ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ НА 2021-2025 ГОДЫ



АДМИНИСТРАЦИЯ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 30.04.2020 № 270

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ НА 2021-2025 ГОДЫ

(в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

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 2021-2025 годы (приложение).

Глава администрации

Липецкой области

И.Г. Артамонов

Приложение

к постановлению администрации Липецкой области

«Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2021–2025 годы»

«Схема и программа развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021–2025 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 существующей загрузки центров питания 110 кВ

4.2.2 Анализ существующей загрузки ЛЭП 110 кВ

4.2.3 Рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 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

5.4.1 Перспективы развития ветроэнергетики региона

5.4.2 Перспективы развития солнечной энергетики региона

5.4.3 Перспективы развития малой гидроэнергетики региона

5.4.4 Энергетический потенциал отходов сельского хозяйства региона

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

5.6 Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше

5.6.1 Решения по электрическим сетям напряжением 220 кВ и выше

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

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

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

5.6.2 Решения по электрическим сетям 110 кВ

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

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

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

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

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

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

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 до 2025 г.

6.3 Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период

6.4 Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе

6.5 Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Липецкой области

7. ПЕРЕХОД К ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫМ ЦИФРОВЫМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ

Приложение 1. ПС 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 филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго»

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

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

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

Приложение 9. Информация о планируемом технологическом присоединении к электросетевым объектам напряжением 110 кВ и выше

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. Перечень мероприятий по строительству, реконструкциии и модернизации объектов теплосетевого хозяйства

Приложение 14. Карты-схемы и принципиальные схемы электрических сетей Липецкой области на 2020 и 2021-2025 годы (базовый вариант)

Приложение 15. Карты-схемы и принципиальные схемы электрических сетей Липецкой области на 2020 и 2021-2025 годы (региональный вариант)

Приложение 16. Технико-экономическое обоснование строительства ПС 35 кВ Восход (региональный вариант)

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Паспорт Схемы и программы развития

Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области

на 2021-2025 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 2020 – 2024 гг.

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 (утв. Минтопэнерго РФ 07.07.1994, РАО «ЕЭС России» 31.05.1994).

5. Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35-750 кВ (СТО 56947007-29.240.55.016-2008, утвержденные приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 24.10.2008 № 460).

6. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (СТО 56947007-29.240.10.028-2009, утвержденные приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 13.04.2009 № 136).

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

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

9. Проект Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы.

10. Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2020-2024 годы, утверждена постановлением администрации Липецкой области от 26.04.2019 № 231.

11. Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденные постановлением Правительства РФ от 17.10.2009 № 823.

12. Требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указания по проектированию энергосистем», утвержденные приказом Минэнерго России от 03.08.2018 № 630.

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 пяти 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 и на Рисунке 1 представлена информация по численности населения Липецкой области на 2020 год, на предшествующий пятилетний период и на 2000 год.

Таблица 2

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

2016

1156,1

742,5

413,6

64,2

35,8

2017

1156,2

742,2

414,0

64,2

35,8

2018

1150,2

740,3

409,9

64,4

35,6

2019

1144,0

738,3

405,8

64,5

35,5

2020

1139,5

736,6

402,7

64,6

35,4

2020 в %
к 2019

99,6%

Рисунок 1. Динамика численности населения

Численность населения области на 1 января 2020 года составила 1 139,5 тыс. человек. По сравнению с 2019 годом население области уменьшилось на 4,5 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 508,858 тыс. чел.) – административный, промышленный, культурный и курортный центр области, расположенный на берегах реки Воронеж;

Елец (население 102,259 тыс. чел.) – старинный город с героической историей, богатыми духовными и культурными традициями. Имеет развитую промышленность;

Грязи (население 46,707 тыс. чел.) – 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 18,662 тыс. чел.) – название города произошло от входившего в Рязанское княжество древнего города Донко́в, который был разрушен монголо-татарами. Сейчас на том месте находится село Стрешнево Данковского района. В 1796–1804 и 1924–1958 годах не имел статуса города. Нынешний статус – с 1959 года;

Лебедянь (население 19,173 тыс. чел.) – в городе действуют несколько машиностроительных и пищеперерабатывающих предприятий, в том числе крупнейший в России производитель соков – ОАО «Экспериментально-консервный завод Лебедянский»;

Усмань (население 19,672 тыс. чел.) – из промышленных предприятий города следует отметить завод литейного оборудования (ООО «Литмашприбор»), мебельную фабрику, швейную фабрику, хлебокомбинат;

Чаплыгин (население 11,780 тыс. чел.) – основную долю занимает пищевая промышленность, она представлена такими предприятиями, как ООО «Агрохим», ООО «Чаплыгинмолоко», ЗАО «Раненбургское», крахмальным заводом и др. Машиностроение представлено ООО «Чаплыгинский завод агрегатов» (тракторные агрегаты, фильтрующие элементы);

Задонск (население 9,513 тыс. чел.) – 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.

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 железнодорожные магистрали, связывающие Москву с Северным Кавказом, Донбассом, Поволжьем. Крупнейшие узловые станции – Елец и Грязи. Основные виды перевозимых грузов железнодорожным транспортом: руда, известняки, глины, черные металлы, цемент, бытовая техника, зерно, сахарная свекла.

По плотности сети автомобильных дорог Липецкая область входит в первую десятку регионов России. Современные автомобильные магистрали связывают Липецк со всеми сопредельными областными центрами, а также с трассами федерального значения: Москва – Ростов-на-Дону, Москва – Волгоград. На каждую 1 тыс. км2 территории приходится свыше 208,1 км автодорог с твёрдым покрытием.

В целях дальнейшего развития современной и комплексной транспортной инфраструктуры Липецкой области начата реализация крупномасштабного проекта по строительству 2 очереди автомобильной дороги «Восточный обход промышленной зоны г. Липецка». Автомобильная дорога разгрузит перегруженные трассы «Липецк – Усмань», «Липецк – Грязи», выведет транспортные потоки за пределы городской черты, свяжет аэропорт Липецк через трассу 1Р 119 с промышленной зоной.

              В 2019 году построен мостовой переход через реку Сосна у с. Черкассы в Елецком районе Липецкой области. Протяженность мостового перехода - 0,86 км, в т.ч. длина моста 127,16 п.м.

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.

По объему экспорта Липецкая область занимает 3 место в ЦФО (после г. Москвы и Московской области) и 24 место в Российской Федерации. Доля несырьевых товаров в общем объеме экспорта составляет 99%.

В структуре экспорта Липецкой области доля продукции из черных металлов составила 85%, продукции АПК – 10%, машиностроительной продукции – 3%, минеральной и химической продукции – 1%.

В структуре импорта Липецкой области представлена машиностроительная продукция – 43%, изделия из металлов – 23%, химическая продукция – 17%, пищевая продукция – 8%.

Внешнеэкономическая деятельность ведется со 119 странами ближнего и дальнего зарубежья. Ведущие партнеры региона: Мексика (19% от общего товарооборота), Турция (17%), Бельгия (17%), Дания (6%), Китай (5%), Германия (4%), Беларусь (5%), Казахстан (3%).

Индекс промышленного производства в 2019 году составил 100 %, в обрабатывающих отраслях – 102,1%.

За последние 15 лет создано более 110 новых промышленных предприятий. В настоящее время промышленный комплекс насчитывает 2,1 тыс. предприятий.

В особой экономической зоне промышленно-производственного типа «Липецк» зарегистрированы 65 резидентов, из них 8 компаний на елецком участке.

В 2019 году состоялось торжественное открытие завода ООО «Систем Сенсор Технологии», ООО «Дока Липецк», ООО «Липецкая кофейная компания» и других, получили статус резидента: ООО «Семенной завод КВС» (Германия), ООО «Сингента Продакшн» (Швейцария), ООО «ФЕНИКС», ООО «СОЙПРОМ», ООО «АНЕВА», ООО «САФ Фрагранс», ООО «ПОТОК ОДИН», ООО «ПОТОК ДВА», состоялась закладка капсулы времени, посвященной началу строительства производственного комплекса ООО «Рустарк».

Авторитетный международный журнал fDi Magazine, входящий в группу The Financial Times, опубликовал ежегодный рейтинг особых экономических зон. Особая экономическая зона промышленно-производственного типа «Липецк» получила дипломы победителя в пяти номинациях: «За внедрение технологий», «За расширение проектов», «За развитие инфраструктуры», «За новые инвестиции» и «За снижение административной нагрузки».

В особых экономических зонах регионального уровня промышленно-производственного типа (далее – ОЭЗ РУ ППТ) зарегистрировано 18 участников. На предприятиях создано более 2000 рабочих мест.

Производственную деятельность осуществляют 11 предприятий.

В особой экономической зоне регионального уровня технико-внедренческого типа зарегистрировано 16 участников с объемом заявленных инвестиций 326 млн руб. Объём освоенных инвестиций участниками составил 155 млн руб., создано более 160 рабочих мест. Объем выручки резидентов составил  около 1 млрд руб.

В настоящее время на территории региона осуществляют деятельность два индустриальных парка, включенных в реестр Минпромторга России: «Созидатель» в городе Ельце и «Рождество» в Краснинском муниципальном районе.

Общая площадь индустриального парка «Созидатель» составляет 8,65 га. Основной специализацией индустриального парка являются машиностроение, металлообработка и станкостроение. В настоящее время резидентами индустриального парка являются четыре компании: ООО «Елецкая внешнеторговая компания» (деятельность по обработке металлических изделий с использованием основных технологических процессов машиностроения); ООО «Материалист» (производство красок); ООО «Спарк Индастриз» (производство пластмасс и синтетических смол); ООО «Интермаш»  (производство металлообрабатывающих станков). Резидентами индустриального парка создано 53 рабочих места.

Основной специализацией индустриального парка «Рождество» являются автомобилестроение и производство комплектующих изделий к автомобилям, машиностроение. Общая площадь индустриального парка составляет  420 га. В настоящее время резидентами индустриального парка являются три компании: ООО «ЛМЗ» (сборочное производство автомобилей); ООО «Реал Эстейт» (окраска автомобильных кузовов); ООО «Юнионвайр» (производство комплектующих для сложнобытовой техники). Резидентами индустриального парка создано 108 рабочих мест.

Сельское хозяйство области специализируется на возделывании зерновых и масличных культур, сахарной свеклы, картофеля, плодов, овощей открытого и защищенного грунта, на производстве мяса, молока, яиц.

В 2019 году хозяйства всех категорий произвели продукции сельского хозяйства на сумму 135,9 млрд рублей в действующих ценах, в том числе продукции растениеводства – 88,0 млрд рублей, животноводства – 47,9 млрд рублей.

Индекс производства продукции сельского хозяйства составил 111,4%, при этом индекс производства продукции растениеводства сложился на уровне 117,2%, продукции  животноводства - 102%.

Почти 80%, а это 1918,3 тыс. га, территории области занимают земли сельскохозяйственного назначения, из которых 1774,7 тыс. га отведено под сельскохозяйственные угодья.

В структуре сельскохозяйственных угодий пашня занимает 1449,8 тыс. га, или 81,7%, многолетние насаждения – 21,2  тыс. га (1,2%);  сенокосы – 77 тыс. га (4,3%);  пастбища – 226,6 тыс. га (12,8%);  залежь 0,1 тыс. га (менее 0,01%).

Ведущей отраслью сельского хозяйства Липецкой области является растениеводство, на долю которого приходится около 60% объема сельхозпроизводства.

В 2019 году, впервые за  всю историю существования  Липецкой области, собраны наивысшие урожаи зерновых и зернобобовых культур (в весе после доработки) - 3,3 млн тонн, сахарной свеклы  - 5,9 млн тонн, овощей закрытого грунта – 111,8 тыс. тонн, масличных культур – 740,4 тыс. тонн, из которых 491,9 тыс. тонн приходится на долю подсолнечника, 139,5 тыс. тонн – сои.

В 2019 году собрано 73,7 тыс. тонн плодово-ягодной продукции, из них 54,3 тыс. тонн собрано в  сельхозорганизациях. На длительное хранение заложено более 36 тыс. тонн.

В 2019 году одним из основных приоритетов по-прежнему оставалось производство овощей в закрытом грунте (томатов, огурцов, салатов). Дополнительно было введено 90 га теплиц, при этом их общая площадь составила 200 га. Введение в эксплуатацию данных площадей позволит довести производство овощей закрытого грунта в Липецкой области до 180 тыс. тонн в год.

Особое место отводится семеноводству. В общей площади посевов  семенами высших репродукций зерновых и зернобобовых культур было засеяно более 56,0 тыс. га, что составило 7,5% от общей посевной пощади. Необходимо отметить, что 98% используемых семян зерновых культур - отечественного производства.

За счет  модернизации и строительства новых объектов животноводства в регионе продолжается наращивание объемов производства мяса, молока и яйца.

За 2019 год хозяйствами всех категорий Липецкой области произведено:

- 378,5 тыс. тонн скота и птицы на убой в живом весе (103% к уровню 2018 года);

- 286,7 тыс. тонн молока (103% к уровню 2018 года), при этом продуктивность дойного стада сложилась на уровне 7707 кг молока (103% к уровню 2018 года);

- 752,2 млн штук яиц, в том числе в сельхозпредприятиях – 571,2 млн штук,  рост производства по сравнению с прошлым годом составил 12%; 

- 3105 тонн рыбы, что  на уровне  прошлого года. 

Пищевая и перерабатывающая промышленность - одна из стратегических отраслей экономики, призванная обеспечивать устойчивое снабжение населения необходимыми по количеству и качеству продуктами питания.

На учете в статистическом регистре хозяйствующих субъектов области, по виду экономической деятельности - производство пищевых продуктов, на  1 января 2020 года состоит 341 организация, производство напитков – 62, общей  численностью работающих 19,2 тыс. человек.

В 2019 году индекс производства пищевых продуктов составил 109,3%, напитков - 106,9%, табачных изделий - 112,2% по сравнению с аналогичным периодом 2018 года.

Выросли объемы производства говядины на 17,6%; свинины (на 4%); консервов мясных (на 4%) и мясосодержащих (на 17,8%), консервов растительно-мясных из мяса птицы (в 1,6 раза); масел растительных (в 1,3 раза), в т. ч. подсолнечного (на 21,7%), рапсового (в 1,9 раза); молока жидкого обработанного (на 7,3%), масла сливочного (на 3,9%); картофеля переработанного и консервированного (в 1,8 раза); нектаров фруктовых и овощных (на 6,2%); сахара (на 8,2%); продукции молочной для детского питания (на 19,9%), воды питьевой, напитков для детского питания (на 7,3%), продукции для детского питания на зерновой основе (на 23,1%), продукции мясной для детского питания (на 26,2%), минеральных вод (на 2,4%), напитков безалкогольных (на 15%), табачных изделий (на 7%), дрожжей (на 15%).

Увеличилось также производство премиксов (на 5%), комбикормов (на 1,1%), корма готового для непродуктивных животных (на 75,3%).

Рекордными для региона стали объемы производства:

- сахара свекловичного – 956,8 тыс. тонн (108,2%);

- растительных масел – 342,1 тыс. тонн (133,5%), в том числе рапсового – 78,7 тыс. тонн (в 1,9 раза).

Налажено производство гречневой крупы. 

Наращиванию объемов производства важнейших видов продовольствия способствуют меры, принимаемые производителями по модернизации производства, улучшению качества и расширению ассортимента продукции, внедрению инновационных технологий, а также меры по государственной поддержке агропромышленного комплекса как на федеральном, так и на региональном уровнях.

Заготовительной деятельностью в регионе занимаются 47 хлебоприемных предприятий и элеваторов мощностью единовременного хранения зерновых и масличных культур 2521,6 тыс. тонн.

В 2019 году было реализовано 2 инвестиционных проекта по строительству новых высокотехнологичных элеваторных комплексов для подработки, хранения и перевалки зерновых и масличных культур в Задонском и Данковском районах общей зерновой мощностью 70 тыс. тонн.

На сегодняшний день в АПК Липецкой области реализуется более 30 инвестиционных проектов.

Одним из основных приоритетов в АПК является производство овощей в закрытом грунте (томаты, огурцы, салат).

В Данковском, Елецком, Усманском и Хлевенском районах продолжают работу по расширению площадей тепличные комплексы: ООО «ТК ЛипецкАгро»,                         ООО «ТК Елецкие овощи», ООО «Овощи Черноземья», ООО «АгроАльянсЛипецк».

В 2019 году построено 90 га теплиц, при этом общая площадь теплиц составляет  200 га, что позволит довести производство овощей закрытого грунта до 180 тыс. тонн в год.

Построены, реконструированы и введены в эксплуатацию следующие объекты: 

- на территории ОЭЗ РУ АПТ «Хлевное» - селекционно-семеноводческий центр ООО «Семенные глобальные технологии», включающий селекцию, семеноводство, современный универсальный семенной завод с уникальным оборудованием, способным готовить семена высокого качества по мировым стандартам, мощностью 18 тысяч тонн семян в год;

- на территории ОЭЗ РУ ППТ «Данков» - завод по производству дрожжей ООО «Ангел Ист Рус», производственные мощности которого позволяют производить в год 20 тыс. тонн сухих и прессованных дрожжей и 30 тыс. тонн органических удобрений. Глубокая переработка свекловичной мелассы с применением биотехнологий  с общим объемом переработки мелассы порядка 100 тыс. тонн в год;

- в Данковском районе ООО «Агро-Элеватор» - комплекс по хранению, подработке, перевалке и отгрузке зерновых культур мощностью 40 тыс. тонн единовременного хранения;

- в Данковском районе ООО «Юникруп» - завод по производству гречневой крупы мощностью 40 тонн в сутки;

- на территории Задонского района - комплекс для подработки, хранения и перевалки зерновых и масличных культур мощностью 30 тыс. тонн единовременного хранения ООО «АПО «Аврора»;

- на территории ОЭЗ РУ АПТ «Измалково» ООО «Введено» - 12 свиноводческих площадок по производству на реализацию молодняка мощностью 3,2 тысячи тонн мяса в живом весе в год;

- на территории Лебедянского района ООО «Агроном сад» - первая очередь  логистического комплекса по хранению и обработке яблок мощностью 10 тысяч тонн единовременного хранения. Современное высокотехнологичное фруктохранилище  полного цикла  будет включать зону экспедиции, калибровки, упаковки и хранения продукции. Общая вместимость холодильных камер составит 50 тыс. тонн.

Строительство

Липецкая область входит в число лидеров в жилищном строительстве среди субъектов Российской Федерации. За последнее десятилетие введено в эксплуатацию более 8 млн кв. м жилья.

В 2019 году достигнут рекордный показатель: 1 255 тыс. кв. м жилья, что составляет 137,9% к уровню 2018 года (910 тыс. кв. м), 104,3% к заданию на 2019 год (1 204 тыс. кв. м).

Ввод жилья на душу населения по области в 2019 году составил 1,097 кв. м на человека. По данному показателю Липецкая область занимает 3 место среди субъектов ЦФО Российской Федерации, уступая Воронежской и Белгородской.

Все муниципальные районы области выполнили установленное задание на 2019 год. Следует отметить, что Липецкий муниципальный район выполнил задание на 131% (158 тыс. кв. м), что в общем объеме ввода составляет 13%.

Наилучшие результаты по вводу жилья на душу населения (более 1,00 кв. м) достигнуты в Липецком (3,02 кв. м), Добровском (1,40 кв. м), Елецком (1,29 кв. м), Усманском (1,25 кв. м), Хлевенском (1,20 кв. м), Лебедянском (1,18 кв. м), Чаплыгинском (1,00)  районах и г. Липецке (1,18 кв. м).

             

Электроэнергетика

Перечень территориальных сетевых организаций Липецкой области:

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго»;

АО «Липецкая городская энергетическая компания»;

ПАО «НЛМК»;

ООО «Техноинжиниринг»;

ООО «Липецкий силикатный завод»;

АО «Липецкое торгово-промышленное объединение»;

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

ООО «ЛТК «Свободный Сокол»;

ООО «Лонгричбизнес»;

АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»;

ООО «Первая сетевая компания»;

Филиал «Волго-Вятский» АО «Оборонэнерго» на территории Липецкой области.

Гарантирующие поставщики:

ОАО «Липецкая энергосбытовая компания»;

ООО «Новое Информационно-технологичное Энергосбережение»;

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

ПАО «НЛМК»;

ООО «Русэнергоресурс»;

АО «Газпром энергосбыт»;

ООО «Межрегионсбыт»;

ООО «Энергосбытовая компания ОЭЗ экономической зоны «Липецк»;

ООО «ГРИНН Энергосбыт»;

ООО «Русэнергосбыт»;

ООО «Транснефтьэнерго»;

ООО «МагнитЭнерго»;

АО «Мосэнергосбыт»;

ООО «АгроЭнергоСбыт»;

ООО «ЭнергоСбытСервис».

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 2019 г. представлена в таблице 3.

Таблица 3

№

Параметр

Ед. изм.

Величина

1

Количество электростанций

шт.

14

2

Установленная мощность электростанций

МВт

1168,47

3

Потребление электроэнергии в 2019 г.

млн кВтч

12884,4

4

Максимум мощности в 2019 г.

МВт

1925,0

5

Выработка электроэнергии в 2019 г.

млн кВтч

5470,2

6

Сальдо-перетоков в 2019 г.

млн кВтч

7414,2

Информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории Липецкой области, а также станциям промышленных предприятий представлена в таблице 4.

Таблица 4

№

Наименование

1

Электросетевые компании:

1.1

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

1.2

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго»

1.3

АО «Липецкая городская энергетическая компания»

1.4

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

2

Генерирующие компании:

2.1

Филиал ПАО «Квадра» – «Липецкая генерация»

Липецкая ТЭЦ-2

Елецкая ТЭЦ

Данковская ТЭЦ

3

Энергосбытовые компании – субъекты оптового рынка

3.1

ОАО «Липецкая энергосбытовая компания»

3.2

ООО «Новое Информационно-технологичное Энергосбережение»

3.3

АО «Газпром энергосбыт»

3.4

ООО «Русэнергоресурс»

3.5

ООО «Межрегионсбыт»

3.6

ООО «ЭСК ОЭЗ Липецк»

3.7

ООО «ГРИНН Энергосбыт»

3.8

ООО «Русэнергосбыт»

3.9

ООО «Транснефтьэнерго»

3.10

ООО «МагнитЭнерго»

3.11

АО «Мосэнергосбыт»

3.12

ООО «АгроЭнергоСбыт»

4

Станции промышленных предприятий

4.1

ТЭЦ ПАО «НЛМК»

4.2

УТЭЦ ПАО «НЛМК»

4.3

ГТРС ПАО «НЛМК»

4.4

ТЭЦ ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

4.5

ТЭЦ ПАО «Добринский сахарный завод»

4.6

ТЭЦ ОАО «Лебедянский сахарный завод»

4.7

ТЭЦ ЗАО «Грязинский сахарный завод»

4.8

ТЭЦ АО «Аврора» «Боринский сахарный завод»

4.9

ТЭЦ АО «Аврора» «Хмелинецкий сахарный завод»

4.10

ТЭЦ сахарного завода в г. Елец

4.11

Мини ТЭЦ ООО «ТК ЛипецкАгро»

5

Крупные потребители - субъекты оптового рынка

5.1

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 5.

Таблица 5

Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области, млн кВт·ч

Показатель/год

2015

2016

2017

2018

2019

Липецкая область

12255

12392

12546

13008,2

12884,4

Прирост, %

1,2

1,11

1,2

3,7

-1,0

Потери ЕНЭС

294

336

354

361

326

СН ТЭЦ

329

336

345

363

373

НЛМК

6852

6736

6715

6935

6528

Крупные потребители – субъекты ОРЭ

741

781

896

1034

1454

Гарантирующие поставщики

4039

4204

4236

4316

4203

На рисунке 2 представлена динамика потребления электроэнергии в Липецкой области за отчетный период.

Рисунок 2. Динамика потребления электроэнергии в Липецкой области за отчетный период

В таблице 6 представлена структура электропотребления по видам экономической деятельности за 2015-2019 гг.

Таблица 6

Структура электропотребления субъекта РФ по видам экономической деятельности за 2015-2019 гг., млн кВт·ч

№ п/п

Наименование

2015

2016

2017

2018

2019

1

Промышленное производство

7873,6

7893,77

7901,9

8312,6

8053,0

2

Сельское хозяйство

90,01

101,01

208,7

261,4

465,5

3

Бытовое потребление

(потребление электрической энергии населением)

1062,19

1095,82

1116,1

1097,7

1114,0

4

Прочие потребители

1825,1

1845,3

1845,5

1875,4

1819,0

5

Потери в электрических сетях

901,1

903,42

905,6

898,5

842,0

6

Потери ЕНЭС

294

335,6

348

361

326,0

7

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

209

217,08

215,4

211

193,1

Всего

12255

12392

12545,9

13008,2

12884,4

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 7.

Таблица 7

Основные крупные потребители электрической энергии в Липецкой области

Крупный потребитель

ед. изм.

2015

2016

2017

2018

2019

НЛМК

Млн кВт∙ч

6852

6736

6715

6934,6

6534

МВт

890

880

860

890

875

% к области

55,91

54,36%

53,52%

53,31%

50,71%

Мострансгаз

Млн кВт∙ч

3

4

32

15,0

150,3

МВт

0,7

2

50

38

62

% к области

0,02%

0,03%

0,26%

0,12%

1,2%

МН Дружба

Млн кВт∙ч

210

214

226

203,0

193,1

МВт

32

40

38

40

6,6

% к области

1,71%

1,73%

1,80%

1,6%

1,5%

ОЭЗ ППТ Липецк

Млн кВт∙ч

116

149

167

207

229,1

МВт

15

19

19

24

25,4

% к области

0,95%

1,20%

1,33%

1,6%

1,8%

Липецкцемент

Млн кВт∙ч

107

94

103

87,0

99,5

МВт

25

15

16

14

9,47

% к области

0,87%

0,76%

0,82%

0,7%

0,8%

ОАО «РЖД» в границах Липецкой области

Млн кВт∙ч

272

320

322

340,6

293,9

МВт

45

46

46

46

45

% к области

2,22

2,58%

2,57%

2,6%

2,3%

ЭКЗ Лебедянский

Млн кВт∙ч

31

34

29

37,0

35,4

МВт

4

4

3

4

3,8

% к области

0,25%

0,27%

0,23%

0,3%

0,3%

Лемаз

Млн кВт∙ч

31

34

31

30,0

29,3

МВт

5

5

4

3

4,3

% к области

0,25%

0,27%

0,25%

0,2%

0,2%

ООО «ТК Елецкие овощи»

Млн кВт∙ч

8

146,0

257,3

МВт

13

54

119

% к области

0,06%

1,12%

2,0%

ООО «ТК ЛипецкАгро»

Млн кВт∙ч

47

118

144,1

МВт

40

48

46

% к области

0,37%

0,9%

1,1%

Итого крупные потребители области

Млн кВт∙ч

7636

7597

7625,8

8120

7966,0

МВт

1018,3

1012

1090

1161

1196,57

% к области

62,31%

61,31%

60,81%

63,2%

61,8%

Согласно таблице 7 потребления электроэнергии ПАО «НЛМК» 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 потребления по 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 8.

