ.

– ПС «Тербуны» – 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 УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.), терминал автоматики управления РПН (2шт.), терминал РЗА СВ 35 кВ (1 шт). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2019г.;

– ПС «Западная» – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей 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 шкафов УРЗА (2 шт.), терминал автоматики управления РПН (2шт.), терминал РЗА СВ 6 кВ (2 шт). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2019г.;

– ПС «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 и установка двух комплектов ТТ 110 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется ремонт здания ОПУ, установка УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.),терминал РЗА СВ 6 кВ (1 шт). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2019г.;

– ПС «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 6 кВ (1 шт). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2019г.;

– ПС «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 двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2020г.;

– ПС «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 двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ и комплекта РЗА СВ 10 кВ. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2020г.;

– ПС «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. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2019г.;

– ПС «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. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2020г.

– ПС «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. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2021г.;

– ПС «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. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2021г.;

В таблице 4.10 приведены объемы работ по реконструкции ВЛ 110 кВ филиала «Липецкэнерго».

1

Таблица 4.10

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.)

2018

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.)

2017-2018

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.)

2017-2020

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.)

2017-2021

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.)

2017-2018

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.)

2017-2018

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.)

2018-2020

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.)

2017-2018

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.)

2017-2019

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

2021-2022 (на основании акта технического освидетельствования от 23.03.2015г.)

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.

2021-2022 (на основании акта технического освидетельствования от 22.04.2015г.)

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.

2021-2022 (на основании акта технического освидетельствования от 14.04.2015г.)

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.

2021-2022 (на основании акта технического освидетельствования от 09.04.2015г.)

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.

2017-2018 (на основании акта технического освидетельствования от 17.03.2015г.)

1

4.3 Анализ текущего состояния и рекомендации по переустройству электросетевых объектов 35 кВ

Ниже даны общие рекомендации по переустройству сети и электросетевых объектов напряжением 35 кВ для повышения их надежности на настоящий период.

– ПС «Птицефабрика» – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 и секционного выключателя 35 кВ в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 35 кВ (ОД и КЗ Т1, Т2 на основании технических актов ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 16.03.2015г. и 24.03.2015г., СВ 35 кВ на основании технического акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 18.11.2014г.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2018г.;

– ПС «Бутырки» – на подстанции требуется заменить выключатели 10 кВ – 11 шт. в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании протоколов испытания вакуумного выключателя ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 21.08.2014г.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2018г.;

– ПС «Водозабор» – на подстанции требуется заменить масляные выключатели 35 кВ в цепях Т1, Т2, ВЛ 35 кВ Введенка 1, ВЛ 35 кВ Водозабор, ВЛ 35 кВ Полевая, СВ 35 кВ в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 35 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г. и протокола испытания масляного выключателя от 20.10.2015г.). Также требуется реконструкция здания ОПУ, установка шкафов УРЗА (6 шт.), терминала РЗА СВ 10 кВ (1 шт). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2019г.;

– ПС «Частая дубрава» – на подстанции требуется заменить выключатели 10 кВ – 10 шт. в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка терминалов РЗА 10 кВ (10 шт). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2019г.;

– ПС «Матыра» – на подстанции требуется заменить выключатели 10 кВ – 9 шт. в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка терминалов РЗА 10 кВ (9 шт). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2019г.;

– ПС «Ярлуково» – на подстанции требуется заменить выключатели 10 кВ – 8 шт. в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка терминалов РЗА 10 кВ (8 шт). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2019г.;

– ПС «№3» – на подстанции требуется заменить масляные выключатели 35 кВ в цепях ВЛ 35 кВ Сенцово-2, ВЛ 35 кВ №5, СВ 35 кВ в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 35 кВ. Также на подстанции требуется заменить выключатели 10 кВ – 7 шт. в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка 3-х комплектов УРЗА для выключателей 35 кВ, 5 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2020г.;

– ПС «Красная Дубрава» – на подстанции требуется заменить выключатели 10 кВ – 8 шт. в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка 16 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2020г.;

– ПС «Стебаево» – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 35 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2018г. Также на подстанции требуется заменить выключатели 10 кВ – 11 шт. в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г. и протокола испытания вакуумного выключателя от 15.05.2014г.). Также требуется установка 10 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2018г.;

– ПС «Лебедянка» – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 35 кВ и предохранителей в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 35 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2020г. Также на подстанции требуется заменить выключатели 10 кВ – 9 шт. в связи с неудовлетворительным техническим состоянием и установка 9 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2021г.;

– ПС «Талицкий чамлык» – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 35 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2021г.;

– ПС «Трубетчино» – на подстанции требуется выполнить замену предохранителей 35 кВ в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 35 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2021г.;

– ПС «Березняговка» – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 35 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется заменить выключатели 10 кВ – 9 шт. в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка 9 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ, 2 комплекта РЗА для оборудования 35 кВ. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2021г.;

– ПС «Ивановка» – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 35 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2021г. На подстанции требуется заменить выключатели 10 кВ – 5 шт. в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Также требуется установка 5 комплектов РЗА для оборудования 10 кВ. Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2021г.;

– ПС «Ломовец» – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 35 кВ и предохранителей в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 35 кВ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015г.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2021г.;

– ПС «Княжья Байгора» – на подстанции требуется заменить выключатели 10 кВ – 16 шт. в связи с неудовлетворительным техническим состоянием (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 21.03.2015г.). Данные мероприятия рекомендуется выполнить в 2021г.

В таблице 4.11 приведены объемы работ по реконструкции ВЛ 35 кВ филиала «Липецкэнерго».

В таблице 4.12 приведен расчёт пропускной способности центров питания 35 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго» по итогам зимних замеров максимума нагрузки за последние пять лет.

Ниже представлен ряд подстанций 35 кВ с недостаточной пропускной способностью трансформаторов (с учетом существующих сетей связи 6(10) кВ между подстанциями):

- ПС 35/10 кВ Раненбург;

- ПС 35/6 кВ № 2;

- ПС 35/10 кВ № 3;

- ПС 35/10 кВ Бутырки;

- ПС 35/6 кВ Таволжанка;

- ПС 35/10 кВ Борисовка;

- ПС 35/10 кВ Введенка;

- ПС 35/10 кВ Троицкая;

- ПС 35/10 кВ Ярлуково.

Ниже представлен ряд подстанций 35 кВ, не имеющих резерва мощности из-за отсутствия резерва мощности у центров питания 110 кВ:

- ПС 35/10 кВ Веселое;

- ПС 35/10 кВ Красотыновка;

- ПС 35/10 кВ Озёрки;

- ПС 35/10 кВ Яковлево;

- ПС 35/10 кВ Песковатка;

- ПС 35/10 кВ Борки;

- ПС 35/10 кВ Гатище;

- ПС 35/10кВ Грызлово;

- ПС 35/10 кВ Жерновное;

- ПС 35/10 кВ Захаровка;

- ПС 35/10 кВ Ломовец;

- ПС 35/10 кВ Стегаловка;

- ПС 35/10 кВ Тимирязево;

- ПС 35/10 кВ Теплое;

- ПС 35/10 кВ Данков-сельская;

- ПС 35/10 кВ Воскресеновка;

- ПС 35/10 кВ Хрущево;

- ПС 35/10 кВ Правда;

- ПС 35/10 кВ Вперед;

- ПС 35/10 кВ Малей;

- ПС 35/10 кВ СХТ;

- ПС 35/10 кВ Новочеркутино;

- ПС 35/10 кВ Ивановка;

- ПС 35/10 кВ Поддубровка;

- ПС 35/10 кВ Плавица;

- ПС 35/10 кВ Березняговка;

- ПС 35/10 кВ Московка;

- ПС 35/10 кВ Федоровка.

В таблице 4.13 приведен расчёт пропускной способности ПС 35 кВ Студеновская АО «ЛГЭК» по итогам зимнего замера максимума нагрузки 2016г., из которого следует, что на настоящий момент недостаток пропускной способности подстанции составляет 4,59 МВА.

1

Таблица 4.11

Объемы работ по реконструкции ВЛ 35 кВ филиала «Липецкэнерго»

№ п/п

Наименование ВЛ 35 кВ

Протяженность, км

Объем работ

Год проведения работ

1

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.

2018-2022 (на основании акта технического освидетельствования от 22.04.2015г.)

2

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 (на основании акта технического освидетельствования от 29.09.2014г.)

3

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.

2019-2022 (на основании акта технического освидетельствования от 15.07.2015г.)

4

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 (на основании акта технического освидетельствования от 15.07.2015г.)

5

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 (на основании акта технического освидетельствования от 15.07.2015г.)

6

Плоское

7,38

Реконструкция участка ВЛ протяженностью 7 км (на основании акта технического освидетельствования от 14.01.2015г.)

2018-2022

7

Борино

18,8

Реконструкция участка ВЛ протяженностью 14 км (на основании акта технического освидетельствования от 24.10.2014г.)

2018-2022

              Таблица 4.12

Расчёт пропускной способности Центров питания 35 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго» по итогам зимних замеров максимума нагрузки за последние пять лет

№п/п

Наименование объекта центра питания, класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов, МВА

Максимальная нагрузка по замерам за пять лет, МВА

Полная мощность, перераспределяемая в соответствии с ПТЭ, МВА

Полная мощность с учётом перераспределения, МВА

Допустимая нагрузка  в ремонтной схеме, МВА

Резерв мощности, МВА

1

ПС 35/10 кВ Веселое

2,5

0,31

0,03

0,28

-

0,00

2

ПС 35/10 кВ Кр.Пальна

3,2

0,79

0,27

0,52

-

2,23

3

ПС 35/10 кВ Каменка

2,5

1,09

0,9

0,19

-

1,27

4

ПС 35/10 кВ Красотыновка

2,5

0,95

0,6

0,35

-

0,00

5

ПС 35/10 кВ Озёрки

2,5

0,12

0

0,12

-

0,00

6

ПС 35/10 кВ Панкратовка

2,5

0,82

0,05

0,77

-

1,55

7

ПС 35/10 кВ Преображенье

2,5

0,64

0,1

0,54

-

1,72

8

ПС 35/10 кВ Яковлево

2,5

1,08

0

1,08

-

0,00

9

ПС 35/10 кВ Первомайская

2,5

0,98

0,34

0,64

-

1,38

10

ПС 35/10 кВ Каменная Лубна

2,5

1,24

0,1

1,14

-

1,12

11

ПС 35/10 кВ Знаменка

2,5

0,73

0

0,73

-

1,63

12

ПС 35/10 кВ Пиково

2,5

0,61

0

0,61

-

1,75

13

ПС 35/10 кВ Никольское

4

0,31

0,1

0,21

-

3,47

14

ПС 35/10 кВ Песковатка

1,6

0,86

0,32

0,54

-

0,00

15

ПС 35/6 кВ Новониколаевка

4

0,89

0

0,89

-

2,89

16

ПС 35/10 кВ Синдякино

2,5

1,12

0,45

0,67

-

1,24

17

ПС 35/10 кВ Курино

2,5

0,94

0

0,94

-

1,43

18

ПС 35/10 кВ Новодубовое

2,5

1,46

0

1,46

-

0,90

19

ПС 35/10 кВ Березовка

2,5

0,00

0

0,00

-

2,36

20

ПС 35/6 кВ Карьер

4

0,04

0

0,04

-

3,74

21

ПС 35/10 кВ Авангард

4+4

2,31

0,65

1,66

4,20

2,54

22

ПС 35/10 кВ Афанасьево

2,5+2,5

1,96

0,00

1,96

2,63

0,67

23

ПС 35/10 кВ Бабарыкино

2,5+2,5

1,94

0,31

1,63

2,63

1,00

24

ПС 35/10 кВ Аврора

2,5+2,5

1,52

0,35

1,17

2,63

1,46

25

ПС 35/10 кВ Б.Боёвка

2,5+2,5

0,41

0,05

0,36

2,63

2,27

26

ПС 35/10 кВ Борки

2,5+2,5

2,13

0,00

2,13

2,63

0

27

ПС 35/6кВ Восточная

10+16

7,51

1,30

6,21

10,50

4,29

28

ПС 35/10 кВ Васильевка

2,5+2,5

0,87

0,05

0,82

2,63

1,81

29

ПС 35/10 кВ Воронец

4+4

2,64

0,30

2,34

4,20

1,86

30

ПС 35/6 кВ Голиково

1,8+1,6

0,89

0,00

0,89

1,68

0,79

31

ПС 35/10 кВ Гатище

2,5+2,5

0,59

0,10

0,49

2,63

0

32

ПС 35/10 кВ Гнилуша

6,3+6,3

2,45

0,30

2,15

6,62

4,47

33

ПС 35/10кВ Грызлово

2,5+2,5

0,99

0,20

0,79

2,63

0

34

ПС 35/10 кВ Жерновное

2,5+2,5

0,52

0,02

0,50

2,63

0

35

ПС 35/10 кВ Задонск-сельск.

