УС-8.


УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ТАРИФОВ
ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 5 июля 2013 г. N 24/1
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ НА 2014 - 2018 ГОДЫ
В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" и распоряжением администрации Липецкой области от 27 июля 2010 года N 280-р "Об утверждении Положения об управлении энергетики и тарифов Липецкой области" управление энергетики и тарифов Липецкой области постановляет:
1. Утвердить Схему и программу развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы (приложение).
2. Постановление управления энергетики и тарифов Липецкой области от 10 августа 2012 года N 33/5 "Об утверждении "Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2013 - 2017 годы" считать утратившим силу с 5 июля 2013 года.
Начальник управления
В.И.ЧУНИХИН
Приложение
к постановлению
управления энергетики
и тарифов Липецкой области
от 5 июля 2013 г. N 24/1
СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2014 - 2018 ГОДЫ
1. Общие положения
1.1. Паспорт Схемы и программы развития. Введение
Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области
на 2014 - 2018 годы
Цели и задачи Схемы,
важнейшие целевые
показатели Цель:
- повышение технического уровня и обеспечение
высокого уровня надежности функционирования
электросетевых объектов в проектный период.
Задачи:
- повышение эффективности функционирования
электросетевых объектов, снижение затрат на
эксплуатацию и потери электроэнергии в сетях;
- разработка технических мероприятий,
обеспечивающих надежную работу энергосистемы в
нормальных и послеаварийных режимах;
- создание условий для недискриминационного
доступа на присоединение к электрическим сетям
участников розничного рынка
Перечень основных
мероприятий Новое строительство, расширение, реконструкция и
техническое перевооружение:
- ЛЭП 220 и 500 кВ - 281,3 км (в одноцепном
исчислении);
- РРТП ПС 220 и 500 кВ - 5 шт.;
- новые ПС 220 и 500 кВ - 1 шт.;
- ЛЭП 110 кВ - 131,92 км (в одноцепном
исчислении);
- РРТП ПС 110 кВ - 31 шт.;
- новые ПС 110 кВ - 2 шт.;
- РРТП ВЛ 110 кВ с заменой непригодного
оборудования - 20 шт.;
- ЛЭП 35 кВ - 196,27 км (в одноцепном
исчислении);
- РРТП ПС 35 кВ - 99 шт.;
- РРТП ВЛ 35 кВ с заменой непригодного
оборудования - 48 шт.
Объемы финансирования Всего по 220, 110, 35 кВ - 14852,62 млн. руб.
В том числе по разделам:
220 и 500 кВ - 6051,56 млн. руб.;
110 кВ - 4316,44 млн. руб.;
35 кВ - 4484,62 млн. руб.
Ожидаемые конечные
результаты реализации
Схемы Повышение надежности электроснабжения
потребителей электроэнергии
В разделе 7 Схемы рассматриваются электросетевые объекты 220 кВ и выше, по состоянию на исходный год и с учетом перспективного развития сети на период до 2018 года.
В разделе 8 Схемы рассматриваются электросетевые объекты 110 кВ, по состоянию на исходный год и с учетом перспективного развития сети на период до 2018 года.
В разделе 9 Схемы рассматриваются электросетевые объекты 35 кВ, по состоянию на исходный год и с учетом перспективного развития сети на период до 2018 года.
КонсультантПлюс: примечание.
Приложение Г не приводится.
Карты-схемы, принципиальные схемы электрической сети 35 кВ и выше, перетоки мощности зимнего и летнего максимумов, летнего минимума Липецкой энергосистемы на исходный год и на 2014 - 2018 гг. представлены в приложении Г к Схеме.
Техническим разработчиком Схемы выступал ООО "Институт Тулаэнергосетьпроект" (Нестеров С.В., Романов Я.В., Галяткина В.Г.).
1.2. Основание для разработки Схемы.
Цели и задачи разработки Схемы
Основанием для разработки Схемы послужило следующее:
- постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";
- появление особых экономических зон регионального уровня промышленно-производственного типа;
- наличие масштабных программ жилищного строительства на всей территории региона;
- необходимость увеличения пропускной способности электрических сетей напряжением 35 кВ и выше;
- необходимость корректировки Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области 2013 - 2017 гг.;
- инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на планируемый период;
- инвестиционная программа филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (далее - филиал "Липецкэнерго") на планируемый период;
- инвестиционная программа филиала ОАО "Квадра" филиал "Восточная генерация" на планируемый период;
- инвестиционная программа ОАО "ЛГЭК" на планируемый период.
Цели и задачи разработки Схемы:
- исполнение постановления Правительства РФ от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";
- создание условий для недискриминационного доступа на присоединение к электрическим сетям филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС", ОАО "Квадра" филиал "Восточная генерация", ОАО "ЛГЭК";
- ликвидация дефицита установленной трансформаторной мощности на центрах питания, в том числе по объектам ОАО "ФСК ЕЭС", в соответствии с результатами расчета пропускной способности центров питания 220 кВ и 500 кВ на территории Липецкой области;
- ликвидация "узких" мест по пропускной способности ВЛ 35, 110, 220 кВ на территории Липецкой области;
- определение образующихся в перспективе "узких" мест Липецкой энергосистемы и разработка первоочередных мероприятий по их ликвидации;
- повышение параметров энергосбережения и энергоэффективности энергосистемы;
- формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.
При выполнении работы были использованы нижеперечисленные материалы, нормативно-технические и методические документы:
1. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание.
2. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем (Москва, 2003 г.).
3. Инструкция по проектированию городских электрических сетей (РД 34.20.185-94).
4. Положение о единой технической политике ОАО "Холдинг МРСК" в распределительном сетевом комплексе. Москва, 2011 г.
5. Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 750 кВ (СТО 56947007-29.240.55.016-2008, г. Москва, 2008 г.).
6. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ (СТО 56947007-29.240.10.028-2009, г. Москва, 2009 г.).
КонсультантПлюс: примечание.
Нумерация пунктов дана в соответствии с официальным текстом документа.
8. Отчетные данные ОАО "МРСК Центра" - филиал "Липецкэнерго" и сетевых предприятий.
9. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения (N 278тм, г. Москва, 2007 г.).
10. Сборник укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО "Холдинг МРСК".
11. Проект "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы".
17. Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2013 - 2017 годы (приложение к постановлению управления энергетики и тарифов Липецкой области от 10.08.2012 N 33/5).
18. Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утв. постановлением Правительства РФ от 17 октября 2009 г. N 823).
19. Протокол совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина (г. Москва, 09.11.2010, АШ-369пр.).
Кроме того, применялись также другие руководящие материалы, используемые при проектировании энергосистем.
2. Общая характеристика региона
Липецкая область была образована указом Президиума Верховного Совета СССР от 6 января 1954 года из районов четырех соседних областей.
В состав области были включены:
от Воронежской области: город Липецк, Боринский, Водопьяновский, Грачевский, Грязинский, Дмитряшевский, Добринский, Липецкий, Молотовский, Талицкий, Усманский, Хворостянский и Хлевенский районы;
от Орловской области - город Елец, Волынский, Долгоруковский, Елецкий, Задонский, Измалковский, Краснинский, Становлянский, Чернавский и Чибисовский районы;
от Рязанской области - Березовский, Воскресенский, Данковский, Добровский, Колыбельский, Лебедянский, Лев-Толстовский, Троекуровский, Трубетчинский и Чаплыгинский районы;
от Курской области - Больше-Полянский, Воловский и Тербунский районы.
Географическое положение.
Липецкая область расположена в центре Европейской части России, на пересечении важнейших транспортных магистралей, связывающих столицу Российской Федерации с Югом России, а западные районы России - с Поволжьем, в 400 км на юг от Москвы. Липецкая область граничит с Воронежской, Курской, Орловской, Тульской, Рязанской, Тамбовской областями.
Территория области - 24,17 тыс. км2, что составляет 0,14% от территории Российской Федерации. По этому показателю область занимает 71 место в России и последнее среди 5 регионов Центрально-Черноземного экономического района.
Протяженность области:
с севера на юг - 200 км,
с запада на восток - 150 км.
Общая протяженность границ - 900 км.
Климат умеренно континентальный с умеренно холодной зимой и теплым летом.
Население.
В таблице 2.1 представлена информация по численности населения Липецкой области на 2013 год, на предшествующий пятилетний период и на 2000 год.
Таблица 2.1
Год Все
население,
тыс. чел. В том числе, тыс.
чел. В общей численности
населения (%)
городское сельское городское сельское
Численность населения на 1 января
2000 1233,7 789,3 444,4 64,0 36,0
2005 1198,6 773,1 425,5 64,5 35,5
2010 1177,0 747,9 429,1 63,5 36,5
2011 1172,0 746,9 425,1 63,7 36,3
2012 1165,9 744,6 421,3 63,9 36,1
2013 1162,2 744,2 418,0 64,0 36,0
2013 в % к 2012 99,7 99,95 99,2 Численность населения области на 1 января 2013 года составила 1162,2 тыс. человек, из них 744,2 тыс. человек (64,0%) - городские жители, 418,0 тыс. человек (36,0%) - сельские жители. При этом на 1 января 2012 года численность населения региона составляла 1165,9 тыс. человек. Таким образом, зафиксирована убыль в количестве около 3,7 тыс. человек. Такая тенденция за последнее время на территории области сохраняется, однако непосредственно в областном центре, в Липецке, население прибывает, в том числе, за счет новорожденных. Сокращение населения Липецкой области идет, главным образом, за счет естественной убыли (люди умирают с учетом возраста), а также за счет миграционной убыли. Так, на 10 тыс. населения уезжают в среднем в другие регионы 25 человек.
Липецкая область включает в себя 328 муниципальных образований, в том числе:
1. Два города областного подчинения, образующие Липецкий городской округ и Елецкий городской округ.
2. Восемнадцать муниципальных районов: Воловский, Грязинский, Данковский, Добринский, Добровский, Долгоруковский, Елецкий, Задонский, Измалковский, Краснинский, Лебедянский, Лев-Толстовский, Липецкий, Становлянский, Тербунский, Усманский, Хлевенский, Чаплыгинский.
3. Шесть городских поселений, 299 сельских поселений.
Города Липецкой области:
- Липецк (население 508 тыс. человек) - административный, промышленный, культурный и курортный центр области, расположенный на берегах реки Воронеж;
- Елец (население 108,43 тыс. человек) - старинный город с героической историей, богатыми духовными и культурными традициями. Имеет развитую промышленность;
- Грязи (население 46,8 тыс. человек) - перекресток крупных железнодорожных магистралей с севера на юг и с запада на восток, обеспечивающих доступ к рынкам центральных и отдаленных регионов России и стран СНГ;
- Данков (население 21,06 тыс. человек) - название города произошло от входившего в Рязанское княжество древнего города Данков, который был разрушен монголо-татарами. Сейчас на том месте находится село Стрешнево Данковского района. В 1796 - 1804 и 1924 - 1958 годах не имел статуса города. Нынешний статус - с 1959 года;
- Лебедянь (население 20,53 тыс. человек) - в городе действуют несколько машиностроительных и пищеперерабатывающих предприятий, в том числе крупнейший в России производитель соков - ООО "Лебедянский";
- Усмань (население 18,75 тыс. человек) - из промышленных предприятий города следует отметить: мебельная фабрика, швейная фабрика, хлебокомбинат;
- Чаплыгин (население 12,66 тыс. человек) - основную долю занимает пищевая промышленность, она представлена такими предприятиями, как ООО "Агрохим", ОАО "Чаплыгинмолоко", ЗАО "Раненбургское", крахмальный завод и др.;
- Задонск (население 10,3 тыс. человек) - слобода, давшая начало Задонску, возникает на левобережье речки Тешевки около 1610 года, в связи с основанием Тешевского (Задонского) Богородицкого мужского монастыря, как вотчинное его владение. В городе работают хлебокомбинат, цех мясопереработки и завод по розливу минводы.
Земельные и минерально-сырьевые ресурсы.
Преобладающие типы почв - черноземы, которые занимают свыше 85 процентов всей территории. Земельный фонд - 2404,7 тыс. га.
Полезные ископаемые области представлены 300 месторождениями: известняки, доломиты, песок, глины, цементное сырье. По запасам карбонатного сырья область занимает первое место в РФ. Значительны залежи торфа. Большой известностью в стране пользуются Липецкие минеральные источники и лечебные грязи, обнаруженные в 1871 году.
В области разведано 24 месторождения песков для стройиндустрии с общими запасами более 160 млн. м3. Особый интерес представляют стекольные пески, сосредоточенные на 5 перспективных участках в Задонском, Хлевенском, Добровском и Чаплыгинском районах, с запасами около 40 млн. м3, не вовлеченные в эксплуатацию.
В Задонском районе расположено 2 месторождения тугоплавких глин для изготовления лицевого кирпича и керамических изделий, пользующихся спросом за пределами области. В Елецком районе разведано месторождение высококачественных глин, пригодных для производства прочного легковесного лицевого кирпича и керамзитового гравия.
Транспорт.
По насыщенности автомобильными дорогами и железнодорожными путями область занимает седьмое место в России.
Современные автомобильные магистрали связывают областной центр со всеми сопредельными областями, а также с трассами федерального значения: Москва - Ростов, Москва - Волгоград. Общая протяженность автодорог - 7,8 тыс. км.
Общая протяженность железнодорожной сети - свыше 800 км. Территорию пересекают три железнодорожные магистрали. Крупнейшими узлами являются Елец и Грязи.
Для связи с другими регионами по воздуху в области имеется аэропорт "Липецк", а также ряд аэродромов местного значения (возле нас. пунктов Данков, Тербуны и Чаплыгин). В 2005 году было возобновлено регулярное воздушное сообщение по маршрутам "Липецк - Москва - Липецк", "Липецк - Сочи - Липецк". 11 апреля 2008 года, распоряжением премьер-министра РФ Виктора Зубкова, аэропорт Липецк открыт для международных полетов воздушных судов.
Промышленность.
В промышленности занято около 107 тысяч человек, или 27,6% всей численности работников, занятых в экономике области.
Основой экономики, определяющей в значительной степени развитие региона, является промышленность, на ее долю приходится 46,4% валового регионального продукта.
В 2012 году ВРП оценивался в сумме 302,6 млрд. руб. Прирост экономики области по сравнению с 2011 годом составил 7,9% (по РФ - 3,4%). Он обеспечен всеми видами экономической деятельности, но существенное влияние оказали обрабатывающие производства (+5,47%).
Липецкая область занимает 2 место в Центральном федеральном округе (1 место - Калужская область) и 4 место в России по объему производства продукции обрабатывающих отраслей на душу населения (г. С.-Петербург - 471 тыс. руб./чел., Калужская обл. - 436 тыс. руб./чел., Калининградская обл. - 331,1 тыс. руб./чел.). Липецкая область занимает 1 место в Центральном федеральном округе и 3 место в России по объему производства продукции обрабатывающих отраслей на душу населения.
Липецкая область занимает первое место по производству электротехнических сталей (62% от общероссийского производства); трансформаторной стали (60%), бетоносмесителей (38%), бытовых холодильников и морозильников (36%), стиральных машин (35%), четвертое место по производству стали (14,1%) и проката черных металлов (13,46%); является крупным производителем культиваторов (28%), ОАО ЛМЗ "Свободный сокол" является единственным в России и странах СНГ производителем центробежнолитых труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом (ВЧШГ).
В течение всего 2012 года наблюдалось повышение производственной активности, стабилизировалось экономическое положение предприятий, сформировались устойчивые темпы роста. Индекс промышленного производства составил 111,9% (по России - 102,6%), отгружено продукции на сумму 416 млрд. руб., что на 7,8% выше уровня прошлого года.
Наибольший вклад в общий рост промышленного производства вносят обрабатывающие производства (индекс промышленного производства составил 113,9%). Высокие темпы достигнуты: в металлургическом производстве - 117,5%, химическом - 114,6%, производстве резиновых и пластмассовых изделий - 112,6%, производстве пищевых продуктов - 106,6%, производстве машин и оборудования - 106,7%, текстильном и швейном производстве - 104,1%.
Объем отгруженной продукции предприятиями металлургического производства и производства готовых металлических изделий превысил 242,9 млрд. руб., индекс физического объема производства к уровню прошлого года составил 117,5%.
В 2012 году увеличился объем выпуска готового проката и стали на 25%, чугуна - на 21%, уголков, фасонных и специальных профилей из железа или нелегированной стали - на 28%.
Объем отгруженных товаров предприятиями по производству машин и оборудования за январь - декабрь 2012 г. превзошел ранее достигнутый наивысший показатель в 2008 году и составил 25,6 млрд. руб., индекс физического объема 106,7%.
Наибольший рост объемов достигнут в производстве: насосов - 107%, холодильников и морозильников - 108, бытовых стиральных машин - 114%.
По объему отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами в разрезе областей ЦЧР по отрасли "Производство машин и оборудования" область по-прежнему опережает соседние регионы.
В 2012 году среднемесячная заработная плата по области в сравнении с аналогичным периодом 2011 года увеличилась на 15,1% и составила 21698 рублей, в том числе в обрабатывающих производствах на 11,9%, составила 27946 рублей.
В целом удалось избежать резких сокращений, не допустить роста социальной напряженности. Во многом благодаря предпринятым мерам, стало возможным в регионе снизить до минимума уровень регистрируемой безработицы, который на 01.01.2013 составил 0,6 (на 01.01.2012 - 0,7), в целом по Российской Федерации этот показатель - 1,4 (на 01.01.2012 - 1,7).
В течение 2012 года в промышленном комплексе продолжалась работа по реализации инвестиционных проектов, программ технического перевооружения и модернизации производства, вводу новых мощностей.
Завершен второй этап программы технического перевооружения в ОАО "НЛМК". Результатом стало увеличение сталеплавильных мощностей на 36% за счет развития доменного и сталеплавильного производств. Пуск в эксплуатацию доменной печи "Россиянка" и строительство нового конвертера позволяют увеличить производственные мощности по выплавке чугуна на 3,4 млн. тонн, по выплавке стали до 12,4 млн. тонн в год.
В ЗАО "Индезит Интернэшнл" проведенные технические мероприятия и внедрение инноваций позволили улучшить качество продукции, повысить класс энергосбережения, увеличить выпуск основной продукции. Произведено: холодильников и морозильников - 1,5 млн. шт. (рост на 8%), бытовых стиральных машин - 1,8 млн. шт. (на 14%).
В 2013 году планируется обновить до 40% модельный ряд от заявленной линейки производимой техники.
В ОАО "Энергия" объем инвестиций в производство составил 37,8 млн. рублей (157%). Реализуются в настоящее время два инновационных проекта:
- "Внедрение лития и его ионов в производство химических источников тока различных систем".
- "Регулирование системы производства и подачи осушенно-сжатого воздуха".
В ОАО "Грязинский культиваторный завод" объем инвестиций в производство составил 34,3 млн. рублей (в 4 раза больше уровня 2011 года.). Запущен комплекс лазерного раскроя листового металлопроката и гидравлический листогибочный пресс с ЧПУ. Продолжалась реализация инновационного проекта "Разработка ресурсосберегающих вариативных конструкций культиваторов".
В ОАО "Гидравлик" созданы и внедрены в производство отливка алюминиевых корпусов пневмоцилиндров типа ПТР, пресс для подварки железнодорожных крестовин, введена в эксплуатацию установка очистки воздуха в литейном цехе.
В ООО "Компания "Ассоль" реализован инвестиционный проект расширения действующего гофропроизводства, внедрен в эксплуатацию новый гофроагрегат, значительно расширен ассортимент выпускаемой продукции.
Проекты (планы оргтехмероприятий) по модернизации производства, внедрению инноваций, энергосбережению, освоению новых видов продукции реализованы также в ОАО "Строймаш", ОАО "Боринское", ОАО "Гидропривод", ООО "ЛеМаЗ" и ряде других.
В результате реализации мероприятий, направленных на инновационное развитие, доля инновационной продукции в общем объеме отгруженных товаров, работ и услуг промышленными предприятиями Липецкой области в 2012 году составила 10,1% (в 2011 году - 9,7%).
В 2012 году отгружено товаров инновационного характера на сумму 39,8 млрд. руб., что выше уровня 2011 г. на 6,6%.
Основная часть инновационной продукции выпускается на предприятиях, которые используют технологические инновации в рамках инновационных стратегий развития своего бизнеса. Это, в первую очередь, ОАО "НЛМК", ОАО "Энергия", ОАО "Строймаш", ОАО "Грязинский культиваторный завод". Число предприятий, выпускающих инновационную продукцию, пополнили участники и резиденты особых экономических зон: ООО "Бекарт Липецк", ООО "ЧСЗ-Липецк", ООО "Тербунский гончар", ООО "Фенци", ООО "АЛУ ПРО", ООО "Ропа Русь", ООО "ХОРШ-Русь", ООО "ЙОКОХАМА Р.П.З.", а также ЗАО "Индезит Интернэшнл", ОАО "Полимер", ОАО "Прожекторные угли", ООО КЦ "Мерлетто".
Расширилась география инноваций. В 2010 - 2011 гг. только в 4 муниципальных образованиях (г. Липецк, г. Елец, Грязинский и Лебедянский районы) имелись, согласно данным статистики, инновационно-активные предприятия. В настоящее время уже в 11 действуют предприятия, выпускающие инновационную продукцию. Этот перечень пополнили: Усманский, Тербунский, Чаплыгинский, Становлянский, Добринский и Хлевенский, Воловский районы.
В области созданы основные элементы инновационной инфраструктуры, совершенствуется нормативно-правовая база. Действует Закон Липецкой области от 27 октября 2010 года N 425-ОЗ "Об инновационной деятельности в Липецкой области", реализуется областная целевая комплексная программа "Развитие инновационной деятельности в Липецкой области на 2011 - 2015 годы".
Законом предусмотрено формирование областного реестра инновационных проектов, включение в который дает право соответствующему субъекту инновационной деятельности на получение государственной поддержки в виде субсидий на реализацию проектов, предоставления налоговых льгот.
В областной реестр инновационных проектов Липецкой области включено 24 проекта, в том числе: г. Липецк (18 проектов), г. Елец (1 проект), г. Грязи (2 проекта), г. Усмань (1 проект), Хлевенский район (2 проекта).
В 2012 году в рамках областной целевой комплексной программы "Развитие инновационной деятельности в Липецкой области на 2011 - 2015 годы" субсидии получили 11 субъектов инновационной деятельности.
Особый приоритет в числе важнейших направлений деятельности администрации области был сосредоточен на создании условий для формирования благоприятного инвестиционного климата. Это дальнейшее развитие особых экономических зон, создание индустриальных парков, формирование промышленных территориальных кластеров.
По состоянию на 31.12.2012 в особой экономической зоне промышленно-производственного типа "Липецк" зарегистрировано 23 компании-резидента с объемом заявленных инвестиций более 74 млрд. руб., производственную деятельность осуществляют 9 предприятий. Всего резидентами экономической зоны произведено продукции в объеме 13,8 млрд. руб., в том числе в 2012 году - около 5 млрд. руб. Количество рабочих мест - более 2040 ед.
Развиваются особые экономические зоны промышленно-производственного типа регионального уровня.
В ОЭЗ ППТ РУ "Тербуны" зарегистрировано 8 участников с инвестиционным потенциалом свыше 16,3 млрд. руб. В настоящее время уже создано свыше 100 рабочих мест. В 2012 году произведено продукции на сумму 482 млн. руб.
В ОЭЗ ППТ РУ "Чаплыгинская" зарегистрировано 8 участников с инвестиционным потенциалом свыше 14,1 млрд. руб. В настоящее время уже создано свыше 100 рабочих мест. В 2012 году произведено продукции на сумму свыше 2,4 млрд. руб.
В ОЭЗ ППТ РУ "Данков" зарегистрировано 7 участников с инвестиционным потенциалом свыше 11,1 млрд. руб.
В 2012 г. предоставлен статус участников ОЭЗ РУ ППТ: ООО "ИстАгро Дон", ООО "КОТТОН КЛАБ Данков", ООО "ЭкоТехнологии-Данков", ООО "Данковские пеллеты" и ООО "ДримВуд".
ОАО "Куриное царство" зарегистрировано в качестве участника ОЭЗ РУ ППТ "Елецпром" в 2011 году. Реализация инвестиционного проекта "Развитие агропромышленного комплекса в Липецкой области" в ОАО "Куриное царство" с целью увеличения производства мяса птицы в живом виде до 230000 тонн.
Всего на территориях особых экономических зон регионального уровня промышленно-производственного типа зарегистрировано 24 участника с инвестиционным потенциалом свыше 60 млрд. руб., планируется создать к 2020 г. свыше 17,5 тыс. рабочих мест. В 2012 году на предприятиях ОЭЗ ППТ произведено продукции в объеме свыше 2,8 млрд. руб., создано свыше 300 рабочих мест.
Стимулом для развития промышленного бизнеса являются индустриальные парки, уже созданные в Лебедянском и Грязинском районах, а также планируемые на территориях Усманского района и г. Ельца.
В индустриальном парке "Кузнецкая слобода" зарегистрированы и осуществляют выпуск продукции 5 резидентов: ООО "Юнионвайр", ООО "ИГ Руссия", ООО "Европанелс", ООО "Персонал-Сервис", ООО "Перспектива" (комплектующие для стиральных машин, строительное оборудование и материалы, металлические изделия). В 2012 году на предприятиях-резидентах индустриального парка произведено продукции в объеме 231,8 млн. руб., создано 100 рабочих мест.
В индустриальном парке "Грязинский" зарегистрированы и осуществляют выпуск продукции 2 резидента: ООО "Экинлер" (Турция) и индивидуальный предприниматель Батурин В.Н. (электрические материалы, мебель).
В 2012 году предприятиями-резидентами индустриального парка произведено продукции в объеме 65,5 млн. руб., создано свыше 100 рабочих мест.
Особая роль в развитии промышленности отводится осуществлению кластерной политики.
В области практически уже действует территориально-производственный кластер по производству сложнобытовой техники, сложившийся на базе основного предприятия ЗАО "Индезит Интернэшнл".
В состав кластера, наряду с ЗАО "Индезит Интернэшнл", входят двадцать два предприятия Липецкой области, поставляющих по кооперации комплектующие изделия, сырье и материалы на главный конвейер. Действует крупнейший в Европе Центр логистики для складирования и дистрибуции бытовой техники и деталей, поступающих из Италии, Польши, Турции, Кореи, Китая и непосредственно с ЗАО "Индезит Интернэшнл".
Кроме того, в составе кластера можно рассматривать и ГОУ ВПО "Липецкий государственный технический университет" - многопрофильный вуз, готовящий специалистов для машиностроительной, металлургической, химической и других отраслей промышленности, а также для академической, вузовской и отраслевой науки.
Уже сегодня объем промышленного производства кластера превышает 35 млрд. руб. в год, что составляет около 5% ВРП Липецкой области, в кластере занято более 7 тысяч человек. В перспективе до 2018 года по прогнозу рост составит до 10 - 12% ВРП, численность работающих вырастет вдвое.
Формируется машиностроительный кластер, который включает производство автокомпонентов, самолетов малой авиации, машин и оборудования, спецтехники, комплектующих изделий. Объем промышленного производства в 2012 году на территории кластера уже составил 6,2 млрд. рублей.
Развитие машиностроительного кластера позволит к 2018 году увеличить объем выпуска продукции до 10% к ВРП области, создать около 19 тыс. высокопроизводительных рабочих мест.
В целях повышения конкурентоспособности и эффективности работы обрабатывающих производств в 2013 году стоят задачи по обеспечению:
- темпов роста промышленного производства не менее 7 - 9%;
- роста производительности труда на 7 - 8%;
- роста удельного веса производства машин и оборудования в общем объеме отгруженных товаров обрабатывающих производств до 10 - 11%;
- роста объемов отгруженных товаров инновационного характера организациями промышленного производства на 3 - 5% к соответствующему периоду 2012 года.
Одним из важных факторов, влияющих на инвестиционную политику, является умение позиционировать инвестиционный потенциал, свои преимущества, благоприятные условия для ведения бизнеса, поэтому область активно участвует в различных мероприятиях (выставках, форумах и т.д.) всероссийского и международного уровней, где демонстрирует потенциал для развития инвестиционной деятельности.
Строительство.
Строительный комплекс области обладает высоким потенциалом. В числе крупнейших строительных предприятий: ЗАО СУ-11 "Липецкстрой", ОАО трест "Липецкстрой", ОАО "ДСК".
За 2012 год объем строительно-монтажных работ составил 31,2 млрд. рублей, или 102,6% от показателя 2011 года.
В 2012 году предприятиями строительного комплекса Липецкой области уплачено более 3,6 млрд. руб. налоговых платежей. Удельный вес налоговых поступлений от предприятий строительного комплекса в общей структуре поступлений составил 15%. Сумма налоговых платежей от предприятий строительного комплекса по сравнению с аналогичным показателем 2011 года увеличилась на 203 млн. руб., или на 5,9%.
В 2012 году произведено 1134 тыс. тонн цемента. Незначительное снижение объемов производства стеновых материалов компенсировано увеличением производства железобетонных конструкций в связи с переориентацией структуры жилищного строительства в сторону каркасно-монолитного домостроения.
На территории ОЭЗ РУ ППТ "Данков" впервые в области создано народное предприятие ЗАО "Данковская слобода" по организации производства гиперпрессованного кирпича и сухих строительных смесей мощностью до 2,2 млн. усл. кирп. в год.
Также на территории указанной зоны ООО "ДримВуд" приступило к строительству завода деревянных конструкций и деревянных изделий.
В Липецкой области увеличиваются мощности предприятий индустриального домостроения:
- ОАО "ДСК" осваивает новую серию панельных домов, соответствующую современным архитектурно-планировочным требованиям к многоэтажным жилым зданиям, внедряет гибкую технологию формования железобетонных изделий на магнитной бортоснастке, обновляет парк металлоформ;
- в ООО "Стройдеталь" открыт цех по производству 120 тыс. кв. м крупнопанельных изделий в год. Предлагаемая технология сборного каркаса при высоком качестве позволяет сократить затраты на строительство квадратного метра жилья на 35 - 40% по сравнению с традиционными методами. Строительство будет осуществляться с использованием наружных стеновых трехслойных панелей с эффективным утеплителем;
- в ОАО "Спецфундаментстрой" открыт цех по изготовлению комплектов деталей из клееного профилированного бруса увеличенных сечений для малоэтажного коттеджного строительства мощностью 100 домокомплектов в год, с использованием высокотехнологического немецкого и итальянского оборудования.
В 2012 году Управлением строительства и архитектуры Липецкой области привлечено 510 млн. руб. из федерального бюджета.
182 млн. руб. поступило на строительство ледовых дворцов в Усмани, Ельце и Задонске, школы в 28 микр-не г. Липецка, строительство и оснащение Центров временного размещения переселенцев в Липецке и Грязи.
64 млн. руб. направлено на социальные выплаты молодым семьям и молодым учителям.
264 млн. руб. поступило на строительство объектов инженерной инфраструктуры туристических кластеров "Елец" и "Задонщина", а также коммунальной инфраструктуры в малоэтажной застройке по ул. Ангарской г. Липецка.
С целью комплексного развития территорий муниципальным образованиям оказывалась поддержка из областного бюджета при строительстве объектов социального назначения. В рамках областной программы строительства и реконструкции объектов социальной инфраструктуры выделено 396 млн. руб. Это позволило ввести в эксплуатацию ледовый дворец в Усмани, плавательные бассейны в с. Доброе и с. Красное, школу на 960 мест в п. Лев-Толстой.
В 2012 году в Липецкой области введено в эксплуатацию 807 тыс. кв. м жилья, что на 6% больше, чем в 2011 году.
Электроэнергетика.
Перечень территориальных сетевых организаций Липецкой области:
- Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго";
- ОАО "Липецкая городская энергетическая компания";
- ОАО "НЛМК";
- ОАО "Завод Железобетон";
- ОАО "Техноинжиниринг";
- ОАО "Доломит";
- ОАО "Энергия";
- ЗАО "Липецкий комбинат силикатных изделий";
- ООО "СПМК Липецкая";
- ЗАО "Липецкцемент";
- ОАО "Липецкое торгово-промышленное объединение";
- ОАО "Грязинский пищекомбинат";
- Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение "Трансэнерго-филиала ОАО "РЖД";
- ОАО "ЛМЗ "Свободный Сокол";
- Центральный филиал ООО "Газпром энерго";
- ЗАО "ПИК "ЭЛЬТА";
- ООО "Лемаз";
- ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис";
- ООО "Лонгричбизнес";
- ОАО ЗСМ "Елецкий";
- ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк";
- ООО "Солнечная энергетика";
- ООО ПК "АВАЛОН";
- ОАО "Стагдок";
- ООО "ФИН-Групп";
- Филиал "Юго-Западный" ОАО "Оборонэнерго" на территории Липецкой области.
Гарантирующие поставщики:
- ОАО "Липецкая энергосбытовая компания";
- ООО "Городская энергосбытовая компания";
- Липецкое областное отделение филиала "Центральный" ОАО "Оборонэнергосбыт".
Поставщики электрической энергии (субъекты ОРЭМ) на территории Липецкой области, деятельность которых не подлежит государственному регулированию:
- ОАО "НЛМК";
- ООО "Русэнергоресурс";
- ОАО "Межрегионэнергосбыт";
- ООО "Межрегионсбыт";
- ООО "Энергосбытовая компания ОЭЗ экономической зоны "Липецк";
- ООО "Региональная энергетическая компания";
- ООО "ГРИНН Энергосбыт";
- ООО "Русэнергосбыт".
Липецкая область, наряду с Тамбовской и Воронежской областями, входит в зону обслуживания Верхне-Донского ПМЭС. В эксплуатации Верхне-Донского ПМЭС находятся линии электропередачи и подстанции напряжением 220 и 500 кВ.
3. Анализ существующего состояния электроэнергетики
Липецкой области за прошедший пятилетний период
3.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей
электроснабжение потребителей Липецкой области
Энергосистема Липецкой области входит в состав объединенной энергосистемы Центра (ОЭС Центра) и имеет электрические связи со следующими смежными энергосистемами:
- Рязанской области;
- Тамбовской области;
- Воронежской области;
- Брянской области;
- Орловской области;
- Курской области.
Липецкая энергосистема также связана с энергосистемой Волгоградской области, входящей в ОЭС Юга (двумя ВЛ 500 кВ).
Информация по количеству электростанций, установленной мощности электростанций, величине потребления электрической энергии и мощности по Липецкой области, выработке и сальдо-перетокам за 2012 г. представлена в таблице 3.1.
Таблица 3.1
N Параметр Ед. изм. Величина
1. Количество ТЭС шт. 11
2. Установленная мощность ТЭС МВт 1073,5
3. Потребление электроэнергии в 2012 г. млн. кВт.ч 11743
4. Максимум мощности в 2012 г. МВт 1759
5. Выработка электроэнергии в 2012 г. млн. кВт.ч 5339
6. Сальдо-перетоки в 2012 г. млн. кВт.ч 6404
Информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории Липецкой области, а также блок-станциям промышленных предприятий представлена в таблице 3.2.
Таблица 3.2
N Наименование
1. Филиал ОАО "СО ЕЭС" Липецкое РДУ
2. Электросетевые компании
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" "Верхне-Донское ПМЭС"
Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
ОАО "Липецкая городская энергетическая компания"
ОАО "НЛМК"
ОАО "Завод Железобетон"
ОАО "Доломит"
ОАО "Энергия"
ЗАО "Липецкий комбинат силикатных изделий"
ООО "СПМК Липецкая"
ЗАО "Липецкцемент"
ОАО "Липецкое торгово-промышленное объединение"
ОАО "Грязинский пищекомбинат"
Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению - структурное
подразделение "Транс-энерго-филиала ОАО "РЖД"
ОАО "ЛМЗ "Свободный Сокол"
ЗАО "ПИК "ЭЛЬТА"
ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис"
ООО "Лонгричбизнес"
ОАО ЗСМ "Елецкий"
ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк"
ООО "Солнечная энергетика"
ООО ПК "Авалон"
ОАО "Стагдок"
ООО "ФИН-Групп"
Филиал "Юго-Западный" ОАО "Оборонэнерго" на территории Липецкой
области
3. Гарантирующие поставщики
ОАО "Липецкая энергосбытовая компания"
ООО "Городская энергосбытовая компания"
Липецкое областное отделение филиала "Центральный" ОАО
"Оборонэнергосбыт"
4. Поставщики электрической энергии (субъекты ОРЭМ) на территории
Липецкой области, деятельность которых не подлежит государственному
регулированию
ОАО "НЛМК"
ООО "Русэнергоресурс"
ОАО "Межрегионэнергосбыт"
ООО "Энергосбытовая компания ОЭЗ экономической зоны "Липецк"
ООО "Региональная энергетическая компания"
ООО "ГРИНН Энергосбыт"
ООО "Межрегионсбыт"
ООО "Русэнергосбыт"
5. Генерирующие компании
5.1. Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация", в т.ч. подразделения:
Липецкая ТЭЦ-2
Елецкая ТЭЦ
Данковская ТЭЦ
Липецкие тепловые сети
Елецкие тепловые сети
Коммунтеплоэнерго
6. Блок-станции
ТЭЦ ОАО "НЛМК"
УТЭЦ ОАО "НЛМК"
ТЭЦ ОАО ЛМЗ "Свободный Сокол"
ТЭЦ ОАО "Добринский сахарный завод"
ТЭЦ ОАО "Лебедянский сахарный завод"
ТЭЦ ОАО "Грязинский сахарный завод"
ТЭЦ ОАО "Аврора" "Боринский сахарный завод"
ТЭЦ ОАО "Аврора" "Хмеленецкий сахарный завод"
3.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии
в Липецкой области и структура электропотребления
Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области и структура электропотребления по основным группам потребления за последние 5 лет представлена в таблице 3.3.
Таблица 3.3
Отчетная динамика потребления электроэнергии
в Липецкой области
Год Млн. кВт.ч
2008 2009 2010 2011 2012
Липецкая область 10645 9495 10400 10991 11743
Прирост, % +0,2 -10,8 +9,5 +5,7 +6,8
Потери ЕНЭС 276 261 290 290 282
СН ТЭЦ 256 250 263 252 237
НЛМК 5392 4609 5246 5734 6465
Крупные потребители - субъекты
ОРЭ 774 505 661 719 676
Гарантирующие поставщики 3947 3870 3940 3996 4083
На рисунке 3.1 представлена диаграмма потребления электроэнергии в Липецкой области за отчетный период.

Рисунок 3.1. Диаграмма потребления электроэнергии
в Липецкой области за отчетный период
Согласно диаграмме (рисунок 3.1), основное влияние на изменение динамики потребления электроэнергии Липецкой области оказывает потребление ОАО "НЛМК". После периода спада промышленного производства в 2009 г., вызванного мировым финансовым кризисом, происходит восстановление (2010 г.) и дальнейший рост потребления электроэнергии комбината. Остальные потребители после спада в 2009 г. и восстановления уровня потребления в 2010 г. и последующих годах показывают гораздо меньшую динамику роста или некоторое снижение, не оказывающее заметного влияния на изменение общего потребления по области.
В таблице 3.4 представлена структура электропотребления по видам экономической деятельности за 2011 - 2012 гг.
Таблица 3.4
Структура электропотребления субъекта РФ по видам
экономической деятельности за 2011 - 2012 гг.
N
п/п Наименование Предшествующий
год, 2011 год Отчетный год, 2012
год
млн. кВт.ч % млн. кВт.ч %
1. Промышленное производство
(обрабатывающие производства) 6857,66 62,40 7446,48 63,41
2. Строительство 59,13 0,54 63,7 0,54
3. Транспорт и связь 671,71 6,11 721,6 6,14
4. Сельское хозяйство 87,4 0,80 87,1 0,74
5. Сфера услуг 200,95 1,83 216,3 1,84
6. Бытовое потребление
(жилищно-коммунальный сектор) 979,7 8,91 1040,8 8,86
7. Производство и распределение
электроэнергии, газа, воды 488,56 4,45 526,5 4,48
8. Потери в электрических сетях 904,3 8,23 914,64 7,79
9. Потери ЕНЭС 290 2,64 282 2,40
10. Собственные нужды
электростанций 251,87 2,29 237,31 2,02
11. Другие виды экономической
деятельности 199,32 1,81 206,7 1,76
Всего 10990,6 100 11743,13 100
3.3. Перечень и характеристика основных крупных потребителей
электрической энергии в регионе
Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Липецкой области с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет представлен в таблице 3.5.
Таблица 3.5
Основные крупные потребители электрической энергии
в Липецкой области
Крупный
потребитель Ед. изм. 2008 2009 2010 2011 2012
НЛМК млн. кВт.ч 5392 4609 5246 5734 6465
МВт 614 526 600 750 800
% к области 50,65% 48,54% 50,44% 52,17% 55,05%
Мострансгаз млн. кВт.ч 354 79 161 156 64
МВт 40 9 18 24 12
% к области 3,33% 0,83% 1,55% 1,42% 0,55%
МН Дружба млн. кВт.ч 162 175 159 162 197
МВт 18 20 18 20 23
% к области 1,52% 1,84% 1,53% 1,47% 1,68%
ЛМЗ Свободный
сокол млн. кВт.ч 105 93 103 108 110
МВт 12 11 12 12 13
% к области 0,99% 0,98% 0,99% 0,98% 0,94%
ОЭЗ ППТ Липецк млн. кВт.ч - 41 67 84 93
МВт - 5 8 10 11
% к области - 0,43% 0,64% 0,76% 0,79%
Липецкцемент млн. кВт.ч 150 143 188 196 177
МВт 17 16 22 22 21
% к области 1,41% 1,51% 1,81% 1,78% 1,51%
ЮВЖД Елецкая
дистанция
электроснабжения млн. кВт.ч 146 142 176 170 175
МВт 17 16 20 19 20
% к области 1,37% 1,50% 1,69% 1,55% 1,49%
Лебедянский млн. кВт.ч - - 53 45 42
МВт - - 6 6 5
% к области - - 0,51% 0,41 0,36%
Роскондитерпром млн. кВт.ч - - 26 27 27
МВт - - 3 3 3
% к области - - 0,25% 0,24% 0,23%
Итого крупные
потребители млн. кВт.ч 6309 5282 6100 6682 7350
МВт 718 603 698 866 908
% к области 59,27% 55,63% 58,65% 60,80% 62,59%
На рисунке 3.2 представлен график изменения доли электропотребления крупных потребителей к общему электропотреблению области.

Рис. 3.2. График изменения доли электропотребления крупных
потребителей к общему электропотреблению области
На основании данных таблицы 3.5 и рисунка 3.2 можно сделать вывод, что, начиная с 2009 года, происходит равномерный рост доли электропотребления крупных потребителей к общему электропотреблению области.
3.4. Динамика изменения максимума нагрузки
за последние 5 лет
Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет в целом по Липецкой энергосистеме представлена в таблице 3.6.
Таблица 3.6
Год 2008 2009 2010 2011 2012
МВт 1654 1603 1594 1634 1759
Прирост, % 6,0% -3,1% -0,6% 2,51% 7,6%
При рассмотрении Липецкой энергосистемы как совокупности крупных узлов нагрузки наиболее целесообразным является рассмотрение следующих энергорайонов:
1. Район суммарной нагрузки (потребителей ОАО "НЛМК", ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк"), запитанной от шин ПС 220 кВ Металлургическая и Липецкой ТЭЦ-2. В дальнейшем в этот район включаются ПС 220 кВ Казинка.
2. Район суммарной нагрузки (потребителей ОАО "НЛМК", филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (Липецкий РЭС)), запитанной с шин ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Новая, ГПП-18, РП-1, ТЭЦ НЛМК. К данному району относится нагрузка ВЛ 110 кВ Бугор Левая, Бугор Правая, по нормальной схеме запитанная от шин ПС 220 кВ Новая.
3. Район суммарной нагрузки (потребителей северной и западной части г. Липецка, включая ЗАО "Липецкцемент" и ОАО "ЛМЗ "Св. Сокол"), запитанной от ПС 110 кВ, входящих в транзит ПС 220 кВ Сокол - ПС 220 кВ Правобережная.
4. Район суммарной нагрузки, запитанной от шин ПС 220 кВ Правобережная (в основном г. Липецк и прилегающие районы). К данному району относится нагрузка ПС 110 кВ Южная, Манежная, которые планируются с 2014 года после реконструкции ПС 220 кВ Правобережная на питание по нормальной схеме от шин ПС 220 кВ Правобережная.
5. Район с суммарной нагрузкой северной части Липецкой области, преимущественно запитанной от ПС 220 кВ Дон.
6. Район с суммарной нагрузкой западной части Липецкой области, преимущественно запитанной от ПС 220 кВ Елецкая 220, Елецкой ТЭЦ, ПС 220 кВ Тербуны, ПС 220 кВ КС-29.
Распределение максимального потребления энергосистемы за последние 5 лет по указанным энергорайонам приводится в таблице 3.7.
Таблица 3.7
Энергорайон 2008 2009 2010 2011 2012
энергорайон N 1 (Липецкая ТЭЦ-2,
Металлургическая, Казинка, ПГУ) 328 320 322 324 332
энергорайон N 2 (Северная - Новая - ТЭЦ
НЛМК - Бугор) 591 587 599 648 743
энергорайон N 3 (транзит Липецкая ТЭЦ-2 -
Правобережная) 206 197 205 204 212
энергорайон N 4 (Правобережная - Южная) 124 138 137 132 131
энергорайон N 5 (Дон - Данковская ТЭЦ) 117 114 112 105 114
энергорайон N 6 (КС-29 - Елецкая 220 -
Тербуны - Елецкая ТЭЦ) 288 249 219 221 227
Всего 1654 1603 1594 1634 1759
На рисунке 3.3 представлены графики изменения максимального потребления энергосистемы по энергорайонам Липецкой области за последние 5 лет.

Рисунок 3.3. Графики изменения максимального потребления
энергосистемы по энергорайонам за последние 5 лет
3.5. Структура установленной электрической мощности
на территории Липецкой области
Структура установленной электрической мощности на территории Липецкой области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в последнем году, представлена в таблице 3.8.
Таблица 3.8
Структура установленной мощности на территории
Липецкой области
Электростанция Установленная
мощность, МВт Доля, % Ввод, демонтаж
в 2012 году
Липецкая область 1073,5 100 -
Липецкая ТЭЦ-2 515 48,0 -
Елецкая ТЭЦ 70 6,5 -
Данковская ТЭЦ 10 0,9 -
ТЭЦ ОАО "НЛМК" 282 26,3 -
УТЭЦ ОАО "НЛМК" 150 14,0 150
ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол" 16 1,5 -
ТЭЦ сахарных заводов <*> 30,5 2,8 -
<*> Добринский, Грязинский, Лебедянский, Боринский, Хмелинецкий
Структура установленной мощности по видам собственности представлена на диаграмме (рисунок 3.4).

Рисунок 3.4. Структура установленной мощности
по видам собственности
3.6. Состав существующих электростанций
(а также блок-станций) с группировкой по принадлежности
к энергокомпаниям
Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, представлен в таблице 3.9.
Таблица 3.9
Электростанция Энергокомпания
Липецкая ТЭЦ-2 Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная
генерация"
Елецкая ТЭЦ Данковская ТЭЦ ТЭЦ ОАО "НЛМК" для собственного потребления ОАО
"НЛМК"
УТЭЦ ОАО "НЛМК" для собственного потребления ОАО
"НЛМК"
ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол" для собственного потребления ОАО ЛМЗ
"Свободный Сокол"
ТЭЦ ОАО "Добринский сахарный завод" для собственного потребления +
продажа на розничном рынке ОАО
"Липецкая энергосбытовая компания"
ТЭЦ ОАО "Грязинский сахарный завод" ТЭЦ ОАО "Лебедянский сахарный завод" для собственного потребления
3.7. Структура выработки электроэнергии по типам
электростанций и видам собственности
Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности представлена в таблице 3.10, млн. кВт.ч.
Таблица 3.10
N Электростанция 2008 2009 2010 2011 2012 Доля, %
Липецкая область 4450 4039 4347 4720 5339 100
1. Филиал ОАО "Квадра" -
"Восточная генерация", в т.ч. 2031 1759 1906 1917 1824 34
1.1. Липецкая ТЭЦ-2 1931 1604 1673 1584 1563 29
1.2. Елецкая ТЭЦ 59 115 197 298 230 4
1.3. Данковская ТЭЦ 41 40 36 35 31 1
2. Блок-станции, в т.ч. 2419 2280 2441 2803 3515 66
2.1. ТЭЦ ОАО "НЛМК" 2312 2172 2353 2354 2155 40
2.2. УТЭЦ ОАО "НЛМК" 334 1224 23
2.3. ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол" 31 43 28 27 30 1
2.4. ТЭЦ сахарных заводов 76 65 60 88 106 2
На рисунке 3.5 представлена структура выработки электроэнергии за 2012 год по видам собственности в виде диаграммы.

Рисунок 3.5. Структура выработки электроэнергии за 2012 год
по видам собственности
3.8. Характеристика балансов мощности и электроэнергии
Характеристика балансов мощности и электроэнергии представлена в таблицах 3.11 и 3.12, МВт и млн. кВт.ч.
Таблица 3.11
N Показатель 2008 2009 2010 2011 2012
1. Абсолютный максимум
потребления 1654 1603 1594 1634 1759
2. Средний максимум
потребления за зимний
период 1538 1429 1504 1554 1625
Прирост +1,9% -7,1% +5,2% +3,3% +4,6%
3. Средняя нагрузка
электростанций за зимний
период 716 676 598 641 716
Прирост +18,0% -5,6% -11,5% +7,2% +11,7%
Филиал ОАО "Квадра" -
"Восточная генерация" 406 371 319 311 322
Блок-станции 310 305 279 330 394
4. Сальдо-перетоки 822 753 906 913 909
Прирост -9,0% -8,4% +20,3% +0,8% -0,4%
Таблица 3.12
N Показатель 2008 2009 2010 2011 2012
1. Потребление 10645 9495 10400 10991 11743
Прирост +0,2% -10,8% +9,5% +5,7% +6,8%
2. Выработка 4450 4039 4347 4720 5339
Прирост +1,9% -9,2% +7,6% +8,6% + 3,1%
2.1. Филиал ОАО "Квадра" -
"Восточная генерация" 2031 1759 1906 1917 1824
2.2. Блок-станции 2419 2280 2441 2803 3515
3. Сальдо-перетоки 6195 5456 6053 6271 6404
Прирост -1,0% -11,9% +10,9% +3,6% +2,1%
3.9. Основные показатели энерго- и электроэффективности
по Липецкой области за 2008 - 2012 гг.
Основные показатели энерго- и электроэффективности по Липецкой области за 2008 - 2012 гг. представлены в таблице 3.13.
Таблица 3.13
Год Энергоемкость ВРП,
кг у.т./тыс. руб. Электроемкость ВРП,
кВт.ч/тыс. руб. Потребление электроэнергии
на душу населения, кВт.ч/чел.
2008 86,87 40,41 774,44
2009 85,30 40,87 801,86
2010 75,08 40,83 825,20
2011 67,58 37,36 836,42
2012 74,06 38,81 892,70
3.10. Основные показатели Липецкой энергосистемы
В таблице 3.14 представлены основные показатели, характеризующие состав и работу энергосистемы.
Таблица 3.14
N Параметр Ед. изм. Величина
1. Количество ПС шт. 215
500 кВ шт. 3
220 кВ шт. 14
110 кВ шт. 55
35 кВ шт. 143
2. Общая мощность ПС МВА 9982,2
500 кВ МВА 3507
220 кВ МВА 3596
110 кВ МВА 1997,2
35 кВ МВА 882
3. Количество ТЭС шт. 11
4. Установленная мощность ТЭС МВт 1073,5
5. Количество воздушных линий шт. 295
500 кВ шт. 9
220 кВ шт. 23
110 кВ шт. 68
35 кВ шт. 195
6. Протяженность воздушных линий км 7304,41
500 кВ км 970,0
220 кВ км 1315,76
110 кВ км 2348,48
35 кВ км 2670,17
3.11. Основные внешние связи с соседними энергосистемами
Основные внешние электрические связи Липецкой энергосистемы с соседними энергосистемами представлены в таблице 3.15.
Таблица 3.15
N Наименование присоединения
1. Липецкая энергосистема - Рязанская энергосистема
1.1. ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Западная
1.2. ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Восточная
2. Липецкая энергосистема - Тамбовская энергосистема
2.1. ВЛ 500 кВ Липецкая - Тамбовская
2.2. ВЛ 220 кВ Липецкая - Мичуринская 1 цепь
2.3. ВЛ 220 кВ Липецкая - Котовская
2.4. ВЛ 220 кВ Липецкая - Мичуринская 2 цепь
2.5. ВЛ 110 кВ Первомайская - Компрессорная
3. Липецкая энергосистема - Воронежская энергосистема
3.1. ВЛ 500 кВ Борино - Воронежская
3.2. ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на
Нововоронежскую АЭС
3.3. ВЛ 220 кВ Воронежская-1, участок Липецкая - Пост-474
3.4. ВЛ 220 кВ Воронежская-2, участок Липецкая - Грязи - Орловские
4. Липецкая энергосистема - Брянская энергосистема
4.1. ВЛ 500 кВ Новобрянская - Елецкая
5. Липецкая энергосистема - Орловская энергосистема
5.1. ВЛ 220 кВ Елецкая - Ливны
5.2. ВЛ 220 кВ Елецкая 220 - Ливны с отпайкой на ПС 220 Тербуны
6. Липецкая энергосистема - Курская энергосистема
6.1. ВЛ 110 кВ Набережное - Касторная
7. Липецкая энергосистема - Волгоградская энергосистема
7.1. ВЛ 500 кВ Балашовская восточная - Липецкая Восточная
7.2. ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на
Нововоронежскую АЭС
На рисунке 3.6 представлена блок-схема внешних электрических связей Липецкой энергосистемы.
┌────────────────────┐ ┌────────────────────┐
│ Рязанская │───────┐ ┌──────│ Тамбовская │
│ энергосистема │ │ │ │ энергосистема │
└────────────────────┘ │ │ └────────────────────┘
2 ВЛ 500 кВ └──────┐ ┌──────┘ 1 ВЛ 500 кВ
│ │ 3 ВЛ 220 кВ
│ │ 1 ВЛ 110 кВ
│ │
┌────────────────────┐ ┌─────────────────────┐ ┌────────────────────┐
│ Воронежская │────│ Липецкая │────│ Брянская │
│ энергосистема │ │ энергосистема │ │ энергосистема │
└────────────────────┘ └─────────────────────┘ └────────────────────┘
2 ВЛ 500 кВ │ │ │ 1 ВЛ 500 кВ
2 ВЛ 220 кВ ┌─────────┘ │ └─────────┐
│ │ │
┌────────────────────┐ │ ┌─────────────────────┐ │ ┌────────────────────┐
│ Орловская │──┘ │ Курская │ └──│ Волгоградская │
│ энергосистема │ │ энергосистема │ │ энергосистема │
└────────────────────┘ └─────────────────────┘ └────────────────────┘
2 ВЛ 220 кВ 1 ВЛ 110 кВ 2 ВЛ 500 кВ
Рисунок 3.6. Блок-схема внешних электрических связей
Липецкой энергосистемы
4. Основные направления развития электроэнергетики региона
4.1. Прогноз потребления на 5-летний период
Основными направлениями развития электроэнергетики региона на период до 2018 года будут являться:
- развитие ОЭЗ различного уровня на территории области;
- увеличение коммунально-бытовой нагрузки в г. Липецке, связанное с программой строительства новых жилых микрорайонов города и ликвидации ветхого фонда;
- реконструкция существующих электросетевых объектов для повышения надежности электроснабжения потребителей электроэнергии.
Прогноз потребления электроэнергии и мощности (с разбивкой по годам) по территории Липецкой области представлен в таблицах 4.1 и 4.2:
Таблица 4.1
Прогноз потребления электроэнергии, млн. кВт.ч:
Год 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Липецкая область 11941 12200 12447 12674 12940 13194
Прирост 2,2 1,9% 1,8% 2,1% 2,0%
Таблица 4.2
Прогноз потребления мощности, МВт:
Год 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Липецкая область 1792 1831 1859 1897 1933 1968
Прирост 2,2% 1,5% 2,0% 1,9% 1,8%
Согласно данным, представленным в таблицах 4.1 и 4.2, в период до 2018 г. планируется плавный рост электропотребления Липецкой области.
4.2. Перечень планируемых к строительству и выводу
из эксплуатации генерирующих мощностей
Ниже представлен список планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период:
Перечень электростанций и энергетического оборудования электростанций, планируемых к строительству:
1) ТЭЦ НЛМК, турбогенератор ст. N 4, 50 МВт, 2014 год;
2) ТЭЦ НЛМК, турбогенератор ст. N 3, 12 МВт, 2016 год;
3) ТЭЦ НЛМК, турбогенератор ст. N 5, 60 МВт, 2018 год;
4) Ввод новой электростанции: ГТРС ОАО "НЛМК" (газотурбинная расширительная станция);
- ГУБТ <*> за доменной печью N 6 20 МВт 2014 год;
--------------------------------
<*> ГУБТ - газовая утилизационная бескомпрессорная турбина. Турбина предназначена для производства электрической энергии за счет избыточного давления доменного газа на металлургических заводах. Применение ГУБТ позволяет практически без затрат топлива возвратить до 40% энергии, затрачиваемой на доменное дутье. ГУБТ легко встраивается в технологический цикл как вновь вводимого, так и действующего доменного оборудования.
- ГУБТ за доменной печью N 7 20 МВт 2014 год;
5) Дополнительные планируемые вводы ОАО "НЛМК":
- НЛМК. Электростанция на ВЭР 1, 15 МВт, 2016 год;
- НЛМК. Электростанция на ВЭР 2, 25 МВт, 2016 год.
Перечень электростанций и энергетического оборудования электростанций, планируемых к выводу из эксплуатации:
1) ТЭЦ НЛМК, турбогенератор ст. N 3, 12 МВт, 2014 год;
2) ТЭЦ НЛМК, турбогенератор ст. N 5, 60 МВт, 2014 год;
3) ТЭЦ НЛМК, турбогенератор ст. N 6, 60 МВт, 2016 год;
4) Елецкая ТЭЦ, турбогенератор ст. N 3, 10 МВт, 2015 год;
5) Елецкая ТЭЦ, турбогенератор ст. N 4, 5 МВт, 2015 год;
6) Данковская ТЭЦ, турбогенератор ст. N 1, 6 МВт, 2015 год;
7) Данковская ТЭЦ, турбогенератор ст. N 2, 4 МВт, 2015 год.
4.3. Перспектива изменения установленной мощности
в Липецкой энергосистеме
Перспектива изменения установленной мощности в Липецкой энергосистеме в период с 2014 по 2018 года представлена в таблице 4.3, МВт.
Таблица 4.3
Год 2014 2015 2016 2017 2018
Установленная мощность 1088,5 1063,5 1055,5 1055,5 1115,5
Липецкая ТЭЦ-2 515 515 515 515 515
Елецкая ТЭЦ 67 52 52 52 52
Данковская 10 0 0 0 0
ТЭЦ ОАО "НЛМК" 260 260 212 212 272
УТЭЦ ОАО "НЛМК" 150 150 150 150 150
ГТРС ОАО "НЛМК" 40 40 40 40 40
НЛМК. Электростанция на ВЭР 1 15 15 15
НЛМК. Электростанция на ВЭР 2 25 25 25
ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол" 16 16 16 16 16
ТЭЦ Сахарных заводов 30,5 30,5 30,5 30,5 30,5
Ввод мощности 90 0 52 0 60
Липецкая ТЭЦ-2 Елецкая ТЭЦ Данковская ТЭЦ ТЭЦ ОАО "НЛМК" 50 12 60
УТЭЦ (НЛМК) ГТРС (НЛМК) 40 НЛМК. Электростанция на ВЭР 1 15 НЛМК. Электростанция на ВЭР 2 25 ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол" ТЭЦ Сахарных заводов Вывод мощности -72 -25 -60 0 0
Липецкая ТЭЦ-2 Елецкая ТЭЦ -15 Данковская ТЭЦ -10 ТЭЦ ОАО "НЛМК" -72 -60 УТЭЦ НЛМК ГТРС НЛМК Новая ТЭС НЛМК ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол" ТЭЦ Сахарных заводов 4.4. Оценка перспективной балансовой ситуации
по электроэнергии и мощности
Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на 5-летний период представлена в таблицах 4.4 и 4.5.
Таблица 4.4
Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии,
млн. кВт.ч
N Показатель 2014 2015 2016 2017 2018
1. Потребление 12200 12447 12674 12940 13194
Прирост 1,9% 1,8% 2,1% 2,0%
2. Выработка 5472 5522 5396 5373 5776
Прирост 0,9% -2,3% -0,4% 7,5%
2.1. Филиал ОАО "Квадра" -
"Восточная генерация" 1820 1790 1790 1790 1790
2.2. Блок-станции 3652 3732 3606 3583 3986
ТЭЦ ОАО "НЛМК" 2321 2190 1880 1734 2137
УТЭЦ ОАО "НЛМК" 1169 1169 1169 1169 1169
ГТРС ОАО "НЛМК" 26 237 237 237 237
НЛМК. Электростанция на
ВЭР 1 68 114 114
НЛМК. Электростанция на
ВЭР 2 116 193 193
Остальные блок-станции 136 136 136 136 136
3. Сальдо-перетоки 6728 6925 7278 7567 7418
Прирост 2,9% 5,1% 4,0% -2,0%
Таблица 4.5
Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности, МВт
N Показатель 2014 2015 2016 2017 2018
1. Потребление 1831 1859 1897 1933 1968
Прирост 1,5% 2,0% 1,9% 1,8%
Нагрузка электростанций 826 820 805 803 849
Прирост -0,7% -1,8% -0,2% 5,7%
2.1. Филиал ОАО "Квадра" -
"Восточная генерация" 405 390 390 390 390
2.2. Блок-станции 421 430 415 413 459
ТЭЦ ОАО "НЛМК" 265 250 214 198 244
УТЭЦ ОАО "НЛМК" 133 133 133 133 133
ГТРС ОАО "НЛМК" 3 27 27 27 27
НЛМК. Электростанция на
ВЭР 1 8 13 13
НЛМК. Электростанция на
ВЭР 2 13 22 22
Остальные блок-станции 20 20 20 20 20
3. Сальдо-перетоки 1005 1039 1092 1130 1119
Прирост 3,3% 5,1% 3,5% -1,0%
5. Характеристика теплоэнергетики региона
5.1. Существующее состояние теплоэнергетики региона
Выработка тепловой энергии в области осуществляется на 1562 источниках тепла суммарной установленной мощностью 7904,3 Гкал/ч. Общая протяженность тепловых и паровых сетей в Липецкой области составляет 2056 км в двухтрубном исчислении, из которых свыше 95% приходится на городскую местность.
Производство тепловой энергии в 2012 году составило 11,1 млн. Гкал. Крупные населенные пункты имеют централизованную систему теплоснабжения и обеспечиваются тепловой энергией, вырабатываемой на мощных источниках (котельных и теплоэлектростанциях). Отпуск тепловой энергии потребителям в Липецкой области осуществляют 48 предприятий и организаций. Наибольший объем тепловой энергии отпускается источниками филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация": Липецкая ТЭЦ-2, Елецкая ТЭЦ, Данковская ТЭЦ, Юго-Западная, Северо-Западная, Привокзальная котельные г. Липецка.
На рисунке 5.1 представлена структура потребления тепловой энергии за 2012 год по Липецкой области в виде диаграммы.

Рисунок 5.1. Структура потребления тепловой энергии
за 2012 год по Липецкой области
Ниже представлены технические данные по теплогенерирующим подразделениям филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация".
Производственное подразделение "Липецкая ТЭЦ-2":
Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая - 515 МВт; тепловая - 1002 Гкал/ч.
Общая тепловая мощность станции - 1002 Гкал/ч.
Располагаемая электрическая мощность - 477,03 МВт.
Производственное подразделение "Елецкая ТЭЦ":
Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая - 70 МВт; тепловая - 171,6 Гкал/ч.
Общая тепловая мощность станции - 289,6 Гкал/ч.
Располагаемая электрическая мощность - 59,79 МВт.
Производственное подразделение "Данковская ТЭЦ":
Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая - 10 МВт; тепловая - 52 Гкал/ч.
Общая тепловая мощность станции - 152 Гкал/ч.
Располагаемая электрическая мощность - 7,74 МВт.
Производственное подразделение "Тепловые сети":
Установленная тепловая мощность - 1040 Гкал/час.
Производственное подразделение "Елецкие тепловые сети":
Установленная тепловая мощность - 156,251 Гкал/час.
Производственное подразделение "Коммунтеплоэнерго":
Установленная тепловая мощность - 186,744 Гкал/час.
Производственное подразделение "Северо-Восточные тепловые сети":
Установленная тепловая мощность - 115,160 Гкал/час.
В таблице 5.1 представлена информация по динамике отпуска тепловой энергии филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" за период с 2008 по 2012 годы по Липецкой области, с разбивкой по производственным объединениям.
Таблица 5.1
Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара)
от электростанций и котельных филиала ОАО "Квадра" -
"Восточная генерация" за последние 5 лет
N
п/п Наименование станции Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал Параметры
пара
2008 2009 2010 2011 2012 ТЭЦ
1. Липецкая ТЭЦ-2, в т.ч. 1925,8 1841,1 1769,8 1637,4 1589,0 - с паром 227,2 176,2 57,4 32,8 54,3 13 кгс/см2,
250° С
- с горячей водой 1698,6 1664,9 1712,3 1604,6 1534,7 2. Елецкая ТЭЦ, в т.ч. 432,9 407,5 409,1 505,8 571,8 - с паром 179,4 145,6 145,8 224,1 269,5 10 кгс/см2,
250° С
- с горячей водой 253,5 261,9 263,3 281,7 302,3 3. Данковская ТЭЦ, в т.ч. 191,0 191,2 188,3 174,0 168,3 - с паром 18,4 11,0 9,8 6,1 2,7 6 кгс/см2,
250° С
- с горячей водой 172,6 180,2 178,5 167,9 165,6 Котельные
1. Липецкие тепловые сети 1748,9 1842,4 1844,3 1861,4 1844,7 2. Елецкие тепловые сети 240,8 265,9 263,6 227,5 191,8 3. Коммунтеплоэнерго 197,7 205,1 183,5 161,3 166,0 4. Северо-восточные
тепловые сети 57,5 167,6 173,8 В таблице 5.2 представлена информация по энерго-топливному балансу филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" по Липецкому региону за 2012 год.