Таблица 8

Год

2015

2016

2017

2018

2019

МВт

1747

1847

1809

1928

1925

Прирост,%

-

5,72

-2,1

6,6

-0,1

3.5 Структура установленной электрической мощности на территории Липецкой области

Структура установленной электрической мощности на территории Липецкой области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в 2019 году, представлена в таблице 9.

Таблица 9

Структура установленной мощности на территории Липецкой области

Электростанция

установленная мощность, МВт

доля, %

ввод, демонтаж в 2020 году

Липецкая область

1164,474

100

0,0

Липецкая ТЭЦ-2

515

44,2

0,0

Елецкая ТЭЦ

57

4,9

0,0

Данковская ТЭЦ

9

0,8

Вывод из эксплуатации

ТЭЦ ПАО «НЛМК»

332

28,5

0,0

УТЭЦ ПАО «НЛМК»

150

12,9

0,0

ГТРС ПАО «НЛМК»

40

3,4

0,0

ТЭЦ ООО «ЛТК Свободный Сокол»

12

1,0

0,0

Мини ТЭЦ «ТК ЛипецкАгро»

6,704

0,6

0,0

ТЭЦ сахарных заводов *

42,77

3,7

0,0

* Добринский, Грязинский, Лебедянский, Боринский, Хмелинецкий, г. Елец

Примечание: согласно информации от филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» вывод в 2020 году генерирующего оборудования Данковской ТЭЦ не планируется.

Структура установленной мощности по видам собственности представлена на Рисунке 3.

Рисунок 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 10.

Таблица 10

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

ТЭЦ сахарного завода ООО «Агроснабсахар» в г. Елец

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 11, Млн кВтч.

Таблица 11

№

Электростанция

2015

2016

2017

2018

2019

доля, %

Липецкая область

5331,6

5191

4970,2

5304,9

5470,2

100

1

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

1324,2

1416,8

1308,3

1207,7

1105,6

20,2

1.1

Липецкая ТЭЦ-2

1088

1252,5

1098,6

1123,02

1018,7

18,6

1.2

Елецкая ТЭЦ

214,8

143,5

190,1

60,04

60,5

1,1

1.3

Данковская ТЭЦ

21,4

20,8

19,6

24,6

26,4

0,5

2

Станции промышленных предприятий, в т.ч.

4007,4

3774,2

3661,9

4097,2

4364,7

79,8

2.1

ТЭЦ ПАО «НЛМК»

2559,8

2277,3

2217,2

2502,5

2749,8

50,3

2.2

УТЭЦ ПАО «НЛМК»

1266,4

1278,2

1172,8

1294,6

1304,6

23,8

2.3

ГТРС ПАО «НЛМК»

61,3

107,2

141,8

148,4

130,5

4,7

2.4

ТЭЦ ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

6,1

4,6

5,4

4,4

0,0

0,0

2.5

ТЭЦ сахарных заводов

113,8

90,7

96,6

124,7

159,9

2,9

2.5.1

ТЭЦ Добринского сахарного завода

63,4

33,2

41,1

57,3

75,7

1,4

2.5.2

ТЭЦ Грязиинского сахарного завода

17,2

18,2

11,9

22,4

17,6

0,3

2.5.3

ТЭЦ Лебедянского сахарного завода

24,4

29,5

29,9

32,0

30,1

0,6

2.5.4

ТЭЦ Боринского сахарного завода

4,7

5,3

6,4

6,3

5,9

0,1

2.5.5

ТЭЦ Хмелинецкого сахарного завода

4,1

4,5

7,3

6,8

5,9

0,1

2.5.6

ТЭЦ сахарного завода в г. Елец

24,7

0,5

2.6

Мини ТЭЦ «ТК ЛипецкАгро»

16,2

28,1

22,5

19,8

0,4

На рисунке 4 представлена структура выработки электроэнергии за 2019 год по видам собственности в виде диаграммы.

Рисунок 4. Структура выработки электроэнергии по видам собственности

3.8 Характеристика балансов электрической энергии и мощности

Характеристика балансов мощности и электроэнергии за последние 5 лет представлена в таблицах 12 и 13, МВт и Млн кВтч.

Таблица 12

№

Показатель

2015

2016

2017

2018

2019

1

Абсолютный максимум потребления

1747

1847

1809

1928

1925

2

Средний максимум потребления за зимний период

1618

1642

1608

1756

1795

Прирост,%

-0,4

1,5

-2,1

9,2

2,2

Таблица 13

№

Показатель

2015

2016

2017

2018

2019

1

Потребление

12255

12392

12545,9

13008,2

12884,4

Прирост

1,2

1,1

1,20

3,69

-1,0

2

Покрытие (производство электрической энергии)

5332

5191

4970,2

5304,9

5470,2

Прирост

5,4

-2,6

-4,25

6,73

3,1

3

Сальдо перетоков

6923

7201

7575,7

7703,3

7414,2

Прирост, %

-1,7

4,0

5,2

1,7

-3,7

3.9 Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Липецкой области

Основные показатели энерго- и электроэффективности по Липецкой области за 2015-2019 гг. представлены в таблице 14.

Таблица 14

Год

Энергоемкость ВРП, т.у.т/млн руб.

Электроемкость ВРП, кВт ч/тыс. руб.

Потребление электроэнергии на душу населения, кВт ч/чел.

2015

43,12

26,91

917,34

2016

41,88

25,18

956,34

2017

40,64

23,45

965,23

2018

36,24

20,91

959,77

2019

34,06

19,65

997,62

3.10 Основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Липецкой области

В таблице 15 представлены основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Липецкой области по состоянию на 2019 г.

Таблица 15

№

Параметр

ед. изм.

величина

1

Количество ПС

шт.

280

500 кВ

шт.

3

220 кВ

шт.

18

110 кВ

шт.

96

35 кВ

шт.

163

2

Общая мощность ПС

МВА

15 662

500 кВ

МВА

3 507

220 кВ

МВА

4 801

110 кВ

МВА

6 307,9

35 кВ

МВА

1 046,12

3

Количество ТЭС

шт.

14

4

Установленная мощность ТЭС

МВт

1164,47

5

Количество воздушных линий

шт.

362

500 кВ

шт.

              11

220 кВ

шт.

39

110 кВ

шт.

105

35 кВ

шт.

208

6

Протяженность воздушных линий

км

6 753,03

500 кВ

км

532,29

220 кВ

км

1 173,20

110 кВ

км

2 416,42

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 подстанции с высшим напряжением 500 кВ «Липецкая», «Борино», «Елецкая» и 18 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 автотрансформаторов, кроме ПС 220 кВ Сокол, где установлен один автотрансформатор и подстанция на напряжении 220 кВ питается по одной ВЛ 220 кВ.

Подстанция 220/110 кВ Металлургическая с установленной автотрансформаторной мощностью 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 (три автотрансформатора на настоящий момент уже смонтированы и введены в работу).

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

В таблице 16 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 220 и 500 кВ на территории Липецкой области.

Таблица 16

Сводная информация по электросетевым объектам 220 и 500 кВ

Объект

Кол-во, шт.

Мощность, МВА

Протяженность, км

ВСЕГО ПС

21

8308

-

ПС 500 кВ

3

3507

-

ПС 220 кВ

18

4801

-

ВЛ 500 кВ

10

-

532,29

ВЛ 220 кВ

39

-

1173,20

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

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

Общая характеристика электросетевых объектов 110 кВ

За прошедший пятилетний период были завершены следующие мероприятия:

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

- введена в эксплуатацию электростанция ГТРС ПАО «НЛМК» (ГУБТ № 1 за доменной печью № 6) мощностью 20 МВт;

- реконструкция ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная с установкой третьего трансформатора 40 МВА (ввод 40 МВА);

- реконструкция ПС 110/35/6 кВ Новая Деревня с заменой трансформатора Т2 6,3 МВА на трансформатор 10 МВА (ввод 10 МВА, вывод 6,3 МВА);

- строительство ПС 110/10 кВ Рождество с трансформатором 25 МВА (ввод 25 МВА) и питающей ее ВЛ-110 кВ;

- реконструкция ПС 110/6 кВ Привокзальная с заменой трансформаторов 20+20+25 МВА на трансформаторы 2х40 МВА (ввод 80 МВА, вывод 65 МВА);

- строительство ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка I (II) цепь;

- строительство ПС 110 кВ Данков-Тепличная с трансформаторами 1х50 МВА, 2х25 МВА (ввод 50 МВА) и питающих ее КВЛ-110 кВ Дон – Данков-Тепличная I, II цепь;

- реконструкция ПС 35/10 кВ Борисовка с заменой трансформатора Т2 2,5 МВА на трансформатор 4 МВА (ввод 4 МВА, вывод 2,5 МВА);

- реконструкция ПС 35/10 кВ Борино с заменой трансформаторов 2х4 МВА на 2*6,3 МВА (ввод 12,6 МВА, вывод 8 МВА);

- реконструкция ПС 35/10 кВ Частая Дубрава с заменой трансформаторов 2х2,5 МВА на 2х4 МВА (ввод 8 МВА, вывод 5 МВА);

- реконструкция ПС 35/10 кВ Раненбург с заменой трансформатора Т2 1,6 МВА на трансформатор 2,5 МВА (ввод 2,5 МВА, вывод 1,6 МВА);

- выполнена реконструкция участков двухцепной ВЛ 110 кВ Двуречки левая, правая, находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии, с заменой провода АЖ-120 на АС-120 в цепи ВЛ 110 кВ Двуречки левая (кроме перехода через железную дорогу).

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 17 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 110 кВ.

Таблица 17

Сводная информация по электросетевым объектам 110 кВ

Объект

Кол-во, шт.

Мощность, МВА

Протяженность, км

ПС 110 кВ:

96

6307,9

-

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:

167

-

2416,42

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

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

В Приложении 5 представлены электросетевые объекты напряжением 110 кВ, находящиеся на балансе сторонних организаций, подстанции и линии электропередачи 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 18 и 19 представлена сводная информация о сроках службы основных электросетевых объектов.

Таблица 18

Срок службы ПС 110 кВ, находящихся на балансе

филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго»

(исходным годом считать 2019 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 Рисунке 5 представлено процентное соотношение по срокам службы ПС 110 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго».

Рисунок 5. Диаграмма процентного соотношения по срокам службы ПС 110 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго»

Таблица 19

Срок службы ЛЭП 110 кВ, находящихся на балансе

филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго»

(исходным годом считать 2019 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

100,00

На Рисунке 6 представлено процентное соотношение по срокам службы ЛЭП 110 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго».

Рисунок 6. Диаграмма процентного соотношения по срокам службы ВЛ 110 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго»

В таблицах 20 и 21 представлены электросетевые объекты напряжением 110 кВ, находящиеся на балансе АО «ОЭЗ ППТ «Липецк», подстанции и линии электропередачи и их основные параметры.

Таблица 20

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

№

Наименование

Напряжение, кВ

Год ввода ПС

Тех. состояние

Трансформаторы

Схема РУ 110 кВ

№

Тип

Мощность, МВА

Год ввода

Тех. сост.

1

ОЭЗ

110/10/10

2007

хор.

Т1

ТРДН

40

2007

хор.

110-5АН

110/10/10

Т2

ТРДН

40

2007

хор.

Таблица 21

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

№

Наименование ЛЭП 110 кВ

Марка провода/кабеля

Количество цепей

Протяжен-ность, км

Год ввода в эксплуатацию

Тех. сост.

1

Отпайка ВЛ 110 кВ Двуречки Левая

Отпайка ВЛ 110 кВ Двуречки Правая

АС-150

2

0,09

2007

хор.

2

КЛ-110 кВ «Йокохама»

АПвВнг 1*185

1

3,57

2017

хор.

3.10.3 Общая характеристика электросетевых объектов 35 кВ

За прошедший пятилетний период, с 2014 по 2019 год, были завершены следующие мероприятия:

- Реконструкция ПС 35/10 кВ Борисовка с заменой трансформатора Т2 2,5 МВА на трансформатор 4 МВА (ввод 4 МВА, вывод 2,5 МВА);

- Реконструкция ПС 35/10 кВ Борино с заменой трансформаторов 2*4 МВА на 2*6,3 МВА (ввод 12,6 МВА, вывод 8 МВА);

- Реконструкция ПС 35/10 кВ Частая Дубрава с заменой трансформаторов 2*2,5 МВА на 2*4 МВА (ввод 8 МВА, вывод 5 МВА);

- Реконструкция ПС 35/10 кВ Раненбург с заменой трансформатора Т2 1,6 МВА на трансформатор 2,5 МВА (ввод 2,5 МВА, вывод 1,6 МВА).

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 22 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 35 кВ, находящимся на территории Липецкой области.

В таблице 23 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 35 кВ, находящимся на балансе АО «ЛГЭК».

Таблица 22

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 23

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

В таблицах 24 и 26 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе АО «ЛГЭК», подстанции и линии электропередачи и их основные параметры. В таблицах 25 и 27 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе прочих организаций.

Таблица 24

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 25

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 «Рождественский карьер»

ПС 35/10 кВ Рождество

Т1 / 4000

Т2 / 2700

ПС 35/10 кВ Сахзавод

Т1/1600

ОП «Задонск-Агротест»

35/0,4 кВ СХТ

Т / 1000

ФГУ ИК-4 УФСИН РФ по Липецкой обл.

35/6 кВ ИТК

Т / 4000

Таблица 26

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

2,83

1962

2

ПС Цементная –

ПС Студеновская

АС-50

2

3,8

1967

Таблица 27

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 отв. 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 таблицах 28 и 29 представлен перечень ПС 35 кВ и ВЛ 35 кВ АО «ЛГЭК», находящихся в эксплуатации больше нормативного срока.

Таблица 28

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

№

Наименование подстанции (классы напряжения)

Год ввода электроуста-новки в эксплуатацию

Адрес электроустановки

Установленные силовые тр-ры

Год ввода тр-ра 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 29

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

2,83

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 30 и 31 и на рисунках 7 и 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.

Таблица 30

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

(исходным годом считать 2019 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 7. Диаграмма срока службы ПС 35 кВ, находящихся на балансе филиала «Липецкэнерго»

Таблица 31

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

(исходным годом считать 2019 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

0,00

3,65

0,14

ИТОГО

989,19

100,00

773,34

100,00

816,56

100,00

2579,09

100,00

Рисунок 8. Диаграмма срока службы ВЛ 35 кВ, находящихся на балансе филиала «Липецкэнерго»

3.11 Внешние электрические связи энергосистемы Липецкой области

Внешние электрические связи 110–500 кВ энергосистемы Липецкой области с соседними энергосистемами представлены в таблице 32.

Таблица 32

№

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 I цепь

2.3

ВЛ 220 кВ Липецкая – Котовская

2.4

ВЛ 220 кВ Липецкая – Мичуринская II цепь

2.5

ВЛ 110 кВ Компрессорная – Первомайская (ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2)

3

Липецкая энергосистема – Воронежская энергосистема

3.1

ВЛ 500 кВ Борино – Воронежская

3.2

ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежкую АЭС

3.3

ВЛ 500 кВ Донская – Елецкая

3.4

ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья

3.5

ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая

4

Липецкая энергосистема – Брянская энергосистема

4.1

ВЛ 500 кВ Белобережская – Елецкая

5

Липецкая энергосистема – Орловская энергосистема

5.1

ВЛ 220 кВ Елецкая – Ливны

5.2

ВЛ 220 кВ Елецкая 220 – Ливны с отпайкой на ПС 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 9 представлена блок-схема внешних электрических связей 110-500 кВ энергосистемы Липецкой области.

Рисунок 9. 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 33.

Таблица 33

№ п/п

Показатель

2015

2016

2017

2018

2019

1

Уровень потерь электроэнергии в сети, %

110 кВ

3,26

3,94

2,99

3,08

1,98

35 кВ

8,31

12,35

5,96

10,63

6,23

2

Величина недоотпуска, МВт×час

235,83

149,33

163,11

112,20

175,84

3

Аварийность, аварий/1000 у.е.

2,44

2,53

2,54

2,52

2,51

4

Износ оборудования, %

69,3

64,23

65,16

66,15

66,2

5

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

14

23

21

5,5

7

6

Загрузка центров питания/ установленная мощность центров питания, %

27

31

31

28,9

26,5

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

В таблице 34 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 34

№

Наименование показателя

Фактическое значение показателя за 2019 год

Плановые значения показателя на долгосрочный период регулирования

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

АО «Оборонэнерго»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

1,74898

6,2353

6,1417

6,0496

5,9589

5,8695

-

2

ПАО «НЛМК»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

0

0

0

0

0

0

-

3

ООО «Техноинжиниринг»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

0

0

0

0

0

0

-

4

ООО «Лонгричбизнес»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

0

0

0

0

0

0

-

5

ОАО «Липецкое торгово-промышленное объединение»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

0

0

0

0

0

0

-

6

Филиал ПАО «МРСК-Центра»-«Липецкэнерго»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

2,2020

0,0551

0,0542

0,0534

0,0526

0,0518

-

7

ОАО «РЖД»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

0,08696

0,2505

0,2467

0,2430

0,2394

0,2358

-

8

АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

0

0

0

0

0

0

-

9

ООО «Липецкий силикатный завод»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

0

0

0

0

0

0

-

10

АО «ЛГЭК»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

2,36044

2,1759

2,1424

2,1103

2,0786

2,0474

-

11

ООО «ЛТК «Свободный сокол»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

0

0

0

0

0

0

-

12

ООО «Первая сетевая компания»

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)

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 35-38 представлены данные по загрузке трансформаторного оборудования ПС 220–500 кВ Липецкой энергосистемы в зимний и летний максимум, зимний и летний минимум, по данным зимнего и летнего контрольного замера.

Анализ показывает, что загрузка трансформаторного оборудования на ПС 220 кВ – 500 кВ Липецкой энергосистемы в нормальном режиме не превышала:

- в зимний максимум 59,8 % от номинальной мощности трансфоматора;

- в зимний минимум 52,8 % от номинальной мощности трансфоматора;

- в летний максимум 60,5 % от номинальной мощности трансфоматора;

- в летний минимум 49,5 % от номинальной мощности трансфоматора.

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

Таблица 35

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

№ п/п

Наименование, ПС

№

тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВА

% загрузки от ном. мощности

1

ПС 500 кВ Борино

АТ-1

501

219,7

43,9

АТ-2

501

208,9

41,7

2

ПС 500 кВ Елецкая

АТ-1

501

168,0

33,5

АТ-2

501

171,0

34,1

3

ПС 500 кВ Липецкая

АТ-1

501

175,7

35,1

АТ-2

501

192,9

38,5

АТ-3

501

174,7

34,9

4

ПС 220 кВ Металлургическая

АТ-1

250

118,2

47,3

АТ-2

250

120,1

48,0

5

ПС 220 кВ Северная

АТ-1

250

62,0

24,8

АТ-2

250

60,8

24,3

6

ПС 220 кВ Новая

АТ-1

200

79,5

39,8

АТ-2

200

79,5

39,8

7

ПС 220 кВ Правобережная старая

АТ-1

150

-

-

АТ-2

125

68,3

54,6

АТ-3

125

74,7

59,8

8

ПС 220 кВ Правобережная

АТ-1

150

11,3

7,5

АТ-2

150

3,3

2,2

9

ПС 220 кВ Сокол

АТ-1

125

61,9

49,5

10

ПС 220 кВ Елецкая

АТ-1

125

56,3

45,0

АТ-2

125

74,3

59,4

АТ-3

125

49,3

39,4

11

ПС 220 кВ Тербуны

АТ-1

125

30,4

24,3

АТ-2

125

0

0,0

12

ПС 220 кВ Дон

АТ-1

125

56,4

45,1

АТ-2

125

56,4

45,1

13

ПС 220 кВ Казинка

АТ-1

250

1,7

0,7

АТ-2

250

1,8

0,7

Таблица 36

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

№ п/п

Наименование, ПС

№

тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВА

% загрузки от ном. мощности

1

ПС 500 кВ Борино

АТ-1

501

173,9

34,7

АТ-2

501

166,0

33,1

2

ПС 500 кВ Елецкая

АТ-1

501

152,1

30,3

АТ-2

501

154,7

30,9

3

ПС 500 кВ Липецкая

АТ-1

501

138,1

27,5

АТ-2

501

162,4

32,4

АТ-3

501

138,3

27,6

4

ПС 220 кВ Металлургическая

АТ-1

250

104,5

41,8

АТ-2

250

107,8

43,1

5

ПС 220 кВ Северная

АТ-1

250

49,4

19,8

АТ-2

250

48,2

19,3

6

ПС 220 кВ Новая

АТ-1

200

66,1

33,1

АТ-2

200

64,8

32,4

7

ПС 220 кВ Правобережная старая

АТ-1

150

-

-

АТ-2

125

53,9

43,1

АТ-3

125

66,0

52,8

8

ПС 220 кВ Правобережная

АТ-1

150

9,4

6,3

АТ-2

150

2,4

1,6

9

ПС 220 кВ Сокол

АТ-1

125

49,7

39,8

10

ПС 220 кВ Елецкая

АТ-1

125

55,2

44,2

АТ-2

125

71,4

57,1

АТ-3

125

48,7

39

11

ПС 220 кВ Тербуны

АТ-1

125

28,6

22,9

АТ-2

125

0

0

12

ПС 220 кВ Дон

АТ-1

125

56,6

45,3

АТ-2

125

56,6

45,3

13

ПС 220 кВ Казинка

АТ-1

250

0,3

0,12

АТ-2

250

1,3

0,52

Таблица 37

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

№ п/п

Наименование, ПС

№ тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВА

% загрузки от ном. мощности

1

ПС 500 кВ Борино

АТ-1

501

150,4

30,0

АТ-2

501

150,4

30,0

2

ПС 500 кВ Елецкая

АТ-1

501

78,6

15,7

АТ-2

501

78,4

15,6

3

ПС 500 кВ Липецкая

АТ-1

501

287,2

57,3

АТ-2

501

284,9

56,9

АТ-3

501

0

0,0

4

ПС 220 кВ Металлургическая

АТ-1

250

120,7

48,3

АТ-2

250

125,4

50,2

5

ПС 220 кВ Северная

АТ-1

250

69,0

27,6

АТ-2

250

66,0

26,4

6

ПС 220 кВ Новая

АТ-1

200

0

0,0

АТ-2

200

120,9

60,5

7

ПС 220 кВ Правобережная старая

АТ-1

150

0

0,0

АТ-2

125

49,7

39,8

АТ-3

125

55,7

44,6

8

ПС 220 кВ Правобережная

АТ-1

150

10,3

6,9

АТ-2

150

2

1,3

9

ПС 220 кВ Сокол

АТ-1

125

63,3

50,6

10

ПС 220 кВ Елецкая

АТ-1

125

0

0,0

АТ-2

125

37,5

30,0

АТ-3

125

27,5

22,0

11

ПС 220 кВ Тербуны

АТ-1

125

0

0,0

АТ-2

125

23,3

18,6

12

ПС 220 кВ Дон

АТ-1

125

33,1

26,5

АТ-2

125

33,1

26,5

13

ПС 220 кВ Казинка

АТ-1

250

0,2

0,1

АТ-2

250

0,7

0,3

Таблица 38

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

№ п/п

Наименование, ПС

№ тр-ра

Номинальная мощность, МВА

Загрузка, МВА

% загрузки от ном. мощности

1

ПС 500 кВ Борино

АТ-1

501

136,0

27,1

АТ-2

501

136,0

27,1

2

ПС 500 кВ Елецкая

АТ-1

501

116,7

23,3

АТ-2

501

0

0,0

3

ПС 500 кВ Липецкая

АТ-1

501

239,2

47,7

АТ-2

501

237,4

47,4

АТ-3

501

0

0,0

4

ПС 220 кВ Металлургическая

АТ-1

250

111,6

44,6

АТ-2

250

116,3

46,5

5

ПС 220 кВ Северная

АТ-1

250

46,4

18,6

АТ-2

250

43,5

17,4

6

ПС 220 кВ Новая

АТ-1

200

0

0,0

АТ-2

200

99,0

49,5

7

ПС 220 кВ Правобережная старая

АТ-1

150

0

0,0

АТ-2

125

42,0

33,6

АТ-3

125

50,0

40,0

8

ПС 220 кВ Правобережная

АТ-1

150

7,3

4,9

АТ-2

150

1,5

1,0

9

ПС 220 кВ Сокол

АТ-1

125

56,8

45,4

10

ПС 220 кВ Елецкая

АТ-1

125

0

0,0

АТ-2

125

33,1

26,5

АТ-3

125

24,7

19,8

11

ПС 220 кВ Тербуны

АТ-1

125

0

0,0

АТ-2

125

25,0

20,0

12

ПС 220 кВ Дон

АТ-1

125

26,0

20,8

АТ-2

125

26,9

21,5

13

ПС 220 кВ Казинка

АТ-1

250

0,2

0,1

АТ-2

250

0,7

0,3

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

4.2.1 Анализ существующей загрузки центров питания 110 кВ

В таблице 39 представлена информация о существующей загрузке центров питания 110 кВ АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» по итогам контольных замеров, предоставленных собственником оборудования.

Таблица 39

Загрузка центров питания 110 кВ АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

№ п/п

Наименование подстанции, класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов, в МВА

Максимальная нагрузка в день летнего контрольного замера, МВА

Максимальная нагрузка в день зимнего контрольного замера, МВА

1

ПС 110 ОЭЗ, Т-1

40

12,9

8,51

ПС 110 ОЭЗ, Т-2

40

11,25

7,88

В таблице 40 представлена информация о существующей загрузке центров питания 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» по итогам контольных замеров, предоставленных собственником оборудования.