3,2+4

2,73

0,00

2,73

3,36

0,63

36

ПС 35/10 кВ Захаровка

2,5+2,5

0,56

0,10

0,46

2,63

0

37

ПС 35/10 кВ Казаки

4+4

1,83

0,00

1,83

4,20

2,37

38

ПС 35/10 кВ Колесово

6,3+6,3

3,05

0,30

2,75

6,62

3,87

39

ПС 35/10 кВ Князево

2,5+2,5

0,37

0,00

0,37

2,63

2,26

40

ПС 35/10 кВ Кириллово

2,5+2,5

0,83

0,30

0,53

2,63

2,10

41

ПС 35/10 кВ Ксизово

2,5+2,5

0,31

0,00

0,31

2,63

2,32

42

ПС 35/10 кВ Ламское

2,5+2,5

2,24

0,18

2,06

2,63

0,57

43

ПС 35/10 кВ Казачье

2,5+2,5

0,60

0,00

0,60

2,63

2,03

44

ПС 35/10 кВ Лебяжье

2,5+1,6

0,40

0,00

0,40

1,68

1,28

45

ПС 35/10 кВ Ломовец

1,6+2,5

0,44

0,00

0,44

1,68

0

46

ПС 35/10 кВ Ольшанец

2,5+4

2,06

0,00

2,06

2,63

0,57

47

ПС 35/10 кВ Плоское

4+4

4,37

0,64

3,73

4,20

0,47

48

ПС 35/10 кВ Стегаловка

2,5+3,2

0,76

0,20

0,56

2,63

0

49

ПС 35/10 кВ Солидарность

4+4

3,47

0,70

2,77

4,20

1,43

50

ПС 35/10 кВ Тимирязево

4+4

1,43

0,20

1,23

4,20

0

51

ПС 35/10 кВ Талица

2,5+2,5

1,94

0,60

1,34

2,63

1,29

52

ПС 35/10 кВ II-е Тербуны

2,5+2,5

1,34

0,00

1,34

2,63

1,29

53

ПС 35/10 кВ Тихий Дон

4+4

0,77

0,10

0,67

4,20

3,53

54

ПС 35/10 кВ Хитрово

6,3+6,3

2,42

0,00

2,42

6,62

4,20

55

ПС 35/10 кВ Чернава

2,5+2,5

2,00

0,00

2,00

2,63

0,63

56

ПС 35/10 кВ Чернолес

2,5+2,5

0,35

0,00

0,35

2,63

2,28

57

ПС 35/6 кВ ПС № 5

6,3+3,2

1,39

0,00

1,39

3,36

1,97

58

ПС 35/10 кВ Красное

4+4

4,22

1,30

2,92

4,20

1,28

59

ПС 35/10 кВ Теплое

2,5+2,5

1,34

0,84

0,50

2,63

0

60

ПС 35/10 кВ Данков-сельская

6,3+6,3

5,36

0,62

4,74

6,62

0

61

ПС 35/10 кВ Колыбельская

2,5+2,5

1,17

0,00

1,17

2,63

1,46

62

ПС 35/10 кВ Топки

2,5+2,5

0,76

0,12

0,64

2,63

1,99

63

ПС 35/10 кВ Агроном

4+6,3

1,90

0,15

1,75

4,20

2,45

64

ПС 35/10 кВ Троекурово-совхозная

2,5+2,5

2,02

0,60

1,42

2,63

1,21

65

ПС 35/10 кВ Гагарино

1,8+1,8

0,49

0,17

0,32

1,89

1,57

66

ПС 35/10 кВ Раненбург

1,6+1,6

2,20

0,30

1,90

1,68

-0,22

67

ПС 35/10 кВ Сергиевка

2,5+2,5

0,31

0,00

0,31

2,63

2,32

68

ПС 35/10 кВ Дрезгалово

1,6+1,6

1,09

0,15

0,94

1,68

0,74

69

ПС 35/10 кВ Долгое

2,5+2,5

0,26

0,00

0,26

2,63

2,37

70

ПС 35/10 кВ Воскресеновка

1,6+1,6

0,56

0,00

0,56

1,68

0

71

ПС 35/10 кВ Сапрыкино

1,6+2,5

0,64

0,00

0,64

1,68

1,04

72

ПС 35/10 кВ Новополянье

2,5+2,5

0,86

0,00

0,86

2,63

1,77

73

ПС 35/10 кВ Ведное

2,5+2,5

0,85

0,25

0,60

2,63

2,03

74

ПС 35/10 кВ Бигильдино

2,5+2,5

1,22

0,36

0,86

2,63

1,77

75

ПС 35/10 кВ Культура

2,5+2,5

1,04

0,10

0,94

2,63

1,69

76

ПС 35/10 кВ Борятино

2,5+2,5

0,43

0,21

0,22

2,63

2,41

77

ПС 35/10 кВ Б.Попово

2,5+2,5

1,82

0,40

1,42

2,63

1,21

78

ПС 35/10 кВ Б. Избищи

2,5+2,5

1,87

0,05

1,82

2,63

0,81

79

ПС 35/10 кВ Полибино

2,5+2,5

0,29

0,00

0,29

2,63

2,34

80

ПС 35/10 кВ Дубрава

2,5+2,5

0,97

0,00

0,97

2,63

1,66

81

ПС 35/10 кВ Хрущево

2,5+2,5

0,65

0,00

0,65

2,63

0

82

ПС 35/10 кВ Б. Верх

2,5+2,5

0,91

0,00

0,91

2,63

1,72

83

ПС 35/10 кВ Головинщино

2,5+2,5

1,02

0,00

1,02

2,63

1,61

84

ПС 35/10 кВ Яблонево

2,5+2,5

0,84

0,00

0,84

2,63

1,79

85

ПС 35/10 кВ Политово

2,5+2,5

1,49

0,00

1,49

2,63

1,14

86

ПС 35/10 кВ Комплекс

4+4

1,65

0,76

0,89

4,20

3,31

87

ПС 35/10 кВ № 1

4+4

5,15

1,45

3,70

4,20

0,50

88

ПС 35/6 кВ № 2

2,5+1

1,93

0,00

1,93

1,05

-0,88

89

ПС 35/10 кВ № 3

2,5+2,5

3,97

0,36

3,61

2,63

-0,98

90

ПС 35/6 кВ № 4

4+4

4,83

1,66

3,17

4,20

1,03

91

ПС 35/6 кВ Грязи-город

6,3+5,6

6,14

1,50

4,64

5,88

1,24

92

ПС 35/10 кВ Бутырки

5,6+6,3

7,75

1,55

6,20

5,88

-0,32

93

ПС 35/10 кВ Ярлуково

3,2+4

4,77

0,33

4,44

3,36

-1,08

94

ПС 35/10 кВ Княжья Байгора

1,6+1,6

0,80

0,31

0,49

1,68

1,19

95

ПС 35/10 кВ Правда

4+2,5

1,36

0,35

1,01

2,63

0

96

ПС 35/10 кВ Красная Дубрава

2,5+2,5

0,89

0,10

0,79

2,63

1,84

97

ПС 35/10 кВ Матыра

4+3,2

4,24

1,04

3,20

3,36

0,16

98

ПС 35/10 кВ Вперед

4+4

0,84

0,00

0,84

4,20

0

99

ПС 35/10 кВ Малей

4+2,5

1,02

0,20

0,82

2,63

0

100

ПС 35/10 кВ СХТ

2,5+1,6

1,93

0,75

1,18

1,68

0

101

ПС 35/10 кВ Сошки

4+4

0,93

0,15

0,78

4,20

3,42

102

ПС 35/6 кВ Таволжанка

4+4

5,68

1,00

4,68

4,20

-0,48

103

ПС 35/10 кВ Трубетчино

2,5+2,5

1,68

0,00

1,68

2,63

0,95

104

ПС 35/10 кВ Ратчино

2,5+2,5

1,46

0,00

1,46

2,63

1,17

105

ПС 35/10 кВ Каликино

3,2+3,2

2,37

0,00

2,37

3,36

0,99

106

ПС 35/10 кВ Борисовка

4+4

5,66

0,00

5,66

4,20

-1,46

107

ПС 35/10 кВ Введенка

4+4

4,33

0,00

4,33

4,20

-0,13

108

ПС 35/10 кВ Грязное

4+4

1,54

0,00

1,54

4,20

2,66

109

ПС 35/10 кВ Борино

6,3+6,3

5,10

0,99

4,11

6,62

2,51

110

ПС 35/10 кВ Частая Дубрава

4+4

1,87

1,69

0,18

4,20

4,02

111

ПС 35/10 кВ Троицкая

2,5+4

2,94

0,00

2,94

2,63

-0,32

112

ПС 35/6 кВ Вешаловка

2,5+2,5

1,14

0,00

1,14

2,63

1,48

113

ПС 35/10 кВ Пружинки

2,5+2,5

0,84

0,00

0,84

2,63

1,79

114

ПС 35/10 кВ Стебаево

2,5+2,5

1,27

0,42

0,85

2,63

1,77

115

ПС 35/10 кВ Хлебопродукты

6,3+6,3

5,75

0,88

4,87

6,62

1,75

116

ПС 35/10 кВ Сенцово

10+10

6,26

0,38

5,88

10,50

4,62

117

ПС 35/10 кВ Мясокомбинат

6,3+6,3

4,97

0,58

4,39

6,62

2,23

118

ПС 35/6 кВ Птицефабрика

4+4

1,79

0,00

1,79

4,20

2,41

119

ПС 35/6 кВ Водозабор

10+10

1,12

0,85

0,27

10,50

10,23

120

ПС 35/10 кВ Петровская

2,5+4

0,80

0,14

0,66

2,63

1,96

121

ПС 35/10 кВ Лебедянка

2,5+2,5

0,68

0,00

0,68

2,63

1,95

122

ПС 35/10 кВ Новочеркутино

4+4

1,70

0,20

1,50

4,20

0

123

ПС 35/10 кВ Ивановка

2,5+2,5

1,02

0,00

1,02

2,63

0

124

ПС 35/10 кВ Поддубровка

2,5+2,5

1,52

0,80

0,72

2,63

0

125

ПС 35/10 кВ Плавица

1,6+1,6

1,47

0,16

1,31

1,68

0

126

ПС 35/10 кВ Паршиновка

1,6+2,5

0,58

0,00

0,58

1,68

1,10

127

ПС 35/10 кВ Талицкий Чамлык

3,2+4

1,71

0,29

1,42

3,36

1,94

128

ПС 35/10 кВ Демшинка

2,5+2,5

0,70

0,00

0,70

2,63

1,93

129

ПС 35/10 кВ Березняговка

1,6+1,6

1,20

0,64

0,56

1,68

0

130

ПС 35/10 кВ Дмитриевка

2,5+2,5

0,73

0,16

0,57

2,63

2,06

131

ПС 35/10 кВ Пашково

2,5+2,5

1,66

0,62

1,04

2,63

1,58

132

ПС 35/10 кВ Московка

1,6+1,6

1,17

0,00

1,17

1,68

0

133

ПС 35/10 кВ Бочиновка

4+4

3,41

0,64

2,77

4,20

1,43

134

ПС 35/10 кВ Федоровка

2,5+2,5

0,54

0,38

0,16

2,63

0

135

ПС 35/10 кВ Куликово

2,5+2,5

0,77

0,00

0,77

2,63

1,86

136

ПС 35/10 кВ Конь-Колодезь

2,5+2,5

1,78

0,00

1,78

2,63

0,85

137

ПС 35/10 кВ Дмитряшевка

2,5+2,5

0,43

0,00

0,43

2,63

2,19

138

ПС 35/10 кВ Речная

4+4

2,32

0,00

2,32

4,20

1,88

139

ПС 35/10 кВ Негачевка

2,5+2,5

0,66

0,00

0,66

2,63

1,97

140

ПС 35/10 кВ Карамышево

10+10

1,11

0,00

1,11

10,50

9,39

141

ПС 35/10 кВ Тюшевка

4+4

1,74

0,00

1,74

4,20

2,46

142

ПС 35/10 кВ Сселки

10+10

2,44

0,00

2,44

10,50

8,06

Примечание. Зеленым цветом выделены центры питания 35 кВ с недостаточной пропускной способностью трансформаторов.

Желтым цветом выделены центры питания 35 кВ не имеющие резерва мощности из-за отсутствия резерва мощности у центров питания 110 кВ.

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

Таблица 4.13

Расчёт пропускной способности ПС 35 кВ Студеновская АО «ЛГЭК» по итогам зимнего замера максимума нагрузки 2016г.

№ пп

Наименование объекта центра питания, класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов Sуст. с указанием их количества, шт/ МВА

Суммарная полная мощность ЦП по результатам замеров максимума нагрузки Sмах , МВА

Полная мощность, перераспределяемая в соответствии с ПТЭ, МВА за время

Полная мощность с учётом перераспределения, МВА

Допустимая нагрузка расчётная в ремонтной схеме, МВА

Недостаток/

резерв пропускной способности  ЦП, МВА

МВА

Мин.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 35/6 кВ Студеновская

10+10

15,09

0,00

0

15,09

10,5

-4,59

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

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Липецкая область

12295

12392

12451

12544

12639

12756

Прирост

-0,78%

+0,79%

+0,48%

+0,75%

+0,76%

+0,93%

Таблица 5.2

Прогноз потребления мощности, МВт

год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Липецкая область

1803

1824

1828

1833

1851

1868

Прирост

-2,38%

+1,16%

+0,22%

+0,27%

+0,98%

+0,92%

Согласно данным, представленным в таблицах 5.1 и 5.2, в период до 2022г. 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

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Липецкая область

12451

12944

13837

14445

14649

14847

Прирост

+0,48%

+3,96%

+6,90%

+4,39%

+1,42%

+1,35%

Таблица 5.4

Прогноз потребления мощности, МВт

год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Липецкая область

1832

1912

2063

2163

2193

2222

Прирост

-0,81%

+4,37%

+7,90%

+4,85%

+1,39%

+1,32%

Согласно данным, представленным в таблицах 5.3 и 5.4, в период до 2022г. 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 2017г. введена в эксплуатацию электростанция ГТРС ПАО "НЛМК" (ГУБТ №1 за доменной печью №6) мощностью 20 МВт.

В таблице 5.5 преведен перечень планируемых к выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области с высокой вероятностью реализации, предусмотренных СиПР ЕЭС на 2017-2023гг. (базовый вариант развития).

Таблица 5.5

№

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Срок реализации ввода/вывода, год

1

Данковская ТЭЦ (турбогенератор №1)*

вывод из эксплуатации 2017, 6 МВт

2

Данковская ТЭЦ (турбогенератор №2)*

вывод из эксплуатации 2017, 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 2017-2023гг., нет.

В таблице 5.6 преведен 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, 2017

2

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

замена, 2017

3

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

ввод, 2017

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 2022г. по энергосистеме Липецкой области по базовому варианту развития приведена таблице 5.7, МВт.

Таблица 5.7

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Установленная мощность, МВт

1157,2

1157,2

1157,2

1157,2

1147,2

1147,2

Липецкая ТЭЦ-2

515

515

515

515

515

515

Елецкая ТЭЦ

57

57

57

57

57

57

Данковская ТЭЦ

10

10

10

10

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

+20

0

0

0

0

0

ГУБТ №1 ГТРС за ДП №6 (НЛМК)

+20

Вывод мощности

0

0

0

0

-10

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

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Установленная мощность

1176,07

1176,07

1176,07

1176,07

1166,07

1166,07

Липецкая ТЭЦ-2

515

515

515

515

515

515

Елецкая ТЭЦ

57

57

57

57

57

57

Данковская ТЭЦ

10

10

10

10

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

ООО «Компания Ассоль» 

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

Ввод мощности

+41,37

0

0

0

0

0

ГУБТ №1 ГТРС за ДП №6 (НЛМК)

+20

Мини-ТЭЦ

ООО «Агроснабсахар»

+12,27

ТЭЦ Хмелинецкого сахарного завода ОАО «Аврора»

+7,5

Мини-ТЭС

ООО «Компания Ассоль» 

+1,6

Вывод мощности

-2,5

0

0

0

-10

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. Развитие 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 5.9 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.

5.4.2. 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 5.10 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 5.11 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.

5.4.3 Использование ВИЭ на территории региона на текущий момент

В Липецкой области использование возобновляемых источников энергии и местных видов топлива представлено в рамках реализации следующих проектов:

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

- в 2017г. 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.

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

2017

2018

2019

2020

2021

2022

1

Потребление

12295

12392

12451

12544

12639

12756

Прирост

-0,78%

0,79%

0,48%

0,75%

0,76%

0,93%

2

Покрытие (производство электрической энергии)

5326

5341

5115

5164

5106

5293

Прирост

2,60%

0,28%

-4,23%

0,96%

-1,12%

3,66%

3

Сальдо перетоков

6969

7051

7336

7380

7533

7463

Прирост

-3,22%

1,18%

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

2017

2018

2019

2020

2021

2022

1

Потребление

1803

1824

1828

1833

1851

1868

Прирост

-2,38%

+1,16%

+0,22%

+0,27%

+0,98%

+0,92%

2

Покрытие (установленная мощность)

1157,2

1157,2

1157,2

1157,2

1147,2

1147,2

Анализ перспективной балансовой ситуации (базовый вариант развития) показывает, что рост электропотребления энергосистемы Липецкой области в среднем за период 2017-2022гг., 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

2017

2018

2019

2020

2021

2022

1

Потребление

12451

12944

13837

14445

14649

14847

Прирост

+0,48%

+3,96%

+6,90%

+4,39%

+1,42%

+1,35%

2

Покрытие (производство электрической энергии)

5414

5429

5203

5252

5194

5381

Прирост

+4,29%

+0,28%

-4,16%

+0,94%

-1,10%

+3,60%

3

Сальдо перетоков

7038

7515

8634

9193

9456

9467

Прирост

-2,27

+6,79

+14,88

+6,48

+2,86

+0,11

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

2017

2018

2019

2020

2021

2022

1

Потребление

1832

1912

2063

2163

2193

2222

Прирост

-0,81%

+4,37%

+7,90%

+4,85%

+1,39%

+1,32%

2

Покрытие (установленная мощность)

1176,07

1176,07

1176,07

1176,07

1166,07

1166,07

Анализ перспективной балансовой ситуации (региональный вариант развития) показывает, что рост электропотребления энергосистемы Липецкой области в среднем за период 2017-2022гг., 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 35 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 2022г. по двум вариантам развития:

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

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

5.6.1.1 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 2017-2023 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

Заходы двух цепей ВЛ 220 кВ Липецкая – Маталлургическая на ПС 220 кВ Казинка

2017

2

Строительство ПС 220 кВ Казинка (2x250 МВА)

2017

В настоящее время ПС 220 кВ Казинка с заходами двух цепей ВЛ 220 кВ Липецкая – Металлургическая введена в эксплуатацию.

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

Для определения достаточности мероприятий по усилению сети 220 кВ, указанных выше в таблице 5.16, далее проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, зимний минимум,  летний максимум, летний минимум 2018–2022гг. Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2017-2022гг. представлены на рисунках 5-28 (Приложение 10). Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках  29 – 62 (Приложение 10), в табличном виде в Приложении 18.

Карты – схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2017г. и на период 2018-2022гг. (базовый вариант), принципиальные схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2017г. и на период 2018-2022гг. (базовый вариант) представлены в Приложении 15.

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

На текущий момент 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 превентивное деление сети с отключением связей 110-220 кВ, шунтирующих ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино в объеме, зависящем от существующих перетоков по сечению 500 кВ: отключение ВЛ 220 кВ Северная-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 ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2 и СВ 110 кВ на ПС 110 кВ РП-1. Данное превентивное деление сети снижает надежность электроснабжения объектов ПАО «НЛМК», запитанных от ПС 220 кВ Новая.

Для повышения надежности и исключения необходимости превентивного деления сети по 110-220 кВ с ослаблением схемы электроснабжения ПАО «НЛМК» в ремонтных схемах с отключением вышеуказанных ВЛ 500 кВ требуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино-Новая, что определено проектными решениями при строительстве НВАЭС-2.

В 2016 году введена АОПО ВЛ 220 кВ Кировская – Пост 474-тяговая (летняя уставка 720 А) и АОПО ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая (летняя уставка 830 А) с действием на отключение ВЛ со стороны ПС 220 кВ Кировская, ПС 220 кВ Южная.

Далее приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети 110 кВ и выше в районе ПС 500 кВ Борино. Расчеты выполнены на уровне нагрузок летнего минимума 2018г. и летнего минимума 2022г.

Летний минимум 2018г.

В летний минимум 2018г. выполнены следующие режимы в сети 110 кВ и выше рассматриваемого энергорайона (рисунки 29, 30):

- рисунок № 29 «Отключена ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино, в ремонте ВЛ 220 кВ Борино - Новая I цепь», при этом:

-  токовая загрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая II цепь составит 1165А (164,1%), при длительно допустимом токе для провода АСО-300 равном 710 А при температуре +250С (аварийно-допустимая перегрузка – 852 А);

- рисунок № 30 «В ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино, отключена ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС», при этом:

- загрузка АТ-1 на ПС 500 кВ Борино составит 1516 А (120,6%);

- загрузка АТ-2 на ПС 500 кВ Борино составит 1458 А (115,9%);

-  токовая загрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая I цепь составит 1342 А (189%);

-  токовая загрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая II цепь составит 1342 А (189%);

-  токовая загрузка ВЛ 220 кВ Северная – Новая I цепь составит 1089 А (132%), при длительно допустимом токе для провода АС-400 равном 825 А при температуре +250С;

-  токовая загрузка ВЛ 220 кВ Северная – Новая II цепь составит 1089 А (132%), при длительно допустимом токе для провода АС-400 равном 825 А при температуре +250С;

-  токовая загрузка ВЛ 110 кВ Московская Левая составит 592 А (116,1%), при длительно допустимом токе для провода АС-185 равном 510 А при температуре +250С;

-  токовая загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 592 А (116,1%), при длительно допустимом токе для провода АС-185 равном 510 А при температуре +250С.