Таблица 5.2
Энерго-топливный баланс филиала ОАО "Квадра" - "Восточная
генерация" по Липецкому региону за 2012 год
┌─────────┬──────────────────────────────┬──────────────────────┬───────┬───────┬─────────────────────────┬────────┐
│ │ Электроэнергия │ Тепло │Расход │Пере- │ Потреб. натур. топлива. │Условное│
│ ├───────┬───────┬──────┬───────┼───────┬──────┬───────┤услов- │водной ├────────────────┬────────┤топливо,│
│ │Выра- │Отпуск,│Удель-│Расход │Отпуск,│Удель-│Расход │ного │коэффи-│ Наименование │ Уголь, │ тыс. т │
│ │ботка, │ млн. │ный │услов- │ тыс. │ный │услов- │топлива│циент │ топлива │мазут в │ │
│ │млн. │кВт.ч. │рас- │ного │ Гкал │рас- │ного │всего, │ │ │тыс. т, │ │
│ │кВт.ч. │ │ход, │топли- │ │ход, │топли- │тыс. т │ │ │ газ в │ │
│ │ │ │г/ │ва, │ │кг/ │ва, │ │ │ │ млн. │ │
│ │ │ │кВт.ч │тыс. т │ │Гкал │тыс. т │ │ │ │ куб. м │ │
├─────────┴───────┴───────┴──────┴───────┴───────┴──────┴───────┴───────┴───────┴────────────────┴────────┴────────┤
│ 2012 год │
├─────────┬───────┬───────┬──────┬───────┬───────┬──────┬───────┬───────┬───────┬────────────────┬────────┬────────┤
│ЛТЭЦ-2 │1563,35│1374,23│323,1 │444,069│1589,03│141,6 │224,998│ 669,07│ 1,16 │газ всего │ 531,04 │ 615,02 │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │в т.ч. лимитн. │ 530,404│ 614,288│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │сверхлим. │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │уголь всего │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │в т.ч. по маркам│ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(месторождениям)│ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │... │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,37 │мазут │ 0,308│ 0,423│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,14 │доменный газ │ 375,368│ 53,623│
├─────────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼───────┼────────────────┼────────┼────────┤
│ЕТЭЦ │ 229,95│ 201,93│326,2 │ 65,870│ 571,81│154,6 │ 88,425│ 154,28│ 1,16 │газ всего │ 133,27 │ 154,28 │
│всего │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │в т.ч. лимитн. │ 133,265│ 154,281│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │сверхлим. │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │уголь всего │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │в т.ч. по маркам│ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(месторождениям)│ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │... │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,38 │мазут │ 0,008│ 0,011│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │прочие виды │ 0,000│ 0,000│
├─────────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼───────┼────────────────┼────────┼────────┤
│ЕТЭЦ │ 33,57│ 23,59│438,7 │ 10,349│ 257,16│161,3 │ 41,480│ 51,82│ 1,16 │газ всего │ 44,80 │ 51,82 │
│старая │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │в т.ч. лимитн. │ 44,796│ 51,818│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │сверхлим. │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │уголь всего │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │в т.ч. по маркам│ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(месторождениям)│ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │... │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,38 │мазут │ 0,008│ 0,011│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │прочие виды │ 0,000│ 0,000│
├─────────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼───────┼────────────────┼────────┼────────┤
│ПГУ-52 │ 196,38│ 178,34│311,3 │ 55,521│ 314,65│149,2 │ 46,945│ 102,47│ 1,16 │газ всего │ 88,47 │ 102,47 │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │в т.ч. лимитн. │ 88,469│ 102,463│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │сверхлим. │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │уголь всего │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │в т.ч. по маркам│ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(месторождениям)│ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │... │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │мазут │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │прочие виды │ 0,000│ 0,000│
├─────────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼───────┼────────────────┼────────┼────────┤
│ДТЭЦ │ 31,17│ 20,40│450,0 │ 9,178│ 168,33│170,5 │ 28,701│ 37,88│ 1,16 │газ всего │ 32,76 │ 37,87 │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │в т.ч. лимитн. │ 32,763│ 37,874│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │сверхлим. │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │уголь всего │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │в т.ч. по маркам│ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(месторождениям)│ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │... │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,25 │мазут │ 0,004│ 0,005│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │прочие виды │ 0,000│ 0,000│
├─────────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼───────┼────────────────┼────────┼────────┤
│Липецкие │ 0,00│ 0,00│ 0,0 │ 0,000│1844,72│160,4 │295,850│ 295,85│ 1,16 │газ всего │ 255,95 │ 295,85 │
│ТС │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │в т.ч. лимитн. │ 255,948│ 295,848│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │сверхлим. │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │уголь всего │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │в т.ч. по маркам│ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(месторождениям)│ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │... │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,00 │мазут │ 0,002│ 0,002│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │прочие виды │ 0,000│ 0,000│
├─────────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼───────┼────────────────┼────────┼────────┤
│Котельные│ 0,00│ 0,00│ 0,0 │ 0,000│ 531,62│195,4 │103,891│ 103,89│ 1,16 │газ всего │ 89,87 │ 103,89 │
│(Аренда) │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │в т.ч. лимитн. │ 83,306│ 96,304│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │сверхлим. │ 6,563│ 7,587│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │уголь всего │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │в т.ч. по маркам│ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(месторождениям)│ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │... │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │мазут │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │прочие виды │ 0,000│ 0,000│
├─────────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼───────┼────────────────┼────────┼────────┤
│КТЭ │ 0,00│ 0,00│ 0,0 │ 0,000│ 165,96│210,0 │ 34,850│ 34,85│ 1,16 │газ всего │ 30,14 │ 34,85 │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │в т.ч. лимитн. │ 29,514│ 34,126│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │сверхлим. │ 0,626│ 0,724│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │уголь всего │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │в т.ч. по маркам│ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(месторождениям)│ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │... │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │мазут │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │прочие виды │ 0,000│ 0,000│
├─────────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼───────┼────────────────┼────────┼────────┤
│ЕТС │ 0,00│ 0,00│ 0,0 │ 0,000│ 191,83│188,8 │ 36,224│ 36,22│ 1,16 │газ всего │ 31,34 │ 36,22 │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │в т.ч. лимитн. │ 31,345│ 36,224│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │сверхлим. │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │уголь всего │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │в т.ч. по маркам│ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(месторождениям)│ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │... │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │мазут │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │прочие виды │ 0,000│ 0,000│
├─────────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼───────┼────────────────┼────────┼────────┤
│СВТС │ 0,00│ 0,00│ 0,0 │ 0,000│ 173,83│188,8 │ 32,817│ 32,82│ 1,16 │газ всего │ 28,38 │ 32,82 │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │в т.ч. лимитн. │ 22,447│ 25,953│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │сверхлим. │ 5,937│ 6,864│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │уголь всего │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │в т.ч. по маркам│ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(месторождениям)│ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │... │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │мазут │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │прочие виды │ 0,000│ 0,000│
├─────────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┼───────┼────────────────┼────────┼────────┤
│Всего по │1824,47│1596,56│325,1 │519,117│4705,52│157,7 │741,865│1260,98│ 1,16 │газ всего │1042,89 │1206,92 │
│ЛРГ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │в т.ч. лимитн. │1035,686│1198,586│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,16 │сверхлим. │ 6,563│ 7,596│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │уголь всего │ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,00 │в т.ч. по маркам│ 0,000│ 0,000│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(месторождениям)│ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │... │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 1,37 │мазут │ 0,322│ 0,441│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0,14 │доменный газ │ 375,368│ 53,623│
└─────────┴───────┴───────┴──────┴───────┴───────┴──────┴───────┴───────┴───────┴────────────────┴────────┴────────┘
5.2. Реализация мероприятий в сфере теплоснабжения
в 2012 - 2013 гг.
В 2012 году выполнен 1-й этап строительства котельной мощностью 22 МВт с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии (развитие когенерации) в г. Грязи. Завершены работы по строительству котельных мощностью 0,2 МВт для культурно-досугового центра в с. Пальна-Михайловка Становлянского района и мощностью 2 МВт для теплоснабжения двух многоквартирных домов в г. Ельце. Реконструированы и модернизированы центральная котельная в с. Волово мощностью 2,2 МВт и котельные детского сада "Малышок" в с. Красное мощностью 0,15 МВт.
Проведена реконструкция магистрального участка тепловой сети в с. Троекурово Лебедянского района, теплотрассы к школе в с. Малая Николаевка Тербунского района.
Завершена 2-я очередь реконструкции теплосети по ул. Неделина г. Липецка с увеличением пропускной способности в целях устранения дефицита тепловой мощности в центральной части города Липецка и районе Манежа.
Переведены на индивидуальное поквартирное газовое отопление 15 многоквартирных домов (208 квартир) в Грязинском, Липецком и Лебедянском районах.
В 2013 году планируются работы в области теплоэнергетики по строительству 4 котельных общей мощностью 13 МВт в г. Лебедянь, с. Большое Попово Лебедянского района, в с. Боринское Липецкого района, реконструкция котельной мощностью 18,6 МВт по ул. Антонова в г. Лебедянь, перевод котельных на газ в с. Волотово Лебедянского района, с. Спешнево-Ивановское Данковского района, с. Дубовец Долгоруковского района. Будет завершено строительство котельной мощностью 22 МВт в г. Грязи, реконструкция теплосети по ул. Неделина в г. Липецке и введены в эксплуатацию котельные в с. Ильино Липецкого района и в г. Ельце.
5.3. Прогноз производства тепловой энергии
на 2013 - 2018 годы
В таблице 5.3 представлена информация по прогнозу производства (отпуска) тепловой энергии от электростанций и котельных филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" по Липецкой области на 2013 - 2018 годы.
Таблица 5.3
N
п/п Наименование 2012
год 2013
год 2014
год 2015
год 2016
год 2017
год 2018
год
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Отпуск
тепловой
энергии с
коллекторов
всего, в т.ч. 4705,4 4654,1 4654,1 4654,1 4654,1 4654,1 4654,1
1.1. с коллекторов
ТЭС, в т.ч. 2329,1 2260,9 2260,9 2260,9 2260,9 2260,9 2260,9
1.1.1. ЛТЭЦ-2 1589,0 1610,9 1610,9 1610,9 1610,9 1610,9 1610,9
1.1.2. ЕТЭЦ 571,8 469,22 469,22 469,22 469,22 469,22 469,22
1.1.3. ДТЭЦ 168,3 180,8 180,8 180,8 180,8 180,8 180,8
1.2. от котельных,
в т.ч. 2376,3 2393,2 2393,2 2393,2 2393,2 2393,2 2393,2
1.2.1. ЛТС, в т.ч. 1844,7 1811,4 1811,4 1811,4 1811,4 1811,4 1811,4
1.2.1.1. ЮЗК 940,1 931,3 931,3 931,3 931,3 931,3 931,3
1.2.1.2. СЗК 648,8 629 629 629 629 629 629
1.2.1.3. ПК 255,8 251,1 251,1 251,1 251,1 251,1 251,1
1.2.2. ЕТС 191,8 190,4 190,4 190,4 190,4 190,4 190,4
1.2.3. КТЭ 166 167,9 167,9 167,9 167,9 167,9 167,9
1.2.4. СВТС 173,8 223,5 223,5 223,5 223,5 223,5 223,5
5.4. Потребность электростанций и котельных в топливе
на 2013 - 2018 годы
В таблице 5.4 представлены данные по потребностям электростанций и подстанций в топливе (условном) филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" по Липецкой области на период с 2013 по 2018 год.
Таблица 5.4
Потребность электростанций и котельных в топливе
2013 - 2018 гг.
Показатели Ед.
изм. 2013 2014 2015 2016 2017 2018
ПП ЛТЭЦ-2 тыс.
тут 704,559 704,559 704,559 704,559 704,559 704,559
ПП ЕТЭЦ
(старая часть) тыс.
тут 45,618 45,618 45,618 45,618 45,618 45,618
ПП ЕТЭЦ
(ПГУ-52) тыс.
тут 120,122 120,122 120,122 120,122 120,122 120,122
ПП ДТЭЦ тыс.
тут 41,449 41,449 41,449 41,449 41,449 41,449
ПП ТС
(г. Липецк) тыс.
тут 303,545 303,545 303,545 303,545 303,545 303,545
ПП ЕТС тыс.
тут 37,708 37,708 37,708 37,708 37,708 37,708
ПП КТЭ тыс.
тут 34,971 34,971 34,971 34,971 34,971 34,971
ПП СВТС тыс.
тут 42,960 42,960 42,960 42,960 42,960 42,960
ВСЕГО тыс.
тут 1330,93 1330,93 1330,93 1330,93 1330,93 1330,93
6. Перечень планируемых технологических присоединений
потребителей к подстанциям Липецкой области
Перечень объектов, потребителей электроэнергии, строящихся, расширяемых и намечаемых к строительству в период 2013 - 2019 гг., с разбивкой по сферам экономики и с привязкой к центрам питания представлен в таблице 6.1.
Таблица 6.1
N Заявитель РЭС Заявленная
мощность,
МВт Центр питания
2013
ЖКХ
1. ОАО "ЛГЭК" ООО
"Компания "Шинторг" г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
2. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 1180,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
3. МУ "Управление
строительства г.
Липецка" г. Липецк 1000,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
4. РОПА Русь ООО Чаплыгинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Раненбург
5. ООО "СтройТехИнвест" Липецкий РЭС 310,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
6. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 381,6 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
7. Чернышева Светлана
Анатольевна ИП Грязинский РЭС 340,0 ПС 110/35/10 кВ
Казинка
8. Констата ООО Грязинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Ярлуково
9. Сансет ООО Лебедянский РЭС 360,0 ПС 110/35/10 кВ
Лебедянь
10. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 640,0 ПС 110/35/10 кВ
Казинка
11. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 1750,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
12. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 1717,7 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
13. ОАО "ЛГЭК" Заказчик:
ОАО Домостроительный
комбинат г. Липецк 400,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
14. МУ "УКС г. Елец" Елецкий РЭС 307,3 ПС 110/6 кВ
Западная
15. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 350,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
16. ООО "ВЭСТ-студио" Елецкий РЭС 250,0 ПС 110/6 кВ
Западная
Промышленность
17. ОАО "Компания Росинка" г. Липецк 500,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
18. Моторинвест ООО Краснинский РЭС 5000,0 ПС 110/10 кВ
Рождество
19. ОАО "РЖД" филиал
Юго-Восточная железная
дорога Елецкий РЭС 320,0 ПС 35/6 кВ
Восточная
20. ИстАгроДон ООО Данковский РЭС 1000,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
21. Фирма Ремонт-Сервис ООО г. Липецк 2000,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
22. ООО "Стимет" Лев-Толстовский
РЭС 630,0 ПС 110/35/10 кВ
Астапово
23. ООО "Рошен" Липецкий РЭС 5000,0 ПС 110/10 кВ
Рошен
24. ОАО "ОЭЗ" Грязинский РЭС 1000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
25. ООО "АВТ" Грязинский РЭС 1000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
26. ООО "ЛАНКСЕНСС Липецк" Грязинский РЭС 1000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
27. ООО "АВТ" Грязинский РЭС 4600,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
28. ООО "Сансет" Грязинский РЭС 220,0 ПС 35/10 кВ
Сельхозтехника
29. ООО "Комбинат
хлебопродуктов
"Грязинский" Грязинский РЭС 210,0 ПС 35/6 кВ Грязи
Город
30. ЗАО СУ-11 "Липецкстрой" Лебедянский РЭС 250,0 ПС 35/10 кВ
Б. Избищи
Сельское хозяйство
31. ОАО "Куриное Царство" Елецкий РЭС 552,0 ПС 35/10 кВ
Солидарность
32. ОАО "Куриное Царство" Елецкий РЭС 552,0 ПС 35/10 кВ
Солидарность
33. КФХ Рассвет Тербунский РЭС 400,0 ПС 35/10 кВ
Яковлево
34. ЗАО "АФ Долгоруковский
молзавод" Долгоруковский
РЭС 352,0 ПС 35/10 кВ
Жерновное
35. ЗАО "АН" (ранее Деловой
клуб) Задонский РЭС 1000,0 ПС 110/35/10 кВ
Гороховская
36. ЗАО "Липецкмясо" Воловский РЭС 800,0 ПС 110/35/10 кВ
Волово
37. СХПК "Тележенка" Добровский РЭС 120,0 ПС 35/10 кВ
Трубетчино
38. ЗАО "Центральный
грибной комплекс" Лебедянский РЭС 400,0 ПС 110/35/10 кВ
Астапово
2014
ЖКХ
39. ОАО "ЛГЭК" ООО
"Компания "Шинторг" г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
40. ОАО "ЛГЭК" ООО
"Компания "Шинторг" г. Липецк 960,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
41. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 343,4 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
42. ООО "Анкона" Хлевенский РЭС 440,0 ПС 35/10 кВ
Конь-Колодезь
43. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик
ООО "Группа компаний
"Торгсервис") г. Липецк 391,0 ПС 35/10 кВ N 1
44. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик
Иванникова Е.И.) г. Липецк 330,0 ПС 35/10 кВ N 1
45. ООО "Бутырский
источник" Грязинский РЭС 780,0 ПС 35/10 кВ
Бутырки
46. ООО "ЧугунСпецСтрой" г. Липецк 755,0 ПС 110/6 кВ КПД
47. МУ "Управление
строительства
г. Липецка" г. Липецк 1000,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
48. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 500,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
49. ОАО "ЛГЭК" (жилые дома
30 - 32 мкр.) г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/6 кВ
Юго-Западная
50. ООО "Джокер Групп" Грязинский РЭС 550,0 ПС 35/10 кВ
Сельхозтехника
51. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 314,5 ПС 110/10/6 кВ
Южная
52. Липецкая ипотечная
корпорация ОАО г. Липецк 800,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
53. Техно-торговый центр
ФОЛИУМ ООО г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
54. Вадим Николаевич Егоров Хлевенский РЭС 370,0 ПС 110/35/10 кВ
Хлевное
55. Сансет ООО Лебедянский РЭС 500,0 ПС 110/35/10 кВ
Лебедянь
56. Иван Владимирович
Черешнев Краснинский РЭС 500,0 ПС 35/10 кВ
Сергиевка
57. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик:
ООО
"Спецфундаментстрой") г. Липецк 145,0 ПС 110/6 кВ
Привокзальная
58. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 1750,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
59. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
60. ОАО "ЛГЭК" Заказчик:
ОАО Домостроительный
комбинат г. Липецк 400,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
61. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 330,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
62. ООО "ВЭСТ-студио" Елецкий РЭС 250,0 ПС 110/6 кВ
Западная
63. ОАО "ЛГЭК" (заказчик
УКС Липецкой области) г. Липецк 8920,0 ПС 110/10/6 кВ
Юго-Западная
Промышленность
64. ОАО "Компания Росинка" г. Липецк 500,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
65. ОАО "Куриное царство" Елецкий РЭС 2300,0 ПС 110/10 кВ
Елецпром
66. ОАО "Куриное царство" Елецкий РЭС 1600,0 ПС 110/10 кВ
Елецпром
67. ЭкоЛайф ООО Лебедянский РЭС 1000,0 ПС 110/10 кВ
Куймань
68. ООО "Петроком Липецк" г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
69. Моторинвест ООО Краснинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ
70. ООО "Стальнофф" г. Липецк 1000,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
71. ООО "Пластиформ" Липецкий РЭС 360,0 ПС 35/10 кВ
Борино
72. ЗАО "Тандер" Елецкий РЭС 550,0 ПС 110/6 кВ
Западная
73. ИстАгроДон ООО Данковский РЭС 1000,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
74. Фирма Ремонт-Сервис ООО г. Липецк 700,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
75. ООО "Липецкое молоко" Хлевенский РЭС 377,5 ПС 110/35/10 кВ
Хлевное
76. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 415,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
77. ООО "Хавле
Индустриверке" Чаплыгинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
Чаплыгин
78. ООО "Рошен" Липецкий РЭС 4000,0 ПС 110/10 кВ
Рошен
79. ОАО "ОЭЗ" Грязинский РЭС 1000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
80. ООО "АВТ" Грязинский РЭС 1000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
81. ООО "Липецкий офсетный
комбинат" (ООО
"ЛИОКОМ") Грязинский РЭС 1200,0 ПС 220/110/10 кВ
Казинка
82. ООО "ЛАНКСЕНСС Липецк" Грязинский РЭС 200,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
83. ООО "АВТ" Грязинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
84. ООО "Сансет" Грязинский РЭС 220,0 ПС 35/10 кВ
Сельхозтехника
85. ООО "Комбинат
хлебопродуктов
"Грязинский" Грязинский РЭС 200,0 ПС 35/6 кВ Грязи
Город
86. ЗАО СУ-11 "Липецкстрой" Лебедянский РЭС 250,0 ПС 35/10 кВ
Б. Избищи
87. ОАО "Куриное царство" Данковский РЭС 200,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
Сельское хозяйство
88. ООО "Липецкагроснаб" Липецкий РЭС 500,0 ПС 35/10 кВ
Грязное
89. ООО "Агрофирма
"Задонье" Задонский РЭС 400,0 ПС 110/35/10 кВ
Донская
90. ООО "АгроИнвест" Измалковский РЭС ПС 110/35/10 кВ
Измалково
91. ЗАО "Агрофирма им. 15
лет Октября" Лебедянский РЭС 600,0 ПС 35/10 кВ
Троекурово -
совхозная
92. СХПК "Тележенка" Добровский РЭС 120,0 ПС 35/10 кВ
Трубетчино
93. ЗАО "Центральный
грибной комплекс" Лебедянский РЭС 400,0 ПС 110/35/10 кВ
Астапово
2015
ЖКХ
94. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 2330,0 ПС 110/35/6 кВ
Цементная
95. ООО "Центр-Гранд" Липецкий РЭС 570,0 ПС 110/35/6 кВ
Цементная
96. ЗАО
"Липецкнефтепродукт" Становлянский
РЭС 420,0 ПС 35/10 кВ
Плоское
97. ОАО "ЛГЭК" объект РП
"Новая Гагарина" г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
98. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик
ООО "МРТ-Групп") г. Липецк 540,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
99. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик
ООО "Инголь") г. Липецк 800,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
100. ОАО "ЛГЭК" (объект РП
"Новая Опытная") г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
Тепличная
101. МУ "Управление
строительства г.
Липецка" г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
102. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 500,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
103. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 340,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
104. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 314,5 ПС 110/10/6 кВ
Юго-Западная
105. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 415,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
106. ОАО "ЛГЭК" (жилые дома
30 - 32 мкр) г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/6 кВ
Юго-Западная
107. (Василий Васильевич
Шубин) ООО "Новый
город" г. Липецк 666,0 ПС 110/35/6 кВ
Цементная
108. Липецкая ипотечная
корпорация ОАО г. Липецк 500,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
109. Техно-торговый центр
ФОЛИУМ ООО г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
110. Сансет ООО Лебедянский РЭС 500,0 ПС 110/35/10 кВ
Лебедянь
111. Иван Владимирович
Черешнев Краснинский РЭС 500,0 ПС 35/10 кВ
Сергиевка
112. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 500,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
113. ОАО "ЛГЭК" заказчик: МУ
"Управление
строительства г.
Липецка" г. Липецк 155,0 ПС 110/6 кВ
Привокзальная
114. МУ "Управление
строительства г.
Липецка" г. Липецк 730,0 ПС 35/10 кВ
Сселки
115. МУ "Управление
строительства г.
Липецка" г. Липецк 1000,0 ПС 35/10 кВ
Сселки
116. ЗАО "Мегаполис-
Недвижимость" Грязинский РЭС 560,0 ПС 35/10 кВ
Малей
117. ЗАО "Промжилстрой" Елецкий РЭС 309,0 ПС 110/6 кВ
Агрегатная
118. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик:
ОАО Домостроительный
комбинат) г. Липецк 400,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
119. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 590,0 ПС 35/10 кВ
Бутырки
120. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик
ГОУ ВПО "ЛГТУ") г. Липецк 437,0 ПС 110/10/6 кВ
Юго-Западная
121. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик:
ООО "Автоинвест") г. Липецк 500,0 ПС 110/35/6 кВ
Цементная
Промышленность
122. ОАО "Компания Росинка" г. Липецк 500,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
123. ОАО "Куриное царство" Елецкий РЭС 800,0 ПС 110/10 кВ
Елецпром
124. ОАО "Куриное царство" Елецкий РЭС 600,0 ПС 110/10 кВ
Елецпром
125. ООО "ТЕРБУНСКИЙ ГОНЧАР" Тербунский РЭС 1000,0 ПС 110/10 кВ
Тербунский
гончар
126. ООО "Моторинвест" Краснинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ
Моторинвест
127. ООО "Пластиформ" Липецкий РЭС 500,0 ПС 35/10 кВ
Борино
128. ОАО "Домостроительный
комбинат" г. Липецк 928,8 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
129. ОАО
"Липецкхлебмакаронпром" Липецкий РЭС 500,0 ПС 35/10 кВ
Хлебопродукты
130. ООО "Фирма
Центропроект" Чаплыгинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Раненбург
131. ООО "ИстАгроДон" Данковский РЭС 1000,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
132. ООО "Фирма
Ремонт-Сервис" г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
133. ООО "Липецкое молоко" Хлевенский РЭС 377,5 ПС 110/35/10 кВ
Хлевное
134. ООО "Хавле
Индустриверке" Чаплыгинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
Чаплыгин
135. ООО "Рошен" Липецкий РЭС 4000,0 ПС 110/10 кВ
Рошен
136. ОАО "ОЭЗ" Грязинский РЭС 1000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
137. ООО "АВТ" Грязинский РЭС 500,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
138. ООО "Липецкий офсетный
комбинат" (ООО
"ЛИОКОМ") Грязинский РЭС 700,0 ПС 220/110/10 кВ
Казинка
139. ООО "Технологии карбида
кремния" Грязинский РЭС 300,0 ПС 220/110/10 кВ
Казинка
140. ООО "АВТ" Грязинский РЭС 1050,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
141. ООО "Сансет" Грязинский РЭС 220,0 ПС 35/10 кВ
Сельхозтехника
142. ЗАО СУ-11 "Липецкстрой" Лебедянский РЭС 250,0 ПС 35/10 кВ
Б. Избищи
143. ОАО "Куриное царство" Данковский РЭС 300,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
Сельское хозяйство
144. ЗАО "Агрофирма им. 15
лет Октября" Лебедянский РЭС 600,0 ПС 35/10 кВ
Троекурово -
совхозная
145. ООО "СтройАгроИнвест"
(ООО "Агро Терминал
Липецк") Липецкий РЭС 630,0 ПС 35/10 кВ
Сенцово
146. СХПК "Тележенка" Добровский РЭС 120,0 ПС 35/10 кВ
Трубетчино
147. ЗАО "Центральный
грибной комплекс" Лебедянский РЭС 400,0 ПС 110/35/10 кВ
Астапово
2016
ЖКХ
148. ОАО "ЛГЭК" ООО
"Липецкстрой" г. Липецк 1085,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
149. ООО "ФИН-ГРУПП" г. Липецк 1000,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
150. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 600,0 ПС 110/6 кВ
Тепличная
151. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик
Бирюков Н.И.) г. Липецк 50,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
152. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 2330,0 ПС 110/35/6 кВ
Цементная
153. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик ИП
Бычкова Е.И.) Грязинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Сселки
154. ЗАО
"Липецкнефтепродукт" Елецкий РЭС 420,0 ПС 35/10 кВ
Солидарность
155. ОАО "Свой Дом"
(Романово) Липецкий РЭС 378,0 ПС 35/10 кВ
Романово
156. ОАО "ЛГЭК" (объект РП
"Новая Гагарина") г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
157. ОАО "ЛГЭК" (объект РП
"Новая Опытная") г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
Тепличная
158. МУ "Управление
строительства г.
Липецка" г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
159. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 500,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
160. ОАО "ЛГЭК" (жилые дома
30-32 мкр) г. Липецк 2000,0 ПС 110/10/6 кВ
Юго-Западная
161. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 596,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
162. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 608,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
163. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 596,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
164. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 494,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
165. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 537,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
166. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
167. ООО "Техно-торговый
центр ФОЛИУМ" г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
168. Вадим Николаевич Егоров Хлевенский РЭС 560,0 ПС 110/35/10 кВ
Хлевное
169. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 204,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
170. ОАО "ЛГЭК" МУ
"Управление
строительства г.
Липецка" г. Липецк 604,5 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
171. ОАО "ЛГЭК" Заказчик:
ОАО Домостроительный
комбинат г. Липецк 226,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
Промышленность
172. ОАО "Компания Росинка" г. Липецк 500,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
173. ОАО "Куриное царство" Елецкий РЭС 800,0 ПС 110/10 кВ
Елецпром
174. ОАО "Куриное царство" Елецкий РЭС 600,0 ПС 110/10 кВ
Елецпром
175. ООО "Петроком Липецк" г. Липецк 600,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
176. ООО "Моторинвест" Краснинский РЭС 3000,0 ПС 110/10 кВ
Моторинвест
177. ООО "Пластиформ" Липецкий РЭС 500,0 ПС 35/10 кВ
Борино
178. ООО "ТЕРБУНСКИЙ ГОНЧАР" Тербунский РЭС 1000,0 ПС 110/10 кВ
Тербунский
гончар
179. ОАО
"Липецкхлебмакаронпром" Липецкий РЭС 600,0 ПС 35/10 кВ
Хлебопродукты
180. ООО
"Бумажно-упаковочная
компания" Липецкий РЭС 2230,0 ПС 110/6 кВ КПД
181. ООО "ИстАгроДон" Данковский РЭС 1000,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
182. ООО "Фирма
Ремонт-Сервис" г. Липецк 1000,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
183. ООО "ПластиФорм" Липецкий РЭС 665,0 ПС 35/10 кВ
Стебаево
184. ООО "Пэт-Технолоджи" Елецкий РЭС 481,0 ПС 110/6 кВ
Западная
185. ООО "Хавле
Индустриверке" Чаплыгинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
Чаплыгин
186. ООО "Рошен" Липецкий РЭС 4000,0 ПС 110/10 кВ
Рошен
187. ОАО "ОЭЗ" Грязинский РЭС 1000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
188. ООО "Липецкий офсетный
комбинат" (ООО
"ЛИОКОМ") Грязинский РЭС 1000,0 ПС 220/110/10 кВ
Казинка
189. ООО "Технологии карбида
кремния" Грязинский РЭС 3700,0 ПС 220/110/10 кВ
Казинка
190. ООО "АВТ" Грязинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
191. ОАО "Куриное царство" Данковский РЭС 700,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
Сельское хозяйство
192. ООО "Норд" Становлянский
РЭС 500,0 ПС 35/10 кВ
Красная Пальна
2017
ЖКХ
193. ООО "ФИН-ГРУПП" г. Липецк 1000,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
194. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 2330,0 ПС 110/35/6 кВ
Цементная
195. ОАО "ЛГЭК" объект РП
"Новая Гагарина" г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
196. ОАО "ЛГЭК" (объект РП
"Новая Опытная") г. Липецк 700,0 ПС 110/6 кВ
Тепличная
197. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 1281,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
198. МУ "Управление
строительства г.
Липецка" Грязинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Бутырки
199. МУ "Управление
строительства г.
Липецка" г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
200. ООО "Бетагран Липецк" Добринский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Плавица
201. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 500,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
202. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 340,0 ПС 110/35/6 кВ
Цементная
203. ОБУ "УКС Липецкой
области" Елецкий РЭС 624,0 ПС 110/6 кВ
Агрегатная
204. ООО "Строительная
компания" г. Липецк 560,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
205. ОАО "ЛГЭК" (жилые дома
30 - 32 мкр) г. Липецк 2000,0 ПС 110/10/6 кВ
Юго-Западная
206. ООО "Липецкое УТЭП" Липецкий РЭС 536,0 ПС 110/6 кВ КПД
207. ОАО "ДСК" г. Липецк 850,0 ПС 110/6 кВ
Тепличная
208. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 537,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
209. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 632,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
210. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 532,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
211. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 560,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
212. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 560,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
213. Водоканал города
Лебедянь МП Лебедянский РЭС 580,0 ПС 110/35/10 кВ
Лебедянь
214. Черных Сергей Петрович
ИП Елецкий РЭС 340,0 ПС 110/6 кВ
Западная
215. ОАО "ЛГЭК" Липецкий РЭС 963,0 ПС 35/10 кВ
Сселки
216. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
217. ООО "Компания
Регионстрой" Липецкий РЭС 405,2 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
218. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" Липецкий РЭС 428,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
219. Управление капитального
строительства Липецкой
области ОГУ Задонский РЭС 507,6 ПС 110/35/10 кВ
Гороховская
Промышленность
220. ОАО "Куриное царство" Елецкий РЭС 1000,0 ПС 110/10 кВ
Елецпром
221. ОАО "Куриное царство" Елецкий РЭС 1600,0 ПС 110/10 кВ
Елецпром
222. ООО "Моторинвест" Краснинский РЭС 3000,0 ПС 110/10 кВ
Моторинвест
223. ООО "Риэлторский центр
"Строй-Град" Липецкий РЭС 380,0 ПС 35/10 кВ
Частая Дубрава
224. ЗАО "ЦЕМТРИО" Краснинский РЭС 535,5 ПС 35/10 кВ
Яблоново
225. ООО "Завод Стройдеталь" Липецкий РЭС 352,7 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
226. Ульянич Оксана
Владимировна ИП Усманский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Дмитриевка
227. ООО "ИстАгроДон" Данковский РЭС 500,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
228. ООО "Фирма
Ремонт-Сервис" г. Липецк 1000,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
229. ООО "ТЕРБУНСКИЙ ГОНЧАР" Тербунский РЭС 1200,0 ПС 110/10 кВ
Тербунский
гончар
230. ООО "Рошен" Липецкий РЭС 4000,0 ПС 110/10 кВ
Рошен
231. ООО "Липецкий офсетный
комбинат" (ООО
"ЛИОКОМ") Грязинский РЭС 3000,0 ПС 220/110/10 кВ
Казинка
232. ООО "Технологии карбида
кремния" Грязинский РЭС 5000,0 ПС 220/110/10 кВ
Казинка
233. ООО "АВТ" Грязинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
234. ОАО "Куриное царство" Данковский РЭС 500,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
Сельское хозяйство
235. ООО "Агрофирма Трио" Долгоруковский
РЭС 540,0 ПС 35/10 кВ
Красотыновка
236. ОАО "Липецкмясопром" Лев-Толстовский
РЭС 538,0 ПС 110/35/10 кВ
Астапово
237. ООО "Реал Эстейт" Краснинский РЭС 500,0 ПС 110/10 кВ
Рождество
2018
ЖКХ
238. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 800,0 ПС 35/10 кВ
Сселки
239. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 2330,0 ПС 110/35/6 кВ
Цементная
240. ОАО "ЛГЭК" (объект РП
"Новая Опытная") г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
Тепличная
241. МУ "Управление
строительства г.
Липецка" Грязинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Бутырки
242. МУ "Управление
строительства г.
Липецка" г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
243. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 612,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
244. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 301,5 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
245. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 325,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
246. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 357,5 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
247. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 337,8 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
248. ОАО "ЛГЭК" (жилые дома
30 - 32 мкр) г. Липецк 2000,0 ПС 110/10/6 кВ
Юго-Западная
249. ООО "Строительная
компания" г. Липецк 560,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
250. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 618,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
251. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 728,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
252. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 604,6 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
253. Иванникова Елена
Ивановна Липецкий РЭС 330,0 ПС 35/10 кВ N 1
254. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 604,6 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
255. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 494,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
256. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 564,6 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
257. ГК "Российские
автомобильные дороги" Становлянский
РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Бабарыкино
258. ООО "АгроЦентрЛиски" Хлевенский РЭС 536,0 ПС 110/35/10 кВ
Хлевное
259. ОАО "ОЭЗ ППТ Липецк" Грязинский РЭС ПС 110/10 кВ ОЭЗ
260. ООО "Дагс" Липецкий РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Борино
261. Металлург-4
Садоводческое
товарищество Грязинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Бутырки
262. Металлург-4
Садоводческое
товарищество Грязинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Бутырки
263. ООО
"Долгоруковоагросервис" Долгоруковский
РЭС 850,0 ПС 35/10 кВ
Тимирязево
264. Водоканал города
Лебедянь МУП Лебедянский РЭС 580,0 ПС 110/35/10 кВ
Лебедянь
Промышленность
265. ОАО "Куриное царство" Елецкий РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ
Елецпром
266. ОАО "Куриное царство" Елецкий РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ
Елецпром
267. ООО "Петроком Липецк" г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
268. ООО "Моторинвест" Краснинский РЭС 3000,0 ПС 110/10 кВ
Моторинвест
269. ООО "Премиум-Пак" Добровский РЭС 300,0 ПС 110/35/10 кВ
Доброе
270. ООО "АЛБИФ" Хлевенский РЭС 400,0 ПС 110/35/10 кВ
Хлевное
271. ООО "Фирма
Ремонт-Сервис" г. Липецк 750,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
272. ООО "Хавле
Индустриверке" Чаплыгинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
Чаплыгин
273. ООО "Рошен" Липецкий РЭС 5000,0 ПС 110/10 кВ
Рошен
274. ООО "Технологии карбида
кремния" Грязинский РЭС 5000,0 ПС 220/110/10 кВ
Казинка
Сельское хозяйство
275. Липецкмясо ЗАО Воловский РЭС 340,0 ПС 110/35/10 кВ
Волово
276. СХП Мокрое ЗАО Добровский РЭС 536,0 ПС 110/35/10 кВ
Доброе
277. Отрада Ген ООО Добринский РЭС 536,0 ПС 110/35/10 кВ
Хворостянка
278. Куриное Царство ОАО Задонский РЭС 872,0 ПС 110/35/10 кВ
Донская
279. ООО "СтройАгроИнвест" Становлянский
РЭС 560,7 ПС 35/10 кВ
Плоское
2019
ЖКХ
280. ООО "ФИН-ГРУПП" г. Липецк 450,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
281. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 2330,0 ПС 110/35/6 кВ
Цементная
282. ОАО "ЛГЭК" объект РП
"Новая Гагарина" г. Липецк 654,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
283. ОАО "ЛГЭК" (объект РП
"Новая Опытная") г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
Тепличная
284. ОАО "ЛГЭК" (жилые дома
30 - 32 мкр) г. Липецк 2000,0 ПС 110/10/6 кВ
Юго-Западная
285. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 612,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
286. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 604,6 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
287. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 564,6 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
288. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 722,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
289. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 718,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
290. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 722,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
291. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 608,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
292. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 604,6 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
293. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 564,6 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
294. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 612,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
295. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 718,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
296. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 608,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
297. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 633,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
298. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 718,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
299. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 564,6 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
300. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 728,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
301. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 454,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
302. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 618,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
303. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 454,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
304. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 428,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
305. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 718,1 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
306. ОАО "Липецкая ипотечная
корпорация" г. Липецк 500,0 ПС 110/10/10 кВ
Университетская
Промышленность
307. ООО "Моторинвест" Краснинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ
Моторинвест
308. ООО "Премиум-Пак" Добровский РЭС 298,5 ПС 110/35/10 кВ
Доброе
309. ООО "АЛБИФ" Хлевенский РЭС 400,0 ПС 110/35/10 кВ
Хлевное
310. ООО "Фирма
Ремонт-Сервис" г. Липецк 750,0 ПС 110/6 кВ
ГПП-2
311. ООО "Хавле
Индустриверке" Чаплыгинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
Чаплыгин
312. ООО "Рошен" Липецкий РЭС 9000,0 ПС 110/10 кВ
Рошен
Сельское хозяйство
313. ОАО "Куриное Царство" Задонский РЭС 872,0 ПС 110/35/10 кВ
Донская
314. ООО "СтройАгроИнвест" Становлянский
РЭС 560,7 ПС 35/10 кВ
Плоское
7. Электросетевые объекты 220 кВ и выше на территории
Липецкой области
7.1. Общая характеристика электросетевых объектов
220 кВ и 500 кВ
В Липецкой области эксплуатируются сети 220 кВ и 500 кВ. Электрические сети 220 кВ являются системообразующими и предназначены для создания центров питания (далее по тексту - ЦП) распределительных сетей 110 и 35 кВ. Сети 500 кВ являются основными в ЕЭС России, выполняя системообразующие и межсистемные связи, выдачу мощности крупнейших электростанций, электроснабжение крупных нагрузочных узлов сети 220 и 110 кВ, концентрированно расположенных потребителей нефтяной, газовой и металлургической промышленности. На территории Липецкой области находятся три подстанции с высшим напряжением 500 кВ ("Липецкая-500", "Борино", "Елец-500") и 14 подстанций с высшим напряжением 220 кВ, из которых только 8 ПС 220/110 кВ питают сети 110 кВ Липецкой энергосистемы ("Сокол", "Металлургическая", "Северная", "Новая", "Правобережная", "Елец-220", "Тербуны-220", "Дон").
Основными ЦП распределительных сетей 35 - 110 кВ являются: подстанции с высшим напряжением 220 кВ: Сокол, Северная, Новая, Правобережная, Дон, Елец-220, Тербуны. Подстанции напряжением 220 кВ и выше имеют два и более независимых источника питания, и на всех установлено по два и более автотрансформаторов, кроме ПС 220 кВ Сокол, где установлен один автотрансформатор.
Подстанция 220/110 кВ Металлургическая с установленной автотрансформаторной мощностью 2 x 250 МВА обеспечивает электроэнергией в основном потребителей ОАО "НЛМК" и через нее осуществляется выдача мощности Липецкой ТЭЦ-2.
Также в области имеются тяговые и компрессорные подстанции с высшим напряжением 220 кВ: Грязи-Орловские, Пост-474, Усмань тяга, Чириково, КС-29, Маяк.
На подстанции 220/110/35 кВ Правобережная АТ-1 имеет дефект обмоток и не может быть использован в работе под большой нагрузкой. Сегодня он работает только на сеть 35 кВ совместно с АТ-2. В настоящее время осуществляется комплексная реконструкция ПС Правобережная с заменой всего основного оборудования. На реконструируемой подстанции планируется установка четырех автотрансформаторов по 150 МВА, из них два с напряжением обмоток 220/110/35 кВ и два с напряжением 220/110/10 кВ.
В таблице 7.1 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 220 и 500 кВ на территории Липецкой области.
Таблица 7.1
Сводная информация по электросетевым объектам 220 и 500 кВ
Объект Кол-во, шт. Мощность, МВА Протяженность, км
ВСЕГО ПС 17 7103 -
ПС 500 кВ 3 3507 -
500/220/35 3 3507 -
ПС 220 кВ 14 3596 -
220/110/35/10 кВ 7 2295 -
220/110/10 1 500 220/35/27,5 (тяговые) 2 120 -
220/27,5/10 (тяговые) 2 160 220/10 (компрессорные) 2 521 ВЛ 500 кВ 9 - 970
ВЛ 220 кВ 23 - 1315,76
Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.
Ниже в таблицах 7.2 и 7.3 представлены электросетевые объекты напряжением 220 и 500 кВ, находящиеся на территории Липецкой области: подстанции, линии электропередач и их основные параметры.
Таблица 7.2
Подстанции 500, 220 и 110 кВ, находящиеся
на территории Липецкой области
N
п/п Наименование ПС Напряже-
ния, кВ Год
вво-
да
ПС Тех.
состоя-
ние Трансформаторы и автотрансформаторы
N фаза тип мощ-
ность,
МВА год
вво-
да тех.
сост.
1. Борино 500/220/10 1971уд. АТ-1 А АОДЦТН 167 1971 удовл.
500/220/10 АТ-1 В АОДЦТН 167 1971 удовл.
500/220/10 АТ-1 С АОДЦТН 167 1971 удовл.
500/220/10 АТ-2 А АОДЦТН 167 1971 удовл.
500/220/10 АТ-2 В АОДЦТН 167 1971 удовл.
500/220/10 АТ-2 С АОДЦТН 167 1994 удовл.
2. Елецкая 500/220/10 1985уд. АТ-1 А АОДЦТН 167 1986 удовл.
500/220/10 АТ-1 В АОДЦТН 167 1986 удовл.
500/220/10 АТ-1 С АОДЦТН 167 1986 неудовл.
<*>500/220/10 АТ-2 А АОДЦТН 167 1995 удовл.
500/220/10 АТ-2 В АОДЦТН 167 1986 удовл.
500/220/10 АТ-2 С АОДЦТН 167 1995 удовл.
3. Липецкая 500/220/35 1991 уд. АТ-1 А АОДЦТН 167 1992 удовл.
500/220/35 АТ-1 В АОДЦТН 167 1992 удовл.
500/220/35 АТ-1 С АОДЦТН 167 1992 удовл.
500/220/35 АТ-2 А АОДЦТН 167 1991 удовл.
500/220/35 АТ-2 В АОДЦТН 167 1991 удовл.
500/220/35 АТ-2 С АОДЦТН 167 1991 удовл.
500/220/35 АТ-3 А АОДЦТН 167 1996 удовл.
500/220/35 АТ-3 В АОДЦТН 167 1996 удовл.
500/220/35 АТ-3 С АОДЦТН 167 1996 удовл.
4. Металлургическая 220/110/35 1988 уд. АТ-1 А,
В, С АТДЦТН 250 1990 удовл.
220/110/35 АТ-2 А,
В, С АТДЦТН 250 1988 удовл.
5. Северная 220/110/10 2009 уд. АТ-1 А,
В, С АТДЦТН 250 2009 удовл.
220/110/10 АТ-2 А,
В, С АТДЦТН 250 2009 удовл.
6. Новая 220/110/35 1977уд. АТ-1 А,
В, С АТДЦТН 200 1978 удовл.
220/110/35 АТ-2 А,
В, С АТДЦТН 200 1977 удовл.
7. Правобережная
<**>220/110/35 1975неудовл. АТ-1 А,
В, С АТДЦТН
Г 125 1975 неудовл.
220/110/35 АТ-2 А,
В, С АТДЦТН 125 1990 неудовл.
220/110/35 АТ-3 А,
В, С АТДЦТН 125 1984 неудовл.
35/10 Т-1 А,
В, С ТРДНС 10 1996 неудовл.
35/10 Т-2 А,
В, С ТДНС 10 2008 неудовл.
8. Сокол 220/110/35 1989 уд. АТ-1 А,
В, С АТДЦТН 125 1989 удовл.
9. Елецкая 220/110/35 1969уд. АТ-1 А,
В, С АТДЦТН 125 1976 удовл.
220/110/35 АТ-2 А,
В, С АТДЦТН 125 1969 удовл.
220/110/35 АТ-3 А,
В, С АТДЦТН 125 1985 удовл.
10. Тербуны 220/110/35 1994 уд. АТ-1 А,
В, С АТДЦТН 125 1994 удовл.
220/110/35 АТ-2 А,
В, С АТДЦТН 125 1994 удовл.
11. Дон 220/110/35 1987уд. АТ-1 А,
В, С АТДЦТН 125 1994 удовл.
220/110/35 АТ-2 А,
В, С АТДЦТН 125 1987 удовл.
12. Маяк 220/10 1985уд. Т-1 А,
В, С ТРНДС 40 1985 удовл.
220/10 Т-2 А,
В, С ТРНДС 40 1985 удовл.
13. КС-29 220/10 1984уд. Т-1 А,
В, С ТРДЦН 63 1984 удовл.
220/10 Т-3 А,
В, С ТРДЦН 63 1985 удовл.
220/10 Т-4 А,
В, С ТРДЦН 63 1985 удовл.
220/10 Т-5 А,
В, С ТРДЦН 63 1986 удовл.
220/10 Т-6 А,
В, С ТРДЦН 63 1986 удовл.
220/10 Т-7 А,
В, С ТРДЦН 63 1987 удовл.
220/10 Т-8 А,
В, С ТРДЦН 63 1987 удовл.
14. Грязи-Орловские
<***>220/27/10 Т-1 А,
В, С 40 220/27/10 Т-2 А,
В, С 40 15. Пост-474 <***>220/35/27 Т-1 А,
В, С 40 16. Усмань-Тяговая
<***>220/35/27 Т-1 А,
В, С 40 220/35/27 Т-2 А,
В, С 40 17. Чириково <***>220/27/10 Т-1 А,
В, С 40 220/27/10 Т-2 А,
В, С 40 --------------------------------
<*> На подстанции 550/220/35 кВ Елецкая автотрансформатор фазы С АТ-1 находится на учащенном контроле (концентрация растворенных газов выше нормы).
<**> На ПС 220 кВ Правобережная проходит полная реконструкция с увеличением мощности до 4 x 150 МВА.
<***> ПС 220 кВ: Грязи-Орловские, Пост-474, Усмань-Тяговая и Чириково - являются в основном тяговыми подстанциями, принадлежащими филиалу ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.
Подстанции с выделенными цветом годами ввода имеют срок эксплуатации больше нормативного.
Таблица 7.3
Воздушные линии 500 и 220 кВ, находящиеся
на территории Липецкой области
N
п/п Наименование ВЛ Год
ввода Год
рекон-
струк-
ции Число
цепей Протяженность Провод Грозотрос Опоры
По
паспорту По цепям Марка Участок
подвески Длина,
км Марка Длина,
км Всего Анкерные Промежу-
точные
Мет. Бет. Мет. Бет.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1. ВЛ 500 кВ
Балашовская -
Липецкая
восточная 1959 1 194,17 129,5 3хАС
480/60 1082-1410 129,5 1хС
70,
ОКГТ 129,5 330 18 312 2. ВЛ 500 кВ
Балашовская -
Липецкая
западная с
отпайкой на
НВАЭС 1959 1 280,50 129,0 3хАС
480/60 1084-1411 129,0 2хС
70 129,0 327 16 311 Отпайка на НВАЭС 1982 1 151,5 3хАС
400/51 1-467 151,5 2хС
70 150,0 469 35 6 428
2хС
70/72 1,5 3. ВЛ 500 кВ
Борино - Елецкая 1977 1 85,40 85,4 3хАС
330/43 1032-1294 85,40 2хАС
70/72 85,40 267 36 15 216
4. ВЛ 500 кВ
Новобрянская -
Елецкая 1977 1 33,90 33,9 3хАС
330/43 920-1031 33,90 2хАС
70/72 33,90 115 7 6 102
5. ВЛ 500 кВ
Липецкая -
Борино 1971 1 53,50 53,5 3хАС
400/51 3-138 53,28 2хС
70 53,50 138 29 109 2хАП 500 1-3 0,22 6. ВЛ 500 кВ
Рязанская ГРЭС -
Липецкая
Восточная 1959 1 102,80 102,8 3хАС
480/60 1411-1679 102,80 2хС
70 102,80 268 13 255 7. ВЛ 500 кВ
Рязанская ГРЭС -
Липецкая
Западная 1959 1 102,80 102,8 3хАС
480/60 1412-1679 102,80 2хС
70 102,80 269 13 248 8
8. ВЛ 500 кВ
Борино -
Воронежская 1972 1 75,00 75,0 3хАС
400/51 1-187 75,00 1хС
70,
ОКГТ 75,00 187 16 171 9. ВЛ 500 кВ
Липецкая -
Тамбовская 1990 1 106,60 106,6 3хАС
300/48 1-324 96,44 2хАЖС
70/39 96,44 364 34 4 326
3хАС
330/43 324-349 2,68 2хАС
70/72 2,68 3хАС
300/48 349-364 7,48 2хАЖС
70/39 7,48 Всего по ВЛ 500
кВ 1034,67 970,0 970,0 970,0 2734 217 1437 1080
10. ВЛ 220 кВ
Воронежская 1,2 1961 1 301,90 3,17 АС-400/51 367-380 3,17 С 70 151,30 13 4 1 8
2 142,31 АС-500/64 1-367 142,31 389 44 334 11
152,42 1-367 152,41 С 70 2,00 406 50 345 11
1 4,00 АС-500/64 367-379 4,00 12 3 9 11. ВЛ 220 кВ
Металлургическая
Правая, Левая 1966 2 71,02 39,76 АС 300/39 1-53 39,76 2хС
70 0,188 103 18 78 1960 26,82 53-90 26,82 С 70 35,508 1969 3,04 90-102 4,44 2хС
70 0,09 2009 1,40 5 2 12. ВЛ 220 кВ
Северная Правая,
Левая 1960 2 67,96 40,26 АС 300/39 1-58 40,26 2хС
70 0,33 101 16 81 1966 8,10 58-69 8,10 С 70 27,18 1969 18,91 69-100 19,60 6,60 2хС
70 0,04 2010 0,692 4 13. ВЛ 220 кВ
Западная Правая,
Левая 1972 2 77,88 8,92 АС 300/39 1-15 8,92 2хС
70 0,05 106 16 90 1966 44,68 15-70 44,68 С 70 4,39 1969 19,20 70-97 19,20 С 70 22,33 1977 5,08 97-105 5,08 С 70 12,10 2хС
70 0,09 14. ВЛ 220 кВ
Правобережная
Правая, Левая 1972 2 23,54 8,62 АС 300/39 1-14 8,62 С 70 4,31 35 10 25 1966 14,92 14-35 14,92 С 70 7,46 15. ВЛ 220 кВ Стан
Правая, Левая 1969 2 4,24 3,40 АС 300/39 5-8 3,40 С 70 1,65 10 1 4 2хС
70 0,05 2010 0,84 1-5 0,84 С 70 0,42 4 1 16. ВЛ 220 кВ
Северная-Новая
I, II цепь 2012 2012 2 6,13 4,61 АС 400/51 1-8 4,61 2хС
70 0,07 14 10 4 8-портал 1,524 С 70 2,22 2010 2010 С 70 0,71 1,524 2хС
70 0,05 17. ВЛ 220 кВ Сокол 1989 2 30,87 2,48 АС 400/51 1-5 2,48 С 70 2,80 120 18 7 2 93
1 28,39 5-120 28,39 ОКГТ 31,27 С 70 1,91 18. ВЛ 220 кВ Дон 1981 1 42,34 42,26 АС 300/39 1-178 42,26 ОКГТ 42,22 177 16 1 2 158
1991 2 0,08 178-портал 0,08 2хС
70 0,08 1 1 19. ВЛ 220 кВ
Чириково 1981 1991 28,26 0,08 АС 300/39 118-портал 0,08 5 103
1 28,18 1-118 28,18 ОКГТ 28,14 117 9 20. ВЛ 220 кВ Елец
Левая 1977 1 68,10 68,10 АС 400/51 1-110,
111-277 64,44 1хС
70 53,00 290 31 38 221
АС 400/93 110-111 0,65 2хС
70 2,10 С 70 53,07 ОКГТ 63,00 1981 АС 400/51 277-290 3,01 С 70 2,99 21. ВЛ 220 кВ Ливны
2 с отпайкой на
Тербуны 1979 2 48,12 8,43 АС 300/39 301-340 8,43 Отпайка на
Тербуны 1993 1 39,69 АС 300/39 1-166 39,69 2хС
70 39,67 165 16 149
22. ВЛ 220 кВ Елец
Правая 1969 1 68,99 68,99 АС 400/51 1-269 59,59 2хС
70 0,82 314 28 1 285
С 70 58,77 1972 АС 400/51 269-314 9,40 С 70 9,40 23. ВЛ 220 кВ Сосна 1985 1 19,51 19,51 АС 400/51 1-22 3,72 2хС
70 3,52 94 21 2 1 70
С 70 0,60 1984 22-94 15,79 ОКГТ 15,50 24. ВЛ 220 кВ Маяк 1984 1 23,20 23,20 АС 400/51 1-91 19,73 2хС
70 3,47 111 23 1 1 86
С70 2,43 1985 91-111 3,47 ОКГТ 19,00 25. ВЛ 220 кВ
Тербуны 1 1992 1 76,19 76,19 АС 300/39 1-152 36,51 С 70 0,27 341 45 7 289
1996 152-341 39,68 2хС
70 36,25 С70 39,65 26. ВЛ 220 кВ 29-1 1984 1 41,77 41,77 АС 300/39 1-5 0,56 187 33 2 152
1981 5-25 4,29 С 70 2,33 1984 25-186 36,92 ОКГТ 41,77 27. ВЛ 220 кВ 29-2 1985 1 33,60 33,60 АС 400/51 1-164 33,60 ОКГТ 33,61 164 29 1 134
С 70 6,52 28. ВЛ 220 кВ 29-3 1986 1 33,56 33,56 АС 400/51 1-163 33,56 С 70 27,01 163 29 1 133
2хС
70 6,55 29. ВЛ 220 кВ 29-4 1989 1 33,32 33,32 АС 400/51 1-146 33,32 С 70 31,26 145 28 19 98
2хС
70 2,06 30. ВЛ 220 кВ
Тамбовская 1 1962 1 54,28 43,97 АС 400/51 11-143 43,97 2хС
70 43,97 131 11 4 116
2 10,31 1-11;
143-168 10,31 ОКГТ 10,31 37 18 19 31. ВЛ 220 кВ
Тамбовская 3 1975 2 54,22 10,31 АС 400/51 1-11;
167-192 10,31 1 43,91 11-167 43,91 43,91 156 11 145
1хС
70 43,91 32. ВЛ 220 кВ
Тамбовская 2 1972 1 106,76 106,76 АС 400/51 1-9 2,40 С 70 2,70 459 27 3 429
АС 300/39 9-458 104,36 ОКГТ 111,70 Всего по ВЛ 220
кВ 1315,76 1315,76 1315,76 1196,67 4361 579 22 1069 2691
ВЛ с выделенными цветом годами ввода имеют срок эксплуатации больше нормативного.
Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа) и в основном соответствует амортизационному периоду. Для воздушных линий на стальных и железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 45 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов. Для ПС, согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции ПС часто возникает и по условиям морального износа.
7.2. Анализ загрузки ПС 220 - 500 кВ Липецкой энергосистемы
в отчетном году
В таблицах 7.4 - 7.6 представлены данные по загрузке трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ Липецкой энергосистемы в зимний максимум 2012 г., летний максимум 2012 г., летний минимум 2012 г. в нормальном режиме и в режиме n-1 (отключение одного АТ).
Исходя из данных, представленных в таблицах 7.4 - 7.6, загрузка трансформаторного оборудования на ПС 220 кВ - 500 кВ Липецкой энергосистемы в нормальном режиме находилась в пределах следующих значений:
- в зимний максимум 2012 г. от 5% до 55% от ном. мощности;
- в летний максимум 2012 г. от 7% до 62% от ном. мощности;
- в летний минимум 2012 г. от 5 до 60% от ном. мощности.
КонсультантПлюс: примечание.
Приложение Д не приводится.
Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше Липецкой энергосистемы в нормальном режиме в зимний максимум 2012 г., летний максимум 2012 г., летний минимум 2012 г. представлены на рисунках 0.1 - 0.3 (приложение Д).
Анализ загрузки трансформаторного оборудования на ПС 220 кВ - 500 кВ Липецкой энергосистемы в режиме n-1 показал, что перегрузка АТ в отчетном году на подстанциях отсутствовала. Процент загрузки от номинальной мощности составил:
- в зимний максимум 2012 г. от 25% до 85%;
- в летний максимум 2012 г. от 14% до 55%;
- в летний минимум 2012 г. от 11 до 53%.
Таблица 7.4
Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ
Липецкой энергосистемы в зимний максимум 2012 г.
N
п/п Наименование, ПС Напряже-
ние, кВ N
тр-ра Номи-
наль-
ная
мощ-
ность,
МВА Загрузка,
МВт/МВар/МВА %
заг-
рузки
от
ном.
мощ-
ности Загрузка в режиме
n-1, МВт/МВар/МВА % заг-
рузки
от
ном.
мощ-
ности
в
режиме
n-1
1. Борино 500/220/10 АТ-1 501 170,2/22,1/171,6 34,26 255,2/43,3/258,8 51,7
500/220/10 АТ-2 501 170,2/22,1/171,6 34,26 0 0
2. Елецкая 500/220/10 АТ-1 501 115,2/27,1/118,3 23,62 192,5/51,8/199,3 39,8
500/220/10 АТ-2 501 115,2/27,1/118,3 23,62 0 0
3. Липецкая 500/220/35 АТ-1 501 174,9/124,3/214,6 42,83 227,1/168,4/282,7 56,4
500/220/35 АТ-2 501 174,9/124,3/214,6 42,83 227,1/168,4/282,7 56,4
550/220/35 АТ-3 501 174,9/124,3/214,6 42,83 0 0
4. Металлургическая 220/110/35 АТ-1 250 57,2/57/80,8 32,30 88,6/96,4/130,9 52,4
220/110/35 АТ-2 250 53,9/53,8/76,2 30,46 0 0
5. Северная 220/110/10 АТ-1 250 72,9/37,1/81,8 32,72 113,1/60,9/128,5 51,4
220/110/10 АТ-2 250 72,9/37,1/81,8 32,72 0 0
6. Новая 220/110/35 АТ-1 200 75,8/80,8/110,8 55,39 112,7/126,4/169,3 84,7
220/110/35 АТ-2 200 75,8/80,8/110,8 55,39 0 0
7. Правобережная 220/110/35 АТ-1 125 52,4/26,3/58,6 46,90 65,7/35,9/74,9 59,9
220/110/35 АТ-2 125 52,5/26,1/58,6 46,90 0 0
220/110/35 АТ-3 125 52,4/26,3/58,6 46,90 65,8/35,9/74,9 59,9
8. Сокол 220/110/35 АТ-1 125 51,2/39,8/64,8 51,88 - -
9. Елецкая 220/110/35 АТ-1 125 31,9/11,6/33,9 27,15 0 0
220/110/35 АТ-2 125 31,9/11,7/34,0 27,18 43,8/17,3/47,1 37,7
220/110/35 АТ-3 125 31,8/11,7/33,9 27,11 43,9/17,3/47,1 37,7
10. Тербуны 220/110/35 АТ-1 125 22,9/11,2/25,5 20,39 28,8/13,2/31,7 25,4
220/110/35 АТ-2 125 6/2,2/6,4 5,11 0 0
11. Дон 220/110/35 АТ-1 125 41,3/13,1/43,3 34,66 64,6/25,4/69,4 55,5
220/110/35 АТ-2 125 41,3/13/43,3 34,64 0 0
Таблица 7.5
Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ
Липецкой энергосистемы в летний максимум 2012 г.
N
п/п Наименование, ПС Напряже-
ние, кВ N
тр-ра Номи-
наль-
ная
мощ-
ность,
МВА Загрузка,
МВт/МВар/МВА % заг-
рузки
от
ном.
мощ-
ности,
% Загрузка в
режиме n-1,
МВт/МВар/МВА % заг-
рузки
от
ном.
мощ-
ности
в
режиме
n-1
1. Борино 500/220/10 АТ-1 501 154,6/2,4/154,6 30,86 234/4,8/234 46,7
500/220/10 АТ-2 501 154,6/2,4/154,6 30,86 0 0
2. Елецкая 500/220/10 АТ-1 501 78,1/13,5/79,3 15,82 130,6/26,2/133,2 26,6
500/220/10 АТ-2 501 78,1/13,5/79,3 15,82 0 0
3. Липецкая 500/220/35 АТ-1 501 216,9/145/260,9 52,08 216,9/145/260,9 52,08
500/220/35 АТ-2 501 0 0 0 0
550/220/35 АТ-3 501 216,9/145/260,9 52,08 216,9/145/260,9 52,08
4. Металлургическая 220/110/35 АТ-1 250 71/44,9/84,0 33,60 111,2/77,2/135,4 54,2
220/110/35 АТ-2 250 66,9/42,3/79,2 31,66 0 0
5. Северная 220/110/10 АТ-1 250 54,4/15,8/56,6 22,66 80/24,8/83,8 33,5
220/110/10 АТ-2 250 54,4/15,8/56,6 22,66 0 0
6. Новая 220/110/35 АТ-1 200 60,3/48,5/77,4 38,69 84,5/70,9/110,3 55,2
220/110/35 АТ-2 200 60,3/48,5/77,4 38,69 0 0
7. Правобережная 220/110/35 АТ-1 125 44/4,5/44,3 35,4 53,2/24,1/58,4 46,7
220/110/35 АТ-2 125 42,7/68,9/81,06 64,8 0 0
220/110/35 АТ-3 125 44/4,5/44,3 35,4 53,2/24,1/58,4 46,7
8. Сокол 220/110/35 АТ-1 125 49,9/24,9/55,8 44,61 - -
9. Елецкая 220/110/35 АТ-1 125 23,4/8,1/24,8 19,81 0 0
220/110/35 АТ-2 125 23,4/8,2/24,8 19,84 32,1/11,8/34,2 27,4
220/110/35 АТ-3 125 23,4/8,2/24,8 19,84 32,1/11,8/34,2 27,4
10. Тербуны 220/110/35 АТ-1 125 8,8/2,3/9,1 7,28 17,5/4/18 14,4
220/110/35 АТ-2 125 8,8/2,3/9,1 7,28 0 0
11. Дон 220/110/35 АТ-1 125 28,6/7,9/29,7 23,74 44,9/13,8/47 37,6
220/110/35 АТ-2 125 28,6/5,8/29,2 23,35 0 0
Таблица 7.6
Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ
Липецкой энергосистемы в летний минимум 2012 г.
N
п/п Наименование, ПС Напряже-
ние, кВ N
тр-ра Номи-
наль-
ная
мощ-
ность,
МВА Загрузка,
МВт/МВар/МВА % заг-
рузки
от
ном.
мощ-
ности,
% Загрузка в режиме
n-1, МВт/МВар/МВА % заг-
рузки
от
ном.
мощ-
ности
в
режиме
n-1
01. Борино 500/220/10 АТ-1 501 113,5/13,9/114,3 22,82 172,2/15,7/172,9 34,5
500/220/10 АТ-2 501 113,5/13,9/114,3 22,82 0 0
2. Елецкая 500/220/10 АТ-1 501 54,9/2,7/55,0 10,97 92,2/6,8/92,5 18,5
500/220/10 АТ-2 501 54,9/2,7/55,0 10,97 0 0
3. Липецкая 500/220/35 АТ-1 501 119,5/108,7/161,5 32,24 119,5/108,7/161,5 32,24
500/220/35 АТ-2 501 0 0 0 0
550/220/35 АТ-3 501 119,5/108,7/161,5 32,24 119,5/108,7/161,5 32,24
4. Металлургическая 220/110/35 АТ-1 250 64/50/81,2 32,49 100/85,3/131,4 52,6
220/110/35 АТ-2 250 60,3/47,2/76,6 30,63 0 0
5. Северная 220/110/10 АТ-1 250 25,2/15,1/29,4 11,75 36,9/22,9/43,4 17,4
220/110/10 АТ-2 250 25,2/15,1/29,4 11,75 0 0
6. Новая 220/110/35 АТ-1 200 31,2/48/57,2 28,62 43,4/68,9/81,4 40,7
220/110/35 АТ-2 200 31,2/48/57,2 28,62 0 0
7. Правобережная 220/110/35 АТ-1 125 37,6/5,6/38,0 30,41 43,6/20,5/48,2 38,6
220/110/35 АТ-2 125 34,5/65,9/74,4 59,51 0 0
220/110/35 АТ-3 125 35,3/1,3/35,3 28,26 43,6/20,5/48,2 38,6
8. Сокол 220/110/35 АТ-1 125 40,4/34,1/52,9 42,29 - -
9. Елецкая 220/110/35 АТ-1 125 17,5/5,7/18,4 14,72 0 0
220/110/35 АТ-2 125 17,4/5,7/18,3 14,65 24/8,3/25,4 20,3
220/110/35 АТ-3 125 17,4/5,7/18,3 14,65 24/8,3/25,4 20,3
10. Тербуны 220/110/35 АТ-1 125 7/0,3/7,0 5,61 14/0/14 11,2
220/110/35 АТ-2 125 7/0,3/7,0 5,61 0 0
11. Дон 220/110/35 АТ-1 125 22,7/9,7/24,7 19,75 35,5/0,8/35,5 28,4
220/110/35 АТ-2 125 22,7/13,8/26,6 21,25 0 0
7.3. Решения по электрическим сетям 220 и 500 кВ
Согласно Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы на территории Липецкой области запланированы следующие мероприятия по усилению сети напряжением 220 кВ и выше (таблица 7.7):
Таблица 7.7
N
п/п Мероприятия по энергообъектам 220 кВ и выше Липецкой
энергосистемы Год ввода
1. ВЛ 500 кВ Донская АЭС (НВАЭС-2) - Елецкая 500 с
реконструкцией ПС 500 кВ Елецкая 2014
2. Строительство ПС 220 кВ Казинка (ОЭЗ ППТ Липецк) с заходами
на нее существующей двухцепной ВЛ 220 кВ Липецкая -
Металлургическая 2013 <*> 3. Реконструкция двухцепной ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка с
увеличением сечения провода до АС-500 (ВЛ 220 кВ Липецкая -
Металлургическая) 2013 <*> 4. Реконструкция ПС 220 кВ Правобережная с заменой
автотрансформаторов 3 x 125 МВА на 4 x 150 МВА 2013 <*> 5. Строительство ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная III 2014
--------------------------------
<*> На текущий момент окончание сроков строительства (реконструкции) сдвинуто на 2014 г.
Следует отметить, что в настоящий момент в рамках комплексной реконструкции ПС 220 кВ Правобережная ведутся работы по постановке под напряжение АТ-1, АТ-2 (по временной схеме отпайкой от существующей ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная), постановке под напряжение ЗРУ 10 кВ, ЗРУ 35 кВ. В ближайшее время планируется перезавод фидеров 10 и 35 кВ. Смонтировано ОРУ 110 кВ 1-я и 2-я с.ш.
Для определения достаточности мероприятий по усилению сети 220 кВ, указанных выше в таблице 7.7, далее проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше в зимний/летний максимум, летний минимум 2014 - 2018 гг. Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, летний максимум, летний минимум 2014 - 2018 гг. представлены на рисунках 1 - 15 (приложение Д). Протокол о согласовании расчетных моделей с филиалом ОАО "СО ЕЭС" - Липецкое РДУ представлен в приложении В. Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках N 16 - 52 (приложение Д).
Расчет электроэнергетических режимов в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка.
Ниже представлен ряд послеаварийных режимов, которые позволяют оценить достаточность мероприятий по усилению сети в районе ПС 220 кВ Казинка, указанных в таблице 7.7.