Таблица 40

Загрузка центров питания 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» по итогам контрольных замеров

№ п/п

Наименование

Установленная мощность трансформаторов, МВА

Нагрузка в день летнего контрольного замера (19.06.2019), МВА

Нагрузка в день зимнего контрольного замера (19.12.2018), МВА

1Т

2Т

3Т

4Т

1Т

2Т

3Т

4Т

1

ПС 110/10кВ Лев Толстой

10

0,00

1,69

2

ПС 110/10 кВ Двуречки

6,3

2,14

3,12

3

ПС 35/10 кВ Веселое

2,5

0,28

0,12

4

ПС 35/10 кВ Кр. Пальна

3,2

0,47

0,55

5

ПС 35/10 кВ Каменка

2,5

0,68

0,95

6

ПС 35/10 кВ Красотыновка

2,5

0,57

0,69

7

ПС 35/10 кВ Озёрки

2,5

0,12

0,03

8

ПС 35/10 кВ Панкратовка

2,5

0,80

1,02

9

ПС 35/10 кВ Преображенье

2,5

0,32

0,57

10

ПС 35/10 кВ Яковлево

2,5

0,76

0,93

11

ПС 35/10 кВ Первомайская

2,5

0,66

0,82

12

ПС 35/10 кВ Каменная Лубна

2,5

0,26

0,37

13

ПС 35/10 кВ Знаменка

2,5

0,37

0,59

14

ПС 35/10 кВ Пиково

2,5

0,45

0,53

15

ПС 35/10 кВ Никольское

4

0,18

0,28

16

ПС 35/10 кВ Песковатка

1,6

0,36

0,84

17

ПС 35/6 кВ Дружба

5,6

-

-

18

ПС 35/6 кВ Новониколаевка

4

0,83

0,80

19

ПС 35/10 кВ Синдякино

2,5

0,15

0,18

20

ПС 35/10 кВ Курино

2,5

0,76

1,05

21

ПС 35/10 кВ Новодубовое

2,5

0,87

1,15

22

ПС 35/6 кВ Карьер

4

0,00

0,00

23

ПС 110/10 кВ Рождество

25

0,43

0,75

24

ПС 35/10 кВ Романово

4

0,08

0,32

25

ПС 110/6 кВ Агрегатная

32

4,63

6,57

6,01

7,03

26

ПС 110/6 кВ Западная

80

6,06

3,60

8,53

6,37

27

ПС 110/10 кВ Кашары

16,3

0,57

1,64

0,00

4,10

28

ПС 110/10кВ Тербунский гончар

50

2,91

3,37

3,44

3,52

29

ПС 110/6 кВ Табак

32

0,00

4,16

3,74

2,49

30

ПС 110/10 кВ Лукошкино

5

0,28

0,23

0,25

0,63

31

ПС 110/10кВ  Нива

20

2,66

1,27

3,51

1,37

32

ПС 110/10 кВ Ольховец

5

0,41

0,12

0,00

1,55

33

ПС 110/10 кВ Куймань

5

0,30

0,54

0,46

0,85

34

ПС 110/10 кВ Лутошкино

5

0,00

0,18

0,06

0,20

35

ПС 110/10 кВ Круглое

8,8

0,00

0,47

0,19

0,38

36

ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная

120

16,06

15,89

0,00

17,99

19,56

0,00

37

ПС 110/6 кВ Привокзальная

80

16,24

14,11

19,75

16,93

38

ПС 110/10/6 кВ Южная

80

14,98

17,54

18,29

15,47

39

ПС 110/6 кВ Ситовка

20

0,52

2,51

0,75

2,72

40

ПС 110/6 кВ ЛТП

16,3

0,16

0,40

0,26

0,99

41

ПС 110/6 кВ КПД

26

2,85

3,49

3,36

3,36

42

ПС 110/10 кВ Октябрьская

80

10,15

6,76

13,48

9,84

43

ПС 110/10 кВ Манежная

80

1,88

1,86

2,20

1,96

44

ПС 110/10 кВ Университетская

80

3,52

3,52

3,28

4,89

45

ПС 110/6 кВ Тепличная

30

0,00

2,63

2,41

1,69

46

ПС 110/6 кВ Трубная-2

50

2,96

0,00

1,19

3,07

47

ПС 110/6 кВ ГПП-2 ЛТЗ

126

4,66

6,68

6,54

7,23

48

ПС 35/10 кВ Авангард

8

1,32

0,11

1,66

0,21

49

ПС 35/10 кВ Афанасьево

5

0,31

0,91

0,80

1,10

50

ПС 35/10 кВ Бабарыкино

5

0,22

0,34

0,36

0,47

51

ПС 35/10 кВ Аврора

5

0,19

0,92

0,40

1,70

52

ПС 35/10 кВ Б. Боёвка

5

0,23

0,01

0,34

0,03

53

ПС 35/10 кВ Борки

5

0,64

0,36

0,68

0,32

54

ПС 35/6кВ Восточная

26

1,74

3,09

3,19

3,09

55

ПС 35/10 кВ Васильевка

5

0,10

0,48

0,14

0,63

56

ПС 35/10 кВ Воронец

8

0,60

0,23

1,70

0,33

57

ПС 35/6 кВ Голиково

3,4

0,23

1,04

0,00

1,09

58

ПС 35/10 кВ Гатище

5

0,21

0,21

0,09

0,22

59

ПС 35/10 кВ Гнилуша

12,6

1,37

0,40

1,30

0,90

60

ПС 35/10кВ Грызлово

5

0,37

0,23

0,49

0,30

61

ПС 35/10 кВ Жерновное

5

0,34

0,04

0,27

0,23

62

ПС 35/10 кВ Задонск-сельск.

7,2

0,31

1,45

0,70

1,80

63

ПС 35/10 кВ Захаровка

5

0,13

0,21

0,22

0,27

64

ПС 35/10 кВ Казаки

8

1,06

0,00

1,22

0,51

65

ПС 35/10 кВ Колесово

12,6

0,86

0,72

1,40

2,30

66

ПС 35/10 кВ Князево

5

0,12

0,24

0,12

0,23

67

ПС 35/10 кВ Кириллово

5

0,36

0,03

0,65

0,09

68

ПС 35/10 кВ Ксизово

5

0,12

0,06

0,20

0,10

69

ПС 35/10 кВ Ламское

5

0,63

0,40

0,98

0,60

70

ПС 35/10 кВ Казачье

5

0,44

0,31

0,30

0,20

71

ПС 35/10 кВ Лебяжье

4,1

0,02

0,17

0,00

0,20

72

ПС 35/10 кВ Ломовец

4,1

0,12

0,24

0,13

0,33

73

ПС 35/10 кВ Ольшанец

6,5

0,36

0,36

0,80

0,50

74

ПС 35/10 кВ Плоское

8

0,86

1,24

1,16

3,92

75

ПС 35/10 кВ Стегаловка

5,7

0,10

0,21

0,23

0,47

76

ПС 35/10 кВ Солидарность

8

0,75

0,64

1,49

1,03

77

ПС 35/10 кВ Тимирязево

8

0,32

1,11

0,31

1,48

78

ПС 35/10 кВ Талица

5

0,40

0,80

0,76

1,46

79

ПС 35/10 кВ II-е Тербуны

5

0,83

0,16

0,41

0,30

80

ПС 35/10 кВ Тихий Дон

8

0,15

0,17

0,32

0,38

81

ПС 35/10 кВ Хитрово

12,6

0,65

0,42

0,24

0,84

82

ПС 35/10 кВ Чернава

5

0,47

0,84

0,40

0,90

83

ПС 35/10 кВ Чернолес

5

0,10

0,12

0,11

0,21

84

ПС 35/6 кВ ПС № 5

9,5

0,05

0,17

0,08

0,52

85

ПС 35/10 кВ Красное

8

0,00

0,40

2,67

0,58

86

ПС 35/10 кВ Теплое

5

0,00

0,71

0,51

0,60

87

ПС 35/10 кВ Данков-сельская

12,6

1,97

0,95

3,00

1,68

88

ПС 35/10 кВ Колыбельская

5

0,67

0,18

0,93

0,22

89

ПС 35/10 кВ Топки

5

0,00

0,50

0,15

0,33

90

ПС 35/10 кВ Агроном

10,3

0,00

1,13

0,38

0,82

91

ПС 35/10 кВ Троекурово-совхозная

5

1,28

0,41

1,11

1,10

92

ПС 35/10 кВ Гагарино

3,6

0,00

0,27

0,06

0,28

93

ПС 35/10 кВ Раненбург

4,1

0,61

0,29

1,07

0,64

94

ПС 35/10 кВ Сергиевка

5

0,00

0,13

0,00

0,15

95

ПС 35/10 кВ Дрезгалово

3,2

0,00

0,37

0,52

0,09

96

ПС 35/10 кВ Долгое

5

0,00

0,18

0,13

0,05

97

ПС 35/10 кВ Воскресеновка

3,2

0,00

0,39

0,37

0,29

98

ПС 35/10 кВ Сапрыкино

4,1

0,00

0,32

0,42

0,05

99

ПС 35/10 кВ Новополянье

5

0,00

0,47

0,40

0,60

100

ПС 35/10 кВ Ведное

5

0,00

0,46

0,26

0,47

101

ПС 35/10 кВ Бигильдино

5

0,50

0,00

0,43

0,65

102

ПС 35/10 кВ Культура

5

0,00

0,35

0,45

0,39

103

ПС 35/10 кВ Барятино

5

0,15

0,04

0,18

0,07

104

ПС 35/10 кВ Б. Попово

5

0,89

0,00

1,14

0,40

105

ПС 35/10 кВ Б. Избищи

5

0,87

0,00

0,89

0,46

106

ПС 35/10 кВ Полибино

5

0,00

0,22

0,15

0,17

107

ПС 35/10 кВ Дубрава

5

0,19

0,00

0,09

0,25

108

ПС 35/10 кВ Хрущево

5

0,36

0,20

0,32

0,24

109

ПС 35/10 кВ Б. Верх

5

0,00

0,21

0,16

0,20

110

ПС 35/10 кВ Головинщино

5

0,00

0,22

0,10

0,30

111

ПС 35/10 кВ Яблонево

5

0,22

0,39

0,50

0,10

112

ПС 35/10 кВ Политово

5

0,12

0,27

0,24

0,53

113

ПС 35/10 кВ Комплекс

8

0,73

0,74

0,63

0,72

114

ПС 35/10 кВ № 1

8

1,77

1,45

2,51

2,17

115

ПС 35/6 кВ № 2

3,5

0,00

0,87

0,00

1,97

116

ПС 35/10 кВ № 3

5

0,82

1,49

1,96

2,71

117

ПС 35/6 кВ № 4

8

1,19

1,84

0,82

2,45

118

ПС 35/6 кВ Грязи-город

11,9

1,59

2,53

2,65

3,93

119

ПС 35/10 кВ Бутырки

11,9

0,46

2,17

3,10

0,72

120

ПС 35/10 кВ Ярлуково

7,2

1,15

1,14

2,05

1,94

121

ПС 35/10 кВ Княжья Байгора

3,2

0,68

0,00

0,64

0,48

122

ПС 35/10 кВ Правда

6,5

0,00

0,28

0,00

0,47

123

ПС 35/10 кВ Красная Дубрава

5

0,00

0,80

0,65

0,35

124

ПС 35/10 кВ Матыра

7,2

1,34

1,43

2,18

1,92

125

ПС 35/10 кВ Вперед

8

0,00

0,24

0,38

0,34

126

ПС 35/10 кВ Малей

5

0,32

0,09

0,64

0,11

127

ПС 35/10 кВ СХТ

4,1

1,04

0,21

0,91

0,4790

128

ПС 35/10 кВ Сошки

8

0,00

0,37

0,36

0,15

129

ПС 35/6 кВ Таволжанка

8

2,69

0,86

3,81

2,88

130

ПС 35/10 кВ Трубетчино

6,5

1,90

0,00

2,05

0,00

131

ПС 35/10 кВ Ратчино

5

0,58

0,34

0,42

0,79

132

ПС 35/10 кВ Каликино

6,4

0,55

1,15

0,82

1,32

133

ПС 35/10 кВ Борисовка

8

1,86

1,33

3,03

1,96

134

ПС 35/10 кВ Введенка

8

0,90

1,42

1,88

3,08

135

ПС 35/10 кВ Грязное

8

0,00

1,20

0,52

1,32

136

ПС 35/10 кВ Борино

12,6

1,12

1,90

2,96

2,07

137

ПС 35/10 кВ Частая Дубрава

8

0,77

0,74

1,51

1,13

138

ПС 35/10 кВ Троицкая

6,5

0,49

1,16

0,89

2,15

139

ПС 35/6 кВ Вешаловка

5

0,00

0,73

0,00

1,24

140

ПС 35/10 кВ Пружинки

5

0,00

0,43

0,10

0,70

141

ПС 35/10 кВ Стебаево

5

0,73

0,00

0,64

0,79

142

ПС 35/10 кВ Хлебопродукты

12,6

3,03

0,00

1,81

2,12

143

ПС 35/10 кВ Сенцово

20

1,74

0,43

1,55

1,40

144

ПС 35/10 кВ Мясокомбинат

12,6

0,35

0,71

2,08

2,62

145

ПС 35/6 кВ Птицефабрика

8

1,25

0,00

2,20

0,00

146

ПС 35/6 кВ Водозабор

20

0,80

0,12

0,86

0,22

147

ПС 35/10 кВ Петровская

6,5

0,28

0,39

0,25

0,62

148

ПС 35/10 кВ Лебедянка

5

0,33

0,09

0,50

0,22

149

ПС 35/10 кВ Новочеркутино

8

0,55

0,47

0,29

0,81

150

ПС 35/10 кВ Ивановка

5

0,06

0,39

0,16

0,65

151

ПС 35/10 кВ Поддубровка

5

0,00

1,44

1,22

0,28

152

ПС 35/10 кВ Плавица

3,2

0,40

0,32

0,59

0,55

153

ПС 35/10 кВ Паршиновка

4,1

0,00

0,32

0,00

0,44

154

ПС 35/10 кВ Талицкий Чамлык

7,2

0,56

0,31

0,44

0,39

155

ПС 35/10 кВ Демшинка

5

0,00

0,24

0,00

0,38

156

ПС 35/10 кВ Березняговка

3,2

0,10

0,58

0,12

0,80

157

ПС 35/10 кВ Дмитриевка

5

0,38

0,21

0,22

0,43

158

ПС 35/10 кВ Пашково

5

0,89

0,06

1,37

0,08

159

ПС 35/10 кВ Московка

3,2

0,00

0,51

0,12

0,54

160

ПС 35/10 кВ Бочиновка

8

0,85

0,79

1,54

1,39

161

ПС 35/10 кВ Федоровка

5

0,00

0,43

0,40

0,20

162

ПС 35/10 кВ Куликово

5

0,00

0,36

0,30

0,30

163

ПС 35/10 кВ Конь-Колодезь

5

0,00

1,49

0,68

1,50

164

ПС 35/10 кВ Дмитряшевка

5

0,00

0,34

0,30

0,20

165

ПС 35/10 кВ Речная

8

1,53

0,31

1,90

0,48

166

ПС 35/10 кВ Негачевка

5

0,00

0,36

0,20

0,10

167

ПС 35/10 кВ Карамышево

20

0,00

0,43

0,00

0,82

168

ПС 35/10 кВ Тюшевка

8

0,13

0,23

0,44

0,56

169

ПС 35/10 кВ Сселки

20

0,00

3,10

3,35

1,82

170

ПС 110/35/10 кВ Тербуны-110

20

6,22

3,22

7,00

4,06

Ном. мощность СН, МВА

20

1,98

0,00

3,44

0,00

Ном. мощность НН, МВА

20

4,24

3,22

3,56

4,06

171

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

16,3

1,06

4,35

0,88

6,98

Ном. мощность СН, МВА

16,3

1,06

2,83

0,88

4,17

Ном. мощность НН, МВА

16,3

0,00

1,52

0,00

2,81

172

ПС 110/35/10 кВ Волово

20

2,35

0,00

1,32

1,78

Ном. мощность СН, МВА

20

0,00

0,00

0,00

0,00

Ном. мощность НН, МВА

20

2,35

0,00

1,32

1,78

173

ПС 110/35/10 кВ Измалково

20

1,45

1,72

2,86

3,38

Ном. мощность СН, МВА

20

0,71

0,43

1,42

0,94

Ном. мощность НН, МВА

20

0,74

1,29

1,44

2,44

174

ПС 110/35/10 кВ Гороховская

32

2,71

6,36

4,58

11,16

Ном. мощность СН, МВА

32

1,65

4,73

3,98

8,82

Ном. мощность НН, МВА

32

1,07

1,63

0,60

2,34

175

ПС 110/35/10 кВ Донская

20

1,75

1,68

3,90

2,83

Ном. мощность СН, МВА

20

0,00

0,00

0,82

1,32

Ном. мощность НН, МВА

20

1,75

1,68

3,09

1,51

176

ПС 110/35/10 кВ Лебедянь

32

6,36

3,49

7,58

12,49

Ном. мощность СН, МВА

32

2,07

2,70

3,49

4,96

Ном. мощность НН, МВА

32

4,29

0,79

4,09

7,54

177

ПС 110/35/10 кВ Чаплыгин-новая

32

3,92

2,01

6,03

2,74

Ном. мощность СН, МВА

32

0,00

0,00

0,00

0,00

Ном. мощность НН, МВА

32

3,92

2,01

6,03

2,74

178

ПС 110/35/10 кВ Компрессорная

32

2,17

2,20

4,63

3,66

Ном. мощность СН, МВА

32

1,53

1,07

3,67

2,15

Ном. мощность НН, МВА

32

0,64

1,13

0,96

1,51

179

ПС 110/35/10 кВ Россия

32

2,38

0,79

4,73

1,45

Ном. мощность СН, МВА

32

2,00

0,55

4,14

0,94

Ном. мощность НН, МВА

32

0,38

0,24

0,59

0,51

180

ПС 110/35/10 кВ Березовка

26

0,00

2,56

1,77

1,49

Ном. мощность СН, МВА

26

0,00

1,76

1,11

1,09

Ном. мощность НН, МВА

26

0,00

0,80

0,66

0,41

181

ПС 110/35/10 кВ Астапово

32

3,95

1,08

2,00

4,58

Ном. мощность СН, МВА

32

2,01

0,00

1,12

1,35

Ном. мощность НН, МВА

32

1,94

1,08

0,88

3,23

182

ПС 110/35/10 кВ Химическая

32

4,61

1,70

7,29

4,44

Ном. мощность СН, МВА

32

2,55

0,75

4,87

2,13

Ном. мощность НН, МВА

32

2,06

0,95

2,42

2,31

183

ПС 110/35/6 кВ Бугор

126

9,72

9,79

12,56

13,53

Ном. мощность СН, МВА

126

4,41

3,31

4,14

4,33

Ном. мощность НН, МВА

126

5,31

6,48

8,43

9,20

184

ПС 110/35/6 кВ Цементная

135

23,20

5,70

14,99

23,24

5,96

16,96

Ном. мощность СН, МВА

103

14,90

5,89

13,40

9,86

Ном. мощность НН, МВА

135

8,30

5,70

9,10

9,84

5,96

7,11

185

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

50

1,74

2,60

1,66

3,47

Ном. мощность НН  6 кВ, МВА

25

1,15

1,07

0,71

1,15

Ном. мощность НН 10 кВ, МВА

25

0,59

1,53

0,95

2,31

ПС 110/35 кВ Т-3 Гидрооборудование

31,5

5,78

10,93

186

ПС 110/35/10 кВ Усмань

32

3,40

6,29

0,00

11,16

Ном. мощность СН, МВА

32

0,00

2,50

0,00

2,06

Ном. мощность НН, МВА

32

3,40

3,79

0,00

9,10

187

ПС 110/35/10 кВ Аксай

20

1,73

1,72

6,86

2,73

Ном. мощность СН, МВА

20

0,49

1,47

1,57

2,55

Ном. мощность НН, МВА

20

1,24

0,25

5,29

0,18

188

ПС 110/35/10 кВ Никольская

12,6

2,22

1,96

2,37

3,20

Ном. мощность СН, МВА

12,6

2,10

1,54

1,18

2,84

Ном. мощность НН, МВА

12,6

0,12

0,42

1,20

0,36

189

ПС 110/35/10 кВ Хворостянка

26

1,80

7,08

3,02

9,84

Ном. мощность СН, МВА

26

1,56

5,72

2,59

4,43

Ном. мощность НН, МВА

26

0,24

1,36

0,43

5,41

190

ПС 110/35/10 кВ Добринка

26

2,30

2,91

2,91

4,32

Ном. мощность СН, МВА

26

1,23

0,41

1,66

0,55

Ном. мощность НН, МВА

26

1,07

2,50

1,24

3,77

191

ПС 110/35/10 кВ Верхняя Матренка

12,6

0,26

0,90

0,50

1,61

Ном. мощность СН, МВА

12,6

0,00

0,63

0,08

1,13

Ном. мощность НН, МВА

12,6

0,26

0,27

0,41

0,48

192

ПС 110/35/10 кВ Казинка

32

3,52

7,26

2,08

14,52

Ном. мощность СН, МВА

32

1,91

6,71

0,00

9,92

Ном. мощность НН, МВА

32

1,61

0,53

2,08

4,60

193

ПС 110/35/10 кВ Доброе

32

4,29

5,08

3,36

10,16

Ном. мощность СН, МВА

32

2,64

3,51

0,00

7,63

Ном. мощность НН, МВА

32

1,65

1,57

3,36

2,54

194

ПС 110/35/6 кВ Новая Деревня

20

3,13

4,39

4,16

4,03

Ном. мощность СН, МВА

20

1,63

3,50

2,33

3,82

Ном. мощность НН, МВА

20

1,50

0,89

1,83

0,21

195

ПС 110/35/6 кВ Вербилово

16,3

0,26

0,48

1,67

0,86

Ном. мощность СН, МВА

16,3

0,00

0,00

1,55

0,00

Ном. мощность НН, МВА

16,3

0,26

0,48

0,12

0,86

196

ПС 110/35/10 кВ Хлевное

32

0,00

11,10

5,11

9,03

Ном. мощность СН, МВА

32

0,00

5,90

1,90

6,26

Ном. мощность НН, МВА

32

0,00

5,20

3,21

2,77

197

ПС 110/35/10 кВ Набережное

16,3

1,19

1,11

1,79

1,91

Ном. мощность СН, МВА

16,3

1,19

0,48

1,79

0,77

Ном. мощность НН, МВА

16,3

0,00

0,64

0,00

1,14

198

ПС 110/35/10 кВ Троекурово

16,3

0,60

0,19

1,22

0,54

Ном. мощность СН, МВА

16,3

0,50

0,08

0,97

0,28

Ном. мощность НН, МВА

16,3

0,10

0,11

0,26

0,26

4.2.2 Анализ существующей загрузки ЛЭП 110 кВ

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

4.2.3 Рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 кВ

На основании имеющихся дефектых актов ниже даны рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 кВ.

- ПС 110 кВ Донская – на подстанции требуется замена силового траснформатора Т2 10 МВА, находящегося в неудовлетворительном состоянии (на основании протокола ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 20.04.2020 г.);

– ПС 110 кВ Лебедянь – срок службы данной подстанции 53 года, что значительно превышает нормативный. Основное оборудование подстанции находится в неудовлетворительном состоянии. Необходимо проведение комплексной реконструкции данной ПС 110 кВ (на основании протокола ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 20.04.2020 г.);

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

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

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

– ПС 110 кВ Березовка – на подстанции требуется выполнить замену ОД и КЗ 110 кВ в цепи Т1 на элегазовый выключатель (1 шт.), трансформаторов тока (3 шт.), устройств РЗА (на основании перечня опасных мест на объектах УПБ СПС Лебедянского р-на филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 30.11.2016 г.);

– ПС 110 кВ Гидроборудование – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей на элегазовые (6 шт.), трансформаторов тока (27 шт.), разъединителей (27 шт.), устройств РЗА (на основании протокола филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 27.04.2020 г.);

(абзац в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

– ПС 110 кВ Компрессорная – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей на элегазовые (5 ш.), трансформаторов тока (24 шт.), разъединителей (23 шт.), устройств РЗА (на основании протокола филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 27.04.2020 г.);

(абзац в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

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

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

– ПС 110 кВ Тербуны – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели 110 кВ в связи с неудовлетворительным техническим состоянием, а также ОД и КЗ 110 кВ в цепях Т1 и Т2 в связи с неудовлетворительным техническим состоянием на элегазовые выключатели 110 кВ и установка ТТ (на основании дефектного акта ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г. и технических условий на технологическое присоединение ООО «Елецкие овощи» и ОЭЗ «Елец»). Также требуется замена разъединителей, установка УУОТ, шкафов УРЗА, терминала автоматики управления РПН, терминала РЗА СВ 35 кВ;

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

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

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

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

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

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

– ПС 110 кВ Химическая – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей на элегазовые, трансформаторов тока, разъединителей, устройств РЗА (на основании протокола филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 27.04.2020 г.).

(абзац в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

В таблице 41 приведены объемы работ по реконструкции ВЛ 110 кВ.

«

Таблица 41

(таблица 41 в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

Объемы работ по реконструкции ВЛ 110 кВ

№ п/п

Наименование
ВЛ 110 кВ

Протяженность по трассе, км

Объем работ

Год проведения работ

1

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

2021

2

ВЛ 110 кВ Касторное

26,9

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

2021

3

ВЛ 110 кВ Ольховец

7,49

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

2023

4

ВЛ 110 кВ Становая Правая, ВЛ 110 кВ Становая Левая

29

Реконструкция 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 на провод аналогичного сечения, грозотроса, сцепной арматуры и изоляции

2020

5

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 АС-95 и АЖ-120 на АС-120 для приведения в соответствие с ПУЭ 7 изд. п. 2.5.77 (минимально допустимое сечение сталеалюминиевого провода по условиям механической прочности ВЛ 35 кВ и выше, сооружаемых на двухцепных или многоцепных опорах, составляет 120/19 мм2) на участке опор №1-263

2021

6

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

2024

7

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 на провод аналогичного сечения и грозотроса в анкерном пролете №42-45 на переходе через р. Воронеж

2024

8

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 на провод аналогичного сечения, 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

2024

9

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

2024

10

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

2024

».

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 42 и 43 (в соответствии с данными утверждённой редакции СиПР ЕЭС):

Таблица 42

Прогноз потребления электроэнергии, Млн кВтч

Год

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Липецкая область

13014

13314

13494

13679

13889

13971

Прирост

-

2,3%

1,4%

1,4%

1,5%

0,6%

Таблица 43

Прогноз потребления мощности, МВт

Год

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Липецкая область

1911

1956

1984

2012

2038

2055

Прирост

-

2,4%

1,4%

1,4%

1,3%

0,8%

Согласно данным, представленным в таблицах 42 и 43, в период до 2025 г. 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 44 и 45:

Таблица 44

(таблица 44 в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

Прогноз потребления электроэнергии, млн. кВтч

Год

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Липецкая область

13287

13647

13656

13912

14167

14181

Прирост

-

2,5%

1,2%

1,7%

2%

1,5%

Таблица 45

(таблица 45 в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

Прогноз потребления мощности, МВт

Год

2020

2021

2022

2023

2024

2025

»;

Липецкая область

1940

1995

2010

2040

2069

2076

Прирост

-

2%

1,3%

1,4%

1,5%

1%

Анализ перспективной балансовой ситуации (базовый вариант развития) показывает, что рост электропотребления энергосистемы Липецкой области в среднем за период 2021-2025 гг. будет обеспечиваться на 64 % за счёт собственной генерации и на 36% за счет сальдо-перетоков из соседних энергосистем.

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

В таблице 46 приведен перечень планируемых к выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области с высокой вероятностью реализации, предусмотренных проектом СиПР ЕЭС 2020-2026 гг. (базовый вариант развития).

Таблица 46

Электростанция

Ст. №

Уст. мощность исходная, МВт

Уст. мощность / изменение уст. мощности, МВт

Год

Тип мероприятия

Данковская ТЭЦ*

1

5

0 / –5

2020

Вывод из эксплуатации

2

4

0 / –4

2020

Вывод из эксплуатации

*согласно информации от филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» вывод генерирующего оборудования Данковской ТЭЦ не планируется.

В таблице 47 приведен перечень планируемых к строительству генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области с высокой вероятностью реализации, предусмотренных проектом СиПР ЕЭС 2020-2026 гг. (базовый вариант развития).