На рисунках 31, 32 приведены послеаварийные режимы, указанные выше, с учетом действия АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая на секционирование 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 и с учетом действия АОПО ВЛ 220 кВ Кировская – Пост 474-тяговая и АОПО ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая:

- рисунок № 31 «Отключена ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино, в ремонте ВЛ 220 кВ Борино - Новая I цепь, с учетом действия АОПО ВЛ  220 кВ Борино – Новая;

- рисунок № 32 «В ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино, отключена ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС. С учетом действия АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая, ВЛ 220 кВ Кировская - Пост-474-тяговая и ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая».

В послеаварийных режимах, представленных на рисунках №№ 31, 32 перегрузки электросетевого оборудования не выявлено, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Летний минимум 2022г.

В летний минимум 2022г. выполнены следующие режимы в сети 110 кВ и выше рассматриваемого энергорайона (рисунки 33, 34):

- рисунок № 33 «Отключена ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино, в ремонте ВЛ 220 кВ Борино - Новая I цепь», при этом:

-  токовая загрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая II цепь составит 1108 А (156,1%);

- рисунок № 34 «В ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино, отключена ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС», при этом:

- загрузка АТ-1 на ПС 500 кВ Борино составит 1543 А (122,8%);

- загрузка АТ-2 на ПС 500 кВ Борино составит 1483 А (118%);

-  токовая загрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая I цепь составит 1300 А (183,1%);

-  токовая загрузка ВЛ 220 кВ Борино – Новая II цепь составит 1300 А (183,1%);

-  токовая загрузка ВЛ 220 кВ Северная – Новая I цепь составит 1063 А (128,8%), при длительно допустимом токе для провода АС-400 равном 825 А при температуре +250С;

-  токовая загрузка ВЛ 220 кВ Северная – Новая II цепь составит 1063 А (128,8%), при длительно допустимом токе для провода АС-400 равном 825 А при температуре +250С;

-  токовая загрузка ВЛ 110 кВ Московская Левая составит 638 А (125,1%), при длительно допустимом токе для провода АС-185 равном 510 А при температуре +250С;

-  токовая загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 638 А (125,1%), при длительно допустимом токе для провода АС-185 равном 510 А при температуре +250С.

На рисунках 35, 36 приведены послеаварийные режимы, указанные выше, с учетом действия АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая на секционирование 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 и с учетом действия АОПО ВЛ 220 кВ Кировская – Пост 474-тяговая и АОПО ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая:

- рисунок № 35 «Отключена ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино, в ремонте ВЛ 220 кВ Борино - Новая I цепь, с учетом действия АОПО ВЛ  220 кВ Борино – Новая;

- рисунок № 36 «В ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино, отключена ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС. С учетом действия АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая, ВЛ 220 кВ Кировская - Пост-474-тяговая и ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая».

В послеаварийных режимах, представленных на рисунках №№ 35, 36 перегрузки электросетевого оборудования не выявлено, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Выводы:

Для повышения надежности и исключения необходимости превентивного деления сети по 110-220 кВ с ослаблением схемы электроснабжения ПАО «НЛМК» в ремонтных схемах с отключением вышеуказанных ВЛ 220-500 кВ в районе ПС 500 кВ Борино требуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино-Новая. Данное мероприятие необходимо выполнить в 2018г.

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, указанных в таблице 5.16.

Наиболее тяжелые послеаварийные режимы в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка, просматриваются на уровне нагрузок летнего максимума 2022 года (расчеты в летний максимум 2018-2021гг. не приводятся, т.к. в период с 2018г. по 2022г. структура сети 110 кВ и выше Липецкой энергосистемы не меняется и максимальная загрузка электросетевого оборудования будет в 2022г.)

Послеаварийные режимы на уровни нагрузок зимнего максимума/минимума и летнего минимума 2018-2022 годов приводятся на год, в который выявляется максимальная загрузка электросетевого оборудования.

Уровень нагрузок летнего максимума 2022г.

На рисунке 37 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  781 А (110%), при длительно допустимом токе для провода АС-300 равном 710 А при температуре +250С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 692А (97,5%), 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 38 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «Отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Питание 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 -2 105 МВт», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 656 А (92,4%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная составит 710 А (100%).

На рисунке 39 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 984 А (138,6%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 40 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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 -2 265 МВт», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 707 А (99,6%).

На рисунке 41 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 935А (131,7%). На рисунке 42 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит  706 А (99,4%).

Далее на рисунках 43-48 представлен расчет режимов, позволяющих оценить допустимость применения превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах, указанных в послеаварийных режимах на рисунках 39, 41 с учетом возможных нормативных возмущений:

- рисунок 43 «летний максимум 2022 г. В ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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 -2 265 МВт»;

- рисунок  44 «летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 220 кВ Борино -  Правобережная II цепь, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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 -2 265 МВт»;

- рисунок 45 «летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Цементная Правая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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 -2 265 МВт»;

- рисунок 46 «летний максимум 2022 г. В ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт»;

- рисунок 47 «летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт;

- рисунок 48 «летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Цементная Правая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт.

Из расчетов режимов с учетом превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах, указанных в послеаварийных режимах на рисунке 39, 41, с учетом возможных нормативных возмущений, представленных на рисунках 43 – 48 следует, что перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2022г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 105 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 265 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт.

Расчет режимов с учетом выше указанных превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах с учетом нормативных возмущений показал допустимость применения данных мероприятий.

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

На рисунке 49 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая» (наиболее тяжелый за пять лет планирования), при этом загрузка электросетевого оборудования в районе ПС 220 кВ Казинка не превышает допустимой, уровень напряжения в сети находится в допустимых пределах.

На рисунке 50 представлен послеаварийный режим в зимний минимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая», при этом загрузка электросетевого оборудования в районе ПС 220 кВ Казинка не превышает допустимой, уровень напряжения в сети находится в допустимых пределах.

На рисунке 51 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 402 А (56,6%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 376А (52,9%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 52 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте  ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 603 А (84,9%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 53 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 568А (80%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Выводы.

Выше приведенные расчеты послеаварийных режимов на уровни нагрузок зимнего максимума, зимнего минимума, летнего максимума, летнего минимума 2022г. (т.к. в период с 2018г. по 2022г. структура сети 110 кВ и выше Липецкой энергосистемы не меняется и максимальная загрузка электросетевого оборудования будет в 2022г., расчеты приводятся на данный год планирования) показали:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 105 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 265 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт.

Расчет режимов с учетом превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах с учетом нормативных возмущений на уровне нагрузок 2022г. показал допустимость применения данных мероприятий.

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 2022г., как в период характеризующиеся максимальной загрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей.

Уровень нагрузок 2022г.

На рисунке 54 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2022г. «отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 55 представлен послеаварийный режим в зимний минимум 2022г. «отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 56 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь, ремонт 2 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая. Перевод нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Борино-Правобережная I цепь составит 638А (89,9%), при длительно допустимом для провода АС-300, которым выполнена данная ВЛ 220 кВ, равном 710А при температуре +250С.

На рисунке 57 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2022г. «отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь, ремонт 2 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая. Перевод нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Таким образом, расчеты послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Правобережная на уровне нагрузок зимнего/летнего максимумов/минимумов 2022г. показали, что перегрузки электросетевого оборудования не выявлено.

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 резкопеременной нагрузки РП-2 ПАО «НЛМК» (по данным летнего периода 2015г. нагрузка изменялась от 43 до 180 МВт). Расчеты приводятся в летний максимум 2022 года (год, характеризующийся максимальной загрузкой оборудования за проектный период), в расчетной схеме работа Липецкой ТЭЦ-2 принята с составом генерирующего оборудования – ТГ-1.

На рисунке 58 представлен ремонтный режим в летний максимум 2022г. «В ремонте АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Сокол. С учетом резкопеременной нагрузки РП-2 ПАО "НЛМК" (180 МВт)», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 59 представлен ремонтный режим в летний максимум 2022г. «В ремонте АТ-2 220/110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая. С учетом резкопеременной нагрузки РП-2 ПАО "НЛМК" (180 МВт)», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 60 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «Отключен (в ремонте) АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Сокол, отключен (в ремонте) АТ-2 220/110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая. С учетом резкопеременной нагрузки РП-2 ПАО "НЛМК" (180 МВт)», при этом загрузка оставшегося в работе АТ-1 ПС 220 кВ Металлургическая составит 272,3 МВА (108,9%). На рисунке 61 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «Отключен (в ремонте) АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Сокол, отключен (в ремонте) АТ-2 220/110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая. Включены ВЛ 110 кВ Связь Левая, ВЛ 110 кВ Связь Правая.  С учетом резкопеременной нагрузки РП-2 ПАО "НЛМК" (180 МВт)», при этом загрузка оставшегося в работе АТ-1 ПС 220 кВ Металлургическая составит 160 МВА (64%).

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2022г. в полеаварийных режимах «отключен (в ремонте) АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Сокол, отключен (в ремонте) АТ-2 220/110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая. С учетом резкопеременной нагрузки РП-2 ПАО "НЛМК" (180 МВт)» выявлена перегрузка АТ-1 ПС 220 кВ Металлургическая – (108,9%). Для снижения загрузки АТ-1 ПС 220 кВ Металлургическая до допустимых значений требуется включение ВЛ 110 кВ Связь Левая, ВЛ 110 кВ Связь Правая. Данное мероприятие необходимо выполнять превентивно при ремонте АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая либо ПС 220 кВ Сокол. В расчетной схеме работа Липецкой ТЭЦ-2 принята с составом генерирующего оборудования – ТГ-1.

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

В рассматриваемый период 2018-2022гг. к ПС 220 кВ Елецкая (на напряжении 110 кВ) планируется подключение следующих потребителей:

- ОЭЗ ППТ Липецк (заявленная мощность 10,4 МВт). Для электроснабжения данного потребителя выполнено строительство ММПС 110 кВ 25 МВА в районе ОЭЗ ППТ Липецк. Ввод в работу планируется в 2017г.;

- ООО «Тепличный комбинат Елецкие овощи» (заявленная мощность 102 МВт). Для электроснабжения данного потребителя по первому этапу в 2017г. выполнено строительство ПС 110 кВ Аграрная (1х63 МВА) и КВЛ 110 кВ Елецкая – Аграрная. В 2019г. планируется установка второго трансформатора на подстанции и строительство второй КВЛ 110 кВ Елецкая – Аграрная. В расчетах по базовому варианту потребления учитывается мощность тепличного комбината по первому этаму присоединения – 34 МВт.

Питание выше указанных потребителей будет осуществлятся от 1 СШ 110 кВ и 2 сек. 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Елецкая.

В настоящий момент РУ 110 кВ ПС 220 кВ Елецкая выполнено двумя системами шин 110 кВ. В свою очередь 2 СШ 110 кВ разделена на 1 и 2 секции. Секционные выключатели 110 кВ установлены между 1 СШ 110 кВ и 1 сек. 2 СШ 110 кВ и между 1 СШ 110 кВ и 2 сек. 2 СШ 110 кВ. При ремонте АТ-2 и отключении 1 СШ 110 кВ будут отключены все присоединения 1 СШ 110 кВ и 2 сек. 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Елецкая. Для исключения выше описанного режима необходима установка секционного выключателя 110 кВ между 1 сек. и 2 сек. 2 СШ 110 кВ. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2019г. при осуществлении III этапа присоединения ПС 110 кВ Аграрная.

Ниже представлен ряд послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Елецкая. Расчеты приводятся в летний максимум 2022г., год, характеризующийся максимальным уровнем нагрузок в рассматриваемый период.

Уровень нагрузок 2022г.

На рис. 62 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в ремонте АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая», при этом загрузка оставшегося в работе АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая составит 103,9 МВА (83,2%).

Выводы.

Для исключения  отключения присоединений 1 СШ 110 кВ и 2 сек. 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Елецкая при ремонте АТ-2 и отключении 1 СШ 110 кВ необходима установка секционного выключателя 110 кВ между 1 сек. и 2 сек. 2 СШ 110 кВ. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2019г. при осуществлении III этапа присоединения ПС 110 кВ Аграрная.

Мероприятия, необходимые для подключения ООО «Овощи Черноземья»

В Усманском районе для электроснабжения тепличного комплекса ООО «Овощи Черноземья» максимальной заявленной мощностью 140 МВт (по III категории надежности) требуется выполнить строительство ПС 220 кВ Овощи Черноземья 2х80 МВА. Подключение подстанции осуществить заходом от ВЛ 220 кВ Кировская – Пост-474-тяговая (двухцепная ВЛ 220 кВ, выполненная проводом АС-400, ориентировочная протяженность по трассе 5,8 км).

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 Липецкой энергосистемы. В рассматриваемый период не планируется изменение топологии сети 110 кВ и выше и ввод генерирующих мощностей на электростанциях области, расчеты приводятся на 2022г.

В таблице 5.17 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы на 2022г., полученные в результате расчетов нормальной схемы сети. В таблицах 5.18, 5.19 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 кВ и 500 кВ Липецкой энергосистемы на 2022г., полученные в результате расчетов ремонтных схем сети:

-  в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Связь Правая, в работе ТГ-1 на Липецкой ТЭЦ-2;

- в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Сокол, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Связь Правая, в работе ТГ-1 на Липецкой ТЭЦ-2.

                            Таблица 5.17

Значения токов КЗ на период до 2022г. в нормальной схеме

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

В таблице 5.18 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы на 2022г. в ремонтной схеме (в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Связь Правая, в работе ТГ-1 на Липецкой ТЭЦ-2).

Таблица 5.18

Значения токов КЗ на 2022г. в ремонтной схеме

Подстанция

Ток отключения выкл., кА

Значения токов короткого замыкания, кА

трехфазный

однофазный

Липецкая

шины 220 кВ

40

37,42

39,49

Борино

шины 220 кВ

31,5; 40

28,05

30,07

Елец 500

шины 220 кВ

31,5; 40

20,67

23,03

Новая

шины 220 кВ

25; 40; 50

29,61

25,72

шины 110 кВ

40; 50

35,02

33,98

Правобережная

шины 220 кВ

40

20,72

16,86

шины 110 кВ

40

26,21

26,1

Сокол

шины 220 кВ

-

10,54

7,83

шины 110 кВ

31,5

20,96

18,6

Северная

шины 220 кВ

40

30,55

27,35

шины 110 кВ

40, 50

39,77

42,11

Металлургическая

шины 220 кВ

40; 50

29,39

25,02

шины 110 кВ

40; 42

38,33

38,62

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

25,68

21,91

шины 110 кВ

40

16,3

18,64

В таблице 5.19 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы на 2022г. в ремонтной схеме (в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Сокол, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Связь Правая, в работе ТГ-1 на Липецкой ТЭЦ-2).

Таблица 5.19

Значения токов КЗ на 2022г. в ремонтной схеме

Подстанция

Ток отключения выкл., кА

Значения токов короткого замыкания, кА

трехфазный

однофазный

Липецкая

шины 220 кВ

40

37,17

39,0

Борино

шины 220 кВ

31,5; 40

28,05

30,08

Елец 500

шины 220 кВ

31,5; 40

20,67

23,03

Новая

шины 220 кВ

25; 40; 50

29,86

26,34

шины 110 кВ

40; 50

34,97

34,07

Правобережная

шины 220 кВ

40

20,72

16,86

шины 110 кВ

40

26,21

26,1

Сокол

шины 220 кВ

-

8,88

5,71

шины 110 кВ

31,5

18,07

13,79

Северная

шины 220 кВ

40

30,89

28,35

шины 110 кВ

40, 50

40,96

43,49

Металлургическая

шины 220 кВ

40; 50

29,87

26,33

шины 110 кВ

40; 42

40,42

42,05

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

25,86

22,11

шины 110 кВ

40

16,33

18,69

Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до  2022г. показали, что замены коммутационного оборудования на ПС 220 – 500 кВ по недостаточной отключающей способности 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 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.

Для определения достаточности мероприятий по усилению сети 220 кВ, указанных в базовом варианте развития, а также мероприятий, необходимых для подключения электросетевых объектов, указанных в Приложении 9, далее проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, зимни              й минимум, летний максимум, летний минимум 2017 – 2022гг. Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше зимний максимум, зимни              й минимум, летний максимум, летний минимум 2017-2022гг. представлены на рисунках 1-24 (Приложение 11). Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках 25 – 89 (Приложение 11). Результаты расчетов послеаварийных режимов в табличном виде представлены в Приложении 18.  

Карты – схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2017-2022гг. (региональный вариант), принципиальные схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2017-2022гг. (региональный вариант) представлены в Приложении 16.

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 2022 года, как в период характеризующийся максимальной загрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей.

На рисунке 25 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2022г. «отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 26 представлен послеаварийный режим в зимний минимум 2022г. «отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 27 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «Отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь,  ремонт  2сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая. Замкнут транзит ВЛ 110 кВ Бугор Левая между ПС 220 кВ Правобережная и ПС 220 кВ Новая», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. Загрузка ВЛ 220 кВ Борино – Правобережная I цепь составит 694А (97,7%) при длительно допустимом для провода АС-300, которым выполнена данная ВЛ 220 кВ, равном 710А при температуре +250С.

На рисунке 28 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2022г. «Отключена ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная II цепь,  ремонт  2сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая», при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Таким образом, расчеты послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Правобережная на уровне нагрузок зимнего максимума, зимнего минимума, летнего максимума, летнего минимума 2022 года, периода характеризующийся максимальной загрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей, показали, что перегрузки 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 2017-2022 годов.

Уровень нагрузок летнего максимума 2017г.

На рисунке 29 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  725 А (102,1%), при длительно допустимом токе для провода АС-300 равном 710 А при температуре +250С; загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 651А (91,7%), 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 в летний максимум 2017г. «Отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. 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», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  707 А (99,6%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 632А (89%).