Наиболее тяжелые послеаварийные режимы в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка, просматриваются на уровне нагрузок летнего максимума 2014 - 2018 годов, поэтому они представлены на все пять лет планирования.
Послеаварийные режимы на уровне нагрузок зимнего максимума и летнего минимума 2014 - 2018 годов приводятся на год, в который выявляется максимальная загрузка электросетевого оборудования.
Уровень нагрузок летнего максимума 2014 г.
На рисунке N 16 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2014 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 652 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35° С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 566 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35° С.
На рисунке N 17 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2014 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ 2 99 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 832 А. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецк - Северная на уровне нагрузок 2014 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 104 МВт (см. рисунок N 18).
Уровень нагрузок летнего максимума 2015 г.
На рисунке N 19 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 689 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35° С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 564 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35° С.
На рисунке N 20 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ 2 99 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 866 А. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецк - Северная на уровне нагрузок 2015 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 135 МВт (см. рисунок N 21).
Уровень нагрузок летнего максимума 2016 г.
На рисунке N 22 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 704 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35° С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 572 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35° С.
На рисунке N 23 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ 2 99 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 875 А. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецк - Северная на уровне нагрузок 2016 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 150 МВт (см. рисунок N 24).
Уровень нагрузок летнего максимума 2017 г.
На рисунке N 25 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 729 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35° С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 587 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35° С.
На рисунке N 26 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ 2 99 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 906 А. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецк - Северная на уровне нагрузок 2017 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 180 МВт (см. рисунок N 27).
Уровень нагрузок летнего максимума 2018 г.
На рисунке N 28 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 723 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35° С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 578 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35° С.
На рисунке N 29 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ 2 99 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 891 А. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецк - Северная на уровне нагрузок 2018 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 160 МВт (см. рисунок N 30).
Послеаварийные режимы в зимний максимум и летний минимум в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка.
На рис. 31 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая" (наиболее тяжелый за пять лет планирования), при этом загрузка электросетевого оборудования в районе ПС 220 кВ Казинка не превышает допустимой, уровень напряжения в сети находится в допустимых пределах.
На рис. 32 и 33 представлены послеаварийные режимы в летний минимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецк - Борино" и "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая" (наиболее тяжелые за пять лет планирования), при этом загрузка электросетевого оборудования в районе ПС 220 кВ Казинка не превышает допустимой, уровень напряжения в сети находится в допустимых пределах.
Вывод: вышеприведенные расчеты послеаварийных режимов на уровне нагрузок зимнего/летнего максимумов, летнего минимума 2014 - 2018 годов показали, что с учетом реконструкции ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка с увеличением сечения провода до АС-500 при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная в летний максимум 2014 - 2018 годов необходимо, чтобы во избежание перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не ниже следующих значений:
- летний максимум 2014 г. - 104 МВт;
- летний максимум 2015 г. - 135 МВт;
- летний максимум 2016 г. - 150 МВт;
- летний максимум 2017 г. - 180 МВт;
- летний максимум 2018 г. - 160 МВт.
Далее справочно приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка, на последний год планирования (2018 г.) в случае набора нагрузки на ПС 220 кВ Казинка (потребители ОЭЗ ППТ Липецк), ПС 110 кВ Привокзальная (с учетом реконструкции) и ПС 110 кВ Юго-Западная в соответствии с подключением всех возможных потребителей (всех ТУ) на данные подстанции (по ПС Казинка - в соответствии с прогнозом потребления мощности, полученным от ОЭЗ ППТ Липецк (приложение Б)). Принятые нагрузки по подстанциям представлены в таблице 7.8.
Таблица 7.8
Наименование центра питания Расчетная нагрузка в летний максимум
2018 г., МВт
ПС 220 кВ Казинка 140
ПС 110 кВ Юго-западная 75
ПС 110 кВ Привокзальная 58,8
Примечание: нагрузка по ПС 110 кВ принята исходя из 5% перегрузки трансформатора подстанции в режиме n-1, нагрузка ПС 220 кВ Казинка принята с учетом коэффициента совмещения, равного 0,8, и коэффициента 0,9 для летнего максимума относительно зимнего.
На рисунке N 34 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляет 100 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 915 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35° С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 656 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35° С. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка и ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 500 кВ Липецк - Борино на уровне нагрузок 2018 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 200 МВт (см. рисунок N 35).
На рисунке N 36 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 100 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 1123 А, загрузка ВЛ 110 кВ Московская Левая, Правая составит по 486 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнены данные линии, равном 448 А, при температуре +35° С. Для предотвращения токовой перегрузки выше указанных ВЛ 110 и 220 кВ возможно превентивное увеличение генерации Липецкой ТЭЦ-2 при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная. Однако следует отметить, что максимальная генерация Липецкой ТЭЦ-2 в летний период не может превышать 270 МВт. На рис. 37 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 270 МВт", при этом сохраняется перегрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка - 928 А.
Из выше приведенных послеаварийных режимов следует, что в случае перспективного роста нагрузок относительно основного варианта в соответствии со значениями, представленными в таблице 7.8, и более потребуется дополнительное усиление сети 220 кВ в районе ПС 220 кВ Казинка:
- либо строительство дополнительной ВЛ 220 кВ в данном районе (т.к. компоновка ПС 220 кВ Казинка не позволяет осуществить присоединение третьей ВЛ 220 кВ, как вариант ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка 3, то возможно строительство новой ВЛ 220 кВ Липецкая - Металлургическая (данное решение принято согласно СиПр ЕЭС России 2012 - 2018 гг.);
- либо строительство дополнительных источников активной мощности в данном районе.
Расчет электроэнергетических режимов в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Правобережная.
Ниже представлен ряд послеаварийных режимов, которые позволяют оценить достаточность мероприятий по усилению сети в районе ПС 220 кВ Правобережная, указанных в таблице 7.7.
Расчеты приводятся в зимний и летний максимум 2014 - 2018 годов, как в периоды, характеризующиеся максимальной загрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей.
Уровень нагрузок 2014 года.
На рисунке 38 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2014 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 39 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2014 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
Уровень нагрузок 2015 года.
На рисунке 40 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2015 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 41 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
Уровень нагрузок 2016 года.
На рисунке 42 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2016 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 43 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
Уровень нагрузок 2017 года.
На рисунке 44 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2017 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 45 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
Уровень нагрузок 2018 года.
На рисунке 46 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2018 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
На рисунке 47 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.
Выше приведенные послеаварийные режимы показали, что с учетом строительства третьей ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная на весь пятилетний период планирования 2014 - 2018 годов перегрузка оборудования в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Правобережная, отсутствует, уровень напряжения находится в пределах допустимых значений.
В данной работе во избежание потери питания ПС 220 кВ Правобережная по сети 220 кВ при "ремонте 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Борино и отключении 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Борино" предлагается секционирование СШ 2 220 кВ ПС 500 кВ Борино и подключение ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная III к 2 ск. СШ 2 220 кВ ПС 500 кВ Борино через 1 выключатель.
На рисунках N 48 - 52 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2014 - 2018 годов "отключена 1 ск. СШ 2 220 кВ ПС 500 кВ Борино с отказом секционного выключателя 220 кВ и действием УРОВ", при этом перегрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Правобережная Правая отсутствует, уровень напряжения находится в пределах допустимых значений.
7.4. Расчет токов короткого замыкания
В таблицах 7.9 - 7.12 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы на 2014 - 2018 гг., полученные в результате расчетов нормальной схемы сети. В таблицах 7.13 - 7.16 представлены максимальные значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы на 2014 - 2018 гг., полученные в результате расчетов нормальной и ремонтных схем сети (в ремонте АТ на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; в ремонте АТ на ПС 220 кВ Северная, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; ремонт 2 СШ 220 кВ ПС Борино с переводом всех присоединений на 1 СШ 220 кВ, замкнут транзит 110 кВ Кольцевая Левая, Правая). При расчете учитывалась установка токоограничивающих реакторов (ТОР) в цепях ВЛ 110 кВ ТЭЦ НЛМК - РП-1 и в цепях КВЛ 110 кВ ГПП 18 - Северная, которые устанавливаются в рамках технологического присоединения ГТРС за ДП-6,7.
Таблица 7.9
Значения токов КЗ на 2014 г. в нормальной схеме
Подстанция Ток отключения
выкл., кА Значения токов короткого
замыкания, кА
трехфазный однофазный
Липецкая шины 220 кВ 40 39,85 40,45
Борино шины 220 кВ 31,5; 50 28,94 30,77
Елец 500 шины 220 кВ 31,5; 40 20,79 23,12
Новая шины 220 кВ 25; 40; 50 31,19 28,06
шины 110 кВ 40; 50 31,46 32,22
Правобережная шины 220 кВ 25 22,76 20,97
шины 110 кВ 40 25,75 26,36
Сокол шины 220 кВ - 10,92 7,96
шины 110 кВ 31,5 22,78 20,07
Северная шины 220 кВ 40 32,23 30,51
шины 110 кВ 40, 50 29,03 32,55
Металлургическая шины 220 кВ 40; 50 31,16 28,98
шины 110 кВ 40; 42 32,75 36,31
Казинка шины 220 кВ 40 26,16 23,19
шины 110 кВ 40 18,10 21,05
Дон шины 220 кВ 25 10,12 8,04
шины 110 кВ 20; 31,5; 40 12,6 12,44
Елецкая 220 шины 220 кВ 25 13,44 11,45
шины 110 кВ 20; 25; 40; 42 15,16 16,4
КС-29 шины 220 кВ 25; 40; 50 14,78 15,57
Маяк шины 220 кВ 25 13,39 11,2
Тербуны 220 шины 220 кВ отсутст. 3,66 2,92
шины 110 кВ 25; 40 3,24 3,57
Таблица 7.10
Значения токов КЗ на 2015 г. в нормальной схеме
Подстанция Ток отключения
выкл., кА Значения токов короткого
замыкания, кА
трехфазный однофазный
Липецкая шины 220 кВ 40 39,8 40,41
Борино шины 220 кВ 31,5; 50 28,74 30,63
Елец 500 шины 220 кВ 31,5; 40 20,69 23,04
Новая шины 220 кВ 25; 40; 50 31,12 28,03
шины 110 кВ 40; 50 31,45 32,21
Правобережная шины 220 кВ 25 22,63 20,89
шины 110 кВ 40 25,54 26,24
Сокол шины 220 кВ - 10,91 7,96
шины 110 кВ 31,5 22,76 20,06
Северная шины 220 кВ 40 32,17 30,47
шины 110 кВ 40, 50 29,02 32,54
Металлургическая шины 220 кВ 40; 50 31,1 28,95
шины 110 кВ 40; 42 32,72 36,29
Казинка шины 220 кВ 40 26,13 23,17
шины 110 кВ 40 18,09 21,05
Дон шины 220 кВ 25 10,02 8,0
шины 110 кВ 20; 31,5; 40 12,27 12,22
Елецкая 220 шины 220 кВ 25 13,26 11,37
шины 110 кВ 20; 25; 40; 42 14,71 16,05
КС-29 шины 220 кВ 25; 40; 50 14,72 15,53
Маяк шины 220 кВ 25 13,29 11,16
Тербуны 220 шины 220 кВ отсутст. 3,66 2,92
шины 110 кВ 25; 40 3,24 3,57
Таблица 7.11
Значения токов КЗ на 2016 - 2017 гг. в нормальной схеме
Подстанция Ток отключения
выкл., кА Значения токов короткого
замыкания, кА
трехфазный однофазный
Липецкая шины 220 кВ 40 39,75 40,38
Борино шины 220 кВ 31,5; 50 28,72 30,62
Елец 500 шины 220 кВ 31,5; 40 20,68 23,04
Новая шины 220 кВ 25; 40; 50 31,04 28,03
шины 110 кВ 40; 50 31,16 32,12
Правобережная шины 220 кВ 25 22,62 20,89
шины 110 кВ 40 25,54 26,24
Сокол шины 220 кВ - 10,91 7,96
шины 110 кВ 31,5 22,75 20,05
Северная шины 220 кВ 40 32,09 30,47
шины 110 кВ 40, 50 28,93 32,52
Металлургическая шины 220 кВ 40; 50 31,03 28,94
шины 110 кВ 40; 42 32,7 36,28
Казинка шины 220 кВ 40 26,1 23,16
шины 110 кВ 40 18,08 21,04
Дон шины 220 кВ 25 10,02 8,0
шины 110 кВ 20; 31,5; 40 12,26 12,22
Елецкая 220 шины 220 кВ 25 13,26 11,37
шины 110 кВ 20; 25; 40; 42 14,71 16,05
КС-29 шины 220 кВ 25; 40; 50 14,71 15,53
Маяк шины 220 кВ 25 13,29 11,16
Тербуны 220 шины 220 кВ отсутст. 3,66 2,92
шины 110 кВ 25; 40 3,24 3,57
Таблица 7.12
Значения токов КЗ на 2017 г. в нормальной схеме
Подстанция Ток отключения
выкл., кА Значения токов короткого
замыкания, кА
трехфазный однофазный
Липецкая шины 220 кВ 40 39,9 40,48
Борино шины 220 кВ 31,5; 50 28,8 30,67
Елец 500 шины 220 кВ 31,5; 40 20,69 23,05
Новая шины 220 кВ 25; 40; 50 31,34 28,19
шины 110 кВ 40; 50 32,22 32,85
Правобережная шины 220 кВ 25 22,66 20,91
шины 110 кВ 40 25,56 26,25
Сокол шины 220 кВ - 10,91 7,96
шины 110 кВ 31,5 22,79 20,07
Северная шины 220 кВ 40 32,38 30,64
шины 110 кВ 40, 50 29,25 32,78
Металлургическая шины 220 кВ 40; 50 31,29 29,08
шины 110 кВ 40; 42 32,77 36,33
Казинка шины 220 кВ 40 26,21 23,22
шины 110 кВ 40 18,11 21,06
Дон шины 220 кВ 25 10,03 8,0
шины 110 кВ 20; 31,5; 40 12,27 12,22
Елецкая 220 шины 220 кВ 25 13,27 11,37
шины 110 кВ 20; 25; 40; 42 14,71 16,05
КС-29 шины 220 кВ 25; 40; 50 14,72 15,53
Маяк шины 220 кВ 25 13,3 11,16
Тербуны 220 шины 220 кВ отсутст. 3,66 2,92
шины 110 кВ 25; 40 3,24 3,57
Таблица 7.13
Максимальные значения токов КЗ на 2014 г.
Подстанция Ток отключения
выкл., кА Значения токов короткого
замыкания, кА
трехфазный однофазный
Липецкая шины 220 кВ 40 39,86 40,46
Борино шины 220 кВ 31,5; 50 29,87 31,56
Елец 500 шины 220 кВ 31,5; 40 20,98 23,28
Новая шины 220 кВ 25; 40; 50 31,43 28,4
шины 110 кВ 40; 50 40,2 39,27
Правобережная шины 220 кВ 25 24,01 21,95
шины 110 кВ 40 36,12 34,39
Сокол шины 220 кВ - 10,94 7,97
шины 110 кВ 31,5 24,31 20,84
Северная шины 220 кВ 40 32,45 30,77
шины 110 кВ 40, 50 42,75 45,04
Металлургическая шины 220 кВ 40; 50 31,32 29,15
шины 110 кВ 40; 42 43,48 46,16
Казинка шины 220 кВ 40 26,21 23,22
шины 110 кВ 40 18,11 21,07
Дон шины 220 кВ 25 10,26 8,1
шины 110 кВ 20; 31,5; 40 12,88 12,61
Елецкая 220 шины 220 кВ 25 13,71 11,58
шины 110 кВ 20; 25; 40; 42 15,56 16,7
КС-29 шины 220 кВ 25; 40; 50 14,9 15,66
Маяк шины 220 кВ 25 13,55 11,27
Тербуны 220 шины 220 кВ отсутст. 3,67 2,92
шины 110 кВ 25; 40 3,24 3,57
Таблица 7.14
Максимальные значения токов КЗ на 2015 г.
Подстанция Ток отключения
выкл., кА Значения токов короткого
замыкания, кА
трехфазный однофазный
Липецкая шины 220 кВ 40 39,8 40,42
Борино шины 220 кВ 31,5; 50 29,7 31,44
Елец 500 шины 220 кВ 31,5; 40 20,89 23,21
Новая шины 220 кВ 25; 40; 50 31,35 28,37
шины 110 кВ 40; 50 40,11 39,21
Правобережная шины 220 кВ 25 23,89 21,89
шины 110 кВ 40 35,93 34,28
Сокол шины 220 кВ - 10,93 7,97
шины 110 кВ 31,5 24,28 20,83
Северная шины 220 кВ 40 32,38 30,73
шины 110 кВ 40, 50 42,7 45,01
Металлургическая шины 220 кВ 40; 50 31,25 29,11
шины 110 кВ 40; 42 43,43 46,12
Казинка шины 220 кВ 40 26,13 23,17
шины 110 кВ 40 18,1 21,06
Дон шины 220 кВ 25 10,17 8,06
шины 110 кВ 20; 31,5; 40 12,54 12,4
Елецкая 220 шины 220 кВ 25 13,54 11,5
шины 110 кВ 20; 25; 40; 42 15,11 16,36
КС-29 шины 220 кВ 25; 40; 50 14,85 15,62
Маяк шины 220 кВ 25 13,46 11,23
Тербуны 220 шины 220 кВ отсутст. 3,67 2,92
шины 110 кВ 25; 40 3,24 3,57
Таблица 7.15
Максимальные значения токов КЗ на 2016 - 2017 гг.
Подстанция Ток отключения
выкл., кА Значения токов короткого
замыкания, кА
трехфазный однофазный
Липецкая шины 220 кВ 40 39,77 40,39
Борино шины 220 кВ 31,5; 50 29,66 31,42
Елец 500 шины 220 кВ 31,5; 40 20,88 23,21
Новая шины 220 кВ 25; 40; 50 31,28 28,37
шины 110 кВ 40; 50 39,82 39,16
Правобережная шины 220 кВ 25 23,87 21,87
шины 110 кВ 40 35,84 34,23
Сокол шины 220 кВ - 10,93 7,97
шины 110 кВ 31,5 24,27 20,83
Северная шины 220 кВ 40 32,31 30,72
шины 110 кВ 40, 50 42,6 45,0
Металлургическая шины 220 кВ 40; 50 31,19 29,1
шины 110 кВ 40; 42 43,35 46,08
Казинка шины 220 кВ 40 26,14 23,2
шины 110 кВ 40 18,1 21,06
Дон шины 220 кВ 25 10,17 8,06
шины 110 кВ 20; 31,5; 40 12,54 12,4
Елецкая 220 шины 220 кВ 25 13,53 11,5
шины 110 кВ 20; 25; 40; 42 15,11 16,36
КС-29 шины 220 кВ 25; 40; 50 14,84 15,62
Маяк шины 220 кВ 25 13,46 11,23
Тербуны 220 шины 220 кВ отсутст. 3,67 2,92
шины 110 кВ 25; 40 3,24 3,57
Таблица 7.16
Максимальные значения токов КЗ на 2018 г.
Подстанция Ток отключения
выкл., кА Значения токов короткого
замыкания, кА
трехфазный однофазный
Липецкая шины 220 кВ 40 39,91 40,49
Борино шины 220 кВ 31,5; 50 29,79 31,51
Елец 500 шины 220 кВ 31,5; 40 20,9 23,22
Новая шины 220 кВ 25; 40; 50 31,54 28,51
шины 110 кВ 40; 50 40,89 39,83
Правобережная шины 220 кВ 25 23,97 21,93
шины 110 кВ 40 36,14 34,41
Сокол шины 220 кВ - 10,94 7,97
шины 110 кВ 31,5 24,33 20,86
Северная шины 220 кВ 40 32,56 30,87
шины 110 кВ 40, 50 42,97 45,26
Металлургическая шины 220 кВ 40; 50 31,42 29,23
шины 110 кВ 40; 42 43,65 46,3
Казинка шины 220 кВ 40 26,25 23,25
шины 110 кВ 40 18,12 21,07
Дон шины 220 кВ 25 10,17 8,06
шины 110 кВ 20; 31,5; 40 12,55 12,4
Елецкая 220 шины 220 кВ 25 13,55 11,5
шины 110 кВ 20; 25; 40; 42 15,12 16,37
КС-29 шины 220 кВ 25; 40; 50 14,85 15,63
Маяк шины 220 кВ 25 13,47 11,24
Тербуны 220 шины 220 кВ отсутст. 3,67 2,92
шины 110 кВ 25; 40 3,24 3,57
Результаты расчетов токов короткого замыкания на 2014 - 2018 гг. показали:
- 2014 г. превышение тока к.з. над значениями тока отключения следующих выключателей 110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая (в ремонтных схемах - в ремонте АТ на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; в ремонте АТ на ПС 220 кВ Северная, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая):
- в цепи линий ТЭЦ-2 Левая, Правая, Промышленная, ОВВ 110 кВ, ГПП-3 Левая, Правая, ГПП-5 Правая, Прокат Левая, Правая.
С учетом плана-графика реконструкции ЗРУ-110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 мероприятия по замене выше указанных выключателей 110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая должны быть осуществлены не позднее 2017 года. В данной работе предлагается замена следующего количества выключателей по годам:
- с 2014 г. по 2016 г. по 2 выключателя в год;
- 2017 г. - 3 выключателя.
7.5. Перечень объектов и объемы капитальных вложений
для нового строительства и РРТП
В таблицах 7.17 - 7.19 указан перечень объектов и объемы ориентировочных капитальных вложений для нового строительства и РРТП подстанций и воздушных линий напряжением 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы.
В таблице 7.17 представлен перечень центров питания, намечаемых Схемой к новому строительству и реконструкции в проектный период, с основными показателями.
В таблице 7.18 приведен перечень подстанций 220 и 500 кВ, предусмотренных Схемой к реконструкции и техническому перевооружению, с указанием элементов, заменяемых или вновь устанавливаемых.
В таблице 7.19 указан перечень линий электропередачи напряжением 220 и 500 кВ для нового строительства и РРТП, предусмотренного Схемой в проектный период, приведены основные показатели.
Капитальные вложения, связанные с реализацией мероприятий по схеме выдачи мощности НВАЭС-2: строительство ВЛ 500 кВ НВАЭС-2 - Елецкая и реконструкция ПС 500 кВ Елецкая с установкой 2 выключателей 500 кВ, в объеме капитальных затрат настоящей Схемы не учитываются.
Цены указаны по состоянию на II квартал 2013 года.
Таблица 7.17
Перечень центров питания, намечаемых Схемой развития сетей
к новому строительству и реконструкции в проектный период.
Основные показатели
N Подстанция Суммарная
нагрузка в
проектный
2018 год,
на шинах
ПС, кВА Количество и
мощность
трансформаторов,
единиц/МВА Сроки
строительства Стоимость
в ценах
II квартала
2013 г.,
тыс. руб.
1. ПС 220 кВ
Казинка 59176 2 x 250 2014 2179611,91
2. ПС 220 кВ
Правобережная
(полная
реконструкция) 239890 4 x 150 2014 1842953,57
Всего, тыс. руб. в ценах II квартала 2013 г. 4022565,48
Всего, тыс. руб. в ценах II квартала 2013 г. с НДС 4746627,26
Таблица 7.18
Перечень подстанций 220 и 500 кВ, предусмотренных Схемой
развития сетей к реконструкции и техническому
перевооружению. Основные показатели
КонсультантПлюс: примечание.
Нумерация граф в таблице дана в соответствии с официальным текстом документа.
N Подстанция Тип и
мощность
ПС, МВА Перечень работ
по
переустройству
ПС Количест-
во уста-
навливае-
мого
оборудо-
вания Стоимость Примечание
1 2 3 4 5 7 8
2014
1. Елецкая 500/220/10
кВ
2 x (3 x
167) МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ6-10
кВ ТТ и/или ТН Выключателей
(М, В, Э) 500 кВ -
2 шт. В объеме
капзатрат
Схемы не
учитывается Подключение
ВЛ 500 кВ от
НВАЭС-2
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 2. Правобережная 220/110/35
кВ
4 x 150
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячеек
выключателя 220 кВ -
2 шт. 150883,59 220 кВ - для
3-й ВЛ 220 кВ
с ПС 500 кВ
Борино
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 3. Борино 500/220/10
кВ
2 x (3 x
167) МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячеек
выключателя 220 кВ -
2 шт. 150883,59 Для
подключения
3-й ВЛ 220 кВ
на ПС 220 кВ
Правобережная
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 4. Металлургическая 220/110/35
кВ
250 + 250
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячеек
выключателя 110 кВ -
2 шт. 91277,58 Замена по ТКЗ
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения Всего за 2014 г. в ценах 2013 года, тыс. руб. 393044,64 Всего за 2014 г. в ценах 2013 года с НДС, тыс. руб. 463792,67 2015
5. Сокол 220/110/35
кВ
125 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячеек
выключателя 220 кВ -
1 шт. 75441,79 Усиление
надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 6. Металлургическая 220/110/35
кВ
250 + 250
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячеек
выключателя 110 кВ -
2 шт. 91277,58 Замена по ТКЗ
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения Всего за 2015 г. в ценах 2013 года, тыс. руб. 166719,37 Всего за 2015 г. в ценах 2013 года с НДС, тыс. руб. 196728,86 2016
7. Металлургическая 220/110/35
кВ
250 + 250
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячеек
выключателя 110 кВ -
2 шт. 91277,58 Замена по ТКЗ
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения Всего за 2016 г. в ценах 2013 года, тыс. руб. 91277,58 Всего за 2016 г. в ценах 2013 года с НДС, тыс. руб. 107707,54 2017
8. Металлургическая 220/110/35
кВ
250 + 250
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячеек
выключателя 110 кВ -
3 шт. 136916,37 Замена по ТКЗ
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения Всего за 2017 г. в ценах 2013 года, тыс. руб. 136916,37 Всего за 2017 г. в ценах 2013 года с НДС, тыс. руб. 161561,32 Всего за 2014 - 2018 гг. в ценах 2013 года, тыс. руб. 787957,96 Всего за 2014 - 2018 гг. в ценах 2013 года с НДС, тыс.
руб. 929790,39 Примечание:
1) Стоимость ячейки выключателя включает:
Оборудование (60%).
Релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22%).
Ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%).
2) Стоимость ячейки трансформатора учитывает установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.), материалы, строительные и монтажные работы.
Таблица 7.19
Перечень линий электропередачи напряжением 220 кВ и 500 кВ
для нового строительства и РРТП, предусмотренного Схемой
развития в проектный период. Основные показатели
N Линия электропередачи Марка и
сечение
провода
(кабеля) Протяжен-
ность по
трассе,
км Коли-
чество
цепей Сроки
строи-
тель-
ства Стоимость
в ценах
2013 г.,
тыс. руб.
1 2 3 4 5 6 7
1. ВЛ 500 кВ НВАЭС-2 -
Елецкая АС 3х400 229,4 1 2014 В объеме
капзатрат
Схемы не
учитывается
2. Заход ВЛ 220 кВ от ВЛ
Металлургическая левая,
правая на ПС 220 кВ
Казинка (от ПС 500 кВ
Липецкая) АС-500 1,0 2 2014 11416,77
3. Заход ВЛ 220 кВ от ВЛ
Металлургическая левая,
правая на ПС 220 кВ
Казинка (от ПС 220 кВ
Металлургическая) АС-300 1,0 2 2014 8892,60
4. ВЛ 220 кВ
Металлургическая левая,
правая (от ПС 500 кВ
Липецкая до захода на ПС
220 кВ Казинка) -
реконструкция АС-500 18 2 2014 205501,87
5. ВЛ 220 кВ Борино -
Правобережная (3 линия) АС-400 11,9 1 2014 92107,28
Всего, в ценах II квартала 2013 года 317918,53
Всего, в ценах II квартала 2013 года, с НДС 375143,86
8. Электросетевые объекты 110 кВ на территории
Липецкой области
8.1. Общая характеристика электросетевых объектов 110 кВ,
находящихся на территории региона
Подстанции 110 кВ предназначены для создания ЦП распределительных сетей как 35 кВ, так и 6 - 10 кВ. Подстанции класса напряжения 110 кВ предназначены для электроснабжения потребителей крупных предприятий и населенных пунктов.
В таблице 8.1 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 110 кВ.
Таблица 8.1
Сводная информация по электросетевым объектам 110 кВ
по филиалу ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
Объект Кол-во, шт. Мощность, МВА Протяженность, км
ПС 110 кВ 55 1997,2 -
в том числе: -
110/35/6 кВ 4 296,6 -
110/35/10 кВ 27 701,9 -
110/6 кВ 10 477,3 -
110/10 кВ 12 361,4 -
110/10/6 кВ 2 160 ВЛ 110 кВ 68 - 2348,48
Из них на двухцепных опорах, с подвеской двух цепей (в том числе участки
ВЛ)
110 кВ 35 - 1442,67
Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.
Ниже в таблицах 8.2 и 8.3 представлены электросетевые объекты напряжением 110 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", подстанции и линии электропередач и их основные параметры. В таблицах 8.4 и 8.5 представлены электросетевые объекты напряжением 110 кВ, находящиеся на балансе сторонних организаций, подстанции и линии электропередач и их основные параметры.
Таблица 8.2
ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций
N
п/п Наименование Напряже-
ния, кВ Год
ввода
ПС Тех.
состоя-
ние Трансформаторы Схема РУ
высшего
напряже-
ния
N тип мощ-
ность,
МВА год
ввода тех.
сост. 1. Аксай 110/35/10 1984 уд. Т1 ТДТН 10 1984 удовл. 110-4
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1986 удовл. 2. Бугор 110/35/6 1934 хор. Т1 ТДТН 63 2011 хор. Нетиповая
110-5Н
110/35/6 Т2 ТДТН 63 2012 хор. 3. Вербилово 110/35/6 1978 уд. Т1 ТДТН 10 1974 непригод. 110-4
110/35/6 Т2 ТМТН 6,3 1990 хор. 4. В. Матренка 110/35/6 1977 уд. Т1 ТМТН 6,3 1978 удовл. 110-4
110/35/6 Т2 ТМТН 6,3 1981 удовл. 5. Гидрооборудование 110/10/6 1976 уд. Т1 ТРДН(С) 25 1976 удовл. 110-13
110/10/6 Т2 ТРДН(С) 25 1976 удовл. 110/35/6 Т3 ТДТНГ 31,5 1999 хорош. 6. ГПП-2 110/6 1986 уд. Т1 ТРДН 63 1986 удовл. 110-4
110/6 Т2 ТРДН 63 1986 хор. 7. Двуречки 110/10 1979 уд. Т1 ТМН 6,3 1980 удовл. 110-4
Т2 8. Добринка 110/35/10 1976 уд. Т1 ТДТН 16 1980 хор. 110-5
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1976 удовл. 9. Доброе 110/35/10 1983 уд. Т1 ТДТН 16 1983 хор. 110-4
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1985 удовл. 10. Казинка 110/35/10 1979 уд. Т1 ТДТН 16 1979 удовл. 110-4
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1981 удовл. 11. КПД 110/6 1987 уд. Т1 ТДН 10 1987 хор. 110-4
110/6 Т2 ТДН 16 2011 хор. 12. ЛТП 110/6 1987 уд. Т1 ТМН 6,3 1987 хор. 110-4
110/6 Т2 ТДН 10 1987 хор. 13. Никольская 110/35/10 1976 уд. Т1 ТМТН 6,3 1976 удовл. 110-4
110/35/10 Т2 ТМТН 6,3 1985 удовл. 14. Новая Деревня 110/35/10 1973 уд. Т1 ТДТН 10 1973 удовл. 110-4Н
110/35/10 Т2 ТМТН 6,3 1973 удовл. 15. Октябрьская 110/10 1997 хор. Т1 ТРДН 40 1997 хор. 110-4Н
110/10 Т2 ТРДН 40 2007 хор. 16. Привокзальная 110/6 1965 уд. Т1 ТДНГ 20 1970 удовл. Нетиповая
110/6 Т2 ТДНГ 20 1970 удовл. 110/6 Т3 ТРДН(С) 25 1977 удовл. 17. Ситовка 110/6 1983 уд. Т1 ТДН 10 1983 хор. 110-12
110/6 Т2 ТДН 10 1983 хор. 18. Тепличная 110/6 1980 уд. Т1 CGE 15 1980 хор. 110-4
110/6 Т2 CGE 15 1983 хор. 19. Усмань 110/35/10 1954 уд. Т1 ТДТН 16 1994 удовл. 110-12
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1975 неудовл. 20. Хворостянка 110/35/10 1976 уд. Т1 ТДТН 10 1978 хор. 110-4
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1978 удовл. 21. Хлевное 110/35/10 1981 уд. Т1 ТДТН 16 1981 удовл. 110-4
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1982 удовл. 22. Цементная 110/35/6 1963 уд. Т1 ТДТН 40 2012 хор. Нетиповая
110/6 Т2 ТРДН 32 1973 неудовл. 110/35/6 Т3 ТДТН 63 2011 хор. 23. Юго-Западная 110/10/6 1982 уд. Т1 ТДТН 40 1996 хор. 110-12
110/10/6 Т2 ТДТН 40 2004 хор. 24. Южная 110/10/6 1978 хор. Т1 ТДТН 40 1994 неудовл. 110-4Н
110/10/6 Т2 ТДТН 40 1992 удовл. 25. Манежная 110/10 2010 хор. Т1 ТРДН 40 2011 хор. 110-5АН
110/10 Т2 ТРДН 40 2010 хор. 26. Университетская 110/10 2009 хор. Т1 ТРДН 40 2011 хор. 110-4Н
110/10 Т2 ТРДН 40 2009 хор. 27. Трубная 2 110/6 1991 уд. Т1 ТРДН(С) 25 1991 хор. 110-4Н
110/6 Т2 ТРДН(С) 25 1991 удовл. Продолжение таблицы 8.2
ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций
N
п/п Наименование Напряже-
ния, кВ Год
ввода
ПС Тех.
состоя-
ние Трансформаторы Схема РУ
высшего
напряжения
N тип мощ-
ность,
МВА год
ввода тех.
сост. 1. Агрегатная 110/6 1977 уд. Т1 ТДН 16 1982 удовл. 110-4Н
110/6 Т2 ТДН 16 1977 удовл. 2. Волово 110/35/10 1993 хор. Т1 ТДТН 10 1993 удовл. 110-5
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1995 хор. 3. Гороховская 110/35/10 1974 уд. Т1 ТДТН 16 1974 удовл. 110-4
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1977 удовл. 4. Долгоруково 110/35/10 1970 уд. Т1 ТМТ 6,3 1970 удовл. 110-4
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1975 удовл. 5. Донская 110/35/10 1966 уд. Т1 ТДТН 10 1967 удовл. нетиповая
110-12
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1966 непригод. 6. Западная 110/6 1998 хор. Т1 ТРДН 40 1999 хор. 110-5АН
110/6 Т2 ТРДН 40 1992 удовл. 7. Измалково 110/35/10 1980 уд. Т1 ТДТН 10 1980 неудовл. 110-4
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1983 удовл. 8. Кашары 110/10 1972 хор. Т1 ТМН 2,5 1982 хор. 110-4
110/10 Т2 ТМН 6,3 1986 хор. 9. Лукошкино 110/10 1991 уд. Т1 ТМН 10 1990 хор. 110-4Н
110/10 Т2 ТМН 2,5 2008 хор. 10. Набережное 110/35/10 1973 уд. Т1 ТМТ 6,3 1973 удовл. 110-4
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1983 хор. 11. Табак 110/6 1981 уд. Т1 ТДН 16 1981 удовл. 110-4
110/6 Т2 ТДН 16 2011 хор. 12. Тербуны 110/35/10 1973 уд. Т1 ТДТН 10 1972 удовл. нетиповая
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1980 удовл. 13. Тербунский
гончар 110/10 2008 хорош. Т1 ТДН 25 2008 хор. 110-4Н
110/10 Т2 ТДН 25 2011 хор. Продолжение таблицы 8.2
ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций
N
п/п Наименование Напряже-
ния, кВ Год
ввода
ПС Тех.
состоя-
ние Трансформаторы Схема РУ
высшего
напряжения
N тип мощ-
ность,
МВА год
ввода тех.
сост. 1. Лебедянь 110/35/10 1964 уд. Т1 ТДТН 16 1968 удовл. 110-12
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1970 неудовл. 2. Лев Толстой 110/35/10 1964 уд. Т1 ТДТН 10 1972 удовл. 110-3
3. Чаплыгин
Новая 110/35/10 1996 хор. Т1 ТДТН 16 2006 хор. 110-9
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1996 хор. 4. Россия 110/35/10 1981 уд. Т1 ТДТН 16 1981 удовл. 110-4Н
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1989 удовл. 5. Компрессорная 110/35/10 1981 уд. Т1 ТДТН 16 1981 удовл. нетиповая
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1982 удовл. 6. Березовка 110/35/10 1983 уд. Т1 ТДТН 16 1983 хор. 110-5
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1994 удовл. 7. Нива 110/35/10 1986 уд. Т1 ТДТН 10 1986 хор. 110-4
110/10 Т2 ТДН 10 2003 хор. 8. Астапово 110/35/10 1986 уд. Т1 ТДТН 16 1986 удовл. 110-12
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1991 хор. 9. Химическая 110/35/10 1986 уд. Т1 ТДТН 16 1986 удовл. 110-12
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1986 удовл. 10. Ольховец 110/10 1978 уд. Т1 ТМН 2,5 1978 удовл. 110-4Н
110/10 Т2 ТМН 2,5 1982 удовл. 11. Куймань 110/10 1979 уд. Т1 ТМН 2,5 1979 удовл. 110-4
110/10 Т2 ТМН 2,5 1980 удовл. 12. Лутошкино 110/10 1983 уд. Т1 ТМН 2,5 1983 хор. 110-4
110/10 Т2 ТМН 2,5 1983 хор. 13. Круглое 110/10 1989 уд. Т1 ТМН 6,3 2008 хор. 110-4Н
110/10 Т2 ТМН 2,5 1991 хор. 14. Троекурово 110/35/10 1994 хор. Т1 ТДТН 10 1998 хор. 110-5АН
110/35/10 Т2 ТМТН 6,3 1998 хор. 15. Чаплыгин 110/35/10 1964 уд. Т2 ТМТ 6,3 1964 удовл. 110-4
Таблица 8.3
Воздушные линии 110 кВ, находящиеся на балансе филиала
ОАО "МРСК-Центра" - "Липецкэнерго". ВЛ 110 кВ Липецкого
участка службы воздушных линий
N
п/п Диспетчерское
наименование Наименование ВЛ Год
ввода
в
экспл. Протяженность,
км Тип провода Опоры Изоляция Грозозащитный
трос Прим.
(сост.
ВЛ)
Металлические Ж/бетонные Все-
го,
шт. В
т.ч.
анкер Тип
изоляторов Всего,
шт. Длина,
км Марка по
трассе по
цепям к-во тип к-во тип 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
1. 2А Северная -
Гидрооборудование 23,10 46,20 23 86 109 22 2985 23,1 Удовл.
1.1. уч-к N 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 N 1 - 108 прав. цепь 1980 23,10 23,10 АС-185 1 У110-1 - - 1 - - - С-50 2. Бугор Новая-Бугор с отп.
на ПС
Правобережная,
Октябрьская, ГПП-4 18,68 37,36 66 34 100 36 5138 18,68 Удовл.
2.1. уч-к ГПП-4-Бугор N 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. N 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 N 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 N 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 N 83 - 88 1966 0,20 0,40 АС-185 6 УТЛБ-8;
У110-2 - - 6 6 ПМ-4,5 192 0,2 С-50 2.6. отп. к ПС Правобережная 1966 1,20 2,40 АС-240 5 У2М;
УПМ110-1А 3 ПБ110-4 8 5 ПС-4,5 760 1,2 ТК-50 2.7. отп. к ПС Октябрьская 1997 0,15 0,30 АС-185 2 У110-2;
УС110-8 - - 2 2 ПС-70 240 0,15 ТК-50 3. В. Матренка Усмань -
В. Матренка 46,300 46,300 27 235 262 42 7424 46,534 Удовл.
3.1. уч-к N 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 N 21 - 263 1978 42,40 42,40 АС-120 25 У110-1;
У110-3н;
У110-1-14;
У110-2-5 215 ПБ110-5;
УБ110-7;
УБ110-1;
ПУСБ110-1 240 36 ПСГ-6А 6620 42,4 С-50 3.3. отп. к ПС Никольская 1985 0,300 0,300 АС-95 - - 1 ПБ110-5 1 - ПС-70Д 90 0,534 С-50 4. Вербилово Правобережная -
Вербилово 58,70 117,40 63 248 311 49 16659 58,7 Удовл.
4.1. уч-к N 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 N 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 N 1 -
131 1981 26,20 52,40 АС-95 14 У110-4;
У110-2 118 УБ110-2;
ПБ110-2;
ПБ110-8;
ПБ110-10 132 4 ПС-6Б 7203 26,2 ТК-50 4.4. отп. к ПС Вербилово 1977 0,250 0,500 АС-185 1 У110-2 5. Двуречки Северная - Двуречки
левая с отп. на ПС
Казинка 23,610 47,220 28 100 129 38 7644 23,310 Неуд.
5.1. уч-к N 1 - 74 1979 14,13 28,26 АЖ-120 13 У110-2;
У110-4;
УС110-8 64 ПБ110-2 77 19 ПФ-70Г
ПС-70 4344 14,13 ТК-50 Неуд.
5.2. отп. к ПС Казинка 1979 7,53 15,06 АЖ-120 11 У110-2;
У110-4;
УС110-2;
УС110-8 26 ПБ110-2 37 11 ПС-70
ПФ-70Г 2214 7,53 ТК-50 Неуд.
5.3. перемычка к ВЛ-110 кВ Усмань
N 1 - 13 1996 1,65 3,30 АС-120 3 У110-2 10 ПБ110-8;
УБ110-2;
ПЖ 14 7 ПС-120
ПС-70 1050 1,65 С-50 6. Добринка-1 Добринка -
В. Матренка 1978 28,90 28,90 АС-120 20 У110-3;
У110-1;
У110-2 152 ПБ110-5;
ПБ110-2 172 20 ПС6-Б 4939 28,9 С-50 Удовл.
7. Добринка-2 Хворостянка -
Добринка 26,72 26,72 13 142 155 16 4264 26,72 Удовл.
7.1. уч-к N 1 - 155 (новый) 1994 26,72 26,72 АС-120 13 У110-2;
У110-4 142 ПБ110-8 155 16 ПС-120
ПС-70Д 4264 26,72 ТК-50 8. Доброе Ситовка - Доброе 33,70 67,40 35 130 165 35 4542 33,7 Удовл.
8.1. уч-к N 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 N 4 - 165 1982 33,05 33,05 АС-120 33 У110-2 128 ПБ110-2 161 33 ПСГ-70 4500 33,045 "-" Неуд.
8.3. уч-к прав. цепь N 4 - 165 1986 33,05 АС-120 - - - - - - - - "-" 9. Кольцевая Новая -
Правобережная с
отп. на ПС Южная 19,81 39,62 58 39 97 35 6334 19,46 Удовл.
9.1. уч-к N 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 N 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 N 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 N 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 N 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 N 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 N 1 - 4
(откл. в норм. реж.) 0,350 0,700 АС-185 3 У110-2;
У110-1 1 ПБ110-4 4 3 ПФ-6 102 0,35 "-" 9.8. от оп. 31 к ПС 110 кВ Манежная
КЛ-110 кВ Манежная - лев. прав. 2011 0,625 -
лев.
0,54 -
прав. 1,165 ПвПу2г1*185/95/-64/110 10. ЛТЗ - левая,
правая Новая - ЛТЗ 1985 6,46 12,92 АС-400 24 У110-2;
У110-8;
П110-4 23 ПБ110-4 47 15 ПС-70Е
ПС-120Б
ПСГ-70Е 5015 6,46 ТК-50 Удовл.
11. ЛТП Ситовка - ЛТП с
отп. на ПС КПД 4,22 8,44 16 13 29 16 3147 4,14 Удовл.
11.1. уч-к N 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 N 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 N 11 - 12 1988 0,20 0,40 АС-120 - - - - - - - - - 12. Московская Правобережная -
Юго-Западная 9,70 19,40 23 39 62 22 4097 9,7 С-50 Удовл.
12.1. уч-к N 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 N 14 - 17 1982 0,55 1,10 АС-185 - - 3 ПБ110-8 3 - ПСГ-12 126 0,55 "-" 12.3. уч-к N 17 - 62 1993 6,85 13,70 АС-185 17 У110-2;
П110-6В 28 ПБ110-8 45 16 ПС-120 3251 6,85 "-" 13. Привокзальная Ситовка -
Юго-Западная с отп.
на ПС Привокзальная 15,82 31,64 38 59 97 31 6264 15,82 С-50 Удовл.
13.1. уч-к N 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 N 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 N 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 N 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 N 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 N 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 N 1 - 8 1980 0,66 1,32 АС-95, АС-120 5 У110-2 3 ПБ110-4 8 5 ПС-120 541 0,66 С-50 14. Промышленная
N 1 - 16 Металлургическая -
ТЭЦ-2 1996 3,42 3,42 АС-185 5 У110-2;
У110-2-14;
У110-2-9 0 - 5 5 ПС-120 390 1,17 ТК-50 Удовл.
15. Связь N 1 -
15 Северная -
Металлургическая 1969 2,02 4,04 АСО-300 11 П4М; У90 0 - 11 7 ПС-70Д
ПФЕ-11 1022 2,02 СТ-50 Удовл.
16. Сухая Лубна и
Лебедянь -
левая N 1 -
42 Правобережная -
Сухая Лубна и
Правобережная
Лебедянь с отп. на
Н. Деревня 1981 6,25 12,50 АЖ-120 9 У110-2 35 ПБ110-6 44 9 ПФ-6Б 2638 6,25 С-50 Удовл.
17. Трубная Ситовка - Трубная-2
с отп. на ПС
Тепличная 10,73 21,454 31 28 58 22 3768 10,73 Удовл.
17.1. уч-к N 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 N 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 N 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 N 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 N 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 N 1 - 9 (Т.О.
Труб. заводу) 1991 1,30 2,60 АС-95 9 У110-2;
П110-2 - - 9 7 П-4,5 550 1,3 С-50 18. ТЭЦ-2 ТЭЦ-2 -
Металлургическая 3,62 7,24 15 3 18 15 2472 3,62 Удовл.
18.1. уч-к N 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 N 7 - 18 1986 1,82 3,64 АС-185 11 У110-2 - - 11 11 ПСГ-70Д 1560 1,82 "-" 19. Усмань Усмань -
Гидрооборудование
с отп. на ПС
Никольская, Аксай и
перемычкой 84,66 131,72 36 463 499 56 21933 84,66 Удовл.
19.1. уч-к N 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 N 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 N 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 N 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 N 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 N 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 N 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
N 13 - 22 1996 1,10 2,20 АС-120 3 У110-2 6 ПБ110-8 9 3 ПС-70 848 1,1 ТК-50 20. Хворостянка Гидрооборудование -
Хворостянка 30,86 61,72 17 154 171 28 10072 61,72 Удовл.
20.1. уч-к N 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 N 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 N 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 N 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 N 1 - 29; N 37 - 171 (прав.) 1993 0,00 29,46 АС-95 - - - - - - ПС-70Д 4807 29,46 "-" 20.6. уч-к N 29 - 37 (правая цепь) 1993 0,00 1,40 АС-120 - - - - - - ПС-70Д 229 1,4 "-" 21. Цементная Сокол - Ситовка с
отп. на ПС
Цементная 19,95 39,90 45 51 96 34 4680 3,32 Удовл.
21.1. уч-к N 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 N 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 N 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 N 78 - 95 1980;
1989 3,23 6,46 АС-185 11 У110-2 6 ПБ110-4 17 11 ПФ-70
ПС-70 570;
4644 0,92 "-" 21.5. отп. на ПС Цементная 1962 0,10 0,20 АС-185 1 У110-2 - - 1 1 ПС-70 36 0,1 "-" 22. Центролит Правобережная -
Центролит 10,93 21,76 48 20 68 25 5345 10,914 Удовл.
22.1. уч-к N 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 N 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 N 1 -
30 2009 4,034 7,956 АС-185 14 УС110-2+5;
У110-2;
У110-2п 16 ПБ110-8;
ПЖ 30 15 ПС-120,
ПС-70Е,
ЛК70/110 2662 4,014 ТК-9,1 23. Чугун ТЭЦ-2 - Сокол 10,22 20,44 24 25 49 22 4233 10,22 Удовл.
23.1. уч-к N 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 N 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 N 44 - 48 1989 0,32 0,64 АС-185 4 У110-2 - - 4 4 ПС-120
ПСГ-70 548 0,4 ПС-50 ИТОГО по ВЛ-110 кВ 498,38 853,71 675 2079 2754 600 131858 510 Продолжение таблицы 8.3
Воздушные линии 110 кВ, находящиеся на балансе филиала
ОАО "МРСК-Центра" - "Липецкэнерго". ВЛ 110 кВ Лебедянского
участка службы воздушных линий
N
п/п Диспетчерское
наименование Наименование ВЛ Год
ввода
в
экспл. Протяженность,
км Тип
провода Опоры Изоляция Грозозащитный трос Прим.
(сост.
ВЛ)
Металлические Ж/бетонные Всего,
шт. В т.ч.
анкерн. Тип
изоляторов Всего,
шт. Длина Марка по
трассе по
цепям к-во тип к-во тип 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
1. Лебедянь
левая Правобережная -
Лебедянь 66,40 66,95 26 347 373 39 11211 66,6 Удовл.
1.1. уч-к N 202 - 372 1974 27,2 27,2 АС-150/24 19 У2-М-2; У-2;
У-4М;
У-110-2;
У4М+10;
У2М+10;
УС2-110-3;
У2+10;
У4+3,8; П4М 154 ПБ30-1 173 19 ПС-70Е 5161 27,2 ТК-50 Удовл.
1.2. уч-к N 1 - 202. Опоры N 1 - 2
относятся к ВЛ Сухая Лубна 1987 39,2 39,4 АС-150/24 7 У-4М;
УС-110-3;
У-110-1+9;
У-110-1;
У110-2 193 ПБ30-1;
УБ-110-7;
УБ-110-9 200 20 ПС-70Е 6050 39,4 ТК-50 Удовл.
1.3. отп. к ПС Куймань от N 246
(оп. 1-3) относятся к ВЛ -
110 кВ Лебедянь правая 1979 0 0,35 АС-150/24 ПС-70Е 2. Лебедянь
Правая Дон - Сухая
Лубна 16,85 37,55 14 67 81 14 5693 16,85 Удовл.
2.1. уч-к от N 188 до ПС Сухая
Лубна 1974 6,70 6,70 АС-150/24 3 У-110-1;
У-1-М 25 ПБ25-1 28 3 ЛК 70/110;
ПС-70Е 333 6,7 ТК-50 Удовл.
2.2. уч-к от N 50 - 187, опоры
внесены в Лебедянь левая от
N 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 N 49 1974 9,80 9,80 АС-150/24 9 У110-2т;
У110-2+9;
У-2; У2-2 40 ПБ 110-2 49 9 ПС-70Е 1494 9,8 ТК-50 Удовл.
2.4. отп. к ПС Куймань 1979 0,35 0,35 АС-150/19 2 У110-2;
У110-2+5 1 ПБ 110-2 3 2 ПС-70Е 206 0,35 ТК-50 Удовл.
3. Сухая Лубна Правобережная -
Сухая Лубна 45,8 45,8 21 210 231 17 6252 45,80 Удовл.
3.1. уч-к от N 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
N 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 (N 1 -
42) на балансе Липецкого
участка 1981 АЖ-120 4. Заход левая,
правая Дон - Лебедянь 11,90 23,80 15 41 56 15 4248 11,8 Удовл.
4.1. уч-к от ПС Дон до ПС Лебедянь
(Заход левая) 1983 11,90 11,90 АС-120-5,2
км;
АС-150-6,7
км 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-120-5,2
км;
АС-150-6,7
км ПС-70Е 2124 Удовл.
5. Машзавод
левая, правая Дон - Машзавод
с отп. на ПС
Нива 9,44 18,88 14 34 48 14 4300 9,40 Удовл.
5.1. уч-к N 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 N 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 N 12 1986 2,10 4,21 АС-120/19 4 У110-2;
У110-2+5 8 ПБ110-8 12 4 ПС70-Д;
ПС6А 948 2,10 ТК-50 Удовл.
уч-к. на ПС Машзавод 1986 0,04 0,08 АС-120/19 6. Химическая-1 Лебедянь -
Химическая 1979 28,90 28,90 АС-185/24 10 УА-110-2;
У-110-1;
У-110-1+5;
У-220-1 155 ПБ110-3,
УБ110-4;
УБ110-1 165 19 ЛК-70;
ПС-70Д 1491 28,9 ТК-50 Удовл.
7. Данков Химическая -
ТЭЦ 1979 1,89 4,80 АС-150/19 3 У 110-1 6 ПБ 110-1 9 3 ПМ-4,5 1248 1,93 ТК-50 Удовл.
уч-к от ПС Химическая до ПС
ТЭЦ (опоры от N 1 до N 14
внесены в ВЛ 110 кВ Заводская
левая) (опора N 24 внесена в
ВЛ 110 кВ ТЭЦ Доломитная) 8. ТЭЦ
Доломитная Химическая -
Доломитная, уч.
на ТЭЦ 1,60 6,00 4,00 5,00 9,00 4,00 1185,00 1,60 Хор.
8.1. уч-к от N 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 N 20
(опоры N 1 - 20 внесены в ВЛ
110 кВ Долмитная) 1986 0,00 4,40 АС-150/24 ПФ-70В 720 ТК-50 Хор.
9. Доломитная Химическая -
Доломитная, уч.
на ТЭЦ 1986 4,40 4,40 АС-150/19 4 У110-2-2;
У110-2+5 16 ПБ 110-2 20 4 ПФ-70В 856 4,4 ТК-50 Хор.
уч-к от ПС Химическая до N 20 10. Заводская
левая Химическая -
Заводская 1984 4,20 4,20 АС-150/19 6 У110-1;
У110-2 14 ПБ 110-2;
ПБ 110-1 20 6 ПФ-70В 800 4,2 ТК-50 Хор.
11. Заводская
правая Химическая -
Заводская 1984 4,20 4,20 АС-150/19 5 У110-1 15 ПБ 110-1 20 5 ПФ-70В 781 4,2 ТК-50 Хор.
12. Березовка Химическая -
Березовка 1984 52,70 52,70 АС-95/16 23 У110-2,
У110-2+5,
У110-2+14,
У110-2+9,
П110-4,
П110-1+4 286 ПБ 110-8 309 32 ПС-70Д 9400 52,70 С-50 Хор.
13. Золотуха Ольховец -
Круглое 1991 6,245 14,00 АС-120/19 4 У110-1 42 УБ110-1+1,
ПБ110-1;
ПБ110-5 46 8 ПС-70Д;
ЛК-70 1548 6,55 С-50 Хор.
уч-к от ПС Ольховец до ПС
Круглое (оп. от N 1 до N 43
внесены в ВЛ 110 кВ Круглое)
(опора N 90 внесена в ВЛ 110
кВ Ольховец) 14. Круглое Химическая -
Круглое 14,10 14,10 8 76 84 16 1414 14,11 Хор.
14.1. уч-к от ПС Химическая до оп.
N 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. N 43 до ПС
Круглое 1989 7,46 7,46 АС-120/19 5 У110-2 38 УБ110-1,
УБ110-2,
УБ110-4,
ПБ110-5,
ПБ110-6,
ПБ110-6-4 43 7 ПС-70Д;
ЛК-70 683 7,455 ТК-50 Хор.
15. Чаплыгин
Старая Лев Толстой -
Чаплыгин Старая 25,83 28,6 6 120 126 6 3921 25,83 15.1. уч-к от N 17 до ПС Чаплыгин
Старая 1967 25,83 25,83 АС-95/16 6 У110-1 120 ПБ110-3 126 6 ПМ-4,5 3288 25,831 ТК-50 Удовл.
15.2. уч-к от ПС Астапово до N 17
(опоры внесены в ВЛ 110 кВ
Троекурово) 1986 0,00 2,77 АС-95/16 ПМ-4,5 633 ТК-50 Хор.
16. Чаплыгин-1 Компрессорная -
Чаплыгин Новая 8,65 9,50 5 44 49 6 1944 8,65 16.1. уч-к от N 13 до N 50 1968 6,89 6,89 АС-150/24 0 36 УБ 110-1;
ПБ 110-5 36 1 ПС 70Б,
ПС-6Б, ПС
70Д 896 6,89 ТК-50 Удовл.
16.2. уч-к от N 50 до ПС
Компрессорная (опоры
относятся к ВЛ-110 кВ
"Компрессорная Левая") 2011 0,85 АС-150/24 ПС-70Е 384 ТК-9,1 Хор.
16.3. уч-к от ПС Чаплыгин Новая до
N 13 1968 1,77 1,77 АС-150/24 5 У110-2;
У110-2+5 8 ПБ110-2 13 5 ПС 70Д 664 1,77 ТК-50 Удовл.
17. Чаплыгин-2 Компрессорная -
Первомайская 21,60 22,45 9 106 115 13 3152 21,60 17.1. уч-к от N 8 до ПС
Первомайская 1968 21,60 21,60 АС-150/24 5 У 110-1;
У 1-М 102 УАБм60-1,
ПБ-25-1 107 9 ПС-70 Б;
ПС-4,5 2856 21,6 ТК-50 Удовл.
17.2. уч-к от ПС Компрессорная до
N 8 2011 0,00 0,85 АС-150/24 4 У110-1 4 ПБ 110-5 8 4 ПС-70 Е;
ЛК70/110 296 ТК-9,1 Хор.
18. Лутошкино
Левая Лебедянь -
Лутошкино с
отп. на ПС
Россия 50,60 50,60 25 238 263 30 13061 50 Неудовл.
18.1. уч-к от ПС Лебедянь до ПС
Лутошкино 1981 50,555 50,555 АЖ-120 -
13,3;
АС -
95/16 -
37,255 25 У110-2,
У110-4+5,
У110-2+5,
У110-2+9,
У110-4,
УС110-3 238 ПБ110-8,
УБ110-4,
УБ110-2 263 30 ЛК-70,
ПС-70Д,
ПФ-70Д 13061 50,45 С-50; ТК-50 Неудовл.
18.2. отп. до ПС Россия 1983 0,045 0,045 АС-95/16 19. Лутошкино
Правая Лебедянь -
Лутошкино с
отп. на ПС
Россия 0,61 50,61 1 3 4 4 282 0,61 Неудовл.
19.1. уч-к от ПС Лебедянь до ПС
Лутошкино (опоры N 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 Неудовл.
19.2. отп. до ПС Россия 1983 0,00 0,05 АС-95/16 20. Ольховец Дон - Ольховец 7,49 18,30 5 39 44 9 1284 7,49 Хор.
20.1. уч-к от N 12 до N 20, опоры
относятся к ВЛ 110 кВ Лев
Толстой 1978 0,00 1,30 АС-120/19 ЛК-70 18 Хор.
20.2. уч-к от N 20 до N 59, опоры
относятся к ВЛ 110 кВ Лев
Толстой 1978 0,00 7,44 АС-120/19 ЛК-70;
ПС-70Д 286 Хор.
20.3. уч-к от N 59 до ПС Ольховец 1978 7,49 7,49 АС-95/16 5 У110-2;
У110-1;
У110-1+9 39 УБ 110-1;
ПБ 110-8 44 9 ЛК-70;
ПС-70Д 751 7,49 С-50 Хор.
20.4. уч-к от ПС Дон до N 12, опоры
относятся к ВЛ 110 кВ Лев
Толстой 1978 0,00 2,071 АС-120/19 ЛК-70;
ПС-70Д 229 Хор.
21. Компрессорная
Правая Дон -
Компрессорная 8,59 63,10 5 39 44 5 9560 6,54 Хор.
21.1. уч-к от N 265 до N 304 1981 7,75 7,75 АС-120/19 4 У110-1 34 ПБ110-2 38 4 ПС-70Д 1040 5,7 ТК-50 Хор.
21.2. уч-к от ПС Дон до N 265,
опоры внесены в ВЛ 110 кВ
Компрессорная Левая 1981 0,00 49,63 АС-120/19 7428 АС-120; ТК-50 Хор.
21.3. уч-к от N 304 до ПС
Компрессорная (опоры N 304 -
N 333 внесены в ВЛ 110 кВ
Компрессорная Левая) 1981;
2011 0,84 5,72 АС-120/19 1 У110-1 5 ПБ110-5 6 1 ПС-70Е 1092 0,84 ТК-9,1 Хор.
22. Компрессорная
Левая Дон -
Компрессорная 1981;
2011 63,10 63,10 АС-120/19 34 У110-2П;
У110-2+14;
У110-2;
У110-4 307 ПБ110-8 341 34 ПС-70 9520 63,1 АС-120; ТК-50 Хор.
23. Лев Толстой Дон - Астапово 30,20 30,20 11 165 176 18 5586 30,20 Хор.
23.1. уч-к от N 12 до N 20 1990 1,30 1,30 АС-120/19 1 У110-4 6 ПБ110-8 7 1 ПС-70 232 1,297 ТК-9,1 Хор.
23.2. уч-к от N 169 до ПС Астапово
(опора N 177 внесена в ВЛ 110
кВ Чаплыгин) 1990 1,60 1,60 АС-120/19 3 У110-2 4 ПБ110-8 7 3 ПС-70 832 1,6 С-50 Хор.
23.3. уч-к от N 20 до N 60 1990 7,44 7,44 АС-120/19 2 У110-2;
У110-4 38 ПБ110-8 40 2 ПС-70 1088 7,442 ТК-9,1 Хор.
23.4. уч-к от N 60 до N 169 1990 17,79 17,79 АС-120/19 2 У110-1 108 УБ110-1;
УБ110-3;
ПБ110-8 110 9 ПС-70 2922 17,79 ТК-9,1 Хор.
23.5. уч-к от ПС Дон до N 12 1990 2,07 2,07 АС-120/19 3 У110-4;
У110-4+5 9 ПБ110-8 12 3 ПС-70 512 2,071 ТК-9,1 Хор.
24. Троекурово Астапово -
Троекурово отп.
Лев Толстой 34,93 34,93 18 181 199 28 6216 34,93 24.1. уч-к от N 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-70Д 5248 30,01 ТК-50 Хор.
24.2. уч-к от ПС Астапово до N 17 1986 2,77 2,77 АС-120/19 5 У110-2 12 ПБ110-8 17 5 ПС-70Д 664 2,769 ТК-50 Хор.
24.3. отп. к ПС Лев Толстой 1964 2,15 2,15 АС-120/19 1 У110-1 10 УБ110-1-1;
ПБ110-5 11 2 ПС-70Д 304 2,15 ТК-50 Удовл.
25. Чаплыгин Астапово -
Чаплыгин с отп.
на ПС Чаплыгин
Старая 36,38 45,90 23 162 185 25 7270 36,38 25.1. уч-к от N 152 до N 190 (опоры
внесены в ВЛ 110 кВ
Компрессорная Правая) 1994 0,00 7,75 АС-120/19 ПС-70Д 1272 ТК-50 Хор.
25.2. уч-к от ПС Астапово до N 152 1994 28,01 28,01 АС-120/19 19 У110-2+5;
У110-1+5;
У110-1+9;
У110-1 132 ПБ110-5 151 19 ПС-70Д 4680 28,01 ТК-50 Хор.
25.3. уч-к от N 190 до ПС Чаплыгин
Новая (опоры N 194 до ПС
Чаплыгин Новая внесены в ВЛ
110 кВ Чаплыгин-1) 1944 0,77 2,54 АС-120/19 1 У110-1 2 ПБ110-5 3 1 ПС-70Д 168 0,77 ТК-50 Удовл.
25.4. отп. к ПС Чаплыгин Старая 1994 7,60 7,60 АС-120/19 3 У110-1 28 УБ110-1;
ПБ110-5 31 5 ПС-70 Д 1150 7,60 ТК-50 Хор.
26. Заря Левая
Правая Компрессорная -
ОЭЗ
Чаплыгинская 11,80 23,60 18 67 85 18 2630 11,80 Хор.
26.1. уч-к от ПС Компрессорная до
ОЭЗ Чаплыгинская (ВЛ 110 кВ
Заря Левая) 2011 11,80 11,80 АС 185/29 18 У110-2;
У110-2+5;
У110-2+9;
У110-2+14 67 ПБ110-8;
ПБ110-6В 85 18 ПС-120Б
(натяжные);
ЛК
70/110-В4
(подвесные) 1315 11,80 ОКГТ-ц-1-6(G.652)-11.1/68 Хор.
26.2. уч-к от ПС Компрессорная до
ОЭЗ Чаплыгинская (ВЛ 110 кВ
Заря Правая), опоры относятся
к ВЛ 110 кВ Заря Левая 2011 0,00 11,80 АС 185/29 ПС-120Б
(натяжные);
ЛК
70/110-В4
(подвесные) 1315 Хор.
ИТОГО по ВЛ-110 кВ 568,41 767,17 317 2785 3102 392 114853 566,62 Продолжение таблицы 8.3
Воздушные линии 110 кВ, находящиеся на балансе филиала
ОАО "МРСК-Центра" - "Липецкэнерго". ВЛ 110 кВ Елецкого
участка службы воздушных линий
N
п/п Диспетчерское
наименование Наименование ВЛ Год
ввода
в
экспл. Протяженность,
км Тип
провода Опоры Изоляция Грозозащитный трос Прим.
(сост.
ВЛ)
Металлические Ж/бетонные Всего,
шт. В т.ч.
анкерн. Тип
изоляторов Всего,
шт. Длина Марка по
трассе по
цепям к-во тип к-во тип 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
1. Волово Тербуны 220 -
Волово 41,00 41,02 22 213 235 30 6594 41,00 удовл.
1.1. уч-к по оп. ВЛ 110 кВ
Набережная (ПС Тербуны 220 -
оп. 1, двухцепной уч-к) 1992 0,02 АС-150 0 ПС70-Д 54 1.2. оп. 1 - 234 ПС Волово
добавлены 2 мет. оп. переуст.
для ПС Гончар 1992 41,00 41,00 АС-120 22 У110-1,
У110-1+9,
У110-2+5 213 ПБ110-5,
УБ110-13,
УСБ110-5,
УБ110-1-1 235 30 ПС70-Д 6540 41 С-50 2. Гороховская Донская -
Гороховская с
отв. на ПС
Кашары 26,10 52,20 20 110 130 20 7440 26,10 удовл.
2.1. ВЛ 110 кВ Гороховская - левая
по опорам Гороховская -
правая (оп. N 1 - 130
Донская - Гороховская,
двухцепной уч-к) 1978 26,10 АС-95 0 ПС6-Б
ПС70-Д 3720 2.2. ВЛ 110 кВ Гороховская -
правая совместный подвес с ВЛ
110 кВ Гороховская - левая
(оп. N 1 - 130 Донская -
Гороховская, двухцепной уч-к) 1970 26,10 26,10 АС-120 20 ЦУ-2, У-2
М 110 ПБ110-2,
ПБ-26, ФД1 130 20 ПС6-Б
ПС70-Д 3720 26,1 ТК-50 3. Долгоруково и
Тербуны с
совместным
подвесом
Тербуны -
новая Елец - Тербуны
с ответвлением
на Долгоруково.
Елец 220 -
Хитрово.
Тербуны 220 -
Долгоруково с
отп. на Тербуны 56,46 112,37 40 280 320 40 17610 56,06 удовл.
3.1. ВЛ 110 кВ Долгоруково
совместный подвес с ВЛ 110 кВ
Тербуны - новая - (ПС Елецкая
220 оп. N 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. N 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. N 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. N 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. N
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. N 195 -
208, двухцепной уч-к) 1983 2,30 2,30 АС-150 1 УС110-8 12 ПБ110-2 13 1 ПС70-Д 342 2,3 С-50 3.8. ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по
опорам Долгоруково (оп. N
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. N 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. N 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. N 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. N 111 - 113
ПС Тербуны 220, двухцепной
уч-к) 1992 0,06 АС-150 0 ПС70-Д 108 4. ВЛ 110 кВ
Донская с
отпайкой на
ПС Лукошкино Правобережная -
Донская с
отпайкой на ПС
Лукошкино 73,26 146,52 54 358 412 53 19699 73,26 удовл.