Таблица 47

Электростанция

Ст. №

Уст. мощность исходная, МВт

Уст. мощность / изменение уст. мощности, МВт

Год

Тип мероприятия

УТЭЦ-2 (НЛМК)

1

0

150 / +150

2023

Ввод в эксплуатацию

2

0

150 / +150

2023

Ввод в эксплуатацию

5.3 Перспектива изменения установленной мощности в энергосистеме Липецкой области

Перспектива изменения установленной мощности на перспективу до 2025 г. по энергосистеме Липецкой области по базовому варианту развития приведена таблице 48, МВт.

Таблица 48

Год

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Установленная мощность, МВт

1155,5

1155,5

1155,5

1455,5

1455,5

1455,5

Липецкая ТЭЦ-2

515

515

515

515

515

515

Елецкая ТЭЦ

57

57

57

57

57

57

Данковская ТЭЦ

0

0

0

0

0

0

ТЭЦ НЛМК

332

332

332

332

332

332

УТЭЦ (НЛМК)

150

150

150

150

150

150

ГУБТ №2 ГТРС за ДП №7 (НЛМК)

20

20

20

20

20

20

ГУБТ №1 ГТРС за ДП №6 (НЛМК)

20

20

20

20

20

20

ТЭЦ ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

12

12

12

12

12

12

Мини ТЭЦ ООО «ТК ЛипецкАгро»

6,7

6,7

6,7

6,7

6,7

6,7

ТЭЦ сахарных заводов

42,77

42,77

42,77

42,77

42,77

42,77

Ввод мощности

0

0

0

300

300

300

УТЭЦ-2 (НЛМК)

0

0

0

300

300

300

Вывод мощности

9

0

0

0

0

0

Данковская ТЭЦ ТГ-1*

-5

Данковская ТЭЦ ТГ-2*

-4

*- согласно информации от филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» вывод генерирующего оборудования Данковской ТЭЦ не планируется.

Перспектива изменения установленной мощности на текущий год и перспективу 5 лет по энергосистеме Липецкой области по региональному варианту развития приведена в таблице 49, МВт.

Таблица 49

Объект/год

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Установленная мощность

1176,07

1176,07

1176,07

1476,07

1476,07

1476,07

Липецкая ТЭЦ-2

515

515

515

515

515

515

Елецкая ТЭЦ

57

57

57

57

57

57

Данковская ТЭЦ

9

9

9

9

9

9

ТЭЦ НЛМК

332

332

332

332

332

332

УТЭЦ (НЛМК)

150

150

150

150

150

150

УТЭЦ-2 (НЛМК)

0

0

0

300

300

300

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»

12

12

12

12

12

12

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

9,1

0

0

300

300

300

ТЭЦ Хмелинецкого сахарного завода ОАО «Аврора»

7,5

Мини-ТЭС

ООО «Компания Ассоль»

1,6

УТЭЦ-2 (НЛМК)

0

0

0

300

300

300

Вывод мощности

9

0

0

0

0

0

Данковская ТЭЦ ТГ-1*

-5

Данковская ТЭЦ ТГ-2*

-4

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

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

5.4.1. Перспективы развития ветроэнергетики региона

На рисунке 10 представлена карта ветровых ресурсов России с выделением Липецкой области.

Рисунок 10. Карта ветровых ресурсов в России и центральной части

Для 1 категории характерна мощность ветрового потока менее 200 Вт/м2 при среднегодовой скорости ветра на открытой местности менее 4,5 м/с. Для второй категории мощность ветрового потока составляет 200 – 400 Вт/м2 при среднегодовой скорости ветра на открытой местности от 4,5 до 5,5 м/с. При том что экономически обоснованная номинальная скорость ветра стандартной ВЭУ составляет более 12 м/с (две среднегодовые скорости ветра). В соответствии с картой ветровых ресурсов, выявлено, что территория региона относится к 1 и 2 категориям, что означает, что вероятность развития системной ветроэнергетики крайне низкая.

5.4.2 Перспективы развития солнечной энергетики региона

Данный вид энергетики основывается на преобразовании электромагнитного солнечного излучения в электрическую или тепловую энергию. Потенциал развития солнечной энергетики в Липецкой области определяется тем, что выработка солнечной энергии в первую очередь зависит от географической широты, погоды, времени суток и необходимости очистки панелей от снега и пыли.

Рисунок 11. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на м² за один день на территории РФ

Рисунок 12. Продолжительность солнечного сияния в России

Как видно из рисунка 11, суммарная солнечная радиация на территории Липецкой области на 1 м² составляет от 3,0 до 3,5 кВт∙ч/м², а продолжительность солнечного сияния – менее 1 700 ч/год (рисунок 12).

По приведенным выше картам можно приблизительно оценить максимальную возможную величину выработки электроэнергии на территории Липецкой области: 150-170 млн кВт∙ч в год. Выработка электроэнергии на солнечных электростанциях может осуществляться преимущественно в летний период.

На территории ОЭЗ Елецпром Елецкого района Липецкой области возможно строительство солнечной электростанции (СЭС) с кристаллическими солнечными модулями на 4,9 МВт с прогнозным объемом производства электрической энергии (мощности) 6 млн кВт·ч. Применение солнечных электростанций на территории Липецкой области требует дополнительной проработки. Точно место подключения будет определяться по результатам проектирования.

5.4.3 Перспективы развития малой гидроэнергетики региона

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

В настоящее время намечена тенденция к возрождению малой энергетики на территории Липецкой области. В таблице 50 представлены основные характеристики МГЭС, планируемых к восстановлению на территории региона.

Таблица 50

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

6

МГЭС

Красивая Меча

2,04

2,04

д. Тютчево, бассейн реки Красивая Меча, Липецкая область

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.

5.4.4 Энергетический потенциал отходов сельского хозяйства региона

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

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

Таблица 51

Валовой биоэнергетический потенциал отходов сельского хозяйства

Липецкой области

Отрасли

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

Растениеводство

Зерновые культуры

1061,5

Масленичные культуры

64,8

Сахарная свекла

22,3

Картофель

4,9

Итого по растениеводству

1153,5

Животноводство

Молочное стадо

23,2

Выращивание и откорм КРС

21,9

Мелкий рогатый скот

0,8

Свиноводство

27,9

Птицеводство

30,6

Итого по животноводству

104,4

Всего

1257,9

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

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

Таблица 52

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, однако данный вопрос требует дополнительной проработки в рамках самостоятельного проекта.

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

Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии (базовый вариант развития в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2020-2026) представлена в таблице 53.

Таблица 53

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

№

Показатель

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

Потребление

13014

13314

13494

13679

13889

13971

Прирост

-

2,3%

1,4%

1,4%

1,5%

0,6%

2

Покрытие (производство электрической энергии)

5413

5487

5655

5869

8252

8521

Прирост

-

1,4%

3,1%

3,8%

40,6%

3,3%

3

Сальдо-перетоков

7601

7827

7839

7810

5637

5450

Прирост

-

3,0%

0,2%

-0,4%

-27,8%

-3,3%

Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности (базовый вариант развития) представлена в таблице 54.

Таблица 54

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

№

Показатель

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

Потребление

1911

1956

1984

2012

2038

2055

Прирост

-

2,4%

1,4%

1,4%

1,3%

0,8%

2

Покрытие (установленная мощность)

1155,5

1155,5

1155,5

1455,5

1455,5

1455,5

Анализ перспективной балансовой ситуации (базовый вариант развития) показывает, что рост электропотребления энергосистемы Липецкой области в среднем за период 2021-2025 гг. 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 55.

Таблица 55

Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии

(региональный вариант развития), млн кВтч

№

Показатель

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

Потребление

13287

13647

13656

13912

14167

14181

Прирост

2,1%

2,5%

1,2%

1,7%

2%

1,5%

2

Покрытие

(производство электрической энергии)

5497,5

5579,6

5663,3

5776,6

5892,1

5949,7

Прирост

0,5%

1,5%

1,5%

2,0%

2,0%

1,0%

3

Сальдо-перетоков

7789,5

8067,4

7992,7

8135,4

8274,9

8231,3

Прирост

3,9%

3,4%

-0,9%

1,7%

1,7%

-0,5%

Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности (региональный вариант развития) представлена в таблице 56.

Таблица 56

Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности

(региональный вариант развития), МВт

№

Показатель

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

Потребление

1940

1995

2010

2040

2069

2076

Прирост

1,5%

2%

1,3%

1,4%

1,5%

1%

2

Покрытие (установленная мощность)

1158,47

1158,47

1158,47

1458,47

1458,47

1458,47

Анализ перспективной балансовой ситуации (базовый вариант развития) показывает, что рост электропотребления энергосистемы Липецкой области в среднем за период 2021-2025 гг. будет обеспечиваться на 41% за счёт собственной генерации и на 59% за счет сальдо-перетоков из соседних энергосистем.

5.6 Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше

5.6.1 Решения по электрическим сетям напряжением 220 кВ и выше

Ниже приводятся решения по электрическим сетям 220 кВ и выше, расположенным на территории Липецкой области, на период до 2025 года по двум вариантам развития:

- базовый (умеренный) вариант, на основании прогноза электропотребления и мощности, разрабатываемого 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 проекту «Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы» на территории Липецкой области запланированы следующие мероприятия по усилению сети напряжением 220 кВ и выше (таблица 57):

Таблица 57

№

п/п

Наименование объекта

Наименование мероприятия

Срок реализации

1

ПС 220кВ РП-3

Строительство ПС 220кВ РП-3 трансформаторной мощностью 400 МВА

(2х200 МВА)

2023

2

ВЛ 220кВ Северная-Металлургическая I, II цепь

Реконструкция ВЛ 220кВ Северная-Металлургическая I, II цепь со строительством заходов на ПС 220кВ РП-3 ориентировочной протяженностью 6 км (4х1,5 км)

2023

3

ПС 500кВ Борино

Реконструкция ПС 500кВ Борино с заменой фаз А,В АТ-2 мощностью по 167МВА автотрансформатора

2025-2026

4

ПС 220кВ Правобережная

Реконструкция ПС 220кВ Правобережная с заменой трех трансформаторов 220/11/35кВ мощностью 125МВА, трансформатора 35/10кВ мощностью 10МВА на автотрансформатор 220/110/38,5кВ мощностьб 150МВА, автотрансформатор 220/110/10,5кВ мощностью 150МВА

2021

5

ПС 220кВ Елецкая

Реконструкция ПС 220кВ Елецкая с заменой автотрансформатора 220/110/35кВ мощностью 125МВА на автотрансформатор мощностью 125МВА

2025

6

ВЛ 220кВ Липецкая-Казинка I, II цепь

ВЛ 220кВ Липецкая-Казинка I, II цепь с заменой провода ориентировочной протяжённостью 19,37 км

2021

7

ПС 220кВ Металлургическая

Установка на ВЛ 110кВ Липецкая-ТЭЦ-2-Металлургическая Левая, ВЛ 110кВ Липецкая-ТЭЦ-2-Металлургическая Правая, ВЛ 110кВ Липецкая ТЭЦ-2-Металлургическая I цепь, ВЛ 110кВ Липецкая ТЭЦ-2-Металлургическая II цепь токоограничивающих реакторов сопротивлением по 7,4 Ом. Реконструкция ПС 220кВ Металлургическая с установкой шинных разъединителей: ШР 110 I СШ Прокат левая, ШР 110 II СШ Прокат правая и ШР 110 II СШ ГПП-5 правая

2023

Для определения достаточности мероприятий по усилению сети 220 кВ далее проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2021 и 2025 гг. Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2021 и 2025 гг. представлены на рисунках 1-8 (Приложение 10). Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках 9–52 (Приложение 10).

Карты-схемы электрических сетей 110 кВ и выше Липецкой области на 2020 г. и на период 2021-2025 гг. (базовый вариант), принципиальные схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2020 г. и на период 2021-2025 гг. (базовый вариант) представлены в Приложении 14.

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

При существенно возросших перетоках активной мощности на север по сечению «Воронежское-2» ВЛ 550 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС и ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино (перетоки от шин 500 кВ ПС 500 кВ Борино и НВАЭС к шинам ПС 500 кВ Липецкая), шунтирующими связями более низкого класса напряжения, которые подвергаются риску недопустимых токовых перегрузок, являются АТ-1, АТ-2 ПС 500 кВ Борино, ВЛ 220 кВ Борино - Новая I цепь, ВЛ 220 кВ Борино - Новая II цепь, ВЛ 220 кВ Северная - Новая I цепь, ВЛ 220 кВ Северная - Новая II цепь.

На рисунках 9-18 представлен послеаварийный режим «В ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино, аварийное отключение ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС» в летний минимум 2021 г., 2025 г., при этом выявлена токовая перегрузка следующего оборудования:

АТ-1, АТ-2 ПС 500кВ Борино (2021 г. - нагрузка - 849А, что соответствует загрузке 122% АДТН); (2025 г. - нагрузка - 814А, что соответствует загрузке 117% АДТН), при аварийно допустимой токовой нагрузке АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Борино, равной 693А, на время не более 20 минут;

ВЛ 220 кВ Борино - Новая I, II цепь (2021 г. - 1565А (1565А), загрузка - 184% АДТН (2025 г. - 1491А (1491А), загрузка - 175% АДТН, при аварийно допустимой токовой нагрузке для данной ЛЭП, равной 852 А, при температуре +25 0С, на время не более 30 минут;

ВЛ 220 кВ Северная - Новая I, II цепь (2021 г. – 1335 А, загрузка - 162% АДТН; (1460А), загрузка - 177% АДТН; (2025 г. – 1392 А, загрузка - 169% АДТН; (1320 А), загрузка - 160% АДТН, при аварийно допустимой токовой нагрузке для данной ЛЭП, равной 825 А, при температуре +25 0С, на время не более 30 минут.

В рассмотренной ремонтной схеме при угрозе возникновения перегрузки ВЛ 220 кВ Борино - Новая I, II цепь  и ВЛ 220 кВ Северная - Новая I, II цепь в случае аварийного отключения второй ВЛ 500 кВ контролируемого сечения работа оборудования в недопустимых режимах ликвидируется делением сети с отключением связей 110-220 кВ, шунтирующих ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино, в зависимости от существующих перетоков по сечению 500 кВ.

Данные мероприятия снижают надежность электроснабжения объектов ПАО «НЛМК», запитанных от ПС 220 кВ Новая. С целью исключения работы оборудования в недопустимых режимах рекомендуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь с действием на АРС Нововоронежской АЭС-2 или отключение ВЛ 220 кВ Борино – Новая I и II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино. Установка АОПО позволит повысить надежность электроснабжения и исключит необходимость деления сети по 110-220 кВ с ослаблением схемы электроснабжения объектов ПАО «НЛМК» в ремонтных схемах.

В рассматриваемом режиме с учётом работы предлагаемой АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь с действием на АРС Нововоронежской АЭС-2 и отключением ВЛ 220 кВ Борино – Новая I и II цепь в летний минимум 2025 г. нагрузка ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая) составит 1223 А, что соответствует 240% ДДТН, нагрузка ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) составит 1191, что соответствует 233% ДДТН для провода АС-185, при температуре +250 С. Нагрузка ВЛ 110 кВ Чалыгин-2 сотавит 867 А, что соответствует 187% ДДТН для провода АС-150, при температуре +250 С. Предлагается установка АОПО на ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая) с отключением их на ПС 220 кВ Правобережная и отключение ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2 со стороны ПС 110 кВ Компрессорная существующей АОПО на ПС 110 кВ Компресорная.

Ниже приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети 110 кВ и выше в районе ПС 500 кВ Борино, на уровне нагрузок летнего минимума и максимума 2021 и 2025 гг.

На рисунках 19 - 26 представлен послеаварийный режим в летний и зимний минимум, максимум 2021 г. и 2025 г. отключения ВЛ 550 кВ Липецкая-Борино в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Борино-Новая I (II) цепь. Наиболее тяжелым данный режим является в летний минимум 2021 г. и 2025 г., когда:

токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино - Новая II (I) цепь (2021 г. – 815 А, загрузка - 95% АДТН; 2025 г. - 744А, загрузка –87% АДТН, при аварийно допустимом токе для данной линии, равном 852 А, при температуре +250С.

На рисунках 27 - 28 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2021 г. и 2025 г. отключения ВЛ 550 кВ Липецкая-Борино цепь в схеме ремонта ВЛ 220кВ Северная-Новая I (II). Наиболее тяжелым данный режим является в летний минимум 2025 г., когда:

токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино - Новая II (I) цепь равна 646 А, загрузка - 75% АДТН, при аварийно допустимом токе для данной линии, равном 852 А, при температуре +250С.

На рисунках 29 - 32 представлен послеаварийный режим в летний и зимний минимум 2021 г. и 2025 г. отключения АТ-1 ПС 500 кВ Борино в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая-Борино. Во всех указанных периодах нагрузка оставшегося в работе АТ-2 на ПС 500 кВ Борино не превышает аварийно допустимой нагрузки. Нагрузка АТ-2 будет варьироваться от 606 А до 667 А. С целью исключения превышения ДДТН АТ-2 (АТ-1) рекомендуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь с действием на АРС Нововоронежской АЭС-2 или отключение ВЛ 220 кВ Борино – Новая I и II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино.

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

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

Расчеты приводятся в зимний максимум, летний максимум 2025 г. как в период, характеризующийся максимальной нагрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей.

На рисунке 33 приведён расчёт режима летнего максимума нагрузок 2025 года. Отключение ВЛ 220 кВ Борино-Правобережная II цепь в схеме ремонта 2 сек. 110кВ ПС 220 кВ Новая. Параметры режима находятся в области допустимых значений.

На рисунке 34 рассмотрен режим зимнего максимума нагрузок 2025 года. Отключение ВЛ 220 кВ Борино-Правобережная II цепь в схеме ремонта 2 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Новая. Параметры режима находятся в области допустимых значений.

Расчет электроэнергетических режимов в сети района ПС 220 кВ Казинка.

Ниже приведены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка.

На рисунках 34-36 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2021 г. и 2025 г. Отключение ВЛ 500кВ Липецкая-Борино в схеме ремонта 1 сек. 220 кВ ПС 550 кВ Липецкая. В летний минимум 2021 г. наблюдается превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Липецкая-Казинка II цепь до 855 А загрузка – 120%, при длительно допустимом токе для провода АСО-300, равном 710 А, при температуре +250С. Ликвидация перегрузки оборудования осуществляется работой существующей АОПО  ВЛ 220 кВ Липецкая-Казинка I, II цепь и схемно-режимными мероприятиями по увеличению генерации на Липецкой ТЭЦ-2.

На рисунках 37-42 рассмотрен режим летнего и зимнего максимума нагрузок 2021 и 2025 годов. Отключение ВЛ 220 кВ Липецкая-Северная II цепь в схеме ремонта 1 сек. 220 кВ ПС 550 кВ Липецкая. Наблюдается превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Липецкая-Казинка II цепь от 751 А, загрузка – 106%, при длительно допустимом токе для провода АСО-300, равном 710 А, при температуре +250С в летний максимум 2021 г. до 1003 А, загрузка – 141%, при длительно допустимом токе для провода АСО-300, равном 710 А, в зимний максимум 2021 г. Ликвидация перегрузки оборудования осуществляется работой существующей АОПО ВЛ 220 кВ Липецкая-Казинка I, II цепь и схемно-режимными мероприятиями по делению сети. В 2025 г. параметры рассматриваемого режима находятся в области допустимых значений.

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

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

На рисунке 45 представлен послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в схеме ремонта АТ-2 в зимний максимум 2025 года, при этом токовая нагрузка оставшихся в работе АТ-3 составит 374 А, что соответствует 119%Iном. Параметры режима находятся в области допустимых значений.

На рисунке 45 представлен послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая в зимний максимум 2025 года. Перегрузка оборудования ликвидируется путём выполнения превентивных мероприятий по увеличению генерации Елецкой ТЭЦ и регулирования РПН на АТ 3 ПС 220 кВ Елецкая и АТ-1, АТ-2 на ПС 220 кВ Тербуны.

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

В данном разделе представлены результаты расчетов токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра и АО «ОЭЗ ППТ «Липецк». В рассматриваемый период не планируется изменение топологии сети 110 кВ и выше и ввод генерирующих мощностей на электростанциях области, расчеты приводятся на 2025 г.

В таблице 58 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра и АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» на 2025 г.

              Таблица 58

Уровни токов КЗ на период до 2025 г.

Подстанция

Ток отключения выкл., кА

Значения токов короткого замыкания, кА

трехфазный

однофазный

Липецкая

шины 220 кВ

40

38,83

40,60*

Борино

шины 220 кВ

31,5; 40

28,75

30,76

Елец 500

шины 220 кВ

31,5; 40

20,76

23,04

Новая

шины 220 кВ

40; 50

29,44

24,95

шины 220 кВ**

40; 50

31,45

27,33

шины 110 кВ

40; 50

32,16

32,65

В 220 кВ Северная I, II цепь

25

17,13

13,00

В 220 кВ Северная I, II цепь**

25

30,27

26,34

Правобережная

шины 220 кВ

40

20,78

16,88

шины 110 кВ

40

26,44

26,23

Сокол

шины 220 кВ

-

10,82

7,99

шины 110 кВ

31,5

20,27

18,74

Северная

шины 220 кВ

40

33,72

31,69

шины 110 кВ

40, 50

28,79

31,32

Металлургическая

шины 220 кВ

40; 50

31,80

27,71

шины 110 кВ

40; 42

33,73

36,72

Дон

шины 220 кВ

25

10,12

8,08

шины 110 кВ

20; 31,5; 40

12,40

12,34

Елецкая 220

шины 220 кВ

25

14,94

12,79

шины 110 кВ

20; 25; 40; 42

17,85

19,57

КС-29

шины 220 кВ

25; 40; 50

14,78

15,66

Маяк

шины 220 кВ

25

13,33

11,27

Тербуны 220

шины 220 кВ

отсутст.

4,87

4,30

шины 110 кВ

25; 40

8,00

8,96

Казинка

шины 220 кВ

40

27,01

22,61

шины 110 кВ

40

16,62

18,93

Грязи-Орловские

шины 220 кВ

40

11,23

9,24

Пост-474

шины 220 кВ

-

10,90

8,52

Усмань-Тяговая

шины 220 кВ

40

7,10

6,02

Чириково

шины 220 кВ

40

11,07

9,02

Овощи Черноземья

шины 220 кВ

40

7,12

7,12

*соответствующий уровень токов короткого замыкания, превышающих отключающую способность выключателей, выявлен также для В 220 кВ АТ-1, В 220 кВ АТ-2, В 220 кВ АТ-3, В 220 кВ СВ-13, В 220 кВ СВ-24.

**значения ТКЗ без учета проведения режимных мероприятий по снижению уровней токов КЗ (размыкание ШСВ 220 кВ ПС 220 кВ Новая).

Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2025 г. показали необходимость:

- замены коммутационного оборудования на ПС 220 кВ Новая (В 220 кВ ВЛ 220 кВ Северная I, II цепь), либо установки токоограничивающего оборудования, либо отключения ШСВ 220 кВ ПС 220 кВ Новая для снижения токов короткого замыкания (до 23,5 кА) в качестве альтернативного мероприятия. Возможность применения мероприятия по делению сети должна быть определена исходя из схемно-режимной ситуации;

- замены коммутационного оборудования на ПС 500 кВ Липецкая (В 220 кВ АТ-1, В 220 кВ АТ-2, В 220 кВ АТ-3, В 220 кВ СВ-13, В 220 кВ СВ-24), либо установки токоограничивающего оборудования, либо отключения одного АТ на ПС 500 кВ Липецкая в качестве альтернативного мероприятия. Возможность применения мероприятия по делению сети должна быть определена исходя из схемно-режимной ситуации.

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

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

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

Для определения мероприятий по усилению сети 220 кВ и мероприятий, необходимых для подключения электросетевых объектов, далее проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше. Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2021 и 2025 гг. представлены на рисунках 1-8 (Приложение 11). Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках 9 – 35 (Приложение 11).

Карты-схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2021-2025 гг. (региональный вариант), принципиальные схемы электрических сетей 35 кВ и выше Липецкой области на 2021-2025 гг. (региональный вариант) представлены в Приложении 15.

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

При существенно возросших перетоках активной мощности на север по сечению «Воронежское-2» ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС и ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино (перетоки от шин 500 кВ ПС 500 кВ Борино и НВАЭС к шинам ПС 500 кВ Липецкая), шунтирующими связями более низкого класса напряжения, которые подвергаются риску недопустимых токовых перегрузок, являются АТ-1, АТ-2 ПС 500 кВ Борино, ВЛ 220 кВ Борино - Новая I цепь, ВЛ 220 кВ Борино - Новая II цепь, ВЛ 220 кВ Северная - Новая I цепь, ВЛ 220 кВ Северная - Новая II цепь.

На рисунках 9-18 представлен послеаварийный режим «В ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино, аварийное отключение ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС» в летний минимум 2021 г., 2025 г., при этом выявлена токовая перегрузка следующего оборудования:

АТ-1, АТ-2 ПС 500 кВ Борино (2021 г. - нагрузка – 849 А, что соответствует загрузке 122% АДТН); (2025 г. - нагрузка – 814 А, что соответствует загрузке 117% АДТН), при аварийно допустимой токовой нагрузке АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Борино, равной 693 А, на время не более 20 минут;

ВЛ 220 кВ Борино - Новая I, II цепь (2021 г. – 1565 А (1565 А), загрузка - 184% АДТН, (2025 г. – 1515 А (1515 А) загрузка - 178% АДТН, при аварийно допустимой токовой нагрузке для данной ЛЭП, равной 852 А, при температуре +250С, на время не более 30 минут;

ВЛ 220 кВ Северная - Новая I, II цепь (202 1г. – 1335 А, загрузка - 162% АДТН; (1460 А), загрузка - 177% АДТН; (2025 г. - 1412А, загрузка - 171% АДТН; (1333А), загрузка - 162% АДТН, при аварийно допустимой токовой нагрузке для данной ЛЭП, равной 825 А, при температуре +250С, на время не более 30 минут.

В рассмотренной ремонтной схеме, при угрозе возникновения перегрузки ВЛ 220 кВ Борино - Новая I, II цепь  и ВЛ 220 кВ Северная - Новая I, II цепь в случае аварийного отключения второй ВЛ 500 кВ контролируемого сечения работа оборудования в недопустимых режимах ликвидируется делением сети с отключением связей 110-220 кВ, шунтирующих ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино, в зависимости от существующих перетоков по сечению 500 кВ.

Данные мероприятия снижают надежность электроснабжения объектов ПАО «НЛМК», запитанных от ПС 220 кВ Новая. С целью исключения работы оборудования в недопустимых режимах рекомендуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь с действием на АРС Нововоронежской АЭС-2 или отключение ВЛ 220 кВ Борино – Новая I и II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино. Установка АОПО позволит повысить надежность электроснабжения и исключит необходимость деления сети по 110-220 кВ с ослаблением схемы электроснабжения объектов ПАО «НЛМК» в ремонтных схемах.