На рисунке 31 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 958 А (135%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 32 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. 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-2 230 МВт», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 707 А (99,6%).

На рисунке 33 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 915А (128,9%). На рисунке 34 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. 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 -2 270 МВт», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 708 А (99,7%).

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2017г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 230 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 270 МВт.

Уровень нагрузок летнего максимума 2018г.

На рисунке 35 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  805 А (113,4%),  загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 721А (101,5%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 36 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. 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 -2 145 МВт», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  647 А (91,1%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 707А (99,6%).

На рисунке 37 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1022 А (143,9%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 38 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «Отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. 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 -2 290 МВт», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 707 А (99,6%).

На рисунке 39 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 974А (137,2%). На рисунке 40 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «Отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 678А (95,5%).

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2018г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод 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, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 145 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод 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, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 290 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод 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, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая.

Уровень нагрузок летнего максимума 2019г.

На рисунке 41 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  841 А (118,4%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 749А (105,5%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 42 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Питание 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 -2 190 МВт», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  649 А (91,4%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 707А (99,9%).

На рисунке 43 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1038 А (146,2%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 44 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 668 А (94,1%).

На рисунке 45 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 988А (139,2%). На рисунке 46 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 701А (98,7%).

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2019г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 190 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая.

Уровень нагрузок летнего максимума 2020г.

На рисунке 47 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  868 А (122,2%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 769А (108,3%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 48 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Питание 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 -2 225 МВт», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  650 А (91,5%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 707А (99,9%).

На рисунке 49 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1063 А (149,7%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 50 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 684 А (96,3%).

На рисунке 51 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 1010А (142,2%). На рисунке 52 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 715А (100,7%). На рисунке 53 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2020г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая. Изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 695А (97,9%).

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2020г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 225 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень.

Уровень нагрузок летнего максимума 2021г.

На рисунке 54 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  889 А (125,2%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 784А (110,4%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 55 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Питание 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 -2 245 МВт», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  655 А (92,2%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 708А (99,7%).

На рисунке 56 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1088 А (153,2%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 57 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 704 А (99,2%).

На рисунке 58 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 1032А (145,3%). На рисунке 59 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2021г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая. Изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 693А (97,6%).

Далее на рисунках 60-65 представлен расчет режимов, позволяющих оценить допустимость применения превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах, указанных в послеаварийных режимах на рисунках 56, 58 с учетом возможных нормативных возмущений:

- рисунок 60 «летний максимум 2021 г. В ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок 61 «летний максимум 2021 г. В ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок 62 «летний максимум 2021 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок 63 «летний максимум 2021 г. Отключена ВЛ 110 кВ Цементная Левая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок  64 «летний максимум 2021 г. Отключен АТ-2 на ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок  65 «летний максимум 2020 г. Отключена ВЛ 220 кВ Борино – Правобережная II цепь, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая».

Из расчетов режимов с учетом превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах, указанных в послеаварийных режимах на рисунке 56, 58, с учетом возможных нормативных возмущений, представленных на рисунках 60 – 65 следует, что перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2021г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 245 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени.

Расчет режимов с учетом выше указанных превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах с учетом нормативных возмущений показал допустимость применения данных мероприятий.

Уровень нагрузок летнего максимума 2022г.

На рисунке 66 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  916 А (129%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 804А (113%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 67 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Питание 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 -2 275 МВт», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит  659 А (92,8%), загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 710А (100%).

На рисунке 68 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 1058А (149%). На рисунке 69 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая. Изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная II цепь составит 717А (101,0%). Для ликвидации перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь в дополнение к мероприятиям, указанным в послеаварийном режиме рис. 69, требуется отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка в размере 6 МВт, при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь составит 710А (100%), см. рисунок 70.

На рисунке 71 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 1117 А (157,3%). Уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений. На рисунке 72 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 728 А (102,5%). На рисунке 73 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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-2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая. Изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень», при этом загрузка ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка составит 709 А (99,9%).

Далее представлен расчет режимов, позволяющих оценить допустимость применения превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах, указанных в послеаварийных режимах на рисунках 68, 71 с учетом возможных нормативных возмущений:

- рисунок 74 «В ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок 75 «летний максимум 2021г. В ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок 76 «летний максимум 2022г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 Ситовка I цепь, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок  77 «летний максимум 2022г. Отключена ВЛ 110 кВ Цементная Левая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок  78 «летний максимум 2022 г. Отключен АТ-2 на ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая»;

- рисунок  79 «летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 220 кВ Борино – Правобережная II цепь, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь. Питание 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 -2 315 МВт. Отключен АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая».

Из расчетов режимов с учетом превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах, указанных в послеаварийных режимах на рисунке 68, 71, с учетом возможных нормативных возмущений, представленных на рисунках 74 – 79 следует, что перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Таким образом, на уровне нагрузок летнего максимума 2022г.:

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка и ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 275 МВт;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень;

- для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени. Отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка в размере 6 МВт.

Расчет режимов с учетом выше указанных превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах с учетом нормативных возмущений показал допустимость применения данных мероприятий.

Выводы.

Выше приведенные расчеты послеаварийных режимов на уровни нагрузок летнего максимума 2017-2022 годов показали:

- на уровне нагрузок летнего максимума 2017г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2017г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 230 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2017г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Манежная, ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 270 МВт.

- на уровне нагрузок летнего максимума 2018г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод 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, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 145 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2018г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод 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, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 290 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2018г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод 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, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2019г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 190 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2019г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2019г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2020г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 225 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2020г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2020г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень.

- на уровне нагрузок летнего максимума 2021г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 245 МВт;

на уровне нагрузок летнего максимума 2021г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2021г.  для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени;

- расчет режимов с учетом выше указанных превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах с учетом нормативных возмущений показал допустимость применения данных мероприятий;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2022г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка и ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 275 МВт;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2022г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Казинка в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Казинка, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 1 ступень;

- на уровне нагрузок летнего максимума 2022г. для предотвращения перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная в послеаварийном режиме «отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка II цепь», необходимо превентивно выполнить ряд мероприятий: перевод питания ПС 110 кВ Бугор, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ ГПП-4 от шин 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная, работа Липецкой ТЭЦ-2 с генерацией 315 МВт, отключение АТ-1 на ПС 500 кВ Липецкая, изменение положения РПН АТ-2 ПС 500 кВ Липецкая на 2 ступени. Отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка в размере 6 МВт. Для этого необходимо реализовать модернизацию АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая – Северная с действием на отключение нагрузки ПС 220 кВ Казинка;

- расчет режимов с учетом выше указанных превентивных схемно-режимных мероприятий в ремонтных схемах с учетом нормативных возмущений показал допустимость применения данных мероприятий.

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

На рисунках 80, 81 представлены послеаварийные режимы в зимний максимум и летний максимум 2022г., позволяющие оценить максимальную загрузку автотрансформаторов мощностью 250 МВА каждый на ПС 220 кВ Северная до 2022г.:

- рисунок 80 «Зимний максимум 2022г. Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Северная», при этом загрузка оставшегося в работе АТ-2 составит 117,7 МВА/582А (48,8%);

- рисунок 81 «Летний максимум 2022г. Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Северная, в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Новая», при этом загрузка оставшегося в работе АТ-2 на ПС 220 кВ Северная составит 142,9 МВА/700А (58,7%).

Расчеты послеварийных режимов на уровне нагрузок зимнего и летнего максимума 2022г. (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, максимальная загрузка зафиксирована в летний максимум 2022г. в послеаварийном режиме «отключен АТ-1 ПС 220 кВ Северная, в ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Новая» и составила 142,9 МВА/700А (58,7%).

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

В рассматриваемый период 2017-2022гг. к ПС 220 кВ Елецкая (на напряжении 110 кВ) планируется подключение следующих потребителей:

- ОАО «Куриное царство» (заявленная мощность 10,8 МВт), ОЭЗ ППТ Липецк (заявленная мощность 10,4 МВт);

- ООО «Тепличный комбинат Елецкие овощи» (заявленная мощность 102 МВт).

Ниже представлен ряд послеаварийных режимов в районе ПС 220 кВ Елецкая. Расчеты приводятся в летний максимум 2018-2022гг., зимний максимум 2022г.

Уровень нагрузок 2018г.

На рис. 82 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018г. «Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в ремонте АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая», при этом загрузка электросетевого оборудования в районе ПС 220 кВ Елецкая не превышает допустимой, уровень напряжения в сети находится в допустимых пределах. Загрузка оставшегося в работе АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая составит 115,3 МВА/287А (91,7%).

Уровень нагрузок 2019г.

На рис. 83 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2019г. «Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в ремонте АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая», при этом загрузка оставшегося в работе АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая составит 140,8 МВА/355А (113,4%). Для снижения загрузки АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая требуется замкнуть транзит 110 кВ между ПС 220 кВ Тербуны и ПС 220 кВ Елецкая (рисунок 84), при этом загрузка оставшегося в работе АТ-3 составит 118,8 МВА/299А (95,5%).

Уровень нагрузок 2022г.

На рис. 85 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в ремонте АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая», при этом загрузка оставшегося в работе АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая составит 150,7 МВА/383А (122,4%). Для снижения загрузки АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая требуется замкнуть транзит 110 кВ между ПС 220 кВ Тербуны и ПС 220 кВ Елецкая (рисунок 86), при этом загрузка оставшегося в работе АТ-3 составит 127,2/322 МВА (102,8%), что является длительно-допустимым значением.

На рис. 87 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2022г. «Отключен АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая», при этом загрузка АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая составит 96,5 МВА/249А (79,6%), АТ-3 - 96,5 МВА/249А (79,6%).

Выводы.

На уровне нагрузок 2019-2022гг. выявлена перегрузка АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая в послеаварийном режиме «отключен АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в ремонте АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая» Для снижения загрузки АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая до допустимых значений требуется замыкание транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Тербуны и ПС 220 кВ Елецкая. В настоящее время существует ограничение на включение данного транзита 110 кВ. Требуется выполнить реконструкцию устройств РЗА на ПС 220 кВ Елецкая, ПС 220 кВ Тербуны, ПС 110 кВ Тербуны.

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 2022г. по двум вариантам развития:

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

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

5.6.2.1 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 2018-2022 гг. зимний максимум нагрузки по энергосистеме достигнет в 2022г. – 1868 МВт.

При рассмотрении планируемого периода 2018-2022гг. учтены следующие мероприятия по строительству и реконструкции объектов 110 кВ, выполненные в 2016-2017гг.:

реконструкция ПС 110 кВ Новая Деревня с заменой Т2 6,3 МВА на 10 МВА;

строительство стационарной ПС 110 кВ Рождество с Т1 25 МВА (2017г.);

установка Т3 40 МВА на ПС 110 кВ Юго-Западная (ввод планируется в 2017г.);

установка ММПС 110 кВ 25 МВА на площадке ОЭЗ Елецпром и строительство одноцепной ВЛ 110 кВ протяженностью 0,701 км (ввод в работу планируется в 2017г.);

установка двух ячеек элегазовых выключателей 110 кВ на Липецкой ТЭЦ-2 для подключения ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка I (II) цепь (присоединение ВЛ запланировано в 2017г.);

выполнен I этап реконструкции ПС 110 кВ Привокзальная (замена существующих трансформаторов на 2х40 МВА);

перемещение Т1 2,5 МВА с ПС 110 кВ Кашары на ПС 110 кВ Лукошкино;

перемещение Т1 10 МВА с ПС 110 кВ Лукошкино на ПС 110 кВ Кашары;

выполнение первого этапа электроснабжения тепличного комбината ООО «Елецкие овощи» - строительство ПС 110 кВ Аграрная (1х63 МВА) и КВЛ 110 кВ Елецкая – Аграрная;

строительство ПС 110 кВ Данков-Тепличная 2х25 МВА и ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Дон (2017г.).

ПС 110/6 кВ Привокзальная

В 2016 выполнен I этап реконструкции ПС 110 кВ Привокзальная (замена существующих трансформаторов на 2х40 МВА). В 2017г. планируется выполнить II этап реконструкции подстанции.

По завершению комплексной реконструкции ПС 110 кВ Привокзальная будет установлено два трансформатора номинальной мощностью 40 МВА каждый, будет выполнена  реконструкция РУ 110 кВ подстанции с заменой существующего оборудования по схеме №110-4Н.

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

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 1,07 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,91 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 46,155 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 46,155 МВА (109,9%);

- загрузка подстанции в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,33 МВА) в зимний максимум 2022г. – 44,825 МВА/106,7% (с учетом реконструкции подстанции с установкой двух трансформаторов мощностью по 40 МВА каждый);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 45,14 МВА (43,76 МВА), 2013г. – 41,14 МВА (39,23 МВА), 2014г. – 40,25 МВА (37,81 МВА), 2015г. – 37,99 МВА (36,66 МВА), 45,14 МВА (43,81 МВА).

ПС 110/35/10 кВ Казинка

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Казинка по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 26,5 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 26,5 МВА (165,6%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (5,6 МВА) в зимний максимум 2016г. – 20,9 МВА (130,63%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 4,264 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 3,624 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 30,557 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 30,557 МВА (191%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (5,6 МВА) в зимний максимум 2022г. – 24,957 МВА (156%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 15,76 МВА (8,04 МВА), 2013г. – 18,21 МВА (11,85 МВА), 2014г. – 20,93 МВА (15,63 МВА), 2015г. - 20,82 МВА (14,52 МВА).

Загрузка трансформатора 16 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 24,957 МВА (156%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 5,6 МВА. Требуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Казинка с заменой существующих трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА в 2019г.

ПС 110/35/10 кВ Никольская

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Никольская за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – 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 (120,6%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,245 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,208 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 8,483 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 8,483 МВА (134,7%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,65 МВА) в зимний максимум 2022г. – 7,833 МВА (124,3%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 5,65 МВА (3,02 МВА), 2013г. – 5,35 МВА (3,6 МВА), 2014г. – 8,25 МВА (6,7 МВА), 2015г. – 8,25 МВА (6,7 МВА).

Загрузка трансформатора 6,3 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 7,833 МВА  (124,3%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 0,65 МВА. Требуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Никольская с заменой существующих трансформаторов 2х6,3 МВА на 2х10 МВА в 2020г.

ПС 110/35/10 кВ Хворостянка

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Хворостянка по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 10 МВА, Т2 16 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 15,02 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 15,02 МВА (150,2%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,82 МВА) в зимний максимум 2016г. – 13,2 МВА (132%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,3 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,255 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 15,31 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 15,31 МВА (153,1%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,82 МВА) в зимний максимум 2022г. – 13,49 МВА (134,9%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 14,83 МВА (13,27 МВА), 2013г. – 10,7 МВА (9,5 МВА), 2014г. – 9,61 МВА (8,43 МВА), 2015г. – 14,7 МВА (12,62 МВА).

Загрузка трансформатора 10 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 13,49 МВА (134,9%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,82 МВА. Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Хворостянкая с заменой трансформатора 10 МВА на 16 МВА. Предлагаем выполнить данное мероприятие в 2021г.

Альтернативой замены трансформатора 10 МВА на ПС 110 кВ Хворостянка может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Хворостянка и рядом расположенными подстанциями. Ближайщими, не получающими питания от ПС 110 кВ Хворостянка, подстанциями являются ПС 35 кВ Кн. Байгора (ориентировочно 15 км) и ПС 110 кВ Добринка (ориентировочно 23 км). Строительство сетей связи протяженностью 15 км и 23 км нецелесообразно.

ПС 110/35/10 кВ Усмань

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Усмань по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 17,2 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 17,2 МВА (107,5%), перераспределение мощности по существующим сетям связи у подстанции отсутствует;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 3,735 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 3,175 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 20,754 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 20,754 МВА (129,7%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 13,13 МВА (8,88 МВА), 2013г. – 16,05 МВА (10,22 МВА), 2014г. – 14,19 МВА (9,99 МВА), 2015г. – 15,14 МВА (10,74 МВА).

Загрузка трансформатора 16 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 20,754 МВА  (129,7%). Требуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Усмань с заменой существующих трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА в 2019-2021гг.

ПС 110/35/10 кВ Хлевное

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Хлевное за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 13,94 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 13,94 МВА (87,13%), перераспределение мощности по существующим сетям связи у подстанции отсутствует;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 4,474 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 4,027 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 18,464 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 18,464 МВА (115,4%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 10,43 МВА (9,58 МВА), 2013г. – 13,94 МВА (12,14 МВА), 2014г. – 13,87 МВА (11,37 МВА), 2015г. – 12,55 МВА (9,66 МВА).

Загрузка трансформатора 16 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 18,464 МВА (115,4%). Требуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Хлевное с заменой существующих трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА в 2019-2021гг.

Далее для проверки достаточности пропускной способности сети 110 кВ проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ Липецкой энергосистемы.

На рисунках 1 – 14 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2022г., позволяющие оценить загрузку ВЛ 110 кВ в г. Липецк (все рисунки представлены в Приложении 12, результаты расчетов в табличном виде представлены в Приложении 18). Мероприятия, необходимые для ликвидации перегрузки электросетевого оборудования в послеаварийных режимах 2022 года также актуальны в 2019 – 2021гг. Послеаварийные режимы в летний максимум, летний минимум для сети 110 кВ Липецкого энергоузла проводятся при аварийном отключении одного элемента сети с наложением на ремонт другого (рассмотрение одного нормативного возмущения в ремонтной схеме в данном случае применяется для сети 110 кВ, т.к. сеть 110 кВ в данном районе несет функции основной сети и оказывает непосредственное влияние на сеть 220 кВ).