4.1. ВЛ 110 кВ Донская - левая
(ВО), правая; (оп. N 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. N 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. N 47 - 227) 1984 33,15 66,30 АС-185 17 П-110-6
У110-2 163 ПБ-110-8 180 19 ПС-70 8594 33,15 С-50 4.4. ВЛ 110 кВ Донская - левая
(ВО), правая (оп. N 227 -
347) 1986 23,00 46,00 АС-185 14 УС-8
У110-2 116 ПБ-110-8 130 14 ПСГ-70 5975 23,5 С-50 4.5. ВЛ 110 кВ Донская - левая
(ВО), правая (оп. N 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. N 206 -
11 - отпайка к ПС Донская) 1967 2,00 4,00 АС-95 2 У110-2 9 ПБ-30 11 2 П-4,5 574 2 С-50 4.7. ВЛ 110 кВ Лукошкино левая
(ВО), правая (оп. 273 - 26 ПС
Лукошкино, двухцепной уч-к) 1988 3,06 6,12 АС-70 4 УС110-8,
У110-2 22 ПБ110-2,
УБ110-2 26 5 ПС6-Б 1140 3,06 ТК-50 5. ВЛ 110 кВ
Заречная Елецкая-220 -
Елецкая ТЭЦ 3,50 7,00 12 7 19 8 1630 3,50 удовл.
5.1. ВЛ 110 кВ Заречная левая
(ВО), правая (ПС Елецкая -
оп. 1 - 12, двухцепной уч-к) 1970 1,40 2,80 АС-185 4 ЦУ-2, ЦУ-4 7 ПБ30-2 11 4 ПМ-4,5,
ЛС-11 895 1,4 ТК-50 5.2. ВЛ 110 кВ Заречная левая
(ВО), правая (оп. 12 - 19
ТЭЦ, двухцепной уч-к) 1961 2,10 4,20 АС-185 8 КТЛБ8-1,
АЛБ8-1,
АБКБ-2,
УШ6Б-10 - 8 4 ПМ-4,5,
ЛС-11 735 2,1 ТК-50 6. ВЛ 110 кВ
Елецкая -
тяговая левая Елецкая-220 -
Елец тяговая 8,14 8,14 8 35 43 19 1602 7,60 удовл.
6.1. ВЛ 110 кВ Елец тяга - левая
(ПС Елецкая 220 оп. 1 - 43 ПС
Елец - тяговая) 1990 8,14 8,14 АС-150/24 8 У110-1,
У110-1+14,
УС110-3,
У110-2+14,
УС110-8 35 ПБ110-5,
УСБ110-25,
ПСБ110-1,
УБ220-9-1,
УБ220-7-1 43 19 ПС70-Д 1602 7,6 ПС-50 7. ВЛ 110 кВ
Елецкая -
тяговая
правая Елецкая-220 -
Елец тяговая 8,36 8,36 9 36 45 20 1680 7,60 удовл.
7.1. ВЛ 110 кВ Елец тяга - правая
(оп. 45 - 1 ПС Елец -
тяговая) 1990 8,36 8,36 АС-150/24 9 У110-1,
У110-1+14,
УС110-3+9,
У110-2+14,
У110-1+9 36 ПБ110-5,
УСБ110-25,
ПСБ110-1,
УСБ110-23 45 20 ПС70-Д 1680 7,6 ПС-50 8. ВЛ 110 кВ
Измалково Елецкая-220 -
Измалково 51,50 103,00 31 211 242 37 13836 51,50 удовл.
8.1. ВЛ 110 кВ Измалково - правая
по опорам ВЛ Измалково -
левая (оп. 1 - 242 ПС Елецкая
220 - ПС Измалково,
двухцепной уч-к) 1985 51,50 АС-120 0 ПФ6-Е,
ПС70-Д 6918 8.2. ВЛ 110 кВ Измалково - левая
совместный подвес с ВЛ
Измалково-правая (оп. 1 - 242
ПС Елецкая 220 - ПС
Измалково, двухцепной уч-к) 1979 51,50 51,50 АС-120 31 У110-2,
У110-4,
У110-4+9,
У110-2+14,
П110-4,
ПС220 -
2У110 211 ПБ110-8 242 37 ПФ6-Е,
ПС70-Д 6918 51,5 ТК-50-40,45
км
АС-120-11,05
км 9. ВЛ 110 кВ
Касторная Набережное -
Касторное
(Курск. эн.
сист.) 25,62 26,90 16 91 107 16 3276 28,80 удовл.
9.1. ВЛ 110 кВ Касторная по опорам
ВЛ 110 кВ Набережная (ПС
Набережная оп. 1 - 7,
двухцепной уч-к) 1971 1,28 АС-95 0 ПФЕ6-Б,
ПМ-4,5 228 9.2. ВЛ 110 кВ Касторная (оп. 7 -
114 ПС Касторная) 1971 25,62 25,62 АС-95 16 У1МН,
У5МН,
У5МН-2 91 ПБ25-1 107 16 ПФЕ6-Б,
ПМ-4,5 3048 28,8 С-50 10. ВЛ 110 кВ
Компрессорная Елецкая-220 -
КС-7А 12,00 24,00 29 24 53 18 2872 12,00 удовл.
10.1. ВЛ 110 кВ Компрессорная -
левая (ВО), правая
(ПС Елецкая - оп. 1 - 40,
двухцепной уч-к) 1976 8,90 17,80 АС-185 16 У110-2,
П110-4,
У110-2+9 24 ПБ28 40 14 ПС6-А,
ПС12-А 2218 8,9 ТК-50 10.2. ВЛ 110 кВ Компрессорная -
левая (ВО), правая (оп. 40 -
53 ПС КС-7А, двухцепной уч-к) 1961 3,10 6,20 АС-185 13 ПЛБ7-1,
АЛБ8-1,
УТБ8-1,
УШЛБ8-1,
КТЛБ8-1 13 4 ПМ-4,5,
ПС70-Д 654 3,1 ТК-50 11. ВЛ 110 кВ
Набережная Тербуны 220 -
Набережное с
отпайкой на
Тербунский
гончар 30,05 35,89 26 118 144 25 4580 31,15 удовл.
11.1. ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ
Набережная совместный подвес
с ВЛ 110 кВ Волово (ПС
Тербуны 220 - оп. 1,
двухцепной уч-к) 1992 0,02 0,02 АС-150 1 У110-2 - 1 1 ПС70-Д 54 11.2. ВЛ 110 Набережная (оп. 2 -
оп. 44) 1992 6,84 6,84 АС-120 7 У110-1,
У110-2,
У110-1+9 36 ПБ110-5,
УБ110-13 43 6 ПС70-Д 1214 6,84 С-50 11.3. ВЛ 110 Набережная (оп. 45 -
оп. 117) 1971 18,27 18,27 АС-95 6 У1МН 66 ПБ25-1 72 6 ПФЕ6-Б,
ПМ-4,5 1908 18,27 С-50 11.4. ВЛ 110 кВ Набережная
совместный подвес с ВЛ 110 кВ
Касторная (оп. 117 - 123 ПС
Набережная, двухцепной уч-к) 1971 1,28 1,28 АС-95 2 У2МН 5 ПБ30-1 7 2 ПФЕ6-Б,
ПМ-4,5 228 1,3 С-50 11.5. отпайка на ПС Тербунский
Гончар 2007 3,64 9,48 АС-150 10 У110-2,
У110-2+5,
УС110-8,
У110-2С+9 11 ПБ110-2 21 10 ПС-120,
ЛК110/40 -
66 шт. 1176 4,74 ТК-50 12. ВЛ 110 кВ
Становая Елецкая-220 -
Становая с
отпайкой на
Тростное 29,00 58,00 99 22 121 35 7500 29,00 неуд.
12.1. ВЛ 110 кВ Становая левая
(ВО), правая (ПС Елецкая -
оп. 1 - 16, двухцепной уч-к) 1969 3,40 6,80 АС-185 9 У6М, У4м,
У4м+10,
П27М+3,8,
У6М-3,
У6М-1 7 ПБ30-2 16 7 ЛС-11,
ПС-120,
ПС-4,5,
ПС-70Д 1104 3,4 ТК-50 неуд.
12.2. ВЛ 110 кВ Становая левая
(ВО), правая (оп. 16 - оп.
36, двухцепной уч-к) 1961 4,00 8,00 АС-185 17 УШ6ПБ8-1,
ПЛБ7-1,
УТЛБ8-1 3 ПБ110-8 20 8 ПС-120,
ПМ-4,5,
ПФЕ-4,5,
ПС70-Д,
ЛС-11 1344 4 ТК-50 неуд.
12.3. ВЛ 110 кВ Становая левая
(ВО), правая (оп. 36 - оп.
65, двухцепной уч-к) 1976 5,60 11,20 АС-150 17 У110-2+9,
У110-2,
П110-2 12 ПБ-28 29 10 ПФ6-В,
ПС6-Б,
ПС12-А 1824 5,6 ТК-50 неуд.
12.4. ВЛ 110 кВ Становая левая
(ВО), правая (оп. 65 - 121
ПС Становая, двухцепной уч-к) 1963 16,00 32,00 АС-150 56 П-2,
У110-2+9,
У-2, У-6,
У110-2П - 56 10 ПФЕ-4,5,
ПС-120,
ПС70-Д 3228 16 ТК-50 неуд.
13. ВЛ 110 кВ
Табак Елецкая-220 -
Табак 6,50 13,00 20 19 39 18 3000 6,50 удовл.
13.1. ВЛ 110 кВ Табак - левая по
опорам Табак - правая (ПС
Елецкая 220 оп. 1 - 39 ПС
Табак, двухцепной уч-к) 1981 6,50 АС-120 0 ПС6-А 1500 13.2. ВЛ 110 кВ Табак - правая
совместный подвес с ВЛ 110 кВ
Табак-левая (ПС Елецкая 220
оп. 1 - 39 ПС Табак,
двухцепной уч-к) 1981 6,50 6,50 АС-120 20 У110-2,
У110-4,
П110-4 19 ПБ110-2,
ПБ110-8 39 18 ПС6-А 1500 6,5 ТК-50 14. ВЛ 110 кВ
Тербуны - II Тербуны-220 -
Тербуны-110 0,67 0,67 5 2 7 3 258 0,69 удовл.
14.1. ВЛ 110 кВ Тербуны-II (ПС
Тербуны 110 оп. 1 - 3) 1971 0,37 0,37 АС-95 3 П1МН, У1МН 3 1 ПФЕ6-Б,
ПС-70Д 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-70Д 48 0,378 С-50 14.3. ВЛ 110 кВ Тербуны-II -
Тербуны (оп. 5 - 7 ПС Тербуны
220 - совмест. подвес с ВЛ
Тербуны; двухцепной уч-к) 1992 0,06 0,06 АС-150 2 У110-2 - 2 2 ПС70-Д 108 0,057 С-50 15. ВЛ 110 кВ
Тербуны -
тяговая Тербуны-220 -
Тербуны -
тяговая 3,10 3,10 9 11 20 7 690 3,10 удовл.
15.1. ВЛ 110 кВ Тербуны - тяга
совместный подвес с
Касторная - тяга - баланс жд
(ПС Тербуны 220 оп. 1 - 20 ПС
Тербуны-тяг.) 1993 3,10 3,10 АС-150/24 9 У110-2,
У110-4,
У110-2+9,
У110-2+5,
П100-6В 11 ПБ110,
ПБ110+8 20 7 ПС70-Д 690 3,1 ТК-50 16. ВЛ 110 кВ
Хитрово -
тяга - левая ВЛ 110 кВ
Долгоруково -
Хитрово -
тяговая 8,80 8,80 5 46 51 7 1434 8,80 удовл.
16.1. ВЛ 110 кВ Хитрово тяга -
левая (оп. 75 - 126 ПС
Хитрово - тяг.) 1988 8,80 8,80 АС-150 5 У110-1,
У110-1+5 46 УБ110-1-10,
ПБ110-5 51 7 ПС70-Д 1434 8,8 С-50 17. ВЛ 110 кВ
Хитрово -
тяга - правая ВЛ 110 кВ
Долгоруково -
Хитрово -
тяговая 8,80 8,80 4 46 50 6 1380 8,80 удовл.
17.1. ВЛ 110 кВ Хитрово тяга -
правая (оп. 279 - 329 ПС
Хитрово - тяг.) 1988 8,80 8,80 АС-150 4 У110-1,
У110-1+5 46 УБ110-1-10,
ПБ110-5 50 6 ПС70-Д 1380 8,8 С-50 18. ВЛ 110 кВ
Центральная Елецкая ТЭЦ -
Западная с
отпайкой на
Агрегатную 9,80 19,60 42 4 46 23 2402 9,74 удовл.
18.1. ВЛ 110 кВ Центральная -
левая (ВО), правая (ТЭЦ - ПС
Западная оп. 1 - 20,
двухцепной уч-к) 1963 4,10 8,20 АС-185 20 У110-2,
У2, П2,
КТЛБ8-1,
У6,
УС110-8 ПБ110-1 20 13 ПС70-Д,
П-4,5,
ПС-4,5 1111 4,1 ТК-50 18.2. ВЛ 110 кВ Центральная - левая
(ВО), правая (оп. 20 - 27,
двухцепной уч-к) 1963,
1996 1,10 2,20 АС-150 6 У2, П2,
УС110-8,
У110-2 - 6 3 ПС-120,
П-4,5,
ПС-4,5,
ПС-70Д 204 1,1 ТК-50 18.3. ВЛ 110 кВ Центральная -
левая (ВО), правая (оп. 27 -
32 ПС Агрегатная, двухцепной
уч-к) 1976 0,85 1,70 АС-95 2 У110-2,
У110-8 4 ПБ110-2 6 2 ПС6-Б 279 0,788 ПС-50 18.4. ВЛ 110 кВ Центральная - левая
(ВО), правая (оп. 27 - оп.
41 - не действ., двухцепной
уч-к) 1963 3,75 7,50 АС-150 14 П2, У6,
У110-2 - 14 5 ПФЕ-4,5,
П-4,5,
ПС-4,5,
ПС-120 808 3,75 ТК-50 19. ВЛ 110 кВ
Елец - тяга -
правая и
Хитрово -
тяга -
правая -
недействующий
уч-к Тербуны-220 24,90 49,80 18 143 161 20 8928 24,90 удовл.
19.1. ВЛ 110 кВ Хитрово тяга -
правая с совместным подвесом
Елец тяга - правая (ПС
Тербуны 220 оп. 1 - 161,
двухцепной уч-к) 1993 24,90 24,90 АС-150 18 У110-2,
У110-4+5,
У110-4,
П110-6в,
У110-2+9,
УС110-8,
У110-2-5 143 ПБ110-8,
УБ10-2 161 20 ПС70-Д 4464 24,9 ТК-50 19.2. ВЛ 110 кВ Елец тяга - правая
по опорам Хитрово тяга -
правая - (оп. 161 - 1 ПС
Тербуны 220, двухцепной уч-к) 1993 24,90 АС-150 0 ПС70-Д 4464 ИТОГО по ВЛ 110 кВ 427,6 727,2 469 1776 2245 405 106411 430,1 Всего 1494,39 2348,48 1461 6640 8083 1397 353122 1506,7 Выделены участки ВЛ, находящиеся в эксплуатации больше нормативного срока.
В таблицах 8.4, 8.5 представлена информация об электросетевых объектах, находящихся на балансе сторонних организаций.
Таблица 8.4
ПС 110 кВ, находящиеся на балансе других организаций
Собственник ПС 110 кВ Мощность
трансформаторов,
кВА
ООО "Лонгричбизнес" 110/35/10 кВ Центролит Т1/20000
Т2/20000
ООО "Техноинжиниринг" 110/6 кВ Трубная-1 Т1/16000
Т2/16000
ОАО "Силан" 110/6 кВ Заводская Т1/10000
Т2/10000
ОАО "Доломит" 110/6 кВ Доломитная Т1/10000
Т2/10000
ООО "ЛеМАЗ" 110/10 кВ Машзавод Т1/10000
Т2/16000
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д. 110/35/27,5 кВ Хитрово -
тяговая Т1/40000
Т2/40000
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д. 110/35/27,5 кВ Елец -
тяговая Т1/40000
Т2/40000
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д. 110/35/27,5 кВ Тербуны -
тяга Т1/40000
Т2/40000
ООО
"ТранснефтьЭлектросетьСервис" 110/35/6 кВ Становая. ОРУ
35 кВ принадлежит РСК Т1/40000
Т2/40000
ООО
"ТранснефтьЭлектросетьСервис" 110/6 кВ Сухая Лубна Т1/40000
Т2/40000
ОАО "ФСК-ЕЭС" 110/10 кВ Тростное <*>Т/6300
ОАО "Мострансгаз" (Донское
УМГ) 110/6 КС-7А Т1/40000
Т2/40000
ОАО "Энергия" 110/6 Крона Т1/25000
Т2/25000
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д. 110/27,5/10 Урусово Т1/20000
Т2/20000
ОАО "Завод Железобетон" 110/10 кВ ГПП-11 Т1/16000
Т2/16000
ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол" 110 кВ ГПП-1 Т1/63000
Т2/63000
ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк" 110/10 кВ ОЭЗ Т1/40000
Т2/40000
--------------------------------
<*> ПС 110/10 кВ Тростное является подстанцией собственных нужд для ПС 500 кВ Елецкая.
Продолжение таблицы 8.4
ГПП ОАО "Новолипецкого металлургического комбината"
N ГПП N тр-ра Тип тр-ра S н. тр-ра, МВА U н. тр-ра, кВ
ГПП-1 1Т ТДТН 63 115/38,5/11
2Т ТДТН 63 115/38,5/11
3Т ТДТН 80 115/38,5/11
ГПП-2 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
3Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
ГПП-3 1Т ТДТН 63 115/38,5/11
2Т ТДТН 63 115/38,5/11
3Т ТДТГ 60 115/38,5/11
ГПП-4 1Т ТРДН 63 115/11/6,6
2Т ТРДН 63 115/11/6,6
ГПП-5 1Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
ГПП-6 1Т ТРДН 40 115/10,5/10,5
2Т ТРДН 40 115/10,5/10,5
ГПП-7 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
3Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
ГПП-8 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦНКМ 63/100 115/10,5/10,5
3Т ТРДЦНКМ 63/100 115/10,5/10,5
4Т ТРДЦНКМ 63/100 115/10,5/10,5
ГПП-9 1Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
3Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
ГПП-10 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
3Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
4Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
ГПП-12 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
ГПП-15-1 1Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
ГПП-15-2 1Т ТРДЦН 100 230/11/11
2Т ТРДЦН 100 230/11/11
ГПП-16 1Т ТДЦТНК 63 115/11/6,6
2Т ТДЦТНК 63 115/11/6,6
ГПП-17 1Т ТДЦТНК 63 115/11/6,6
2Т ТДЦТНК 63 115/11/6,6
3Т ТДЦТНК 63 115/11/6,6
ГПП-18 1Т ТРДН 40 115/6,3/6,3
2Т ТРДН 40 115/6,3/6,3
3Т ТРДН 80 115/10,5/10,5
ГПП-19 1Т ТДЦНМ 160/250 110/35
2Т ТДЦНМ 160/250 110/35
ГПП-20 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
ГПП-21 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
В таблице 8.5 представлена информация по ЛЭП 110 кВ, находящимся на балансе сторонних потребителей.
Таблица 8.5
ВЛ 110 кВ, находящиеся на балансе сторонних потребителей
N ВЛ Наименование
ВЛ Марка провода Протяжен-
ность, км
ОАО "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 ОАО "НЛМК"
3. Новая - ТЭЦ НЛМК ТЭЦ - левая АСКС-500 6,4
4. Новая - ТЭЦ НЛМК ТЭЦ - правая АСКС-500 6,4
5. Новая - РП1 РП-11 АСКС-500 6,7
6. Новая - РП1 РП-13 АСКС-500 6,7
7. ТЭЦ - РП1 Цепь N 1 АСО-500 1,486
Цепь N 2 АСО-500 1,486
8. КВЛ п/ст Северная -
ГПП18 Цепь N 1 АСО-500/АПвВнг-3(1х800) 1,58/0,66
Цепь N 2 АСО-500/АпвВнг-3(1х800) 1,58/0,57
9. КВЛ ГПП18 - РП1 Цепь N 1 АСО-500/АПвВнг-3(1х800) 5,193/0,51
Цепь N 2 АСО-500/АпвВнг-3(1х800) 5,193/0,51
10. ТЭЦ НЛМК - ГПП1 АСО-500 2,4
11. Северная - ГПП1 ГПП-1 АСКС-500 7,6
12. Северная - ГПП17 АС-185 1,2
МСАШВ-3(1х150) 0,43
13. Новая - ГПП17 АС-185 3,8
МСАШВ-3(1х150) 0,36
14. ТЭЦ НЛМК - ГПП17 АС-185 3,33
МСАШВ-3(1х150) 0,465
15. Металлургическая -
РП2 Прокатная
левая АС-500 3,7
16. Металлургическая -
РП2 Прокатная
правая АС-500 3,7
17. Металлургическая -
ТЭЦ2 ТЭЦ-2 -
правая АС-185 3,62
18. Металлургическая -
ТЭЦ2 ТЭЦ-2 -
левая АС-185 3,62
19. Металлургическая -
ТЭЦ2 Промышленная АС-185 2,26
АС-185 1,17
20. ТЭЦ-2 - РП2 РП-2 - левая АС-500 6
21. ТЭЦ-2 - РП2 РП-2 -
правая АС-500 6
22. Металлургическая -
ГПП3 ГПП-3 левая АСО-400 4,6
23. Металлургическая -
ГПП3 ГПП-3 правая АСО-400 4,6
24. Металлургическая -
ГПП5 ГПП-5 -
правая АС-185 2,61
25. ТЭЦ-2 - ГПП-5 ГПП-5 -
левая АС-185 1,53
26. ТЭЦ-2 - ГПП-6 ГПП-6 -
правая АСКС-185 2,6
27. ТЭЦ-2 - ГПП-6 ГПП-6 -
левая АСКС-185 2,6
28. Ответвление на ГПП-4 2АС-185 2,5
ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"
29. ГПП-1 (Свободный
сокол) - Сокол ГПП-1 -
правая 30. ГПП-1 (Свободный
сокол) - Сокол ГПП-1 -
левая 31. Отпайка от ВЛ
Двуречки Левая,
Правая к ПС ОЭЗ
Липецк отп. к ПС
ОЭЗ Липецк АС-120 0,3
В таблице 8.6 представлена информация по техническому состоянию ПС 110 кВ, находящихся на балансе ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" и находящихся в эксплуатации больше нормативного срока.
Таблица 8.6
Техническое состояние ПС 110 кВ, находящихся в эксплуатации
больше нормативного срока
Липецкий участок службы подстанций
N
п/п Наименование Напряже-
ния, кВ Год
вво-
да
ПС Срок
служ-
бы ПС Тех.
состоя-
ние Трансформаторы
N тип мощ-
ность,
МВА год
вво-
да срок
служ-
бы тех.
сост.
1. Аксай 110/35/10 1984 29 уд. Т1 ТДТН 10 1984 29 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1984 29 удовл.
2. Бугор 110/35/6 1934 79 хор. Т1 ТДТН 63 2011 2 хор.
110/35/6 Т2 ТДТН 63 2012 1 хор.
3. Вербилово 110/35/6 1978 35 уд. Т1 ТДТН 10 1978 35 непригод.
110/35/6 Т2 ТМТН 6,3 1978 35 удовл.
4. В. Матренка 110/35/6 1977 36 уд. Т1 ТМТН 6,3 1977 36 хорош.
110/35/6 Т2 ТМТН 6,3 1977 36 хорош.
5. Гидрооборудование 110/10/6 1976 37 уд. Т1 ТРДН 25 1978 35 удовл.
110/10/6 Т2 ТРДН 25 1976 37 удовл.
110/35/6 Т3 ТДТНГ 31,5 1999 14 неудовл.
6. ГПП-2 110/6 1986 27 уд. Т1 ТРДН 63 1986 27 удовл.
110/6 Т2 ТРДН 63 1986 27 хор.
7. Двуречки 110/10 1979 34 уд. Т1 ТМН 6,3 1979 34 удовл.
Т2 8. Добринка 110/35/10 1976 37 уд. Т1 ТДТН 16 1976 37 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1976 37 хорош.
9. Доброе 110/35/10 1983 30 уд. Т1 ТДТН 16 1983 30 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1983 30 удовл.
10. Казинка 110/35/10 1979 34 уд. Т1 ТДТН 16 1979 34 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1979 34 удовл.
11. КПД 110/6 1987 26 уд. Т1 ТДН 10 1987 26 хор.
110/6 Т2 ТДН 16 2011 2 хор.
12. ЛТП 110/6 1987 26 уд. Т1 ТМН 6,3 1987 26 хор.
110/6 Т2 ТДН 10 1987 26 хор.
13. Никольская 110/35/10 1976 37 уд. Т1 ТМТН 6,3 1976 37 удовл.
110/35/10 Т2 ТМТН 6,3 1976 37 удовл.
14. Новая Деревня 110/35/10 1973 40 уд. Т1 ТДТН 10 1973 40 удовл.
110/35/10 Т2 ТМТН 6,3 1973 40 удовл.
15. Привокзальная 110/6 1965 48 уд. Т1 ТДНГ 20 1964 49 удовл.
110/6 Т2 ТДНГ 20 1965 48 удовл.
110/6 Т3 ТРДН 25 1977 36 удовл.
16. Ситовка 110/6 1983 30 уд. Т1 ТДН 10 1985 28 удовл.
110/6 Т2 ТДН 10 1985 28 удовл.
17. Тепличная 110/6 1980 33 уд. Т1 ТМН 15 1980 33 удовл.
110/6 Т2 ТМН 15 1980 33 удовл.
18. Усмань 110/35/10 1954 59 уд. Т1 ТДТН 16 1994 19 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1954 59 неуд.
19. Хворостянка 110/35/10 1976 37 уд. Т1 ТДТН 10 1978 35 треб.
рем.
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1976 37 хорош.
20. Хлевное 110/35/10 1981 32 уд. Т1 ТДТН 16 1980 33 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1985 28 удовл.
21. Цементная 110/35/6 1963 50 уд. Т1 ТДТН 40 2012 1 хор.
110/6 Т2 ТРДН 32 1973 40 неуд.
110/35/6 Т3 ТДТН 63 2011 2 хор.
22. Юго-Западная 110/10/6 1982 31 уд. Т1 ТДТН 40 1996 17 удовл.
110/10/6 Т2 ТДТН 40 2004 9 удовл.
23. Южная 110/10/6 1978 35 уд. Т1 ТДТН 40 1978 35 неуд.
110/10/6 Т2 ТДТН 40 1978 35 удовл.
Продолжение таблицы 8.6
Елецкий участок службы подстанций
N
п/п Наименова-
ние Напряже-
ния, кВ Год
ввода
ПС Срок
службы
ПС Тех.
состоя-
ние Трансформаторы
N тип мощ-
ность,
МВА год
ввода срок
служ-
бы тех.
сост.
1. Агрегатная 110/6 1977 36 уд. Т1 ТДН 16 1982 31 удовл.
110/6 Т2 ТДН 16 1977 36 удовл.
2. Гороховская 110/35/10 1974 39 уд. Т1 ТДТН 16 1974 39 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1977 36 удовл.
3. Долгоруково 110/35/10 1970 43 уд. Т1 ТМТ 6,3 1970 43 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1975 38 удовл.
4. Донская 110/35/10 1966 47 уд. Т1 ТДТН 10 1967 46 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1966 47 неприг.
5. Измалково 110/35/10 1980 33 уд. Т1 ТДТН 10 1980 33 неудовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1983 30 удовл.
6. Кашары 110/10 1972 41 хор. Т1 ТМН 2,5 1982 31 хор.
110/10 Т2 ТМН 6,3 1986 27 хор.
7. Набережное 110/35/10 1973 40 уд. Т1 ТМТ 6,3 1973 40 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1983 30 хор.
8. Табак 110/6 1981 32 уд. Т1 ТДН 16 1981 32 удовл.
110/6 Т2 ТДН 16 2011 2 хор.
9. Тербуны 110/35/10 1973 40 уд. Т1 ТДТН 10 1972 41 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 10 1980 33 удовл.
Продолжение таблицы 8.6
Лебедянский участок службы подстанций
N
п/п Наименование Напряже-
ния, кВ Год
ввода
ПС Срок
служ-
бы ПС Тех.
состоя-
ние Трансформаторы
N тип мощ-
ность,
МВА год
ввода срок
служ-
бы тех.
сост.
1. Лебедянь 110/35/10 1964 49 уд. Т1 ТДТН 16 1968 45 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1970 43 неудовл.
2. Лев Толстой 110/35/10 1964 49 уд. Т1 ТДТН 10 1972 41 удовл.
3. Россия 110/35/10 1981 32 уд. Т1 ТДТН 16 1981 32 удовл.
110/35/10 Т2 ТДТН 16 1989 24 удовл.
110/35/10 Т1 ТДТН 16 1981 32 удовл.
4. Компрессорная 110/35/10 1981 32 уд. Т2 ТДТН 16 1982 31 удовл.
110/35/10 Т1 ТДТН 16 1983 30 хор.
5. Березовка 110/35/10 1983 30 уд. Т2 ТДТН 10 1994 19 удовл.
110/35/10 Т1 ТДТН 10 1986 27 хор.
6. Нива 110/35/10 1986 27 уд. Т2 ТДН 10 2003 10 хор.
110/10 Т1 ТДТН 16 1986 27 удовл.
7. Астапово 110/35/10 1986 27 уд. Т2 ТДТН 16 1991 22 хор.
110/35/10 Т1 ТДТН 16 1986 27 удовл.
8. Химическая 110/35/10 1986 27 уд. Т2 ТДТН 16 1986 27 удовл.
110/35/10 Т1 ТМН 2,5 1978 35 удовл.
9. Ольховец 110/10 1978 35 уд. Т2 ТМН 2,5 1982 31 удовл.
110/10 Т1 ТМН 2,5 1979 34 удовл.
10. Куймань 110/10 1979 34 уд. Т2 ТМН 2,5 1980 33 удовл.
110/10 Т1 ТМН 2,5 1983 30 хор.
11. Лутошкино 110/10 1983 30 уд. Т2 ТМН 2,5 1983 30 хор.
110/10 Т1 ТМТГ 7,5 1969 44 удовл.
Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа) и в основном соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 110 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 45 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов, для ВЛ на деревянных опорах - 20 - 25 лет, исходя из физического износа опор. Для ПС, согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции ПС часто возникает и по условиям морального износа. В таблицах 8.7 и 8.8 представлена сводная информация о сроках службы основных электросетевых объектов.
Таблица 8.7
Срок службы ПС 110 кВ, находящихся на балансе
филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
(исходным годом считать 2013 г.)
Срок службы,
лет Липецкий
участок Елецкий
участок Лебедянский
участок Всего по
области
Кол-во % Кол-во % Кол-во % Кол-во %
40 лет и
более 5 18,52% 5 38,46% 3 20,00% 13 23,64%
от 30 до 39
лет 14 51,85% 4 30,77% 6 40,00% 24 43,64%
от 20 до 29
лет 5 18,52% 2 15,38% 4 26,67% 11 20,00%
от 10 до 19
лет 1 3,70% 1 7,69% 2 13,33% 4 7,27%
менее 10 лет 2 7,41% 1 7,69% - - 3 5,45%
ИТОГО 27 100,00% 13 100,00% 15 100,00% 55 100,00%
На диаграмме 8.1 представлено процентное соотношение по срокам службы ПС 110 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".

Диаграмма 8.1
Таблица 8.8
Срок службы ВЛ 110 кВ, находящихся на балансе
филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
(исходным годом считать 2013 г.)
Срок службы,
лет Липецкий
участок Елецкий
участок Лебедянский
участок Всего по
области
км % км % км % км %
40 лет и
более 68,15 7,94% 158,62 21,81% 67,28 8,77% 294,05 12,50%
от 30 до 39
лет 462,47 53,90% 189,36 26,04% 338,80 44,16% 990,63 42,11%
от 20 до 29
лет 255,71 29,80% 367,52 50,54% 193,64 25,24% 816,87 34,73%
от 10 до 19
лет 61,93 7,22% 2,20 0,30% 73,37 9,56% 137,50 5,85%
менее 10 лет 9,72 1,13% 9,48 1,30% 94,12 12,27% 113,32 4,82%
Всего 857,98 100,00% 727,18 100,00% 767,21 100,00% 2352,37 100,00%
На диаграмме 8.2 представлено процентное соотношение по срокам службы ВЛ 110 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".

Диаграмма 8.2
На надежность электроснабжения потребителей кроме технического состояния и технического уровня электросетевых объектов, как было отмечено выше, также оказывает влияние схема присоединения электросетевых объектов к сети и конфигурация их связывающей сети. В таблицах 8.9 и 8.10 приведена общая статистика по типам присоединения подстанций к сети и по конфигурации сети.
Таблица 8.9
Количество ПС, присоединенных к разным типам конфигурации
сети по филиалу ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
Количество ПС 110 кВ, шт. (всего 55 шт.)
Тип сети Узловая Замкнутая Кольцевая Радиальная
Липецкие ЭС (всего 27 шт.) 14 13
Елецкие ЭС (всего 13 шт.) 7 6
Лебедянские ЭС (всего 15 шт.) 14 Итого: шт. 35 20
в % - 64,64% - 36,36%
Таблица 8.10
Количество ПС, имеющих разные типы присоединения к сети
по филиалу ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
Количество ПС 110 кВ, шт. (всего 55 шт.)
Тип присоединения Узловая Проходная Ответвительная Тупиковая
Липецкие ЭС (всего 27 шт.) 7 12 8
Елецкие ЭС (всего 13 шт.) 2 7 5
Лебедянские ЭС (всего 15 шт.) 7 3 4
Итого: шт. 0 16 22 17
в % 0,00% 29,1% 40,0% 30,9%
Как видно из таблицы 8.9, для сети 110 кВ "замкнутый" тип сети является доминирующим (64,64%), реже используется "радиальный" тип сети (36,36%).
По мере уменьшения надежности типы конфигурации сети располагаются в следующей последовательности: "узловая", "замкнутая" опирающаяся на два ЦП, замкнутая - "кольцевая" - опирающаяся на один ЦП и "радиальная"
Количество ПС, имеющих разные типы присоединения к сети, представлено в таблице 8.10. Таблица 8.10 показывает общую статистику типов присоединения подстанций к сети 110 кВ. Для сети 110 кВ основным типом присоединения подстанций к сети является "ответвительная".
В таблице 8.11 представлена сводная информация по:
- отсутствию РПН на трансформаторах подстанций;
- отсутствию резервного питания ПС по высокой стороне;
- количеству однотрансформаторных подстанций;
- подстанциям, РУ 110 кВ которых выполнены (полностью или частично) на ОД и КЗ.
Таблица 8.11
Показатель Количество подстанций, находящихся на балансе
филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
110 кВ (всего 55 шт.)
единица измерения
шт. %
Отсутствие РПН (на всех или
на нескольких
трансформаторах) ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций
(110 кВ - 27 шт.)
- -
ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций
(110 кВ - 13 шт.)
2 15,4%
ПС 110 кВ Лебедянского участка службы
подстанций (110 кВ - 15 шт.)
1 6,7%
Итого 3 5,4%
Отсутствие резервного
питания ПС по высокой
стороне ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций
(110 кВ - 27 шт.)
ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций
(110 кВ - 13 шт.)
1 7,7%
ПС 110 кВ Лебедянского участка службы
подстанций (110 кВ - 15 шт.)
3 20,0
Итого 4 7,3%
Однотрансформаторные
подстанции ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций
(110 кВ - 27 шт.)
1 3,7%
ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций
(110 кВ - 13 шт.)
- -
ПС 110 кВ Лебедянского участка службы
подстанций (110 кВ - 15 шт.)
2 13,3%
Итого 3 5,4%
Подстанции, РУ 110 кВ
которых выполнены на ОД и
КЗ (полностью или частично) ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций
(110 кВ - 27 шт.)
13 48,2%
ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций
(110 кВ - 13 шт.)
5 38,5%
ПС 110 кВ Лебедянского участка службы
подстанций (110 кВ - 15 шт.)
5 33,3%
Итого 23 41,8%
Отсутствие РПН на трансформаторах ухудшает надежность электроснабжения при необходимости регулировать напряжение на шинах НН подстанции. При необходимости повысить или понизить напряжение (при наличии ПБВ) необходимо отключение трансформатора от сети. Замена трансформаторов старых моделей на более современные позволит регулировать напряжение без вывода трансформатора из сети.
Отсутствие резервного питания по высокой стороне (35 кВ) подстанции снижает надежность электроснабжения на порядок. При повреждении ЛЭП подстанция оказывается отключенной до момента устранения неполадки.
Отсутствие второго трансформатора так же, как отсутствие резервного питания по стороне 110 кВ, снижает надежность электроснабжения. Повреждение трансформатора вызывает перебои в электроснабжении на время, необходимое на его замену или восстановление работоспособности.
Согласно представленным данным, на части (41,8%) подстанций 110 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" в схемах РУ 110 кВ имеет место применение отделителей и короткозамыкателей. Данное оборудование: отделители и короткозамыкатели, морально устарело, и его использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. При выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, необходимо произвести их замену на элегазовые выключатели.
Далее в разделе 8.2 приведен анализ технического состояния и даны рекомендации по реконструкциям электросетевых объектов 110 кВ. Показана информация по ВЛ 110 кВ, находящимся в неудовлетворительном состоянии, и определены объемы работ по реконструкции. Для ПС 110 кВ, схемы РУ 110 кВ и схема их подключения к энергосистеме имеют отклонения от рекомендуемых, что ухудшает как их надежность, так и надежность сети, даны рекомендации по их переустройству и переустройству сети для повышения их надежности на настоящий период.
8.2. Анализ текущего состояния и рекомендации
по переустройству электросетевых объектов 110 кВ
для повышения их надежности на настоящий период
8.2.1. Анализ текущего состояния электросетевых
объектов 110 кВ
Перечень ВЛ 110 кВ, находящихся в неудовлетворительном состоянии, представлен в таблице 8.12.
Перечень ВЛ 110 кВ с объемами работ по реконструкции представлен в таблице 8.13.
Таблица 8.12
N Наименование ВЛ 35 кВ
(участка ВЛ 35 кВ) Протяженность,
км Количество
цепей Провод
Липецкий участок
1. ВЛ 110 кВ Двуречки 1.1. оп. 1 - 74 14,13 2 АЖ-120
1.2. отп. на Казинка 7,53 2 АЖ-120
2. ВЛ 110 кВ Доброе 2.1. 4 - 165 33,05 1 АС-120
Елецкий участок
3. ВЛ 110 кВ Становая 3.1. оп. 1 - 36 7,4 2 АС-185
Ниже перечислены ПС 110 кВ, схемы подключения которых имеют отклонения от рекомендуемых, что ухудшает как их надежность, так и надежность сети, а также имеют элементы, находящиеся в неудовлетворительном состоянии.
ЛИПЕЦКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ
- ПС "Аксай" - подстанция подключена ответвлениями от ВЛ 110 кВ Усмань левая и правая. Выключатель 110 кВ установлен только в цепи Т2. При аварии на Т1 ПС 110 кВ Аксай также происходит отключение Т2 на ПС Никольская.
- ПС "Вербилово" - трансформатор ТДТН-10000/110/35/6 на подстанции находится в непригодном состоянии.
- ПС "Цементная" - трансформатор ТРДН-32000/110/6 на подстанции находится в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Усмань" - трансформатор Т2 ТДТН-16000/110/35/10 на подстанции находится в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Южная" - трансформатор Т1 ТДТН-40000/110/10/6 на подстанции находится в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "В. Матренка" и "Хворостянка" - подстанции включены в транзит 110 кВ Усмань - В. Матренка - Добринка - Хворостянка - Гидрооборудование, а имеют схему РУ 110 кВ N 110-4, которая применяется на тупиковых и ответвительных подстанциях. Авария в трансформаторах на ПС В. Матренка или Хворостянка или на ВЛ 110 кВ к этим ПС приводит к полному погашению этой подстанции.
- ПС "Юго-Западная" - РУ 110 кВ подстанции выполнено по схеме N 110-12 с установленными трансформаторами мощностью 2 x 40 МВА, присоединенными через отделитель и короткозамыкатель (далее по тексту - ОД и КЗ). Применение ОД и КЗ в данном случае противоречит указаниям по применению типовых схем РУ.
Таблица 8.13
N
п/п Наименование
ВЛ Протя-
жен-
ность
(км) Число
цепей Заме-
на
опор
(шт.) Доп.
опор
(шт.) Марка
прово-
да Замена
провода
(км
трассы) Замена
изоля-
торов,
шт. Замена
линей-
ной
арма-
туры
(опор) Устан.
гасит.
коле-
баний
(шт.) Замена
грозо-
троса
(км) Примечан. Срок
рекон-
струк-
ции
1. ВЛ 110 кВДонская
левая -
правая 73,26 2 5 АС-185 0,948 1788 Да 48 0,948 N 230 - 231,
N 322 - 323 2014 -
2015
2. ВЛ 110 кВ
Гороховская
левая -
правая 26,1 2 - - - 4149 - - - 2016 -
2017
3. ВЛ 110 кВ
Становая
правая -
левая 29 2 18 Экспертиза объемов, вынос за пределы городской черты оп. N 1 -
38 с использованием недействующего участка ВЛ-110 кВ
Компрессорная - с заменой стоек опор типа СК-22 на СК-4 кол.
18 шт. 2014 -
2015
4. ВЛ 110 кВ 2А 23,1 2 - 2 - - - - 23,1 Пр. оп N
102 - 103 -
104 нет
габарита 2014 -
2015
5. ВЛ 110 кВ
Правобережная
220 - Новая
220 (Бугор) 18,68 2 2 16,5 N 43, N 44
Разрушение
фундаментов
устан. в
пойме р.
Воронеж 2014 -
2015
6. ВЛ 110 кВ
В. Матренка 46,3 3 46,3 оп. 32, 117,
115 2016 -
2017
7. ВЛ 110 кВ
Вербилово 58,95 2 2 32,65 125 - 126,
163 - 164 -
166 нет
габарита 2014 -
2015
8. ВЛ 110 кВДвуречки 23,61 2 АС-120 23,61 8976 Да 21,66 2014 -
2015
9. ВЛ 110
Добринка-1 28,9 28,9 2018
10. ВЛ 110 кВДоброе
(левая) 33,7 АС-120 33,7 2014 -
2015
11. ВЛ 110 кВ
Кольцевая с
отп. 19,81 5 2 7218 Да замена опор N
5, 7, 9, 13,
15. Отп. к
ПС Южная
прол. N 30 -
31 нет
габарита отп.
к ПС Бугор
прол. N 3 - 4 2014 -
2015
12. ВЛ 110 кВ
Лебедянь
левая, С.
Лубна правая - 1844 Да 2016 -
2017
13. ВЛ 110 кВ
Связь 2,02 666 Да 2016 -
2017
14. ВЛ 110 кВ
Трубная с
отп. 10,73 7,76 2018
15. ВЛ 110 кВ
ТЭЦ-2 3,62 3,62 2018
16. ВЛ 110 кВ
Усмань с отп. 84,66 2 1176 Да 83,56 Прав. цепь
прол. N 7 -
8; N 64 - 65
нет габарита 2014 -
2015
17. ВЛ 110
Цементная 19,95 1722 Да 15,8 N 78 - 95 2016 -
2017
18. ВЛ 110 кВ
Центролит 6,9 6,9 2018
19. ВЛ 110 кВ
Чугун 10,22 3012 Да 10,22 2016 -
2017
20. ВЛ 110 кВ
Заход Левый -
Правый 11,8 10 2014 -
2015
21. ВЛ 110 кВ
Данков 4,73 1168 12%
запланировано
на кап.
ремонт 2013
г. 2016 -
2017
22. ВЛ 110 кВ
Доломитная 4,4 818 20%
запланировано
на кап.
ремонт 2013
г. 2016 -
2017
23. ВЛ 110 кВ ТЭЦ
Доломитная 5,95 1589 2016 -
2017
24. ВЛ 110 кВЛутошкино
лев. прав. 50,6 2 АС-120 25 2018
Выделены ВЛ 110 кВ и участки ВЛ 110 кВ, учтенные в объемах капитального строительства (по полной реконструкции или замене провода).
- ПС "Привокзальная" - РУ 110 кВ выполнено по схеме N 110-4Н с подключенными тремя силовыми трансформаторами. В нормальном режиме Т-1 и Т-3 включены на питание от одной ВЛ. При аварии на данной линии или в любом из этих двух трансформаторов происходит отключение обоих трансформаторов. Оставшийся в работе трансформатор Т-2 мощностью 20 МВА не может нести полную нагрузку подстанции (45,14 МВА по результатам замеров максимума нагрузки зимы 2012 г.). Таким образом, происходит отключение потребителей части города на время осуществления переключений оперативным персоналом. Кроме того, установленные трансформаторы имеют срок службы 43, 42 и 30 лет, что значительно превосходит нормативный срок службы данного оборудования и на порядок повышается вероятность его отказа.
- ПС "Хлевное", "КПД" - ОРУ 110 кВ подстанций выполнены с применением ОД и КЗ, что снижает надежность сети.
ЕЛЕЦКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ
- ПС "Измалково" - ОРУ 110 кВ подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. Трансформатор Т1 ТДТН-10000/110/35/10 на подстанции находится в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Набережная" - подстанция включена в транзит 110 кВ, но РУ 110 кВ выполнено по блочной схеме, применяемой для тупиковых подстанций.
- ПС "Донская" - на подстанции установлен трансформатор (Т-2) мощностью 10 МВА, который находится в непригодном состоянии.
ЛЕБЕДЯНСКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ
- ПС "Лебедянь" - один из установленных трансформаторов ТДТН-16000/110/35/10 находится в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Лутошкино" - ОРУ 110 кВ подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. При аварии на трансформаторе подстанции также отключится один трансформатор на ПС "Россия".
- ПС "Ольховец", "Круглое" являются проходными подстанциями, включенными в транзит 110 кВ Дон - Химическая. РУ 110 кВ выполнены по блочной схеме, применяемой для тупиковых и ответвительных подстанций.
- ПС "Нива" - подстанция подключена ответвлениями от ВЛ 110 кВ Машзавод левая и правая. Выключатель 110 кВ установлен только в цепи одного трансформатора. При аварии на трансформаторе, подключенном через ОД и КЗ, происходит отключение Т-1 на ПС "Машзавод".
8.2.2. Рекомендации по переустройству электросетевых
объектов 110 кВ на настоящий период
Ниже даны рекомендации по переустройству сети и электросетевых объектов для повышения их надежности на настоящий период.
ЛИПЕЦКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ
- ПС "Аксай" - рекомендуется установить ячейку элегазового выключателя 110 кВ в цепь трансформатора Т1. Также требуется установка шкафа УРЗА (1 шт.).
- ПС "Вербилово" - на подстанции требуется замена силового трансформатора (Т-1) мощностью 10 МВА, находящегося в непригодном состоянии.
- ПС "Цементная" - на подстанции требуется замена силового трансформатора ТРДН-32000/110/6, находящегося в неудовлетворительном состоянии. Также на подстанции требуется замена трансформатора тока 110 кВ (1 фаза), находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Усмань" - на подстанции требуется замена силового трансформатора Т2 ТДТН-16000/110/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Южная" - на подстанции требуется замена силового трансформатора Т1 ТДТН-40000/110/10/6, находящегося в неудовлетворительном состоянии. Также на ПС требуется установка УУОТ (1 шт.), замена 2 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные, установка 2 комплектов РЗА 6 кВ (2 шт. РЗА линий 6 кВ).
- ПС "В. Матренка" и "Хворостянка" - необходимо ОРУ 110 кВ данных двух подстанций достроить до схемы N 110-5Н "мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов". Данная схема обеспечит надежную работу транзита и при аварии на линиях или трансформаторах. На ПС "В. Матренка" требуется установка УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.). На ПС "Хворостянка" требуется установка 3 комплектов трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (3 шт.).
- ПС "Юго-Западная" - требуется заменить ОД и КЗ в цепях трансформаторов на ячейки элегазовых выключателей 110 кВ. Также необходимо заменить 3 линейных и 2 секционных масляных выключателя 6-10 кВ на вакуумные. Также необходима замена 3 комплектов РЗА линий 6 - 10 кВ и 2 комплектов РЗА СВ 6 - 10 кВ.
- ПС "Хлевное" - для повышения надежности сети рекомендуется установка двух ячеек элегазовых выключателей 110 кВ. Также необходимо выполнить замену 6 шт. (2 компл.) трансформаторов тока наружной установки, находящихся в неудовлетворительном состоянии, и установку шкафа УРЗА.
- ПС "КПД" - для повышения надежности сети рекомендуется установка двух ячеек элегазовых выключателей 110 кВ. Также необходимо выполнить:
- установку 3 трансформаторов тока (1 компл.);
- установку УУОТ - 1 шт.;
- установку шкафа УРЗА - 1 шт.;
- замену 13 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные;
- установку 13 комплектов РЗА 6 кВ, 3 шт. терминала.
- ПС "Октябрьская" - на подстанции необходимо заменить 13 масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. Также необходима установка 13 комплектов РЗА 10 кВ (10 шт. РЗА линий 10 кВ, 2 шт. РЗА ввода тр-ра 10 кВ, 1 шт. РЗА СВ 10 кВ), 3 шт. терминала.
- ПС "Трубная-2" - на подстанции необходимо заменить 18 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные. Также необходима установка 18 комплектов РЗА 6 кВ (15 шт. РЗА линий 6 кВ, 2 шт. РЗА ввода тр-ра 6 кВ, 1 шт. РЗА СВ 6 кВ), 3 шт. терминала.
- ПС "Тепличная" - на подстанции необходимо установить две ячейки элегазовых выключателей 110 кВ, 2 комплекта трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.). Также требуется заменить 2 масляных выключателя 6 кВ на вакуумные. Также необходима установка 2 комплектов РЗА 6 кВ (2 шт. РЗА линий 6 кВ), 2 шт. терминала.
- ПС "Добринка" - на подстанции необходимо заменить 6 масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. Также необходима установка 6 комплектов РЗА 10 кВ (6 шт. РЗА линий 10 кВ).
- ПС "ЛТП" - на подстанции необходимо заменить 18 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные. Также необходима установка 18 комплектов РЗА 6 кВ (15 шт. РЗА линий 6 кВ, 2 шт. РЗА ввода тр-ра 6 кВ, 1 шт. РЗА СВ 6 кВ).
- ПС "Привокзальная" - на подстанции необходима установка УУОТ (1 шт.).
ЕЛЕЦКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ
- ПС "Измалково" - для повышения надежности сети необходима замена ОД и КЗ на ячейки элегазовых выключателей 110 кВ. Также на подстанции требуется замена силового трансформатора Т1 ТДТН-10000/110/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии. Также требуется установка УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.).
- ПС "Набережная" - для повышения надежности сети необходимо выполнить РУ 110 кВ по схеме 110-5АН.
- ПС "Долгоруково" - на подстанции требуется замена 2 трансформаторов тока 110 кВ, находящихся в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Донская" - на подстанции требуется замена силового трансформатора (Т-2) мощностью 10 МВА, находящегося в непригодном состоянии. Также требуется замена выключателя 110 кВ на элегазовый и установка 1 шкафа УРЗА.
- ПС "Троекурово" - на подстанции необходимо заменить 8 масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. Также необходима замена 8 комплектов РЗА 10 кВ (5 шт. РЗА линий 10 кВ, 2 шт. РЗА ввода тр-ра 10 кВ, 1 шт. РЗА СВ 10 кВ), 8 шт. терминала.
- ПС "Кашары" - для повышения надежности сети необходима замена ОД и КЗ на ячейки элегазовых выключателей 110 кВ. Также требуется установка 2 к-тов трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.).
ЛЕБЕДЯНСКИЙ УЧАСТОК СЛУЖБЫ ПОДСТАНЦИЙ
- ПС "Лебедянь" - на подстанции необходима замена силового трансформатора мощностью 16 МВА, находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Лутошкино" - для повышения надежности необходимо довести ОРУ 110 кВ до схемы N 110-4Н, установив две ячейки элегазовых выключателей 110 кВ в цепи трансформаторов.
- ПС "Ольховец", "Круглое" - для повышения надежности транзита необходимо выполнить реконструкцию РУ 110 кВ данных подстанций до схемы N 110-5АН. На ПС "Круглое" требуется установка 1 комплекта трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (1 шт.).
- ПС "Нива" - рекомендуется установить ячейку элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора. Также требуется установка 1 комплекта трансформаторов тока 110 кВ, 1 шкафа УРЗА.
- ПС "Чаплыгин" - на подстанции необходимо заменить 1 масляный выключатель 10 кВ на вакуумный. Также необходима установка 1 комплекта РЗА 10 кВ (1 шт. РЗА линии 10 кВ).
8.2.3. Анализ загрузки центров питания 110 кВ
на настоящий момент
В таблице 8.14 представлен расчет пропускной способности центров питания филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера максимума нагрузки 2012 г., из которого видно, что уже в настоящее время на следующих подстанциях 110 кВ имеется дефицит трансформаторной мощности (с учетом существующих сетей связи 6(10)-35 кВ между подстанциями):
- ПС 110/10 кВ Двуречки (однотрансформаторная подстанция);
- ПС 110/35/10 кВ Чаплыгин (однотрансформаторная подстанция);
- ПС 110/6 кВ Привокзальная;
- ПС 110/35/10 кВ Долгоруково;
- ПС 110/35 кВ Т-3 Гидрооборудование (дефицит из-за отсутствия резерва 35 кВ на подстанции);
- ПС 110/35/10 кВ Хворостянка;
- ПС 110/35/6 кВ Новая Деревня.
Таблица 8.14
Расчет пропускной способности Центров питания филиала
ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера
максимума нагрузки 2012 г.
КонсультантПлюс: примечание.
Нумерация граф в таблице дана в соответствии с официальным текстом документа.
N
п/п Наименование
объекта центра
питания, класс
напряжения Установ-
ленная
мощность
трансфор-
маторов
Sуст. с
указанием
их коли-
чества,
шт./МВА Суммар-
ная
полная
мощность
ЦП по
резуль-
татам
замеров
макси-
мума
нагрузки
Sмах,
МВА Полная
мощность,
перерас-
пределяе-
мая в
соответ-
ствии с
ПТЭ, МВА
за время Полная
мощ-
ность с
учетом
пере-
распре-
деле-
ния,
МВА Допус-
тимая
наг-
рузка
рас-
четная
в
режиме
n-1,
МВА Дефицит/
профицит
ЦП, МВА
МВА Мин. 1 2 3 4 5 6 7 9 10 11
1. ПС 110/10 кВ Лев
Толстой 10 2,50 2,50 60 0,00 2,50 0,00 0,00
2. ПС 110/10 кВДвуречки 6,3 1,93 0,00 0 1,93 0,00 -1,93 -1,93
3. ПС 110/35/10 кВЧаплыгин 6,3 4,70 2,00 120 2,70 2,00 -2,70 -2,70
4. ПС 110/6 кВ
Агрегатная 16 + 16 16,56 0,77 30 15,79 16,80 1,01 1,01
5. ПС 110/6 кВ
Западная 40 + 40 24,30 1,30 30 23,00 42,00 19,00 19,00
6. ПС 110/10 кВ
Кашары 2,5 + 6,3 2,23 0,96 60 1,27 2,63 1,36 1,36
7. ПС 110/10 кВ
Тербунский гончар 25 + 25 0,42 0,00 0 0,42 26,25 25,83 25,83
8. ПС 110/6 кВ Табак 16 + 16 8,05 3,10 20 4,95 16,80 11,85 11,85
9. ПС 110/10 кВ
Лукошкино 10 + 2,5 0,94 0,30 30 0,64 2,63 1,99 1,99
10. ПС 110/10 кВ Нива 10 + 10 7,30 2,60 120 4,70 10,50 5,80 5,80
11. ПС 110/10 кВ
Ольховец 2,5 + 2,5 1,56 0,00 0 1,56 2,63 1,07 1,07
12. ПС 110/10 кВ
Куймань 2,5 + 2,5 0,80 0,00 0 0,80 2,63 1,83 1,83
13. ПС 110/10 кВ
Лутошкино 2,5 + 2,5 0,09 0,09 60 0,00 2,63 2,63 2,63
14. ПС 110/10 кВ
Круглое 2,5 + 2,5 0,40 0,10 60 0,30 2,63 2,33 2,33
15. ПС 110/10/6 кВ
Юго-Западная 40 + 40 42,20 3,20 100 39,00 42,00 3,00 3,00
16. ПС 110/6 кВПривокзальная 20 + 20 +
25 45,14 1,38 30 43,76 42,00 -1,76 -1,76
17. ПС 110/10/6 кВ
Южная 40 + 40 42,04 3,00 240 39,04 42,00 2,96 2,96
18. ПС 110/6 кВ
Ситовка 10 + 10 3,79 0,84 60 2,95 10,50 7,55 7,55
19. ПС 110/6 кВ ЛТП 6,3 + 10 2,49 0,00 0 2,49 6,62 4,13 4,13
20. ПС 110/6 кВ КПД 10 + 16 4,67 0,00 0 4,67 10,50 5,83 5,83
21. ПС 110/10 кВ
Октябрьская 40 + 40 27,82 0,60 45 27,22 42,00 14,78 14,78
22. ПС 110/10 кВ
Манежная 40 + 40 1,04 0,00 0 1,04 42,00 40,96 40,96
23. ПС 110/10 кВ
Университетская 40 + 40 0,70 0,00 0 0,70 42,00 41,30 41,30
24. ПС 110/6 кВ
Тепличная 15 + 15 6,40 1,20 60 5,20 15,75 10,55 10,55
25. ПС 110/6 кВ
Трубная-2 25 + 25 5,00 0,00 0 5,00 26,25 21,25 21,25
26. ПС 110/6 кВ ГПП-2
ЛТЗ 63 + 63 14,13 0,00 0 14,13 66,15 52,02 52,02
27. ПС 110/35/10 кВТербуны-110 10 + 10 11,41 1 10,41 10,50 0,09 0,09
Ном. мощность СН,
МВА 10 + 10 3,19 1 30 2,19 10,50 8,31 Ном. мощность НН,
МВА 10 + 10 8,22 0,00 0 8,22 10,50 2,28 28. ПС 110/35/10 кВ
Долгоруково 6,3 + 10 10,90 3,5 7,40 6,62 -0,78 -0,78
Ном. мощность СН,
МВА 6,3 + 10 7,35 2 45 5,35 6,62 1,27 Ном. мощность НН,
МВА 6,3 + 10 3,55 1,50 140 2,05 6,62 4,57 29. ПС 110/35/10 кВ
Волово 10 + 10 3,13 1,5 1,63 10,50 8,87 7,88
Ном. мощность СН,
МВА 10 + 10 0,01 1 60 -0,99 10,50 11,49 Ном. мощность НН,
МВА 10 + 10 3,12 0,50 120 2,62 10,50 7,88 30. ПС 110/35/10 кВ
Измалково 10 + 10 7,51 1,35 6,16 10,50 4,34 4,34
Ном. мощность СН,
МВА 10 + 10 2,55 0,85 30 1,70 10,50 8,80 Ном. мощность НН,
МВА 10 + 10 4,96 0,50 30 4,46 10,50 6,04 31. ПС 110/35/10 кВ
Гороховская 16 + 16 13,51 2,3 11,21 16,80 5,59 5,59
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 16 9,15 1,8 30 7,35 16,80 9,45 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 16 4,36 0,50 60 3,86 16,80 12,94 32. ПС 110/35/10 кВ
Донская 10 + 10 4,67 2,70 1,97 10,50 8,53 7,07
Ном. мощность СН,
МВА 10 + 10 1,24 2,7 30 -1,46 10,50 11,96 Ном. мощность НН,
МВА 10 + 10 3,43 0,00 0 3,43 10,50 7,07 33. ПС 110/35/10 кВ
Лебедянь 16 + 16 19,43 11,30 8,13 16,80 8,67 8,67
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 16 8,30 8,3 60 0,00 16,80 16,80 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 16 11,13 3,00 120 8,13 16,80 8,67 34. ПС 110/35/10 кВ
Чаплыгин - новая 16 + 16 8,77 5,8 2,97 16,80 13,83 13,83
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 16 4,30 4,3 30 0,00 16,80 16,80 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 16 4,47 1,50 100 2,97 16,80 13,83 35. ПС 110/35/10 кВ
Компрессорная 16 + 16 6,50 4 2,50 16,80 14,30 14,30
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 16 4,00 2,5 30 1,50 16,80 15,30 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 16 2,50 1,50 60 1,00 16,80 15,80 36. ПС 110/35/10 кВ
Россия 16 + 16 6,46 2,7 3,76 16,80 13,04 13,04
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 16 5,60 2,2 90 3,40 16,80 13,40 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 16 0,86 0,50 60 0,36 16,80 16,44 37. ПС 110/35/10 кВ
Березовка 16 + 10 3,40 2,45 0,95 10,50 9,55 9,55
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 10 2,20 2,2 60 0,00 10,50 10,50 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 10 1,20 0,25 60 0,95 10,50 9,55 38. ПС 110/35/10 кВ
Астапово 16 + 16 5,50 4,8 0,70 16,80 16,10 16,10
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 16 2,30 2,3 60 0,00 16,80 16,80 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 16 3,20 2,50 120 0,70 16,80 16,10 39. ПС 110/35/10 кВ
Химическая 16 + 16 6,61 5,2 1,41 16,80 15,39 15,39
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 16 4,70 4 60 0,70 16,80 16,10 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 16 1,91 1,20 60 0,71 16,80 16,09 40. ПС 110/35/6 кВ
Бугор 63 + 63 29,59 0 29,59 66,15 35,56 35,56
Ном. мощность СН,
МВА 63 + 63 11,59 0 0 11,59 66,15 54,56 Ном. мощность НН,
МВА 63 + 63 18,00 0,00 0 18,00 66,15 47,15 41. ПС 110/35/6 кВ
Цементная 40 + 32 +
63 49,15 2 47,15 75,60 28,45 28,45
Ном. мощность СН,
МВА 40 + 63 16,87 2 60 14,87 42,00 27,13 Ном. мощность НН,
МВА 40 + 32 +
63 32,28 0,00 0 32,28 75,60 43,32 42. ПС 110/10/6 кВ
Т-1, Т-2
Гидрооборудование 25 + 25 8,66 0 8,66 26,25 17,59 8,60
Ном. мощность НН
6 кВ, МВА 12,5 +
12,5 4,53 0 0 4,53 13,13 8,60 Ном. мощность НН
10 кВ, МВА 12,5 +
12,5 4,13 0,00 0 4,13 13,13 9,00 ПС 110/35 кВ Т-3
Гидрооборудование 31,5 8,44 5,50 30 2,94 5,50 -2,94 -2,94
43. ПС 110/35/10 кВ
Усмань 16 + 16 16,05 5,83 10,22 16,80 6,58 6,58
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 16 5,03 4,5 40 0,53 16,80 16,27 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 16 11,02 1,33 100 9,69 16,80 7,11 44. ПС 110/35/10 кВ
Аксай 10 + 10 3,42 1,1 2,32 10,50 8,18 7,96
Ном. мощность СН,
МВА 10 + 10 0,48 0,7 120 -0,22 10,50 10,72 Ном. мощность НН,
МВА 10 + 10 2,94 0,40 70 2,54 10,50 7,96 45. ПС 110/35/10 кВ
Никольская 6,3 + 6,3 5,65 2,63 3,02 6,62 3,60 3,60
Ном. мощность СН,
МВА 6,3 + 6,3 4,60 1,9 120 2,70 6,62 3,92 Ном. мощность НН,
МВА 6,3 + 6,3 1,05 0,73 60 0,32 6,62 6,30 46. ПС 110/35/10 кВХворостянка 10 + 16 14,83 1,56 13,27 10,50 -2,77 -2,77
Ном. мощность СН,
МВА 10 + 16 12,07 1,2 40 10,87 10,50 -0,37 Ном. мощность НН,
МВА 10 + 16 2,76 0,36 140 2,40 10,50 8,10 47. ПС 110/35/10 кВ
Добринка 16 + 10 9,16 6,1 3,06 10,50 7,44 7,44
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 10 3,31 3,1 120 0,21 10,50 10,29 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 10 5,85 3,00 290 2,85 10,50 7,65 48. ПС 110/35/10 кВ
Верхняя Матренка 6,3 + 6,3 2,51 1,24 1,27 6,62 5,35 5,35
Ном. мощность СН,
МВА 6,3 + 6,3 1,44 0,9 40 0,54 6,62 6,08 Ном. мощность НН,
МВА 6,3 + 6,3 1,07 0,34 150 0,73 6,62 5,89 49. ПС 110/35/10 кВ
Казинка 16 + 16 22,03 7,72 14,31 16,80 2,49 2,49
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 16 14,66 6,40 60 8,26 16,80 8,54 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 16 7,37 1,32 40 6,05 16,80 10,75 50. ПС 110/35/10 кВ
Доброе 16 + 16 12,45 4,6 7,85 16,80 8,95 8,95
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 16 7,43 3,6 60 3,83 16,80 12,97 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 16 5,02 1,00 100 4,02 16,80 12,78 51. ПС 110/35/6 кВНовая Деревня 10 + 6,3 9,90 2,92 6,98 6,62 -0,37 -0,37
Ном. мощность СН,
МВА 10 + 6,3 7,20 2,1 60 5,10 6,62 1,52 Ном. мощность НН,
МВА 10 + 6,3 2,70 0,82 70 1,88 6,62 4,74 52. ПС 110/35/6 кВ
Вербилово 10 + 6,3 3,59 2,5 1,09 6,62 5,53 5,53
Ном. мощность СН,
МВА 10 + 6,3 2,57 2,5 60 0,07 6,62 6,55 Ном. мощность НН,
МВА 10 + 6,3 1,02 0 0 1,02 6,62 5,60 53. ПС 110/35/10 кВ
Хлевное 16 + 16 13,94 1,8 12,14 16,80 4,66 4,66
Ном. мощность СН,
МВА 16 + 16 8,43 1 60 7,43 16,80 9,37 Ном. мощность НН,
МВА 16 + 16 5,51 0,80 50 4,71 16,80 12,09 54. ПС 110/35/10 кВ
Набережное 6,3 + 10 3,02 1,20 1,82 6,62 4,80 4,80
Ном. мощность СН,
МВА 6,3 + 10 1,95 1,2 10 0,75 6,62 5,87 Ном. мощность НН,
МВА 6,3 + 10 1,07 0,00 0 1,07 6,62 5,55 55. ПС 110/35/10 кВ
Троекурово 10 + 6,3 1,10 0,80 0,30 6,62 6,32 6,32
Ном. мощность СН,
МВА 10 + 6,3 0,50 0,5 60 0,00 6,62 6,62 Ном. мощность НН,
МВА 10 + 6,3 0,60 0,30 120 0,30 6,62 6,32 Примечание. Цветом выделены центры питания 110 кВ, на которых имеется дефицит трансформаторной мощности.
8.2.4. Анализ загрузки ВЛ 110 кВ на настоящий момент
На рисунках 0.1 - 0.3 (приложение Д) представлены схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше Липецкой энергосистемы в нормальном режиме в зимний максимум 2012 г., летний максимум 2012 г., летний минимум 2012 г.
В таблицах 8.15 - 8.16 представлены данные о загрузке ВЛ 110 кВ в зимний максимум 2012 г. и летний максимум 2012 г. соответственно с разбивкой по участкам электрических сетей.
Таблица 8.15
Липецкий участок службы воздушных линий
(зимний максимум 2012 г.)
Наименование ВЛ Марка и сечение
провода Дл.
доп.
ток
при
темпе-
ратуре
минус
5° С,
А Загрузка,
МВт/МВар Ток по
линии,
А %
загруз-
ки от
дл.
доп.