В рассматриваемом режиме с учётом работы предлагаемой АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь с действием на АРС Нововоронежской АЭС-2 и отключением ВЛ 220 кВ Борино – Новая I и II цепь в летний минимум 2025 г. нагрузка ВЛ 110кВ Московская Левая (Правая) составит 1223А, что соответствует 240% ДДТН, нагрузка ВЛ 110кВ Привокзальная Левая (Правая) составит 1191, что соответствует 233% ДДТН для провода АС-185, при температуре +250 С. Нагрузка ВЛ 110кВ Чалыгин-2 сотавит 867А, что соответствует 187% ДДТН для провода АС-150, при температуре +250 С. Предлагается установка АОПО на ВЛ 110кВ Московская Левая (Правая) с отключением их на ПС 220кВ Правобережная и отключение ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2 со стороны ПС 110 кВ Компрессорная существующей АОПО на ПС 110 кВ Компресорная.

Ниже приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети 110 кВ и выше в районе ПС 500 кВ Борино, на уровне нагрузок летнего минимума и максимума 2021 и 2025 гг.

На рисунках 19 - 26 представлен послеаварийный режим в летний и зимний минимум, максимум 2022 г. и 2025 г. отключения ВЛ 220кВ Борино-Новая I (II) цепь в схеме ремонта ВЛ 550кВ Липецкая-Борино. Наиболее тяжелым данный режим является в летний минимум 2022 г. и 2025 г., когда:

токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино - Новая II (I) цепь (2021 г. - 815А, загрузка - 95% АДТН; 2025 г. - 758А, загрузка – 89% АДТН, при аварийно допустимом токе для данной линии, равном 852А, при температуре +250С.

На рисунках 27 - 28 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2021 г. и 2025 г. отключения ВЛ 550кВ Липецкая-Борино цепь в схеме ремонта ВЛ 220кВ Северная-Новая I (II). Наиболее тяжелым данный режим является в летний минимум 2025 г., когда:

токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Борино - Новая II (I) цепь, равна 646А, загрузка - 75% АДТН, при аварийно допустимом токе для данной линии, равном 852А, при температуре +250С.

На рисунках 29 - 32 представлен послеаварийный режим в летний и зимний минимум 2021 г. и 2025 г. отключения АТ-1 ПС 500 кВ Борино в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Липецкая-Борино. Во всех указанных периодах нагрузка оставшегося в работе АТ-2 на ПС 500 кВ Борино не превышает аварийно допустимой нагрузки. Нагрузка АТ-2 будет варьироваться от 606А до 670А. С целью исключения превышения ДДТН АТ-2 (АТ-1) рекомендуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Борино – Новая I, II цепь с действием на АРС Нововоронежской АЭС-2 или отключение ВЛ 220 кВ Борино – Новая I и II цепь со стороны ПС 500 кВ Борино.

Расчет электроэнергетических режимов в сети района ПС 220 кВ Казинка.

Ниже приведены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка.

На рисунках 33-35 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2021 г. и 2025 г. Отключение ВЛ 500кВ Липецкая-Борино в схеме ремонта 1 сек. 220кВ ПС 550кВ Липецкая. В летний минимум 2021 г. наблюдается превышение ДДТН ВЛ 220кВ Липецкая-Казинка II цепь до 855А, загрузка – 120%, при длительно допустимом токе для провода АСО-300, равном 710А, при температуре +250С. Ликвидация перегрузки оборудования осуществляется работой существующей АОПО  ВЛ 220кВ Липецкая-Казинка I, II цепь и схемно-режимными мероприятиями по увеличению генерации на Липецкой ТЭЦ-2.

На рисунках 36-41 рассмотрен режим летнего и зимнего максимума нагрузок 2021 и 2025 годов. Отключение ВЛ 220кВ Липецкая-Северная II цепь в схеме ремонта 1 сек. 220кВ ПС 550кВ Липецкая. Наблюдается превышение ДДТН ВЛ 220кВ Липецкая-Казинка II цепь от 751А, загрузка – 106%, при длительно допустимом токе для провода АСО-300, равном 710А, при температуре +250С в летний максимум 2021 г. до 1003А загрузка – 141%, при длительно допустимом токе для провода АСО-300, равном 710А, в зимний максимум 2021 г. Ликвидация перегрузки оборудования осуществляется работой существующей АОПО ВЛ 220кВ Липецкая-Казинка I, II цепь и превентивными схемно-режимными мероприятиями по делению сети, а также увеличением генерации на Липецкой ТЭЦ-2. В 2025 г. параметры рассматриваемого режима находятся в области допустимых значений.

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

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

На рисунке 42 представлен послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая, в схеме ремонта АТ-2 в зимний максимум 2025 года, при этом токовая нагрузка оставшихся в работе АТ-3 составит 374А, что соответствует 119% Iном. Параметры режима находятся в области допустимых значений.

На рисунке 43 представлен послеаварийный режим отключения АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая в зимний максимум 2025 года. Перегрузка оборудования ликвидируется путём выполнения превентивных мероприятий по увеличению генерации Елецкой ТЭЦ и регулирования РПН на АТ 3 ПС 220кВ Елецкая и АТ-1, АТ-2 на ПС 220кВ 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 2025 г. по двум вариантам развития:

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

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

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

В период рассматриваемой перспективы настоящей Схемой по базовому варианту предусматривается развитие и реконструкция 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 2021-2025 гг. зимний максимум нагрузки по энергосистеме достигнет в 2025 году и составит 2055 МВт (расчеты производятся на 2025 г. исходя из наибольшей загрузки оборудования в данный период).

При рассмотрении планируемого периода 2021-2025 годы учтены следующие мероприятия по строительству и реконструкции объектов 110 кВ в 2019 году:

- произведена реконструкция ВЛ 110 кВ Тербуны Новая и ВЛ 110 кВ Тербуны-2 с образованием ВЛ 110 кВ Елецкая-Тербуны с отпайками;

- выполнена реконструкция участков ВЛ 110 кВ Донская Левая (Правая), находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии;

- выполнена реконструкция участков ВЛ 110 кВ Двуречки Левая (Правая), находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии;

- выполнена реконструкция участков ВЛ 110 кВ Лебедянь Левая (Правая), находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии.

Схемы потокораспределения в сети 110 кВ в зимний максимум, зимний минимум, летний максимум, летний минимум 2021 и 2025 гг. представлены на рисунках 1-8 (Приложение 12). Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках 9–36 (Приложение 12).

Ниже приведены результаты и выводы наиболее тяжёлых аварийных и ремонтных режимов в сети 110 кВ по нагрузкам 2025 г.

На рисунке 9 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. Отключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1(2) цепь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) при минимальном потреблении РП-2. Нагрузка ВЛ 110 кВ Чугун Правая (Левая) 673 А, загрузка 132 %, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 0С.

На рисунке 10 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. Отключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1(2) цепь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) при минимальном потреблении РП-2. Действие существующего АОПО ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) на ограничение нагрузки ПС 110 кВ Цементная, ПС 110 кВ Ситовка, ПС 110 кВ Доброе, ПС 110 кВ Привокзальная, ПС 110 кВ КПД в объеме 53,37 МВт. Нагрузка ВЛ 110 кВ Чугун Правая (Левая) 640 А, загрузка 125 %, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 0С

На рисунке 11 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. Отключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1(2) цепь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) при минимальном потреблении РП-2. Действие существующего АОПО ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) на ограничение нагрузки ПС 110 кВ Цементная, ПС 110 кВ Ситовка, ПС 110 кВ Доброе, ПС 110 кВ Привокзальная, ПС 110 кВ КПД в объеме 55 МВт. Превентивное ограничение максимальной мощости Липецкой ТЭЦ-2 до 80 МВт. Параметры режима находятся в области допустимых значений.

На рисунке 12 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. Аварийное отключение 2-цепной ВЛ 110 кВ Чугун Левая, Правая при минимальном потреблении РП-2. Параметры режима находятся в области допустимых значений.

На рисунке 13 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. Отключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1 (2) цепь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая (Левая) при минимальном потреблении РП-2. Нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) 542 А, загрузка 106 %, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 0С.

На рисунке 14 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. Отключение ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1 (2) цепь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая (Левая) при минимальном потреблении РП-2. Параметры режима находятся в области допустимых значений. Недопустимая загрузка сетевого оборудования ликвидируется превентивным размыканием сети 110 кВ между ПС 220 кВ Правобережная и Липецкой ТЭЦ-2 (отключение 2-й цепи ВЛ 110 кВ Привокзальная на ПС 110 кВ Ситовка).

Рекомендуется установка АОПО ВЛ Привокзальная Левая (Правая) на ПС 110 кВ Ситовка с действием на отключение ВЛ Привокзальная Левая (Правая).

На рисунках 15-22 рассмотрен режим летнего и зимнего максимума нагрузок 2025 года. Ремонт ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая (Левая) при резко переменном потреблении РП-2.

В режиме летнего максимума 2025 г., при максимальном потреблении РП-2, нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) – 556 А, загрузка 109 %, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 0С.

При минимальном потреблении РП-2, в летний максимум 2025 г., нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) -586 А, загрузка 115 %, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 0С.

При максимальном потреблении РП-2, в зимний максимум 2025 г., нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) – 630 А, загрузка 96 %, для провода АС-185 равном 657,9 А при температуре -5 0С.

При минимальном потреблении РП-2, в зимний максимум 2025 г., нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) – 675 А, загрузка 102 %, для провода АС-185 равном 657,9 А при температуре -5 0С.

Недопустимая загрузка сетевого оборудования ликвидируется превентивным размыканием сети 110 кВ между ПС 220 кВ Правобережная и Липецкой ТЭЦ-2 (отключение 2-й цепи ВЛ 110 кВ Привокзальная на ПС 110 кВ Ситовка). Рекомендуется установка АОПО ВЛ Привокзальная Левая (Правая) на ПС 110 кВ Ситовка с действием на отключение ВЛ Привокзальная Левая (Правая). 

На рисунке 23 рассмотрен режим отключения ВЛ 110 кВ Чугун Правая в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Чугун Левая в летний максимум нагрузок 2025 г. Параметры режима находятся в области допустимых значений.

На рисунках 24-27 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. При резко переменном потреблении ПС 110 кВ РП-2. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (ВЛ 110 кВ Привокзальная Правая) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Чугун Левая (ВЛ 110 кВ Чугун Правая).

В режиме летнего максимума 2025 г., при максимальном потреблении РП-2, нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) – 547 А, загрузка 107 %, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 0С.

При минимальном потреблении РП-2, в летний максимум 2025 г., нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая (Правая) -576 А, загрузка 113 %, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 0С.

Недопустимая загрузка сетевого оборудования ликвидируется превентивным размыканием сети 110 кВ между ПС 220 кВ Правобережная и Липецкой ТЭЦ-2 (отключение 2-й цепи ВЛ 110 кВ Привокзальная на ПС 110 кВ Ситовка). Рекомендуется установка АОПО ВЛ Привокзальная Левая (Правая) на ПС 110 кВ Ситовка с действием на отключение ВЛ Привокзальная Левая (Правая).

На рисунках 28-31 рассмотрен режим летнего максимума нагрузок 2025 года. При максимальном и минимальном потреблении ПС 110 кВ РП-2. Аварийное отключение двухцепной ЛЭП ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка I цепь, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка II цепь в нормальной схеме. Нагрузка ВЛ 110 кВ Чугун Правая, ВЛ 110 кВ Чугун Левая при максимальном потреблении ПС 110 кВ РП-2 составит 541 А – 106 % для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 0С. При минимальном потреблении ПС 110 кВ РП-2 нагрузка ВЛ 110 кВ Чугун Правая, ВЛ 110 кВ Чугун Левая – 564 А – 110 % для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 0С.

Недопустимая загрузка сетевого оборудования ликвидируется действием существующего АОПО ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) на ограничение нагрузки ПС 110 кВ Цементная, ПС 110 кВ Ситовка, ПС 110 кВ Доброе, ПС 110 кВ Привокзальная, ПС 110 кВ КПД в объеме 53,37 МВт, а также схемно-режимными мероприятиями по ограничению генерации Липецкой ТЭЦ-2 в объеме до 319 МВт.

На рисунке 32 рассмотрен режим отключения ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая) в схеме ремонта 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Сокол при летнем максимуме нагрузок. Параметры сети в области допустимых значений.

На рисунках 33-36 представлен режим летнего и зимнего максимума 2025 г. Отключение ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2-Ситовка I цепь в схеме ремонта 2 сек. II СШ 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2. Нагрузка ВЛ 110 кВ Чугун Правая (Левая) достигает в летний максимум 2025 г. 809 А, что соответствует загрузке 159 %, для провода АС-185 равном 510 А при температуре +25 0С и в зимний максимум 2025 г. 818 А 124 % для провода АС-185 равном 657,9 А при температуре -5 0С. Недопустимая загрузка сетевого оборудования ликвидируется действием существующего АОПО ВЛ 110 кВ Чугун Левая (Правая) на ограничение нагрузки ПС 110 кВ Цементная, ПС 110 кВ Ситовка, ПС 110 кВ Доброе, ПС 110 кВ Привокзальная, ПС 110 кВ КПД в объеме 53,37 МВт, а также выполнением превентивного ограничения максимальной мощности Липецкой ТЭЦ-2 до 172 МВт в зимний максимум.

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

Год ввода в эксплуатацию Т1 6,3 МВА 1971 г. Срок эксплуатации - 49 лет. Индекс технического состояния – 92. Система охлаждения – М.

Год ввода в эксплуатацию Т2 10 МВА 1975 г. Срок эксплуатации - 45 лет. Индекс технического состояния – 92. Система охлаждения – М.

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Долгоруково за последние три года и до 2025 г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 6,3 МВА, Т2 10 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние три года – 9,35 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора с наибольшей номинальной мощностью – 9,35 МВА;

- загрузка наименьшего по мощности трансформатора Т1 (6,3 МВА) без учёта перераспределения нагрузки – 9,35 МВА;

- аварийно-допустимая нагрузка Т1 - 8,82 МВА для температуры окружающего воздуха -50С на 120 мин, определенная по таблице 5 приказа МЭ № 81; выявлено превышение аварийно-допустимой нагрузки;

- объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 1,96 МВА Время перераспределения нагрузки на другие центры питания – 120 мин;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки - 7,39 МВА;

- длительно-допустимая загрузка Т1 -7,4 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81.

Таким образом имеем превышение аварийно-допустимой нагрузки трансформатора без учёта перераспределения нагрузки. Превышения длительно-допустимой нагрузки с учётом перераспределения нагрузки при этом не выявлено.

При замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (6,3 МВА):

- аварийно-допустимая нагрузка Т1 -10,395 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С на 120 мин, определенная по таблице 2 приказа МЭ № 81;

- загрузка наименьшего по мощности трансформатора Т1 (6,3 МВА) без учёта перераспределения нагрузки – 9,35 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки;

- объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 1,96 МВА Время перераспределения нагрузки на другие центры питания – 120 мин;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки - 7,39 МВА;

- длительно-допустимая загрузка Т1 - 7,875 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возможности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора).

Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности превышения аварийно-допустимой без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки не выявлено.

Далее проведем аналогичный расчет с учетом перспективного роста нагрузки для случая замены трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (6,3 МВА).

Величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения – 0,3 МВА с учётом коэффициента реализации;

- загрузка наименьшего по мощности трансформатора Т1 (6,3 МВА) без учёта перераспределения нагрузки, но с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициента реализации – 9,65 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки, определённой по таблице 2 приказа МЭ № 81;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки, а также с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициента реализации – 7,69 МВА, что не превышает длительно-допустимую нагрузку для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенную по таблице 1 приказа МЭ № 81 (7,875 МВА).

Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности с учетом перспективного роста нагрузки превышения аварийно-допустимой без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки не выявлено.

При замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (10 МВА):

- аварийно-допустимая нагрузка Т1 -16,5 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С на 120 мин, определенная по таблице 2 приказа МЭ № 81;

- загрузка трансформатора Т1 (10 МВА) без учёта перераспределения нагрузки – 9,35 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки;

- объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 1,96 МВА Время перераспределения нагрузки на другие центры питания – 120 мин;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки - 7,39 МВА;

- длительно-допустимая загрузка Т1 - 12,5 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возможности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора).

Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (10 МВА) превышения аварийно-допустимой без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с перераспределением нагрузки не выявлено.

Далее проведем аналогичный расчет с учетом перспективного роста нагрузки для случая замены трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (10 МВА).

Величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения – 0,3 МВА с учётом коэффициента реализации;

- загрузка трансформатора Т1 (10 МВА) без учёта перераспределения нагрузки, но с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициентом реализации – 9,65 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки, определённой по таблице 2 приказа МЭ № 81;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки, а также с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициента реализации – 7,69 МВА, что меньше длительно-допустимой нагрузки для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81;

Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (10 МВА) превышения аварийно-допустимой без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения и с учетом перспективного роста нагрузки не выявлено.

Исходя из вышеизложенного, требуется замена трансформатора 6,3 МВА на ПС 110 кВ Долгоруково на трансформатор с той же мощностью 6,3 МВА. Однако, рекомендуется выполнить замену существующего трансформаторов на трансформатор мощностью 10 МВА в связи с наличием перспективы роста нагрузок. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2022 г. Целесообразность реализации мероприятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики.

ПС 110/35/10 кВ Казинка

Год ввода в эксплуатацию Т1 16 МВА 1979 г. Срок эксплуатации - 41 лет. Индекс технического состояния – 81. Система охлаждения – Д.

Год ввода в эксплуатацию Т2 16 МВА 1981г. Срок эксплуатации - 39 лет. Индекс технического состояния – 81. Система охлаждения – Д.

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Казинка за последние три года и до 2025 г.:

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

- максимальная загрузка подстанции за последние три года – 26,5 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора Т2 (Т1) – 26,5 МВА;

- аварийно-допустимая нагрузка Т1 – 20,8 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С на 120 мин, определенная по таблице 6 приказа МЭ № 81;

- загрузка трансформатора Т1 (Т2) (16 МВА) без учёта перераспределения нагрузки – 26,5 МВА, что больше аварийно-допустимой нагрузки;

- объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на другие центры питания – 120 мин;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки – 21,7 МВА;

- длительно-допустимая загрузка Т1 (Т2) -18,8 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81.

Таким образом, имеем превышение аварийно-допустимой нагрузки трансформатора без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки с учётом перераспределения нагрузки.

При замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (16 МВА):

- аварийно-допустимая нагрузка Т1 (Т2) – 24 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С на 120 мин, определенная по таблице 3 приказа МЭ № 81;

- загрузка трансформатора Т1 (Т2) (16 МВА) без учёта перераспределения нагрузки – 26,5 МВА, что больше аварийно-допустимой нагрузки;

- объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на другие центры питания – 120 мин;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки – 21,7 МВА;

- длительно-допустимая загрузка Т1 (Т2) -20 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возможности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора).

Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (16 МВА) выявлено превышение аварийно-допустимой без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки.

Величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения – 0,68 МВА с учётом коэффициента реализации;

- загрузка трансформатора Т1 (Т2) (16 МВА) без учёта перераспределения нагрузки, но с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициентом реализации – 27,18 МВА, что больше аварийно-допустимой нагрузки, определённой по таблице 3 приказа МЭ № 81;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки, а также с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициента реализации – 22,38 МВА, что больше длительно-допустимой нагрузки для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81.

Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (16 МВА) с учетом перспективной нагрузки также выявлено превышение аварийно-допустимой нагрузки без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки.

При замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (25 МВА):

- аварийно-допустимая нагрузка Т1 (Т2) – 37,5 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С на 120 мин, определенная по таблице 3 приказа МЭ № 81;

- загрузка трансформатора Т1 (Т2) (25 МВА) без учёта перераспределения нагрузки с учетом перспективной нагрузки – 27,18 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки;

- объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на другие центры питания – 120 мин;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки с учетом перспективной нагрузки – 22,38 МВА;

- длительно-допустимая загрузка Т1 (Т2) -31,25 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возможности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора).

Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (25 МВА) превышения аварийно-допустимой и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки не выявлено.

Исходя из этого, рекомендуется замена трансформаторы Т1 и Т2 (16 МВА) на ПС 110 кВ Казинка на трансформаторы 25 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2024 г.

ПС 110/35/10 кВ Лебедянь

Год ввода в эксплуатацию Т1 16 МВА 1968 г. Срок эксплуатации - 52 лет. Индекс технического состояния – 50. Система охлаждения – Д.

Год ввода в эксплуатацию Т2 16 МВА 1970 г. Срок эксплуатации - 50 лет. Индекс технического состояния – 50. Система охлаждения – Д.

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Лебедянь за последние три года и до 2025 г.:

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

- максимальная загрузка подстанции за последние три года – 20,7 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора Т2 (Т1) – 20,7 МВА.

В связи с неудовлетворительным техническим состоянием основного оборудования (индекс технического состояния Т1 и Т2 равен 50) в соответствии с п. 17 приказа МЭ РФ № 81 от 08.02.2019 г. перегрузка силовых трансформаторов не допускается.

- объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на другие центры питания – 120 мин;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки – 15,9 МВА, что меньше длительно-допустимой нагрузки;

В связи с недопущением перегруза трансформаторов по техническому состоянию, требуется замена силовых трансформаторов.

При замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (16 МВА):

- аварийно-допустимая нагрузка Т1 (Т2) – 24 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С на 120 мин, определенная по таблице 3 приказа МЭ № 81;

- загрузка трансформатора Т1 (Т2) (16 МВА) без учёта перераспределения нагрузки – 20,7 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки;

- объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на другие центры питания – 120 мин;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки – 15,9 МВА;

- длительно-допустимая загрузка Т1 (Т2) -20 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возможности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора).

Таким образом, превышения аварийно-допустимой без перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (16 МВА) не выявлено.

Величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения – 1,52 МВА с учётом коэффициента реализации;

- загрузка трансформатора Т1 (Т2) (16 МВА) без учёта перераспределения нагрузки, но с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициента реализации – 22,22 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки, определённой по таблице 3 приказа МЭ № 81 (при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности (16 МВА));

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки, а также с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициента реализации – 17,42 МВА, что меньше длительно-допустимой нагрузки (при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности) для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81.

Таким образом, с учетом заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, при замене трансформатора Т1 на трансформатор той же мощности превышения аварийно-допустимой нагрузки без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки не выявлено.

При замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (25 МВА):

- аварийно-допустимая нагрузка Т1 (Т2) – 37,5 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С на 120 мин, определенная по таблице 3 приказа МЭ № 81;

- загрузка трансформатора Т1 (Т2) (25 МВА) без учёта перераспределения нагрузки – 20,7 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки;

- объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции 4,8 МВА Время перераспределения нагрузки на другие центры питания – 120 мин;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки – 15,9 МВА;

- длительно-допустимая загрузка Т1 (Т2) – 31,25 МВА для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81 (с учетом возможности использования повышенного износа изоляции для нового трансформатора).

Таким образом, при замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (25 МВА) превышения аварийно-допустимой без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки не выявлено.

Величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения – 1,52 МВА с учётом коэффициента реализации;

- загрузка трансформатора Т1 (Т2) (25 МВА) без учёта перераспределения нагрузки, но с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициентом реализации – 22,22 МВА, что меньше аварийно-допустимой нагрузки, определённой по таблице 3 приказа МЭ № 81;

- расчетная величина загрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки, а также с учётом мощности по заключенным договорам ТП, взятых с коэффициента реализации – 17,42 МВА, что меньше длительно-допустимой нагрузки для температуры окружающего воздуха -5 0С, определенная по таблице 1 приказа МЭ № 81.

Таким образом, с учетом перспективной нагрузки при замене трансформатора Т1 на трансформатор с большей мощностью (25 МВА) превышения аварийно-допустимой без учёта перераспределения нагрузки и длительно-допустимой нагрузки трансформатора с учётом перераспределения нагрузки не выявлено.

Исходя из вышеизложенного, планируется комплексная реконструкция ПС Лебедянь с полной заменой оборудования. Требуется реконструкция ПС 110 кВ Лебедянь с заменой трансформаторов 2х16 МВА на 2х16 МВА. Однако, рекомендуется в рамках проведения реконструкции выполнить замену существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х25 МВА в связи с наличием перспективы роста нагрузок. Реконструкцию подстанции рекомендуется выполнить в 2022 г. В связи с реконструкцией подстанции потребуется реконструкция заходов ВЛ 35 кВ и 110 кВ на ПС Лебедянь. Целесообразность реализации мероприятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики.

(пункт 5.6.2.1 в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

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

Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 110 кВ представлены на 2025 г.

В таблице 59 представлены значения токов короткого замыкания в нормальном режиме и максимальные значения токов короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Липецкой энергосистемы на 2025 г.

Таблица 59

Уровни токов КЗ в сети 110 кВ  на 2025 г.

№ п/п

Наименование

Напряжение, кВ

Ток трехфазного и однофазного КЗ на 2025  г. в норм. режиме, кА

Отключающая способность выключателей, кА

1

Аксай

110/35/10

3,75/1,96

40; 10

2

Бугор

110/35/6

7,45/4,55

40; 10, 10

3

Вербилово

110/35/6

4,16/2,65

40;10, 12.5

4

В. Матренка

110/35/6

1,66/0,92

10

5

Гидрооборудование

110/10/6

9,61/4,75

18.4; 20; 18.4; 12.5

110/35/6

6

Двуречки

110/10

7,73/5,20

25

7

Добринка

110/35/10

1,98/1,13

20, 40; 10

8

Доброе

110/35/10

3,49/2,04

10

9

Казинка

110/35/10

6,61/4,37

40; 10

10

КПД

110/6

12,53/7,83

10

11

ЛТП

110/6

16,18/10,22

12

Никольская

110/35/10

3,26/1,58

40; 10

13

Новая Деревня

110/35/10

5,23/3,34

40; 10

14

Октябрьская

110/10

9,22/6,02

25,40

15

Привокзальная

110/10/6

15,6/9,84

40

16

Ситовка

110/6

19,81/12,99

25; 40

17

Тепличная

110/6

9,96/6,17

18

Усмань

110/35/10

3,19/1,46

20; 40; 6.6; 12.5

19

Хворостянка

110/35/10

3,18/1,77

10

20

Хлевное

110/35/10

2,37/1,52

40;10

21

Трубная-2

110/6

8,41/5,42

22

Цементная

110/35/6

14,86/9,86

40; 20

23

Юго-Западная

110/10/6

19,61/12,51

25, 40

24

Южная

110/10/6

7,51/4,82

40

25

Манежная

110/10

8,68/4,97

40

26

Университетская

110/10

9,81/6,81

40

27

Агрегатная

110/6

10,45/8,18

40

28

Волово

110/35/10

2,40/1,71

25; 10

29

Гороховская

110/35/10

3,08/1,99

40; 10

30

Долгоруково

110/35/10

6,52/5,00

40; 6,6; 10

31

Донская

110/35/10

6,58/4,39

20; 25; 40 6,6

32

Западная

110/6

11,17/9,05

25

33

Измалково

110/35/10

2,61/1,56

10

34

Кашары

110/10

4,44/2,72

35

Лукошкино

110/10

7,06/4,38

40

36

Набережное

110/35/10

3,33/2,47

40; 6.6; 10

37

Табак

110/6

9,88/7,95

38

Тербуны

110/35/10

7,92/8,79

20; 6.6; 12.5

39

Тербунский Гончар

110/10

5,09/4,33

40

40

Лебедянь

110/35/10

9,81/7,39

20; 25; 40 10; 6.6

41

Лев Толстой

110/35/10

3,09/2,05

40

42

Чаплыгин Новая

110/35/10

1,79/1,22

25; 10

43

Россия

110/35/10

2,71/1,74

40; 10

44

Компрессорная

110/35/10

6,40/3,95

18.4; 10

45

Березовка

110/35/10

1,68/1,17

25; 10

46

Нива

110/10

7,06/5,41

40

47

Астапово

110/35/10

3,42/2,35

25; 10

48

Химическая

110/35/10

5,36/4,53

20; 40; 12.5

49

Ольховец

110/10

6,67/4,48

40

50

Куймань

110/10

7,04/4,31

40

51

Лутошкино

110/10

2,16/1,37

40

52

Круглое

110/10

5,07/3,54

40

53

Троекурово

110/35/10

1,82/1,13

25; 10

54

Рождество

110/10

3,29/3,05

40

55

ОЭЗ

110/10/10

7,26/4,81

40

Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2025 г. показали, что замены коммутационного оборудования на ПС 110 кВ по условию недостаточной отключающей способности не требуется.