На рисунке 1 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 560 А (109,8%). Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Московская – Правая необходимо превентивно выполнить  перевод питания нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная (см. рисунок 2), при этом загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 478 А (93,7 %), при длительно-допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А.

На рисунке 3 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2022г. «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 555 А (108,8%).

Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Московская – Правая необходимо превентивно выполнить  перевод питания нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная (см. рисунок 4), при этом загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 495 А (97 %), при длительно-допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А.

Расчеты послеаварийных режимов на уровни нагрузок летнего максимума, летнего минимума 2022г. выявили перегрузку ВЛ 110 кВ Московская:

- в летний максимум 2022г. в послеаварийном режиме «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 560 А (109,8%);

- в летний минимум 2022г. в послеаварийном режиме «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 555 А (108,8%).

Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Московская необходимо превентивно выполнить  перевод питания нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная.

Мероприятия, необходимые для предотвращения перегрузки электросетевого оборудования в послеаварийных режимах 2022 года также актуальны в 2019 – 2021гг.

На рисунках 5 – 14 представлен ряд послеаварийных режимов в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2022г., позволяющих оценить максимальную загрузку сети 110 кВ в районе г. Липецка:

- рисунок 5. Летний максимум 2022 г. Отключена 2 сек. СШ 2 110 кВ Липецкой

ТЭЦ -2, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 315 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт;

- рисунок 6. Летний минимум 2022 г. Отключена 2 сек. СШ 2 110 кВ Липецкой

ТЭЦ -2, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 315 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт;

- рисунок 7. Зимний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;

- рисунок 8. Зимний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -

Ситовка I цепь;

- рисунок 9. Зимний максимум 2022 г. Отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол;

- рисунок 10. Зимний минимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Московская Левая;

- рисунок 11. Летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;

- рисунок 12. Летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -

Ситовка I цепь, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка II цепь;

- рисунок 13. Летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Московская Левая;

- рисунок 14. Летний минимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Московская Левая.

Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 5-14) следует, что перегрузка электросетевых объектов отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.

ПС 110/35/10 кВ Тербуны

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Тербуны по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 10 МВА, Т2 10 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 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 2016г. – 11,47 МВА (114,7%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: на период до 2022г. прироста мощности на подстанции не планируется;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 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 2022г. – 11,47 МВА (114,7%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 11,41 МВА (10,41 МВА), 2013г. – 10,83 МВА (9,83 МВА), 2014г. – 11,04 МВА (10,04 МВА), 2015г. – 11,39 МВА (10,39 МВА).

По замерам в зимний максимум 2016г. выявлена перегрузка трансформаторов 10 МВА ПС 110 кВ Тербуны в ремонтной схеме – 11,47 МВА/114,7% (с учетом перераспределения по сетям связи в размере 1,0 МВА). Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Тербуны с заменой трансформаторов 2х10 МВА на 2х16 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2018г.

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Долгоруково за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 6,3 МВА, Т2 10 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 10,9 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 10,9 МВА (173%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,96 МВА) – 8,94 МВА (141,9%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 1,364 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 1,159 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 12,197 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 12,197 МВА (193,6%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,96 МВА) в зимний максимум 2022г. – 10,237 МВА (162,5%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 10,9 МВА (7,4 МВА), 2013г. – 8,51 МВА (5,01 МВА), 2014г. – 8,14 МВА (4,78 МВА), 2015г. – 8,14 МВА (5,24 МВА).

Загрузка трансформатора 6,3 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 10,237 МВА  (162,5%), 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 16 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2019-2021гг. В перспективе при росте нагрузок потребуется замена трансформатора 10 МВА на подстанции (загрузка в ремонтной схеме в 2022г. – 102,4%).

Альтернативой замены трансформатора 6,3 МВА на ПС 110 кВ Долгоруково может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Долгоруково и рядом расположенными подстанциями. Ближайщими, не получающими питания от ПС 110 кВ Долгоруково, подстанциями являются ПС 35 кВ Боевка (ориентировочно 16 км) и ПС 110 кВ Тербуны (ориентировочно 18 км). Строительство сетей связи протяженностью 16 км и 18 км нецелесообразно.

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 2017г.).

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

- комбикормовый завод 6,9 МВА (6,1 МВА по 2-ой категории, 0,8 МВА по 3-ей категории). В настоящий момент готовится соглашение о расторжении договора;

- завод по переработке и убою птицы – 10,8 МВА (7,418 МВа по 2-ой категории надежности, 3,319 МВА по 3-ей категории надежности). Срок выполнения мероприятий по договору ТП – до 01.12.2018г.

Комбикормовый завод - в настоящее время выполнен нулевой цикл, к строительству цехов заявитель не приступал.

Завод по переработке птицы - строительство не начато.

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 2022г.:

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

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 102 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 86,7 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 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 110/35/10 кВ Химическая

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Химическая по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 21,97 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 21,97 МВА (137,3%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,2 МВА) в зимний максимум 2016г. – 17,77 МВА (111,1%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 0,35 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 0,298 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 22,302 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 22,302 МВА (139,4%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,2 МВА) в зимний максимум 2022г. – 18,102 МВА (113,1%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках с учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 7,61 МВА (3,91 МВА), 2013г. – 6,61 МВА (1,41 МВА), 2014г. – 8,94 МВА (2,36 МВА), 2015г. – 11,83 МВА (5,93 МВА).

Загрузка трансформатора 16 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, в послеаварийном режиме составит 18,102 МВА (113,1%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (4,2 МВА).

Исходя из выше сказанного, во избежание реконструкции ПС 110 кВ Химическая с заменой Т1 и Т2, рекомендуется выполнить строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между данной подстанцией и вновь строящейся ПС 110 кВ Восход (2019г.) ориентировочной протяженностью 2,5 км, для возможности перераспределения мощности в размере не менее 1,302 МВА.

ПС 110/10 кВ Восход

В Данковском районе расположена ОЭЗ РУ ППТ «Данков». Для электроснабжения резидентов особой экономической зоны и рядом расположенных потребителей, указанных в Приложении 8, предлагается выполнить строительство ПС 110/10 кВ Восход 2х16 МВА с подключением ответвлениями от ВЛ 110 кВ Доломитная и ВЛ 110 кВ ТЭЦ – Доломитная с отп. двухцепной ВЛ 110 кВ протяженностью ориентировочно 0,4 км.

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

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2019г. – Т1 16 МВА, по состоянию на 2020г. - Т1 16 МВА , Т2 16 МВА;

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 3,825 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 3,25 МВт;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 3,65 МВА;

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в послеаварийном режиме в зимний максимум 2022г. – 3,65 МВА (22,8%).

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 настоящее время ТУ на присоединение электроустановок ООО «Моторинвест» мощностью 20 МВт приостановлены заявителем. При возобновлении ТУ и росте нагрузок потребуется установка второго трансформатора 25 МВА на подстанции.

Ниже представлены данные по загрузке ПС 110 кВ Рождество по состоянию на 2016г. и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016-2022гг. – Т1 25 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 3,16 МВА (12,64%);

- загрузка подстанции в зимний максимум 2022г. – 3,16 МВА (12,64%).

Далее на рисунках 15 – 25 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2022г. (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 2022г. исходя из наибольшей загрузки оборудования в данный период):

- рисунок 15. Зимний максимум 2022 г. Отключен АТ-1 на ПС 220 кВ Дон;

- рисунок 16. Зимний максимум 2022 г. Отключен ВЛ 110 кВ Химическая-1;

- рисунок 17. Зимний минимум 2022 г. Отключен АТ-1 на ПС 220 кВ Дон;

- рисунок 18. Летний максимум 2022 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена ВЛ 110 кВ С.Лубна;

- рисунок 19. Летний минимум 2022 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена ВЛ 110 кВ С.Лубна;

- рисунок 20. Летний максимум 2022 г. В ремонте ВЛ 110 кВ Л.Толстой, отключена ВЛ 110 кВ Компрессорная Левая;

- рисунок 21. Летний максимум 2022 г. В ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключен АТ-1;

- рисунок 22. Летний минимум 2022 г. В ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключен АТ-1; 

- рисунок 23. Летний максимум 2022 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Дон;

- рисунок 24. Летний минимум 2022 г. В ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Дон, отключена 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Дон;

- рисунок 25. Летний максимум 2022 г. В ремонте ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (отключена со стороны ПС 220 кВ Правобережная), отключена 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Лебедянь. 

Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 15 – 25) следует, что перегрузка электросетевых объектов в районе расположения ПС 220 кВ Дон отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.

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

В таблицах 5.20- 5.22 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 35-110 кВ ПС 110 кВ Липецкой энергосистемы на период до 2022г., полученные в результате расчетов нормальной и ремонтных схем сети.

Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 110 кВ представлены на 2022г.

В таблице 5.20 представлены значения токов короткого замыкания в нормальном режиме и максимальные значения токов короткого замыкания на шинах 35-110 кВ ПС 110 кВ Липецкой энергосистемы, полученные в результате расчетов нормальной и ремонтных схем сети,  на 2022г.

Таблица 5.20

Значения токов КЗ в сети 110 кВ на 2022г.

№ п/п

Наименование

Напряжения, кВ

СШ

Ток трехфазного и однофазного КЗ на 2022г. в норм. режиме, кА

Ток трехфазного и однофазного КЗ на 2022г. макс.значения, кА

Отключающая способность выключателей, кА

110 кВ

35 кВ

110 кВ

35 кВ

1

Аксай

110/35/10

1

4,55/2,91

1,36

4,77/2,97

1,36

40; 10

110/35/10

2

4,55/2,91

1,36

4,77/2,97

1,36

2

Бугор

110/35/6

1

7,98/4,06

6,7

8,38/4,15

6,8

40;

10, 10

110/35/6

2

7,98/4,06

6,7

8,38/4,15

6,8

3

Вербилово

110/35/6

1

4,54/2,65

0,89

4,78/2,7

0,89

40;10, 12.5

110/35/6

2

4,54/2,65

0,89

4,78/2,7

0,89

4

В. Матренка

110/35/6

1

1,64/0,92

0,8

1,67/0,93

0,8

10

110/35/6

2

1,54/0,89

0,79

1,56/0,89

0,79

5

Гидрооборудование

110/10/6

1

10,07/7,37

11,19/7,8

18.4; 20; 18.4;     12.5

110/10/6

2

9,97/7,45

11,19/7,9

110/35/6

1

9,97/7,45

4,36

11,19/7,9

4,42

6

Двуречки

110/10

1

9,66/6,5

10,73/6,84

25

110/10

2

9,66/6,5

10,73/6,84

7

Добринка

110/35/10

1

2,27/1,3

1,79

2,32/1,3

1,8

20, 40;       10

110/35/10

2

2,27/1,3

1,24

2,31/1,3

1,24

8

Доброе

110/35/10

1

4,09/2,32

2,02

4,12/2,32

2,02

10

110/35/10

2

4,09/2,32

2,02

4,12/2,32

2,02

9

Казинка

110/35/10

1

8,05/5,2

3,54

8,76/5,4

3,54

40; 10

110/35/10

2

8,25/5,22

3,54

8,95/5,43

3,54

10

КПД

110/6

1

13,93/9,01

14,34/9,1

10

110/6

2

13,93/9,01

14,34/9,1

11

ЛТП

110/6

1

17,55/11,64

18,21/11,8

110/6

2

17,55/11,64

18,21/11,8

12

Никольская

110/35/10

1

2,97/1,8

0,86

3,06/1,83

0,86

40; 10

110/35/10

2

2,96/1,8

0,86

3,05/1,84

0,86

13

Новая Деревня

110/35/10

1

5,77/3,52

1,39

5,98/3,58

1,39

40; 10

110/35/10

2

5,77/3,52

1,39

5,98/3,55

1,39

14

Октябрьская

110/10

1

10,18/6,36

10,83/6,6

25,40

110/10

2

10,18/6,36

10,83/6,6

15

Привокзальная

110/10/6

1

16,51/10,47

18,34/11

110/10/6

2

16,51/10,47

18,34/11

16

Ситовка

110/6

1

21,64/14,84

22,8/15,2

25;   40

110/6

2

21,64/14,84

22,8/15,2

17

Тепличная

110/6

1

10,95/6,67

11,24/6,7

110/6

2

10,95/6,67

11,24/6,7

18

Усмань

110/35/10

1

2,61/1,59

1,85

2,68/1,6

1,86

20; 40;           6.6;  12.5

110/35/10

2

2,61/1,59

1,85

2,68/1,6

1,86

19

Хворостянка

110/35/10

1

3,58/2,07

2,68

3,71/2,1

2,69

10

110/35/10

2

3,58/2,07

2,68

3,71/2,1

2,69

20

Хлевное

110/35/10

1

2,64/1,51

1,87

2,7/1,52

1,88

40;10

110/35/10

2

2,64/1,51

1,87

2,7/1,52

1,88

21

Трубная-2

110/6

1

7,4/4,42

7,52/4,45

110/6

2

7,4/4,42

7,52/4,45

22

Цементная

110/35/6

1

15,98/10,79

5,37

16,45/10,9

5,39

40; 20

110/35/6

2

15,98/10,79

8,12

16,45/10,9

8,18

23

Юго-Западная

110/10/6

1

20,56/13,09

24,14/14,08

20, 40

110/10/6

2

20,56/13,09

24,14/14,08

24

Южная

110/10/6

1

11,4/8,95

14,69/11,05

40

110/10/6

2

11,4/8,95

14,69/11,05

25

Манежная

110/10

1

11,66/7,94

15,13/9,58

40

110/10

2

11,66/7,94

15,13/9,58

26

Университетская

110/10

1

9,75/6,78

10,98/7,2

40

110/10

2

9,75/6,78

10,98/7,2

27

Агрегатная

110/6

1

9,38/7,18

9,5/7,2

40

110/6

2

9,38/7,18

9,5/7,2

28

Волово

110/35/10

1

1,8/1,4

1,2

1,8/1,4

1,2

25; 10

110/35/10

2

1,8/1,4

1,2

1,8/1,4

1,2

29

Гороховская

110/35/10

1

3,36/1,98

1,97

3,41/2

1,97

40; 10

110/35/10

2

3,36/1,98

1,97

3,41/2

1,97

30

Долгоруково

110/35/10

1

3,51/2,24

1,33

3,53/2,25

1,33

40; 6,6;  10

110/35/10

2

2,26/2

1,25

2,26/2

1,25

31

Донская

110/35/10

1

6,79/4,39

1,41

7,03/4,46

1,41

20; 25; 40       6,6

110/35/10

2

6,79/4,39

1,41

7,03/4,46

1,41

32

Западная

110/6

1

9,96/7,84

10,14/7,9

25

110/6

2

9,96/7,84

10,14/7,9

33

Измалково

110/35/10

1

2,6/1,56

1,27

2,61/1,56

1,27

10

110/35/10

2

2,6/1,56

1,27

2,61/1,56

1,27

34

Кашары

110/10

1

4,44/2,7

4,54/2,72

110/10

2

4,44/2,7

4,54/2,72

35

Лукошкино

110/10

1

8,04/6,13

8,51/6,33

40

110/10

2

8,04/6,13

8,51/6,33

36

Набережное

110/35/10

1

2,1/1,8

0,83

2,1/1,8

0,83

40;

6.6;  10

110/35/10

2

2,1/1,8

0,83

2,1/1,8

0,83

37

Табак

110/6

1

9,49/7,64

9,65/7,7

110/6

2

9,49/7,64

9,65/7,7

38

Тербуны

110/35/10

1

2,98/3,3

1,93

2,98/3,3

1,98

20; 6.6; 12.5

110/35/10

2

2,54/1,55

1,86

2,54/1,55

1,86

39

Тербунский Гончар

110/10

1

2,86/2,82

2,87/2,82

40

110/10

2

2,86/2,82

2,87/2,82

40

Лебедянь

110/35/10

1

9,77/7,37

3,56

9,99/7,45

3,56

20; 25; 40

10; 6.6

110/35/10

2

9,77/7,37

3,56

9,99/7,45

3,56

41

Лев Толстой

110/35/10

1

3,46/2,23

3,48/2,24

40

2

42

Чаплыгин Новая

110/35/10

1

1,99/1,22

1,73

1,99/1,22

1,73

25;  10

110/35/10

2

1,98/1,22

1,73

1,98/1,22

1,73

43

Россия

110/35/10

1

3,14/2,35

1,93

3,16/2,36

1,93

40; 10

110/35/10

2

3,14/2,35

1,93

3,16/2,36

1,93

44

Компрессорная

110/35/10

1

5,66/3,46

2,14

5,69/3,47

2,14

18.4; 10

110/35/10

2

5,66/3,46

2,14

5,69/3,47

2,14

45

Березовка

110/35/10

1

1,97/1,26

1,73

1,97/1,26

1,73

25; 10

110/35/10

2

1,97/1,26

1,73

1,97/1,26

1,73

46

Нива

110/10

1

7,01/5,39

7,1/5,42

40

110/10

2

7,01/5,39

7,1/5,42

47

Астапово

110/35/10

1

3,81/2,49

2

3,83/2,49

2

25; 10

110/35/10

2

3,81/2,49

2

3,83/2,49

2

48

Химическая

110/35/10

1

5,34/4,53

2,11

5,4/4,55

2,4

20; 40;  12.5

110/35/10

2

5,34/4,53

2,11

5,4/4,55

2,4

49

Ольховец

110/10

1

6,12/5,48

6,19/5,51

40

110/10

2

6,12/5,48

6,19/5,51

50

Куймань

110/10

1

7,01/4,49

7,21/4,54

40

110/10

2

7,01/4,49

7,21/4,54

51

Лутошкино

110/10

1

2,53/1,78

2,54/1,78

110/10

2

2,53/1,78

2,54/1,78

52

Круглое

110/10

1

5,34/4,53

5,4/4,55

40

110/10

2

5,34/4,53

5,4/4,55

53

Троекурово

110/35/10

1

2,1/1,29

1,21

2,11/1,29

1,21

25; 10

110/35/10

2

2,1/1,29

1,21

2,11/1,29

0,83

54

Рождество

110/10

1

4,25/3,54

4,29/3,55

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

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

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

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

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

Таблица 5.21

Схема сети

1 СШ 1 ск, 2 СШ 1 ск

1 СШ 2 ск, 2 СШ 2 ск

Трехфазный, кА

Однофазный, кА

Трехфазный, кА

Однофазный, кА

Номальная

30,59

33,7

30,68

32,93

Ремонтная №1

32,72

32,09

28,08

25,04

Ремонтная №2

33,88

33,46

27,06

24,25

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

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

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

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

Таблица 5.22

Подстанция

Ток отключения выкл., кА

Значения токов короткого замыкания, кА, нормальный/ремонтный схема №1/ ремонтный схема №2

Трехфазный, кА

Однофазный, кА

ГПП-18

шины 110 кВ

40

31,64/34,78/34,91

31,18/33,57/33,73

РП-1

шины 110 кВ

40

32,89/34,76/34,78

29,44/30,48/30,52

РП-2

шины 110 кВ

40

30,15/31,39/31,85

25,52/24,34/25,06

ТЭЦ НЛМК

шины 110 кВ

40

30,59/31,4/31,38

30,05/30,59/30,59

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

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

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

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

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

ПС 110/10 кВ МКР Звездный

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

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

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

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

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

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

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

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

На рисунках 1 – 19 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний/летний максимумы, летний минимум 2017 - 2022гг., позволяющие оценить загрузку ВЛ 110 кВ в г. Липецк. Послеаварийные режимы в летний максимум, летний минимум для сети 110 кВ Липецкого энергоузла проводятся при аварийном отключении одного элемента сети с наложением на ремонт другого (рассмотрение одного нормативного возмущения в ремонтной схеме в данном случае применяется для сети 110 кВ, т.к. сеть 110 кВ в данном районе несет функции основной сети и оказывает непосредственное влияние на сеть 220 кВ).