тока
"2А Левая" АС-185 657 15,9/12,1 99 15,07
"2А Правая" АС-185 657 15,9/12,1 99 15,07
"Бугор Левая" АС-185; АС-240 657 40,9/21,9 232 35,31
"Бугор Правая" АС-185; АС-240 657 40,9/21,9 232 35,31
"В. Матренка" АС-120 503 5,7/0,7 32 6,36
"Вербилово Левая" АС-185 657 6,3/1 34 5,18
"Вербилово Правая" АС-185 657 6,8/2 38 5,78
участок
Вербилово -
Хлевное 1 АС-95 425 4,06/1,4 24 5,65
участок
Вербилово -
Хлевное 2 АС-95 425 6,1/2,8 37 8,71
"Двуречки Левая" АЖ-120; АС-120 503 22,1/9,3 120 23,86
"Двуречки Правая" АЖ-120; АС-120 503 21,1/9,6 116 23,06
"Добринка-1" АС-120 503 4/2,3 24 4,77
"Добринка-2" АС-120 503 4,1/0 23 4,57
"Доброе Левая" АС-120 503 6,2/1,6 35 6,96
"Доброе Правая" АС-120 503 4,8/2,2 30 5,96
"Кольцевая Левая" АС-185;
ПвПу2г1*185/95/-64/110 657 22,6/7 118 17,96
"Кольцевая Правая" АС-185;
ПвПу2г1*185/95/-64/110 657 20,7/5,8 107 16,29
"ЛТП Левая" АС-70; АС-95; АС-120 341 2,1/0,8 12 3,52
"ЛТП Правая" АС-70; АС-95; АС-120 341 4,1/1,7 23 6,74
"Московская Левая" АС-185 657 34,1/13,8 188 28,61
"Московская
Правая" АС-185 657 34,1/13,8 188 28,61
"Привокзальная
Левая" АС-185; АС-95; АС-120 657 18,5/9 106 16,13
"Привокзальная
Правая" АС-185; АС-95; АС-120 657 7,4/4,7 45 6,85
отп. на
Привокзальную 1 АС-95 425 28,5/11,8 159 37,41
отп. на
Привокзальную 2 АС-95 425 14,3/6,3 80 18,82
Промышленная АС-185 657 9,3/2 48 7,31
Связь Левая АС0-300 890 0 0 0,00
Связь Правая АС0-300 890 0 0 0,00
Сухая Лубна АС-185 657 8/1,8 43 6,54
"Трубная Левая" АС-185; АС-120; АС-95 503 9,3/3,2 51 10,14
"Трубная Правая" АС-185; АС-120; АС-95 503 7,7/2,7 42 8,35
"ТЭЦ-2 Левая" АС-185 657 8,9/1,9 45 6,85
"ТЭЦ-2 Правая" АС-185 657 8,9/1,9 45 6,85
"Усмань Левая" АС-95; АС-120 503 16,0/5,0 86 17,10
"Усмань Правая" АС-95; АС-120 425 14,8/4,8 80 18,82
"Хворостянка" АС-120; АС-95 425 14,8/4,1 79 18,59
"Цементная Левая" АС-185 657 49,4/20,7 270 41,10
"Цементная Правая" АС-185 657 50,4/21 275 41,86
"Центролит Левая" АС-185 657 7,2/4,9 45 6,85
"Центролит Правая" АС-185 657 3,6/2,5 23 3,50
Чугун Левая АС-185 657 44,5/11,7 230 35,01
Чугун Правая АС-185 657 44,5/11,7 230 35,01
Продолжение таблицы 8.15
Лебедянский участок службы воздушных линий
(зимний максимум 2012 г.)
Наименование ВЛ Марка и сечение
провода Дл.
доп.
ток
при
темпе-
ратуре
минус
5° С,
А Загрузка,
МВт/МВар Ток по
линии,
А %
загрузки
от дл.
доп.
тока
Лебедянь Левая АС-150 580 7,9/1,2 42 7,24
Лебедянь Правая АС-150/19; АС-150/24 580 3,8/1,8 24 4,14
Заход Левая АС-120/19; АС-150/24 503 15,7/5,9 86 17,10
Заход Правая АС-120/19; АС-150/24 503 15,7/5,9 86 17,10
Машзавод Левая АС-120/19 503 5,8/2,8 34 6,76
Машзавод Правая АС-120/19 503 6/2,9 34 6,76
Химическая-1 АС-185/24 657 13,9/4,2 76 11,57
Данков АС-150/19 580 2/0,6 11 1,90
ТЭЦ - Доломитная АС-150/19; АС-150/24 580 2,5/0,6 14 2,41
Доломитная АС-150/19 580 3,5/0,9 19 3,28
Заводская Левая АС-150/19 580 4,5/1,1 24 4,14
Заводская Правая АС-150/19 580 4,5/1,1 24 4,14
Березовка АС-95/16 425 2,8/0,1 18 4,24
Золотуха АС-120/19 503 10,8/2,5 56 11,13
Круглое АС-120/19 503 10,3/2,6 55 10,93
Чаплыгин-1 АС-150/24 503 4,1/1,7 23 4,57
ВЛ Чаплыгин-2 АС-150/24 503 10,1/9,6 72 14,31
ВЛ Лутошкино
Левая АЖ-120; АС-95/16 425 8,1/2,9 46 10,82
ВЛ Лутошкино
Правая АЖ-120; АС-95/16 425 1/0,7 6 1,41
Ольховец АС-95/16; АС-120/19 425 12,2/2,2 64 15,06
Компрессорная
Правая АС-120/19 503 0,7/5,4 28 5,57
ВЛ Компрессорная
Левая АС-120/19 503 0,7/5,4 28 5,57
Лев Толстой АС-120/19 503 16,1/5,1 88 17,50
Троекурово АС-120/19 503 3,7/0,6 20 3,98
Чаплыгин с отп.
на ПС Чаплыгин
Старая АС-120/19; АС-150/19 503 6,7/2,7 41 8,15
Продолжение таблицы 8.15
Елецкий участок службы воздушных линий
(зимний максимум 2012 г.)
Наименование ВЛ Марка и
сечение
провода Дл. доп.
ток при
температуре
минус 5° С,
А Загрузка,
МВт/МВар Ток по
линии,
А % загрузки
от дл.
доп. тока
Волово АС-150 580 2,8/0,2 17 2,93
Гороховская Левая АС-95 425 6,5/3,3 39 9,18
Гороховская Правая АС-120 503 8,9/3,7 50 9,94
Тербуны нов. АС-150 580 4,6/0,6 25 4,31
Донская Левая АС-185 657 9,1/2,3 49 7,46
Донская Правая АС-185 657 8,7/2,5 47 7,15
Елецкая - тяговая
левая АС-150 580 2,5/1,7 16 2,76
Елецкая - тяговая
правая АС-150 580 2,5/1,7 16 2,76
Заречная Левая АС-185 657 1/0,6 6 0,91
Заречная Правая АС-185 657 1/0,6 6 0,91
Измалково Левая АС-120 503 3/0 18 3,58
Измалково Правая АС-120 503 3,3/0 19 3,78
Касторная АС-95 425 3/0,3 18 4,24
Компрессорная Левая АС-185 657 2,5/0,8 14 2,13
Компрессорная Правая АС-185 657 0 0 0,00
Набережная АС-95;
АС-120;
АС-150 425 2,9/1,2 18 4,24
Становая Левая АС-150 580 11,7/2,6 62 10,69
Становая Правая АС-150 580 13,4/4,3 73 12,59
Табак Левая АС-120 503 4,6/2 26 5,17
Табак Левая АС-120 503 3/1,2 17 3,38
ВЛ-110 кВ Тербуны -
II АС-95;
АС-150 425 0 0 0,00
ВЛ-110 кВ Тербуны -
тяговая АС-150 580 7/1,9 38 6,55
Хитрово - тяга -
левая АС-150 580 0 0 0,00
Хитрово - тяга -
правая АС-150 580 0 0 0,00
Центральная Левая АС-185 657 19,8/9,5 117 17,81
Центральная Правая АС-185 657 15,7/7,3 88 13,39
Таблица 8.16
Липецкий участок службы воздушных линий
(летний максимум 2012 г.)
Наименование ЛЭП Марка и сечение
провода/кабеля Дл.
доп.
ток
при
темпе-
ратуре
+35°
С, А Загрузка,
МВт/МВар Ток по
линии,
А %
заг-
рузки
от
дл.
доп.
тока
"2А Левая" АС-185 448 16,8/4,4 87 19,42
"2А Правая" АС-185 448 16,8/4,4 87 19,42
"Бугор Левая" АС-185; АС-240 448 28,6/13,1 157 35,04
"Бугор Правая" АС-185; АС-240 448 29,2/13,3 160 35,71
"В. Матренка" АС-120 343 2,6/0,3 15 4,37
"Вербилово Левая" АС-185 448 3,4/0,2 17 3,79
"Вербилово Правая" АС-185 448 2,9/0,2 15 3,35
участок Вербилово -
Хлевное 1 АС-95 290 1,8/0,3 11 3,79
участок Вербилово -
Хлевное 2 АС-95 290 2,5/0,8 15 5,17
"Двуречки Левая" АЖ-120; АС-120 343 10,6/3,4 56 16,33
"Двуречки Правая" АЖ-120; АС-120 343 16,4/9,2 94 27,41
"Добринка-1" АС-120 343 2,1/1,9 12 3,50
"Добринка-2" АС-120 343 2,7/0,6 15 4,37
"Доброе Левая" АС-120 343 3/0,3 17 4,96
"Доброе Правая" АС-120 343 3,1/1 19 5,54
"Кольцевая Левая" АС-185;
ПвПу2г1*185/95/-64/110 448 15,4/3,8 79 17,63
"Кольцевая Правая" АС-185;
ПвПу2г1*185/95/-64/110 448 15,1/4 78 17,41
"ЛТП Левая" АС-70; АС-95; АС-120 233 1,6/0,6 9 3,86
"ЛТП Правая" АС-70; АС-95; АС-120 233 1,8/0,7 10 4,29
"Московская Левая" АС-185 448 40,6/10,4 209 46,65
"Московская Правая" АС-185 448 40,6/10,4 209 46,65
"Привокзальная
Левая" АС-185; АС-95; АС-120 448 30,8/7,6 159 35,49
"Привокзальная
Правая" АС-185; АС-95; АС-120 448 19,3/3,3 98 21,88
отп. на
Привокзальную 1 АС-95 290 23,7/9,5 128 44,14
отп. на
Привокзальную 2 АС-95 290 9,0/4 49 16,90
Промышленная АС-185 448 1/3,7 20 4,46
Связь Левая АС0-300 607 0 0 0,00
Связь Правая АС0-300 607 0 0 0,00
Сухая Лубна АС-185 448 5,9/6 45 10,04
"Трубная Левая" АС-185; АС-120; АС-95 343 5,5/3,6 34 9,91
"Трубная Правая" АС-185; АС-120; АС-95 343 6,4/2,7 36 10,50
"ТЭЦ-2 Левая" АС-185 448 0,9/3,5 18 4,02
"ТЭЦ-2 Правая" АС-185 448 0,9/3,5 18 4,02
"Усмань Левая" АС-95; АС-120 343 9,1/2 48 13,99
"Усмань Правая" АС-95; АС-120 290 9,4/2 50 17,24
"Хворостянка" АС-120; АС-95 290 6,9/1,5 37 12,76
"Цементная Левая" АС-185 448 22,9/15,9 140 31,25
"Цементная Правая" АС-185 448 31,8/20,7 189 42,19
"Центролит Левая" АС-185 448 4,7/3 28 6,25
"Центролит Правая" АС-185 448 4,8/3,9 31 6,92
Чугун Левая АС-185 448 11,9/11,7 84 18,75
Чугун Правая АС-185 448 11,9/11,7 84 18,75
Продолжение таблицы 8.16
Лебедянский участок службы воздушных линий
(летний максимум 2012 г.)
Наименование ВЛ Марка и
сечение
провода Дл. доп.
ток при
температуре
+35° С, А Загрузка,
МВт/МВар Ток по
линии,
А % загрузки
от дл.
доп. тока
Лебедянь Левая АС-150 396 4,2/6,1 41 10,35
Лебедянь Правая АС-150/19;
АС-150/24 396 4,4/4,2 31 7,83
Заход Левая АС-120/19;
АС-150/24 343 8,7/0,9 44 12,83
Заход Правая АС-120/19;
АС-150/24 343 8,7/0,9 44 12,83
Машзавод Левая АС-120/19 343 3,1/1,1 17 4,96
Машзавод Правая АС-120/19 343 3,1/1,1 17 4,96
Химическая-1 АС-185/24 448 8,7/5,2 54 12,05
Данков АС-150/19 396 1,5/0,6 9 2,27
ТЭЦ - Доломитная АС-150/19;
АС-150/24 396 4,3/3,5 29 7,32
Доломитная АС-150/19 396 0 0 0,00
Заводская Левая АС-150/19 396 1,5/0,3 8 2,02
Заводская Правая АС-150/19 396 1,5/0,3 8 2,02
Березовка АС-95/16 290 1,8/0,1 13 4,48
Золотуха АС-120/19 343 6,7/2,4 36 10,50
Круглое АС-120/19 343 6,5/2,7 36 10,50
Чаплыгин-1 АС-150/24 343 1/0,9 8 2,33
ВЛ Чаплыгин-2 АС-150/24 343 2,8/0,2 15 4,37
ВЛ Лутошкино Левая АЖ-120;
АС-95/16 290 3,7/1,2 22 7,59
ВЛ Лутошкино Правая АЖ-120;
АС-95/16 290 0,9/0,7 6 2,07
Ольховец АС-95/16;
АС-120/19 290 7,5/1,9 40 13,79
Компрессорная Правая АС-120/19 343 3,2/0,9 17 4,96
ВЛ Компрессорная Левая АС-120/19 343 3,2/0,9 17 4,96
Лев Толстой АС-120/19 343 10/5,7 61 17,78
Троекурово АС-120/19 343 2,2/0,6 12 3,50
Чаплыгин с отп. на ПС
Чаплыгин Старая АС-120/19;
АС-150/19 343 5,7/4,2 40 11,66
Продолжение таблицы 8.16
Елецкий участок службы воздушных линий
(летний максимум 2012 г.)
Наименование ВЛ Марка и
сечение
провода Дл. доп.
ток при
температуре
+35° С, А Загрузка,
МВт/МВар Ток по
линии,
А % загрузки
от дл.
доп. тока
Волово АС-150 396 1,7/0 11 2,78
Гороховская Левая АС-95 290 5/2,6 30 10,34
Гороховская Правая АС-120 343 1,4/0,7 9 2,62
Тербуны нов. АС-150 396 2,5/0,1 15 3,79
Донская Левая АС-185 448 3,7/7,5 42 9,38
Донская Правая АС-185 448 7,5/4,3 44 9,82
Елецкая - тяговая левая АС-150 396 3,5/2,7 23 5,81
Елецкая - тяговая правая АС-150 396 3,5/2,7 23 5,81
Заречная Левая АС-185 448 3,9/4 28 6,25
Заречная Правая АС-185 448 3,9/4 28 6,25
Измалково Левая АС-120 343 0,4/1,2 6 1,75
Измалково Правая АС-120 343 2/0,1 13 3,79
Касторная АС-95 290 3/4,6 28 9,66
Компрессорная Левая АС-185 448 1/0,8 8 1,79
Компрессорная Правая АС-185 448 0 0 0,00
Набережная АС-95;
АС-120;
АС-150 290 1,2/0,5 9 3,10
Становая Левая АС-150 396 7/1,8 37 9,34
Становая Правая АС-150 396 10,1/3,4 56 14,14
Табак Левая АС-120 343 7,7/4,58 46 13,41
Табак Левая АС-120 343 0 0 0,00
ВЛ-110 кВ Тербуны - II АС-95;
АС-150 290 0 0 0,00
ВЛ-110 кВ Тербуны -
тяговая АС-150 396 5/1,9 27 6,82
Хитрово - тяга - левая АС-150 396 0 0 0,00
Хитрово - тяга - правая АС-150 396 0 0 0,00
Центральная Левая АС-185 448 9,1/5,3 53 11,83
Центральная Правая АС-185 448 9,35/5,4 55 12,28
Как видно из таблицы 8.15, загрузка ВЛ 110 кВ в зимний максимум энергосистемы 2012 г. находилась в пределах следующих значений (процент загрузки от длительно допустимого тока линии при температуре минус 5° С):
- Липецкий участок от 3,5% до 42%;
- Лебедянский участок от 1,4% до 17,5%;
- Елецкий участок от 0,9% до 17,8%.
Как видно из таблицы 8.16, загрузка ВЛ 110 кВ в летний максимум энергосистемы 2012 г. находилась в пределах следующих значений (процент загрузки от длительно допустимого тока линии при температуре + 35° С):
- Липецкий участок от 3,35% до 46,7%;
- Лебедянский участок от 2% до 17,8%;
- Елецкий участок от 1,75% до 14,1%.
8.3. Решения по электрическим сетям 110 кВ
В период рассматриваемой перспективы настоящей Схемой предусматривается дальнейшее развитие сетей 110 кВ Липецкой энергосистемы. Развитие электрических сетей определяется, в основном, развитием энергоисточников, темпами роста и распределения электрических нагрузок на рассматриваемой территории, необходимостью обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в повышении надежности электроснабжения существующих и вновь сооружаемых объектов.
Схема сети 110 кВ, а также предварительные параметры линий и подстанций определяются в процессе решения основных вопросов, позволяющих:
- ликвидировать "узкие места" в существующей схеме сетей 110 кВ;
- повысить надежность электроснабжения потребителей промышленности, транспорта, сельского хозяйства, коммунально-бытового сектора;
- усилить электроснабжение отдельных электросетевых районов;
- обеспечить электроснабжение новых потребителей.
Электрические расчеты сети 110 кВ на расчетные года выполнены с целью:
- определения мест размещения новых подстанций;
- предварительного выбора схем электрических соединений электростанций и подстанций;
- определения сечения проводов ВЛ, числа и мощностей трансформаторов на подстанциях;
- выбора схемы сети;
- выбора средств регулирования напряжения и потокораспределения (при необходимости);
- разработки мероприятий по снижению расхода электроэнергии;
- определения токов короткого замыкания, проверки достаточности отключающей способности выключателей.
Электрические расчеты выполняются для нормального, максимального и наиболее тяжелого послеаварийного режимов работы сети 110 кВ, из условия, что в проектный год на всех подстанциях 110 кВ будут установлены устройства РПН.
В течение периода 2014 - 2018 гг. зимний максимум нагрузки по энергосистеме достигнет в 2018 г. 1968 МВт. В таблице 8.17 приведен перечень подстанций 220 и 110 кВ, на которых в период с 2013 по 2019 год прирост нагрузок на шинах 6 - 10 кВ, 35 кВ составит более 50 кВт. Прирост нагрузок по подстанциям учитывался с применением коэффициента попадания в максимум энергосистемы (коэффициента совмещения).
Таблица 8.17
Прирост нагрузок за период с 2013 по 2019 год
Наименование ПС Суммар-
ная
полная
мощ-
ность
ЦП по
резуль-
татам
замеров
макси-
мума
нагруз-
ки
Sмах,
кВА Прирост нагрузок на шинах 35 кВ, 6 - 10 кВ, кВт Всего
2013 -
2019, кВт
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 ПС 110/10 кВ
Рождество - 4000,00 1600,00 1600,00 2400,00 2400,00 2400,00 1600,00 16000,00
ПС 110/10 кВ
Куймань 800 800,00 800,00
ПС 110/10 кВ ОЭЗ - 6080,00 3360,00 2040,00 2400,00 1600,00 15480,00
ПС 110/10 кВ ОЭЗ
Елецпром - 3120,00 1120,00 1120,00 2080,00 3200,00 10640,00
ПС 110/35/10 кВ
Компрессорная 6500 272,00 1600,00 1872,00 1600,00 1600,00 1600,00 8544,00
35 кВ 272,00 272,00 10 кВ 1600,00 1600,00 1600,00 1600,00 1600,00 ПС 110/10 кВ
Рошен - 4000,00 3200,00 3200,00 3200,00 3200,00 4000,00 7200,00 28000,00
ПС 110/10 кВ
Тербунский гончар 420 800,00 800,00 960,00 10780,00 13340,00
ПС 110/10/10 кВ
Манежная 1040 4838,20 4088,00 1735,00 344,00 11005,20
ПС 110/10/10 кВ
Университетская 700 953,30 1840,00 1600,00 4264,90 4453,50 4396,50 17508,20
ПС 110/10/6 кВ
Юго-Западная 42200 7936,00 1401,20 1600,00 1600,00 1600,00 1600,00 15737,20
ПС 110/10/6 кВ
Южная 42040 251,60 251,60
ПС 110/35/10 кВ
Астапово 5500 824,00 320,00 320,00 430,40 1894,40
ПС 110/35/10 кВ
Волово 3130 640,00 272,00 912,00
ПС 110/35/10 кВ
Гороховская 13510 800,00 406,10 1206,10
ПС 110/35/10 кВ
Доброе 12450 668,80 238,80 907,60
ПС 110/35/10 кВ
Донская 4670 320,00 697,60 697,60 1715,20
ПС 110/35/10 кВ
Казинка 22030 1056,00 288,40 448,00 132,00 1924,40
35 кВ 272,00 288,40 448,00 132,00 10 кВ 784,00 ПС 110/35/10 кВ
Лебедянь 19430 288,00 880,00 880,00 464,00 464,00 2976,00
35 кВ 480,00 480,00 10 кВ 288,00 400,00 400,00 464,00 464,00 ПС 110/35/10 кВ
Хворостянка 14830 176,00 616,00 176,00 272,00 428,80 1668,80
35 кВ 176,00 616,00 176,00 272,00 10 кВ 428,80 ПС 110/35/10 кВ
Химическая 6610 800,00 960,00 1040,00 1360,00 800,00 4960,00
ПС 110/35/10 кВ
Хлевное 13940 950,00 302,00 448,00 0,00 748,80 320,00 2768,80
35 кВ 352,00 10 кВ 598,00 302,00 448,00 748,80 320,00 ПС 110/35/6 кВ
Бугор 29590 1006,70 1372,00 1751,60 400,00 489,60 5019,90
ПС 110/35/6 кВ
Цементная 49150 3252,80 1864,00 2136,00 1864,00 1864,00 10980,80
35 кВ 1864,00 1864,00 1864,00 1864,00 1864,00 6 кВ 1388,80 272,00 ПС 110/6 кВ
Агрегатная 16560 247,20 499,20 746,40
ПС 110/6 кВ ГПП-2 14130 2680,00 2424,00 800,00 1200,00 1200,00 1000,00 600,00 9904,00
ПС 110/6 кВ
Западная 24300 445,80 640,00 384,80 272,00 1742,60
ПС 110/6 кВ КПД 4670 604,00 1784,00 428,80 2816,80
ПС 110/6 кВ
Привокзальная 45140 116,00 124,00 240,00
ПС 110/6 кВ
Тепличная 6400 400,00 880,00 1240,00 400,00 400,00 3320,00
ПС 110/6 кВ
Трубная-2 5000 400,00 832,00 1720,00 2224,80 400,00 883,20 6460,00
ПС 110/35/6 кВ
Вербилово 3590 400,00 532,00 932,00
35 кВ 400,00 532,00 6 кВ ПС 110/35/10 кВ
Аксай 3420 272,00 272,00
35 кВ 272,00 10 кВ ПС 110/35/10 кВ
Долгоруково 10900 281,60 432,00 680,00 1393,60
35 кВ 281,60 432,00 680,00 10 кВ ПС 110/35/10 кВ
Россия 6460 400,00 400,00 428,40 1228,40
35 кВ 400,00 400,00 428,40 10 кВ ПС 110/35/10 кВ
Тербуны 11410 320,00 320,00
35 кВ 320,00 10 кВ ПС 110/35 кВ
Гидрооборудование 168,00 160,00 328,00
ПС 220/110 кВ
Казинка - 960,00 800,00 3760,00 6400,00 4000,00 15920,00
Итого прирост
нагрузок, кВт 28622,90 39240,70 26762,20 33413,30 34599,20 29442,10 27783,60 219864,00
8.3.1. Решения по Липецкому участку службы подстанций
и службы воздушных линий
ПС 110/6 кВ Привокзальная.
В связи с тем, что основное оборудование ПС 110 кВ Привокзальная выработало свой срок эксплуатации и установленной мощности трансформаторов недостаточно для питания существующих потребителей (см. таблицу 8.14, раздел 8.2.1), требуется произвести реконструкцию данной подстанции с установкой двух трансформаторов 2 x 63 МВА. Реконструкцию подстанции планируется осуществить в период 2016 - 2017 гг.
ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная.
В связи с ростом коммунально-бытовой и промышленной нагрузки в г. Липецке с питанием от ПС Юго-Западная до 2014 года необходимо увеличение трансформаторной мощности подстанции путем установки третьего трансформатора Т3 40 МВА с подключениям к секциям шин 110 кВ подстанции через развилку из выключателей. По информации филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" данные мероприятия по реконструкции ПС 110 кВ Юго-Западная выполняются в настоящий момент.
ПС 110/35/10 кВ Новая Деревня.
В соответствии с таблицей 8.14 уже в 2012 г. по результатам замеров максимума нагрузки зимы 2012 г. загрузка трансформатора 6,3 МВА в режиме n-1 могла составить 6,98 МВА при допустимом значении 6,62 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 2,92 МВА). Загрузка трансформатора 6,3 МВА в зимний максимум 2018 г. в режиме n-1 составит 7,59 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 2,92 МВА). Исходя из этого, рекомендуется в 2014 г. произвести замену трансформатора Т2 6,3 МВА на подстанции.
Альтернативой замены Т2 6,3 МВА на ПС 110 кВ Новая Деревня может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Новая Деревня и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 0,97 МВА (с учетом существующего перераспределения).
ПС 110/35/10 кВ Хворостянка.
В соответствии с таблицей 8.14 уже в 2012 г. по результатам замеров максимума нагрузки зимы 2012 г. загрузка трансформатора 10 МВА в режиме n-1 могла составить 13,27 МВА при допустимом значении 10,5 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,56 МВА). Загрузка трансформатора 10 МВА в максимум нагрузки подстанции в 2018 г. в режиме n-1 может составить 14,6 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,56 МВА). Исходя из этого, рекомендуется произвести замену трансформатора Т2 10 МВА на подстанции. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2017 г.
Альтернативой замены Т2 10 МВА на ПС 110 кВ Хворостянка может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Хворостянка и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 4,1 МВА (с учетом существующего перераспределения).
ПС 110/35/10 кВ Казинка.
Загрузка трансформатора 16 МВА в режиме n-1 на ПС 110 кВ Казинка в 2018 г. составит 16,93 МВА при допустимом значении 16,8 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 7,72 МВА по таблице 8.14). Исходя из этого, рекомендуется произвести замену трансформаторов 2 x 16 МВА на трансформаторы 2 x 25 МВА в 2018 г.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 110 кВ Казинка может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Казинка и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 0,13 МВА (с учетом существующего перераспределения).
ПС 110/35/10/6 кВ Гидрооборудование.
Для питания сети 35 кВ на данной ПС установлен один трансформатор 110/35 кВ номинальной мощностью 31,5 МВА, его загрузка в зимний максимум 2012 г. составила 8,44 МВА, в зимний максимум 2018 года составит 8,75 МВА. Существующее значение перераспределения мощности при отключении данного трансформатора составляет 5,5 МВА, исходя из этого дефицит мощности в 2012 г. составил 2,94 МВА, в 2018 г. составит 3,25 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции требуется строительство дополнительных сетей связи по сети низкого напряжения между ПС 35 кВ, получающими питание от ПС Гидрооборудование, и близ расположенными ПС 35 - 110 кВ в размере не менее 3,25 МВА (с учетом существующего перераспределения).
ПС 110/10 кВ Двуречки.
На данной подстанции установлен один трансформатор 110/10 кВ номинальной мощностью 6,3 МВА, его максимальная загрузка в 2012 г. составила 1,93 МВА, в 2018 г. также составит 1,93 МВА. Перераспределение мощности при отключении трансформатора 6,3 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент отсутствует, исходя из этого, дефицит мощности составляет 1,94 МВА. Для снятия дефицита мощности на ПС требуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 110 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 1,94 МВА, в ином случае потребуется установка второго трансформатора на подстанции.
Для электроснабжения новой кондитерской фабрики "Рошен" в районе д. Косыревка в 2013 году планируется завершение мероприятий по подключению абонентской ПС 110/10 кВ Рошен с двумя трансформаторами по 25 МВА и двухцепной ВЛ 110 кВ от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная (на данный момент ПС 110/10 кВ Рошен уже построена).
В период до 2018 г. в г. Липецке прогнозируется значительный прирост коммунально-бытовой нагрузки. В связи с этим при строительстве новых центров питания и реконструкции существующих для подключения вновь появляющихся потребителей электроэнергии требуется проверка достаточности пропускной способности сети 110 кВ.
КонсультантПлюс: примечание.
Приложение Е не приводится.
На рисунках N 1 - 48 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний/летний максимумы, летний минимум 2014 - 2018 гг., позволяющие оценить загрузку ВЛ 110 кВ в г. Липецке. (все рисунки представлены в приложении Е). Послеаварийные режимы в летний максимум, летний минимум для сети 110 кВ Липецкого энергоузла проводятся при аварийном отключении одного элемента сети с наложением на ремонт другого (критерий n-2 в данном случае применяется для сети 110 кВ, т.к. сеть 110 кВ в данном районе несет функции основной сети и оказывает непосредственное влияние на сеть 220 кВ).
На рисунке 1 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2014 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 487 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2014 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 140 МВт (см. рис 2).
На рисунке 3 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 487 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2015 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 140 МВт (см. рис 4).
На рисунке 5 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2015 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 459 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего минимума 2015 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 119 МВт (см. рис. 6).
На рисунке 7 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 495 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2016 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 145 МВт (см. рис. 8).
На рисунке 9 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2016 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 464 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего минимума 2016 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 122 МВт (см. рис. 10).
На рисунке 11 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 503 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2017 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 150 МВт (см. рис. 12).
На рисунке 13 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2017 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 472 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего минимума 2017 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 130 МВт (см. рис. 14).
На рисунке 15 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 499 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2018 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 148 МВт (см. рис. 16).
На рисунке 17 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2018 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 470 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего минимума 2018 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 130 МВт (см. рис. 18).
Из вышеприведенных расчетов послеаварийных режимов на уровне нагрузок летнего максимума, летнего минимума 2014 - 2018 годов следует, что при ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая либо Правая во избежание перегрузки оставшейся в работе ВЛ 110 кВ требуется, чтобы генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее:
- летний максимум 2014 г. - 140 МВт;
- летний максимум 2015 г. - 140 МВт;
- летний минимум 2015 г. - 119 МВт;
- летний максимум 2016 г. - 145 МВт;
- летний минимум 2016 г. - 122 МВт;
- летний максимум 2017 г. - 150 МВт;
- летний минимум 2017 г. - 130 МВт;
- летний максимум 2018 г. - 148 МВт;
- летний минимум 2018 г. - 130 МВт.
Аналогичная ситуация с перегрузкой ВЛ 110 кВ Московская происходит в летние максимумы 2014 - 2018 г. в послеаварийных режимах "Отключена 2 сек. СШ 1 110 кВ Липецкой ТЭЦ - 2, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 до аварии 99 МВт", представленных на рис. 19 - 28. Наибольшая перегрузка ВЛ 110 кВ Московская правая составляет 472 А в летний максимум 2017 г. (рис 25). Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2017 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 119 МВт (см. рис. 26).
Исходя из вышесказанного, реконструкции ВЛ 110 кВ Московская Левая, Правая при принятом в работе потреблении на пятилетний период не требуется.
На рисунках 29 и 30 представлены послеаварийные режимы в летний максимум и летний минимум 2018 г. "Отключена 2 сек. СШ 2 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2, в ремонте ВЛ 110 кВ Ситовка - Липецкая ТЭЦ-2 1. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 до аварии 270 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт". Данные режимы позволяют оценить максимальную загрузку ВЛ 110 кВ Чугун за пятилетний период, рассматриваемый в данной работе. Из данных режимов следует, что перегрузка ВЛ 110 кВ Чугун отсутствует (загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Чугун Правая составляет в летний максимум 2018 г. - 432 А, в летний минимум 2018 г. - 340 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С), т.е. реконструкции двухцепной ВЛ 110 кВ Чугун при принятом в работе потреблении на пятилетний период не требуется.
На рисунках 31 - 43 представлен ряд послеаварийных режимов в зимний/летний максимумы 2018 г., летний минимум 2018 г., позволяющих оценить максимальную загрузку сети 110 кВ в районе г. Липецка:
- рис. 31. Зимний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;
- рис. 32. Зимний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1;
- рис. 33. Зимний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая;
- рис. 34. Зимний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Цементная Левая;
- рис. 35. Зимний максимум 2018 г. Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол;
- рис. 36. Летний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;
- рис. 37. Летний максимум 2018 г. Отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка;
- рис. 38. Летний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Цементная Левая, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1;
- рис. 39. Летний максимум 2018 г. Отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Чугун;
- рис. 40. Летний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая;
- рис. 41. Летний максимум 2018 г. Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1;
- рис. 42. Летний минимум 2018 г. Отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка;
- рис. 43. Летний минимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая.
Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 3.31 - 3.43) следует, что перегрузка электросетевых объектов отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.
Далее справочно приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети 110 кВ Липецкого энергоузла на последний год планирования (2018 г.) в случае набора нагрузки на ПС 220 кВ Казинка (потребители ОЭЗ ППТ Липецк), ПС 110 кВ Привокзальная (с учетом реконструкции на 2 x 63 МВА) и ПС 110 кВ Юго-Западная в соответствии с подключением всех возможных потребителей (всех ТУ) на данные подстанции (по ПС Казинка - в соответствии с прогнозом потребления мощности, полученным от ОЭЗ ППТ Липецк). Принятые нагрузки по подстанциям представлены в таблице 8.18.
Таблица 8.18
Наименование центра питания Расчетная нагрузка в летний максимум
2018 г., МВт
ПС 220 кВ Казинка 140
ПС 110 кВ Юго-западная 75
ПС 110 кВ Привокзальная 58,8
Примечание: нагрузка по ПС 110 кВ принята исходя из 5% перегрузки трансформатора подстанции в режиме n-1, нагрузка ПС 220 кВ Казинка принята с учетом коэффициента совмещения, равного 0,8, и коэффициента 0,9 для летнего максимума относительно зимнего.
На рисунке 44 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "Отключена ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 100 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 605 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С (510 А - при температуре +25° С). Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2018 г. в нормальном режиме генерация Липецкой ТЭЦ-2 практически постоянно составляла не менее 240 МВт (см. рис. 45), в то время как по режиму тепловых нагрузок станции летнего периода оптимальная величина генерации 100 МВт.
На рисунке 46 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 100 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 748 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С (510 А - при температуре +25° С). Для предотвращения токовой перегрузки выше указанной ВЛ 110 кВ возможно превентивное увеличение генерации Липецкой ТЭЦ-2 при ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая/Правая. Однако следует отметить, что максимальная генерация Липецкой ТЭЦ-2 в летний период не может превышать 270 МВт. На рис. 47 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 270 МВт", при этом сохраняется перегрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая - 505А.
На рис. 48 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "Отключена 2 сек. СШ 2 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2, в ремонте ВЛ 110 кВ Ситовка - Липецкая ТЭЦ-2 1. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 до аварии 270 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт", при этом загрузка ВЛ 110 кВ Чугун составит 487 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А, при температуре +35° С.
Из выше приведенных послеаварийных режимов следует, что в случае перспективного роста нагрузок относительно основного варианта в соответствии со значениями, представленными в таблице 8.18 и более, потребуется реконструкция двухцепной ВЛ 110 кВ Московская и двухцепной ВЛ 110 кВ Чугун с увеличением сечения провода.
8.3.2. Решения по Елецкому участку службы подстанций
и службы воздушных линий
В г. Елец для электроснабжения особой экономической зоны "Елецпром" планируется строительство ПС 110/10/10 кВ ОЭЗ Елецпром с двумя трансформаторами по 40 МВА. Подключение планируется выполнить ответвлениями от ВЛ 110 кВ Елец - тяга левая и Елец - тяга правая - двухцепной ВЛ 110 кВ, выполненной проводом АС-120 протяженностью 1,5 км. Строительство планируется в два этапа: в 2013 - 2014 гг. подключение первого трансформатора, в 2015 году - второго.
ПС 110/35/10 кВ Тербуны.
Загрузка трансформатора 10 МВА в режиме n-1 на ПС 110 кВ Тербуны в 2014 г. составит 11,56 МВА (11,61 МВА в 2018 г.) при допустимом значении 10,5 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1 МВА по таблице 8.14). Исходя из этого, рекомендуется произвести замену трансформаторов 2 x 10 МВА на трансформаторы 2 x 16 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2015 - 2016 гг.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 110 кВ Тербуны может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Тербуны и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 1,11 МВА (с учетом существующего перераспределения).
ПС 110/35/10 кВ Долгоруково.
В соответствии с таблицей 8.14 уже в 2012 г. по результатам замеров максимума нагрузки зимы 2012 г. загрузка трансформатора 6,3 МВА в режиме n-1 могла составить 7,4 МВА при допустимом значении 6,62 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 3,5 МВА). Загрузка трансформатора 6,3 МВА в максимум нагрузки 2018 г. в режиме n-1 может составить 9,0 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 3,5 МВА). Исходя из этого, рекомендуется в 2015 г. произвести замену трансформатора Т1 6,3 МВА на подстанции.
Альтернативой замены Т1 6,3 МВА на ПС 110 кВ Долгоруково может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Долгоруково и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 2,38 МВА (с учетом существующего перераспределения).
8.3.3. Решения по Лебедянскому участку службы подстанций
и службы воздушных линий
В г. Чаплыгине идет строительство ОЭЗ РУ ППТ "Чаплыгин". В настоящий момент на территории ОЭЗ функционирует предприятие ООО "Хавле Индустриверке" (электроснабжение осуществляется на напряжении 10 кВ по двухцепной ВЛ 10 кВ от ПС 110 кВ Компрессорная (ВЛ в габаритах 110 кВ)). Согласно таблице 6.1 раздела 6 ООО "Хавле Индустриверке" выйдет на проектную мощность (заявленная 10 МВт) к 2019 г. (также в рассматриваемый период возможно появление новых потенциальных резидентов ОЭЗ). К этому времени потребуется строительство новой ПС 110 кВ с переводом существующей двухцепной ВЛ 110 кВ на проектное напряжение (потребуется установка двух ячеек элегазовых выключателей 110 кВ в ОРУ 110 кВ ПС Компрессорная).
В районе с. Гребенкино Краснинского района строится индустриальный парк ИРИТО (ООО "Моторинвест") и жилой поселок с объектами социально-бытового характера. Для электроснабжения предприятия необходимо построить новую подстанцию 110/10 кВ с трансформаторами по 25 МВА. Окончание строительства подстанции планируется осуществить в 2014 г. Схему подстанции принять 110-4Н. Подключение ПС 110 кВ Рождество к энергосистеме выполняется двухцепным ответвлением от ВЛ 110 кВ Лутошкино левая, правая (по информации филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" мероприятия по строительству данной двухцепной ВЛ 110 кВ уже завершены). До строительства ПС 110 кВ Рождество питание заводских электроприемников будет осуществляться от передвижной подстанции 110 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".
ПС 110/10 кВ Чаплыгин.
На данной подстанции установлен один трансформатор 110/35/10 кВ номинальной мощностью 6,3 МВА, его максимальная загрузка в 2012 г. составила 4,7 МВА, в 2018 г. также составит 4,7 МВА. Существующее значение перераспределения мощности при отключении данного трансформатора составляет 2,0 МВА, исходя из этого дефицит мощности в 2012 - 2018 гг. составит 2,7 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции требуется строительство дополнительных сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 110 кВ и рядом расположенными ПС в размере не менее 2,7 МВА (с учетом существующего перераспределения).
Далее на рисунках N 49 - 54 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний и летний максимумы 2018 г. (в летний максимум с учетом критерия n-2) для того, чтобы проверить максимально возможную загрузку электросетевого оборудования в районе расположения ПС 220 кВ Дон (расчеты производятся на 2018 г. исходя из наибольшей загрузки оборудования в данный период):
- рис. 49. Зимний максимум энергосистемы 2018 г. "отключен АТ 2 на ПС 220 кВ Дон";
- рис. 50. Летний максимум 2018 г. "в ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключена ВЛ 110 кВ С. Лубна";
- рис. 51. Летний максимум 2018 г. "в ремонте ВЛ 110 кВ Л. Толстой, отключена ВЛ 110 кВ Компрессорная Левая";
- рис. 52. Летний максимум 2018 г. "отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Компрессорная";
- рис. 53. Летний максимум 2018 г. "в ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключен АТ 1";
- рис. 54. Летний максимум 2018 г. "в ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Дон".
Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 49 - 54) следует, что перегрузка электросетевых объектов в районе расположения ПС 220 кВ Дон отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.
8.4. Расчет токов короткого замыкания в сети 110 кВ
В таблицах 8.19, 8.20 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 35 - 110 кВ ПС 110 кВ Липецкой энергосистемы на 2014 - 2018 гг., полученные в результате расчетов нормальной и ремонтных схем сети (в ремонте АТ на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; в ремонте АТ на ПС 220 кВ Северная, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; ремонт 2 СШ 220 кВ ПС Борино с переводом всех присоединений на 1 СШ 220 кВ, замкнут транзит 110 кВ Кольцевая Левая, Правая). При расчете учитывалась установка токоограничивающих реакторов (ТОР) в цепях ВЛ 110 кВ ТЭЦ НЛМК - РП-1 и в цепях КВЛ 110 кВ ГПП 18 - Северная, которые устанавливаются в рамках технологического присоединения ГТРС за ДП-6,7.
Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 110 кВ представлены на 2018 г., т.к. в этот период токи КЗ будут иметь максимальные значения. При выявлении несоответствия коммутационного оборудования значениям токов КЗ будут просчитаны значения токов КЗ для данных подстанций в период с 2014 - 2018 гг. для вычисления года, в который необходима замена оборудования.
В таблице 8.19 представлены значения токов короткого замыкания в нормальном режиме и максимальные значения токов короткого замыкания на шинах 35 - 110 кВ ПС 110 кВ Липецкой энергосистемы, полученные в результате расчетов нормальной и ремонтных схем сети, на 2018 г.
Таблица 8.19
Значения токов КЗ на 2018 г.
N
п/п Наименование Напряже-
ния, кВ СШ Ток трехфазного
и однофазного КЗ
на 2018 г. в
норм. режиме, кА Ток
трехфазного и
однофазного КЗ
на 2018 г.
макс.
значения, кА Отклю-
чающая
спо-
соб-
ность
выклю-
чате-
лей,
кА
110 кВ 35
кВ 110 кВ 35
кВ 1. Аксай 110/35/10 1 4,53/2,9 1,36 4,77/2,93 1,36 40; 10
110/35/10 2 4,52/2,9 1,36 4,76/2,97 1,36 2. Бугор 110/35/6 1 7,86/4,04 6,68 8,3/4,14 6,8 40;
10, 10
110/35/6 2 7,86/4,04 6,68 8,3/4,14 6,8 3. Вербилово 110/35/6 1 4,54/2,65 0,89 4,77/2,7 0,89 40;
10,
12.5
110/35/6 2 4,54/2,65 0,89 4,77/2,7 0,89 4. В. Матренка 110/35/6 1 1,64/0,92 0,8 1,67/0,93 0,8 10
110/35/6 2 1,54/0,89 0,79 1,56/0,89 0,79 5. Гидрооборудование 110/10/6 1 9,97/7,32 11,13/7,8 18.4;
20;
18.4;
12.5
110/10/6 2 9,87/7,4 11,04/7,9 110/35/6 1 9,87/7,4 4,36 11,04/7,9 4,42 6. Двуречки 110/10 1 9,57/6,46 10,67/6,8 25
110/10 2 9,67/6,43 10,75/6,8 7. Добринка 110/35/10 1 2,27/1,3 1,79 2,32/1,3 1,8 20,
40; 10
110/35/10 2 2,27/1,3 1,24 2,31/1,3 1,24 8. Доброе 110/35/10 1 4,09/2,32 2,02 4,12/2,32 2,02 10
110/35/10 2 4,09/2,32 2,02 4,12/2,32 2,02 9. Казинка 110/35/10 1 7,98/5,19 3,26 8,73/5,4 3,3 40; 10
110/35/10 2 8,21/5,21 3,26 8,94/5,42 3,3 10. КПД 110/6 1 13,92/9,01 14,34/9,1 10
110/6 2 13,92/9,01 14,34/9,1 11. ЛТП 110/6 1 17,52/11,64 18,2/11,8 110/6 2 17,52/11,64 18,2/11,8 12. Никольская 110/35/10 1 2,97/1,8 0,86 3,06/1,83 0,86 40; 10
110/35/10 2 2,96/1,8 0,86 3,05/1,84 0,86 13. Новая Деревня 110/35/10 1 5,77/3,52 1,39 5,98/3,58 1,39 40; 10
110/35/10 2 5,77/3,52 1,39 5,98/3,55 1,39 14. Октябрьская 110/10 1 9,98/6,31 10,7/6,6 25,40
110/10 2 9,98/6,31 10,7/6,6 15. Привокзальная 110/10/6 1 16,48/10,47 18,2/11 110/10/6 2 16,48/10,47 18,2/11 16. Ситовка 110/6 1 21,59/14,83 22,7/15,2 20;
25; 40
110/6 2 21,59/14,83 22,7/15,2 17. Тепличная 110/6 1 10,95/6,67 11,21/6,7 110/6 2 10,95/6,67 11,21/6,7 18. Усмань 110/35/10 1 2,61/1,59 1,85 2,68/1,6 1,86 20;
40;
6.6;
12.5
110/35/10 2 2,61/1,59 1,85 2,68/1,6 1,86 19. Хворостянка 110/35/10 1 3,58/2,07 2,68 3,71/2,1 2,69 10
110/35/10 2 3,58/2,07 2,68 3,71/2,1 2,69 20. Хлевное 110/35/10 1 2,64/1,51 1,87 2,7/1,52 1,88 10
110/35/10 2 2,64/1,51 1,87 2,7/1,52 1,88 21. Трубная-2 110/6 1 7,4/4,42 7,51/4,45 110/6 2 7,4/4,42 7,51/4,45 22. Цементная 110/35/6 1 15,96/10,78 5,37 16,4/10,9 5,39 40; 20
110/35/6 2 15,96/10,78 8,12 16,4/10,9 8,18 23. Юго-Западная 110/10/6 1 20,52/13,09 23,9/14 20, 40
110/10/6 2 20,52/13,09 23,9/14 24. Южная 110/10/6 1 11,39/8,95 14,5/9,2 40
110/10/6 2 11,39/8,95 14,5/9,2 25. Манежная 110/10 1 11,65/7,94 15/9,55 40
110/10 2 11,65/7,94 15/9,55 26. Университетская 110/10 1 9,74/6,78 10,9/7,2 40
110/10 2 9,74/6,78 10,9/7,2 27. Агрегатная 110/6 1 9,38/7,18 9,5/7,2 40
110/6 2 9,38/7,18 9,5/7,2 28. Волово 110/35/10 1 1,8/1,4 1,2 1,8/1,4 1,2 25; 10
110/35/10 2 1,8/1,4 1,2 1,8/1,4 1,2 29. Гороховская 110/35/10 1 3,36/1,98 1,97 3,41/2 1,97 40; 10
110/35/10 2 3,36/1,98 1,97 3,41/2 1,97 30. Долгоруково 110/35/10 1 3,51/2,24 1,33 3,53/2,25 1,33 40;
6,6;
10
110/35/10 2 2,26/2 1,25 2,26/2 1,25 31. Донская 110/35/10 1 6,79/4,39 1,41 7,03/4,46 1,41 20;
25; 40
6,6
110/35/10 2 6,79/4,39 1,41 7,03/4,46 1,41 32. Западная 110/6 1 9,96/7,84 10,14/7,9 25
110/6 2 9,96/7,84 10,14/7,9 33. Измалково 110/35/10 1 2,6/1,56 1,27 2,61/1,56 1,27 10
110/35/10 2 2,6/1,56 1,27 2,61/1,56 1,27 34. Кашары 110/10 1 4,44/2,7 4,54/2,72 110/10 2 4,44/2,7 4,54/2,72 35. Лукошкино 110/10 1 8,04/6,13 8,51/6,33 40
110/10 2 8,04/6,13 8,51/6,33 36. Набережное 110/35/10 1 2,1/1,8 0,83 2,1/1,8 0,83 40;
6.6;
10
110/35/10 2 2,1/1,8 0,83 2,1/1,8 0,83 37. Табак 110/6 1 9,49/7,64 9,65/7,7 110/6 2 9,49/7,64 9,65/7,7 38. Тербуны 110/35/10 1 2,98/3,3 1,93 2,98/3,3 1,98 20;
6.6;
12.5
110/35/10 2 2,54/1,55 1,86 2,54/1,55 1,86 39. ОЭЗ Елецпром 110/10 1 8,82/8,17 8,96/8,25 110/10 2 8,82/8,17 8,96/8,25 40. Тербунский Гончар 110/10 1 2,86/2,82 2,87/2,82 40
110/10 2 2,86/2,82 2,87/2,82 41. Лебедянь 110/35/10 1 9,77/7,37 2,24 9,99/7,45 2,24 20;
25; 40
10;
6.6
110/35/10 2 9,77/7,37 2,24 9,99/7,45 2,24 42. Лев Толстой 110/35/10 1 3,46/2,23 3,48/2,24 40
2 43. Чаплыгин Новая 110/35/10 1 1,99/1,22 1,73 1,99/1,22 1,73 25; 10
110/35/10 2 1,98/1,22 1,73 1,98/1,22 1,73 44. Россия 110/35/10 1 3,14/2,35 1,93 3,16/2,36 1,93 40; 10
110/35/10 2 3,14/2,35 1,93 3,16/2,36 1,93 45. Компрессорная 110/35/10 1 5,66/3,46 2,14 5,69/3,47 2,14 18.4;
10
110/35/10 2 5,66/3,46 2,14 5,69/3,47 2,14 46. Березовка 110/35/10 1 1,97/1,26 1,73 1,97/1,26 1,73 25; 10
110/35/10 2 1,97/1,26 1,73 1,97/1,26 1,73 47. Нива 110/10 1 7,01/5,39 7,1/5,42 40
110/10 2 7,01/5,39 7,1/5,42 48. Астапово 110/35/10 1 3,81/2,49 2 3,83/2,49 2 25; 10
110/35/10 2 3,81/2,49 2 3,83/2,49 2 49. Химическая 110/35/10 1 5,34/4,53 2,11 5,4/4,55 2,4 20;
40;
12.5
110/35/10 2 5,34/4,53 2,11 5,4/4,55 2,4 50. Ольховец 110/10 1 6,12/5,48 6,19/5,51 40
110/10 2 6,12/5,48 6,19/5,51 51. Куймань 110/10 1 7,01/4,49 7,21/4,54 40
110/10 2 7,01/4,49 7,21/4,54 52. Лутошкино 110/10 1 2,53/1,78 2,54/1,78 110/10 2 2,53/1,78 2,54/1,78 53. Круглое 110/10 1 5,34/4,53 5,4/4,55 40
110/10 2 5,34/4,53 5,4/4,55 54. Троекурово 110/35/10 1 2,1/1,29 1,21 2,11/1,29 1,21 25; 10
110/35/10 2 2,1/1,29 1,21 2,11/1,29 0,83 55. Рождество 110/10 1 4,25/3,54 4,29/3,55 110/10 2 4,25/3,54 4,29/3,55 Примечание: красным цветом указаны параметры сетей 110 кВ, синим цветом - сетей 35 кВ, в числителе даны значения трехфазного тока к.з. 110 кВ, в знаменателе - однофазного.
Результаты расчетов токов короткого замыкания на 2014 - 2018 гг. показали:
- в 2014 г. превышение тока к.з. над значениями тока отключения следующих выключателей 110 кВ на ПС 110 кВ Ситовка;
- в цепи трансформаторов 1 и 2, в цепи линий Трубная Левая, Правая, ЛТП Левая, Правая, ОВ 110 кВ (трехфазный ток КЗ 22,7 кА, однофазный 15,2 кА).
По информации филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" реконструкция ПС 110 кВ Ситовка будет осуществлена в 2013 г.
В таблице 8.20 представлены значения токов КЗ в период 2014 - 2018 гг. на шинах 110 кВ Липецкой ТЭЦ 2:
Таблица 8.20
Год 1 СШ 1 ск, 2 СШ 1 ск 1 СШ 2 ск, 2 СШ 2 ск
Трехфазный, кА Однофазный, кА Трехфазный, кА Однофазный, кА
2014 г. 37,42 39,07 35,2 36,37
2015 г. 37,39 39,05 35,16 36,34
2016 г. 37,33 39,01 35,12 36,32
2017 г. 37,33 39,01 35,12 36,32
2018 г. 37,53 37,15 35,25 36,41
Номинальный ток отключения выключателей 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 составляет 31,5 кА, исходя из этого, следует произвести замену следующих выключателей 110 кВ:
2014 г.: выключатели 110 кВ в цепи линий Чугун Левая, Правая, ГПП-6 Левая, Правая, ГПП-5 Левая, резервных трансформаторов 1,2, блоков генератор-трансформатор 1, 2, 3, 4, 5, ТЭЦ-2 Левая, Правая, ШСВВ I и II, ОВВ1, ОВВ-2.
Итого на Липецкой ТЭЦ-2 по несоответствию токам КЗ требуется заменить 18 выключателей 110 кВ. Стоимость замены выключателей составит 969,368 млн. руб. с НДС. Согласно инвестиционной программе филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация", мероприятия по замене выключателей 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 с током отключения 31,5 А запланированы в период до 2016 года.
8.5. Перечень объектов и объемы капитальных вложений
для нового строительства и РРТП
В таблицах 8.21, 8.23, 8.25, 8.26 указан перечень объектов и объемы ориентировочных капитальных вложений для нового строительства и РРТП подстанций и воздушных линий напряжением 110 кВ Липецкой энергосистемы.
В таблице 8.21 представлен перечень центров питания, намечаемых Схемой к новому строительству в проектный период.
В таблице 8.23 приведен перечень центров питания, намечаемых Схемой к установке второго трансформатора и (или) замене существующих в проектный период.
В таблице 8.25 приведен перечень подстанций 110 кВ, предусмотренных Схемой к реконструкции и техническому перевооружению, с указанием элементов, заменяемых или вновь устанавливаемых.
В таблице 8.26 приведены объемы нового строительства и РРТП линий электропередачи напряжением 110 кВ, предусмотренные Схемой в проектный период.
В таблице 8.22 приведен перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более, подключаемых к новым ПС 110 кВ (таблица 8.21) в проектный период.
В таблице 8.24 приведен перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более, подключаемых к реконструируемым ПС 110 кВ (таблица 8.23) в проектный период.
Стоимость работ по демонтажу трансформаторов на подстанциях представлена в таблице 8.27. Для ПС 110 кВ Донская и ПС 110 кВ Вербилово применены расценки демонтажа оборудования, не подлежащего дальнейшему использованию, с разборкой и резкой на части. Для остальных подстанций применена расценка на демонтаж оборудования, подлежащего дальнейшему использованию, со снятием с места установки, необходимой (частичной) разборкой и консервацией с целью длительного или кратковременного хранения.
Цены указаны по состоянию на II квартал 2013 года.
Таблица 8.21
Перечень центров питания, намечаемых Схемой к новому
строительству в проектный период.
Основные показатели
N Подстанция Суммарный
переток в
2018 году
через
трансформатор
ПС, МВА Количество и
мощность
трансформаторов,
единиц/МВА Сроки
строительства Стоимость в
ценах II
квартала
2013 г.,
тыс. руб.
1. ПС 110/10 кВ
"Елецпром" 11,72 40 + 40 2013 - 2015 360069,23
2. ПС 110/10 кВ
"Рождество" 15,8 25 + 25 2014 332780,06
Итого, тыс. руб. в ценах 2 квартала 2013 г. без НДС 692849,29
Итого, тыс. руб. в ценах 2 квартала 2013 г. с НДС 817562,16
Таблица 8.22
Перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более,
подключаемых к новым ПС 110 кВ (таблица 8.21)в проектный период
N Наименование
подстанции Полное
наименование
заявителя Адрес
присоединения Подключаемая
мощность,
кВт Год
подключения
1 2 3 4 5 6
1. ПС 110 кВ
ОЭЗ Елецпром ОАО "Куриное
царство" Липецкая обл.,
Елецкий р-н, ОЭЗ
регионального
уровня ППТ
"Елецпром" 6900,00 2014 - 2018
ОАО "Куриное
царство" Липецкая обл.,
Елецкий р-н, ОЭЗ
регионального
уровня ППТ
"Елецпром" 6400,00 2014 - 2018
2. ПС 110 кВ
Рождество ООО
"Моторинвест" 399672,
Краснинский р-н,
с. Гребенкино 20000,00 2013 - 2019
ООО "Реал
Эстейт" 399672,
Краснинский р-н,
с. Гребенкино 500 2017
Таблица 8.23
Перечень центров питания, намечаемых Схемой к установке
второго трансформатора и замене существующих в проектный
период. Основные показатели
N Подстанция Суммарный переток
через трансформатор
ПС, МВА Количество и
установленная мощность
трансформаторов,
единиц/МВА Сроки
установки
(замены)
Исходный
год, 2012 Проектный
год, 2018 Исходный
год, 2012 Проектный
год, 2018 110/35/10 кВ
1. Донская <*> 4,67 8,5 10 + 10 10 + 10 2014
2. Казинка 22,03 24,65 16 + 16 25 + 25 2018
3. Хворостянка 14,83 16,16 16 + 10 16 + 16 2017
4. Долгоруково 10,9 12,5 6,3 + 10 10 + 10 2015
5. Тербуны 11,41 11,61 10 + 10 16 + 16 2015 -
2016
6. Лебедянь <*> 19,43 24,04 16 + 16 16 + 16 2015
7. Усмань <*> 10,22 16,29 16 + 16 16 + 16 2016
8. Измалково <*> 7,51 7,51 10 + 10 10 + 10 2015
110/35/6 кВ
9. Новая Деревня 9,9 10,51 6,3 + 10 10 + 10 2014
10. Вербилово <*> 3,59 4,59 10 + 6,3 6,3 + 6,3 2014
11. Цементная <*> 49,15 58,99 40 + 32 + 63 40 + 25 + 63 2016
110/10/6 кВ
12. Южная <*> 42,04 44,41 40 + 40 40 + 40 2017
13. Привокзальная 45,14 45,63 20 + 20 + 25 63 + 63 2016 -
2017
--------------------------------
<*> Замена трансформатора по тех. состоянию.
Суммарный переток через трансформатор указан без учета перераспределения по сетям СН и НН.
Программа перемещения трансформаторов 110 кВ:
В 2014 году: на ПС 110 кВ Вербилово возможно установить трансформатор, демонтируемый с ПС 110 кВ Новая Деревня.
В 2015 году: на ПС 110 кВ Долгоруково возможно установить трансформатор, демонтируемый с ПС 110 кВ Тербуны.
Таблица 8.24
Перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более,
подключаемых к реконструируемым ПС 110 кВ (таблица 8.23)в проектный период
N Наименование
подстанции Полное наименование
заявителя Адрес
присоединения Подключае-
мая
мощность,
кВт Год
подключе-
ния
1 2 3 4 5 6
1. ПС 110 кВ
Донская ООО "Агрофирма
"Задонье" Задонский
район 400 2014
ОАО "Куриное
Царство" Птицефабрика
"Студенец" 1743,00 2018 -
2019
2. ПС 110 кВ
Казинка ИП Чернышева С.А. Грязинский
район 340,00 2013
ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 640,00 2013
3. ПС 110 кВ
Хворостянка ООО "Отрада Ген" Добринский
район 536,00 2018
4. ПС 110 кВ
Лебедянь Водоканал города
Лебедянь МП г. Лебедянь 580 2017
ООО "Сансет" г. Лебедянь 360 2013
ООО "Сансет" г. Лебедянь 500 2014
ООО "Сансет" г. Лебедянь 500 2015
Водоканал города
Лебедянь МП г. Лебедянь 580 2018
5. ПС 110 кВ
Цементная ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 11650 2015 -
2019
ООО "Центр-Гранд" г. Липецк 570 2015
ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 340 2017
ООО "Новый город"
(Шубин В.В.) г. Липецк 666 2015
ОАО "ЛГЭК"
(заказчик: ООО
"Автоинвест") г. Липецк 500 2015
6. ПС 110 кВ
Южная ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 314,5 2014
7. ПС 110 кВ
Привокзальная ОАО "ЛГЭК" Заказчик:
ООО
"Спецфундаментстрой" г. Липецк 145 2014
ОАО "ЛГЭК" заказчик:
МУ "Управление
строительства г.
Липецка" г. Липецк 155 2015
Таблица 8.25
Перечень подстанций 110 кВ, предусмотренных Схемой
к реконструкции и техническому перевооружению
N Подстанция Тип и
мощность
ПС, МВА Перечень работ
по
переустройству
ПС (установка
и/или замена) Количество
устанавливаемого
оборудования Стоимость Примечание
1 2 3 4 5 6 7
2014
1. Вербилово 110/35/6 кВ
10 + 6,3
МВА Силового
трансформатора ТДТН 6300/110/35/6 - 1
шт. 20572,21 Непригодное
состояние. Возможно
перемещение с ПС 110
кВ Н. Деревня
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 2. Юго-Западная 110/10/6 кВ
40 + 40 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 5 шт. 9924,30 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 5 шт. 239,05 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 3. Южная 110/10/6 кВ
40 + 40 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 2 шт. 3969,72 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА УУОТ - 1 шт.,
РЗА10 кВ - 2 шт. 1112,03 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 4. Привокзальная 110/6 кВ
20 + 20 +
25 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА УУОТ - 1 шт. 1016,41 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 5. Хлевное 110/35/10
кВ 16 + 16
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 1 шт.,
РЗА110 кВ - 1 шт. 1232,00 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 6. КПД 110/6 кВ
10 + 10 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 3 шт. (1
компл.) 900,00 Целевая программа
Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 1 шт.,
УУОТ - 1 шт. 1632,41 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 7. Донская 110/35/10
кВ 10 + 10
МВА Силового
трансформатора ТДТН-10000/110/35/10 -
1 шт. 30480,73 Непригодное
состояние. Возможно
перемещение с ПС 110
кВ Тербуны
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 8. Новая Деревня 110/35/6 кВ
10 + 6,3
МВА Силового
трансформатора ТДТН-10000/110/35/6 -
1 шт. 30480,73 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 9. Октябрьская 110/10 кВ
40 + 40 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 13 шт. 25803,18 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 16 шт. 764,96 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 10. Трубная-2 110/6 кВ
25 + 25 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 18 шт. 35727,48 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 21 шт. 1004,01 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 11. ЛТП 110/6 кВ
6,3 + 10
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 18 шт. 35727,48 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 18 шт. 860,58 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 12. Троекурово 110/35/10
кВ 10 + 6,3
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 8 шт. 15878,88 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 16 шт. 764,96 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения Всего 2014 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 309368,71 Всего 2014 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС 365055,08 2015
13. Аксай 110/35/10
кВ 10 + 10
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., РЗА110
кВ - 1 шт. 1232,00 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 14. В. Матренка 110/35/10
кВ 6,3 +
6,3 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., РЗА110
кВ - 2 шт., УУОТ - 1
шт. 3480,41 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 15. КПД 110/6 кВ
10 + 10 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 13 шт. 25803,18 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 16 шт. 764,96 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 16. Измалково 110/35/10
кВ 10 + 10
МВА Силового
трансформатора ТДТН-10000/110/35/10 -
1 шт. 30480,73 Неудовлетворительное
состояние
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., РЗА110
кВ - 2 шт., УУОТ - 1
шт. 3480,41 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 17. Долгоруково 110/35/10
кВ 6,3 + 10 Силового
трансформатора ТДТН-10000/110/35/10 -
1 шт. 30480,73 Дефицит мощности.
Возможно перемещение
с ПС Тербуны
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 2 шт. (2
фазы) 600,00 Неудовлетворительное
состояние
Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 18. Ольховец 110/10 кВ
2,5 + 2,5
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 19. Тербуны 110/35/10
кВ 10 + 10
МВА Силового
трансформатора ТДТН-16000/110/35/10 -
1 шт. 42140,48 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 20. Тепличная 110/6 кВ
15 + 15 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 2 шт. 3969,72 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 4 шт. 191,24 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 21. Лебедянь 110/35/10
кВ 16 + 16
МВА Силового
трансформатора ТДТН-16000/110/35/10 -
1 шт. 42140,48 Неудовлетворительное
состояние
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 22. Добринка 110/35/10
кВ 16 + 10
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 6 шт. 11909,16 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 6 шт. 286,86 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 23. Чаплыгин 110/35/10
кВ 16 + 16
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 1 шт. 1984,86 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 1 шт. 47,81 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения Всего 2015 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 518464,58 Всего 2015 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС 611788,20 2016
24. Тербуны 110/35/10
кВ 10 + 10
МВА Силового
трансформатора ТДТН-16000/110/35/10 -
1 шт. 42140,48 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 25. Хлевное 110/35/10
кВ 16 + 16
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 6 шт. (2
компл.) 1800,00 Неудовлетворительное
состояние
Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 26. В. Матренка 110/35/10
кВ 6,3 +
6,3 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 27. Круглое 110/10 кВ
6,3 + 2,5
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 3 шт. (1
компл.) 900,00 Целевая программа
Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа.
Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1
шт. 1632,41 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 28. Кашары 110/10 кВ
2,5 + 6,3
ВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 6 шт. (2
компл.) 1800,00 Целевая программа
Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1
шт. 2248,41 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 29. Усмань 110/35/10
кВ 16 + 16
МВА Силового
трансформатора ТДТН-16000/110/35/10 -
1 шт. 42140,48 Неудовлетворительное
состояние
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 30. Привокзальная 110/6 кВ
20 + 20 +
25 МВА Силового
трансформатора ТРДЦН-63000/110/6 - 1
шт. 66722,98 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 31. Цементная 110/35/10/6
63 + 40 +
32 МВА Силового
трансформатора ТРДН-25000/110/6 - 1
шт. 40838,45 Неудовлетворительное
состояние
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения Всего 2016 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 428417,17 Всего 2016 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС 505532,26 2017
32. Хворостянка 110/35/10
кВ 16 + 10
МВА Силового
трансформатора ТДТН-16000/110/35/10 -
1 шт. 42140,48 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 9 шт. (3
компл.) 2700,00 Целевая программа
Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 3 шт. 136916,38 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 3 шт., РЗА110
кВ - 2 шт., УУОТ - 1
шт. 4096,41 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 33. Цементная 110/35/10/6
63 + 40 +
32 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 1 шт. (1
фаза) 300,00 Неудовлетворительное
состояние
Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 34. Набережная 110/35/10
кВ кВ
6,3 + 10
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 35. Нива 110/10 кВ
10 + 10 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 3 шт. (1
компл.) 900,00 Целевая программа
Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа.
Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 1 шт. 616,00 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 36. Южная 110/10/6 кВ
40 + 40 МВА Силового
трансформатора ТРДН-40000/110/10/6 -
1 шт. 51417,51 Неудовлетворительное
состояние
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 37. Привокзальная 110/6 кВ
20 + 20 +
25 МВА Силового
трансформатора ТРДЦН-63000/110/6 - 1
шт. 66722,98 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения Всего 2017 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 442726,13 Всего 2017 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС 522416,84 2018
38. Донская 110/35/10
кВ 10 + 10
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 1 шт. 616,00 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 39. Лутошкино 110/10 кВ
2,5 + 2,5
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 40. Казинка 110/35/10
кВ 16 + 16
МВА Силового
трансформатора ТДТН-25000/110/35/10 -
2 шт. 93434,30 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейка
выключателя ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 41. Тепличная 110/6 кВ
15 + 15 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 6 шт. (2
компл.) 1800,00 Целевая программа
Ячейка
выключателя ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1
шт. 2248,41 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения Всего 2018 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 326292,67 Всего 2018 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС 385025,35 Всего 2014 - 2018 годы, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 2025269,26 Всего 2014 - 2018 годы, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб.
с НДС 2389817,73 Примечание:
1) Стоимость ячейки выключателя включает:
Оборудование (60%).
Релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22%).
Ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%).
2) Стоимость ячейки трансформатора учитывает:
Установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.).
Материалы, строительные и монтажные работы.
Таблица 8.26
Перечень линий электропередачи напряжением 110 кВ для нового
строительства и РРТП, предусмотренного Схемой в проектный
период. Основные показатели
N Линия
электропередачи Марка и
сечение
провода
(кабеля) Протяжен-
ность по
трассе, км Коли-
чество
цепей Сроки
строительства Стоимость
в ценах
2013 г.,
тыс. руб.
1. Ответвления на ПС
Елецпром от ВЛ 110
кВ Елец, тяга
Правая, Левая АС-120 1,5 2 2013 - 2015 8153,73
2. ВЛ 110 кВ Донская
левая, правая.
Замена провода на
участке 0,948 км АС-185 0,948 2 2014 - 2015 1772,09
3. ВЛ 110 кВ Двуречки
лев., прав. Замена
провода АС-120 21,66 2 2014 - 2015 38368,41
4. ВЛ 110 кВ Доброе
левая. Замена
провода АС-120 33,7 1 2014 - 2015 27382,79
5. ВЛ 110 кВ
Лутошкино
лев., прав. Замена
провода на участке
25 км (от ПС
Лебедянь до
ответвления на ПС
Рождество) АС-120 25 2 2018 40627,29
Всего, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 116304,31
Всего, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС 137239,09
Таблица 8.27
Стоимость работ по демонтажу силовых трансформаторов
N Подстанция Демонтируемый трансформатор
ПС, МВА Сроки
установки
(замены) Стоимость
демонтажных
работ, тыс.
руб.
1. Донская 10 2014 94,24
2. Казинка 16 + 16 2018 248,95
3. Хворостянка 10 2017 124,47
4. Долгоруково 6,3 2015 113,54
5. Тербуны 10 + 10 2015 - 2016 248,95
6. Новая Деревня 6,3 2014 124,47
7. Вербилово 10 2014 94,24
8. Лебедянь 16 2015 124,47
9. Усмань 16 2016 124,47
10. Южная 40 2017 135,41
11. Измалково 10 2015 124,47
12. Цементная 32 2016 135,41
13. Привокзальная 20 + 20 + 25 2016 - 2017 384,36
Всего, в ценах 2 квартала 2013 года, тыс. руб. 2077,47
Всего, в ценах 2 квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС 2451,41
9. Электросетевые объекты 35 кВ на территории
Липецкой области
9.1. Общая характеристика электросетевых объектов 35 кВ,
находящихся на территории региона
В данном томе пояснительной записки рассматриваются электросетевые объекты напряжения 35 кВ.
Подстанции 35 кВ предназначены для создания центров питания распределительных сетей 6 - 10 кВ. Гораздо реже используется трансформация 35/0,4 кВ для прямой передачи в сеть потребителей. Подстанции класса напряжения 35 кВ используются в основном в сельской местности, реже на промышленных предприятиях и в городах.
В таблице 9.1 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 35 кВ, находящимся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".
В таблице 9.2 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 35 кВ, находящимся на балансе ОАО "ЛГЭК".
Таблица 9.1
Сводная информация по электросетевым объектам 35 кВ,
находящимся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" -
"Липецкэнерго"
Объект Кол-во, шт. Мощность, МВА Протяженность, км
ПС 35 кВ: 143 882 в том числе: 35/6 кВ 11 85,9 35/10 кВ 132 796,1 ВЛ 35 кВ: 195 2670,17
Из них на двухцепных опорах, с подвеской двух цепей
35 кВ 26 365,88
Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.
Таблица 9.2
Сводная информация по электросетевым объектам 35 кВ,
находящимся на балансе ОАО "ЛГЭК"
Объект Кол-во, шт. Мощность, МВА Протяженность, км
ПС 35 кВ: 3 61,5 в том числе: 35/10/6 кВ 1 32 35/6 кВ 2 29,5 ВЛ 35 кВ: 2 17,565
Из них на двухцепных опорах, с подвеской двух цепей
35 кВ 2 17,565
Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.
Ниже в таблицах 9.3 и 9.6 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", подстанции и линии электропередач и их основные параметры. В таблицах 9.4 и 9.7 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе ОАО "ЛГЭК", подстанции и линии электропередач и их основные параметры. В таблицах 9.5 и 9.8 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе прочих организаций.
Таблица 9.3
ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций
N Наименование Год
ввода Напря-
жение Трансформаторы Схема Тех.
состоя-
ние
Т-1 Т-2 Тип МВА Тип МВА 1. ПС 35 кВ N 1 198535/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5Н уд.
2. ПС 35 кВ N 2 195435/6 ТМ 1 ТМ 2,5 Нетип уд.
3. ПС 35 кВ N 3 193335/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
4. ПС 35 кВ N 4 195335/6 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
5. ПС 35 кВ Березняговка 196935/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 Нетип уд.
6. ПС 35 кВ Борино 195935/10 ТМН 4 ТМ 4 Нетип уд.
7. ПС 35 кВ Борисовка 197935/10 ТМ 4ТМ 2,5 35-9 уд.
8. ПС 35 кВ Бочиновка 1993 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5АН уд.
9. ПС 35 кВ Бутырки 196835/10 ТМН 5,6 ТМН 6,3 35-4Н уд.
10. ПС 35 кВ Введенка 197135/10 ТМН 4 ТМ 4 Нетип уд.
11. ПС 35 кВ Вешаловка 197835/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
12. ПС 35 кВ Водозабор 1991 35/6 ТДНС 10 ТДНС 10 35-9 уд.
13. ПС 35 кВ Вперед 197335/10 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
14. ПС 35 кВ Грязи -
город 196635/6 ТМ 6,3 ТМ 5,6 Нетип уд.
15. ПС 35 кВ Грязное 197635/10 ТМ 4 ТМН 4 Нетип уд.
16. ПС 35 кВ Демшинка 1991 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
17. ПС 35 кВ Дмитриевка 198035/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
18. ПС 35 кВ Дмитряшевка 197735/10 ТМ 2,5ТМ 2,5 Нетип уд.
19. ПС 35 кВ Дружба 197735/6 ТМ 5,6 35-3 уд.
20. ПС 35 кВ Ивановка 197835/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
21. ПС 35 кВ Каликино 197135/10 ТМР 3,2 ТМР 3,2 Нетип уд.
22. ПС 35 кВ Карамышево 1999 35/10 ТДНС 10 ТДНС 10 35-9 уд.
23. ПС 35 кВ Карьер 2009 35/6 ТМН 4 35-3Н хор.
24. ПС 35 кВ Княжья
Байгора 197535/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 Нетип уд.
25. ПС 35 кВ
Конь-Колодезь 198135/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
26. ПС 35 кВ Красная
Дубрава 198335/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
27. ПС 35 кВ Куликово 1995 35/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
28. ПС 35 кВ Курино 195935/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
29. ПС 35 кВ Лебедянка 196035/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
30. ПС 35 кВ Малей 196035/10 ТМН 4 ТМ 2,5 35-5АН уд.
31. ПС 35 кВ Матыра 197335/10 ТМН 4 ТМР 3,2 35-4Н уд.
32. ПС 35 кВ Московка 198835/10 ТМН 1,6 ТМН 1,6 35-9 уд.
33. ПС 35 кВ Мясокомбинат 197535/10 ТМН 6,3 ТМН 6,3 35-4Н уд.
34. ПС 35 кВ Негачевка 197335/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 35-9 уд.
35. ПС 35 кВ Новодубовое 198235/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
36. ПС 35 кВ
Новониколаевка 197435/6 ТМ 4 Нетип уд.
37. ПС 35 кВ
Новочеркутино 197435/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5Н уд.
38. ПС 35 кВ Паршиновка 198035/10 ТМН 1,6 ТМ 2,5 35-5АН уд.
39. ПС 35 кВ Пашково 197735/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
40. ПС 35 кВ Песковатка 197335/10 ТМ 1,6Нетип уд.
41. ПС 35 кВ Петровская 197335/10 ТМ 2,5 ТМ 4 35-5АН уд.
42. ПС 35 кВ Плавица 197835/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 35-5АН уд.
43. ПС 35 кВ Поддубровка 198035/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
44. ПС 35 кВ Правда 198435/10 ТМН 4 ТМН 2,5 Нетип уд.
45. ПС 35 кВ Пружинки 198635/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
46. ПС 35 кВ Птицефабрика 197235/6 ТМ 4 ТМ 4 Нетип уд.
47. ПС 35 кВ Ратчино 198235/10 ТМН 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
48. ПС 35 кВ Речная 198135/10 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
49. ПС 35 кВ
Сельхозтехника 197835/10 ТМ 2,5 ТМ 1,6 Нетип уд.
50. ПС 35 кВ Сенцово 198535/10 ТДНС 10 ТДНС 10 35-5АН уд.
51. ПС 35 кВ Синдякино 198235/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
52. ПС 35 кВ Сошки 198835/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5АН уд.
53. ПС 35 кВ Сселки 2009 35/10 ТДНС 10 ТДНС 10 35-5АН хор.
54. ПС 35 кВ Стебаево 198735/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
55. ПС 35 кВ Таволжанка 1995 35/6 ТМН 4 ТМН 4 35-5АН уд.
56. ПС 35 кВ Т. Чамлык 197235/10 ТМ 3,2 ТМ 4 Нетип уд.
57. ПС 35 кВ Троицкая 197435/10 ТМ 2,5 ТМ 4 35-4Н уд.
58. ПС 35 кВ Трубетчино 196535/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
59. ПС 35 кВ Тюшевка 198235/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5АН уд.
60. ПС 35 кВ Федоровка 197935/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
61. ПС 35 кВ
Хлебопродукты 1990 35/10 ТМН 6,3 ТМН 6,3 35-5АН уд.
62. ПС 35 кВ Частая
Дубрава 197435/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
63. ПС 35 кВ Ярлуково 197235/10 ТМ 3,2 ТМН 35-4Н уд.
Продолжение таблицы 9.3
ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций
N Наименование Год
ввода Напря-
жение Трансформаторы Схема Тех.
состоя-
ние
Т-1 Т-2 Тип МВА Тип МВА 1. ПС 35 кВ 2-е Тербуны 198235/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
2. ПС 35 кВ N 5 195435/6 ТМ 3,2 ТМН 6,3Нетип уд.
3. ПС 35 кВ Авангард 1990 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5АН уд.
4. ПС 35 кВ Аврора 198135/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
5. ПС 35 кВ Афанасьево 197835/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
6. ПС 35 кВ Б. Боевка 198335/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
7. ПС 35 кВ Бабарыкино 198235/10 ТМН 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
8. ПС 35 кВ Борки 198135/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
9. ПС 35 кВ Васильевка 198135/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
10. ПС 35 кВ Веселое 198435/10 ТМ 2,5 35-1 уд.
11. ПС 35 кВ Воронец 198235/10 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
12. ПС 35 кВ Восточная 196635/10 ТМН 10 ТДНС 16 Нетип уд.
13. ПС 35 кВ Гатище 197335/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
14. ПС 35 кВ Гнилуша 197335/10 ТМН 6,3 ТМН 6,3 Нетип уд.
15. ПС 35 кВ Голиково 197435/6 ТАМ 1,8 ТМ 1,6 35-4Н уд.
16. ПС 35 кВ Грызлово 197335/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
17. ПС 35 кВ Жерновное 1994 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
18. ПС 35 кВ Задонск -
Сельская 196835/10 ТАМ 3,2 ТМ 1,6 Нетип уд.
19. ПС 35 кВ Захаровка 198435/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
20. ПС 35 кВ Казаки 1992 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-9 уд.
21. ПС 35 кВ Казачье 1990 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
22. ПС 35 кВ Каменка 196835/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
23. ПС 35 кВ Кириллово 1989 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
24. ПС 35 кВ Князево 197935/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
25. ПС 35 кВ Колесово 1999 35/10 ТМН 6,3 ТМН 6,3 35-9 уд.
26. ПС 35 кВ Красная
Пальна 196535/10 ТМН 3,2 Нетип уд.
27. ПС 35 кВ Красотыновка 198135/10 ТМН 2,5 Нетип уд.
28. ПС 35 кВ Ксизово 1988 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
29. ПС 35 кВ Ламская 196635/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
30. ПС 35 кВ Лебяжье 197835/10 ТМ 2,5 ТМ 1,6 Нетип уд.
31. ПС 35 кВ Ломовец 197935/10 ТМ 1,6 ТМН 2,5 Нетип уд.
32. ПС 35 кВ Озерки 198435/10 ТМН 2,5 Нетип уд.
33. ПС 35 кВ Ольшанец 197935/10 ТМ 2,5 ТМН 4 Нетип уд.
34. ПС 35 кВ Панкратовка 197335/10 2,5 Нетип уд.
35. ПС 35 кВ Плоское 197335/10 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
36. ПС 35 кВ Преображение 198235/10 ТМ 2,5 35-1 уд.
37. ПС 35 кВ Солидарность 197835/10 ТМ 4 ТМ 4 35-5АН уд.
38. ПС 35 кВ Стегаловка 197135/10 ТМ 2,5 ТМР 3,235-4Н уд.
39. ПС 35 кВ Талица 196935/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
40. ПС 35 кВ Тимирязево 198635/10 ТМН 4 ТМН 4 35-4Н уд.
41. ПС 35 кВ Тихий Дон 198735/10 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
42. ПС 35 кВ Хитрово 196735/10 ТМН6,3ТМН 6,3 35-9 уд.
43. ПС 35 кВ Чернава 196735/10 ТМН 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
44. ПС 35 кВ Чернолес 198635/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
45. ПС 35 кВ Яковлево 197035/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
Продолжение таблицы 9.3
ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций
N Наименование Год
ввода Напря-
жение Трансформаторы Схема Тех.
состоя-
ние
Т-1 Т-2 Тип МВА Тип МВА 1. ПС 35 кВ Агроном 196835/10 ТМН 4 ТМ 6,3 Нетип уд.
2. ПС 35 кВ Барятино 198035/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
3. ПС 35 кВ Березовка 197935/10 ТМН 2,5 35-3 уд.
4. ПС 35 кВ Бигильдино 198335/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
5. ПС 35 кВ Большие
Избищи 198035/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
6. ПС 35 кВ Большое
Попово 1988 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
7. ПС 35 кВ Большой Верх 197835/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
8. ПС 35 кВ Ведное 197635/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
9. ПС 35 кВ
Воскресеновка 197435/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 Нетип уд.
10. ПС 35 кВ Гагарино 1988 35/10 ТАМ1,8ТМ 1,8 Нетип уд.
11. ПС 35 кВ Головинщино 196635/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
12. ПС 35 кВ Данков -
сельская 197635/10 ТМ 6,3 ТМН 6,3 Нетип уд.
13. ПС 35 кВ Долгое 197635/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
14. ПС 35 кВ Дрезгалово 198535/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 Нетип уд.
15. ПС 35 кВ Знаменка 198035/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
16. ПС 35 кВ Каменная
Лубна 197035/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
17. ПС 35 кВ Колыбельская 196835/10 ТМ2,5ТМ 2,5 Нетип уд.
18. ПС 35 кВ Комплекс 2006 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-9 хор.
19. ПС 35 кВ Красное 197535/10 ТМ 4 ТМН 4 Нетип уд.
20. ПС 35 кВ Культура 197935/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
21. ПС 35 кВ Никольское 198435/10 ТМН 4 Нетип уд.
22. ПС 35 кВ Новополянье 197735/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
23. ПС 35 кВ Первомайская 196935/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
24. ПС 35 кВ Пиково 198235/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
25. ПС 35 кВ Полибино 198535/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
26. ПС 35 кВ Политово 1991 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
27. ПС 35 кВ Раненбург 197535/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 Нетип уд.
28. ПС 35 кВ Р. Дуброво - 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип 29. ПС 35 кВ Сапрыкино 197735/10 ТМ 1,6 ТМ 2,5 Нетип уд.
30. ПС 35 кВ Сергиевка 1996 35/10 ТМН 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
31. ПС 35 кВ Теплое 1992 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
32. ПС 35 кВ Топки 1997 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
33. ПС 35 кВ Троекурово -
совхозная 197035/10 ТМ 2,5 ТМ2,5Нетип уд.
34. ПС 35 кВ Хрущево 198735/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
35. ПС 35 кВ Яблоново 1990 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
<*> Текстом красного цвета выделены трансформаторы подстанций, находящиеся в неудовлетворительном и непригодном состоянии.
<**> Выделением цветом указаны года ввода подстанций, отработавших свой нормативный срок эксплуатации.
Таблица 9.4
ПС 35 кВ, находящиеся на балансе ОАО "ЛГЭК"
N Наименование
подстанции
(классы
напряжения) Год ввода
электроустановки
в эксплуатацию Адрес
электроуста-
новки Установленные
силовые
трансформаторы Год
ввода
транс-
форма-
тора в
экс-
плуа-
тацию
1. ПС 35/10/6
кВ Город 1939 ул.
Кузнечная,
д. N 1
(территория
КЭС ОАО
"ЛГЭК") ТДТН-16000/35/10/6 2010
(в 2010
реконструирована) ТДТН-16000/35/10/6 2010
2. ПС 35/6 кВ
Студеновская 1971 ул.
Энгельса, за
домом N 2 ТДНС-10000/35/6 1971
ТДНС-10000/35/6 1971
3. ПС 35/6 кВ
Водозабор-2 1998 ул. Папина,
территория
водозабора
N 2 ТМ-6300/35/6 1978
ТМ-3200/35/6 1965
Таблица 9.5
ПС 35 кВ, находящиеся на балансе других организаций
Собственник ПС 35/6-10 кВ Мощность
трансформаторов,
кВА
ОАО "Асфальтобетонный
завод" 35/0,4 кВ АБЗ Т1/630
35/10 кВ СОМ Т1/1600
35 кВ Стальконструкция Т1/4000
35 кВ Стройдеталь Т1/1000
Т2/630
Т3/630
35 кВ Силикатный з-д Т1/10000
Т2/10000
35 кВ Эковент Т1/630
Т2/1000
ОАО "НЛМК" 35/6 кВ Боринский водозабор Т1/1600
Т2/1600
ОАО "НЛМК" 35/10 кВ Пионерская Т1/6300
Т2/6300
ОАО "Казинский пищевой
комбинат" ПС 35/6 кВ КПК Т1/4000
Т2/4000
ПС 35 кВ Добринский сахарный
з-д Т1/1600
Т2/1600
ПС 35/10 кВ Литейная Т1/2500
ОАО ЛОЭЗ "Гидромаш" ПС 35/10 кВ ЛОЭЗ Т1/4000
Т2/4000
Т3/6300
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д. ПС 35 кВ Грязи ж/д Т1/3200
Т2/3200
ЗАО "Рождественский карьер" ПС 35/10 кВ Рождество Т1/4000
Т2/2700
ПС 35/10 кВ Сахзавод Т1/1600
ОП "Задонск-Агротест" 35/0,4 кВ СХТ Т/1000
ФГУ ИК-4 УФСИН РФ по
Липецкой обл. 35/6 кВ ИТК Т/4000
Таблица 9.6
Воздушные линии 35 кВ, находящиеся на балансе филиала
ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
N
п/п Наименование ВЛ Год
ввода
в
экспл. Протяженность, км Тип провода Опоры Изоляция Грозозащитный трос Примеч.
(сост.
ВЛ)
Металлические Ж/бетонные Всего,
шт. В т.ч.
анкерн. Тип
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 Липецкий участок
1. ВЛ 35 кВ N 2 10,6 10,6 11 71 83 23 1118 3,86 Удовл.
1.1. оп. 1 - 65 1979 8,30 8,30 АС-95 10 У35-1;
У110-1 53 УБ35-11;
ПБ35-3 65 20 ПС-70Е 2,16 ТК-50 1.2. оп. 65 - 83 1993 2,30 2,30 АС-95 1 У110-1 18 ПБ35-1В;
УБ35-11 18 3 ПФ-70
ПСГ-6А 1,7 ПС-35 2. ВЛ 35 кВ N 3 7,2 7,2 3 47 51 8 622 2,7 Удовл.
2.1. оп. 1 - 16 1974 2,20 2,20 АС-95 2 У35-1 14 ПБ35-1;
ПУСБ-1 16 4 ПФ-70 1,2 С-35 2.2. оп. 16 - 39 1980 3,50 3,50 АС-70 1 У35-2 21 ПБ35-В;
ПУСБ 23 2 ПС-70 1,5 2.3. оп. 39 - 51 1981 1,50 1,50 АС-70 - 12 ПБ35-1В 12 2 ПС-70 3. ВЛ 35 кВ N 4 3,80 4,00 0 27 27 4 402 1,9 Удовл.
3.1. оп. 1 - 3 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Птицефабрика) 1978 0,00 0,20 АС-70 - - - ПС-6В 3.2. оп. 3 - 8 1994 0,70 0,70 АС-70 - - 4 ПБ35-3;
ПБ35-1В 4 ПС-70 0,7 ТК-35 3.3. оп. 8 - 14 1993 0,80 0,80 АС-70 - - 6 ПБ35-3;
ПБ35-1В;
УБ35-11 6 1 ПС-70 "-" 3.4. оп. 14 - 22 1993 1,00 1,00 АС-70 - - 8 ПБ35-1В;
УБ35-11 8 1 ПС-70 "-" 3.5. оп. 22 - 30 1981 1,30 1,30 АС-70 - - 9 ПБ35-1В;
УБ35-11 9 2 ПС-70 1,2 С-50 4. ВЛ 35 кВ N 5 10,91 11,46 5 79 84 10 480 2,95 Удовл.
4.1. оп. 1 - 6 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Сенцово-2) 1992 0,00 0,55 АС-70 - - - - - - ПС-70Д ПС-35 4.2. оп. 6 - 9 1956 0,55 0,55 АС-70 - - 3 ПБ35-1В 3 1 "-" 0,55 ПС-35 4.3. оп. 9 - 41 1972 4,16 4,16 АС-70 0 УАП35-3 32 ПБ35-1В;
ПБ35-3 32 3 ПС-6Б "-" 4.4. отпайка на ПС 35 кВ
Частая Дубрава оп.
1 - 50 1974 6,20 6,20 АС-70 5 УАП-6; У35-1 44 УП35;
ПБ35-1В 49 6 ПФ-6В 610 2,4 С-35 5. ВЛ 35 кВ N 6 4,10 6,50 9 35 44 10 575 4,1 Удовл.
5.1. оп. 1 - 14 (по
опорам ВЛ 110 кВ Н.
Деревня) 1972 0,00 2,40 АС-95 5 У-2 9 ПБ-110-2 14 5 ПС-70Е
ПФ-6В 5.2. оп. 14 - 24 1966 1,70 1,70 АС-185 2 У5М 8 ПБ110-1 10 2 ПМ-4,5 1,7 С-50 5.3. оп. 24 - 44 1977 2,40 2,40 АС-70 2 У110-1 У35-2 18 УБ35-1;
ПБ35-1;
ПБ35-1В 20 3 ПФ-6В;
ПС-70Е 2,4 ТК-35 6. ВЛ 35 кВ Аксай 1989 15,10 15,10 АС-95 9 У35-1 У110-2 121 УБ35-11;
2УБ35-11;
ПБ35-1В 130 23 ПС-70Д 1646 3,32 ПС-35 Удовл.
7. ВЛ 35 кВ
Березняговка-1 28,45 32,30 8 178 186 21 1025 2,7 Удовл.
7.1. оп. 1 - 159 1969 24,60 24,60 АС-70 3 ЦУ-11 156 АБ35-7;
ПБ-33;
ПБ35-1В; 159 15 ЛК70/35,
ПС-70Д 432
(гирл.),
107 1,5 ПС-35 7.2. отпайка оп. 1 - 27 1996 3,85 7,70 АС-70 5 У35-2 22 ПБ35-2;
ПУСБ35-2 27 6 ПС-70Д 486 ТК-35 8. ВЛ 35 кВ
Березняговка-2 13,10 13,71 4 104 108 5 1184 3,51 Удовл.
8.1. оп. 6 - 115 1989 13,10 13,10 АС-70 4 У35-1;
УАП35-6 104 ПБ35-1В;
ПБ35-3 108 5 ПС-70Д 1,35 ПС-35 8.2. оп. 1 - 6 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Федоровка) 1989 0,00 0,61 АС-70 - - - - - - ПС-70Д 2,16 9. ВЛ 35 кВ Борино 18,80 37,60 21 87 108 31 2379 3,66 Неуд.
9.1. оп. 1 - 78 1969 14,60 29,20 АС-95 13 У2М; УС110-8 66 ПБ35-2 79 16 ПС-70 1,2 ПС-35 Неуд.
9.2. отпайка к ПС 35 кВ
Водозабор оп. 1 - 4 1981 0,70 1,40 АС-95 1 У2М 3 ПБ35-3В 4 4 ПС-70 1 "-" Неуд.
9.3. отпайка к ПС 35 кВ
Троицкая оп. 1 - 23 1975 3,50 7,00 АС-70 7 У35-2;
У110-2 18 ПБ35-2;
УП35 25 11 ПФ-6В 750 1,46 ПС-35 Неуд.
10. ВЛ 35 кВ
Борисовка-1 1979 12,80 12,80 АС-70 3 У35-1;
УАП35-6 68 УБ35-1;
УБ35-1В 71 21 ПС-6Б 1026 2,5 ПС-35 Удовл.
11. ВЛ 35 кВ
Борисовка-2 24,85 33,20 16 114 130 40 2271 2,514 Удовл.
11.1. оп. 1 - 55 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Бутырки) 1998 0,00 8,35 АС-120 - - - - - - ПС-70Е 11.2. оп. 55 - 169 2001 23,90 23,90 АС-120 13 У35-1;
У110-1 101 УБ35-1;
ПБ35-1 114 26 ПС-70Е 1,63 ТК-50 11.3. отпайка к ПС 35 кВ
Карьер оп. 1 - 13,
14 - 16 2009 0,859 0,859 АС-70 1 У35-1т 9+4
портал УБ35-11.1т;
УБ35-1.1;
ПБ35-3.1т;
П-1 16 14 ПС-70Е 348 0,884 ТК-8,1 11.4. отпайка к ПС 35 кВ
Карьер оп. 13 - 14 2009 0,109 0,109 АС-120 2 У110-1+9;
У35-1т+5 - - 11.5. отпайка к ПС 35 кВ
Сселки 2009 0,09 0,09 АС-120 0 - 0 - 0 0 - - 0,09 ТК-9-1 12. ВЛ 35 кВ Бочиновка 1977 3,70 3,70 АС-95 5 У35-1; П35-1 23 АУБМ-1;
ПБ35-1 28 6 ПС-6А 402 3,7 ПС-35 Удовл.
13. ВЛ 35 кВ Бутырки 8,73 8,73 20 38 58 20 823 2,98 Удовл.
13.1. оп. 1 - 55 1998 8,35 8,35 АС-120 19 У35-2 37 ПБ35-4 56 19 ПС-70Е 1,5 С-50 13.2. оп. 55 - 58 2000 0,30 0,30 АС-120 1 У35-1 1 ПБ35-1 2 1 ПС-70Е 1,4 ПС-35 13.3. отпайка к ПС 35 кВ
Сселки 2009 0,08 0,08 АС-120 0 - 0 - 0 0 - - 0,08 ТК-9-1 14. ВЛ 35 кВ Введенка
оп. 1 - 53 1971 6,90 6,90 АС-70 11 У1М; У35-1 42 ПБ35-3;
ПВ-1 53 11 ПМ-4,5
ПС-70Д 670 3,38 ПС-35 Удовл.
15. ВЛ 35 кВ Вешаловка 1978 9,50 9,50 АС-70 3 У35-2 91 А35-4Б;
ПБ35-1В 94 20 ПС-6А 1050 3,2 ПС-35 Удовл.
16. ВЛ 35 кВ Водозабор 4,32 4,32 12 20 32 12 549 3,52 Удовл.
16.1. оп. 1 - 6 1989,
2009 0,62 0,62 АС-120 4 У35-2 2 УБ35-11;
ПБ35-2 6 5 ПС-70Д 0,62 ТК-50 16.2. оп. 6 - 9 1968 0,48 0,48 АС-120 5 П110-1; У1М 6 УБ35-11;
ПБ35-18 11 4 ПС-70Д 1 ТК-35 оп. 9 - 18 1968 1,32 1,32 АС-70 16.3. оп. 18 - 32 1989 1,90 1,90 АС-120 3 У35-2 12 ПБ35-2 15 3 ПС-70Д 1,9 ПС-35 17. ВЛ 35 кВ Вперед 24,73 24,73 9 75 84 13 1040 3,06 Удовл.
17.1. оп. 1 - 54 1991 6,50 6,50 АС-70 3 У35-1;
УАП35-3 50 ПБ35-1В;
ПБ35-3 53 3 ПФ-70 1,92 ПС-35 17.2. оп. 54 - 81 1984 3,40 3,40 АС-70 6 У35-2 22 ПБ35-2 28 8 ПФ-70 1,14 "-" 17.3. оп. 1 - 80 (отпайка
к ПС 35 кВ
Хворостянка) 14,83 14,83 АС-95 - - 3 УБ35-1 3 2 ПФ-70 18. ВЛ 35 кВ
Грязи-Городская 7,71 13,21 12 38 50 24 1635 4,9 Удовл.
18.1. оп. 1 - 28 1965 5,50 11,00 АС-95 10 УА2М 18 ПБ35-2 28 10 ПС-70 0,4 ПС-35 ТК-35 Неуд.
18.2. от ПС 35 кВ
Гидрооборудование -
левая оп. 1 - 11 2000 1,20 1,20 АС-95 1 У35-2;
У110-1 6 УБ35-1;
ПБ35-1;
ПБ110-2 7 4 ПС-70Е ТК-35 18.3. от ПС 35 кВ
Гидрооборудование -
правая оп. 1 - 15 2000 1,01 1,01 АС-95 1 У35-1 14 УБ35-1;
ПБ35-1 15 10 ПС-70Е "-" 19. отпайка от ВЛ 35 кВ
Сухоборье - 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 Каликино-1) 1971 9,40 9,60 АС-95 0 - 36 ПБ35-1;
ПУСБ35-1 36 4 ПМ-4,5
ПС-70 ПС-35 27.2. оп. 40 - 43 1982 0,20 0,20 АС-95 4 У35-2;
УАП35-3 0 ПБ35-1 4 4 ПМ-4,5
ПС-70 ТК-35 28. ВЛ 35 кВ Княжья
Байгора 18,10 18,10 13 83 96 17 1089 1,9 Удовл.
28.1. оп. 1 - 54 1976 10,60 10,60 АС-70 7 УАП35-6;
У35-1 47 ПБ35-1В 54 11 ПС-70 0,2 ПС-35 28.2. оп. 54 - 78 1981 5,00 5,00 АС-70 2 УАП35-6;
У35-1 22 ПБ35-1В 24 2 ПС-70 0,5 "-" 28.3. оп. 78 - 96 1976 2,50 2,50 АС-70 4 У35-2 14 ПБ35-2 18 4 ПС-70 1,7 "-" 29. ВЛ 35 кВ К.
Колодезь 8,90 8,90 7 50 57 12 778 2,7 Удовл.
29.1. оп. 1 - 50 1982 8,20 8,20 АС-95 4 У35-1;
У35-1+5 45 УБ35-1;
ПБ35-1 49 9 ПС-70Д 1,5 ПС-35 29.2. оп. 50 - 57 1982 0,70 0,70 АС-95 3 У35-2т 5 ПБ35-2 8 3 ПС-70Д 1,2 ПС-35 30. ВЛ 35 кВ КПК 2,50 2,50 8 8 16 8 264 2,5 Удовл.
30.1. оп. 1 - 8 1973 1,28 1,28 АС-70 4 УАП35-1;
У35-2 3 ПБ35-1В;
ПБ35-3 7 4 ПФ-6В 1,28 С-35 30.2. оп. 8 - 16
(совместно с ВЛ 35
кВ Песковатка) 1996 1,22 1,22 АС-120 4 У35-2 5 ПБ110-6 9 4 ПС-70Д 1,22 ПС-50 31. ВЛ 35 кВ Красная
Дубрава 9,12 9,12 8 79 87 18 1091 3 Удовл.
31.1. оп. 1 - 17 1967 3,20 3,20 АС-95 5 У5М 12 ПБ35-1В 17 6 ПМ-4,5 1,5 ПС-35 31.2. оп. 17 - 68 1976 4,70 4,70 АС-70 2 УАП35-6; У5М 49 ПБ35-1В 51 4 ПМ-4,5 "-" 31.3. оп. 68 - 69 1983 0,20 0,20 АС-70 1 У35-2 - - 1 1 ПМ-4,5 1,5 "-" 31.4. от ПС 35 кВ
Гидрооборудование
оп. 1 - 18 2000 1,02 1,02 АС-95, АС-120 - - 18 ПБ35-1;
УБ35-1 18 7 ПС-70Д ТК-35 32. ВЛ 35 кВ Куликово-1 1996 17,70 17,70 АС-70 5 У35-1 136 УБ35-11;
ПБ35-3;
ПБ35-1В 141 19 ПС-70 1647 2,84 ТК-35 Удовл.
33. ВЛ 35 кВ Куликово-2 1995 12,30 12,30 АС-70 5 У35-1; У35-2 109 УБ35-11;
ПБ35-3;
ПБ35-1В 114 18 ПС-70Д 1412 2,8 ПС-35 Удовл.
34. ВЛ 35 кВ Курино 4,40 11,39 1 35 36 6 634 Удовл.
34.1. оп. 1 - 10 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Синдякино) 1982 0,00 1,34 АС-70 - - - - - - ПС-70Д - ПС-35 34.2. оп. 10 - 47 1982 4,40 4,40 АС-70 1 У35-1 35 УБ35-1;
ПБ35-3;
ПБ35-1В 36 6 ПС-70Д 34.3. оп. 47 - 85 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Манино) 1986 0,00 5,65 АС-70 - - - - - - ПС-70Д - ПС-35 35. ВЛ 35 кВ
Лебедянка-1 13,55 15,95 0 98 98 5 1251 1,1 Удовл.
35.1. оп. 18 - 55 1982 5,20 5,20 АС-95 - - 37 ПБ35-3;
ПБ35-1В 37 - ПС-70Д С-50 35.2. оп. 55 - 116 1984 8,35 8,35 АС-95 - - 61 УБ35-1;
ПБ35-1В 61 5 ПС-70Д "-" 35.3. оп. 1 - 18 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Пашково-2) 1982 0,00 2,40 АС-95 - - - - - - ПФ-70 36. ВЛ 35 кВ
Лебедянка-2 1976 24,20 24,20 АС-70 0 - 140 УБ35-1;
ПБ35-1;
ПБ35-1В 140 10 ПС-6Б 2,63 ПС-35 Удовл.
37. ВЛ 35 кВ Лозовка 16,23 17,50 12 68 80 12 966 2,4 Удовл.
37.1. оп. 1 - 81 1971 16,23 16,23 АС-95 12 У60Б-3а;
У35-1 68 ПБ35-3;
ПБ-33 80 12 ПС-6А С-35 37.2. оп. 82 - 92 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Дубовое) 1983 0,00 1,27 АС-95 - - - - - - - ПС-35 38. ВЛ 35 кВ ЛОЭЗ 3,40 3,40 4 26 30 8 429 3,4 Удовл.
38.1. оп. 1 - 20 1966 3,40 3,40 АС-70 2 ПМ-2; У1М 17 АУБМ-1;
ПБ33 19 5 ПМ-4,5 2 ПС-50 Неуд.
38.2. оп. 20 - 31 (ТО
ЛОЭЗ) 1974 1,80 1,80 АС-95 2 У35-1; У35-2 9 ПБ35-1;
ПУСБ35-1 11 3 ПФ-70 1,4 ПС-35 39. ВЛ 35 кВ Манино 24,15 24,15 18 182 200 31 2711 3,2 Удовл.
39.1. оп. 1 - 162 1985 18,50 18,50 АС-70 13 У35-1;
УАП35-6 148 ПБ35-1В;
УБ35-1 161 26 ПС-70Д 0,9 ПС-35 39.2. оп. 162 - 200 1986 5,65 5,65 АС-70 5 У35-2 34 ПБ35-2 39 5 ПС-70Д 2,3 "-" 40. ВЛ 35 кВ Матыра-1 1972 8,40 8,40 АС-120 25 П110-1;
У35-1 36 ПБ35-2;
ПБ35-1 61 22 ПС-6А 1089 2,7 С-35 ПС-35 Удовл.
41. ВЛ 35 кВ Матыра-2 3,08 3,98 7 13 20 7 389 1,3 Удовл.
41.1. оп. 1 - 20 1973 3,08 3,08 АС-120 7 У35-1; У5М 13 ПБ35-1 20 7 ПФ-6А
ПС-70 1,3 С-35 41.2. оп. 20 - 27 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Казинка-1) 1982 0,00 0,90 АС-70 - - - - - - ПФ-6А
ПС-70 42. ВЛ 35 кВ Московка 7,90 7,90 8 54 62 17 834 2,66 Удовл.
42.1. оп. 1 - 59 1980 7,40 7,40 АС-95 6 У35-2;
У35-1;
УАП35-3 52 ПБ35-1В;
ПБ35-3 58 15 ПС-6Б 1,26 ПС-35 42.2. оп. 59 - 62 1988 0,50 0,50 АС-95 2 У35-2 2 ПБ35-2 4 2 ПС-70Д 1,4 "-" 43. ВЛ 35 кВ
Мясокомбинат 3,80 7,60 10 18 28 10 968 3,8 Удовл.
43.1. оп. 1 - 21 1975 3,00 6,00 АС-95 7 У35-2 14 ПБ35-2 21 7 ПС-6А 3 С-35 43.2. отпайка к ПС 35 кВ
Хлебопродукты оп.
1 - 7 1990 0,80 1,60 АС-120 3 У35-2 4 ПБ35-2 7 3 ПС-70Д 0,8 ПС-35 44. ВЛ 35 кВ
Ново-Николаевка 1973 3,47 3,47 АС-120 9 У1М 10 ПБ-33 19 9 ПС-70 340 3,1 С-35 Удовл.
45. ВЛ 35 кВ
Ново-Черкутино 1974 11,85 11,85 АС-50 5 УАП35-3;
УАП35-6 85 ПБ35-1;
ПБ35-1В;
УП35 90 8 ПФ-6Б 1070 3,1 С-35 Удовл.
46. ВЛ 35 кВ
Паршиновка-1 18,40 18,40 14 117 131 15 1575 2,3 Удовл.
46.1. оп. 1 - 71 1980 8,40 8,40 АС-70 6 У35-1;
УАП35-5 63 УБ35-1;
ПБ35-1В 69 6 ПФ-70В 1,3 ПС-35 46.2. оп. 71 - 132 1980 10,00 10,00 АС-70 8 У35-2 54 ПБ35-2 62 9 ПФ-70В 1 "-" 47. ВЛ 35 кВ
Паршиновка-2 18,19 18,19 2 75 77 13 1605 1,1 Удовл.
47.1. оп. 1 - 77 1984 8,19 8,19 АС-70 2 У35-2;
УАП35-3 75 УБ35-1;
ПБ35-1В 77 10 ПФ-6В 1,1 ПС-35 47.2. оп. 77 - 138
(совместно с ВЛ 35
кВ Паршиновка-1
соп. 72) 1980 10,00 10,00 АС-70 - - - - - - ПФ-6В 48. ВЛ 35 кВ Пашково-1 1977 19,60 19,60 АС-95 2 У35-1; У35-2 161 ПБ35-1;
ПБ35-3В;
УБ35-1;
УБ35-3В 163 19 ПС-6А 1778 2,28 ПС-35 Удовл.
49. ВЛ 35 кВ Пашково-2 15,80 15,80 4 129 133 11 1089 3,9 Удовл.
49.1. оп. 1 - 18
(совместно с ВЛ 35
кВ Лебедянка-1) 1977 2,40 2,40 АС-95 2 У35-1 16 УБ35-1;
ПБ35-1В 18 2 ПС-6Б,
ПС-70 2,4 ПС-35 49.2. оп. 18 - 133 1982 13,40 13,40 АС-95 2 У35-2 113 ПБ35-2;
ПБ35-1;
ПБ35-1В 115 9 ПС-70 1,5 С-50 50. ВЛ 35 кВ Песковатка 14,50 16,94 13 89 102 15 1341 3,55 Удовл.
50.1. оп. 1 - 9 (по
опорам ВЛ 35 кВ КПК
соп. 8 - 16) 1996 0,00 1,22 АС-120 - - - - - - ПС-70Д 50.2. оп. 9 - 86 1973 10,80 12,02 АС-70 10 У35-1;
УАП35-6;
УАП35-5;
УАП35-4 67 ПБ35-3;
ПБ35-1В;
АБ35-3;
ПУСБ35-1 77 12 ПФ-6В 1,5 С-35 50.3. отпайка к ПС 35 кВ
Вперед оп. 1 - 25 1973 3,70 3,70 АС-70 3 У35-1;
УАП35-3 22 ПБ35-3;
ПБ35-1В 25 3 ПФ-6В 2,05 "-" 51. ВЛ 35 кВ
Петровская-1 18,30 18,30 4 123 127 18 1497 3,2 Удовл.
51.1. оп. 1 - 5 1979 0,80 0,80 АС-70 2 У35-2 3 АУБМ35 5 3 ПМ-4,5 1,7 С-35 51.2. оп. 5 - 128 1968 17,50 17,50 АС-70 2 У5М 120 ПБ35-1;
ПБ-33 122 15 ПМ-4,5 1,5 "-" 52. ВЛ 35 кВ
Петровская-2 1980 23,680 23,680 АС-70 11 У35-1;
УАП-3;
УАП35-6 186 ПБ35-1;
УБ35-1;
ПБ35-1В 197 24 ПС-60Д 2206 3,25 ПС-35 Удовл.
53. ВЛ 35 кВ
Поддубровка 9,10 10,40 0 63 63 9 798 1,1 Удовл.
53.1. оп. 59 - 62 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Московская) 1988 0,00 0,50 АС-95 - - - - - - ПС-70Д 53.2. оп. 5 - 67 1980 8,80 8,80 АС-95 - - 55 УБ35-1;
ПБ35-1В;
ПБ35-3 55 8 ПФ-70 0,95 ПС-35 53.3. оп. 59 - 67 1986 0,30 0,30 АС-95 - - 8 ПБ35-1В 8 1 ПФ-70 "-" 53.4. оп. 67 - 72 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Манино) 1986 0,00 0,80 АС-95 - - - - - - ПС-70 1,1 54. ВЛ 35 кВ Полевая 4,87 6,770 4 36 40 8 816 2,5 Удовл.
54.1. оп. 1 - 40 1968 4,87 4,870 АС-70 4 П110-4М;
У35-1 36 ПБ35-1В 40 9 ПМ-4,5 2,5 ПС-35 Неуд.
54.2. оп. 40 - 54 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Водозабор оп. 18 -
32) 1991 0,00 1,900 АС-120 - - - - - - ПС-70 55. ВЛ 35 кВ Правда 12,40 15,80 4 97 104 10 1614 1,22 Удовл.
55.1. оп. 1 - 28 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Вперед) 1984 0,00 3,40 АС-70 - - - - - - ПФ-70 55.2. оп. 28 - 132 1984 12,40 12,40 АС-70 4 У35-1;
УАП35-3 97 УБ35-1;
ПБ35-3;
ПБ35-1В 104 10 ПФ-70 1,22 ПС-35 56. ВЛ 35 кВ Пружинки-1
оп. 1 - 94 1985 10,70 10,70 АС-70 10 УАП35-3;
УАП35-6;
У35-1; У35-2 83 ПБ35-1В;
ПБ35-3;
УБ35-1 93 17 ПС-70Д 1220 3 ПС-35 Удовл.
57. ВЛ 35 кВ Пружинки-2 10,78 10,78 8 84 92 12 1185 2,57 Удовл.
57.1. оп. 1 - 29 1986 4,02 4,02 АС-70 4 У35-2 25 ПБ35-2 29 4 ПС-70Д 1,35 ПС-35 57.2. оп. 29 - 93 1986 6,76 6,76 АС-70 4 У35-1 59 ПБ35-1В;
ПБ35-3;
ПЖТ35-2;
УБ35-1 63 8 ПС-70Д 1,22 "-" 58. ВЛ 35 кВ
Птицефабрика 4,60 4,60 3 45 48 3 561 4,6 Удовл.
58.1. оп. 1 - 2 1999 0,11 0,11 АС-95 - - 1 ПБ35-1В 1 - ПС-70 0,11 ТК-35 58.2. оп. 2 - 44 1972 4,03 4,03 АС-95 - - 42 АУБМ; ПБ-22 42 5 ПМ-4,5 4,03 "-" 58.3. оп. 44 - 46 1999 0,26 0,26 АС-95 1 У35-2 1 ПУСБ35-1 2 1 ПС-70 0,26 "-" 58.4. оп. 46 - 48 1978 0,20 0,20 АС-70 2 У35-2 1 ПБ35-2 3 2 ПС-6В 0,2 ПС-35 59. ВЛ 35 кВ Ратчино 8,90 9,10 1 35 36 5 477 0,9 Удовл.
59.1. оп. 1 - 2 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Каликино-2) 1982 0,00 0,20 АС-95 - - - - - - ПСГ-70 ПС-35 59.2. оп. 2 - 38 1971 8,90 8,90 АС-95 1 У1М 35 ПБ35-1;
ПУБ35-1 36 8 ПМ-4,5 0,9 С-35 60. ВЛ 35 кВ Речная 10,80 11,72 3 57 60 3 738 0,94 Удовл.
60.1. оп. 1 - 7 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Хлевное) 1982 0,00 0,92 АС-70 - - - - - - ПС-6В С-35 60.2. оп. 7 - 67 1970 10,80 10,80 АС-50 3 У35-1; У35-2 57 АБ35-7;
ПУБ35-3;
ПБ35-1В 60 3 ПС-70Д ПС-35 61. ВЛ 35 кВ Сахзавод 1978 10,60 21,20 АС-70 16 У35-2 57 ПБ35-2 73 15 ПС-6А 1816 10,6 ПС-35 Удовл.
61.1. отпайка от ВЛ 35 кВ
Сахзавод-правая к
ПС 35 кВ Плавица
оп. 1 - 50 1978 5,90 5,90 АС-70 3 УАП35-2;
У35-1 47 УБ35-1;
ПБ35-1В 50 6 ПС-6В 560 1,3 ПС-35 62. ВЛ 35 кВ
Сельхозтехника 1978 3,45 3,45 АС-50 2 У35-1 31 ПБ35-1В;
ПБ35-1;
УБ35-1;
АУБМ-5 33 5 ПФ-6Б 430 3,45 ТК-35 Удовл.
63. ВЛ 35 кВ Сенцово-1 1979 5,30 5,30 АС-70 3 УАП35-3 42 УБ35-1;
ПБ35-3;
ПБ35-1В 45 9 ПС-70 540 5,3 ПС-35 Удовл.
64. ВЛ 35 кВ Сенцово-2 11,70 11,70 12 102 114 21 1805 4,534 Удовл.
64.1. оп. 1 - 6 1992 0,55 0,55 АС-70 2 У35-2 4 ПБ35-4 6 2 ПС-70Д 1,534 ПС-35 64.2. оп. 6 - 114 1992 11,15 11,15 АСУ-70 10 У35-2;
У110-2;
УАП35-3 98 УБ35-11;
ПБ35-3В;
ПБ35-3 108 19 "-" 3 ПС-35 65. ВЛ 35 кВ Синдякино 12,76 12,76 7 88 95 14 1323 2,45 Удовл.
65.1. оп. 1 - 8 (по
опорам ВЛ 35 кВ К.
Колодезь) 1982 0,00 0,70 АС-95 - - - - - - ПС-70Д 1,113 ПС-35 65.2. оп. 8 - 25 1982 2,155 2,155 АС-70 0 У35-1 79 УБ35-1;
ПБ35-В;
ПБ35-3;
ПБ35-3,1 79 7 ПС-70Д ПС-35 65.3. оп. 25 - 30 2009 0,637 0,637 АС-70 АС-120 4 У35-1;
У35-1+5 2 У35-1;
У35-1+5;
ПБ35-3,1 6 4 ПС-70Д ПС-35 65.4. оп. 30 - 94 1982 7,927 7,927 АС-70 65.5. оп. 94 - 103 1982 1,34 1,34 АС-70 3 У35-2т 7 ПБ35-2т 10 3 ПС-70Д 1,338 ПС-35 66. ВЛ 35 кВ Сокол 1964 4,74 9,48 АС-95 28 2АТ; 2УТ;
2ТП 0 - 28 16 ПС-70Е 1040 4,74 ПС-35 ТК-35 Удовл.
67. ВЛ 35 кВ Сошки 1986 10,89 21,78 АС-95 17 У35-2 69 ПБ35-4;
П110-6;
ПЖТ35-Я 86 17 ПС-70Д 2340 4,1 ПС-35 Удовл.
68. ВЛ 35 кВ Стебаево-1 8,00 19,40 8 41 49 14 1653 1,04 Удовл.
68.1. оп. 1 - 49 1987 8,00 8,00 АС-95 8 У110-2;
УАП356;
У35-1 41 ПБ35-В;
ПБ35-1;
УБ35-1 49 13 ПС-70Д 1,04 ПС-35 68.2. оп. 49 - 122 (по
опорам ВЛ 35 кВ
Стебаево-2) 1987 0,00 11,40 АС-95 - - - - - - ПС-70 69. ВЛ 35 кВ Стебаево-2 18,50 18,50 13 96 109 17 1431 3,49 Удовл.
69.1. оп. 1 - 38 1987 7,10 7,10 АС-95 7 У35-1 31 ПБ35-1В;
УБ35-1 38 9 ПС-70Д 2,24 ПС-35 69.2. оп. 38 - 109 1987 11,40 11,40 АС-95 6 У35-2;
У110-2 65 ПБ35-2 71 8 ПС-70Д 1,25 "-" 70. ВЛ 35 кВ Таволжанка 1,20 1,20 6 4 10 6 156 1,2 Удовл.
70.1. оп. 1 - 4 1994 0,50 0,50 АС-120 4 У35-2 - - 4 4 ПС-70Д ТК-35 70.2. оп. 4 - 10 1974 0,70 0,70 АС-120 2 УМ-1 4 ПБ35-1 6 2 ПФ-6Б С-35 71. ВЛ 35 кВ Талицкий
Чамлык 1972 15,10 15,10 АС-70 7 У35-2 92 ПВ-2;
ПВ-2т;
ПУБ35-1 99 9 ПФ6-15 1090 2,8 С-35 С-50 Удовл.
72. ВЛ 35 кВ Трубетчино 21,10 21,10 13 137 150 13 1690 3,2 Удовл.
72.1. оп. 1 - 42 1969 5,40 5,40 АС-70 5 УТМ 37 ПВ-1 42 5 ПМ-4,5 1,8 С-35 72.2. оп. 42 - 150 1971 15,70 15,70 АС-50 8 У11 100 ПБ35-1В 108 8 ПС-70 1,4 ТК-35 73. ВЛ 35 кВ Усмань -
Тяговая 1967 3,18 3,18 АС-185 2 У5М 15 ПБ-33;
АУБМ-60 17 7 ПМ-4,5 385 3,18 С-50 Удовл.
74. ВЛ 35 кВ Федоровка 17,50 17,50 13 139 152 27 1692 5,15 Удовл.
74.1. оп. 1 - 146 1979 16,89 16,89 АС-70 11 У35-1;
УАП35-5 135 УБ35-1;
ПБ35-3В 146 25 ПС-6А 2,54 ПС-35 74.2. оп. 146 - 152 1979 0,61 0,61 АС-70 2 У35-2 4 ПБ35-2 6 2 "-" 2,61 "-" 75. ВЛ 35 кВ Хлевное 6,66 6,67 12 31 42 17 675 3,7 Удовл.
75.1. ПС 110 кВ Хлевное -
оп. 1 1982 0,015 0,03 АС-70 1 У35-2+5 - - 1 1 ПС-6А ПС-35 75.2. оп. 1 - 16 1982 2,00 2,00 АС-70 1 У35-2т 14 УБ35-1;
ПБ35-3в 14 2 "-" "-" 75.3. оп. 16 - 18
(совместно с ВЛ 35
кВ Дмитряшевка) 1970 0,82 0,82 АС-150 3 У1мн; У35-2;
ЦП28+3 - - 3 3 ПС-12 "-" 75.4. оп. 18 - 36 1970 2,90 2,90 АС-50 4 У35-1 13 ПБ35-15;
АБ35-3 17 8 ПС-6В С-35 75.5. оп. 36 - 42
(совместно с ВЛ 35
кВ Речная) 1982 0,92 0,92 АС-70 3 У35-2 4 ПБ35-2 7 3 ПС-6В С-35 76. ВЛ 35 кВ Ярлуково-1 15,69 19,73 13 91 104 22 1724 3,2 Удовл.
76.1. оп. 1 - 62 1972 11,65 11,65 АС-70 8 У35-1; У35-2 54 ПБ35-1;
ПУСБ 62 13 ПС-70Д 2,1 С-35 76.2. отпайка к ПС 35 кВ
Малей оп. 1 - 42 1993 4,04 8,08 АС-70 5 У35-2 37 ПБ35-2;
2ПУСБ35-1;
2УБ35-2 42 9 ПС-70Е 1,1 "-" 77. ВЛ 35 кВ Ярлуково-2 6,10 6,10 9 24 33 11 470 3,6 Удовл.
77.1. оп. 1 - 30 1972 6,00 6,00 АС-70 7 У35-1;
У35-2; ПМ-1 22 ПБ35-1;
ПУСБ35-1 29 8 ПФ-6Б 3,5 С-35 77.2. отпайка к ПС 35 кВ
Дружба оп. 1 - 4 1972 0,10 0,10 АС-70 2 У35-1 2 ПБ35-1В 4 3 ПФ-6Б 0,1 ПС-35 78. ВЛ 35 кВ Тюшевка 1984 11,47 22,94 АС-95 13 83 96 18 ПС-35 Удовл.
78.1. оп. 1 - 21 1984 2,01 4,02 АС-95 5 У35-2 16 ПБ35-4,
УБ-110 21 8 2,55 ПС-35 78.2. оп. 21 - 28 1984 0,95 1,89 АС-95 1 У35-2 6 ПБ35-4 7 1 78.3. 1984 8,10 16,20 АС-95 5 У35-2 60 ПБ35-4,
УБ-110 65 7 1,98 ПС-35 78.4. оп. 95 - 98 1984 0,41 0,83 АС-95 2 У35-2 1 ПБ35-4 2 2 ИТОГО по ВЛ 35 кВ
Липецкого района 878,73 1002,6 626 5533 6170 1082 80757 228,8 ВЛ 35 кВ Лебедянские сети
79. ВЛ 35 кВ Б. Попово 14,60 14,60 16 87 103 17 1220 2,06 Хор.
79.1. оп. 79 до ПС 35 кВ
Б. Попово 1980 3,27 3,27 АС-95/16 10 У35-2+5;
У35-2;
У-35-2т; 15 ПБ 35-2;
ПБ35-2т 25 11 ПС-60Д;
ПС-6Б 375 0,76 С-35 79.2. ПС 110 кВ Лебедянь
до оп. 79 1975 11,33 11,33 АС-95/16 6 У35-1;
У35-1т+5;
У35-1+5 72 ПУСБ 35-1;
ПБ 35-1т;
ПБ 35-1 78 6 ПС-60Д 845 1,3 С-35 80. ВЛ 35 кВ Рождество 15,29 18,56 7 75 82 19 1406 3,93 Хор.
80.1. оп. 24 до ПС 35 кВ
Рождество 1975 12,89 12,89 АС-95 3 У35-1;
У35-1т 58 ПБ35-1В,
УБ-35-1т;
УБ-35-1 61 11 ПС-60Д,
ПМ-4,5 774 1,53 ПС-35 80.2. ПС 35 кВ Б. Попово
до оп. 24 (оп. 1 -
7 и оп. 10 - 24
внесены в ВЛ 35 кВ
Б. Попово) 1980 0,00 3,27 АС-95 2 УБ 35-1 2 2 ПС-60Д 404 80.3. отпайка к ПС 35 кВ
Сах. завод 1975 2,40 2,40 АС-50 4 У35-1т+5 15 УБ-35-1;
ПБ-35-1-в 19 6 ПМ-4,5 228 2,4 С-35 Неуд.
81. ВЛ 35 кВ
Рождество-1 12,30 12,30 8 98 106 13 1210 3,40 Хор.
81.1. оп. 90 до ПС 35 кВ
Яблонево 1990 1,6 1,60 АС-70/11 2 У35-2т+5;
У35-2т 15 ПБ35-2т 17 2 ПС-70Д 190 1,6 ПС-35 81.2. ПС 35 кВ Рождество
до оп. 90 1990 10,70 10,70 АС-70/11 6 У35-1+5;
У35-1 83 УБ-35-1т;
ПБ35-1т;
ПБ35-1;
ПБ35-1в 89 11 ПС-70Д 1020 1,8 ПС-35 82. ВЛ 35 кВ Яблонево 10,71 12,80 5 105 110 16 1505 1,60 Хор.
82.1. оп. 17 до ПС 35 кВ
Красное, оп. 124 -
128 внесены в ВЛ 35
кВ Дрезгалово-1 1990 10,71 11,20 АС-70/11 5 У35-1+5,
УАП35-4,
У35-1т 105 ПБ35-1в,
ПБ35-2в,
УБ35-11 110 16 ПС-70Д,
ПС65/26 1310 1,6 ПС-35 82.2. ПС 35 кВ Яблоново
до оп. 17 опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Рождество-1 1990 0,00 1,60 АС-70/11 ПС-70Д 195 ПС-35 83. ВЛ 35 кВ
Дрезгалово-1 22,80 22,80 24 190 214 40 2785 1,99 Удовл.
83.1. оп. 204 до ПС 35 кВ
Дрезгалово 1976 0,98 0,98 АС-70/11 2 У35-2т 8 ПБ35-2т 10 2 ПС-6Б 148 0,98 ПС-35 83.2. оп. 69 до оп. 75 1976 0,40 0,40 АС-70/11 1 У35-2т+5 5 УБ35-1;
ПБ35-2т 6 2 ПС-6Б 57 83.3. оп. 75 до оп. 204 1976 14,73 14,73 АС-70/11 6 У35-1+5;
У35-2+5;
У35-1 122 УБ35-1;
ПБ35-1;
УААГ-35 128 23 ПС-6Б 1605 83.4. ПС 110 кВ Россия до
оп. 69 1985 6,69 6,69 АС - 70/11 15 У35-2т;
У35-2;
У35-2+5;
УАП35-5 55 УБ35-2т;
ПБ35-2;
ПБ35-4Б 70 13 ПС-6Б 975 1,01 ПС-35 84. ВЛ 35 кВ Дубрава 7,10 7,10 12 55 67 16 978 2,9 Удовл.
84.1. ПС 110 кВ Россия до
ПС 35 кВ Дубрава:
оп. 1 внесена в ВЛ
35 кВ Сапрыкино 1985 7,10 7,10 АС-95/16 12 У35-1т,
У35-2т+5,
У35-1т+5,
УАП35-6,
УС35-3 55 ПБ35-3,
ПБ35-1в,
УБ35-1;
УБ35-1т 67 16 ПС-70Д 978 2,9 ПС-35 85. ВЛ 35 кВ
Дрезгалово-2 7,52 8,50 4 74 78 14 1121 1,20 Удовл.
85.1. оп. 10 до ПС 35 кВ
Талица 1977 7,52 7,52 АС-70/11 4 У35-1т,
У35-1+5 74 УААг-35;
ПБ35-3;
ПБ35-3т;
УБ35-1т;
ПБ35-1в;
ПБ35-1т 78 14 ПС-6Б 989 1,2 ПС-35 85.2. ПС 35 кВ Дрезгалово
до оп. 10 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Дрезгалово-1) 1976 0,00 0,98 АС-70/11 ПС-6Б 132 86. ВЛ 35 кВ Сапрыкино 13,9 13,9 3 94 97 12 1158 2,5 Хор.
86.1. ПС 110 кВ Россия до
ПС 35 кВ Сапрыкино 1977 13,90 13,90 АС-70/11 3 У35-1т,
У35-1;
У35-2т 94 УБ 35-1;
УБ35-1т;
ПБ35-3т;
П35-4 Бт;
П35-4Б 97 12 ПС-6Б 1158 2,5 ПС-35 87. ВЛ 35 кВ Агроном 9,20 9,20 12 55 67 16 921 2,80 Неуд.
87.1. оп. 7 до ПС 35 кВ
Агроном 1968 8,74 8,74 АС-50/8,0 8 У35-1т,
У35-1;
У35-2т 52 УБ 35-1;
ПБ35-2т;
ПБ35-1в;
П35-4Б 60 9 ПМ-4,5 789 2,29 С-35 Неуд.
87.2. ПС 110 кВ Лебедянь
до оп. 7 1969 0,47 0,47 АС-50/8,0 4 У35-2т 3 ПБ35-2т 7 7 ПМ-4,5 132 0,51 С-35 Неуд.
88. ВЛ 35 кВ Сергиевка 9,4 9,4 1 71 72 9 849 2,9 Неуд.
88.1. ПС 35 кВ Троекурово
Совхозная до ПС 35
кВ Сергиевка (оп. 1
внесена в ВЛ 35 кВ
Троекурово -
Совхозная) 1966 9,40 9,40 АС-50/8,0-8,00;
АС-70/11-1,40 1 У35-1т+5 71 УБ35-1т;
УБ35-1;
ПБ35-3т;
ПБ33 72 9 ПМ-4,5 849 2,9 С-50 Неуд.
89. ВЛ 35 кВ Б. Избищи 4,45 18,90 1 41 42 4 2212 1,1 Удовл.
89.1. оп. 102 до оп. 145 1983 4,45 4,45 АС-70/11 1 У 35-1 41 УБ 35-1; ПБ
35-3т; ПБ
35-1в 42 4 ПС-70Д 489 1,1 ПС-35 89.2. оп. 145 до ПС Б.
Избищи (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Дружба) 1983 0,00 0,25 АС-70/11 ПС-70Д 112 89.3. ПС 220 кВ Дон до
оп. 102 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Культура) 1983 0,00 14,20 АС-95/16 ПС-70Д 1611 90. ВЛ 35 кВ Культура 21,50 21,50 18 151 169 35 2424 3,3 Удовл.
90.1. оп. 102 до ПС 35 кВ
Культура 1983 7,30 7,30 АС-70 4 У35-1т,
У35-1+5 63 УБ 35-1; ПБ
35-1в 67 8 ПС-70Д 813 1,65 ПС-35 90.2. ПС 220 кВ Дон до
оп. 102 1989 14,20 14,20 АС-95/16 14 У35-2т;
У35-2 88 УБ 35-11т;
УБ 35-11;
ПБ 35-2т;
ПБ 35-2 102 27 ПС-70Д 1611 1,65 ПС-35 91. ВЛ 35 кВ Шовское 14,30 14,30 3 115 118 15 1374 2,90 Удовл.
91.1. ПС 35 кВ Культура
до ПС 35 кВ
Первомайская (опора
оп. 119 внесена в
ВЛ 35 кВ
Первомайская) 1979 14,30 14,30 АС-70/11 3 У 35-2т; У
35-1т 115 ПБ 35-3; ПБ
35-3т; ПУСБ
35-1т; ПУСБ
35-1; ПВС
1т; ПВС-1 118 15 ПС-70Д 1374 2,9 ПС-35; С-35 92. ВЛ 35 кВ Дружба 12,10 12,10 5 101 106 13 1359 3,4 Удовл.
92.1. оп. 3 до ПС 35 кВ
Трубетчино 1983 11,85 11,85 АС-70/11 3 У 35-1т; УАП
35-3 100 УБ 35-1; ПБ
35-1в; ПБ
35-3 103 11 ПС-70Д 1275 3,18 ПС-35 92.2. ПС 35 кВ Б. Избищи
до оп. 3 1983 0,25 0,25 АС-70/11 2 У 35-2т 1 ПБ 35-2т 3 2 ПС-70Д 84 0,22 ПС-35 93. ВЛ 35 кВ Долгое-1 7,30 14,10 4 49 53 6 1293 1,2 Удовл.
93.1. оп. 46 до ПС
Полибино (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Полибино) 1985 0,00 6,80 АС-70/11 ПС-70Д 606 93.2. ПС 35 кВ Долгое до
оп. 46 1976 7,30 7,30 АС-70/11 4 У 35-1т; У
35-1 49 УААг-35; ПБ
35-3; ПБ
35-1в; ПБ
35-1т 53 6 ПС-70Д 687 1,2 С-35 94. ВЛ 35 кВ Долгое-2 13,10 13,10 10 70 80 12 1118 2,4 Удовл.
94.1. оп. 75 до ПС 35 кВ
Бигильдино 1979 0,63 0,63 АС-70/11 3 У 35-2т 3 ПБ 35-2т 6 3 ПС-6Б 149 0,6 ПС-35 94.2. ПС 35 кВ Долгое до
оп. 75 1976 12,47 12,47 АС-70/11 7 УАП 35-4т;
УАП 35-4 67 ПБ 35-3;
ПУСБ 35-1;
УААг-35; ПБ
35-1вт; ПБ
35-1в 74 9 ПС-6Б 969 1,8 ПС-35 95. ВЛ 35 кВ Знаменка 10,80 10,80 9 85 94 17 1342 2,7 Удовл.
95.1. оп. 13 до ПС 35 кВ
Знаменка 1980 9,36 9,36 АС-70/72 8 У 35-1; УАП
35-3 74 УБ 35-1; ПБ
35-3; УБ
35-1т;
УААг-35; ПБ
35-1т; ПБ
35-1в 82 16 ПС 70 Д;
ПМ-4,5 1207 1,3 С-35 95.2. ПС Астапово до оп.
13 (оп. 1 внесена в
ВЛ 35 кВ
Первомайская) 1986 1,44 1,44 АС-70/11 1 У 35-1 11 УБ 35-1; ПБ
35-1в 12 1 ПС 70Д 135 1,4 С-35 96. ВЛ 35 кВ Бигильдино 21,36 22,00 6 122 128 11 1601 1,6 Удовл.
96.1. оп. 129 до ПС
Бигильдино (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Долгое-1) 1979 0,00 0,64 АС-70/11 ПС 6Б 143 96.2. ПС 35 кВ Знаменка
до оп. 129 1976 21,36 21,36 АС - 70/11 6 У 35-1; У
35-1т 122 УБ 35-1т;
УБ 35-1; ПБ
35-1т; ПБ
35-1в 128 11 ПС 6Б 1458 1,6 С-35 97. ВЛ 35 кВ
Первомайская 17,1 17,1 6 107 113 9 1352 2,9 Удовл.
97.1. ПС 110 кВ Астапово
до ПС 35 кВ
Первомайская 1968 17,1 17,1 АС-95-1,930;
АС-50-15,170 6 У 35-2т; У
35-1 107 ПУСБ 35-1;
ПВС-1; ПБ
35-3; ПВС1т 113 9 ПС 70Д;
ПМ-4,5 1352 2,9 ПС-35; С-35 98. ВЛ 35 кВ Троекурово
Совхозная 10,25 10,80 1 57 58 5 826 2,3 Удовл.
98.1. оп. 7 до ПС 35 кВ
Троекурово
Совхозная 1969 10,25 10,25 АС-95/16 1 У 2-П 57 ПУБ
35-3-1т;
ПУБ 35-3-1;
ПБ 35-3т;
ПБ 35-3 58 5 ПМ-4,5 694 2,3 ТК-35 98.2. ПС 110 кВ Лебедянь
до оп. 7 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Агроном) 1969 0,00 0,55 АС-50/8,0 ПМ-4,5 132 Неуд.
99. ВЛ 35 кВ Плодовая 18,46 18,46 13 149 162 19 1972 2,6 Удовл.
99.1. оп. 106 до ПС 35 кВ
Агроном 1988 6,61 6,61 АС-70/11 11 У 35-2; У
35-2+5; УАП
35-4 48 ПУСБ 35-4;
ПБ 35-2 59 11 ПС 70Д 837 1,3 ПС-35 99.2. оп. 2 до оп. 106 1988 11,85 11,85 АС-70/11 2 У 35-1 101 УБ 35-1; ПБ
35-3; ПБ
35-1в 103 8 ПС 70Д 1135 1,3 ПС-35 99.3. ПС 35 кВ Хрущево до
оп. 2 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Хрущево) 1988 0,00 0,14 АС-70/11 ПС 70Д 66 100. ВЛ 35 кВ Луговая 10,20 13,90 7 80 87 13 1599 1,07 Удовл.