В таблице 60 представлены значения токов КЗ на период до 2025 г. объектов Филиал ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» на шинах 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 и Елецкой ТЭЦ в нормальной схеме сети. На Липецкой ТЭЦ-2 установлены выключатели с отключающей способностью 31,5 (10 шт.) и 50 кА (13 шт.), на Елецкой ТЭЦ установлены выключатели с отключающей способностью 25 (4 шт.) и 40 кА (8 шт.).

Таблица 60

Липецкая ТЭЦ-2

1 СШ 1 сек., 2 СШ 1 сек.

1 СШ 2 сек., 2 СШ 2 сек.

Трехфазный, кА

Однофазный, кА

Трехфазный, кА

Однофазный, кА

30,55

33,23

30,62

32,50

Елецкая ТЭЦ

1 СШ

2 СШ

Трехфазный, кА

Однофазный, кА

Трехфазный, кА

Однофазный, кА

15,40

15,11

15,40

15,11

Максимальный ток короткого замыкания по В 110 кВ ТЭЦ-2 Правая (32,4), В 110 кВ ТЭЦ-2 Левая (32,4), В 110 кВ Чугун Левая (32,2) и ШСВВ-1 (31,9) Липецкой ТЭЦ-2 превышает отключающую способность выключателей (31,5 кА). Согласно результатам расчетов токов короткого замыкания, необходима замена выключателей В 110 кВ ТЭЦ-2 Правая, В 110 кВ ТЭЦ-2 Левая, В 110 кВ Чугун Левая и ШСВВ-1 Липецкой ТЭЦ-2, либо установка токоограничивающего оборудования, либо отключение ШСВВ-1 в качестве альтернативного мероприятия. Возможность применения мероприятия по делению сети должна быть определена исходя из схемно-режимной ситуации. Замены оборудования 110 кВ Елецкой ТЭЦ по недостаточной отключающей способности не требуется.

В таблице 61 представлены значения токов КЗ на период до 2025 г. на шинах 110 кВ энергообъектов ПАО «НЛМК» в нормальной схеме сети.

Таблица 61

Подстанция

Ток отключения выкл., кА

Значения токов короткого

замыкания, кА

Трехфазный, кА

Однофазный, кА

ГПП-18

шины 110 кВ

40

31,18

30,39

РП-1

шины 110 кВ

40

31,87

28,69

РП-2

шины 110 кВ

40

30,16

28,67

ТЭЦ НЛМК

шины 110 кВ

40

29,74

30,29

УТЭЦ НЛМК Т1

шины 110 кВ

40

30,70

28,90

УТЭЦ НЛМК Т2

шины 110 кВ

40

30,64

28,36

УТЭЦ НЛМК Т1

шины 110 кВ

40

30,73

29,02

ГТРС

шины 110 кВ

40

27,51

27,48

ГПП-1

шины 110 кВ

40

28,20

22,90

Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2025 г. показали, что замены коммутационного оборудования 110 кВ на энергообъектах ПАО «НЛМК» по недостаточной отключающей способности не требуется.

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

ПС 110/35/10 кВ Хворостянка

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Хворостянка:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 10 МВА, Т2 16 МВА;

- максимальная загрузка подстанции по замерам – 15,02 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 15,02 МВА (150%));

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

- величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 0,63 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,34 МВА;

- величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,42 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,23 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 15,59 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 15,59 МВА (156%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,82 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 13,77 МВА (138%).

Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Хворостянка с заменой трансформатора 10 МВА на трансформатор 16 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2023-2024 гг.

ПС 110/35/10 кВ Хлевное

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Хлевное:

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

- максимальная загрузка подстанции по замерам – 14,14 МВА (в ремонтной схеме при отключении трансформатора большей мощности – 14,14 МВА (88%));

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,8 МВА) – 12,34 МВА (77%);

- величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 2,94 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 2,3 МВА;

- величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 1,85 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 1,5 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 18,04 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 18,04 МВА (113%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,8 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 16,24 МВА (102%).

Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Хворостянка с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х25 МВА в связи с наличием перспективы роста нагрузок. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2024-2025 гг.

ПС 35/10 кВ Восход

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

Альтернативным вариантом является строительство ПС 35/10 кВ Восход с одним трансформатором мощностью 4 МВА. Электроснабжение новой подстанции планируется осуществить от ПС 110 кВ Астапово (центр питания - ПС 220 кВ Дон) через новую ВЛ-35 кВ протяженностью ориентировочно 9 км, построенной от РУ 35 кВ ПС 35/10 кВ Бигильдино. Для подключения линии потребуется в РУ 35/10 кВ ПС Бигильдино установить новый выключатель.

Предлагаемый вариант – строительство новой ВЛ-35 кВ протяженностью ориентировочно 9 км, построенной от РУ 35 кВ ПС 35/10 кВ Бигильдино и ПС 35/10 кВ Восход с одним трансформатором мощностью 4 МВА. Мероприятия предлагается выполнить в 2025 г. Необходимость строительства новой ПС 35 кВ Восход и схема присоединения к электрической сети будет уточняться на этапе разработки технических условий на технологическое присоединение к существующим электрическим сетям и подачи заявок на технологическое присоединение потребителей.

ПС 35/10 кВ Черная слобода

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

Для электроснабжения потребителей района «Черная слобода» планируется строительство новой подстанции напряжением 35/10 кВ с трансформаторами 2х6,3 МВА, схема РУ 35-4Н. Подключение данной подстанции планируется выполнить ответвлениями от ВЛ 35 кВ Восточная двухцепной ВЛ 35 кВ. Ответвления планируется выполнить в непосредственной близости от ПС 35 кВ Восточная. Протяженность новой ВЛ 35 кВ ориентировочно составит 6 км. Конкретные мероприятия будут определены при рассмотрении технических условий на технологическое присоединение. Строительство новой ВЛ 35 кВ и новой ПС 35 кВ Черная слобода планируется в 2025 г.

ПС 35/10 кВ Раненбург

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ Раненбург:

- мощность установленных трансформаторов – Т1 1,6 МВА, Т2 2,5 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние три года – 3,19 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 3,19 МВА (128%));

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,32 МВА) – 2,87 МВА (115%);

- величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 0,06 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,03 МВА;

- величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,03 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,01 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 3,23 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 3,23 МВА (129%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,32 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 2,91 МВА (116%).

Исходя из вышесказанного требуется реконструкция ПС 35 кВ Раненбург с заменой трансформаторов 1,6 и 2,5 МВА на трансформаторы мощностью 4 МВА каждый. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2024 г.

ПС 35/10 кВ Ярлуково

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ Ярлуково:

- мощность установленных трансформаторов – Т1 3,2 МВА, Т2 4,0 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние три года – 4,77 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 4,77 МВА (149%));

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,8 МВА) – 2,97 МВА (93%);

- величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 0,49 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,26 МВА;

- величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,09 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,05 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 5,08 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 5,08 МВА (159%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,8 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 3,28 МВА (102%).

Исходя из вышесказанного рекомендуется реконструкция ПС 35 кВ Ярлуково с заменой трансформатора 3,2 МВА на трансформатор мощностью 4 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2025 г.

ПС 35/10 кВ № 3

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ № 3 за последние три года и до 2025 г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 2,5 МВА, Т2 2,5 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние три года – 4,66 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 4,66 МВА (186%));

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,36 МВА) – 4,3 МВА (172%);

- величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 1,56 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,84 МВА;

- величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,87 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,47 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 5,97МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 5,97 МВА (239%);

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,36 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 5,61 МВА (224%).

Исходя из вышесказанного требуется реконструкция ПС 35 кВ № 3 с заменой трансформаторов. Рекомендуется в рамках проведения реконструкции выполнить замену существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА в связи с наличием перспективы роста нагрузок. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2021 г.

ПС 35/6 кВ Таволжанка

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ Таволжанка за последние три года и до 2025 г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 4 МВА, Т2 4 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние три года – 6,69 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 6,69 МВА (167%));

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1 МВА) – 5,69 МВА (142%);

- величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 0,68 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,37 МВА;

- величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,05 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,02 МВА;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 7,08 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 7,08 МВА (177%));

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 6,08 МВА (152%).

Исходя из вышесказанного требуется реконструкция ПС 35 кВ Таволжанка с заменой трансформаторов. Рекомендуется в рамках проведения реконструкции выполнить замену существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА в связи с наличием перспективы роста нагрузок. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2022-2023 гг.

ПС 35/6 кВ № 2

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ № 2 за последние три года и до 2025 г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 1 МВА, Т2 2,5 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние три года – 1,97 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 1,97 МВА (197%));

- перераспределения нагрузки по существующим сетям связи от данной подстанции нет;

- величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – прироста мощности на подстанции не планируется;

- величина присоединяемой мощности: прироста мощности на подстанции не планируется;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 1,97 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 1,97 МВА (197%));

Исходя из вышесказанного требуется реконструкция ПС 35 кВ № 2 с заменой трансформаторов. Рекомендуется в рамках проведения реконструкции выполнить замену существующего трансформатора Т 1 на трансформаторы мощностью 2,5 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2023 г.

ПС 35/6 кВ № 1

Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ № 1 за последние три года и до 2025 г.:

- мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 4 МВА, Т2 4 МВА;

- максимальная загрузка подстанции за последние три года – 4,67 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 4,67 МВА (117%));

- величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – прироста мощности на подстанции не планируется;

- величина присоединяемой мощности: прироста мощности на подстанции не планируется;

- загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 4,67 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 4,67 МВА (117%));

- загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,45 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 3,22 МВА (80%).

Исходя из вышесказанного рекомендуется реконструкция ПС 35 кВ № 1 с заменой трансформаторов. Рекомендуется в рамках проведения реконструкции выполнить замену существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2025 г.

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

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

В таблицах 62 – 65 указаны объемы электросетевого строительства сети 220 кВ (базовый вариант развития).

В таблицах 66 – 70 указаны объемы электросетевого строительства сети 110 кВ (базовый вариант развития).

В таблицах 71 – 73 указаны объемы электросетевого строительства сети 35 кВ (базовый вариант развития).

В таблице 74 указаны сводные данные по развитию сетей 0,4-10 кВ.

Таблица 62

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

№

Подстанция

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

1

ПС 220 кВ РП-3

2х200 МВА

2023

ПАО «НЛМК»

Для подключения УТЭЦ-2 ПАО «НЛМК»

Таблица 63

Перечень подстанций 220 кВ, предусмотренных Схемой развития сетей к реконструкции и техническому перевооружению. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

Подстанция

Мероприятие

Год реконструкции

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

1

ПС 500кВ Борино

Реконструкция ПС 500кВ Борино с заменой фаз А,В АТ-2 мощностью по 167МВА автотрансформатора

2025-2026

ПАО «ФСК»

Повышение надежности

2

ПС 220кВ

Правобережная

Реконструкция ПС 220кВ Правобережная с заменой трех трансформаторов 220/11/35кВ мощностью 125МВА, трансформатора 35/10кВ мощностью 10МВА на автотрансформатор 220/110/38,5кВ мощностью 150МВА, автотрансформатор 220/110/10,5кВ мощностью 150МВА

2021

ПАО «ФСК»

Повышение надежности

3

ПС 220кВ Елецкая

Реконструкция ПС 220кВ Елецкая с заменой автотрансформатора 220/110/35кВ мощностью 125МВА на автотрансформатор мощностью 125МВА

2025

ПАО «ФСК»

Повышение надежности

4

ПС 220кВ

Металлургическая

Установка на ВЛ 110кВ Липецкая-ТЭЦ-2-Металлургическая Левая, ВЛ 110кВ Липецкая-ТЭЦ-2-Металлургическая Правая, ВЛ 110кВ Липецкая ТЭЦ-2-Металлургическая I цепь, ВЛ 110кВ Липецкая ТЭЦ-2-Металлургическая II цепь токоограничивающих реакторов сопротивлением по 7,4 Ом. Реконструкция ПС 220кВ Металлургическая с установкой шинных разъединителей: ШР 110 I СШ Прокат левая, ШР 110 II СШ Прокат правая и ШР 110 II СШ ГПП-5 правая

2023

ПАО «ФСК»

Для подключения

УТЭЦ-2 ПАО «НЛМК»

Таблица 64

Перечень линий электропередачи напряжением 220 кВ для нового строительства, предусмотренного Схемой развития. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

Линия электропередачи

Сроки

строительства

Протяженность по трассе, км

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

1

Строительство заходов на ПС 220 кВ РП-3

(реконструкция ВЛ 220кВ Северная-Металлургическая I, II цепь)

2023

6

ПАО «ФСК»

Для подключения УТЭЦ-2 ПАО «НЛМК»

Таблица 65

Перечень линий электропередачи напряжением 220 кВ, предусмотренных Схемой развития для реконструкции и технического перевооружения. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

Линия электропередачи

Год реконструкции

Протяженность по трассе, км

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

1

ВЛ 220кВ Липецкая-Казинка I, II цепь с заменой провода

2021

19,37

ПАО «ФСК»

Повышение надежности

Таблица 65.1

(таблица 65.1 дополнена постановлением администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

Перечень мероприятий по установке устройств противоаварийной автоматики в проектный период

(базовый вариант развития)

№

п/п

Мероприятие

Сроки установки

Организация, ответственная за реализацию проекта

Обоснование реализации мероприятия

1

Установка АОПО на ВЛ 110 кВ Московская Левая (Правая)

2025

ПАО «ФСК»

Повышение надежности

2

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

2025

ПАО «ФСК»

Повышение надежности

».

Таблица 66

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

№

Подстанция

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

1

ПС 110/10 кВ ОЭЗ Елец-1

2х40 МВА

2020-2021

АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

Электроснабжение резидентов Елецкого участка ОЭЗ ППТ

Таблица 67

(таблица 67 в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

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

№

п/п

Линия электропередачи

Протяженность по трассе, км

Сроки

строительства

Организация, ответственная за реализацию проекта

Обоснование реализации мероприятия

1

ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ от опоры № 1 ВЛ 110 кВ Елецкая

220-КС-7А Левая,

ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ от опоры № 1 ВЛ 110 кВ Елецкая

220-КС-7А Правая

15,5х2

2022

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Технологическое присоединение

ПС 110/10 кВ ОЭЗ Елец-1

(договор от 06.07.2020 № 41647084)

2

ВЛ 110 кВ РП-3-РП-2 I, II цепь; ВЛ 110кВ Металлургическая-РП-2 I, II цепь (образуется путём реконструкции ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2-РП-2 Левая, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2-РП-2 Правая, ВЛ 110 кВ РП-2-Металлургическая Левая, ВЛ 110 кВ РП-2-Металлургическая Правая)

2,4

2023

ПАО «НЛМК»

Для подключения УТЭЦ-2 ПАО «НЛМК»

3

Перезавод ВЛ 110 кВ Металлургическая – ГПП-3 с отпайкой на ГПП-11 I цепь, ВЛ 110 кВ Металлургическая – ГПП-3 с отпайкой на ГПП-11 II цепь на ПС 220 кВ РП-3 с образованием ВЛ 110 кВ РП-3-ГПП-3 с отпайкой на ГПП-11 I цепь, ВЛ 110 кВ РП-3-ГПП-3 с отпайкой на ГПП-11 II цепь

1,4

2023

ПАО «НЛМК»

4

Перезавод ВЛ 110 кВ Новая-ГПП-15-1 Левая (Правая) на ПС 220 кВ РП-3 с образованием КВЛ 110 кВ РП-3-ГПП-15-I I цепь, КВЛ 110 кВ РП-3-ГПП-15-I II цепь

6,6

2023

ПАО «НЛМК»

5

ВЛ 110 кВ РП-3-ГПП-5 I цепь, ВЛ 110 кВ РП-3-ГПП-5 II цепь

1,6

2023

ПАО «НЛМК»

»;

  Таблица 68

(таблица 68 в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

Перечень центров питания 110 кВ, намечаемых Схемой к комплексной реконструкции и замене силового оборудования в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития)

№

п/п

Подстанция

Суммарный переток в 2025 год через трансформатор ПС, МВА

Количество и мощность

трансформаторов, единиц/МВА

Год реконструкции

Организация, ответственная за реализацию

проекта

Обоснование реализации мероприятия

Примечание

Сущ.

Станет

1

ПС 110 кВ Лебедянь

16,86

16+16

25+25

2022

Филиала ПАО «МРСК Центра»-

«Липецкэнерго»

Комплексная реконструкция подстанции (протокол от 20.04.2020 г.) с увеличением мощности трансформаторов в связи с наличием перспективы роста нагрузок

Целесообразность реализации мероприятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики

2

ПС 110 кВ Долгоруково

7,61

6,3+10

10+10

2022

Замена силовых трансформаторов с увеличением мощности в связи с наличием перспективы роста нагрузок

Целесообразность реализации мероприятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики

3

ПС 110 кВ Казинка

18,09

16+16

25+25

2024

4

ПС Донская

7,81

10+10

10+10

2020

Замена силовых трансформаторов по неудовлетворительному техническому состоянию (протокол от 20.04.2020 г.)

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

    Таблица 69

(таблица 69 в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

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

№

п/п

Подстанция

Мероприятие

Год реконструкции

Организация, ответственная за реализацию проекта

Обоснование реализации мероприятия

1

ПС 110 кВ ГПП-5, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2-ГПП-5 и ВЛ 110 кВ

Металлургическая-ГПП-5

Реконструкция ПС 110 кВ ГПП-5, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2-ГПП-5 и ВЛ 110 кВ Металлургическая-ГПП-5 с образованием ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2-Металлургическая II цепь 0,1 км

2023

ПАО «НЛМК»

Для подключения

УТЭЦ-2 ПАО «НЛМК»

2

ПС 110 кВ РП-2

Установка на ВЛ 110 кВ РП-2-Металлургическая Левая, ВЛ 110 кВ РП-2-Металлургическая Правая токоограничивающих реакторов сопротивлением по 7,4 Ом

2023

ПАО «НЛМК»

3

ПС 110 кВ Ситовка

Замена шин 110 кВ в РУ 110 кВ ПС 110 кВ Ситовка на провод с длительно допустимой нагрузкой не менее 677 А, при температуре окружающей среды +25 0С 0,35 км

2023

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

4

ПС 110 кВ Круглое

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

2024

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию на основании акта б/н от 23.09.2015

5

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

2024

6

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

2024

7

ПС 110 кВ Березовка

Замена ОД и КЗ в цепи Т1 на элегазовый выключатель 110 кВ (1 шт.), трансформаторов тока (3 шт.), устройств РЗА

2022

8

ПС 110 кВ Гидрооборудование

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

2023

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Протокол филиала

ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго» от 27.04.2020

9

ПС 110 кВ Компрессорная

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

2022

10

ПС 110 кВ Западная

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

2023

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию на основании акта б/н от 23.09.2015

»;

  Таблица 70

(таблица 70 в редакции постановления администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530)

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

№ п/п

Наименование ВЛ 110 кВ

Протяжен-ность, км

Объем работ

Год проведения работ

Организация, ответственная за реализацию проекта

Обоснование реализации мероприятия

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 уст-ия негабарита

2024

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию (протокол филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго» от 20.04.2020 г.)

2

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

2021

3

ВЛ 110 кВ Касторное

26,9

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

2021

4

ВЛ 110 кВ

Ольховец

7,49

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

2023

5

ВЛ 110 кВ Становая Правая, Левая

29

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

2020

6

ВЛ 110 кВ Бугор Левая, 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 на провод аналогичного сечения и грозотроса в анкерном пролете №42-45 на переходе через р. Воронеж

2024

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию (протокол филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго» от 20.04.2020.)

7

ВЛ 110 кВ Кольцевая Левая, Правая

19,81

Замена опор 8 шт. (№3, 6, №9, №11, №13, №15, №40, №41), замена провода на провод аналогичного сечения, 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

2024

8

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

2024

9

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 (3,75 км)

2024

10

ВЛ 110 кВ Лутошкино Левая, 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 АС-95 и АЖ-120 на АС-120 для приведения в соответствие с ПУЭ 7 изд. п. 2.5.77 (минимально допустимое сечение сталеалюминиевого провода по условиям механической прочности ВЛ 35 кВ и выше, сооружаемых на двухцепных или многоцепных опорах, составляет 120/19 мм2) на участке опор №1-263 (48,56 км)

2022

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию (протокол филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго» от 20.04.2020.)

11

Заходы

ВЛ 110 кВ на ПС Лебедянь

1,35

Переоборудование заходов ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Лебедянь

2022

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Комплексная реконструкция подстанции ПС 110 кВ Лебедянь (протокол филиала ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго» от 20.04.2020 г.)

»;

Таблица 71

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

№

Подстанция

Суммарный переток в 2025 год через трансформатор ПС, МВА

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Год реконструкции

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

существующая

станет

1

ПС 35 кВ Студенов-ская

18,4

16+16

25+25

2021-2025

АО «ЛГЭК»

Комплексная реконструкция подстанции

(ТУ на ТП №Э0430/18 от 26.03.2018

между АО «Ремстройсервис» и АО «ЛГЭК»)

Таблица 72

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

№

Подстанция

Мероприятие

Год реконструкции

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

1

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

2024

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

2

ПС 35 кВ Стебаево

Замена ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1, Т2.

2025

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию

Таблица 73

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

№ п/п

Наименова-ние ВЛ 35 кВ

Про-тяжен-ность, км

Объем работ

Год проведения работ

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

1

Заходы ВЛ 35 кВ на ПС Лебедянь

1,33

Переоборудование заходов ВЛ 35 кВ на ПС 110 кВ Лебедянь

2022

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Комплексная  реконструкция ПС 110 кВ Лебедянь(протокол ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго» от 20.04.2020 г.)

2

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.

2022

Замена по неудовлетворитель-ному техническому состоянию

3

Озерки

0,77

Вынос участка оп. №№ 9-14

2021

4

Веселое

0,6

Вынос участка оп. №№ 90-94

2021

5

Аксай

0,52

Вынос участка оп. №№ 127-131

2021

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

2024-2025

7

Борино

18,8

Реконструкция участка ВЛ протяженностью 14 км

2024-2025

8

Студенов-ская-левая, правая

5,53

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

2021-2025

АО «ЛГЭК»

На основании ТУ на ТП №Э0430/18 от 26.03.2018 между АО «Ремстройсервис» и АО «ЛГЭК»

Таблица 74

Сводные данные по развитию сетей 0,4-10 кВ

Наименование мероприятий

Ед. изм.

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Строительство и реконструкция

ЛЭП 0,4-10 кВ

км

305

354

311

309

340

334

Строительство и реконструкция

ТП-10 (6) кВ

МВА

17

40

18

21

28

26

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

В таблице 75 указаны объемы электросетевого строительства сети 220 кВ (региональный вариант развития).

В таблицах 76 – 78 указаны объемы электросетевого строительства сети 110 кВ (региональный вариант развития).

В таблицах 79 – 82 указаны объемы электросетевого строительства сети 35 кВ (региональный вариант развития).

Таблица 75

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

№

Мероприятие

Сроки установки (реконструкции)

Организация, ответственная за реализацию проекта

1

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

ПС 220 кВ Казинка

2023

ПАО «ФСК»

Таблица 76

Перечень центров питания 110 кВ, намечаемых Схемой к комплексной реконструкции и замене силового оборудования в проектный период. Основные показатели (региональный вариант развития)

№

Подстанция

Суммарный переток в 2025 год через трансформатор ПС, МВА

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Год реконструкции

Организация, ответственная за реализацию

проекта

Примечание

Существующая

Станет

1

ПС 110 кВ Хлевное

16,24

16+16

25+25

2021-2023

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена силовых трансформаторов

2

ПС 110 кВ Хворостянка

13,77

10+16

16+16

2023-2024

Замена силовых трансформаторов

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

Таблица 77

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

№

Подстанция

Мероприятие

Год реконструкции

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

1

ПС 110 кВ Тепличная

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

2025

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию на основании акта б/н от 23.09.2015

2

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

2025

3

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

2025

4

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

2025

5

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

2025

6

ПС 110 кВ Химическая

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

2025

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию на основании перечня опасных мест на объектах УПБ СПС Лебедянского р-на филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 30.11.2016 г.

7

ПС 110 кВ Тербуны

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

2024

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию на основании акта б/н от 23.09.2015

Таблица 78 исключена постановлением администрации Липецкой области от 23.09.2020 № 530

Таблица 79

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

№

Подстанция

Суммарный переток в 2025 г. через трансформатор ПС, МВА

Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА

Сроки строительства

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

1

ПС 35/10 кВ Черная Слобода

1,31

6,3+6,3

2025

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Электроснабжение мкр. Черная Слобода и Северный в г. Елец

2

ПС 35/10 кВ Восход

3,4

4

2025

Электроснабжение резидентов

ОЭЗ РУ «Данков»

Таблица 80

Перечень центров питания 35 кВ, намечаемых Схемой к замене существующих трансформаторов в проектный период. Основные показатели (региональный вариант развития)

№

Подстанция

Суммарный переток через трансформаторы в 2025 г., МВА

Количество и установленная мощность трансформаторов,

единиц / МВА

Год реконструкции

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

Существующая

Станет

1

ПС 35/10 кВ Раненбург

2,91

1,6+2,5

4+4

2024

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена трансформаторов с увеличением мощности в связи с перегрузкой подстанции в 2025 г.