На рисунке 1 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017г. «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 519 А (101,8%). Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Московская – Правая необходимо превентивно выполнить  перевод питания нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная (см. рисунок 2), при этом загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 428 А (83,9%), при длительно-допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А.

На рисунке 3 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2017г. «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 498 А (97,6%).

На рисунке 4 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2019г. «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 528 А (103,5%). Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Московская – Правая необходимо превентивно выполнить  перевод питания нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная (см. рисунок 5), при этом загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 467 А (91,6%).

На рисунке 6 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 536 А (105,1%). Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Московская – Правая необходимо превентивно выполнить  перевод питания нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная (см. рисунок 7), при этом загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 448 А (87,8%).

На рисунке 8 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2022г. «отключена 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая», при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 549 А (107,6%). Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Московская – Правая необходимо превентивно выполнить  перевод питания нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная (см. рисунок 9), при этом загрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 482 А (94,5%).

Расчеты послеаварийных режимов на уровни нагрузок летнего максимума, минимума 2017-2022 годов выявили перегрузку ВЛ 110 кВ Московская – 519А - 549А (101,8 – 107,6%),  при длительно-допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 510 А. Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Московская необходимо превентивно выполнить  перевод питания нагрузки ВЛ 110 кВ Бугор Левая, ВЛ 110 кВ Бугор Правая от ПС 220 кВ Правобережная.

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

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

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

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

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

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

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

- рисунок 16. Летний максимум 2022 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -

Ситовка I цепь, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка II цепь;

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

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

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

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

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Долгоруково за последние пять лет и до 2022г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 6,3 МВА, Т2 10 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние пять лет – 10,9 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 10,9 МВА (173%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,96 МВА) – 8,94 МВА (141,9%);

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: заявленная – 2,56 МВт, с учетом коэффициента разновременности – 2,176 МВт;

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

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,96 МВА) в зимний максимум 2022г. – 11,37 МВА (180,5%);

- загрузка подстанции в отчетный период (в скобках в учетом перераспределения по сетям связи): 2012г. – 10,9 МВА (7,4 МВА), 2013г. – 8,51 МВА (5,01 МВА), 2014г. – 8,14 МВА (4,78 МВА), 2015г. – 8,14 МВА (5,24 МВА).

Загрузка трансформатора 6,3 МВА в зимний максимум 2022г. с учетом присоединения потребителей, указанных в Приложении 8, 9 в послеаварийном режиме составит 11,37 МВА  (180,5%), с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,96 МВА. В базовом варианте развития запланирована замена трансформатора 6,3 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА до 2021г.

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

ПС 110/10 кВ Елецпром

Как указывалось в разделе 5.6.2.1 в Елецком районе для электроснабжения особой экономической зоны «Елецпром» и резидентов федеральной особой экономической зоны, сформированной согласно постановления Правительства РФ №697 от 11.07.2015г. выполнена установка ММПС 110 кВ 25 МВА на площадке ОЭЗ Елецпром и построена одноцепная ВЛ 110 кВ протяженностью 0,701 км (ввод в работу планируется в 2017г.).

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

- комбикормовый завод 6,9 МВА (6,1 МВА по 2-ой категории, 0,8 МВА по 3-ей категории). В настоящий момент готовится соглашение о расторжении договора;

- завод по переработке и убою птицы – 10,8 МВА (7,418 МВа по 2-ой категории надежности, 3,319 МВА по 3-ей категории надежности). Срок выполнения мероприятий по договору ТП – до 01.12.2018г.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.6.3 Решения по электрическим сетям напряжением 35 кВ

Ниже приводятся решения по электрическим сетям 35 кВ, расположенным на территории Липецкой области на период до 2022г. по двум вариантам развития:

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

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

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

В период рассматриваемой перспективы настоящей «Схемой» предусматривается дальнейшее развитие сетей 35 кВ Липецкой энергосистемы. Развитие электрических сетей определяется, в основном, развитием энергоисточников, темпами роста и распределения электрических нагрузок на рассматриваемой территории, необходимостью обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в повышении надежности электроснабжения существующих и вновь сооружаемых объектов.

Схема сети 35 кВ, а также предварительные параметры линий и подстанций, определяются в процессе решения основных вопросов, позволяющих:

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

усилить электроснабжение отдельных электросетевых районов;

обеспечить электроснабжение новых потребителей.

Электрические расчеты сети 35 кВ на расчетные года выполнены с целью:

определения мест размещения новых подстанций;

предварительного выбора схем электрических соединений электростанций и подстанций;

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

- выбора схемы сети;

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

- разработки мероприятий по снижению расхода электроэнергии;

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

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

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

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

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

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

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

Электросетевые объекты 35 кВ филиала «Липецкэнерго»

ПС 35/10 кВ №2

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Борисовка

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Введенка

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Таволжанка

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

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

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

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

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

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

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,0 МВА) в зимний максимум 2022г. – 4,769 МВА (119,2%);

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

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

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

ПС 35/10 кВ Троицкая

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

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

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

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

- величина присоединяемой мощности до 2022г. – отсутствует;

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Ярлуково

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Трубетчино

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Конь-Колодезь

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ №3

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Бутырки

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Матыра

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ №1

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Афанасьево

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Бабарыкино

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Раненбург

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

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

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

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

- величина присоединяемой мощности до 2022г.: отсутствует;

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

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

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

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

ПС 35 кВ Студеновская

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

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2016г. – Т1 10 МВА, Т2 10 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2016г. – 15,09 МВА;

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

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

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

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

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

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

5.6.3.2 Решения по электрическим сетям напряжением 35 кВ (региональный вариант развития)

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

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

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

ПС 35/10 кВ №3

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПС 35/10 кВ Черная слобода

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1

Таблица 5.23

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

№

Подстанция

Суммарный переток через АТ в проектный 2022 год, кВА

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

1

ПС 220 кВ Правобережная (полная реконструкция)

253 660

4х150

2018

2

ПС 220 кВ Овощи Черноземья

133 700

80+80

2019-2020

Таблица 5.24

Перечень потребителей, подключаемых к новым ПС 220 кВ (таблица 5.23) в проектный период (базовый вариант развития)

№

Наименование

подстанции

Полное наименование Заявителя

Подключаемая мощность, кВт

Год

подключения

1

2

3

4

5

1

ПС 220 кВ Овощи Черноземья

ООО «Овощи Черноземья»

140 000

2019-2020

Таблица 5.25

Перечень подстанций 220 кВ, предусмотренных Схемой развития сетей к реконструкции и техническому перевооружению. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

Подстанция

Мероприятие

Год реконструкции

Примечание

1

ПС 220 кВ Елецкая

Установка СВ 110 кВ

2019

Повышение надежности

2

ПС 220 кВ Елецкая

Установка ячейки выключателя 110 кВ

2019

Для подключения ПС 110 кВ Аграрная (III этап)

Таблица 5.26

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

№

Мероприятие

Сроки установки

1

Установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино-Новая

2018

Таблица 5.27

Перечень линий электропередачи напряжением 220 кВ для нового строительства, предусмотренного Схемой развития в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

Линия электропередачи

Марка и сечение провода (кабеля)

Протяженность по трассе, км

Количество цепей

Сроки строительства

1

2

3

4

5

6

1

Заходы ВЛ 220 кВ Кировская – Пост-474-тяговая на ПС 220 кВ Овощи Черноземья

АС-400

5,8

2

2019

Таблица 5.28

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 2022 год через трансформатор ПС, МВА

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

Примечание

1

ПС 110 кВ Восход

3,65

16+16

2019-2020

2

ПС 110 кВ Привокзальная

44,83

40+40

2017

Комплексная реконструкция подстанции (II этап)

3

ПС 110/35/10 кВ Лебедянь

14,85

25+25

2018-2021

Комплексная реконструкция подстанции

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

Таблица 5.29

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 Восход

ООО "Куриное Царство" (птицеводческий комплекс п/с Новоникольский)

1700

2019-2020

Ангел Ист Рус ООО

2000

2019-2020

ОАО Корпорация Развития Липецкой области

55

2019-2020

Ангел Ист Рус ООО

70

2019-2020

2

ПС 110 кВ

Привокзальная

АО «ЛГЭК» (распределительная сеть, присоединенная к ячейке №47 РУ-6 кВ ПС 110/6 кВ Привокзальная)

1 068

2017

3

ПС 110 кВ Лебедянь

ООО  «Лебедянь молоко»

500

2017-2021

Агропромышленная группа Лебедянский  элеватор АО

340

2017-2021

Кураев Валерий Николаевич ИП

70

2017-2021

ЗАО "Агрофирма им. 15 лет Октября" ( ПС 35 кВ Троекурово – совхозная)

150

2017-2021

ЗАО "Агрофирма им. 15 лет Октября" ( ПС 35 кВ Троекурово – совхозная)

150

2017-2021

Моторинвест ООО (ПС 35 кВ Яблонево)

100

2017-2021

Таблица 5.30

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

№

Подстанция

Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки установки (замены)

Исходный год, 2017

Проектный год, 2022

1

ПС Донская*

10+10

10+10

2019

2

ПС Казинка

16+16

25+25

2019

3

ПС Никольская

6,3+6,3

10+10

2020

4

Хворостянка

10+16

16+16

2021

5

Тербуны

10+10

16+16

2018

6

Долгоруково

6,3+10

16+10

2019-2021

7

Усмань

16+16

25+25

2019-2021

8

Хлевное

16+16

25+25

2019-2021

9

Аграрная

63

63+63

2019

*-замена по неудовлетворительному техническому состоянию;

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

Таблица 5.31

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

Казинка

АО "ЛГЭК"

640

2018-2022

АО "ЛГЭК"

280

2018-2022

Металлург-3 СНТ

250

2018-2022

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

237

2018-2022

Ярцева Татьяна Александровна (ПС 35 кВ Малей)

320

2018-2022

ЗАО " Мегаполис-Недвижимость" (ПС 35 кВ Малей)

560

2018-2022

СК Эверест ЗАО (ПС 35 кВ Таволжанка)

97

2018-2022

Побежимова Ольга Михайловна (ПС 35 кВ Ярлуково)

50

2018-2022

АО «ЛГЭК» (ПС 35 кВ №1)

1830

2018-2022

2

Никольская

Ягодные поля ООО (ПС 35 кВ Поддубровка)

145

2018-2022

ООО " Вип-Строй" (ПС 35 кВ Поддубровка)

100

2018-2022

3

Хворостянка

ООО "Отрада Ген"

150

2018-2022

ООО "Отрада Ген"

150

2018-2022

4

Долгоруково

ООО "Агро-Ленд" (ПС 35 кВ Тимирязево)

700

2018-2022

АГРОФИРМА ТРИО ООО (ПС 35 кВ Веселое)

150

2018-2022

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

514

2018-2022

5

Усмань

ООО "Вега"

3600

2018-2022

ИП Бурых Роман Витальевич

50

2018-2022

Пашковский ССПСПК (ПС 35 кВ Пашково)

85

2018-2022

6

Хлевное

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

930

2018-2022

АЛБИФ ООО

800

2018-2022

Русская топливная компания ООО

290

2018-2022

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

1400

2018-2022

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

90

2018-2022

Липецкий кролик ООО (ПС 35 кВ Конь-Колоезь)

450

2018-2022

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

514

2018-2022

7

Аграрная

ООО «Елецкие овощи»

102000

2019

Таблица 5.32

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 Трубная-2

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

2017

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

3

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

4

ПС 110 кВ Кашары

Замена ОД и КЗ на элегазовые выключатели 110 кВ и установка 2 к-тов трансформаторов тока 110 кВ

2018

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

5

ПС 110 кВ Тербуны

Замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 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).

2019

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

6

ПС 110 кВ Западная

Замена масляных выключателей 110 кВ в цепях Т1 и Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ, установка двух комплектов ТТ 110 кВ. Установка шкафов УРЗА (2 шт.), терминал автоматики управления РПН (2шт.), терминал РЗА СВ 6 кВ (2 шт).

2019

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

7

ПС 110 кВ Тепличная

Замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ и установка двух комплектов ТТ 110 кВ. Ремонт здания ОПУ, установка УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.),терминал РЗА СВ 6 кВ (1 шт).

2019

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

8

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 6 кВ (1 шт).

2019

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

10

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

11

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

12

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

2019

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

13

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

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

14

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

15

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

Таблица 5.33

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

1

Ответвление на ПС Восход от ВЛ 110 кВ Доломитная, ВЛ 110 кВ ТЭЦ - Доломитная

0,4

Новое строительство

2019-2020

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

2018

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

2017-2018

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

2017-2020

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

2017-2021

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

2017-2018

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

2017-2018

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

2018-2020

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

2017-2018

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

2017-2019

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.

2021-2022

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.

2021-2022

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.

2017-2018

Таблица 5.34

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

2017-2020

Комплексная реконструкция подстанции

Таблица 5.35

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 5.36

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

№

Подстанция

Суммарная переток через трансформаторы в 2022г., МВА

Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

2017г.

2022г.

1

Борисовка

4,93

4+4

6,3+6,3

2019

2

Введенка

5,67

4+4

6,3+6,3

2021

3

Трубетчино

2,758

2,5+2,5

4+2,5

2017

4

Малей

1,838

4+2,5

2,5+2,5

2017

5

№1

5,38

4+4

6,3+6,3

2019

6

Конь-Колодезь

3,56

2,5+2,5

4+4

2018

7

Сошки

0,78

4+4

2,5+2,5

2018

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

Таблица 5.37

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 Борисовка

Кривец-Птица ООО

150

2018-2022

2

ПС 35 кВ Введенка

Тепличный комплекс Большекузьминский ООО

95

2018-2022

Александр Иванович Копаев

220

2018-2022

3

ПС 35 кВ Трубетчино

ООО "Черкизово-свиноводство"

1029

2017-2022

ЗАО СХП «Мокрое»

150

2017-2022

4

ПС 35 кВ №1

АО "ЛГЭК"

1830

2018-2022

5

ПС 35 кВ Конь-Колодезь

ООО «Агро Альянс Липецк»

1400

2018-2022

Сервис-Кар ООО

90

2018-2022

Липецкий кролик ООО

450

2018-2022

6

ПС 35 кВ Малей

Техникум права и экономики НОУ СПО

237

2018-2022

Ярцева Татьяна Александровна

320

2018-2022

ЗАО " Мегаполис-Недвижимость"

560

2018-2022

Таблица 5.38

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 Конь-Колодезь

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

2018

В рамках технологического присоединения ООО «Агро Альянс Липецк»

4

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).

2019

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

5

ПС 35 кВ Частая Дубрава

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

2019

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

6

ПС 35 кВ Матыра

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

2019

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

7

ПС 35 кВ Ярлуково

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

2019

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

8

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

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

9

ПС 35 кВ Красная Дубрава

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

2020

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

10

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

11

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

12

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

13

ПС 35 кВ Трубетчино

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

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

14

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

15

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

16

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

17

ПС 35 кВ Княжья Байгора

Замена выключателей 10 кВ – 16 шт.

2021

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

Таблица 5.39

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.

2018-2022

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.

2019-2022

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

2018-2022

8

Борино

18,8

Реконструкция участка ВЛ протяженностью 14 км

2018-2022

1

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

В таблице 5.40 указаны объемы электросетевого строительства сети 220 кВ (региональный вариант развития).