100.1. оп. 27 до ПС 35 кВ
Новополянье 1988 10,198 10,198 АС-70/11 7 У 35-1; У
35-1+5; У
35-1+5т 80 УБ 35-1; ПБ
35-3; ПБ
35-1в; 87 13 ПС 70Д 1119 1,07 ПС-35 100.2. ПС 35 кВ
Головенщино до оп.
27 (опоры внесены в
ВЛ 35 кВ
Головенщино) 1988 0,0 3,70 АС-70/11 ПС 70Д 480 101. ВЛ 35 кВ Хрущево 23,90 23,90 8 173 181 31 2259 3,8 Удовл.
101.1. оп. 180 до ПС 35 кВ
Хрущево 1988 0,14 0,14 АС-70/11 2 У 35-2т 0 2 2 ПС 70Д 72 0,106 ПС-35 101.2. ПС 110 кВ
Химическая до оп.
180 1987 23,76 23,76 АС-70/11 6 У 35-1т; У
35-1; У
35-1+5т; УАП
35-4 173 УБ 35-1; ПБ
35-3; ПБ
35-1в 179 29 ПС 70Д 2187 3,694 ПС-35 102. ВЛ 35 кВ Пиково 14,00 14,00 12 90 102 17 1351 4,4 Хор.
102.1. оп. 39 до ПС 35 кВ
Пиково 1982 8,70 8,70 АС-70/11 8 У 35-1+5; У
35-1 55 УБ 35-1; ПБ
35-1в 63 9 ПС 70Д 759 2,8 ПС-35 102.2. ПС 110 кВ Чаплыгин
Новая до оп. 39 1994 5,30 5,30 АС-95/16 4 У 35-2т; У
35-1 35 УБ 35-1; ПБ
35-2; ПБ
35-1в 39 8 ПС 70Д 592 1,6 ТК-35 103. ВЛ 35 кВ
Инструментальная
Левая, Правая 1,10 2,20 7 3 10 7 122 1,1 Хор.
103.1. ПС 110 В Нива до
Инструментального
завода 1986 1,10 2,20 АС-120/19 7 У 35-2 3 ПБ 35-2 10 7 ПС 70Д 122 1,1 ПС-35 104. ВЛ 35 кВ Б. Верх 18,40 25,10 12 149 161 22 2906 1 Хор.
104.1. оп. 57 до ПС 35 кВ
Б. Верх 1988 18,40 18,40 АС-95/16 12 У 35-1; У
35-2; У
35-2+5; У
35-2т 149 УБ 35-1; ПБ
35-3; ПУСБ
35-4; ПБ
35-1в; ПБ
35-2 161 22 ПС 70Д 2069 1,35 ПС-35 104.2. участок от Агроном
до оп. 57 (опоры
оп. 1 - 3 внесены в
ВЛ 35 кВ Агроном;
опоры оп. 4 - 57
внесены в ВЛ 35 кВ
Плодовая) 1988 0,00 6,70 АС-95/16 ПС 70Д 837 105. ВЛ 35 кВ Политово 16,4 16,4 4 163 167 8 1686 2 Удовл.
105.1. оп. 166 до ПС 35 кВ
Политово 1975 0,23 0,23 АС-95 2 У 35-2т 0 2 2 ПС 70Д 72 0,2 ТК-50 105.2. ПС 35 кВ Данков
Сельская до оп. 166 1967 16,12 16,12 АС-50/8,0 2 У 35-2т 163 УБ 35-1; ПБ
35-1в; ПБ
35-3 165 6 ПМ-4,5 1614 1,9 ПС-35 106. ВЛ 35 кВ Теплое 29,76 31,50 7 197 204 23 2781 3,3 Удовл.
106.1. оп. 13 до оп. 155 1985 20,72 20,72 АС-70/11 1 У 35-1 140 АУБ 35-1в;
ПБ 35-3 141 15 ПФ-6Б;
ПМ 4,5;
ПС 70Д 1728 106.2. оп. 155 до ПС
Теплое (оп. 176
внесена в ВЛ 35 кВ
Воскресеновка) 1993 2,54 2,54 АС-70/11 0 21 УБ 35-1т;
ПБ 35-1в 21 2 ПС 70Д 210 1,8 ТК-50 106.3. ПС 110 кВ
Химическая до оп.
13 (опоры внесены в
ВЛ 35 кВ Данков -
Сельская) 1983 0,00 1,74 АС-95/16 ПС 70Д 270 106.4. отпайка к ПС 35 кВ
Данков Сельская
(оп. 43 внесена в
ВЛ 35 кВ Политово) 1967 6,50 6,50 АС-50/8,0 6 УАП 35-3 36 ПБ 35-1в 42 6 ПФ-6Б 573 1,5 ПС-35 Неуд.
107. ВЛ 35 кВ Данков
Сельская 4,74 4,74 9 29 38 19 769 2,98 Хор.
107.1. оп. 13 до оп. 35 1991 2,69 2,69 АС-120/19 1 У 35-2т+5 20 УБ 35-1т;
АУБМ 35-1т;
ПБ 35-3т;
ПБ 35-3 21 8 ПС 70Д 378 0,98 ТК-50 107.2. оп. 35 до ПС 35 кВ
Данков Сельская 1967 0,31 0,31 АС-120/19 1 У 35-1т 3 ПБ 35-3т 4 4 ПС 70Д 124 0,3 ТК-50 107.3. ПС 110 кВ
Химическая до оп.
13 1983 1,74 1,74 АС-95/16 7 У 35-2т; У
35-2т+5 6 ПБ 35-2т 13 7 ПС 70Д 267 1,7 С-50 108. ВЛ 35 кВ
Воскресеновка 13,80 13,80 3 131 134 21 1593 2,50 Хор.
108.1. ПС 35 кВ Теплое до
ПС 35 кВ
Воскресеновка 1980 13,80 13,80 АС-70/11 3 У 35-1т 131 УБ 35-11,1;
УААг 35; ПБ
35-3; ПБ
35-1в; ПБ
35 вс 134 21 ПС-6Б 1593 2,5 С-35 109. ВЛ 35 кВ Барятино-1 17,80 17,80 11 139 150 23 1806 3,60 Удовл.
109.1. ПС Воскресеновка до
ПС Борятино (опора
оп. 1 внесена в ВЛ
35 кВ Барятино) 1980 17,80 17,80 АС-70/11 11 УАП 35-1т;
УАП 35-6; У
35-1+5; У
35-1; У
35-1т 139 УБ 35-1; ПБ
35-3; ПБ
35-1в 150 23 ПС-6Б 1806 3,6 ПС-50 110. ВЛ 35 кВ Барятино 24,52 24,52 21 198 219 33 2607 3,42 Удовл.
110.1. оп. 26 до ПС 35 кВ
Борятино 1984 21,09 21,09 АС-70/11 13 УАП 35-1; У
35-1; У
35-1+5; У
35-1т 179 УБ 35-11т;
УБ 35-11;
ПБ 35-3 192 24 ПС 70Д 2169 1,5 ПС-35 110.2. ПС 35 кВ Березовка
до оп. 26 1975 3,42 3,42 АС-70/11 8 У 35-2т; У
35-2т+5; У
35-2 18 ПБ 35-1в;
ПБ 35-2 26 8 ПС-6Б 411 1,9 ПС-35 110.3. отпайка к ПС 35 кВ
Холм 1975 0,02 0,02 АС-70/11 1 УБ 35-11т 1 1 ПС-6Б 27 0,02 ПС-35 111. ВЛ 35 кВ Ведное-1 26,40 26,40 3 213 216 17 2793 3,10 Удовл.
111.1. оп. 218 до ПС 35 кВ
Ведное 1978 3,14 3,14 АС-70/11 3 У 35-2т 27 ПБ 35-2вт 30 3 ПС-6Б 348 3,1 ПС-35 111.2. оп. 31 до оп. 218 1978 20,04 20,04 АС-70/11 0 186 УП 35-4б;
УА 35-4б;
ПБ 35-1в 186 14 ПС-6Б;
ПС-70Д 1980 111.3. ПС 35 кВ Никольское
до оп. 31 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Никольское) 1984 3,22 3,22 АС-70/11 ПС-6Б 465 112. ВЛ 35 кВ Ведное-2 9,38 12,52 6 89 95 12 1464 1,20 Удовл.
112.1. оп. 30 до ПС 35 кВ
Троекурово 1978 9,38 9,38 АС-70/11 6 УАП 35-2; У
35-1т; УАП
35-1т; У
35-1т+5 89 УА 35-1; УП
35-1; ПБ
35-1в 95 12 ПС-6Б 1116 1,2 ПС-35 112.2. ПС 35 кВ Ведное до
оп. 30 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Ведное-1) 1978 0,00 3,14 АС-70/11 ПС-6Б 348 113. ВЛ 35 кВ Троекурово 7,51 8,70 4 49 53 4 603 2,00 Удовл.
113.1. ПС 35 кВ Гагарино
до ПС 110 кВ
Троекурово (опоры
от ПС 35 кВ
Гагарино до оп. 12
внесены в ВЛ 35 кВ
Мясопром) 1974 7,51 8,70 АС-70/11 4 УАП 35-3т;
УАП 35-5 49 ПБ 35-1т;
ПБ 35-1в 53 4 ПФ-6Б 603 2 С-35 114. ВЛ 35 кВ Гагарино 10,75 20,45 1 74 75 3 1890 1,60 Удовл.
114.1. оп. 83 до ПС 35 кВ
Гагарино 1974 10,75 10,75 АС-50/8,0 1 У 35-1т 74 УБ 35-1; УБ
35-1т; ПУСБ
35-1; ПУСБ
35-1т; ПБ
35-1в 75 3 ПФ-6Б 777 1,6 ПС-50 114.2. ПС 35 кВ Топки до
оп. 83 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Топки) 1997 0,00 9,70 АС-50/8,0 ПС 70Д 1113 115. ВЛ 35 кВ
Колыбельская 8,77 14,40 0 37 37 3 870 1,50 Удовл.
115.1. оп. 26 до ПС 35 кВ
Колыбельская 1969 8,77 8,77 АС-95/16 0 37 УБ 35-11,1;
ПБ 35-1в 37 3 ПФ-6Б 519 1,5 С-35 115.2. ПС 110 кВ
Компрессорная до
оп. 26 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Связь ГКС) 1980 0,00 5,63 АС-95/16 ПС 70Д 351 116. ВЛ 35 кВ Раненбург 8,60 8,60 12 55 67 29 1182 4,40 Хор.
116.1. ПС 110 кВ
Компрессорная до ПС
35 кВ Раненбург 1994 8,60 8,60 АС-70/11 12 У 35-2т; УС
110-3; У
35-1т+5; У
35-1+5; У
35-1; У
35-1т; У
35-1т+9 55 УБ 35-11т;
УБ 35-11;
ПБ 35-3т;
ПБ 35-3 67 29 ПС 70Д 1182 4,4 ТК-50 117. ВЛ 35 кВ Красивая
Меча с отп. на ПС
35 кВ Сергиевка 35,17 40,00 25 288 313 45 3705 3,24 Хор.
117.1. ПС 35 кВ Б. Верх до
ПС 35 кВ Сапрыкино
(опоры от ПС 35 кВ
Б. Верх до оп. 44
внесены в ВЛ 35 кВ
Б. Верх) 1994 25,57 30,40 АС - 70/11 18 У 35-1; У
35-2; У
35-2т 198 УБ 35-1; ПБ
35-3; ПУСБ
35-4; ПБ
35-1в; ПБ
35-2 216 31 ПС 70Д 2583 1,72 ПС-35 117.2. отпайка к ПС 35 кВ
Сергиевка 1996 9,60 9,60 АС - 70/11 7 У 35-1+5; У
35-1т; У
35-1+5т 90 УБ 35-1; ПБ
35-1в 97 14 ПС 70Д 1122 1,52 ПС-35 118. ВЛ 35 кВ
Новополянье 6,55 8,28 2 68 70 9 1005 0,90 Удовл.
118.1. оп. 14 до ПС 35 кВ
Новополянье 1977 6,55 6,55 АС-95/16 2 У 35-1; УАП
35-5 68 УБ 35-1; УА
35-4Б; УП
35-4Б; ПБ
35-1в 70 9 ПС-6Б 822 0,9 ПС-35 118.2. ПС 110 кВ Чаплыгин
Новая до оп. 14
(опоры внесены в ВЛ
35 кВ Связь ГКС) 1994 0,00 1,73 АС-95/16 ПС 70Д 183 119. ВЛ 35 кВ
Головинщино 20,10 20,10 12 154 166 25 1959 3,16 Удовл.
119.1. оп. 141 до ПС 35 кВ
Головинщино 1988 3,70 3,70 АС-95/16 6 У 35-2; У
35-2т 21 ПУСБ 35-4;
ПБ 35-2 27 7 ПС 70Д 396 2,46 ПС-35 119.2. ПС Астапово до оп.
141 (оп. 1 внесена
в ВЛ 35 кВ
Комплекс) 1988 16,40 16,40 АС-95/16 6 У 35-1; У
35-1т; У
35-1+5 133 УБ 35-1; ПБ
35-3; ПБ
35-1в; 139 18 ПС 70Д 1563 0,7 С-35 120. ВЛ 35 кВ Полибино 13,50 13,50 15 80 95 21 1218 2,90 Удовл.
120.1. оп. 46 до ПС 35 кВ
Полибино 1985 6,80 6,80 АС-70/11 8 У 35-2т; У
35-2 38 ПБ 35-2 46 10 ПС-6Б;
ПС-70Д 567 1,1 ПС-35 120.2. ПС 110 кВ Березовка
до оп. 46 1976 6,70 6,70 АС-70/11 7 У 35-1т 42 УААг-35; УБ
35-1т; ПБ
35-1в; ПБ
35 в 49 11 ПС-6Б;
ПС-70Д 651 1,8 ПС-35 121. ВЛ 35 кВ Связь ГКС 14,30 14,30 5 61 66 14 894 3,00 Удовл.
121.1. оп. 14 - 41 1968 7,21 7,21 АС-95/16 0 26 УБ 35-11,1;
ПБ 35-1в 26 7 ПС-6Б;
ПС-70Д 363 121.2. оп. 41 до ПС 110 кВ
Компрессорная 1980 5,36 5,36 АС-95/16 2 У 35-2; У
35-2т 24 ПУСБ 35-4;
ПБ 35-2 26 4 ПС 70Д 327 1,3 ТК-35 121.3. ПС 110 кВ Чаплыгин
Новая до оп. 14 1994 1,73 1,73 АС-95/16 3 У 35-2т 11 ПБ 35-2 14 3 ПС 70Д 204 1,7 ТК-35 124. ВЛ 35 кВ Никольское 19,40 19,40 12 170 182 29 2202 2,44 Удовл.
124.1. оп. 152 до ПС 35 кВ
Никольское 1984 3,33 3,33 АС-70/11 7 У 35-2т+5; У
35-2т; У
35-2 24 ПБ 35-4; ПБ
35-4т 31 7 ПС-6Б;
ПС-70Д 417 1,6 ПС-35 124.2. ПС 35 кВ Раненбург
до оп. 152 1978 16,07 16,07 АС-70/11 5 У 35-1т+5; У
35-1т;
УАП35-1 146 УБ 35-11т;
УБ 35-11;
УААг35; ПБ
35-1в 151 22 ПС-6Б;
ПС-70Д 1785 0,84 ПС-35 125. ВЛ 35 кВ Красное 0,00 7,20 0 1 1 1 957 0,00 Удовл.
125.1. оп. 69 до ПС
Красное (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Яблоново) 1976 0,00 0,51 АС-70/11 1 УБ35-1 1 1 ПС-6Б 78 125.2. ПС 110 кВ Россия до
оп. 69 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Дрезгалово-1) 1985 0,00 6,69 АС-70/11 ПС-6Б 879 126. ВЛ 35 кВ Березовка 8,54 12,10 5 97 102 10 1189 0,00 Удовл.
126.1. оп. 2 до ПС
Березовка (опоры
оп. 105 - 129
внесены в ВЛ 35 кВ
Барятино) 1967 8,54 11,95 АС-50/8,0-8,685;
АС-70/11-3,267 5 У 35-1+5; У
35-1 97 ПБ 35-3; УБ
35-11,1; ПБ
35-1в 102 10 ПС-6Б 1141 126.2. ПС 35 кВ Политово
до оп. 2 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Политово) 1975 0,00 0,15 АС-70/11 ПС 70Д 48 127. ВЛ 35 кВ Чаплыгин
Старая - Раненбург
(габарит 35 кВ) 8,40 8,40 11 36 47 15 648 4,00 Удовл.
127.1. ПС 110 кВ Чаплыгин
Старая до ПС 35 кВ
Раненбург 1968 8,40 8,40 АС-70/11 11 У35-1,
УАП35-6,
УАП35-2,
УАП35-3,
УАП35-8 36 ПБ35-1,
УП35 47 15 ПС-6Б 648 4 8-0-Г-В-ЖС-Н-120 128. ВЛ 35 кВ РП
Чаплыгин Правая 7,47 7,47 8 47 55 10 2496 1,80 Удовл.
128.1. оп. 15 до оп. 43 1968 3,79 3,79 АС-95/16 1 У 35-1 26 ПУБ 35-3;
ПБ 35-1б 27 3 ПС-6Б;
ПС-70Д 300 128.2. оп. 43 до ПС 110 кВ
Чаплыгин Старая 1976 1,85 1,85 АС-95/16 4 У 35-2т 9 ПБ 35-2т 13 4 ПС-6Б;
ПС-70Д 189 128.3. ПС 110 кВ Чаплыгин
Новая до оп. 15 1994 1,83 1,83 АС-95/16 3 У 35-2т 12 ПБ 35-2т 15 3 ПС 70Д 2007 1,8 ТК-35 129. ВЛ 35 кВ Каменная
Лубна 19,50 19,50 4 156 160 18 894 1,35 Неуд.
129.1. ПС 110 кВ Донская
до оп. 160 1968 19,50 19,50 АС-50/8,0 4 У 35-1; У
35-1+5 156 АУБМ-3; УБ
35-11; ПБ
35-3; ПБ
35-1в;
П-35; УБ
35-1в 160 18 ПМ-4,5;
ШД-35 894 1,35 ПС-35 130. ВЛ 35 кВ Комплекс 12,40 12,40 9 82 91 10 1017 2,70 Удовл.
130.1. ПС 110 кВ Астапово
до оп. 16 1986 1,63 1,63 АС-70/11 3 У 35-1т+5 13 ПУСБ 35-1т;
ПБ 35-1в 16 3 ПС-6Б 201 1,6 ПС-35 130.2. оп. 16 до оп. 91 1974 10,62 10,62 АС-70/11 5 У 35-1+5;
УАП 35-4; У
35-1т+5 69 ПБ 35-3;
ПУСБ 35-1т;
УБ 35-11;
ПБ 35-1в 74 6 ПС-6Б 780 1,1 ТК-50 130.3. оп. 91 до ПС
Комплекс (опора оп.
92 внесена в ВЛ 35
кВ Топки) 2006 0,15 0,15 АС-70/11 1 У 35-1т+5 0 1 1 ПС 70Д 36 131. ВЛ 35 кВ Топки 9,90 9,90 13 72 85 20 1158 3,50 Удовл.
131.1. ПС 35 кВ Топки до
оп. 83 1997 9,70 9,70 АС-70/11 11 У 35-2т; У
35-2т+5; У
110-2+5; У
110-2т+5 72 ПБ 35-2т;
ПУСБ 35-4;
ПБ 35-2; ПБ
35-2т 83 18 ПС 70Д 1098 3,3 ПС-50; ТК-50 132.1. оп. 83 до ПС 35 кВ
Комплекс 2006 0,20 0,20 АС-70/11 2 У 35-1т+5; У
35-2т 0 2 2 ПС 70Д 60 0,2 ТК-50 133. ВЛ 35 кВ Мясопром 12,77 12,77 8,00 90,00 98,00 16,00 1212,00 2,50 Хор.
133.1. ПС 35 кВ Гагарино
до ПС 35 кВ Пиково 2007 12,77 12,77 АС-95/16 8 У 35-2т+5; У
110-2т+5; У
35-1; У
35-1т 90 УБ
35-1-11.1;
ПУСБ
35-4.1т; ПБ
35-4.1т; ПБ
35-3.1 98 16 ПС 70Д 1212 2,5 ЛК-0,8 134. Перемычка 0,00 16,30 0 4 4 3 2806 0,00 Удовл.
134.1. оп. 48 до ПС
Лебедянь (оп. 48 -
78 относятся к
ВЛ-110 кВ Лебедянь
Левая) (оп. 82 - 83
относятся к ВЛ 35
кВ Б. Попово) 1972 6,50 АС-150/24 3 УБ35-1;
ПЖ-35Я1 3 2 ПС6А 1276 ТК-50 134.2. ПС 220 кВ Дон до
оп. 47 (оп. 2 - 47
относятся к ВЛ 110
кВ Лебедянь Правая) 1974 9,80 АС-150/24 1 УБ35-1 1 1 ПС6А 1530 ТК-50 ИТОГО по ВЛ 35 кВ
Лебедянского района 707,51 802,82 424 5226 5650 849 81667 126,59 Удовл.
ВЛ 35 кВ Елецкие сети
135. ВЛ 35 кВ Авангард 15,2 16,77 10 76 86 13 1236 1,2 Удовл.
135.1. по опорам ВЛ 35 кВ
ТЭЦ: оп. 1 - 18,
двухцепной участок 1977 1,57 ПФ6-В 267 135.2. оп. 18 - 63 1972 9,2 9,2 3 У-35-1,
У110-2 42 АБ35-7,
ПБ25-15,
ПУБ35-1,
ПУБ35-2 45 4 ПФ6-В 465 - - 135.3. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Хитрово:
оп. 63 - 104,
двухцепной участок 1989 6 6 7 У35-2+5,
У35-2 34 ПБ35-2,
2УБ35-11 41 9 ПС70-Д 504 1,2 ПС-35 136. ВЛ 35 кВ Аврора 1979 10,3 10,3 22 47 69 24 1077 2,26 Удовл.
136.1. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Казачье:
оп. 1 - 37,
двухцепной участок 1990 5,5 5,5 АС-70 15 У35-2,
У35-2+5,
У110-2+9 22 ПУСБ35-4,
ПУСБ35-1,
ПБ35-2-1 37 15 ПС70-Д 654 1 ПС-35 136.2. оп. 37 - 66 1979 4,4 4,4 АС-70 4 У35-1 25 УБ35-1,
ПБ35-1в,
ПБ35-5в 29 6 ПС70-Д 351 0,9 ПС-35 136.3. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Ольшанец:
оп. 66 - 69,
двухцепной участок 1979 0,4 0,4 АС-70 3 У35-2+5,
У35-2т 0 - 3 3 ПС70-Д 72 0,36 ПС-35 137. ВЛ 35 кВ Афанасьево 1978 7,8 7,8 12 50 62 14 768 3,28 Удовл.
137.1. оп. 1 - 42 1978 5,8 5,8 АС-70 5 УАП35-1,
УАП35-2,
УАП35-3 37 УБ35-1,
ПБ35-1в,
ПБ35-1вт,
ПБ35-3т,
ПБ35-5в 42 7 ПС70-Д 483 1,32 ПС-35 137.2. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Чернава:
оп. 42 - 62,
двухцепной участок 1978 2 2 АС-70 7 У35-2,
У35-2+5 13 ПБ35-2вт,
ПБ35-4 20 7 ПС70-Д 285 1,96 ПС-35 138. ВЛ 35 кВ Большая
Боевка оп. 1 - 99.
оп. 91 - 99 2-хцеп.
дл. = 0,7 км 1983 9,4 10,1 АС-70 10 У35-1,
У35-2,
УАП35-3 89 ПБ35-1в,
АБ35-1,
ПБ35-6 99 18 ПФ6-В 1161 2,5 ПС-35 Удовл.
139. ВЛ 35 кВ Бабарыкино
оп. 1 - 141 1980 16,8 16,8 АС-70 11 У35-1,
У35-2,
УАП35-3 130 УБ35-1,
ПБ35-3,
ПБ35-1в,
ПБ35-1вт,
ПУСБ35-1 141 20 ПФ6-В 1706 3,15 ПС-35 Удовл.
140. ВЛ 35 кВ Борки 14,7 14,7 8 67 75 10 825 3,3 Удовл.
140.1. оп. 1 - 73 1973 14,65 14,65 АС-95 6 У35-1,
У35-2,
У110-1,
УБ35-11 67 ПУБ35-1,
ПБ-33,
КБ35-1,
УБ35-11 73 8 ПС70-Д 777 3,25 С-35 140.2. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Гатище:
оп. 73 - 75,
двухцепной участок 1981 0,05 0,05 АС-95 2 У35-2 0 - 2 2 ПС70-Д 48 0,05 С-35 141. ВЛ 35 кВ Васильевка
оп. 1 - 56 1979 8,34 8,34 АС-95 5 У35-1+5,
У35-2+5,
У110-1+9 51 УБ35-1,
ПБ35-1,
ПБ35-1в 56 15 ПС6-В 729 2,8 ПС-35 Удовл.
142. ВЛ 35 кВ Веселое
оп. 1 - 94 (оп.
1 - 9 2-цеп.
дл. = 1 км, 2-я ц.
недейст.) 1983 9,8 10,8 АС-70 8 У35-1,
У35-2,
У35-1+5 86 УБ35-1,
ПУСБ35-1вт,
ПБ35-2,
ПБ35-3,
ПБ35-1в,
ПБ110-5,
ПБ110-8 94 11 ПС70-Д 1011 4 ПС-35 Удовл.
143. ВЛ 35 кВ Волово оп.
1 - 114 1979 17,26 17,26 АС-95 8 У35-1 106 УБ35-1,
ПБ35-1,
ПБ35-6в,
ПБ35-1в 114 23 ПС6-В 1446 2,7 ПС-35 Удовл.
144. ВЛ 35 кВ Волынь оп.
1 - 116 1978 12,35 12,35 АС-70 - 116 УБ35-1,
УБ35-1в,
П35-4б,
ПБ35-3т,
ПБ35-5в,
ПБ35-7в 116 18 ПФ6-В,
ПС70-Д 1356 3,5 ПС-35 Удовл.
145. ВЛ 35 кВ Воронец 2,6 9 5 14 19 5 954 0,95 Удовл.
145.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Казаки оп. 1 - 41,
двухцепной участок 1983 6,4 АС-95 ПФ6-В 654 145.2. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Казаки:
оп. 41 - 60,
двухцепной участок 1983 2,6 2,6 АС-95 5 У35-2,
У35-2+5 14 ПБ35-2,
ПБ35-2Т,
ПБ35-2Т,
ПЖЛ35-А 19 5 ПФ6-В 300 0,95 ПС-35 146. ВЛ 35 кВ Восточная 5,9 11,8 23 18 41 20 1350 5,9 Неуд.
146.1. левая, правая: оп.
1 - 22, двухцепной
участок 1977 3 6 АС-95 9 2АПТ, 2УП,
2П, 2УПТ,
2АП-2,
У35-2,
У35-2+5,
У110-2П 13 ПБ35-1,
ПБ35-2в 22 9 ПС6-А
ПМ-4,5 666 3 С-35 Неуд.
146.2. оп. 22 - 28,
двухцепной участок 1973 1,06 2,12 АС-95 2АПТ, 2УП,
2П, 2УПТ,
2АП-2,
У35-2,
У35-2+5,
У110-2П 5 ПБ35-1,
ПБ35-2в 5 ПС6-А
ПМ-4,5 90 0,86 С-35 Неуд.
146.3. левая, правая оп.
28 - 41, двухцепной
участок 1965 1,84 3,68 АС-95 14 2АПТ, 2УП,
2П, 2УПТ,
2АП-2,
У35-2,
У35-2+5,
У110-2П ПБ35-1,
ПБ35-2в 14 11 ПС6-А
ПМ-4,5 594 2,04 С-35 Неуд.
147. ВЛ 35 кВ Вторые
Тербуны 1982 13,55 13,55 13 122 135 18 1485 2,44 Удовл.
147.1. оп. 1 - 94 1982 9,05 9,05 АС-70 2 У35-1,
УАП35-6 92 УБ35-1,
ПБ35-3,
ПБ35-1в 94 9 ПФ6-В 981 1,2 ПС-35 147.2. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Рассвет:
оп. 94 - 135,
двухцепной участок 1982 4,5 4,5 АС-70 11 У35-2+5,
У35-2 30 ПБ35-2 41 9 ПФ6-В 504 1,24 ПС-35 148. ВЛ 35 кВ Гатище 7,9 7,95 7 35 42 7 531 2,8 Удовл.
148.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Борки: оп. 1 - 2,
двухцепной участок 1981 0,05 АС-95 ПФ6-В 48 148.2. оп. 2 - 44 1973 7,9 7,9 АС-35 7 У35-1 35 ПБ-33 42 7 ПФ6-В 483 2,8 ТК-50 149. ВЛ 35 кВ Гнилуша
оп. 1 - 75 1971 14 14 АС-95 14 У1Мн, У35-2,
У110-3п 61 ПБ-35,
ПБ-35-15,
ПБ35-3 75 14 ПМ-4,5,
ПС-70Е 909 2,35 С-35 Удовл.
150. ВЛ 35 кВ Голиково
оп. 1 - 46 1970 8,62 8,62 АС-95-150 8 У-6М,
У60БА-3 38 КБ35-1,
ПБ35-3,
ПБ35-15, 46 12 ПМ-4,5 618 3,34 С-35 Удовл.
151. ВЛ 35 кВ Грызлово 10,6 11,28 9 53 62 10 810 1,87 Удовл.
151.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Свишни оп. 1 - 8,
двухцепной участок 1996 0,68 АС-70 ПС70-Д 102 151.2. оп. 9 - 13 1996 0,53 0,53 АС-70 1 У35-2, У1мн 4 УБ35-11,
ПБ35-3вт 5 2 ПС70-Д 75 0,53 С-35 151.3. оп. 14 - 70 1971 10,07 10,07 АС-50 8 У5мн, У1мн 49 ПУВ-1, ПВ-1 57 8 ПФ6-В 633 1,34 С-35 152. ВЛ 35 кВ Донская
оп. 1 - 27 1967 5,01 5,01 АС-95 2 У35-2 25 ПБ-33,
АУБМ60-1 27 7 ПС70-Д 348 5,01 С-35 Удовл.
153. ВЛ 35 кВ Дубовое 8 9,17 10 40 50 10 744 2,6 Удовл.
153.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Лазовка оп. 1 - 11,
двухцепной участок 1983 1,17 2,34 АС-95 3 У35-2т,
У35-2т+5 8 ПБ35-2 11 3 ПФ-6В 288 1,2 ПС-35 153.2. оп. 11 - 50 1971 6,83 6,83 АС-95 7 У1Мн 32 ПБ-33 39 7 ПС-70Д 456 1,4 С-35 154. ВЛ 35 кВ Дубрава 10,15 10,75 6 100 106 13 1281 2,53 Удовл.
154.1. оп. 1 - 106 1985 10,15 10,15 АС-70 6 У35-2т+5,
У35-1,
УАП35-3,
УАП35-6 100 УБ35-1,
ПБ35-1в,
ПБ35-3 106 13 ПС70-Д 1149 2,53 ПС-35 154.2. по опорам ВЛ 35 кВ
Чернолес оп. 106 -
114, двухцепной
участок 1985 0,6 АС-70 ПС70-Д 132 155. ВЛ 35 кВ Жерновное 14,2 14,2 6 136 142 14 1488 3,4 Удовл.
155.1. оп. 1 - 78 1977 7,4 7,4 АС-70 78 УА35-4в,
УБ35-1т,
УП35-4в,
ПУсБ35-1,
П35-4вт,
П35-4в,
ПБ35-4в 78 8 ПС-70Д 822 2 ПС-35 155.2. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Ломовец:
оп. 78 - 142,
двухцепной участок 1994 6,8 6,8 АС-70 6 У35-2+5,
У35-2,
У35-2т+5,
У35-2т 58 ПБ110-8,
ПБ35-4.1,
ПБ35-4.1т,
ПУсБ35-2,1 64 6 ПС70-Д 666 1,4 ПС-35 156. ВЛ 35 кВ Задонск 10,7 10,7 17 40 57 20 813 3,23 Удовл.
156.1. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Казачье:
оп. 1 - 15,
двухцепной участок 1972 2,27 2,27 АС-95-120 12 П-4м, У2м-2 3 ПБ-22 15 11 ПС-70Д 300 2,27 С-35 156.2. оп. 15 - 55 1972 8,26 8,26 АС-95 4 У35-1 36 АБ35-7,
КБ36-1т 40 8 ПФ6-В 480 0,79 С-35 156.3. оп. 56 - 57 1999 0,17 0,17 АС-95 1 У2м-2, У35-2 1 ПБ-33,
ПБ-33-1т,
УБ35-11.1 2 1 ПС-70Д 33 0,17 С-35 157. ВЛ 35 кВ Захаровка 11,8 11,8 10 55 65 14 795 2,2 Удовл.
157.1. оп. 1 - 56 1974 10,8 10,8 АС-95 6 У35-1, У35-2 50 УБ35-1,
АБ35-7,
КБ35-3,
ПУБ35-1,
ПУБ35-3,
ПБ35-3,
ПБ-33 56 10 ПС-70 654 1,2 С-35 157.2. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Свобода:
оп. 65 - 56,
двухцепной участок 1983 1 1 АС-95 4 У35-2+5,
У35-2 5 ПБ35-2т 9 4 ПС70-Д 141 1 ПС-35 158. ВЛ 35 кВ Измалково 7,3 11,5 2 54 56 5 981 1,56 Удовл.
158.1. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ
Панкратовка: оп.
1 - 10, двухцепной
участок 1973 1,6 1,6 АС-50 2 У35-2 8 ПБ-22 10 2 ПС-70Д 138 1,56 С-35 158.2. оп. 10 - 58 1998 5,7 5,7 АС-50 - 46 УБ35-1,
ПБ35-1,
ПБ35-1в 48 3 П-4,5,
ПС70-Д 459 - 158.3. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Кириллово:
оп. 58 - 93,
двухцепной участок 1989 4,2 АС-70 ПС70-Д 384 159. ВЛ 35 кВ Казаки 24,1 26,7 30 141 171 48 2697 2,7 Удовл.
159.1. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Воронец:
оп. 1 - 41,
двухцепной участок 1983 6,4 6,4 АС-95 12 У35-2,
У35-2Т,
У35-2+5,
УС110-8 29 ПБ35-2,
ПБ35-2Т,
ПЖЛ35-4 41 19 ПФ6-В 654 1,6 ПС-35 159.2. отпайка на ПС 35 кВ
Воронец по опорам
ВЛ 35 кВ Воронец:
оп. 41 - 60,
двухцепной участок 1983 2,6 АС-95 ПФ6-В 300 159.3. оп. 41 - 171 1983 17,7 17,7 АС-95 18 У35-1,
У35-1+5,
У35-1+5,
УАП35-2,
З(У110-1+9),
У110-2+9 112 ПБ35-1,
ПБ35-3,
ПБ35-1в,
УБ35-1 130 29 ПС70-Д 1743 1,1 ПС-35 160. ВЛ 35 кВ Казачье 2,6 11,07 5 14 19 6 1287 2,1 Удовл.
160.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Тешевка: оп. 1 - 6,
двухцепной участок 1970 0,7 АС-95 0 ПС70-Д 72 160.2. оп. 6 - 8; оп. 11 1970 0,36 0,36 АС-95 2 У35-2 2 ПБ-26,
УБ35-1,
ПУСБ35-1 4 2 ПС70-Д 66 0,6 С-35 160.3. оп. 8 - 10 1979 0,24 0,24 АС-95 0 - 2 УБ35-1,
ПУСБ35-1 2 1 ПС70-Д 33 0,6 С-35 160.4. по опорам ВЛ 35 кВ
Задонск (оп. 10 -
25, двухцепной
участок) 1972 2,27 АС-95-120 0 ПС70-Д 300 160.5. оп. 25 - 39 1979 2 2 АС-70 3 У35-2,
У35-1+5,
У35-2,
УАП35-6 10 УБ35-1,
ПБ35-1в,
ПБ35-5в 13 3 ПС70-Д 162 0,9 ПС-35 160.6. по опорам ВЛ 35 кВ
Аврора оп. 39 - 75,
двухцепной участок 1990 5,5 АС-70 0 ПС70-Д 654 161. ВЛ 35 кВ Калабино 18,4 18,4 2 182 184 30 2106 3,04 Удовл.
161.1. оп. 1 - 182 1977 18,2 18,2 АС-70 1 УАП 35-1 181 УБ35-1,
ПП35-4б,
П35-4бт,
ПБ35-3,
УА35-4б,
УП35-4б,
ПС35-4б 182 28 ПС70-Д 2058 2,84 ПС-35 161.2. оп. 182 - 184 1979 0,2 0,2 АС-70 1 УАП 35-1 1 УБ35-1 2 2 ПС70-Д 48 0,2 ПС-35 162. ВЛ 35 кВ Каменка 14,46 15,64 7 104 111 9 1350 1,3 Удовл.
162.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Плоское: оп. 1 - 9,
двухцепной участок 1968 1,18 АС-50, АС-95 ПС-70Д 216 162.2. оп. 19 - 120 1985 14,46 14,46 АС-95 7 У35-1,
У35-1+5,
УАП35-6 104 УБ35-1,
ПБ35-1,
ПБ35-3,
ПУСБ35-1,
ПБ35-1в 111 9 ПС6-Б 1134 1,3 ПС-35 163. ВЛ 35 кВ Кириллово 21 21 13 184 197 28 2274 3,4 Удовл.
163.1. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Измалково:
оп. 1 - 36,
двухцепной участок 1989 4,2 4,2 АС-70 4 У35-2 32 ПБ35-2 36 4 ПС70-Д 384 1,4 ПС-35 163.2. оп. 36 - 197 1989 16,8 16,8 АС-70 9 У35-1,
УАП-6,
У35-2,
У35-2-5 152 У35-11,
П35-3,
ПБ35-16 161 24 ПС70-Д 1890 2 ПС-35 164. ВЛ 35 кВ Князево 17,9 18,2 12 161 173 15 1863 1,19 Удовл.
164.1. оп. 1 - 173 1987 17,9 17,9 АС-70 12 У35-2+5,
У35-1,
УАП35-6,
УАП35-3 161 ПБ35-3,
ПБ35-1в,
УБ35-1 173 15 ПС70-Д 1782 1,19 ПС-35 164.2. по опорам ВЛ 35 кВ
Рассвет: оп. 177 -
173, двухцепной
участок 1987 0,3 АС-70 ПС70-Д 81 165. ВЛ 35 кВ Колесово
оп. 1 - 84 1972 18 18 АС-95 7 У-35-1,
У35-2 77 АБ35-7,
КБ35-1,
ПУБ35-3,
ПУБ35-15 84 13 ПФ6-В 975 2,3 С-35 Удовл.
166. ВЛ 35 кВ Красная
Пальна 13,8 15,4 3 98 101 11 1212 1,55 Неуд.
166.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Плоское оп. 1 - 12,
двухцепной участок 1972 1,6 АС-70 ПС6-А 138 Неуд.
166.2. оп. 12 - 113 1967 13,8 13,8 АС-50 3 98 АУ-АМ-3,
АУ-АМ-3в,
АУ-АМ-3+3,
УА, ПВС-1,
ПБ-35 101 11 ПМ-4,5
ПС-6Б 1074 1,55 ПС-35 Неуд.
167. ВЛ 35 кВ
Красотыновка оп.
1 - 163 1981 18,9 18,9 АС-70 14 УАП-35-3,
УАП-35-6,
У35-1,
У35-2т,
У110-1+9 149 Уп35-1,
УПБ35-3,
ПБ35-1в,
ПБ35-3,
ПУСБ35-1 163 28 ПС70-Д 1887 2,8 ПС-35 Удовл.
168. ВЛ 35 кВ Ксизово 15,71 16,08 12 109 121 20 1389 2,32 Удовл.
168.1. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ
Дмитряшевка: оп.
1 - 4, двухцепной
участок 1989 0,37 0,74 АС-70 2 У35-2 2 ПБ35-2 4 2 ПС6-В 66 0,37 ПС-35 168.2. оп. 4 - 119 1988 15,22 15,22 АС-70 8 У35-1 107 УБ95-11б/о,
ПБ35-1в,
ПБ35-3,
ПБ35-1 115 16 ПС70-Д 1275 1,85 ПС-35 168.3. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Ольшанец:
оп. 119 - 121,
двухцепной участок 1988 0,12 0,12 АС-70 2 У35-2т,
У35-2т-5 - 2 2 ПС70-Д 48 0,1 ПС-35 169. ВЛ 35 кВ Лебяжье
оп. 1 - 246 1977 25,2 25,2 АС-70 6 У35-1т,
УАП35-2т,
УАП35-5 240 УБ35-1т,
УБ35-1вт,
УБ35-4а,
УБ35-5в,
УП35-4б,
ПУС35-1,
ПС35-4бт,
ПП35-4б,
ПБ35-1,
ПБ35-3т,
ПБ35-7в 246 28 ПС6-А 2634 3,06 ПС-35 Удовл.
170. ВЛ 35 кВ Ломовец 13,1 19,9 2 128 130 8 1956 1,7 Удовл.
170.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Жерновное оп. 1 -
64, двухцепной
участок 1994 6,8 АС-70 ПС70-Д 666 170.2. оп. 64 - 194 1977 13,1 13,1 АС-70 2 УАП35-5,
УАП35-6,
УП35-4б 128 УА35-4в,
УБ35-1т,
УП35-4в,
ПУсБ35-1в,
П35-4вт,
П35-4в,
ПБ35-4в 130 8 ПС70-Д 1290 1,7 ПС-35 171. ВЛ 35 кВ Негачевка 20,1 24,5 4 113 117 11 1590 2,81 Удовл.
171.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Озерки оп. 1 - 33,
двухцепной участок 1984 4,4 АС-70 ПС12-А,
ПС6-А 372 171.2. оп. 33 - 150 1972 20,1 20,1 АС-50 4 У35-1, У35-2 113 АБ35-7,
ПУБ35-3,
ПБ35-15 117 11 ПС70-Д 1218 2,81 ПС-35 Неуд.
172. ВЛ 35 кВ Озерки 18,4 18,4 8 109 117 16 1293 2,2 Удовл.
172.1. оп. 1 - 84 1972 14 14 АС-50 4 У35-1 80 АБ35-2,
АБ35-7,
ПУБ35-3,
ПБ35-15 84 11 ПС6-А,
ПС12-А 921 1,1 ТК-50 Неуд.
172.2. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Негачевка:
оп. 84 - 117,
двухцепной участок 1984 4,4 4,4 АС-70 4 У35-2 29 ПУСБ35-2,
ПБ35-2 33 5 ПС12-А,
ПС6-А 372 1,1 С-35 173. ВЛ 35 кВ Ольшанец 29,53 30,05 19 216 235 40 2811 5,09 Удовл.
173.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Аврора оп. 1 - 3,
двухцепной участок 1979 0,4 АС-70 ПС70-Д 48 173.2. оп. 3 - 133 1977 16,5 16,5 АС-70 12 У35-1,
У35-1+5,
УАП35-3т,
УАП35-2т,
УАП35-6 118 УБ35-1,
ПБ35-1вт,
ПБ35-1в,
ПБ35-5в,
ПБ35-3 130 21 ПС70-Д 1485 1,42 ПС-35 173.3. оп. 133 - 144 1979 1,5 1,5 АС-70 2 У35-1,
У35-1+5,
УАП35-3т,
УАП35-2т,
УАП35-6 9 УБ35-1,
ПБ35-1вт,
ПБ35-1в,
ПБ35-5в,
ПБ35-3 11 5 ПФ6-В,
ПС70-Д 174 1 ПС-35 173.4. отпайка на ПС 35 кВ
Ольшанец оп. 136 -
105а 1988 11,53 11,53 АС-70 5 У35-1т,
УАП35-5,
У35-2т 89 УБ35-1,
УБ35-11б/о,
ПБ35-1в 94 14 ПС70-Д 1056 2,67 С-35 173.5. по опорам ВЛ 35 кВ
Ксизово: оп. 105а -
106а, двухцепной
участок 1988 0,12 АС-70 ПС70-Д 48 174. ВЛ 35 кВ
Панкратовка 12,8 14,4 3 111 114 12 1350 1,07 Удовл.
174.1. оп. 1 - 114 1992 12,8 12,8 АС-70 3 У35-2т,
У35-1 111 УБ35-11,
2УБ35-11,
ПБ35-3в,
ПБ35-3 114 12 ПС70-Д 1212 1,07 ПС-35 174.2. по опорам ВЛ 35 кВ
Измалково: оп.
114 - 123,
двухцепной участок 1973 1,6 АС-50 ПС-70Д 138 175. ВЛ 35 кВ Плоское 7,38 7,38 13 40 53 17 732 2,08 Удовл.
175.1. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Каменка:
оп. 1 - 9,
двухцепной участок 1968 1,18 1,18 АС-50, АС-95 9 КВ11-2,
У11-3,
УВБ11-3 - 9 9 ПС-70Д 216 1,18 ПС-35 175.2. оп. 9 - 41 1967 4,6 4,6 АС-50 2 АБ-ЗА-1 30 АУ-АМ-3т,
АУ-АМ-3т,
ПБ35-1,
ПВС-1 32 6 ПС-70Д 378 0,9 ПС-35 175.3. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Красная
Пальна: оп. 41 -
53, двухцепной
участок 1972 1,6 1,6 АС-70 2 У35-2 10 ПБ-22 12 2 ПС6-А 138 176. ВЛ 35 кВ Плоты оп.
1 - 84 1985 9,85 9,85 АС-70 10 У35-1-5,
У35-1,
УАП35-3,
УАП35-6 74 УБ35-1,
ПБ35-1в,
ПБ35-3 84 15 ПС6-Б 1047 3,15 ПС-35 Удовл.
177. ВЛ 35 кВ
Преображенье оп.
1 - 201 1982 21,4 21,4 АС-70 19 У35-1,
У35-2,
У35-2+5,
У110-4+5,
УАП36-6 182 УБ35-1,
ПБ35-1,
ПБ35-1в,
ПБ35-2,
ПБ35-3 201 27 ПС70-Д 2214 3,5 ПС-35 Удовл.
178. ВЛ 35 кВ Рассвет 14,6 19,1 7 132 139 11 1920 1 Удовл.
178.1. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Князево
оп. 1 - 4,
двухцепной участок 1987 0,3 0,3 АС-70 3 У35-2 1 ПБ35-2 4 3 ПС70-Д 81 0,3 ПС-35 178.2. оп. 4 - 139 1987 14,3 14,3 АС-70 4 У35-1,
УАП35-6 131 УБ35-1,
ПБ35-3,
ПБ35-1в 135 8 ПС70-Д 1335 0,7 ПС-35 178.3. по опорам ВЛ 35 кВ
Вторые Тербуны: оп.
139 - 178,
двухцепной участок 1982 4,5 АС-70 ПФ6-В 504 179. ВЛ 35 кВ Свишни 11,82 12,08 3 77 80 8 883 2,55 Удовл.
179.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Стегаловка: оп. 1 -
3, двухцепной
участок 1971 0,26 АС-95 ПФ6-В 70 179.2. оп. 4 - 71 1971 10,39 10,39 АС-50 1 У1мн 67 УБ35-11,1,
ПБ35-15,
ПВ-1, ПУВ-1 68 5 ПФ6-В 651 1,12 ТК-35 179.3. оп. 71 - 75 1996 0,75 0,75 АС-70 4 УБ35-11,1,
ПБ35-15,
ПВ-1, ПУВ-1 4 1 ПФ6-В 60 0,75 ТК-35 179.4. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Грызлово:
оп. 75 - 83,
двухцепной участок 1996 0,68 0,68 АС-70 2 У35-2+5,
У35-2 6 ПБ35-4,1т 8 2 ПС70-Д 102 0,68 С-35 180. ВЛ 35 кВ Свобода 5,2 6,2 0 25 25 2 396 1,5 Удовл.
180.1. оп. 1 - 25 1974 5,2 5,2 АС-95 0 - 25 КБ35-1,
КБ35-1,
ПУБ35-3,
ПБ-33 25 2 ПС70-Д 255 1,5 С-35 180.2. по опорам ВЛ 35 кВ
Захаровка оп. 25 -
34, двухцепной
участок 1983 1 АС-95 ПС70-Д 141 181. ВЛ 35 кВ Скорняково 16,05 17,63 19 114 133 31 1865 3,65 Удовл.
181.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Тихий Дон: оп. 1 -
9, двухцепной
участок 1987 1,25 АС-95 ПС70-Д 126 181.2. оп. 9 - 142, в т.ч.
2-цеп. переход
через р. Дон = 0,33
км 1997 16,05 16,38 АС-95 19 У35-1,
У110-2+14,
У110-2+10,
У35-1+5 114 ПБ35-3В,
УБ35-11.1,
2хУБ35-11.1 133 31 ПС70-Д 1739 3,65 ТК-35 182. ВЛ 35 кВ
Солидарность левая,
правая (оп. 1 - 21,
двухцепной участок) 1977 2,53 5,06 АС-95 8 У35-2,
У35-2+5,
У110-2п 13 ПБ35-2В,
ПБ35-Б 21 8 ПС6-Б 930 2,53 ПС-35 Удовл.
183. ВЛ 35 кВ Стегаловка 1971 12,52 12,52 14 47 61 14 761 4,96 Удовл.
183.1. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ
Тимирязево: оп.
1 - 16, двухцепной
участок 1971 3,03 3,03 АС-95 6 У2Мн 10 ПБ-22 16 6 ПФ6-В 234 3,03 С-35 183.2. оп. 16 - 59 1971 8,8 8,8 АС-95 6 У1мн 36 ПБ35-15 42 6 ПФ6-В 387 1,67 ТК-50 183.3. по опорам ВЛ 35 кВ
Тимирязево: отпайка
на Тимирязево, (оп.
17 - 19, двухцепной
участок) 1977 0,43 0,43 АС-95 ПС6-В 70 183.4. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Свишни:
оп. 59 - 61,
двухцепной участок 1971 0,26 0,26 АС-95 2 У2мн 1 ПБ-22 3 2 ПФ6-В 70 0,26 ТК-35 184. ВЛ 35 кВ Талица оп.
1 - 90 1969 15,5 15,5 АС-70 7 АБ-ЗА-1,
У60БЗА-1,
У110+5,
У110+9 83 АБ35-5,
АБ35-7,
ПБ35-3,
ПУБ35-3,
ПВС-1,
ПП35-3,
ППТ35-15 90 16 ПМ-4,5;
ПС70-Д 1050 1,98 С-35 Удовл.
185. ВЛ 35 кВ Тешевка 1,2 1,2 3 6 9 4 153 1,2 Удовл.
185.1. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Казачье:
оп. 1 - 6,
двухцепной участок 1970 0,7 0,7 АС-95 3 У2мн, У35-2 3 ПБ-26 6 3 ПФ6-В 99 0,7 С-35 185.2. оп. 6 - 9 1970 0,5 0,5 АС-95 - 3 ПБ-26,
КБ35-1 3 1 ПФ6-В 54 0,5 С-35 186. ВЛ 35 кВ Тимирязево 0,43 3,46 2 1 3 2 304 0,43 Удовл.
186.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Стегаловка: оп. 1 -
16, двухцепной
участок 1971 3,03 АС-95 ПФ6-В 234 186.2. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ
Стегаловка: отпайка
на Тимирязево, оп.
16 - 19, двухцепной
участок 1977 0,43 0,43 АС-95 2 У35-2 1 ПБ35-2 3 2 ПС6-В 70 0,43 ПС-35 187. ВЛ 35 кВ Тихий Дон 9,52 9,52 14 63 77 19 988 3,44 Удовл.
187.1. отпайка на ПС 35 кВ
Тихий Дон, оп. 1 -
11 1997 1,1 1,1 АС-95 4 У35-2Т,
У35-1+5Т 7 ПБ35-3,1Т 11 4 ПС70-Д 169 1,1 ПС-35 187.2. отпайка на ПС 35 кВ
Тихий Дон, оп. 11 -
68 1987 7,17 7,17 АС-95 7 У35-1,
У110-1+9,
УАП35-6 50 ПБ35-1в,
ПБ35-3,
УБ35-1 57 12 ПС70-Д 693 1,14 ПС-35 187.3. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ
Скорняково: оп.
68 - 77, двухцепной
участок 1987 1,25 1,25 АС-95 3 У35-2,
У35-2+5 6 ПБ35-2Т 9 3 ПС70-Д 126 1,2 ПС-35 188. ВЛ 35 кВ ТЭЦ 6,22 7,69 20 28 48 18 984 4,03 Удовл.
188.1. оп. 1 - 10,
двухцепной участок,
2-я цепь не
действ. 1972 1,47 2,94 АС-95 8 У-35-2,
У110-2+9,
ПП-26 2 ПБ-22,
портал 10 6 ПФ6-В 360 1,47 С-35 188.2. оп. 10 - 30 1972 3,18 3,18 АС-95 5 У-35-1,
У-35-2 15 ПБ-35,
портал 20 5 ПФ6-В 357 1,06 С-35 188.3. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Авангард:
оп. 30 - 48,
двухцепной участок 1977 1,57 1,57 7 У35-2,
У35-2+5 11 УСБ110-3,
ПБ35-2В 18 7 ПФ6-В 267 1,5 ПС-35 189. ВЛ 35 кВ Хитрово 7,5 13,5 3 35 38 6 936 1 Удовл.
189.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Авангард: оп. 1 -
41, двухцепной
участок 1989 6 ПС70-Д 504 189.2. оп. 41 - 77 1972 7,5 7,5 АС-95 3 У-35-1 35 ПБ35-15,
УБ35-11,
АБ35-7 38 6 ПФ6-В 432 1 С-35 190. ВЛ 35 кВ Чернава 14 16 1 112 113 10 1452 1,38 Удовл.
190.1. по опорам ВЛ 35 кВ
Афанасьево: оп. 1 -
20, двухцепной
участок 1978 2 АС-70 ПС70-Д 285 190.2. оп. 20 - 104 1963 10,2 10,2 АС-50 84 ПБ35-3,
УБ35-1 84 5 ПФ6-В 831 190.3. оп. 104 - 133 1998 3,8 3,8 АС-70 1 У35-1 28 ПБ35-1в,
УБ35-11,1 29 5 ПС70-Д 336 1,38 ТК-35 191. ВЛ 35 кВ Чернолес 10,35 11,1 10 94 104 15 1161 2,52 Удовл.
191.1. совместный подвес с
ВЛ 35 кВ Дубрава:
оп. 1 - 8,
двухцепной участок 1985 0,6 0,6 АС-70 4 У35-2в 4 ПБ35-2 8 4 ПС70-Д 132 0,57 ПС-35 191.2. оп. 8 - 96 1985 9 9 АС-70 4 УАП35-3,
УАП35-6 84 УБ35-1,
ПБ35-1в,
ПБ35-3 88 9 ПС70-Д 927 1,2 ПС-35 191.3. оп. 96 - 104,
двухцепной участок 1985 0,75 1,5 АС-70 2 У35-2+5 6 ПБ35-2 8 2 ПС70-Д 102 0,75 ПС-35 192. ВЛ 35 кВ Элеватор -
левая: оп. 1 - 3 1992 0,16 0,16 АС-70 1 У35-2+5 2 УБ35-1,
ПБ35-1 3 2 ПС70-Д 57 0,16 ТК-35 Удовл.
193. ВЛ 35 кВ Элеватор -
правая: оп. 1 - 3 1992 0,15 0,15 АС-70 1 У35-2+5 2 ПБ35-1,
УБ35-11 3 2 ПС70-Д 57 0,153 ТК-35 Удовл.
194. ВЛ 35 кВ Яковлево 22,87 22,87 5 92 97 17 1128 3,84 Удовл.
194.1. оп. 1 - 9 1992 0,8 0,8 АС-95 3 У35-2 6 ПБ35-15,
УБ35-1 9 8 ПС70-Д 201 0,8 ТК-50 194.2. оп. 9 - 91 1970 21,72 21,72 АС-95 0 У35-2 82 АБ35-5,
КБ35-3,
КБ35-1 82 4 ПС70-Д 798 1,14 ТК-50 194.3. оп. 1 - 6 1992 0,35 0,35 АС-95 2 У35-1,
У35-2,
У110-1 4 ПУБ35-1,
ПБ-33,
КБ35-1 6 5 ПС70-Д,
ПФ6-Е 129 1,9 С-35 195. ВЛ 35 кВ N 5 оп.
1 - 137 1967 17,8 17,8 АС-50, АС-70 0 - 137 ПУБ35-1,
ПБ-33,
КБ35-1,
УБ35-11,
ПБ-35-3, 137 7 ПФ-6В,
ПС6-6Б,
ПС70-Д 1338 1,5 ТК-35 Удовл.
ИТОГО по ВЛ 35 кВ
Елецкого района 743,33 816,56 533 5104 5637 909 73452 154,1 ВСЕГО по ВЛ 35 кВ 2329,5 2621,9 1583 15863 17457 2840 235876 509,4 <*> Выделением указаны года ввода ВЛ 35 кВ и участков ВЛ 35 кВ, отработавших свой нормативный срок эксплуатации.
Таблица 9.7
ВЛ 35 кВ, находящиеся на балансе ОАО "ЛГЭК"
N Наименование ЛЭП 35
кВ Марка
провода/
кабеля Количество
цепей Протяженность,
км Год ввода в
эксплуатацию
1. ПС Бугор - ПС ЦРП -
Город с отпайками: 1.1. ПС Бугор - ПС ЦРП -
Город АС-95 2 4,915 1962
1.2. отпайка на ПС 35 кВ
Водозабор-2 (левая
цепь) АС-70 1 0,085 2000
1.3. отпайка на ПС 35 кВ
Водозабор-2 (правая
цепь) АС-95 1 0,050 2002
2. ПС Цементная - ПС
Студеновская АС-50 2 3,8 1967
Таблица 9.8
ВЛ 35 кВ, находящиеся на балансе сторонних потребителей
N ВЛ Наименование ВЛ Марка
провода Протяженность,
км
1. Ответвление на АБЗ 2. Ответвление на СОМ АС-70 2,3
3. Ответвление на
Стальконструкция СТК АС-120 1,6
4. Ответвление на Стройдеталь
СТД 5. Ответвление на Силикатный
завод 6. Ответвление на Эковент 7. Борино - Пионерская Сухоборье - левая 8. Борино - Пионерская с отвл.
на Грязное Сухоборье - правая АС-95 8,8
9. Усмань - Литейная Литейная - левая АС-95 2,5
10. Пост 474 - Грязи ж/д Грязи ж/д АС-95 5,2
11. Ответвления на ИТК от
Елец-220 - Восточная правая АС-95 1,4
По данным ОАО "ЛГЭК", электросетевое оборудование, находящееся на балансе компании, находится в удовлетворительном состоянии. В таблицах 9.9 и 9.10 представлен перечень ПС 35 кВ и ВЛ 35 кВ ОАО "ЛГЭК", находящихся в эксплуатации больше нормативного срока.
Таблица 9.9
Техническое состояние ПС 35 кВ ОАО "ЛГЭК", находящихся
в эксплуатации больше нормативного срока
N Наименование
подстанции
(классы
напряжения) Год ввода
электро-
установки
в эксплуа-
тацию Адрес
электроус-
тановки Установленные
силовые
трансформаторы Год ввода
трансфор-
матора в
эксплуа-
тацию Тех.
сост.
1. ПС
Студеновская
35/6 кВ 1971 ул.
Энгельса,
за домом
N 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
N 2 ТМ-6300/35/6 1978 удовл.
ТМ-3200/35/6 1965 удовл.
Таблица 9.10
Техническое состояние ВЛ 35 кВ ОАО "ЛГЭК", находящихся
в эксплуатации больше нормативного срока
N Наименование ЛЭП 35
кВ Марка
провода/
кабеля Количество
цепей Протяжен-
ность, км Год ввода в
эксплуатацию Тех.
сост.
1. ПС Бугор - ПС ЦРП -
Город с отпайками АС-95 2 4,915 1962 удовл.
2. ПС Цементная - ПС
Студеновская АС-50 2 3,8 1967 Удовл.
Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом, исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа), и в основном соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 45 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов, для ВЛ на деревянных опорах - 20 - 25 лет, исходя из физического износа опор. Для ПС, согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции ПС часто возникает и по условиям морального износа. В таблицах 9.11 и 9.12 и на рисунках 9.1 и 9.2 представлена информация о сроках службы основных электросетевых объектов филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".
На надежность электроснабжения потребителей кроме технического состояния и технического уровня электросетевых объектов, как было отмечено выше, также оказывает влияние схема присоединения электросетевых объектов к сети и конфигурация их связывающей сети. В таблицах 9.13 и 9.14 приведена общая статистика по типам присоединения подстанций к сети и по конфигурации сети.
Таблица 9.11
Срок службы ПС 35 кВ, находящихся на балансе
филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
(исходным годом считать 2013 г.)
Срок службы, лет Количество подстанций 35 кВ
шт. %
40 и более лет 43 30,07%
39 - 30 лет 58 40,56%
29 - 20 лет 32 22,38%
19 - 10 лет 7 4,90%
менее 10 лет 3 2,10%
ИТОГО 143 100,00%

Рисунок 9.1. Диаграмма срока службы ПС 35 кВ, находящихся
на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
Таблица 9.12
Срок службы ВЛ 35 кВ, находящихся на балансе
филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
(исходным годом считать 2013 г.)
Срок службы, лет Длина линий
км %
40 и более лет 707,22 26,97%
39 - 30 лет 1002,36 38,23%
29 - 20 лет 685,42 26,14%
19 - 10 лет 208,32 7,95%
менее 10 лет 18,63 0,71%
ИТОГО 2621,95 100,00%

Рисунок 9.2. Диаграмма срока службы ВЛ и участков ВЛ 35 кВ,
находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК
Центра" - "Липецкэнерго"
Таблица 9.13
Количество ПС, присоединенных к разным типам
конфигурации сети
Количество ПС 35 кВ, шт. (всего 143 шт.)
Тип сети Узловая Замкнутая Кольцевая Радиальная
Липецкие ЭС (всего 63 шт.) 19 40 - 4
Елецкие ЭС (всего 45 шт.) 23 17 - 5
Лебедянские ЭС (всего 35 шт.) 12 23 - -
Итого: шт. 54 79 - 9
в % 37,76% 55,24% 6,29%
Таблица 9.14
Количество ПС, имеющих разные типы присоединения к сети
Количество ПС 35 кВ, шт. (всего 143 шт.)
Тип присоединения Узловая Ответвительная Проходная Тупиковая
Липецкие ЭС (всего 63 шт.) 6 10 43 4
Елецкие ЭС (всего 45 шт.) 6 31 8
Лебедянские ЭС (всего 35 шт.) 3 31 1
Итого: шт. (143 шт.) 15 10 105 13
в % 10,49% 6,99% 73,43% 9,09%
Как видно из таблицы 9.13, для сети 35 кВ "замкнутый" тип сети является доминирующим (55,24%), реже используется "узловой" тип сети (37,76%).
По мере уменьшения надежности типы конфигурации сети располагаются в следующей последовательности: "узловая", "замкнутая" опирающаяся на два ЦП, замкнутая - "кольцевая" - опирающаяся на один ЦП и "радиальная".
Количество ПС, имеющих разные типы присоединения к сети, представлено в таблице 9.14. Таблица 9.14 показывает общую статистику типов присоединения подстанций к сети 35 кВ. Для сети 35 кВ основным типом присоединения подстанций к сети является "проходная".
Подстанции ОАО "ЛГЭК" подключены к сети по радиальному типу.
В таблице 9.15 представлена сводная информация:
- по отсутствию РПН на трансформаторах подстанций;
- отсутствия резервного питания ПС по высокой стороне;
- по количеству однотрансформаторных подстанций;
- по подстанциям, РУ 35 кВ которых выполнены (полностью или частично) на ОД и КЗ.
Таблица 9.15
Показатель Количество подстанций 35 кВ,
находящихся на балансе филиала ОАО
"МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
(всего 143 шт.)
единица измерения
шт. %
Отсутствие РПН (на всех или на
нескольких трансформаторах) ПС 35 кВ Липецкого участка службы
подстанций (63 шт.)
41 65,08%
ПС 35 кВ Елецкого участка службы
подстанций (45 шт.)
26 57,78%
ПС 35 кВ Лебедянского участка службы
подстанций (35 шт.)
23 65,71%
Итого 90 62,94%
Отсутствие резервного питания ПС
по стороне 35 кВ ПС 35 кВ Липецкого участка службы
подстанций (63 шт.)
9 14,29%
ПС 35 кВ Елецкого участка службы
подстанций (45 шт.)
5 11,11%
ПС 35 кВ Лебедянского участка службы
подстанций (35 шт.)
1 2,86%
Итого 15 10,49%
Однотрансформаторные подстанции ПС 35 кВ Липецкого участка службы
подстанций (63 шт.)
7 11,11%
ПС 35 кВ Елецкого участка службы
подстанций (45 шт.)
8 17,78%
ПС 35 кВ Лебедянского участка службы
подстанций (35 шт.)
6 17,14%
Итого 21 14,69%
Подстанции, РУ 35 кВ которых
выполнены на ОД и КЗ (полностью
или частично) ПС 35 кВ Липецкого участка службы
подстанций (63 шт.)
25 39,68%
ПС 35 кВ Елецкого участка службы
подстанций (45 шт.)
26 57,78%
ПС 35 кВ Лебедянского участка службы
подстанций (35 шт.)
18 51,43%
Итого 69 48,25%
Отсутствие РПН на трансформаторах ухудшает надежность электроснабжения при необходимости регулировать напряжение на шинах НН подстанции. При необходимости повысить или понизить напряжение (при наличии ПБВ) необходимо отключение трансформатора от сети. Замена трансформаторов старых моделей (ТМ, ТАМ) на более современные (ТМН) позволит регулировать напряжение без вывода трансформатора из сети.
Отсутствие резервного питания по высокой стороне (35 кВ) подстанции снижает надежность электроснабжения на порядок. При повреждении ЛЭП подстанция оказывается отключенной до момента устранения неполадки. Из 15 ПС 35 кВ, с установленным одним трансформатором только 7 имеют возможность перераспределить часть подключаемой мощности по сетям связи низкого напряжения.
Отсутствие второго трансформатора, так же как отсутствие резервного питания по стороне 35 кВ, снижает надежность электроснабжения. Повреждение трансформатора вызывает перебои в электроснабжении на время, необходимое на его замену или восстановление работоспособности. Из 21 ПС 35 кВ с установленным одним трансформатором только 10 имеют возможность перераспределить часть подключаемой мощности по сетям связи низкого напряжения.
Согласно представленным данным, практически на половине (48,25%) подстанций 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" в схемах РУ 35 кВ имеет место применение отделителей и короткозамыкателей. Данное оборудование (отделители и короткозамыкатели) морально устарело, и его использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. При выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 35 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, необходимо произвести их замену на элегазовые выключатели. На нескольких подстанциях при подключении трансформаторов применены плавкие предохранители, что также снижает надежность электроснабжения потребителей.
Далее, в разделе 9.2 приведен анализ технического состояния и даны рекомендации по реконструкциям электросетевых объектов 35 кВ. Показана информация по ВЛ 35 кВ, находящимся в неудовлетворительном состоянии, и определены объемы работ по реконструкции. Для ПС 35 кВ схемы РУ 35 кВ и схема их подключения к энергосистеме имеют отклонения от рекомендуемых, что ухудшает как их надежность, так и надежность сети. Даны рекомендации по их переустройству и переустройству сети для повышения их надежности на настоящий период.
9.2. Анализ существующего состояния и рекомендации
по переустройству сети и электросетевых объектов
для повышения их надежности
Перечень ВЛ 35 кВ, находящихся в неудовлетворительном состоянии представлен в таблице 9.16.
Перечень ВЛ 35 кВ с объемами работ по реконструкции представлен в таблице 9.17.