2

ПС 35/10 кВ Ярлуково

3,28

3,2+4

4+4

2025

3

ПС 35/6 кВ Таволжанка

5,75

4+4

6,3+6,3

2022-2023

4

ПС 35/10 кВ №3

5,61

2,5+2,5

6,3+6,3

2021

5

ПС 35/6 кВ №2

1,97

1+2,5

2,5+2,5

2023

6

ПС 35/6 кВ №1

3,22

4+4

6,3+6,3

2025

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

Таблица 81

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

№

Подстанция

Мероприятие

Год реконструкции

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

1

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).

2025

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецкэнерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию на основании акта б/н от 23.09.2015

2

ПС 35 кВ Частая Дубрава

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

2025

3

ПС 35 кВ Матыра

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

2025

4

ПС 35 кВ Ярлуково

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

2025

5

ПС 35 кВ Красная Дубрава

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

2025

6

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 10 кВ

2025

7

ПС 35 кВ Талицкий Чамлык

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

2025

8

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 10 кВ, 2 комплекта РЗА 35 кВ.

2025

9

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 10 кВ.

2025

10

ПС 35 кВ Ломовец

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

2025

11

ПС 35 кВ Княжья Байгора

Замена выключателей 10 кВ – 16 шт.

2025

Филиал ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию  на основании акта б/н от 21.03.2015

12

ПС 35 кВ №2

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

2025

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию на основании перечня опасных мест на объектах УПБ СПС Липецкого р-на филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» от 30.11.2016 г.

13

ПС 35 кВ №4

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

2025

Таблица 82

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

№ п/п

Наимено-вание ВЛ 35 кВ

Протя-женность км

Объем работ

Год реконструкции

Организация, ответственная за реализацию проекта

Примечание

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

2024-2025

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Липецк-энерго»

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию на основании акта б/н от 22.04.2015

2

Трубет-чино

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 на основании акта б/н от 29.09.2014

2024-2025

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию на основании акта б/н от 29.09.2014

3

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 на основании акта б/н от 15.07.2015

2024-2025

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию на основании акта б/н от от 15.07.2015

4

Плоское

7,38

Реконструкция участка ВЛ протяженностью 7 км на основании акта б/н от 14.01 .2015

2024-2025

Замена по неудовлетворительному техническому состоянию на основании акта б/н от от 15.07.2015

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 13 представлена структура потребления тепловой энергии по Липецкой области в виде диаграммы.

Рисунок 13. 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 83 представлена структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» за отчетный период.

Таблица 83

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

ТЭС

1

Липецкая ТЭЦ-2

2015

1421,21

250 0С; 12,5 кгс/см2

2016

1543,52

2017

1437,99

2018

1563,27

2019

1577,81

2

Елецкая ТЭЦ

2015

418,57

Отпуск тепла в горячей воде на отопление и ГВС. Отпуск тепла в паре Р=10,0 кгс/см², Т=210°С.

2016

493,88

2017

346,26

2018

263,81

2019

346,27

3

Данковская ТЭЦ

2015

0

6 кгс/см2, 250ºС

2016

0

2017

149,14

2018

133,71

2019

144,52

6.2 Прогноз ограничений мощности ТЭС до 2025 г.

В таблице 84 представлена информация по прогнозу ограничений мощности ТЭС филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» на период до 2025 г.

Таблица 84

Прогноз ограничений мощности ТЭС филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» на на период до 2025 г., МВт

№ п/п

Наименование

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1.

Ограничения установленной мощности ЛТЭЦ-2, на конец года - всего, в т.ч.

36,678

36,578

5,409

5,409

5,409

5,394

5,409

1.1.

Технические ограничения, в т.ч. по видам

0

0

0

0

0

0

0

1.2.

Временные ограничения, в т.ч.

36,678

36,578

5,409

5,409

5,409

5,394

5,409

1.2.1.

длительного действия, в т.ч. по видам

0

0

0

0

0

0

0

1.2.2.

сезонного действия, в т.ч. по видам

36,678

36,578

5,409

5,409

5,409

5,394

5,409

Отсутствие или недостаток тепловых нагрузок турбин типа "Т", "П", "ПТ", "Р"

11,782

11,75

5,409

5,409

5,409

5,394

5,409

Недостаточное количество градирен по проекту

24,896

24,828

0

0

0

0

0

1.2.3.

апериодического действия, в т.ч. по видам

0

0

0

0

0

0

0

2.

Ограничения установленной мощности ЕТЭЦ, на конец года - всего, в т.ч.

3,269

3,267

3,269

3,269

3,269

3,267

3,269

2.1.

Технические ограничения, в т.ч. по видам

0

0

0

0

0

0

0

2.2.

Временные ограничения, в т.ч.

3,269

3,267

3,269

3,269

3,269

3,267

3,269

№ п/п

Наименование

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

длительного действия, в т.ч. по видам

0

0

0

0

0

0

0

сезонного действия, в т.ч. по видам

3,269

3,267

3,269

3,269

3,269

3,267

3,269

2.2.2.

Отсутствие или недостаток тепловых нагрузок турбин типа "Т", "П", "ПТ", "Р"

2,949

2,948

2,949

2,949

2,949

2,948

2,949

Ограничения мощности ГТУ по температуре наружного воздуха

0,320

0,319

0,32

0,320

0,320

0,319

0,32

апериодического действия, в т.ч. по видам

0

0

0

0

0

0

0

3.

Ограничения установленной мощности ДТЭЦ, на конец года - всего, в т.ч.

5,926

5,923

5,926

5,926

5,926

5,923

5,926

3.1.

Технические ограничения, в т.ч. по видам

0

0

0

0

0

0

0

3.2.

Временные ограничения, в т.ч.

5,926

5,923

5,926

5,926

5,926

5,923

5,926

длительного действия, в т.ч. по видам

0

0

0

0

0

0

0

сезонного действия, в т.ч. по видам

5,926

5,923

5,926

5,926

5,926

5,923

5,926

3.2.2.

Отсутствие или недостаток тепловых нагрузок турбин типа "Т", "П", "ПТ", "Р"

5,926

5,923

5,926

5,926

5,926

5,923

5,926

апериодического действия, в т.ч. по видам

0

0

0

0

0

0

0

6.3 Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период

В таблице 85 представлена информация по прогнозу производства (отпуска) тепловой энергии от электростанций и котельных филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» по Липецкой области на период до 2025 г.

6.4 Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе

В таблице 86 представлена информация по структуре расхода топлива, используемого электростанциями и котельными филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» по Липецкой области на период до 2025 г.

6.5 Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Липецкой области

В Приложении 13 представлен перечень мероприятий по строительству, реконструкции или модернизации объектов ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» в сфере теплоснабжения на период до 2025 г.

Таблица 85

Прогноз производства (отпуска) тепловой энергии от электростанций и котельных на период до 2024 года, в тыс. Гкал

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

№ п/п

Наименование

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Примечание

1

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

1546,2

1543,8

1543,8

1543,8

1546,2

1543,8

тыс. Гкал

1.1

для Липецкой ТЭЦ-2, в т.ч.

1546,2

1543,8

1543,8

1543,8

1546,2

1543,8

тыс. Гкал

1.1.1

с коллекторов ТЭС

1546,2

1543,8

1543,8

1543,8

1546,2

1543,8

тыс. Гкал

1.1.2

от котельных

0

0

0

0

0

0

тыс. Гкал

1.2

для Елецкой ТЭЦ, в т.ч.

252,7

261,9

261,9

261,9

252,7

261,9

тыс. Гкал

1.2.1

с коллекторов ТЭС

252,7

261,9

261,9

261,9

252,7

261,9

тыс. Гкал

1.2.2

от котельных

0

0

0

0

0

0

тыс. Гкал

1.3

для Данковской ТЭЦ, в т.ч.

133,2

144,5

144,5

144,5

133,2

144,5

тыс. Гкал

1.3.1

с коллекторов ТЭС

133,2

144,5

144,5

144,5

133,2

144,5

тыс. Гкал

1.3.2

от котельных

0

0

0

0

0

0

тыс. Гкал

2.

Отпуск тепловой энергии от котельных

2390,4

2300,9

2300,9

2300,9

2390,4

2300,9

тыс. Гкал

Таблица 86

Структура расхода топлива, используемого электростанциями и котельными на период до 2025 года, тыс. т у.т.

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

№ п/п

Наименование

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

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

646,797

667,002

667,002

667,002

646,797

667,002

1.1.

Расход топлива на Липецкой ТЭЦ-2

560,708

558,637

558,637

558,637

560,708

558,637

1.1.1.

газ

560,626

558,564

558,564

558,564

560,626

558,564

1.1.2.

нефтетопливо

0,082

0,072

0,072

0,072

0,082

0,072

1.1.3.

уголь (с указанием вида)

1.1.4.

прочее топливо

1.2.

Расход топлива на Елецкой ТЭЦ, в т.ч.

57,153

76,212

76,212

76,212

57,153

76,212

1.2.1.

газ

57,142

76,200

76,200

76,200

57,142

76,200

1.2.2.

нефтетопливо

0,011

0,011

0,011

0,011

0,011

0,011

1.2.3.

уголь (с указанием вида)

1.2.4.

прочее топливо

1.3.

Расход топлива на Данковской ТЭЦ, в т.ч.

28,937

32,154

32,154

32,154

28,937

32,154

1.3.1.

газ

28,799

32,144

32,144

32,144

28,799

32,144

1.3.2.

нефтетопливо

0,137

0,010

0,010

0,010

0,137

0,010

1.3.3.

уголь (с указанием вида)

1.3.4.

прочее топливо

2.

Расход топлива на  котельных всего, в т.ч.

2.1.

Привокзальная котельная
(г. Липецк, ул. Гагарина, 110 Б)

38,298

38,204

38,204

38,204

38,298

38,204

2.2.

Северо-Западная котельная
(г. Липецк, ул. Московская, 6) в т.ч.

96,423

97,042

97,042

97,042

96,423

97,042

газ

96,423

97,042

97,042

97,042

96,423

97,042

нефтетопливо

2.3.

Юго-Западная котельная
(г. Липецк, ул. Московская, 38), в т.ч.

151,440

136,651

136,651

136,651

151,440

136,651

газ

151,440

136,651

136,651

136,651

151,440

136,651

нефтетопливо

2.4.

Котельная "Угловая"
(г. Липецк, ул. Угловая)

18,123

18,080

18,080

18,080

18,123

18,080

2.5.

Котельная "Семашко"
(г. Липецк, ул. Семашко, 10)

6,046

6,017

6,017

6,017

6,046

6,017

2.6.

Котельная "Толстого"
(г. Липецк, ул.Толстого, 23а)

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

2.7.

Котельная "Октябрьская"
(г. Липецк, ул. Октябрьская)

4,156

4,207

4,207

4,207

4,156

4,207

2.8.

Котельная "Депутатская"
(г. Липецк, ул. Депутатская)

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

2.9.

Котельная сл .Александровка
(г.Елец, сл. Александровка)

1,227

1,394

1,394

1,394

1,227

1,394

2.10.

Котельная ул. А.Оборотова 4
(г.Елец, ул. А.Оборотова 4)

0,053

0,051

0,051

0,051

0,053

0,051

2.11.

Котельная пос. Аргамач
(г.Елец, п.Аргамач)

0,070

0,044

0,044

0,044

0,070

0,044

2.12.

Котельная РЖД по ул.Вермишева 29а
(г. Елец, ул.Вермишева 29а)

11,829

12,267

12,267

12,267

11,829

12,267

2.13.

Котельная пер.Верхний 1
(г. Елец, пер.Верхний 1)

0,077

0,068

0,068

0,068

0,077

0,068

2.14.

Котельная ул.Горького 80
(г. Елец, ул.Горького 80)

0,024

0,022

0,022

0,022

0,024

0,022

2.15.

Котельная ул.9 Декабря 72
(г. Елец, ул.9 Декабря 72)

0,188

0,178

0,178

0,178

0,188

0,178

2.16.

Котельная ул.Допризывников 1
(г. Елец, Допризывников 1)

1,074

1,273

1,273

1,273

1,074

1,273

2.17.

Котельная психдиспансера по ул.Дякина 1
(г. Елец, ул.Дякина 1)

0,140

0,133

0,133

0,133

0,140

0,133

2.18.

Котельная по ул.Колхозная 2
(г. Елец, ул.Колхозная 2)

0,037

0,041

0,041

0,041

0,037

0,041

2.19.

Котельная ул.Коммунаров 5а
(г. Елец, ул.Коммунаров 5а)

0,101

0,100

0,100

0,100

0,101

0,100

2.20.

Котельная ул.Коммунаров 40
(г. Елец, ул.Коммунаров 40)

0,842

0,826

0,826

0,826

0,842

0,826

2.21.

Котельная 5 м-на по ул.Коммунаров 89а
(г. Елец, ул.Коммунаров 89а)

10,528

10,688

10,688

10,688

10,528

10,688

2.22.

Котельная ул.Комсомольская 89
(г. Елец, ул.Комсомольская 89)

0,034

0,028

0,028

0,028

0,034

0,028

2.23.

Котельная ул.К.Маркса 17
(г. Елец, ул.К.Маркса 17)

0,024

0,020

0,020

0,020

0,024

0,020

2.24.

Котельная ул.Ленина 73
(г. Елец, ул.Ленина 73)

0,167

0,164

0,164

0,164

0,167

0,164

2.25.

Котельная ул.Ленина 88
(г. Елец, ул.Ленина 88)

0,517

0,600

0,600

0,600

0,517

0,600

2.26.

Котельная пер.М.Томский 10а
(г. Елец, пер.М.Томский 10а)

0,033

0,036

0,036

0,036

0,033

0,036

2.27.

Котельная ул.Мира 84
(г. Елец, ул.Мира 84)

0,068

0,070

0,070

0,070

0,068

0,070

2.28.

Котельная ул.Мира 98
(г. Елец, ул.Мира 98)

0,041

0,041

0,041

0,041

0,041

0,041

2.29.

Котельная ул.Мира 113
(г. Елец, ул.Мира 113)

0,072

0,088

0,088

0,088

0,072

0,088

2.30.

Котельная ул.Октябрьская 31
(г. Елец, ул.Октябрьская 31)

0,003

0,115

0,115

0,115

0,003

0,115

2.31.

Котельная ул.Октябрьская 47
(г. Елец, ул.Октябрьская 47)

0,017

0,019

0,019

0,019

0,017

0,019

2.32.

Котельная ул.Октябрьская 97
(г. Елец, ул.Октябрьская 97)

0,272

0,307

0,307

0,307

0,272

0,307

2.33.

Котельная ул.Орджоникидзе 78
(г. Елец, ул.Орджоникидзе 78)

0,078

0,100

0,100

0,100

0,078

0,100

2.34.

Котельная ул.Пригородная 55
(г. Елец, ул.Пригородная 55)

0,049

0,057

0,057

0,057

0,049

0,057

2.35.

Котельная ул.Пушкина 115
(г. Елец, ул.Пушкина 115)

0,176

0,176

0,176

0,176

0,176

0,176

2.36.

Котельная ул.Свердлова 13
(г. Елец, ул.Свердлова 13)

0,071

0,067

0,067

0,067

0,071

0,067

2.37.

Котельная ул.Советская 56
(г. Елец, ул.Советская 56)

0,139

0,131

0,131

0,131

0,139

0,131

2.38.

Котельная ул.Советская 64
(г. Елец, ул.Советская 64)

0,052

0,052

0,052

0,052

0,052

0,052

2.39.

Котельная ул.Советская 85
(г. Елец, ул.Советская 85)

0,219

0,281

0,281

0,281

0,219

0,281

2.40.

Котельная ул.Товарная 11
(г. Елец, ул.Товарная 11)

0,026

0,023

0,023

0,023

0,026

0,023

2.41.

Котельная ул.Товарная 15
(г. Елец, ул.Товарная 15)

0,178

0,171

0,171

0,171

0,178

0,171

2.42.

Котельная ул.Школьная 13
(г. Елец, ул.Школьная 13)

0,219

0,223

0,223

0,223

0,219

0,223

2.43.

Котельная ул.Шлакобетонная 1
(г. Елец, ул.Шлакобетонная 1)

0,119

0,110

0,110

0,110

0,119

0,110

2.44.

Котельная ул.Елецкая 4
(г. Елец, ул.Елецкая 4)

0,085

0,081

0,081

0,081

0,085

0,081

2.45.

Котельная мкр.Александровский 13
(г. Елец, г.Елец, мкр.Александровский 13)

2,136

2,122

2,122

2,122

2,136

2,122

2.46.

Котельная с.Капани
(Липецкая обл., Елецкий район, с.Капани)

0,200

0,104

0,104

0,104

0,200

0,104

2.47.

Котельная ул.Первомайская 65
(г. Грязи, ул.Первомайская 65)

5,493

5,645

5,645

5,645

5,493

5,645

2.48.

Котельная ЦРБ по ул.Социалистическая
(г. Грязи, ул.Социалистическая)

1,214

1,297

1,297

1,297

1,214

1,297

2.49.

Котельная швейной фабрики по ул.30 лет Победы
(г. Грязи, ул.30 лет Победы)

1,160

1,182

1,182

1,182

1,160

1,182

2.50.

Котельная ГПТУ-14 по ул.Юбилейная
(г. Грязи, ул.Юбилейная)

0,202

0,196

0,196

0,196

0,202

0,196

2.51.

Котельная школы №8 по ул.Привокзальная
(г. Грязи, ул.Привокзальная)

0,078

0,086

0,086

0,086

0,078

0,086

2.52.

Энергетический комплекс 40 МВт
(г. Грязи, ул.М.Расковой 33)

10,177

10,633

10,633

10,633

10,177

10,633

2.53.

Котельная с.Ярлуково
(Липецкая обл., Грязинский район, с.Ярлуково, ул.Молодежная)

0,745

0,781

0,781

0,781

0,745

0,781

2.54.

Котельная интерната по ул.Партизанская
(г. Грязи, ул.Партизанская)

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

2.55.

Котельная ул. Дубовая Роща
(г. Грязи, ул. Дубовая Роща)

1,508

1,529

1,529

1,529

1,508

1,529

2.56.

Котельная БМК по ул.Станционная
(г. Грязи, ул.Станционная)

1,572

1,675

1,675

1,675

1,572

1,675

2.57.

АБК-22 по ул. Крылова 6б
(г. Грязи, ул. Крылова 6б)

5,995

6,144

6,144

6,144

5,995

6,144

2.58.

Котельная с.Введенка
(Липецкая обл., Липецкий район, с.Введенка)

0,340

0,301

0,301

0,301

0,340

0,301

2.59.

Котельная общежития
(Липецкая обл., Липецкий район,  д.Новая Деревня)

0,037

0,037

0,037

0,037

0,037

0,037

2.60.

Котельная детского сада и школы
(Липецкая обл., Липецкий район,  д.Новая Деревня, ул.Первомайская 8а)

0,097

0,105

0,105

0,105

0,097

0,105

2.61.

Котельная с.Копцевы Хутора
(Липецкая обл., Липецкий район, с.Копцевы Хутора)

0,817

0,833

0,833

0,833

0,817

0,833

2.62.

Котельная с.Тюшевка
(Липецкая обл., Липецкий район, с.Тюшевка)

0,263

0,260

0,260

0,260

0,263

0,260

2.63.

Котельная детского дома с.Борино
(Липецкая обл., Липецкий район, с.Борино,

ул.Ленина 65)

0,181

0,189

0,189

0,189

0,181

0,189

2.64.

Котельная с.Частая Дубрава
(Липецкая обл., Липецкий район, с.Частая Дубрава, ул.Московская)

1,217

1,235

1,235

1,235

1,217

1,235

2.65.

Котельная школы с.Троицкое
(Липецкая обл., Липецкий район, с.Троицкое)

0,119

0,109

0,109

0,109

0,119

0,109

2.66.

Котельная с.Пады
(Липецкая обл., Липецкий район, с.Пады, ул.Школьная)

0,057

0,064

0,064

0,064

0,057

0,064

2.67.

Котельная ПНИ с.Плеханово
(Липецкая обл., Грязинский район, с.Плеханово)

1,385

1,277

1,277

1,277

1,385

1,277

2.68.

Котельная сан. "Лесная сказка"
(г.Липецк, сан. "Лесная сказка")

0,419

0,337

0,337

0,337

0,419

0,337

2.69.

Котельная совхоза Ильино

0,328

0,555

0,555

0,555

0,328

0,555

2.70.

БМК-22 МВт
(г.Лебедянь, ул.Машиностроителей)

6,316

5,780

5,780

5,780

6,316

5,780

2.71.

Котельная ул.Суворова, уч.7/2, г.Данков

0,119

0,103

0,103

0,103

0,119

0,103

2.72.

Котельная ул.Островского, уч.28/2, г.Данков

0,500

0,395

0,395

0,395

0,500

0,395

2.73.

Котельная ул.Чкалова, уч.16/2, г.Данков

0,230

0,234

0,234

0,234

0,230

0,234

7 ПЕРЕХОД К ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫМ ЦИФРОВЫМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ

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

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

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

Ключевые характеристики цифровой интеллектуальной (активно-адаптивной) сети:

-              способность к самовосстановлению после сбоев в подаче электроэнергии;

-              возможность активного участия в работе сети потребителей;

-              устойчивость сети к физическому и кибернетическому вмешательству злоумышленников;

-              обеспечение требуемого качества передаваемой электроэнергии;

-              обеспечение синхронной работы источников генерации и узлов хранения электроэнергии;

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

В рассматриваемый период с 2021 по 2025 год на сетях «Липецкэнерго» планируется создание «цифровой» подстанции с применением оборудования РЗА и ТЛМ, поддерживающего стандарт МЭК 61850, с организацией станционной шины и шины процесса. В качестве пилотного проекта выбрана реконструируемая ПС 110/35/10 кВ Лебедянь.

Реконструкция ПС 110 кВ Лебедянь с выполнением системы релейной защиты и автоматики на базе современных микропроцессорных устройств приведет к построению внутриобъектовых связей в РУ 110/35 кВ в соответствии с требованиями стандарта МЭК 61850 для повышения надежности эксплуатации объекта за счет: отказа от электромеханических устройств и применения цифровых устройств ССПИ и РЗА одного информационного стандарта МЭК 61850 и унифицированного ПО, сокращения кабельных связей за счет применения многофункциональных устройств с виртуальной конфигурацией функций и использования горизонтальных связей (GOOSE, ММS) МЭК 61850, использования устройств промышленного Ethernet с высоким уровнем электромагнитной защиты, стандартных коммуникаций по протоколу TCP-IP, мониторинга и диагностики неисправностей устройств средствами ССПИ и РЗА с предупредительной и аварийной сигнализацией.

Применение оборудования РЗА и ТЛМ с поддержкой МЭК 61850 позволит обеспечить: 

снижение трудозатрат на поиск неисправностей в системе РЗА (за счет предусмотренного стандартом МЭК 61850 функционала по самодиагностике оборудования и каналов передачи данных);

упрощение конфигурирования и настройки оборудования РЗА и ССПИ за счет применения специализированного ПО;

обеспечение функциональной совместимости и взаимозаменяемости оборудования различных производителей за счет стандартизации протоколов передачи данных и жестких требований по совместимости оборудования.

На рисунке 14 изображена структурная схема передачи данных между подстанцией, ЦУС Липецкэнерго и Липецким РДУ.

Переход к «цифровой» сети невозможен без создания каналов связи между подстанциями и диспетчерскими пунктами. Передача информации осуществляется по волоконно-оптическим линиям связи. В таблице 87 указаны мероприятия по модернизации ВЛ с подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи, необходимые для осуществления в рассматриваемый период.

Таблица 87

Мероприятия по модернизации ВЛ с подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи

Объект

Основание включения

Планируемые сроки реализации

Основные технические решения по цифровизации

Достигаемый эффект (изменение показателей надежности)

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Гидрооборудова-ние - ПС 110 кВ Хворостянка

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Гидрооборудование - ПС 110 кВ Хворостянка совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Правобережная - ПС 110 кВ Вербилово

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Правобережная - ПС 110 кВ Вербилово совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Хворостянка - ПС 110 кВ Добринка

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Хворостянка - ПС 110 кВ Добринка совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Добринка - ПС 110 кВ Верхняя Матренка

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Добринка - ПС 110 кВ Верхняя Матренка совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Гидрооборудова-ние - ПС 35 кВ Город Грязи

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Гидрооборудование - ПС 35 кВ Город Грязи совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Дон - ПС 110 кВ Нива

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Дон - ПС 110 кВ Нива совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Ситовка - ПС 110 кВ Тепличная - ПС 110 кВ КПД - ПС 110 кВ ЛТП

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Ситовка - ПС 110 кВ Тепличная - ПС 110 кВ КПД - ПС 110 кВ ЛТП совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Вербилово - ПС 110 кВ Хлевное

Программа развития АСТУ

2020

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Вербилово - ПС 110 кВ Хлевное совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на уч. ПС 110 кВ Гидрообору-дование - ПС 110 кВ Аксай - ПС 110 кВ Никольская - ПС 110кВ Усмань - РДП Усманского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на уч. ПС 110 кВ Гидрооборудование - ПС 110 кВ Аксай - ПС 110 кВ Никольская - ПС 110 кВ Усмань - РДП Усманс-кого РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке РДП Лебедянского РЭС - ПС 110 кВ Рождество - ПС 110 кВ Россия - ПС 110 кВ Лутошкино - РДП Краснинского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке РДП Лебедянского РЭС - ПС 110 кВ Рождество - ПС 110 кВ Россия - ПС 110 кВ Лутошкино - РДП Краснинского РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Ситовка - ПС 110 кВ Доброе - РДП Добровского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Ситовка - ПС 110 кВ Доброе - РДП Добровского РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Донская - ПС 110 кВ Кашары - ПС 110 кВ Гороховская - РДП Задонского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Донская - ПС 110 кВ Кашары - ПС 110 кВ Гороховская - РДП Задонского РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Елецкая - ПС 110 кВ Измалково - РДП Измалковского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Елецкая - ПС 110 кВ Измалково - РДП Измалковского РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Елецкая - ПС 110 кВ Становое - ПС 35 кВ Плоское - РДП Становлянского РЭС

Программа развития АСТУ

2021

Модернизация ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Елецкая - ПС 110 кВ Становое - ПС 35 кВ Плоское - РДП Становлянского РЭС совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 35 кВ на участке: ПС 110 кВ Цементная - ПС 35 кВ Водозабор - ПС 220 кВ Сокол - ПС 35 кВ Бутырки - ПС 35 кВ Малей - ПС 35 кВ Ярлуково - ПС 110 кВ Казинка - ПС 35 кВ Таволжанка - ПС 35 кВ Грязи жд - ПС 35 кВ Пост 474 - ПС 110 кВ Гидрооборудова-ние

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ВЛ 35 кВ на участке: ПС 110 кВ Цементная - ПС 35 кВ Водозабор - ПС 220 кВ Сокол - ПС 35 кВ Бутырки - ПС 35 кВ Малей - ПС 35 кВ Ярлуково - ПС 110 кВ Казинка - ПС 35 кВ Таволжанка - ПС 35 кВ Грязи жд - ПС 35 кВ Пост 474 - ПС 110 кВ Гидрооборудование совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

ВЛ 35 кВ на участке: ПС 110 кВ Доброе - ПС 35 кВ Каликино - ПС 35 кВ Ратчино - ПС 35 кВ Колыбельская - ПС 110 кВ Компрессорная

Программа развития АСТУ

2023

Модернизация ВЛ 35 кВ на участке: ПС 110 кВ Доброе - ПС 35 кВ Каликино - ПС 35 кВ Ратчино - ПС 35 кВ Колыбельская - ПС 110 кВ Компрессорная совместной подвеской ВОЛС для организации цифровых каналов связи (Программа АСТУ)

Повышение наблюдаемости ПС

Рисунок 14. Структурная схема каналов передачи данных ПС 110/35/10 кВ Лебедянь –

Лебедянский РЭС – ЦУС филиала ПАО «МРСК Центра» - «Липецкэнерго» – филиал АО «СО ЕЭС» «Липецкое РДУ»

Приложение 1

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

Подстанции 220 – 500 кВ, находящиеся на территории Липецкой области

№ п/п

Наименование

ПС

Напряжение, 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

2017

АТ-1

А,В,С

АТДЦТН

250

1990

рабочее

220/110/35

1988

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

150

2018

рабочее

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

2018

рабочее

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

1983

рабочее

220/10/10

Т-2

А,В,С

ТРДЦН

100

1984

рабочее

20

Овощи Черноземья

220/10

Т-1

А,В,С

ТРДЦН

80

рабочее

Т-2

А,В,С

ТРДЦН

80

рабочее

Примечания:

*) – на подстанции 500/220/35 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, принадлежащими филиалу ОАО «РЖД» ЮВЖД;

****) – ПС 220 кВ ГПП-15-2 находится на балансе ПАО «НЛМК»;

*****) – ПС 220 кВ КС-29 в 2020 году планируется вывод из работы силовых трансформаторов 220/10/10 кВ: Т-3, Т-4.

Подстанции с выделенными цветом годами ввода имеют срок эксплуатации больше нормативного.