В таблицах 5.41 – 5.45 указаны объемы электросетевого строительства сети 110 кВ (региональный вариант развития).

В таблицах 5.46 – 5.50 указаны объемы электросетевого строительства сети 35 кВ (региональный вариант развития).

1

Таблица 5.40

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

№

Мероприятие

Сроки установки (реконструкции)

1

2

3

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

2022

Таблица 5.41

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

№

Подстанция

Суммарный переток в 2022 год через трансформатор ПС, МВА

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

1

ПС 110/10 кВ МКР Звездный

6,98

10+10

2018-2019

2

ПС 110/10 кВ Елецпром

20,2

40+40

2018-2019

Таблица 5.42

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

2

3

5

6

1

ПС 110 кВ МКР

Звездный

Микрорайон «Звёздный»

6 000

2018

Жилая застройка район Опытной станции и

1 340

2018

2

ПС 110/10 кВ Елецпром

ОАО "Куриное Царство"

10 800

2018-2019

ОЭЗ ППТ Липецк ОАО

10 400

2018-2019

Таблица 5.43

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 2022 год через трансформатор ПС, МВА*

Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки установки (замены)

Исходный год, 2017

Проектный год, 2022

1

Долгоруково

11,37

6,3+10

16+16

2019-2021

2

Рождество

19,0

25

25+25

2018

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

Таблица 5.44

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

Долгоруково

ООО "Агро-Ленд" (ПС 35 кВ Тимирязево)

700

2018-2022

АГРОФИРМА ТРИО ООО (ПС 35 кВ Веселое)

150

2018-2022

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

514

2018-2022

ООО «Тербуны-Агро»

500

2018-2022

ООО «Агрофирма-Трио»

350

2018-2022

ООО «Агрофирма-Трио»

350

2018-2022

2

Рождество

ООО "Моторинвест" (парк "ИРИТО")

20000

2018-2022

Таблица 5.45

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 МКР Звездный от ВЛ 110 кВ Трубная Левая, Трубная Правая

АС-120

1

2

2018-2019

2

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

АС-120

1,5

2

2018

Таблица 5.46

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

1,32

6,3+6,3

2019

Таблица 5.47

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 кВ Черная Слобода

МКР Черная Слобода

1 438

2019

Таблица 5.48

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

№

Подстанция

Суммарная переток через трансформаторы в 2022г., МВА

Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

2017г.

2022г.

1

№3

5,93

2,5+2,5

6,3+6,3

2019

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

Таблица 5.49

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

Таблица 5.50

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

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.

В таблице 6.2 представлены предложения по консервации генерирующего оборудования на действующих электростанциях филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация».

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

2012

54,280

250 0С; 14,5 кгс/см2

2013

63,550

2014

57,623

2015

32,955

2016

22,743

2

Елецкая ТЭЦ

2012

269,541

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

2013

223,265

2014

187,041

2015

160,496

2016

225,215

3

Данковская ТЭЦ

2012

3,645

6 кгс/см2, 250ºС

2013

4,137

2014

1,688

2015

0

2016

0

Таблица 6.2

Предложения по консервации генерирующего оборудования на действующих электростанциях филиала  ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация»

№ п/п

Наименование электростанции

Номер энергоагрегата (станционный номер)

Марка энергоагрегата (энергоблока)

Вид топ-лива

Установленная мощность консервируемого энергоагрегата (МВт)

Ожидаемые месяц и год консервации

Ожидаемые месяц и год расконсервации

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Елецкая ТЭЦ

1

паровой котел ЦКТИ 75-39фб

Газ (мазут)

56,8

январь 2016 года

-

1

6.2 Прогноз ограничений мощности ТЭС на 2018-2022гг.

В таблице 6.3 представлена информация по прогнозу ограничений мощности ТЭС филиала  ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» на период до 2022г.

1

Таблица 6.3

Прогноз ограничений мощности ТЭС филиала  ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» на на период до 2022г.

№ п/п

Наименование

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

1

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

35,154

36,678

36,678

36,678

36,578

36,678

36,678

1.1

Технические ограничения

0

0

0

0

0

0

0

1.2

Временные ограничения, в т.ч.:

35,154

36,678

36,678

36,678

36,578

36,678

36,678

1.2.1

длительного действия

0

0

0

0

0

0

0

1.2.2

сезонного действия (плановые)

35,154

36,678

36,678

36,678

36,578

36,678

36,678

1.2.3

апериодического действия (неплановые)

0

0

0

0

0

0

0

2

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

2.7

2.7

2.7

2.7

2.7

2.7

2.7

2.1

Технические ограничения

0

0

0

0

0

0

0

2.2

Временные ограничения, в т.ч.:

2.7

2.7

2.7

2.7

2.7

2.7

2.7

2.2.1

длительного действия

0

0

0

0

0

0

0

2.2.2

сезонного действия (плановые)

2.7

2.7

2.7

2.7

2.7

2.7

2.7

2.2.3

апериодического действия (неплановые)

0

0

0

0

0

0

0

3

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

2,263

2,270

2.270

2.270

2,263

2.270

2.270

3.1

Технические ограничения

0

0

0

0

0

0

0

3.2

Временные ограничения, в т.ч.:

2.263

2.270

2.270

2.270

2.263

2.270

2.270

3.2.1

длительного действия

0

0

0

0

0

0

0

3.2.2

сезонного действия (плановые)

2.263

2.270

2.270

2.270

2.263

2.270

2.270

3.2.3

апериодического действия (неплановые)

0

0

0

0

0

0

0

1

6.3 Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период

В таблице 6.4 представлена информация по прогнозу производства (отпуска) тепловой энергии от электростанций и котельных филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» по Липецкой области на период до 2022г.

6.4 Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе

В таблице 6.5 представлена информация по структуре расхода топлива, используемого электростанциями и котельными филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» по Липецкой области на период до 2022г.

6.5 Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Липецкой области

В Приложении 14 представлен перечень мероприятий по строительству, реконструкции или модернизации объектов ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» в сфере теплоснабжения на период до 2022г.

1

1

Таблица 6.4

Прогноз производства (отпуска) тепловой энергии от электростанций и котельных на  период до 2022 года, в тыс. Гкал

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

№ п/п

Наименование

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Примечание

1

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

2192,828

1854,313

1886,922

1999,879

1999,879

1999,879

1999,879

тыс. Гкал

1.1

для Липецкой ТЭЦ-2, в т.ч.

1543,546

1418,983

1451,592

1564,549

1564,549

1564,549

1564,549

тыс. Гкал

1.1.1

с коллекторов ТЭС

1543,546

1418,983

1451,592

1564,549

1564,549

1564,549

1564,549

тыс. Гкал

1.2

для Елецкой ТЭЦ, в т.ч.

493,889

295,75

295,75

295,75

295,75

295,75

295,75

тыс. Гкал

1.2.1

с коллекторов ТЭС

493,889

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.

155,393

139,580

139.580

139.580

139.580

139.580

139.580

тыс. Гкал

1.3.1

с коллекторов ТЭС

155,393

139,580

139,580

139,580

139,580

139,580

139,580

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

2193,865

2163,86

2163,86

2163,86

2163,86

2163,86

2163,86

тыс. Гкал

2.2

для котельных ПП КТЭ

205,77

206,81

206,81

206,81

206,81

206,81

206,81

тыс. Гкал

2.3

для котельных ПП ЕТС

222,85

191,62

191,62

191,62

191,62

191,62

191,62

тыс. Гкал

2.4

для котельных ПП СВТС

182,68

187,37

187,37

187,37

187,37

187,37

187,37

тыс. Гкал

Таблица 6.5

Структура расхода топлива, используемого электростанциями и котельными на период до 2022 года, тыс. т у.т.

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

№ п/п

Наименование

2016

2017

2018

2019

2020-2021

2022

1

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

711,719

606,461

612,456

650,811

650,811

650,811

1.1

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

555,551

483,693

489,688

525,043

525,043

525,043

1.1.1

Газ

488,695

483,282

489,277

524,632

524,632

524,632

1.1.2

Нефтетопливо (мазут)

0,027

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

66,829

0

0

0

0

0

1.2

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

123,166

92,654

92,654

95,654

92,654

92,654

1.2.1

газ

123,158

92,646

92,646

92,646

92,646

92,646

1.2.2

Нефтетопливо (мазут)

0,008

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.

33,002

30,114

30,114

30,114

30,114

30,114

1.3.1

газ

32,995

30,107

30,107

30,107

30,107

30,107

1.3.2

Нефтетопливо (мазут)

0,007

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

349,118

345,157

345,157

345,157

345,157

345,157

2.1

газ

349,112

345,151

345,151

345,151

345,151

345,151

2.2

нефтетопливо (мазут)

0,006

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

Приложение 1

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2018-2022 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» Ю.В.Ж.Д.

****) – ПС 220 кВ ГПП-15-2 находится на балансе ОАО «НЛМК».

Подстанции с выделенными цветом годами ввода имеют срок эксплуатации больше нормативного.

Приложение 2

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2018-2022 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 2018-2022 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 2018-2022 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 2018-2022 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

ОАО «Энергия»

110/6 Крона

Т1 / 25 000

Т2 / 25 000

филиал ОАО «РЖД» Ю.В.Ж.Д.

110/27,5/10 Урусово**

Т1 / 20 000

Т2 / 20 000

ОАО «Завод Железобетон»

110/10 кВ ГПП-11

Т1/ 16 000

Т2/ 16 000

ОАО «ЛМЗ Свободный Сокол»

110 кВ ГПП-1

Т1/ 63 000

Т2/ 63 000

ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

110/10 кВ ОЭЗ

Т1/ 40 000

Т2/ 40 000

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

ОАО «ЛМЗ 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)

ОАО «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 2018-2022 годы

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

№

Наименование

Год ввода

Напряжение

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 2018-2022 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)

Металлические

Ж/бетонные

Всего, шт

В т.ч. анкерн.

Тип изоляторов

Всего, шт

Длина

Марка

по трассе

по цепям

к-во

тип

к-во

тип

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

ВЛ 35 кВ 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 2018-2022 годы

Информация о договорах на осуществление технологического присоединения к электросетевым объектам напряжением 220 кВ, 110 кВ,            35 кВ, находящимся на территории Липецкой области

№ п/п

Наименование потребителя

Заявленная мощность, МВт

Центр питания

1

ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк"

10,000

ПС 220 кВ Казинка

2

ООО "Белая Дача Липецк"

6,000

ПС 220 кВ Казинка

3

ООО «МЕТАЛИТ РУС»

19,798

ПС 220 кВ Казинка

4

ПАО "МРСК Центра"

1,700

ПС 220 кВ Металлургическая

5

ООО "АББ Электрооборудование"

2,500

ПС 110 кВ ОЭЗ

6

ООО "КАТТИНГ ЭДЖ ТЕХНОЛОДЖИС"

11,650

ПС 110 кВ ОЭЗ

7

АО "ОЭЗ" (ТСН-3 10/0,4 кВ для резервного электроснабжения собственных нужд  ПС-220 кВ "Казинка")

0,805

ПС 110 кВ ОЭЗ

8

ООО "Гражданские припасы"

2,937

ПС 110 кВ ОЭЗ

9

ООО "ППГ Индастриз Липецк"

3,750

ПС 110 кВ ОЭЗ

10

ООО "Рэдалит Шлюмберже"

6,000

ПС 110 кВ ОЭЗ

11

ООО "Тепличный комбинат ЛипецкАгро"

50,0

ПС 110 кВ Данков-Тепличная

12

ООО "ОВОЩИ ЧЕРНОЗЕМЬЯ"

140,0

ПС 220 кВ Овощи Черноземья

13

ООО "Моторинвест" (парк "ИРИТО")

20,000

ПС 110 кВ Рождество

14

ООО "Елецкие овощи"

102,0

ПС 110 кВ Аграрная

15

ОЭЗ ППТ Липецк ОАО

10,4

ММПС 110 кВ Елецпром

16

ООО "Инголь"

0,800

ПС 110 кВ Бугор

17

АО "ЛГЭК" (для ООО "Липецкстрой" - многоэтажные жилые дома по пр.Победы)

1,085

ПС 110 кВ Бугор

18

АО "ЛГЭК"

0,605

ПС 110 кВ Бугор

19

АО "ЛГЭК" (ЦРП "Город")

10,400

ПС 110 кВ Бугор

20

АО "ЛГЭК"

0,415

ПС 110 кВ Бугор

21

АО "ЛГЭК"

0,093

ПС 110 кВ Бугор

22

Муниципальное казенное учреждение "Управление строительства города Липецка"

2,000

ПС 110 кВ Октябрьская

23

ПРОСПЕКТ ДЕВЕЛОПМЕНТ ООО

0,145

ПС 110 кВ Октябрьская

24

Муниципальное казенное учреждение "Управление строительства города Липецка" (Электроснабжение 30,31,32 микрорайонов г. Липецка)

10,000

ПС 110 кВ Октябрьская

25

ООО "Отрада Ген"

0,150

ПС 110 кВ Хворостянка

26

ООО "Отрада Ген"

0,150

ПС 110 кВ Хворостянка

27

АДВАГ ООО

0,600

ПС 110 кВ Россия

28

ООО "Вега"

3,600

ПС 110 кВ Усмань

29

Газпром инвестгазификация ООО

0,392

ПС 220 кВ Маяк

30

Фарм- Сервис ООО

0,056

ПС 220 кВ Маяк

31

ИП Бурых Роман Витальевич

0,050

ПС 110 кВ Усмань

32

АО "ЛГЭК"

0,640

ПС 110 кВ Казинка

33

АО "ЛГЭК"

0,280

ПС 110 кВ Казинка

34

Металлург-3 СНТ

0,250

ПС 110 кВ Казинка

35

ООО "Нефтегазконтроль"

4,000

ПС 110 кВ Гидрооборудование

36

УФК по Липецкой области

0,100

ПС 110 кВ Гидрооборудование

37

КОСАРЕВА НАДЕЖДА ВЛАДИМИРОВНА ИП

0,064

ПС 110 кВ Гороховская

38

УФК по Липецкой области

0,140

ПС 110 кВ Астапово

39

ООО "Стальнофф" (КЛ 6 кВ с КТП 2х1000 кВА)

0,775

ПС 220 кВ Новая

40

ООО "Новый шелковый путь" (Торгово-выстовочный комплекс по ул. Краснозаводская)

6,700

ПС 220 кВ Новая

41

Муниципальное казенное учреждение "Управление строительства города Липецка" (КТП в составе объекта: "Магистральные инженерные сети жилой застройки в районе ул. Володи Бачурина в г. Липецке")

0,890

ПС 220 кВ Новая

42

ООО "Черкизово-свиноводство"

0,514

ПС 110 кВ С.Лубна

43

Племенное хозяйство Рудничное ООО

0,630

ПС 110 кВ С.Лубна

44

Воронежтрубопроводстрой ОАО

0,070

ПС 110 кВ С.Лубна

45

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

0,930

ПС 110 кВ Хлевное

46

АЛБИФ ООО

0,800

ПС 110 кВ Хлевное

47

Русская топливная компания ООО

0,290

ПС 110 кВ Хлевное

48

ЗАО "Ремстройсервис" (электроснабжение ЖК "Виктория")

4,042

ПС 110 кВ Университетская

49

ООО "Электромост" (ЛЭП-10 кВ, ТП 2х2,5 МВА)

4,000

ПС 110 кВ Университетская

50

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,073

ПС 110 кВ Университетская

51

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,124

ПС 110 кВ Университетская

52

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,073

ПС 110 кВ Университетская

53

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,124

ПС 110 кВ Университетская

54

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,186

ПС 110 кВ Университетская

55

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,124

ПС 110 кВ Университетская

56

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,073

ПС 110 кВ Университетская

57

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,073

ПС 110 кВ Университетская

58

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,073

ПС 110 кВ Университетская

59

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,062

ПС 110 кВ Университетская

60

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,124

ПС 110 кВ Университетская

61

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,073

ПС 110 кВ Университетская

62

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,073

ПС 110 кВ Университетская

63

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,073

ПС 110 кВ Университетская

64

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,124

ПС 110 кВ Университетская

65

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,124

ПС 110 кВ Университетская

66

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,073

ПС 110 кВ Университетская

67

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,073

ПС 110 кВ Университетская

68

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,073

ПС 110 кВ Университетская

69

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,062

ПС 110 кВ Университетская

70

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,124

ПС 110 кВ Университетская

71

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,124

ПС 110 кВ Университетская

72

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,605

ПС 110 кВ Университетская

73

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,565

ПС 110 кВ Университетская

74

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,722

ПС 110 кВ Университетская

75

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,718

ПС 110 кВ Университетская

76

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,722

ПС 110 кВ Университетская

77

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,608

ПС 110 кВ Университетская

78

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,605

ПС 110 кВ Университетская

79

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,565

ПС 110 кВ Университетская

80

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,612

ПС 110 кВ Университетская

81

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,633

ПС 110 кВ Университетская

82

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,718

ПС 110 кВ Университетская

83

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,565

ПС 110 кВ Университетская

84

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,618

ПС 110 кВ Университетская

85

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,605

ПС 110 кВ Университетская

86

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,494

ПС 110 кВ Университетская

87

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,618

ПС 110 кВ Университетская

88

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,565

ПС 110 кВ Университетская

89

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,596

ПС 110 кВ Университетская

90

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,632

ПС 110 кВ Университетская

91

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,532

ПС 110 кВ Университетская

92

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,560

ПС 110 кВ Университетская

93

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,255

ПС 110 кВ Университетская

94

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,560

ПС 110 кВ Университетская

95

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,255

ПС 110 кВ Университетская

96

ОАО " Липецкая ипотечная корпорация"