Приложение 2

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

ЛЭП 220 – 500 кВ, находящиеся на территории Липецкой области

№ п/п

Наименование ВЛ

Год ввода, г.

Год реконстр., г.

Протяжен-ность, 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

3хАСО-480/59,7;

3хАС-500/643хАС

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 Белобережская - Елецкая

2018

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 – Овощи Черноземья; ВЛ 220 кВ Овощи Черноземья – Пост-474-тяговая

1961

68,43

II/II/II/80 100

АС 400/51

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 500/64

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 500/64

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 400/51

1

1

19

ВЛ 220 кВ Казинка-Металлургическая II цепь

1966

16,52

АС 300/39

16,52

1960

1969

2017

1

АС 400/51

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 400/51

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,у15-145, 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

АСКС240/32

4,6

48

ВЛ 220 кВ Новая – ГПП-15-2 Правая

4,6

АСКС240/32

4,6

Примечание: ВЛ с выделенными годами ввода имеют срок эксплуатации больше нормативного.

Приложение 3

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

ПС 110 кВ, находящиеся на балансе ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго»

№ п/п

Наименование

Напряжение, 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

2017

хор.

Т1

ТДН

40

2016

хор.

110-4Н

110/6

Т2

ТДН

40

2017

хор.

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.

110-4Н

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

10

1990

хор.

110-4Н

110/10

Т2

ТМН

6,3

1986

удовл.

9

Лукошкино

110/10

1991

уд.

Т1

ТМН

2,5

1982

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

MTM

25

2017

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

Рождество

110/10

2016

хор.

Т1

ТДТН

25

2016

хор.

110-4Н

             

*) – ММПС 110 кВ (передвижная подстанция).

**) – Цветом выделены подстанции, срок службы которых превышает нормативный.

Приложение 4

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

(приложение 4 в редакции постановления администрации Липецкойобласти от 23.09.2020 № 530)

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

Грозозащит-ный 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 отп. 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 кВ Правобережная – 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

АС-185/24

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 внесена 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 Доломитная

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 № 8 до ПС Первомайская

1968

21,60

21,60

АС-150/24

5

У 110-1; У 1-М

102

УАБм60-1,

ПБ-25-1

107

9

ПС-70 Б; ПС-4,5

2856

21,6

ТК-50

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, двухцеп. 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 110кВ Гороховская-левая; (оп. № 1-130 Донская - Гороховская, двухцеп. 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 Елецкая – Тербуны с отпайками

56,46

112,37

40

280

320

40

17610

56,06

Удовл.

3

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, У 110-1+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 220 – Тербуны 110  № 2

0,67

0,67

5

2

7

3

258

0,69

Удовл.

14

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 отп. на Агрегатную Левая, ВЛ 110 кВ ЕлецкаяТЭЦ – Западная с отп. 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 Агрегатная, двухцепной уч-к)

1976

0,85

1,70

АС-95

2

У110-2, У110-8

4

ПБ110-2

6

2

ПС6-Б

279

0,788

ПС-50

18.4

ВЛ 110 кВ Центральная - левая (ВО), правая (оп.27- оп.41-не действ., двухцепной уч-к)

1963

3,75

7,50

АС-150

14

П2, У6, У110-2

__

14

5

ПФЕ-4,5, П-4,5, ПС-4,5, ПС-120

808

3,75

ТК-50

19

ВЛ 110 кВ Елец-тяга

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 2021-2025 годы

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

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 Липецкэнерго

Т1 / 40 000

Т2 / 40 000

ООО «ТранснефтьЭлектросетьСервис»

110/6 кВ Сухая Лубна

Т1 / 40 000

Т2 / 40 000

ПАО «ФСК-ЕЭС»

110/10 кВ Тростное*

Т / 6 300

ООО «Мострансгаз» (Донское УМГ)

110/6 КС-7А

Т1 / 40 000

Т2 / 40 000

АО «Энергия»

110/6 Крона

Т1 / 25 000

Т2 / 25 000

филиал ОАО «РЖД» Ю.В.Ж.Д.

110/27,5/10 Урусово**

Т1 / 20 000

Т2 / 20 000

ООО «Завод Железобетон»

110/10 кВ ГПП-11

Т1/ 16 000

Т2/ 16 000

ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

110 кВ ГПП-1

Т1/ 63 000

Т2/ 63 000

АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

110/10 кВ ОЭЗ

Т1/ 40 000

Т2/ 40 000

ОАО «Липецкая кондитерская фабрика «Рошен»

110/10 кВ Рошен***

Т1/ 25 000

Т2/ 25 000

ООО «Йокохама Р.П.З.»

110/10 кВ Йокохама

Т/10 000

ООО «Тепличный комбинат Елецкие овощи»

110/10 кВ Аграрная

Т1/63 000

Т2/ 100 000

ООО «БумПак»

110/10 кВ БумПак

Т1/ 16 000

Т2/ 16 000

ООО «ТК ЛипецкАгро»

110/10 кВ Тепличная

Т1/ 25 000

Т2/ 25 000

Т3/ 50 000

*) 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.

Таблица 2

ГПП, РП  ПАО «Новолипецкий металлургический комбинат»

№ 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

63

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-15-1

1Т

ТРДЦН

100

115/10,5/10,5

2Т

ТРДЦН

100

115/10,5/10,5

ГПП-16

1Т

ТДЦТНК

63

115/11/6,6

2Т

ТДЦТНК

63

115/11/6,6

3Т

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 1 110 кВ

-

-

-

-

РП 2 110 кВ

1Т

ТРДЦНК

63

115/10,5/10,5

2Т

ТРДЦНК

63

115/10,5/10,5

Таблица 3

ЛЭП 110 кВ, находящиеся на балансе сторонних организаций

№

ЛЭП

Марка провода/кабеля

Протяжен-ность, 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

КВЛ-110 кВ ТЭЦ – ГПП-4

АС 240/32,

АПвПнг(а)2г-HF 1х300/95

2,4

КВЛ-110 кВ РП-1 – ГПП-4

АС 240/32,

АПвПнг(а)2г-HF 1х300/95

4,1

ООО «ЛТК «Свободный Сокол»

29

ВЛ 110 кВ Сокол – ГПП-1 Правая

(ВЛ 110 кВ ГПП-1 Правая)

30

ВЛ 110 кВ Сокол – ГПП-1 Левая

(ВЛ 110 кВ ГПП-1 Левая)

АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

31

Отпайка от ВЛ 110 кВ Двуречки Левая к               ПС 110 кВ ОЭЗ «Липецк»

(отп. к ПС ОЭЗ «Липецк»)

АС-150

0,09

32

Отпайка от ВЛ 110 кВ Двуречки Правая к ПС 110 кВ ОЭЗ «Липецк»

(отп. к ПС ОЭЗ «Липецк»)

АС-150

0,09

33

КЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Йокохама

АПвВнг 1*185/95-64/110

3,57

ООО «Тепличный комбинат Елецкие овощи»

34

КВЛ 110 кВ Елецкая – Аграрная

АПвПг-3(1х350), АС-185

3,66

35

КВЛ 110 кВ Елецкая – Аграрная II цепь

АПвПг-3(1х350), АС-185

3,66

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

36

ВЛ 110 кВ Тербуны 220 – Касторная Тяговая

АС-150

55,7

Приложение 6

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

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

№

Наименование

Год ввода

Напря-жение

Трансформаторы

Схема

Техни-ческое  состоя-ние

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

2016

35/10

ТМН

6,3

ТМН

6,3

35-9

хор.

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

ТМ

2,5

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

35-5АН

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

ТМН

4

ТМ

2,5

35-4Н

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

4

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

35/6

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

2,5

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.

Примечания:

*) Текстом синего цвета выделены трансформаторы подстанций, имеющие устаревшую конструкцию.

**) Цветом выделены подстанции, срок службы которых превышает нормативный.

Приложение 7

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

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

№ п/п

Наименование ВЛ

Год ввода в экспл.

Протяжен-ность, км

Тип

провода

Опоры

Изоляция

Грозозащит-ный трос

Примеч. (сост. ВЛ)

Металличес-кие

Ж/бетонные

Всего, шт.

В т.ч. анкерн.

Тип изолято-ров

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

отп. 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 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 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 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 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 (совместно с ВЛ 35 кВ Лебедянка-1)

1977

2,40

2,40

АС-95

2

У35-1

16

УБ35-1; ПБ35-1В

18

2

ПС-6Б, ПС-70

2,4

ПС-35

49.2

оп.18-133

1982

13,40

13,40

АС-95

2

У35-2

113

ПБ35-2; ПБ35-1; ПБ35-1В

115

9

ПС-70

1,5

С-50

50

ВЛ 35 кВ Песковатка

14,50

16,94

13

89

102

15

1341

3,55

Удовл.

50.1

оп.1-9 (по опорам ВЛ 35 кВ КПК соп.8-16)

1996

0,00

1,22

АС-120

−

−

−

−

−

−

ПС-70Д

50.2

оп.9-86

1973

10,80

12,02

АС-70

10

У35-1; УАП35-6; УАП35-5; УАП35-4

67

ПБ35-3; ПБ35-1В; АБ35-3; ПУСБ35-1

77

12

ПФ-6В

1,5

С-35

50.3

отпайка к ПС 35 кВ Вперед оп.1-25 

1973

3,70

3,70

АС-70

3

У35-1; УАП35-3

22

ПБ35-3; ПБ35-1В

25

3

ПФ-6В

2,05

"-"

51

ВЛ 35 кВ Петровская-1

18,30

18,30

4

123

127

18

1497

3,2

Удовл.

51.1

оп.1-5

1979

0,80

0,80

АС-70

2

У35-2

3

АУБМ35

5

3

ПМ-4,5

1,7

С-35

51.2

оп.5-128

1968

17,50

17,50

АС-70

2

У5М

120

ПБ35-1;  ПБ-33

122

15

ПМ-4,5

1,5

"-"

52

ВЛ 35 кВ Петровская-2

1980

23,680

23,680

АС-70

11

У35-1; УАП-3; УАП35-6

186

ПБ35-1; УБ35-1; ПБ35-1В

197

24

ПС-60Д

2206

3,25

ПС-35

Удовл.

53

ВЛ 35 кВ Поддубровка

9,10

10,40

0

63

63

9

798

1,1

Удовл.

53.1

оп. 59-62 (по опорам ВЛ 35 кВ Московка)

1988

0,00

0,50

АС-95

−

−

−

−

−

−

ПС-70Д

53.2

оп.5-67

1980

8,80

8,80

АС-95

−

−

55

УБ35-1; ПБ35-1В; ПБ35-3

55

8

ПФ-70

0,95

ПС-35

53.3

оп.59-67

1986

0,30

0,30

АС-95

−

−

8

ПБ35-1В

8

1

ПФ-70

"-"

53.4

оп.67-72 (по опорам ВЛ 35 кВ Манино)

1986

0,00

0,80

АС-95

−

−

−

−

−

−

ПС-70

1,1

54

ВЛ 35 кВ Полевая

4,87

6,770

4

36

40

8

816

2,5

Удовл.

54.1

оп.1-40

1968

4,87

4,870

АС-70

4

П110-4М; У35-1

36

  ПБ35-1В

40

9

ПМ-4,5

2,5

ПС-35

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

оп. №28-95

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 Барятино

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

уч-к 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

уч-к от №145 до №147 ПС Б. Избищи (по оп. 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

№ 103 ПС 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

уч. от №1 ПС Лебедянь до № 79

(№1-2 совм. 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

уч. оп. №57-№218 ПС Б. Верх (№ 175-218 совм. 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

№ 73 ПС 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

уч-к 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 № 1 ПС Гагарино до № 98 ПС Пиково (№ 1 - 12 совм. 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 №83 ПС 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 №1 ПС 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 № 1 ПС 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, У 35-1т +5, УА П35-6,                              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 Сахзавод

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

АС-95

ПФ6-В

267

1.2

оп.18-63

1972

9,2

9,2

АС-95

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

АС-95

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-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-цеп. дл. =

1 км 2-я ц. недейст.)

1983

9,8

10,8

АС-70

8

У35-1, У35-2, У35-1+5

86

УБ35-1, ПУСБ35-1вт, ПБ35-2, ПБ35-3, ПБ35-1в, ПБ110-5, ПБ110-8

94

11

ПС70-Д

1011

4

ПС-35

Удовл.

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

совм. 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

совм. 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, УА П35-3т, 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

совм. 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, УАП 35-3, 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-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

совм. 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-я цепь не действ.

1972

1,47

2,94

АС-95

8

У-35-2, У110-2+9, ПП-26

2

ПБ-22, портал

10

6

ПФ6-В

360

1,47

С-35

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 годы 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 2021-2025 годы

(приложение 8 в редакции постановления администрации Липецкойобласти от 23.09.2020 № 530)

Информация по договорам на осуществление технологического присоединения

к электросетевым объектам 35-220 кВ

№ п/п

Наименование потребителя (заявителя)

Вид экономической деятельности потребителя (заявителя)

Наименование подстанции, к которой планируется присоединение потребителя (заявителя)

Номинальная заявленная нагрузка (увеличение нагрузки) согласно договору, включая этапы при наличии, МВт

1

ПАО «МРСК Центра»

Сетевая организация

ПС 220 кВ Сокол

22

2

ПАО «МРСК Центра»

Сетевая организация

ПС 220 кВ Сокол

3

3

ПАО «МРСК Центра»

Сетевая организация

ПС 220 кВ Сокол

7,6

4

ООО «Тепличный комбинат Елецкие Овощи»

Сельское хозяйство

ПС 220 кВ Елецкая

142

5

ПАО «НЛМК»

Металлургия

ПС 220 кВ Металлургическая, ПС Северная

300

6

ПАО «МРСК Центра»

Сетевая организация

ПС 220 кВ Елецкая

40

7

ПАО «МРСК Центра»

Сетевая организация

ПС 220 кВ Елецкая

34

8

ПАО «МРСК Центра»

Сетевая организация

ПС 220 кВ Елецкая

2,37

9

ПАО «МРСК Центра»

Сетевая организация

ПС 220 кВ Новая

20

10

ПАО «МРСК Центра»

Сетевая организация

ПС 220 кВ Новая

96,03

11

ООО «Тепличный комбинат ЛипецкАгро»

Сельское хозяйство

ПС 220 кВ Дон

50

12

ПАО «МРСК Центра»

Сетевая организация

ПС 220 кВ Дон

2,88

№

п/п

Наименование потребителя

(заявителя)

Вид экономической деятельности потребителя (заявителя)

Наименование подстанции, к которой планируется присоединение потребителя (заявителя)

Номинальная заявленная нагрузка (увеличение нагрузки) согласно договору, включая этапы при наличии, МВт

13

Варданян Л.А.

Прочее

ПС 35/10кВ Борино

0,15

14

Галкин В.Н. ИП

Прочее

ПС 110/6кВ ЛТП

0,15

15

Айвазян Г.Ж.

Прочее

ПС 35/10кВ Борино

0,15

16

Айвазян А.А.

Прочее

ПС 35/10кВ Борино

0,15

17

Кроль Ю.В.

Прочее

ПС 110/10/10кВ Октябрьская

0,15

18

ООО "Дмитрий"

Прочее

ПС 110/6кВ Табак

0,15

19

ИП Полухин Г.Г.

Прочее

ПС 35/6кВ Восточная

0,15

20

Пузаков А.В.

Прочее

ПС 110/35/10кВ Донская

0,15

21

УФК по Липецкой области (Администрация)

Прочее

ПС 110/35/10кВ Усмань

0,15

22

ООО "Трансвижен"

Прочее

ПС 35/10кВ Частая Дубрава

0,15

23

Христенко Е.И.

Прочее

ПС 35/10кВ Грызлово

0,15

24

ООО "СтройУниверсалМонтаж"

Прочее

ПС 110/10кВ Машзавод

0,15

25

Чуканов В.В. ИП

Прочее

ПС 35/10кВ Борино

0,15

26

Хуторской ЗАО

Прочее

ПС 35/10кВ Борино

0,15

27

Гермес ООО

Прочее

ПС 35/10кВ Сенцово

0,15

28

Карасиков Н.В.

Прочее

ПС 110/10кВ Кашары

0,15

29

Региональная утилизирующая служба Сошки

Прочее

ПС 35/10кВ Сошки

0,15

30

Сазонов В.Ю. ИП

Прочее

ПС 35/10кВ Казачье

0,15

31

Коростелев М.М. ИП

Прочее

ПС 110/10/10кВ Октябрьская

0,15

32

Сачкова Ю.А.

Прочее

ПС 35/10кВ № 3

0,15

33

ООО "АБЗ БОРИНСКОЕ"

Прочее

ПС 35/10кВ Борино

0,15

34

Полесье Крестьянское хозяйство

Сельское хозяйство

ПС 35/10кВ Воскресеновка

0,15

35

Кривец-Птица ООО

Прочее

ПС 35/10кВ Борисовка

0,15

36

СЭТПАК ООО

Прочее

ПС 35/10кВ № 3

0,15

37

Агрофирма им.15 лет Октября ЗАО

Прочее

ПС 35/10кВ Троекурово совхозная

0,15

38

СЭМ-ИНВЕСТ СЗ ООО

Строительство

Электростанция 110/6кВ Данковская ТЭЦ

0,15

39

Пахомов М.С.

Прочее

ПС 220/110/35/10кВ Правобережная

0,15

40

Мурских А.В.

Прочее

ПС 35/10кВ №3

0,15

41

Агропромышленное объединение Аврора АО

Сельское хозяйство

ПС 35/10кВ Колесово

0,15

42

Михалёв Г.И.

Прочее

ПС 110/10кВ Двуречки

0,15

43

Агапина Н.А. ИП

Прочее

ПС 110/35/10кВ Аксай

0,15

44

ООО "Долгоруковская Шоколадная Фабрика"

Прочее

ПС 35/10кВ Тимирязево

0,15

45

А.И.Копаев

Прочее

ПС 35/10кВ Введенка

0,22

46

Филиал Юго-Западный Оборонэнерго АО

Прочее

ПС 35/6кВ Новониколаевка

0,55

47

Васильев М.Ю.

Прочее

ПС 220/110/35/10кВ Правобережная

0,362

48

Куриное Царство ОАО

Сельское хозяйство

ПС 110/10кВ Кашары

0,2

49

Сапфир-Л ООО

Сельское хозяйство

ПС 35/10кВ № 3

0,225

50

ООО "Черкизово-свиноводство"

Сельское хозяйство

ПС 35/10кВ Красотыновка

0,51436

51

Ремстройсервис АО

Прочее

ПС 35/3-10кВ Передвижная (Романово)

I этап - 0,59; II этап - 0,01

52

Аэропорт-2 СНТ

Прочее

ПС 35/6кВ Птицефабрика

0,64

53

Агробитхолод ООО

Прочее

ПС 110/10кВ Тербунский гончар

I этап - 0,5; II этап - 2,7

54

Ремстройсервис АО СЗ

Прочее

ПС 35/3-10кВ Передвижная (Романово)

I этап - 0,59; II этап - 0,01

55

Россиийские железные дороги ОАО

Сетевая организация

ПС 110/6кВ Тепличная

0,5

56

ЛГЭК АО

Сетевая организация

ПС 110/10/10кВ Октябрьская

0,31

57

Коптевское ООО

Торговля оптовая и розничная

ПС 110/6кВ КПД

0,249

58

Усманьхлеб ООО

Прочее

ПС 110/35/10кВ Аксай

0,59

59

ЛГЭК АО

Сетевая организация

ПС 110/6кВ Тепличная

0,23

60

Агроном-сад ООО

Прочее

ПС 35/10кВ Агроном

0,2943

61

Липецкоблводоканал ОГУП

Прочее

ПС 110/35/10кВ Тербуны 110

0,184

62

ООО "Трансстроймеханизация"

Прочее

ПС 35/10кВ Солидарность

0,66

63

Конди ООО

Прочее

ПС 110/6кВ Трубная-2

0,62

64

Зубарев Н.В.

Прочее

ПС 110/10кВ Круглое

0,295

65

Ремстройсервис АО СЗ

Строительство

ПС 110/10/10кВ Университетская

0,5646

66

Черкизово-Масла ООО

Прочее

ПС 110/10кВ ИРИТО (передвижная)

0,55

67

ЛГЭК АО

Сетевая организация

ПС 110/10/6кВ Юго-Западная

6,68

68

Куриное Царство ОАО

Сельское хозяйство

ПС 110/10кВ Кашары

1,58

69

ФКП "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны РФ"

Прочее

ПС 110/10/10кВ Манежная

1,074

70

Ремстройсервис АО

Прочее

ПС 35/3-10кВ Передвижная (Романово)

I этап - 0,1; II этап - 0,82

71

Строка 71 исключена постановлениемя администрации Липецкойобласти от 23.09.2020 № 530

72

Елецкий ООО

Прочее

ПС 110/10кВ Лукошкино

1,84

73

Липецкая ипотечная корпорация АО

Прочее

ПС 110/10/10кВ Университетская

0,7797

74

ПРОГРЕСС ОАО

Прочее

ПС 110/10/10кВ Октябрьская

5

75

ЭДЕЛЬВЕЙС-Л г. Липецк ООО

Прочее

ПС 110/10/6кВ Юго-Западная

1

76

АО "Хлебная База № 30"

Прочее

ПС 110/6кВ Табак

1,14

77

Сельхозинвест ООО

Сельское хозяйство

ПС 110/35/10кВ Набережное

0,65

78

ДСК АО

Прочее

ПС 110/6кВ Тепличная

3

79

ИНКОМСПЕЦСТРОЙ ООО

Прочее

ПС 110/10/10кВ Университетская

I этап - 0,2; II этап - 0,965

80

Агропромышленное объединение Аврора  АО

Сельское хозяйство

ПС 35/10кВ Авангард

0,15

81

Агропромышленное объединение Аврора  АО

Сельское хозяйство

ПС 35/10кВ Авангард

0,15

82

Шаталов Геннадий Анатольевич ИП

Прочее

ПС 110/35/10кВ Казинка

0,15

83

Акзо Нобель Коутингс ООО

Прочее

ПС 110/6кВ Трубная-2

1,6

84

Краснинский молочный завод ООО

Прочее

ПС 35/10кВ Красное

0,85

85

ГЛОБУС ГРУПП ООО

Прочее

ПС 110/10/10кВ Университетская

0,514

86

ГЛОБУС ГРУПП ООО

Прочее

ПС 110/10/10кВ Университетская

0,5788

87

Липецкая инвестиционно-строительная  компания ООО

Строительство

ПС 110/10/10кВ Университетская

0,2101

Приложение 9

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

Информация о планируемом технологическом присоединении

к электросетевым объектам напряжением 110 кВ и выше

№ п/п

Наименование потребителя*

Планируемая мощность, МВт

Центр питания

1

ОЭЗ РУ ППТ «Тербуны»

15,155

ПС 220 кВ Тербуны

(ПС 110 кВ Тербунский Гончар)

2

ОЭЗ РУ ППТ «Чаплыгинская»

19,44

ПС 220 кВ Дон

3

ОЭЗ РУ ППТ «Данков»

(ООО «Русские протеины Липецк»)

2,5

ПС 220 кВ Дон

4

ОЭЗ РУ ППТ «Елецпром»

34

ПС 220 кВ Елецкая

5

ОЭЗ РУ АПТ «Хлевное»

4

ПС 110 кВ Хлевное

6

ОЭЗ РУ ТРТ «Задонщина»

2,8

ПС 220 кВ Елецкая

7

ОЭЗ РУ ТРТ «Елец»

1,3

ПС 220 кВ Елецкая

8

ПАО «МРСК Центра»

16,29

ПС 220 кВ Елецкая

* - мероприятия по присоединению указанных потребителей будут разработаны при рассмотрении технических условий на технологическое присоединение

Приложение 10

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

Приложение 11

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

Приложение 12

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

Приложение 13

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

Приложение 14

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

Приложение 15

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

Приложение 16

к Схеме и программе

развития электроэнергетики

Липецкой области на 2021-2025 годы

Технико-экономическое обоснование строительства  ПС 35 кВ Восход (региональный вариант)

Таблица 1

Ориентировочная стоимость реконструкции ПС 110 кВ Химическая

тыс. руб. без НДС

Таблица 2

Укрупненный расчет стоимости на СМР ПС 110 кВ Химическая

тыс. руб. без НДС

Таблица 3

Укрупненный расчет стоимости на ПИР ПС 110 кВ Химическая

тыс. руб. без НДС

Таблица 4

Ориентировочная стоимость строительства ПС 35 кВ Восход и ВЛ-35 кВ

тыс. руб. без НДС

Таблица 5

Укрупненный расчет стоимости на СМР ПС 35 кВ Восход

тыс. руб. без НДС

Таблица 6

Укрупненный расчет стоимости на ПИР ПС 35 кВ Восход

тыс. руб. без НДС

Таблица 7

Укрупненный расчет стоимости на СМР ВЛ 35 кВ

тыс. руб. без НДС

Таблица 8

Укрупненный расчет стоимости на ПИР ВЛ 35 кВ

тыс. руб. без НДС