0,170

ПС 110 кВ Университетская

97

СК Велес ООО

0,226

ПС 110 кВ Университетская

98

Строительная компания ООО

0,150

ПС 110 кВ Университетская

99

Липецкая инвестиционно-строительная  компания ООО

0,210

ПС 110 кВ Университетская

100

СУ-9 Липецкстрой ООО

0,525

ПС 110 кВ Университетская

101

Липецкая ипотечная корпорация ОАО

0,145

ПС 110 кВ Университетская

102

Липецкая ипотечная корпорация ОАО

0,145

ПС 110 кВ Университетская

103

ИНКОМСПКЦСТРОЙ ООО

0,149

ПС 110 кВ Университетская

104

ГЛОБУС ГРУПП ООО

0,149

ПС 110 кВ Университетская

105

Манаенков Владислав Анатольевич

0,050

ПС 110 кВ Университетская

106

Липецксантехмонтаж-1 ООО

0,110

ПС 110 кВ Университетская

107

АО "ЛГЭК" (распределительная сеть, присоединенная к яч. №102, яч. №202 ПС "Манежная" )

1,113

ПС 110 кВ Манежная

108

АО "ЛГЭК"
(РП Центр)

10,000

ПС 110 кВ Манежная

109

АО "ЛГЭК" ( РП Интернациональная)

10,000

ПС 110 кВ Манежная

110

АО "ЛГЭК" (ОАО "ДСК" - жилой комплекс по ул.50 лет НЛМК)

0,426

ПС 110 кВ Манежная

111

ООО "Лента" (торговый центр на ул. Неделина в г. Липецк)

1,100

ПС 110 кВ Манежная

112

ООО "Новый дом" (комплексное жилищное строительство в районе ул. Неделина и ул. Скороходова в Советском округе г. Липецка)

0,850

ПС 110 кВ Манежная

113

ООО "Глобал Сити" (ЛЭП 10 кВ с 3 КТП 2х1600 кВА)

4,500

ПС 110 кВ Южная

114

АО "ЛГЭК"

0,218

ПС 110 кВ Южная

115

АО "ЛГЭК"

0,315

ПС 110 кВ Южная

116

ООО "Спецмаш" (Каллисто ООО)

0,100

ПС 110 кВ Южная

117

ООО "Аполло"

0,920

ПС 110 кВ Манежная

118

Карапетян Ашот Володяевич

0,700

ПС 220 кВ Правобережная

119

Михаил Юрьевич Васильев

0,362

ПС 220 кВ Правобережная

120

Липецкая ипотечная корпорация ОАО

0,130

ПС 220 кВ Правобережная

121

АО "ЛГЭК"  (Заказчик  ООО "Глобус-98")

0,200

ПС 110 кВ Цементная

122

(Василий Васильевич Шубин) ООО "Новый город"

0,666

ПС 110 кВ Цементная

123

АО "ЛГЭК"

11,650

ПС 35 кВ Студеновская

124

АО "ЛГЭК"

0,890

ПС 110 кВ Тепличная

125

ООО "ФИН-Групп" (ТП№4, ТП№5, ТП№13 г.Липецк, Трубный проезд)

2,450

ПС 110 кВ Трубная-2

126

ООО "Петроком-Липецк" (КТП Трубный проезд)

1,600

ПС 110 кВ Трубная-2

127

АО "ЛГЭК"
(РП "Новая Гагарина")

10,000

ПС 110 кВ Трубная-2

128

УФК по Липецкой области

0,188

ПС 110 кВ Агрегатная

129

Муниципальное казенное учреждение " Управление капитального строительства" г.Ельца

0,080

ПС 110 кВ Агрегатная

130

Гальцов Константин Валентинович

0,100

ПС 110 кВ Агрегатная

131

АНО возрождения, строительства духо вного и культурного центра Елецкой Епархии

0,080

ПС 110 кВ Агрегатная

132

ИП Евсеева Елена Вячеславовна

0,150

ПС 110 кВ Агрегатная

133

ГринВилль ООО

0,290

ПС 110 кВ Аксай

134

ОДИС - М ООО

0,120

ПС 110 кВ Аксай

135

ООО "Черкизово-свиноводство"

0,235

ПС 110 кВ Березовка

136

ООО "Черкизово-свиноводство"

0,514

ПС 110 кВ Волово

137

Солдатов Николай Михайлович

0,070

ПС 110 кВ Волово

138

АО "ЛГЭК" (учебно-лабораторный корпус металлургического факультета ГОУ ВПО "ЛГТУ")

0,437

ПС 110 кВ Юго-Западная

139

АО "ЛГЭК" (распределительная сеть, присоединенная к  ячейкам №13, №23 ПС 110 кВ Юго-Западная)

0,863

ПС 110 кВ Юго-Западная

140

ООО "ЭДЕЛЬВЕЙС-Л" (КЛ 10 кВ, ТП 2х1600 кВА для электроснабжения производства розлива воды)

1,400

ПС 110 кВ Юго-Западная

141

ИП Гнездилов Николай Васильевич  (ЛЭП 10 кВ, РТП 2х1000 кВА, ТП 2х1600 кВА, 2 ТП 2х1250 кВА)

4,400

ПС 110 кВ Юго-Западная

142

АО "ЛГЭК"   (Заказчик ООО "Автомир-Л")

0,180

ПС 110 кВ Юго-Западная

143

АО "ЛГЭК"

0,315

ПС 110 кВ Юго-Западная

144

ОБУ "Управление капитального строительства Липецкой области"  (Многофункциональный спортивный комплекс в Молодежном парке)

6,680

ПС 110 кВ Юго-Западная

145

Свой Дом ОАО

0,052

ПС 110 кВ Компрессорная

146

ХОРШ Русь ООО

0,200

ПС 110 кВ Компрессорная

147

ООО "ЧугунСпецСтрой"

0,755

ПС 110 кВ КПД

148

Бумажно-упаковочная компания ООО

3,050

ПС 110 кВ КПД

149

Агро-шестьдесят четыре ООО

0,110

ПС 110 кВ КПД

150

ООО "Куриное Царство" (птицеводческий комплекс п/с Новоникольский)

1,700

ПС 110 кВ Восход

151

Ангел Ист Рус ООО

2,000

ПС 110 кВ Восход

152

ОАО Корпорация Развития Липецкой области

0,055

ПС 110 кВ Восход

153

Ангел Ист Рус ООО

0,070

ПС 110 кВ Восход

154

АО "ЛГЭК" (распределительная сеть, присоединенная к ячейке №47 РУ-6 кВ ПС 110/6 кВ Привокзальная)

1,068

ПС 110 кВ Привокзальная

155

АО "Куриное Царство"

1,580

ПС 110 кВ Кашары

156

АО "Куриное Царство"

0,200

ПС 110 кВ Кашары

157

Рельеф ООО

0,100

ПС 110 кВ Кашары

158

КолоСС ООО

0,450

ПС 110 кВ Кашары

159

Тучков Павел Владимирович

0,100

ПС 110 кВ Кашары

160

КолоСС ООО

0,080

ПС 110 кВ Кашары

161

Муниципальное бюджетное учреждение "Технопарк-Липецк"  (ОЭЗ РУ технико-внедренческого типа )

1,500

ПС 110 кВ РП-1

162

ООО «ЧХЗ «Оксид»

1,120

ПС 110 кВ РП-1

163

АО "ЛГЭК" (РП-9 с распределительной сетью 10 кВ АО "ЛГЭК")

2,497

ПС 110 кВ ГПП-1

164

ОАО "Строймаш"

4,200

ПС 110 кВ Нива

165

ЛипецкРегионСтрой ООО

0,090

ПС 110 кВ Нива

166

Строймаш СОТ

0,060

ПС 110 кВ Нива

167

Лебедяньмолоко ООО

0,500

ПС 110 кВ Лебедянь

168

Агропромышленная группа Лебедянский  элеватор АО

0,340

ПС 110 кВ Лебедянь

169

Кураев Валерий Николаевич ИП

0,070

ПС 110 кВ Лебедянь

170

Завод стройметаллоконструкций ООО

0,095

ПС 110 кВ Доброе

171

ЛагерЪ ООО

0,100

ПС 110 кВ Доброе

172

Чеснокова Елена Семеновна ИП

0,630

ПС 110 кВ ГПП-2

173

Стальнофф ООО

0,775

ПС 110 кВ ГПП-2

174

ООО Елецкий

1,100

ПС 110 кВ Лукошкино

175

ООО "МК Соколье"

0,145

ПС 110 кВ Лукошкино

176

Казьмин Юрий Алексеевич

5,737

ПС 110 кВ Табак

177

Елецкий Знаменский епархиальный женский монастырь Липецкой и Елецкой Епархии Русской Православной Церкви (Московский Патриархат) ПРО

0,145

ПС 110 кВ Табак

178

Елецводоканал МУП

0,090

ПС 110 кВ Табак

179

Елецводоканал МУП

0,060

ПС 110 кВ Табак

180

ООО "Агромашсервис"

0,980

ПС 110 кВ Западная

181

Монолит ООО

0,152

ПС 110 кВ Западная

182

Федоров Геннадий Вячеславович ИП

0,072

ПС 110 кВ Западная

183

ООО "Рынок"

0,250

ПС 110 кВ Западная

184

Мартиросян Норик Артаваздович

0,090

ПС 110 кВ Западная

185

Балбекова Евгения Николаевна

0,090

ПС 110 кВ Западная

186

Елэн ООО

0,145

ПС 110 кВ Западная

187

ООО "Модельный мир"

0,125

ПС 110 кВ Западная

188

ООО "Черкизово-свиноводство"

1,029

ПС 35 кВ Трубетчино

189

ЗАО СХП «Мокрое»

0,150

ПС 35 кВ Трубетчино

190

ООО "ПластиФорм" (завод по производству преформы ПЭТ)

1,360

ПС 35 кВ Борино

191

Гаспарян Ханум Сергеевна

0,138

ПС 35 кВ Борино

192

Кривец-Птица ООО

0,150

ПС 35 кВ Борисовка

193

АО "ЛГЭК"

0,280

ПС 35 кВ Бутырки

194

Крюков Николай Викторович

0,060

ПС 35 кВ Бутырки

195

АО " ЛГЭК"                    

0,590

ПС 35 кВ Бутырки

196

ЗАО "Агрофирма им. 15 лет Октября"

0,150

ПС 35 кВ Троекурово-совхозная

197

ЗАО "Агрофирма им. 15 лет Октября"

0,150

ПС 35 кВ Троекурово-совхозная

198

Администрация Краснинского сельсовета

0,050

ПС 35 кВ Красное

199

Черешнев Иван Владимирович

1,000

ПС 35 кВ Сергиевка

200

ООО "АгроРегион" (Овощехранилище в селе Измайлово)

1,000

ПС 35 кВ Афанасьево

201

ОАО "Агропромышленное объединение "АВРОРА" (Хмелинецкий сахарный завод)

2,720

ПС 35 кВ Колесово

202

ООО "Агро-Ленд"

0,700

ПС 35 кВ Тимирязево

203

Капитал АгроФинанс ООО

1,200

ПС 35 кВ Бабарыкино

204

АО "Куриное Царство"

1,000

ПС 35кВ Авангард

205

АО "ЛГЭК"

0,890

ПС 35 кВ Матыра

206

ООО "Черкизово-свиноводство"

0,514

ПС 35 кВ 2-е Тербуны

207

Филиал Юго-Западный Оборонэнерго ОАО

0,550

ПС 35 кВ № 2

208

Шалпегин Михаил Михайлович

0,150

ПС 35 кВ № 3

209

Сапфир-Л ООО

0,225

ПС 35 кВ № 3

210

Христо Леонид Михайлович

0,090

ПС 35 кВ № 3

211

Соколова Ольга Юрьевна

0,070

ПС 35 кВ № 3

212

ПКЦ-Гарант ООО

0,200

ПС 35 кВ №4

213

Загуменный Антон Владимирович

0,050

ПС 35 кВ №4

214

Тепличный комплекс Большекузьмински й ООО

0,095

ПС 35 кВ Введенка

215

Александр Иванович Копаев

0,220

ПС 35 кВ Введенка

216

АГРОФИРМА ТРИО ООО

0,150

ПС 35 кВ Веселое

217

Речное-2 СНТ

0,113

ПС 35 кВ Водозабор

218

Чижиков Михаил Михайлович

0,055

ПС 35 кВ Восточная

219

Рецитал ООО

0,095

ПС 35 кВ Восточная

220

ТОРГОВЫЙ ДОМ ГЛОБУС-Е ООО

0,142

ПС 35 кВ Восточная

221

Семенные Глобальные Технологии ООО

0,150

ПС 35 кВ Гнилуша

222

ОАО " Свой Дом"

0,378

ПС 35 кВ Мясокомбинат

223

Спецпроммехколонна Липецкая ООО

0,150

ПС 35 кВ Мясокомбинат

224

Гермес ООО

0,150

ПС 35 кВ Сенцово

225

Липецкий Картон ПТК ООО

0,150

ПС 35 кВ Сенцово

226

ООО " Алек Оптим"

0,250

ПС 35 кВ Стебаево

227

ПластиФорм ООО

0,665

ПС 35 кВ Стебаево

228

Хрипунков Алексей Николаевич

0,085

ПС 35 кВ Грязное

229

Михайловна Антонина Валентиновна

0,053

ПС 35 кВ Грязное

230

Агро-Элеватор ООО

0,350

ПС 35 кВ Данков сельская

231

ООО "Достояние"

0,140

ПС 35 кВ Казаки

232

МУЗ ЦРБ Чаплыгинского муниципального  р-на

0,070

ПС 35 кВ Колыбельское

233

Целищев Сергей Дмитриевич

0,050

ПС 35 кВ Колыбельское

234

ООО «Агро Альянс Липецк»

1,40

ПС 35 кВ Конь-Колодезь

235

Сервис-Кар ООО

0,090

ПС 35 кВ Конь-Колодезь

236

Липецкий кролик ООО

0,450

ПС 35 кВ Конь-Колодезь

237

АО "Куриное Царство"

0,212

ПС 35 кВ Культура

238

ООО "Черкизово-свиноводство"

0,514

ПС 35 кВ Курино

239

ООО "Черкизово-свиноводство"

0,514

ПС 35 кВ Красотыновка

240

ООО " Алек Оптим"

0,250

ПС 35 кВ Лебедянка

241

Техникум права и экономики НОУ СПО

0,237

ПС 35 кВ Малей

242

Ярцева Татьяна Александровна

0,320

ПС 35 кВ Малей

243

ЗАО " Мегаполис-Недвижимость"

0,560

ПС 35 кВ Малей

244

Агрофирма Заречье АО

0,400

ПС 35 кВ Ламское

245

Пашковский ССПСПК

0,085

ПС 35 кВ Пашково

246

УсАгро (Успешный Агробизнес) ООО

0,150

ПС 35 кВ Панкратовка

247

Ягодные поля ООО

0,145

ПС 35 кВ Поддубровка

248

ООО " Вип-Строй"

0,100

ПС 35 кВ Поддубровка

249

Хацуков Анзор Хасанович

0,050

ПС 35 кВ Плоское

250

Москаленко Роман Игоревич

0,107

ПС 35 кВ Птицефабрика

251

АО "Куриное Царство"

0,448

ПС 35 кВ Солидарность

252

АО "Куриное Царство"

0,400

ПС 35 кВ Солидарность

253

Садоводческое некоммерческое товари щество "Дружба"

0,150

ПС 35 кВ Солидарность

254

Тепличный комбинат Елецкие овощи ООО

0,100

ПС 35 кВ Солидарность

255

Моторинвест ООО

0,100

ПС 35 кВ Яблонево

256

СК Эверест ЗАО

0,097

ПС 35 кВ Таволжанка

257

Морева Елена Валерьевна

0,453

ПС 35 кВ Тюшевка

258

Аргаллит ООО

0,285

ПС 35 кВ Хлебопродукты

259

Ланина Клавдия Александровна ИП

0,145

ПС 35 кВ Хлебопродукты

260

Елецкий ООО

0,633

ПС 35 кВ Талица

261

Побежимова Ольга Михайловна

0,050

ПС 35 кВ Ярлуково

262

АО «ЛГЭК»

1,830

ПС 35 кВ №1

Приложение 9

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2018-2022 годы

Информация о планируемом технологическом присоединении к электросетевым объектам напряжением 220 кВ, 110 кВ, 35 кВ, находящимся на территории Липецкой области (дополнительно для регионального варианта потребления)

№ п/п

Наименование потребителя

Планируемая к присоединению мощность, МВт

Центр питания

1

ОАО "Куриное Царство"

10,8

Новое строительство ПС 110 кВ Елецпром

2

Микрорайон «Звездный» г. Липецк

7,34

ПС 110 кВ МКР Звездный (новое строительство)

3

ООО «Тербуны-Агро»

0,5

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

4

ООО «Агрофирма-Трио»

0,35

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

5

ООО «Агрофирма-Трио»

0,35

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

6

ООО «Синергия Парк»

2,0

ПС 35/6 кВ № 3

7

ООО «Кривец-Птица»

0,85

ПС 110/35/10 кВ Доброе

8

АО п/ф «Задонская»

0,3

ПС 110/35/10 кВ Хлевное

9

МКР Черная Слобода

1,44

ПС 35 кВ Черная Слобода

10

ПАО "Новолипецкий металлургический комбинат"

6,4

ПС 110 кВ ГПП-15-1 (ПС 220 кВ Новая)

Приложение 10

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2018-2022 годы

Ефремова Инна Александровна 03.10.2018 13:47:00