Таблица 9.16
N Наименование ВЛ 35 кВ
(участка ВЛ 35 кВ) Протяженность,
км Количество
цепей Провод
Липецкий участок
1. ВЛ 35 кВ Борино 1.1. оп. 1 - 78 14,60 2 АС-95
1.2. отп. на Водозабор 0,70 2 АС-95
1.3. отп. на Троицкая 3,50 2 АС-70
2. ВЛ 35 кВ Грязи - городские 2.1. оп. 1 - 28 5,50 2 АС-95
3. ВЛ 35 кВ ЛОЭЗ 3.1. оп. 1 - 20 3,40 1 АС-70
4. ВЛ 35 кВ Полевая 4.1. оп. 1 - 40 4,87 1 АС-70
Елецкий участок
5. ВЛ 35 кВ Восточная 5.1. оп. 1 - 41 5,90 2 АС-95
6. ВЛ 35 кВ Красная Пальна 6.1. оп. 1 - 12 по опорам ВЛ 35 кВ
Плоское 1,60 - АС-70
6.2. оп. 12 - 113 13,80 1 АС-50
7. ВЛ 35 кВ Негачевка 7.1. оп. 33 - 150 20,10 1 АС-50
8. ВЛ 35 кВ Озерки 8.1. оп. 1 - 84 14,00 1 АС-50
Лебедянский участок
9. ВЛ 35 кВ Рождество 9.1. отп. на Сах. завод 2,40 1 АС-50
10. ВЛ 35 кВ Агроном 10.1. от оп. 7 до ПС Агроном 8,74 1 АС-50
10.2. от. ПС Лебедянь до оп. 7 0,47 1 АС-50
11. ВЛ 35 Сергиевка 11.1. уч. от ПС Троекурово - совхозная
до ПС Сергиевка 9,20 1 АС-50,
АС-70
12. ВЛ 35 кВ Троекурово - совхозная 12.1. уч-к по опорам ВЛ 35 кВ Агроном 0,55 - АС-50
13. ВЛ 35 кВ Теплое 13.1. отп. на ПС Данков - сельская 6,50 1 АС-50
Таблица 9.17
Объемы работ по реконструкции ВЛ 35 кВ филиала ОАО "МРСК
Центра" - "Липецкэнерго"
N
п/п Наименование
ВЛ Протя-
жен-
ность
(км) Число
цепей Заме-
на
опор
(шт.) Доп.
опоры
(шт.) Марка
про-
вода Замена
провода
(км
трассы) Замена
изоля-
торов,
шт. Замена
линей-
ной
арма-
туры
(опор) Устан.
гасит.
коле-
баний
(шт.) Замена
грозо-
троса
(км) Примечан. Срок
рекон-
струк-
ции
1. ВЛ 35 кВ Кр.
Пальна 15,40 1 99 - АС-70 13,8 Да - 3,1 Полная
реконструкция 2014 -
2015
2. ВЛ 35 кВОзерки 18,40 1 1 - АС-70 13,97 Да - 13,97 2016 -
2017
3. ВЛ 35 кВНегачевка 24,50 1 - - АС-70 20,215 - Да 20,3 2014 -
2015
4. ВЛ 35 кВВосточная
левая - правая 5,90 Экспертиза (снос или реконструкция) 2014 -
2015
5. ВЛ 35 кВ
Солидарность
левая - правая 2,50 9 - - - - - 2014 -
2015
6. ВЛ 35 кВ
Красатыновка - - - 2025 2018
7. ВЛ 35 кВ N 2 10,60 238 Да 2,31 2016 -
2017
8. ВЛ 35 кВ N 3 5,00 4,41 2018
9. ВЛ 35 кВ N 5 с
отп. 11,46 591 Да 2016 -
2017
10. ВЛ 35 кВ
Березняговка-1 28,45 2,7 2018
11. ВЛ 35 кВБорино с
отпайками 18,80 2 АС-95 18,8 736 Да 5,09 установка
гасителей
вибрации 2014 -
2015
12. ВЛ 35 кВ
Бочиновка 3,70 1,2 2016 -
2017
13. ВЛ 35 кВ
Введенка 6,90 3,08 2016 -
2017
14. ВЛ 35 кВ
Вешаловка 9,50 3,2 2016 -
2017
15. ВЛ 35 кВ
Вперед 9,90 1209 Да 3,1 2016 -
2017
16. ВЛ 35 кВ
Грязи -
городская 7,71 5 2016 -
2017
17. ВЛ 35 кВ
Грязное 5,60 648 Да 1,26 2016 -
2017
18. ВЛ 35 кВ
Дмитриевка 9,90 1,8 2018
19. ВЛ 35 кВ
Дмитряшевка 14,02 5 2016 -
2017
20. ВЛ 35 кВ
Ивановка 8,00 3,95 2018
21. ВЛ 35 кВ
Казинка-2 9,40 793 Да 1,8 2016 -
2017
22. ВЛ 35 кВ
Каликино-1 16,00 1,6 2016 -
2017
23. ВЛ 35 кВ
Каликино-2 9,80 2 1,7 оп. N 19 -
20, 37 - 38
нет габарита 2014 -
2015
24. ВЛ 35 кВ Кн.
Байгора 18,10 2,4 2018
25. ВЛ 35 кВ КПК 2,50 168 Да. 8
опор 1,3 2016 -
2017
26. ВЛ 35 кВ Кр.
Дубрава 9,12 3,02 2016 -
2017
27. ВЛ 35 кВ
Матыра-1 8,40 2,7 2016 -
2017
28. ВЛ 35 кВ
Матыра-2 3,98 501 Да 1,7 2016 -
2017
29. ВЛ 35 кВ
Мясокомбинат с
отп. 3,80 3,8 2016 -
2017
30. ВЛ 35 кВ
Паршиновка-1 18,40 2034 Да.
132
опоры 2016 -
2017
31. ВЛ 35 кВ
Паршиновка-2 18,19 1848 Да.
138
опор 2016 -
2017
32. ВЛ 35 кВ
Пашково-2 15,80 3,9 2018
33. ВЛ 35 кВ
Песковатка с
отп. 16,94 1466 Да.
112
опор 4,08 2016 -
2017
34. ВЛ 35 кВ
Петровская-1 18,30 4,27 2016 -
2017
35. ВЛ 35 кВ
Полевая 6,77 36 2,46 2014 -
2015
36. ВЛ 35 кВ
Правда 15,80 1482 Да.
104
опоры 2016 -
2017
37. ВЛ 35 кВ
Птицефабрика 4,60 1,89 2018
38. ВЛ 35 кВ
Речная 11,72 2,32 2016 -
2017
39. ВЛ 35 кВ
Сахзавод 10,60 7,03 2016 -
2017
40. ВЛ 35 кВ
Сельхозтехника 3,45 550 Да. 33
опоры 2016 -
2017
41. ВЛ 35 кВ
Сенцово-1 5,30 5,3 2016 -
2017
42. ВЛ 35 кВ
Трубетчино 22,10 52 3,2 2016 -
2017
43. ВЛ-35 кВ
Федоровка 17,50 22 2016 -
2017
44. ВЛ 35 кВ
Хлевное 6,66 3,76 2018
45. ВЛ 35 кВ
Ярлуково-1 15,69 2,1 2016 -
2017
46. ВЛ 35 кВ
Ярлуково-2 с
отп. 6,10 432 Да 3,5 2016 -
2017
47. ВЛ 35 кВАгроном 8,94 1 - - АС-50 6,9 - 3,5 2014 -
2015
48. ВЛ 35 кВКаменная Лубна 19,72 1 160 - АС-70 19,72 160 Да 986 1,7 2014 -
2015
49. ВЛ 35 кВ
Рождество 12,17 - - - 1179 Да - - - 2014 -
2015
50. ВЛ 35 кВРождество
отпайка на
Сах. завод 2,25 1 - - АС-50 2,25 327 Да 127 0,85 - 2014 -
2015
51. ВЛ 35 кВТеплое с отп.
на ПС Данков
Сельская 29,27 1 - - АС-50 6,5 444 Да 278 1,6 - 2014 -
2015
52. ВЛ 35 кВСергиевка 10,48 1 - - АС-70 10,48 549 Да 458 1,5 - 2014 -
2015
53. ВЛ 35 кВТроекурово
совхозная 10,80 1 - - АС-50 0,35 741 Да 390 3,1 - 2014 -
2015
54. ВЛ 35 кВ
Бигильдино 20,40 5 - - - - - - - 2014 -
2015
55. ВЛ 35 кВ
Дрезгалово-2 9,48 15 - - - - - - 2014 -
2015
56. ВЛ 35 кВ
Ведное 1 26,32 18 - - 459 - - - 2014 -
2015
57. ВЛ 35 кВ
Ведное 2 12,40 17 - - - - - - 2014 -
2015
58. ВЛ 35 кВ
Б. Попово 15,12 6 - - 1311 - - - 2014 -
2015
59. ВЛ 35 кВЯблонево 11,19 2 7 - АС-50 1 240 Да - 1 оп. N 124 -
132 2014 -
2015
Цветом выделены ВЛ 35 кВ и участки ВЛ 35 кВ, учтенные в объемах капитального строительства (по полной реконструкции или замене провода).
В таблице 9.18 представлены результаты расчета пропускной способности центров питания филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера максимума нагрузки 2012 г.
Нагрузка на ПС 35 кВ Студеновская, находящейся на балансе ОАО "ЛГЭК", в 2012 году составляла 15,67 МВА при допустимых 10,5 МВА.
Как видно из представленных расчетов, на части подстанций 35 кВ Липецкой энергосистемы уже в настоящее время существует дефицит мощности. При выходе из строя одного из установленных трансформаторов (режим N-1) переток мощности через оставшийся в работе превышает его номинальное значение. Для повышения надежности электроснабжения необходима замена трансформаторов на более мощные. Окончательное решение по выбору мощности заменяемых трансформаторов будет сделано в разделе 9.3.1 после проведения расчетов по перспективным нагрузкам.
Далее проведен анализ и даны рекомендации по повышению надежности для подстанций:
- имеющих отклонения от рекомендованных (типовых) схем подключения РУ 35 кВ;
- имеющих дефицит мощности;
- имеющих основное оборудование, находящееся в неудовлетворительном или непригодном состоянии;
- имеющих основное оборудование, которое морально устарело и не удовлетворяет современным требованиям по надежности.
Таблица 9.18
Расчет пропускной способности центров питания филиала
ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера
максимума нагрузки 2012 г.
КонсультантПлюс: примечание.
Нумерация граф в таблице дана в соответствии с официальным текстом документа.
N
п/п Наименование
центра питания Текущий дефицит
Установ-
ленная
мощность
транс-
форма-
торов
Sуст. с
указа-
нием их
коли-
чества,
шт./МВА Полная
мощность
ЦП по
резуль-
татам
замера
макси-
мума
нагруз-
ки, МВА Полная
мощность,
перерас-
пределяе-
мая в
соответ-
ствии с
ПТЭ, МВА
за время Полная
мощность
с учетом
перерас-
пределе-
ния, МВА Допусти-
мая
нагрузка
расчет-
ная в
режиме
n-1, МВА Дефи-
цит/
профи-
цит ЦП,
МВА
МВА Мин. 1 2 3 4 5 6 7 9 10
1. II Тербуны 2,5 +
2,5 1,13 0,00 0 1,13 2,63 1,50
2. N 1 4 + 4 4,48 0,00 0 4,48 4,20 -0,28
3. N 2 2,5 + 1 1,93 0,00 0 1,93 1,05 -0,88
4. N 3 2,5 +
2,5 2,39 0,38 40 2,01 2,63 0,62
5. N 4 4 + 4 3,14 0,85 30 2,29 4,20 1,91
6. Авангард 4 + 4 1,30 1,10 40 0,20 4,20 4,00
7. Аврора 2,5 +
2,5 1,33 0,70 60 0,63 2,63 2,00
8. Агроном 4 + 6,3 1,90 0,20 60 1,70 4,20 2,50
9. Афанасьево 2,5 +
2,5 1,71 0,00 0 1,71 2,63 0,92
10. Б. Верх 2,5 +
2,5 0,91 0,00 0 0,91 2,63 1,72
11. Б. Избищи 2,5 +
2,5 1,87 1,00 60 0,87 2,63 1,76
12. Б. Боевка 2,5 +
2,5 0,41 0,15 100 0,26 2,63 2,37
13. Б. Попово 2,5 +
2,5 1,82 0,30 90 1,52 2,63 1,11
14. Бабарыкино 2,5 +
2,5 0,88 0,61 240 0,27 2,63 2,36
15. Березняговка 1,6 +
1,6 1,20 0,70 130 0,50 1,68 1,18
16. Березовка 2,5 0,00 0,00 0 0,00 0,00 0,00
17. Бигильдино 2,5 +
2,5 1,22 0,60 60 0,62 2,63 2,01
18. Борино 4 + 4 5,09 0,86 75 4,23 4,20 -0,03
19. Борисовка 4 + 2,5 3,39 0,00 0 3,39 2,63 -0,77
20. Борки 2,5 +
2,5 1,08 0,00 0 1,08 2,63 1,55
21. Борятино 2,5 +
2,5 0,31 0,00 0 0,31 2,63 2,32
22. Бочиновка 4 + 4 2,51 1,10 90 1,41 4,20 2,79
23. Бутырки 5,6 +
6,3 7,75 0,00 0 7,75 5,88 -1,87
24. Васильевка 2,5 +
2,5 0,65 0,30 60 0,35 2,63 2,28
25. Введенка 4 + 4 4,12 0,00 0 4,12 4,20 0,08
26. Ведное 2,5 +
2,5 0,76 0,30 120 0,46 2,63 2,17
27. Веселое 2,5 0,10 0,07 100 0,03 0,07 0,04
28. Вешаловка 2,5 +
2,5 0,99 0,00 0 0,99 2,63 1,64
29. Водозабор 10 + 10 1,12 0,00 0 1,12 10,50 9,38
30. Воронец 4 + 4 2,37 0,50 120 1,87 4,20 2,33
31. Воскресеновка 1,6 +
1,6 0,56 0,00 0 0,56 1,68 1,12
32. Восточная 10 + 16 7,51 1,30 20 6,21 10,50 4,29
33. Вперед 4 + 4 0,37 0,00 0 0,37 4,20 3,83
34. Гагарино 1,8 +
1,8 0,49 0,20 120 0,29 1,89 1,60
35. Гатище 2,5 +
2,5 0,59 0,00 0 0,59 2,63 2,04
36. Гнилуша 6,3 +
6,3 2,24 0,70 40 1,54 6,62 5,08
37. Голиково 1,8 +
1,6 0,81 0,00 0 0,81 1,68 0,87
38. Головинщино 2,5 +
2,5 1,02 0,00 0 1,02 2,63 1,61
39. Грызлово 2,5 +
2,5 0,99 0,20 100 0,79 2,63 1,84
40. Грязи - город 6,3 +
5,6 5,84 1,61 50 4,23 5,88 1,65
41. Грязное 4 + 4 1,30 0,00 0 1,30 4,20 2,90
42. Данков -
сельская 6,3 +
6,3 3,91 1,60 60 2,31 6,62 4,31
43. Демшинка 2,5 +
2,5 0,70 0,00 0 0,70 2,63 1,93
44. Дмитриевка 2,5 +
2,5 0,66 0,20 70 0,46 2,63 2,17
45. Дмитряшевка 2,5 +
2,5 0,42 0,00 0 0,42 2,63 2,21
46. Долгое 2,5 +
2,5 0,24 0,00 0 0,24 2,63 2,39
47. Дрезгалово 1,6 +
1,6 1,09 0,30 60 0,79 1,68 0,89
48. Дружба 5,6 6 кВ
абонент 49. Дубрава 2,5 +
2,5 0,33 0,00 0 0,33 2,63 2,30
50. Жерновное 2,5 +
2,5 0,26 0,00 0 0,26 2,63 2,37
51. Задонск -
сельск. 3,2 +
1,6 2,24 0,00 0 2,24 1,68 -0,56
52. Захаровка 2,5 +
2,5 0,56 0,16 60 0,40 2,63 2,23
53. Знаменка <*>2,5 0,73 0,00 0 0,73 0,00 -0,73
54. Ивановка 2,5 +
2,5 0,90 0,00 0 0,90 2,63 1,73
55. Казаки 4 + 4 1,83 0,00 0 1,83 4,20 2,37
56. Казачье 2,5 +
2,5 0,42 0,00 0 0,42 2,63 2,21
57. Каликино 3,2 +
3,2 2,15 0,00 0 2,15 3,36 1,21
58. Каменка <*>2,5 0,65 0,00 0 0,65 0,00 -0,65
59. Каменная Лубна
<*>2,5 1,24 1,10 90 0,14 1,10 -0,14
60. Карамышево 10 + 10 0,78 0,00 0 0,78 10,50 9,72
61. Карьер 4 0,04 0,00 0,00
62. Кириллово 2,5 +
2,5 0,72 0,15 60 0,57 2,63 2,06
63. Княжья Байгора 1,6 +
1,6 0,80 0,11 40 0,69 1,68 0,99
64. Князево 2,5 +
2,5 0,37 0,00 0 0,37 2,63 2,26
65. Колесово 6,3 +
6,3 3,05 0,50 60 2,55 6,62 4,07
66. Колыбельская 2,5 +
2,5 1,11 0,00 0 1,11 2,63 1,52
67. Комплекс 4 + 4 1,22 0,60 120 0,62 4,20 3,58
68. Конь-Колодезь 2,5 +
2,5 1,12 0,00 0 1,12 2,63 1,51
69. Кр. Пальна <*>3,2 0,79 0,40 180 0,39 0,40 -0,39
70. Красная
Дубрава 2,5 +
2,5 0,86 0,63 90 0,23 2,63 2,40
71. Красное 4 + 4 4,22 1,50 120 2,72 4,20 1,48
72. Красотыновка
<*>2,5 0,79 0,29 60 0,50 0,29 -0,21
73. Ксизово 2,5 +
2,5 0,26 0,00 0 0,26 2,63 2,37
74. Куликово 2,5 +
2,5 0,65 0,00 0 0,65 2,63 1,98
75. Культура 2,5 +
2,5 1,04 0,20 60 0,84 2,63 1,79
76. Курино <*>2,5 0,58 0,10 40 0,48 0,10 -0,38
77. Ламское 2,5 +
2,5 1,89 0,22 180 1,67 2,63 0,96
78. Лебедянка 2,5 +
2,5 0,64 0,00 0 0,64 2,63 1,99
79. Лебяжье 2,5 +
1,6 0,40 0,00 0 0,40 1,68 1,28
80. Ломовец 1,6 +
2,5 0,43 0,00 0 0,43 1,68 1,25
81. Малей 4 + 2,5 0,38 0,20 60 0,18 2,63 2,45
82. Матыра 4 + 3,2 4,24 0,00 0 4,24 3,36 -0,88
83. Московка 1,6 +
1,6 0,78 0,00 0 0,78 1,68 0,90
84. Мясокомбинат 6,3 +
6,3 4,97 2,00 60 2,97 6,62 3,65
85. Негачевка 2,5 +
2,5 0,47 0,00 0 0,47 2,63 2,16
86. Никольское <*>4 0,27 0,10 120 0,17 0,10 -0,07
87. Новодубовое
<*>2,5 1,17 0,00 0 1,17 0,00 -1,17
88. Новониколаевка
<*>4 0,74 0,00 0 0,74 0,00 -0,74
89. Новополянье 2,5 +
2,5 0,47 0,00 0 0,47 2,63 2,16
90. Новочеркутино 4 + 4 1,26 0,00 0 1,26 4,20 2,94
91. Озерки 2,5 0,11 0,00 0 0,11 0,00 -0,11
92. Ольшанец 2,5 + 4 1,43 0,00 0 1,43 2,63 1,20
93. Панкратовка
<*>2,5 0,76 0,05 90 0,71 0,05 -0,66
94. Паршиновка 1,6 +
2,5 0,22 0,00 0 0,22 1,68 1,46
95. Пашково 2,5 +
2,5 1,66 1,00 130 0,66 2,63 1,97
96. Первомайская 2,5 0,91 0,00 0 0,91 0,00 -0,91
97. Песковатка <*>1,6 0,86 0,22 30 0,64 0,22 -0,42
98. Петровская 2,5 + 4 0,63 0,00 0 0,63 2,63 2,00
99. Пиково <*>2,5 0,55 0,34 120 0,21 0,34 0,13
100. Плавица 1,6 +
1,6 1,26 0,00 0 1,26 1,68 0,42
101. Плоское 4 + 4 3,99 0,80 140 3,19 4,20 1,01
102. Поддубровка 2,5 +
2,5 1,03 0,44 60 0,59 2,63 2,04
103. Полибино 2,5 +
2,5 0,24 0,00 0 0,24 2,63 2,39
104. Политово 2,5 +
2,5 0,91 0,00 0 0,91 2,63 1,72
105. Правда 4 + 2,5 1,36 0,00 0 1,36 2,63 1,27
106. Преображенье
<*>2,5 0,64 0,16 0 0,48 0,16 -0,32
107. Пружинки 2,5 +
2,5 0,81 0,00 0 0,81 2,63 1,82
108. ПС N 5 6,3 +
3,2 1,39 0,00 0 1,39 3,36 1,97
109. Птицефабрика 4 + 4 1,79 0,00 0 1,79 4,20 2,41
110. Раненбург 1,6 +
1,6 1,47 0,00 0 1,47 1,68 0,21
111. Ратчино 2,5 +
2,5 1,09 0,00 0 1,09 2,63 1,54
112. Речная 4 + 4 1,55 0,00 0 1,55 4,20 2,65
113. Сапрыкино 1,6 +
2,5 0,64 0,00 0 0,64 1,68 1,04
114. Сенцово 10 + 10 5,89 0,26 40 5,63 10,50 4,87
115. Сергиевка 2,5 +
2,5 0,16 0,00 0 0,16 2,63 2,47
116. Синдякино <*>2,5 0,25 0,00 0 0,25 0,00 -0,25
117. Солидарность 4 + 4 2,45 1,20 70 1,25 4,20 2,95
118. Сошки 4 + 4 0,77 0,60 60 0,17 4,20 4,03
119. Сселки 10 + 10 0,38 0,00 0 0,38 10,50 10,12
120. Стебаево 2,5 +
2,5 0,62 0,34 80 0,28 2,63 2,35
121. Стегаловка 2,5 +
3,2 0,51 0,10 80 0,41 2,63 2,22
122. СХТ 2,5 +
1,6 1,46 0,50 30 0,96 1,68 0,72
123. Таволжанка 4 + 4 5,68 0,70 40 4,98 4,20 -0,78
124. Талица 2,5 +
2,5 1,35 0,20 110 1,15 2,63 1,48
125. Талицкий
Чамлык 3,2 + 4 1,69 0,00 0 1,69 3,36 1,67
126. Теплое 2,5 +
2,5 1,09 0,80 60 0,29 2,63 2,33
127. Тимирязево 4 + 4 0,97 0,30 60 0,67 4,20 3,53
128. Тихий Дон 4 + 4 0,54 0,13 60 0,41 4,20 3,79
129. Топки 2,5 +
2,5 0,65 0,29 60 0,36 2,63 2,27
130. Троекурово -
совх. 2,5 +
2,5 2,02 0,00 0 2,02 2,63 0,61
131. Троицкая 2,5 + 4 2,79 0,00 0 2,79 2,63 -0,17
132. Трубетчино 2,5 +
2,5 1,59 0,00 0 1,59 2,63 1,04
133. Тюшевка 4 + 4 0,88 0,00 0 0,88 4,20 3,32
134. Федоровка 2,5 +
2,5 0,54 0,20 90 0,34 2,63 2,29
135. Хитрово 6,3 +
6,3 2,42 0,00 0 2,42 6,62 4,20
136. Хлебопродукты 6,3 +
6,3 5,75 0,74 30 5,01 6,62 1,61
137. Хрущево 2,5 +
2,5 0,44 0,00 0 0,44 2,63 2,19
138. Частая Дубрава 2,5 +
2,5 1,63 1,44 75 0,19 2,63 2,44
139. Чернава 2,5 +
2,5 2,00 0,00 0 2,00 2,63 0,63
140. Чернолес 2,5 +
2,5 0,35 0,00 0 0,35 2,63 2,28
141. Яблонево 2,5 +
2,5 0,75 0,00 0 0,75 2,63 1,88
142. Яковлево <*>2,5 0,92 0,00 0 0,92 0,00 -0,92
143. Ярлуково 3,2 + 4 4,74 0,45 60 4,29 3,36 -0,93
--------------------------------
<*> Однотрансформаторные подстанции.
Цветом выделены подстанции, к которым в настоящее время подключение новых мощностей закрыто.
Липецкий участок службы подстанций и службы воздушных линий
- ПС "N 1" - на подстанции установлены два трансформатора Т1 и Т2 (ТМН-4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 4,34 МВА при допустимом значении 4,2 МВА. При выходе из строя любого из трансформаторов оставшийся в работе будет загружен на 108,5%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.
- ПС "N 2" - существующая схема подстанции - нетиповая. Несмотря на то, что к подстанции подходят две ВЛ 35 кВ, фактически подстанция при существующей схеме РУ 35 кВ имеет одно питание по стороне высшего напряжения. При аварии на шинах 35 кВ (или на питающей линии) происходит полное погашение всей подстанции и одного трансформатора ПС 35 кВ Птицефабрика. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ по схеме 35-5АН. Данная реконструкция может быть связана с относительно небольшими затратами (установка ячейки секционного выключателя 35 кВ и переключения линий 35 кВ на секции шин подстанции). На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМ-1000/35) и Т2 (ТМ-2500/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 1,93 МВА при допустимом 1,05 МВА. При выходе из строя Т2 (2,5 МВА) оставшийся в работе Т1 будет загружен на 193%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.
- ПС "N 3" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция является узловой, но РУ 35 кВ выполнено не по схеме для узловых подстанций. При подходящих к ПС трех ВЛ 35 кВ подстанция по сути имеет одно питание по высшему напряжению. При аварии на одном трансформаторе или на шинах 35 кВ происходит погашение всей подстанции и подключенных к ней потребителей. Необходимо провести реконструкцию РУ 35 кВ с исполнением по схеме 35-9, установив 3 ячейки выключателей 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установка одной ячейки элегазового выключателя 35 кВ и замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "N 4" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция включена в транзит и является проходной. Существующая схема РУ 35 кВ, несмотря на установленные четыре выключателя 35 кВ, является ненадежной. При аварии на шинах 35 кВ или на ВЛ 35 кВ N 4 происходит полное погашение подстанции N 4 и одного трансформатора на ПС Птицефабрика. Рекомендуется ячейку резервного выключателя при реконструкции переустановить как секционную, доведя схему подстанции до 35-5АН.
- ПС "Березняговка" - существующая схема подстанции - нетиповая (в цепях трансформаторов установлены отделители и короткозамыкатели). Подстанция включена в транзит 35 кВ. Необходимо выполнить данную подстанцию по схеме 35-5АН, установить две ячейки выключателей 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена одного установленного масляного выключателя 10 кВ на вакуумный. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется установка двух ячеек элегазовых выключателей 35 кВ и замена восьми установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Борисовка" - на подстанции установлено два трансформатора Т1 (ТМ-4000/35/10) и Т2 (ТМ-2500/35/10). Т1 находится в неудовлетворительном состоянии. Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 3,39 МВА при допустимом 2,63 МВА. При выходе из строя Т1 загрузка Т2 составит 128,9%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет. Необходимо заменить оба трансформатора на подстанции, что повысит надежность и качество электроснабжения.
- ПС "Бочиновка" - по целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена восьми установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Бутырки" - так же, как и ПС N 4, подстанция включена в транзит 35 кВ. Несмотря на четыре установленных ячейки выключателей, существует возможность полного погашения подстанции при аварии и ремонтных работах на шинах 35 кВ. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ на подстанции. В таком случае при любой аварии один трансформатор всегда будет оставаться под напряжением.
На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМН-5600/35) и Т2 (ТМ-6300/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 7,75 МВА при допустимом 5,88. При выходе из строя Т1 (5,6 МВА) оставшийся в работе Т2 будет загружен на 131,8%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.
- ПС "Введенка" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция включена в транзит 35 кВ. Необходимо выполнить реконструкцию данной подстанции по схеме 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя в соответствии с нормативными требованиями. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется замена установленных выключателей 35 кВ на элегазовые и установка ячейки секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Вешаловка" - подстанция аналогично ПС 35 кВ Бутырки является проходной и включена в транзит 35 кВ. Также, несмотря на четыре установленных выключателя, существует возможность полного погашения подстанции при аварии и ремонтных работах на шинах 35 кВ. Необходимо установить секционный выключатель 35 кВ и выполнить РУ подстанции по схеме 35-9. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Вперед" - ситуация с подстанцией полностью аналогична ПС "Введенка". РУ 35 кВ необходимо выполнить по схеме 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется замена двух установленных выключателей 35 кВ на элегазовые. При проведении реконструкции (замене выключателей) рекомендуем также установить ячейку секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Грязи - город" - РУ 35 кВ подстанции имеет 5 присоединений (2 трансформатора и 3 ВЛ 35 кВ), но выполнено не по типовой схеме для таких ПС. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-9. Необходимо дополнительно установить на подстанции пять ячеек выключателей 35 кВ. В настоящее время проводятся работы по установке одной ячейки выключателя 35 кВ по целевой программе повышения надежности.
- ПС "Грязное" - подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. Несмотря на четыре установленных ячейки выключателей, существует возможность полного погашения подстанции при аварии в точке присоединения линий и трансформаторов. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ и выполнить РУ подстанции по схеме 35-5Н.
- ПС "Дмитряшевка" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. При аварии или ремонтных работах на шинах 35 кВ происходит погашение обоих трансформаторов подстанции. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5Н, установив дополнительно две ячейки выключателя 35 кВ. Также установленный на подстанции трансформатор ТМ-2500/35/10 находится в неудовлетворительном состоянии, для повышения надежности необходима его замена.
- ПС "Демшинка" - по целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена восьми установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Ивановка" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5Н, установив дополнительно ячейку секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Каликино" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. Необходимо выполнить по схеме 35-9, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Карамышево" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена девяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Княжья Байгора" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ необходимо выполнить по схеме 35-5Н. При существующей схеме имеется общая точка подключения трансформаторов и линий, и при аварии в этом месте происходит полное погашение подстанции. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена 11 установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Конь-Колодезь" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой двух ячеек выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Курино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с установкой одной ячейки выключателя 35 кВ в цепи трансформатора. В случае расширения подстанции с установкой второго трансформатора необходимо будет установить еще одну ячейку выключателя, доведя схему до 35-5Н.
- ПС "Лебедянка" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме, имеющей весьма низкую надежность. Подключение силовых трансформаторов выполнено на плавких предохранителях. При аварии на подходящих линиях 35 кВ или на шинах 35 кВ происходит погашение всей подстанции. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-9, установив 6 ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Малей" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Матыра" - подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ Казинка-ПС N 1-Матыра-ГПП-3, однако РУ 35 кВ выполнено по схеме 4Н. Необходимо реконструировать РУ-35 кВ до схемы 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ. В настоящее время по целевой программе повышения надежности проводятся работы по замене вводного масляного выключателя на элегазовый. В 2014 году планируется провести работы по замене второго вводного масляного выключателя на элегазовый. Рекомендуется в 2014 году совместно с заменой второго выключателя установить ячейку секционного выключателя. На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМН-4000/35) и Т2 (ТМР-3200/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 4,24 МВА при допустимом 3,36 МВА. При выходе из строя Т1 (4 МВА) оставшийся в работе Т2 будет загружен 126,2%. При выходе из строя Т2 (3,2 МВА) оставшийся в работе Т1 будет загружен 106%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.
- ПС "Новодубовое" - РУ 35 кВ выполнено по схеме, являющейся нетиповой для проходных подстанций. Также РУ 35 кВ выполнено с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой ячейки выключателя 35 кВ, по схеме 35-5АН. В 2014 году по целевой программе повышения надежности на подстанции планируется замена пяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Новониколаевка" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо установить выключатель 35 кВ в цепи трансформатора подстанции.
- ПС "Паршиновка" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена двух установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Пашково" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. Необходимо выполнить по схеме 35-9, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Песковатка" - подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ, схема подстанции - нетиповая. При аварии на шинах ПС или трансформаторе отключается кроме самой подстанции еще и ПС 35 кВ СХТ. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-3 и перезавести ВЛ 35 кВ, сделав ПС ответвительной. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМ-1600/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Поддубровка" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанций с заменой ОД и КЗ на выключатели. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, установив дополнительно две ячейки выключателя 35 кВ.
- ПС "Правда" - в цепи трансформатора Т-1 установлены ОД и КЗ. При аварии в трансформаторе происходит кратковременное погашение трех подстанций 35 кВ в результате срабатывания короткозамыкателя и отключения транзита от ПС Хворостянка. Требуется демонтировать ОД и КЗ, установив ячейку выключателя (схема 35-5АН). По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установка ячейки элегазового выключателя 35 кВ и замена шести установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Пружинки" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с применением ОД и КЗ, что является нарушением существующих нормативов. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Птицефабрика" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов - с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой двух ячеек выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установка двух ячеек элегазовых выключателей 35 кВ.
- ПС "Речная" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Сельхозтехника" (СХТ) - на РУ 35 кВ подстанции установлены ОД и КЗ, что является нарушением существующих нормативов. При аварии на любом из трансформаторов происходит отключение всей подстанции. Необходимо произвести замену ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-4Н.
- ПС "Синдякино" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой ячейки выключателя в цепь трансформатора. В случае расширения подстанции, с установкой второго трансформатора, необходимо будет установить дополнительно еще одну ячейку выключателя, доведя схему до 35-5АН.
- ПС "Сенцово" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена одного установленного масляного выключателя 10 кВ на вакуумный.
- ПС "Стебаево" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5АН, установив дополнительно две ячейки выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена 11 установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Таволжанка" - на подстанции установлены два трансформатора Т1 и Т2 (ТМН-4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 5,68 МВА при допустимом 4,2. При выходе из строя любого из трансформаторов оставшийся в работе будет загружен на 135,2%. Перераспределение нагрузки по существующим сетям связи у подстанции составляет 0,7 МВА. При перераспределении нагрузки по существующим сетям связи перегрузка составит 118,6%.
- ПС "Талицкий Чамлык" - РУ 35 кВ выполнено по схеме, нетиповой для проходных подстанций, включенных в транзит. Рекомендуется реконструкция РУ 35 кВ до схемы 35-5АН, установив две ячейки выключателей 35 кВ.
- ПС "Троицкая" - на подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМ-2500/35) и Т2 (ТМ-4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 2,79 МВА при допустимом 2,63. При выходе из строя Т1 оставшийся в работе будет загружен на 111,6%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.
- ПС "Трубетчино" - в цепи трансформаторов установлены предохранители. Несмотря на подходящие к ПС две ВЛ 35 кВ, при существующей схеме РУ 35 кВ подстанция фактически имеет одно питание, и при аварии возможно полное погашение подстанции и обеих ВЛ 35 кВ. Требуется выполнить реконструкцию РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-5Н, установив три ячейки выключателей 35 кВ.
- ПС "Тюшевка" - по целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена пяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Хлебопродукты" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена девяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.
- ПС "Частая Дубрава" - в цепи трансформаторов установлены ОД и КЗ. В соответствии с нормативными документами данная схема (укрупненный блок - блок линия-2 трансформатора) является начальным этапом развития схемы 35-4 и должна выполняться с выключателями 35 кВ. Необходимо заменить ОД и КЗ в цепи трансформаторов на ячейки выключателей и для повышения надежности перевести данную подстанцию с отпаечной в проходную путем строительства второго захода ВЛ 35 кВ. При этом РУ 35 кВ необходимо выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Ярлуково" - подстанция включена в транзит 35 кВ. Необходимо выполнить данную подстанцию по схеме 35-5Н с установкой ячейки секционного выключателя. В настоящее время по целевой программе надежности выполняются работы по замене одного вводного выключателя 35 кВ. Также по целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена шести установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМ-3200/35) и Т2 (ТМ-4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 4,74 МВА при допустимом 3,36. При выходе из строя Т2 (4 МВА) оставшийся в работе Т1 будет загружен на 148,1%. При выходе из строя Т1 (3,2 МВА) оставшийся в работе Т2 будет загружен на 118,5%. Перераспределение нагрузки по существующим сетям связи у подстанции составляет 0,45 МВА. При перераспределении нагрузки по существующим сетям связи перегрузка составит 134,1% и 107,25% соответственно. Необходимо заменить оба трансформатора на более мощные.
Елецкий участок службы подстанций и службы воздушных линий
- ПС "2-е Тербуны" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "N 5" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5АН. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМ-6300/35/6, находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Аврора" - РУ 35 кВ подстанций выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5АН.
- ПС "Б. Боевка" - подстанция подключена одной ВЛ 35 кВ от ПС 35 кВ Хитрово. В схеме подстанции применены ОД и КЗ, с нарушением существующих нормативов. При аварии на трансформаторах или системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется реконструировать РУ 35 кВ до схемы 35-4Н, установив дополнительно одну ячейку выключателя 35 кВ.
- ПС "Бабарыкино" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется установка двух ячеек элегазовых выключателей 35 кВ.
- ПС "Борки" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с применением ОД и КЗ, что противоречит существующим нормативам. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Васильевка" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанций выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Воронец" - подстанция подключена от РУ 35 кВ ПС 220 кВ Елецкая двумя линиями, подключенными через ОД и КЗ. При аварии на секциях шин или Т1 ПС 35 кВ Воронец происходит отключение транзита Казаки - Афанасьево - Чернава. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установка двух вводных ячеек элегазовых выключателей 35 кВ.
- ПС "Восточная" - подстанция, имеющая по сути пять присоединений (три линии и два трансформатора), имеет схему, не предназначенную для этого. Рекомендуется реконструировать подстанцию по схеме 35-9. Для этого необходимо дополнительно установить 3 ячейки выключателей 35 кВ. Также рекомендуется завести на ПС 35 кВ Восточная ВЛ 35 кВ с ПС 35 кВ ИТК с установкой еще одной ячейки выключателя 35 кВ. Это повысит надежность электроснабжения, т.к. любая авария на ПС 35 кВ ИТК или ВЛ 35 кВ отключает трансформатор Т1 на ПС 35 кВ Восточная.
- ПС "Гатище" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме с применением ОД и КЗ. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. При существующей схеме сети при аварии на системе шин 35 кВ происходит полное погашение ПС Гатище и одного трансформатора ПС Борки. Необходимо выполнить РУ 35 кВ ПС Гатище по схеме 35-5Н, установив две ячейки выключателей 35 кВ.
- ПС "Гнилуша" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме с применением ОД и КЗ. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. При аварии на системе шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Необходимо выполнить РУ 35 кВ ПС Гнилуша по схеме 35-5Н путем установки ячейки секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Голиково" - РУ 35 кВ выполнено по блочной схеме, которая применяется для тупиковых и отпаечных подстанций. Данная подстанция включена в транзит 35 кВ и должна быть выполнена по схеме "мостик". Авария на любой из систем шин приводит к полному погашению ПС. Необходимо достроить РУ 35 кВ до схемы 35-5Н путем установки ячейки секционного выключателя.
- ПС "Задонск - сельская" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме с применением ОД и КЗ. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. При аварии на системе шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя. На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТАМ-3200/35) и Т2 (ТМ-1600/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 2,24 МВА при допустимом 1,68 МВА. При выходе из строя Т2 (3,2 МВА) оставшийся в работе Т1 будет загружен на 140%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.
- ПС "Захаровка" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Каменка" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать РУ 35 кВ до схемы 35-5Н. В 2014 году планируется замена установленного вводного масляного выключателя 35 кВ на элегазовый. В 2017 году планируется замена второго установленного вводного масляного выключателя 35 кВ на элегазовый. Рекомендуется к 2017 году реконструировать подстанцию с установкой ячейки секционного выключателя.
- ПС "Князево" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена одного установленного масляного выключателя 10 кВ на вакуумный.
- ПС "Красная Пальна" - РУ 35 кВ имеет четыре присоединения (1 трансформатор и три линии), но выключатель установлен только в цепи трансформатора. При аварии на любой из трех подходящих линий произойдет погашение двух подстанций: Красная Пальна и Чернолес. Необходимо установить ячейки выключателей 35 кВ в цепях линий, а при дальнейшем развитии подстанции (установка второго трансформатора) РУ 35 кВ довести до схемы 35-9, установив еще одну ячейку выключателя 35 кВ.
- ПС "Красотыновка" - на РУ 35 кВ подстанции установлена только одна ячейка секционного выключателя. При аварии на трансформаторе подстанции происходит отключение ПС 35 кВ Веселое. Для повышения надежности необходимо установить ячейку выключателя в цепь трансформатора. В дальнейшей перспективе, при установке второго трансформатора - довести схему до 35-5АН.
- ПС "Ксизово" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. Необходимо реконструировать подстанцию по схеме "мостик", установив дополнительно две ячейки выключателей 35 кВ в цепи трансформаторов по схеме 35-5АН.
- ПС "Ламское" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. В 2014 году по целевой программе повышения надежности планируется замена установленных вводных масляных выключателей 35 кВ на элегазовые. Рекомендуется при реконструкции подстанции также установить ячейку секционного выключателя.
- ПС "Лебяжье" - подстанция является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н.
- ПС "Ломовец" - подстанция является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется установка двух вводных ячеек элегазовых выключателей 35 кВ (вместо масляных). Рекомендуется при проведении реконструкции установить ячейку секционного выключателя.
- ПС "Озерки" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Ольшанец" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н.
- ПС "Панкратовка" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. Необходимо реконструировать подстанцию по схеме "мостик", установив дополнительно ячейку выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется установка одной ячейки элегазового выключателя 35 кВ.
- ПС "Плоское" - является проходной подстанцией. Требуется установить секционный выключатель 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется реконструировать до схемы 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя.
- ПС "Стегаловка" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМР-3200/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Талица" - является узловой, но выполнена не по типовой схеме. Необходимо осуществить реконструкцию РУ 35 кВ до схемы 35-9. Установить три ячейки выключателей 35 кВ.
- ПС "Тихий Дон" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Хитрово" - установленный трансформатор Т1 (ТМН 6300/35/10) находится в непригодном состоянии. Необходима его замена.
- ПС "Чернава" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена вводного масляного выключателя 35 кВ на элегазовый. Рекомендуется при реконструкции также установить ячейку секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Чернолес" - схема присоединения для тупиковых подстанций не типовая. Требуется установить ячейку выключателя 35 кВ в цепи трансформатора Т1, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на трансформаторе Т1 происходит полное погашение подстанции.
- ПС "Яковлево" - является узловой подстанцией. Для увеличения надежности электроснабжения рекомендуется установить ячейку выключателя 35 кВ в цепь трансформатора, так как при аварии на трансформаторе происходит размыкание транзитов 35 кВ. В случае расширения подстанции возможно реконструировать схему до 35-9.
Лебедянский участок службы подстанций и службы
воздушных линий
- ПС "Агроном" - является узловой, но выполнена не по типовой схеме. При аварии на ВЛ 35 кВ Агроном, не имеющей выключателя, или на шинах подстанции происходит ее полное погашение. Необходимо осуществить реконструкцию РУ 35 кВ до схемы 35-9, для этого требуется установка трех ячеек выключателей 35 кВ. В настоящее время выполняются работы по установке одной ячейки выключателя 35 кВ по целевой программе повышения надежности.
- ПС "Барятино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанций выполнить по схеме 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Бигильдино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на две ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.
- ПС "Большое Попово" - является проходной подстанцией, включенной в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Необходима реконструкция подстанции до схемы 35-5 АН с установкой ячейки секционного выключателя 35 кВ.
- ПС "Ведное" - является проходной подстанцией и включена в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без выключателей и с общей системой шин, при аварии на которых происходит полное погашение ПС с разрывом транзита Троекурово - Ведное - Никольское. Необходимо выполнить РУ 35 кВ подстанций по схеме 35-5Н, для этого требуется установка трех ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Воскресеновка" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Требуется реконструировать РУ 35 кВ до схемы 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Гагарино" - аналогично ПС 35 кВ Агроном является узловой ПС, и РУ 35 кВ необходимо выполнить по схеме 35-9, для этого требуется установка четырех выключателей 35 кВ. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТАМ-1800/35/10, находящегося а неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Данков сельская" - подстанция является узловой, РУ 35 кВ подстанции имеет 5 присоединений (два трансформатора, три линии). При существующей нетиповой схеме авария на шинах подстанции или на любой из ВЛ (не имеющих выключателя) приводит к отключению всей подстанции. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-9. Для этого необходимо установить три ячейки выключателей 35 кВ.
- "Долгое" - является проходной подстанцией и включена в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без выключателей и с общей системой шин, при аварии на которых происходит полное погашение ПС. Необходимо выполнить РУ 35 кВ подстанций по схеме 35-5Н, для этого требуется установка трех ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Дрезгалово" - оба трансформатора подстанции подключены к одной системе шин 35 кВ. При аварии на шинах или на ВЛ 35 кВ Дрезгалово 1 происходит отключение обоих трансформаторов подстанции. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, реконструировать схему РУ 35 кВ до 35-5АН.
- ПС "Знаменка" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. При первоначальной реконструкции установить ячейку выключателя в цепь трансформатора. В дальнейшей перспективе в случае расширения подстанции и установки второго трансформатора РУ 35 кВ подстанций выполнить по схеме 35-5АН, для этого потребуется установка еще двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Каменная Лубна" - подстанция является проходной. Схема РУ 35 кВ нетиповая для проходных подстанций. В случае расширения подстанции с установкой второго трансформатора необходимо будет реконструировать РУ подстанции до схемы 35-5Н, смонтировать ячейку секционного выключателя.
- ПС "Колыбельская" - оба трансформатора подстанции зафиксированы на одну секцию шин 35 кВ. При аварии на секции происходит отключение обоих трансформаторов подстанции. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ и подключить силовые трансформаторы к разным секциям. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМ-2500/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Культура" - оба трансформатора подстанции зафиксированы на одну систему шин 35 кВ. При аварии на шинах или на любой подходящей к подстанции ВЛ 35 кВ происходит отключение обоих трансформаторов подстанции. Необходимо установить секционную ячейку выключателя 35 кВ, выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5АН.
- ПС "Никольское" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции, с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Новополянье" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Требуется установка ячейки секционного выключателя 35 кВ и перевод ячейки выключателя в цепь трансформатора Т2 с реконструкцией схемы до 35-5АН. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена одной вводной ячейки элегазового выключателя 35 кВ. При реконструкции подстанции рекомендуется также установить ячейку секционного выключателя.
- ПС "Первомайская" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. При первичной реконструкции подстанции необходимо установить ячейку элегазового выключателя вместо ОД и КЗ в цепи линий трансформатора. При расширении подстанции с установкой второго трансформатора необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейку выключателя. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется установка одной вводной ячейки элегазового выключателя 35 кВ.
- ПС "Пиково" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанций выполнить по схеме 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Полибино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, для этого потребуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Раненбург" - является проходной подстанцией и включена в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без выключателей с общей системой шин, при аварии на которой происходит полное погашение ПС. Необходимо выполнить РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-5Н, для этого требуется установка трех ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Р. Дуброво" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на выключатели. РУ 35 кВ подстанций выполнить по схеме 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Сапрыкино" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейку выключателя в цепи трансформатора Т1. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5АН.
- ПС "Топки" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена одного установленного масляного выключателя 10 кВ на вакуумный.
- ПС "Троекурово - совхозная" - является проходной подстанцией, включенной в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, РУ 35 кВ выполнить по схеме 35-5Н. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМ-2500/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.
- ПС "Хрущево" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.
- ПС "Яблоново" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена одного установленного масляного выключателя 10 кВ на вакуумный.
Техническое состояние ПС 35 кВ оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 50% основного электросетевого электрооборудования отработало нормативный срок службы. На части подстанций установлены морально устаревшие трансформаторы. Перечень подстанций с установленными на них морально устаревшими трансформаторами представлен в таблице 9.19.
Необходимо обратить внимание на то, что при истечении срока службы электрооборудования вероятность отказа увеличивается на порядок.
Компенсация реактивной мощности.
На шинах 6 - 10 кВ подстанций среднее значение . Данное значение немного ниже рекомендуемого . Но, так как трансформаторы и воздушные линии 35 кВ недозагружены до экономической плотности тока и не перегружены в послеаварийных режимах, то острой необходимости в компенсации реактивной мощности с целью увеличения пропускной способности нет. Дальнейшее повышение среднего значения до 0,93 на шинах 6 - 10 кВ ПС 35 кВ приведет к установке значительной мощности конденсаторных батарей, а эффект от этого - снижение потерь всего на 3%, что экономически невыгодно.
Таблица 9.19
Морально устаревшие трансформаторы, имеющие большие потери
холостого хода
┌────────────────────────────────────────┬─────────────┬──────────────────┐
│ Наименование подстанции │Мощность, МВА│Тип трансформатора│
├────────────────────────────────────────┴─────────────┴──────────────────┤
│ Липецкие электрические сети │
├─────────────────────────────────┬──────┬─────────────┬──────────────────┤
│Каликино │Т1 │ 3,2 │ТМР │
│ │Т2 │ 3,2 │ТМР │
├─────────────────────────────────┼──────┼─────────────┼──────────────────┤
│Талицкий Чамлык │Т1 │ 3,2 │ТМ │
├─────────────────────────────────┼──────┼─────────────┼──────────────────┤
│Ярлуково │Т1 │ 3,2 │ТМ │
├─────────────────────────────────┼──────┼─────────────┼──────────────────┤
│Бутырки │Т1 │ 5,6 │ТМН │
├─────────────────────────────────┼──────┼─────────────┼──────────────────┤
│Грязи - город │Т2 │ 5,6 │ТМ │
├─────────────────────────────────┼──────┼─────────────┼──────────────────┤
│Дружба │Т1 │ 5,6 │ТМ │
├─────────────────────────────────┴──────┴─────────────┴──────────────────┤
│ Елецкие электрические сети │
├─────────────────────────────────┬──────┬─────────────┬──────────────────┤
│Голиково │Т1 │ 1,8 │ТМ │
├─────────────────────────────────┼──────┼─────────────┼──────────────────┤
│Задонск - сельская │Т1 │ 1,8 │ТАМ │
├─────────────────────────────────┼──────┼─────────────┼──────────────────┤
│Красная Пальна │Т1 │ 3,2 │ТМН │
├─────────────────────────────────┼──────┼─────────────┼──────────────────┤
│N 5 │Т2 │ 3,2 │ТМ │
├─────────────────────────────────┼──────┼─────────────┼──────────────────┤
│Стегаловка │Т2 │ 3,2 │ТМР │
├─────────────────────────────────┴──────┴─────────────┴──────────────────┤
│ Лебедянские электрические сети │
├─────────────────────────────────┬──────┬─────────────┬──────────────────┤
│Гагарино │Т1 │ 1,8 │ТМ │
│ │Т2 │ 1,8 │ТАМ │
└─────────────────────────────────┴──────┴─────────────┴──────────────────┘
Моральный износ основного электрооборудования.
Замена морально устаревшего электрооборудования на современное приведет к снижению потерь мощности и электроэнергии, так как у современного электрооборудования потребление электроэнергии для собственных нужд и периодичность обслуживания и ремонта значительно меньше, чем у существующего.
Анализ загрузки ВЛ 35 кВ на текущий момент.
В таблице 9.20 представлены данные по загрузке ВЛ 35 кВ в зимний максимум 2012 года, в таблице 9.21 представлены данные по загрузке ВЛ 35 кВ в летний максимум 2012 года. В зимний максимум принят длительно допустимый ток для температуры окружающего воздуха -5° С. В летний максимум - для температуры +35° С.
Таблица 9.20
Загрузка ВЛ 35 кВ Липецкого участка в зимний максимум
2012 года
Наименование ВЛ 35 кВ Марка и
сечение
провода Дл. доп. ток
при
температуре
-5° С Ток по
линии,
А % загрузки
от дл. доп.
тока
N 2 АС-95 425 42 9,88
N 3 АС-70, АС-95 341 35 10,26
N 4 АС-70 341 22 6,45
N 5 АС-70 341 23 6,74
N 6 АС-95, АС-185,
АС-70 341 78 22,87
Аксай АС-95 425 15 3,53
Березняговка-1 АС-70 341 5 1,47
Березняговка-2 АС-70 341 14 4,11
Борино лев. АС-95 425 48 11,29
Борино прав. АС-95 425 106 24,94
Борисовка-1 АС-70 341 57 16,72
Борисовка-2 АС-120 503 0 0,00
Бочиновка АС-95 425 60 14,12
Бутырки АС-70 341 106 31,09
Введенка АС-70 341 99 29,03
Вешаловка АС-70 341 28 8,21
Водозабор АС-120 503 129 25,65
Вперед АС-95 425 71 16,71
Грязи - городская лев. АС-95 425 55 12,94
Грязи - городская прав. АС-95 425 58 13,65
Отп. от Сухоботье к ПС 35
кВ Грязное АС-70 341 0 0,00
Демшинка АС-95 425 12 2,82
Дмитриевка АС-70 341 10 2,93
Дмитряшевка АС-70 341 11 3,23
Ивановка АС-70 341 15 4,40
Казинка-1 АС-70, АС-120 341 29 8,50
Казинка-2 АС-120 503 91 18,09
Каликино-1 АС-95 425 58 13,65
Каликино-2 АС-95 425 19 4,47
Княжья Байгора АС-70 341 0 0,00
Конь-Колодезь АС-95 425 33 7,76
КПК АС-70, АС-120 341 8 2,35
Красная Дубрава АС-95 425 9 2,12
Куликово-1 АС-70 341 7 2,05
Куликово-2 АС-70 341 4 1,17
Курино АС-70 341 10 2,93
Лебедянка-1 АС-95 425 0 0,00
Лебедянка-2 АС-70 341 11 3,23
Лозовка АС-95 425 19 4,47
ЛОЭЗ АС-95 425 77 18,12
Манино АС-70 341 0 0,00
Матыра-1 АС-120 503 113 22,47
Матыра-2 АС-70, АС-120 341 42 12,32
Московка АС-95 425 34 8,00
Мясокомбинат АС-95 425 88 20,71
Ново-Николаевка АС-120 503 120 23,86
Ново-Черкутино АС-50 270 28 10,37
Паршиновка-1 АС-70 341 0 0,00
Паршиновка-2 АС-70 341 4 1,17
Пашково-1 АС-95 425 27 6,35
Пашково-2 АС-95 425 0 0,00
Песковатка АС-70 341 41 12,02
Петровская-1 АС-70 341 13 3,81
Петровская-2 АС-70 341 8 2,35
Поддубровка АС-95 425 17 4,00
Полевая АС-70, АС-120 341 129 37,83
Правда АС-70 341 0 0,00
Пружинки-1 АС-70 341 13 3,81
Пружинки-2 АС-70 341 0 0,00
Птицефабрика АС-70, АС-95 341 8 2,35
Ратчино АС-95 425 0 0,00
Речная АС-50 270 8 2,96
Сахзавод АС-70 341 19 5,57
Сельхозтехника АС-50 270 26 9,63
Сенцово-1 АС-50 270 107 39,63
Сенцово-2 АС-70 341 0 0,00
Синдякино АС-70 341 14 4,11
Сошки АС-95 425 24 5,65
Стебаево-1 АС-95 425 31 7,29
Стебаево-2 АС-95 425 20 4,71
Таволжанка АС-120 503 0 0,00
Талицкий Чамлык АС-70 341 34 9,97
Трубетчино АС-50, АС-70 270 29 10,74
Усмань - Тяговая АС-185 657 0 0,00
Федоровка АС-70 341 24 7,04
Хлевное АС-50 270 34 12,59
Ярлуково-1 АС-70 341 7 2,05
Ярлуково-2 АС-70 341 90 26,39
Тюшевка АС-95 425 15 3,53
Продолжение таблицы 9.20
Загрузка ВЛ 35 кВ Елецкого участка в зимний максимум
2012 года
Наименование ВЛ 35 кВ Марка и
сечение
провода Дл. доп. ток
при
температуре
-5° С Ток по
линии,
А % загрузки
от дл. доп.
тока
N 5 АС-70 341 0 0,00
Авангард АС-95 425 19 4,47
Аврора АС-70 341 49 14,37
Афанасьево АС-70 341 60 17,60
Б. Боевка АС-70 341 7 2,05
Бабарыкино АС-70 341 33 9,68
Борки АС-95 425 39 9,18
Васильевка АС-95 425 12 2,82
Веселое АС-70 341 2 0,59
Волово АС-95 425 0 0,00
Волынь АС-70 341 0 0,00
Воронец АС-95 425 7 1,65
Восточная АС-95 425 98 23,06
Вторые Тербуны АС-70 341 0 0,00
Гатище АС-95 425 20 4,71
Гнилуша АС-95 425 37 8,71
Голиково АС-95 425 13 3,06
Грызлово АС-50, АС-70 270 0 0,00
Донская АС-95 425 44 10,35
Дубовое АС-95 425 0 0,00
Дубрава АС-70 341 0 0,00
Жерновное АС-70 341 11 3,23
Задонск АС-95 425 53 12,47
Захаровка АС-95 425 0 0,00
Измалково АС-50 270 11 4,07
Казаки АС-95 425 89 20,94
Казачье АС-70, АС-95 341 56 16,42
Калабино АС-70 341 0 0,00
Каменка АС-70 341 57 16,72
Кириллово АС-70 341 13 3,81
Князево АС-70 341 25 7,33
Колесово АС-95 425 0 0,00
Кр. Пальна АС-70 341 22 6,45
Красотыновка АС-70, АС-95 341 13 3,81
Ксизово АС-70 341 3 0,88
Лебяжье АС-70 341 7 2,05
Ломовец АС-70 341 7 2,05
Негачевка АС-50 270 0 0,00
Озерки АС-50 270 2 0,74
Ольшанец АС-70 341 26 7,62
Панкратовка АС-70 341 0 0,00
Плоское АС-50 270 89 32,96
Плоты АС-70 341 46 13,49
Преображенье АС-70 341 10 2,93
Рассвет АС-70 341 19 5,57
Свишни АС-50, АС-70 270 17 6,30
Свобода АС-95 425 10 2,35
Скорняково АС-95 425 0 0,00
Солидарность АС-95 425 19 4,47
Стегаловка АС-95 425 43 10,12
Талица АС-70 341 35 10,26
Тешевка АС-95 425 88 20,71
Тимирязево АС-95 425 1 0,24
Тихий Дон АС-95 425 8 1,88
ТЭЦ АС-95 425 0 0,00
Хитрово АС-95 425 49 11,53
Чернава АС-50, АС-70 270 32 11,85
Чернолес АС-70 341 6 1,76
Элеватор прав. АС-70 341 0 0,00
Элеватор лев. АС-70 341 0 0,00
Яковлево АС-95 425 16 3,76
Продолжение таблицы 9.20
Загрузка ВЛ 35 кВ Лебедянского участка в зимний максимум
2012 года
Наименование ВЛ 35 кВ Марка и сечение
провода Дл. доп. ток
при
температуре
-5° С Ток по
линии,
А % загрузки
от дл. доп.
тока
Агроном АС-50 270 51 18,89
Б. Верх АС-95 425 16 3,76
Б. Избищи АС-70 341 31 9,09
Б. Попово АС-95 425 33 7,76
Барятино АС-50 270 5 1,85
Барятино-1 АС-70 341 0 0,00
Березовка АС-50 270 15 5,56
Бигильдино АС-70 341 10 2,93
Ведное-1 АС-70 341 0 0,00
Ведное-2 АС-70 341 12 3,52
Воскресеновка АС-70 341 9 2,64
Гагарино АС-70 341 18 5,28
Головинщино АС-95 425 12 2,82
Данков - сельская АС-120 503 71 14,12
Долгое-1 АС-70 341 11 3,23
Долгое-2 АС-70 341 7 2,05
Дрезгалово-1 АС-70 341 18 5,28
Дрезгалово-2 АС-70 341 0 0,00
Дружба АС-70 341 0 0,00
Дубрава АС-95 425 3 0,71
Знаменка АС-70 341 23 6,74
Инструмент. лев., прав. АС-120 503 0 0,00
Кам. Лубна АС-70 341 18 5,28
Колыбельская АС-95 425 17 4,00
Комплекс АС-70 341 6 1,76
Красивая Меча АС-70 341 3 0,88
Красное АС-70 341 112 32,84
Культура АС-70 341 28 8,21
Луговая АС-70 341 0 0,00
Мясопром АС-95 425 27 6,35
Никольское АС-70 341 5 1,47
Новополянье АС-70 341 8 2,35
Первомайская АС-50 270 0 0,00
Перемычка АС-150 580 0 0,00
Пиково АС-70 341 35 10,26
Плодовая АС-70 341 0 0,00
Полибино АС-70 341 15 4,40
Политово АС-50 270 0 0,00
Раненбург АС-70 341 27 7,92
Рождество АС-70 341 3 0,88
Рождество-1 АС-70 341 29 8,50
РП Чаплыгин правая АС-95 425 0 0,00
Сапрыкино АС-70 341 14 4,11
Связь ГСК АС-95 425 0 0,00
Сергиевка АС-50 270 3 1,11
Теплое АС-70 341 27 7,92
Топки АС-50 270 9 3,33
Троекурово АС-70 341 0 0,00
Троекурово - совхозная АС-95 425 33 7,76
Хрущево АС-70 341 8 2,35
Чаплыгин (стар.) -
Раненбург АС-70 341 0 0,00
Шовское АС-70 341 13 3,81
Яблонево АС-70 341 40 11,73
Таблица 9.21
Загрузка ВЛ 35 кВ Липецкого участка в летний максимум
2012 года
Наименование ВЛ 35 кВ Марка и
сечение
провода Дл. доп. ток
при
температуре
+35° С Ток по
линии,
А % загрузки
от дл. доп.
тока
N 2 АС-95 290 21 7,24
N 3 АС-70, АС-95 233 13 5,58
N 4 АС-70 233 11 4,72
N 5 АС-70 233 9 3,86
N 6 АС-95, АС-185,
АС-70 233 42 18,03
Аксай АС-95 290 18 6,21
Березняговка-1 АС-70 233 1 0,43
Березняговка-2 АС-70 233 7 3,00
Борино лев. АС-95 290 65 22,41
Борино прав. АС-95 290 40 13,79
Борисовка-1 АС-70 233 27 11,59
Борисовка-2 АС-120 343 0 0,00
Бочиновка АС-95 290 32 11,03
Бутырки АС-70 233 74 31,76
Введенка АС-70 233 45 19,31
Вешаловка АС-70 233 9 3,86
Водозабор АС-120 343 70 20,41
Вперед АС-95 290 21 7,24
Грязи - городская лев. АС-95 290 34 11,72
Грязи - городская прав. АС-95 290 32 11,03
Отп. от Сухоботье к ПС 35
кВ Грязное АС-70 233 0 0,00
Демшинка АС-95 290 3 1,03
Дмитриевка АС-70 233 7 3,00
Дмитряшевка АС-70 233 6 2,58
Ивановка АС-70 233 14 6,01
Казинка-1 АС-70, АС-120 233 20 8,58
Казинка-2 АС-120 343 35 10,20
Каликино-1 АС-95 290 41 14,14
Каликино-2 АС-95 290 12 4,14
Княжья Байгора АС-70 233 0 0,00
Конь-Колодезь АС-95 290 15 5,17
КПК АС-70, АС-120 233 8 3,43
Красная Дубрава АС-95 290 1 0,34
Куликово-1 АС-70 233 4 1,72
Куликово-2 АС-70 233 2 0,86
Курино АС-70 233 3 1,29
Лебедянка-1 АС-95 290 0 0,00
Лебедянка-2 АС-70 233 5 2,15
Лозовка АС-95 290 12 4,14
ЛОЭЗ АС-95 290 37 12,76
Манино АС-70 233 0 0,00
Матыра-1 АС-120 343 70 20,41
Матыра-2 АС-70, АС-120 233 21 9,01
Московка АС-95 290 21 7,24
Мясокомбинат АС-95 290 71 24,48
Ново-Николаевка АС-120 343 126 36,73
Ново-Черкутино АС-50 184 20 10,87
Паршиновка-1 АС-70 233 2 0,86
Паршиновка-2 АС-70 233 0 0,00
Пашково-1 АС-95 290 14 4,83
Пашково-2 АС-95 290 0 0,00
Песковатка АС-70 233 7 3,00
Петровская-1 АС-70 233 17 7,30
Петровская-2 АС-70 233 5 2,15
Поддубровка АС-95 290 13 4,48
Полевая АС-70, АС-120 233 70 30,04
Правда АС-70 233 0 0,00
Пружинки-1 АС-70 233 3 1,29
Пружинки-2 АС-70 233 0 0,00
Птицефабрика АС-70, АС-95 233 4 1,72
Ратчино АС-95 290 0 0,00
Речная АС-50 184 4 2,17
Сахзавод АС-70 233 7 3,00
Сельхозтехника АС-50 184 5 2,72
Сенцово-1 АС-50 184 117 63,59
Сенцово-2 АС-70 233 0 0,00
Синдякино АС-70 233 5 2,15
Сошки АС-95 290 18 6,21
Стебаево-1 АС-95 290 22 7,59
Стебаево-2 АС-95 290 8 2,76
Таволжанка АС-120 343 0 0,00
Талицкий Чамлык АС-70 233 26 11,16
Трубетчино АС-50, АС-70 184 21 11,41
Усмань - Тяговая АС-185 448 0 0,00
Федоровка АС-70 233 11 4,72
Хлевное АС-50 184 15 8,15
Ярлуково-1 АС-70 233 0 0,00
Ярлуково-2 АС-70 233 49 21,03
Тюшевка АС-95 290 12 4,14
Продолжение таблицы 9.21
Загрузка ВЛ 35 кВ Елецкого участка
в летний максимум 2012 года
Наименование ВЛ 35 кВ Марка и сечение
провода Дл. доп. ток
при
температуре
+35° С Ток по
линии,
А % загрузки
от дл. доп.
тока
N 5 АС-70 233 0 0,00
Авангард АС-95 290 29 10,00
Аврора АС-70 233 20 8,58
Афанасьево АС-70 233 34 14,59
Б. Боевка АС-70 233 5 2,15
Бабарыкино АС-70 233 16 6,87
Борки АС-95 290 19 6,55
Васильевка АС-95 290 7 2,41
Веселое АС-70 233 10 4,29
Волово АС-95 290 0 0,00
Волынь АС-70 233 0 0,00
Воронец АС-95 290 1 0,34
Восточная АС-95 290 64 22,07
Вторые Тербуны АС-70 233 0 0,00
Гатище АС-95 290 9 3,10
Гнилуша АС-95 290 7 2,41
Голиково АС-95 290 16 5,52
Грызлово АС-50, АС-70 184 0 0,00
Донская АС-95 290 45 15,52
Дубовое АС-95 290 0 0,00
Дубрава АС-70 233 0 0,00
Жерновное АС-70 233 8 3,43
Задонск АС-95 290 20 6,90
Захаровка АС-95 290 0 0,00
Измалково АС-50 184 6 3,26
Казаки АС-95 290 44 15,17
Казачье АС-70, АС-95 233 23 9,87
Калабино АС-70 233 0 0,00
Каменка АС-70 233 28 12,02
Кириллово АС-70 233 4 1,72
Князево АС-70 233 11 4,72
Колесово АС-95 290 0 0,00
Кр. Пальна АС-70 233 13 5,58
Красотыновка АС-70, АС-95 233 13 5,58
Ксизово АС-70 233 2 0,86
Лебяжье АС-70 233 4 1,72
Ломовец АС-70 233 4 1,72
Негачевка АС-50 184 0 0,00
Озерки АС-50 184 2 1,09
Ольшанец АС-70 233 10 4,29
Панкратовка АС-70 233 0 0,00
Плоское АС-50 184 39 21,20
Плоты АС-70 233 25 10,73
Преображенье АС-70 233 4 1,72
Рассвет АС-70 233 6 2,58
Свишни АС-50, АС-70 184 7 3,80
Свобода АС-95 290 4 1,38
Скорняково АС-95 290 0 0,00
Солидарность АС-95 290 9 3,10
Стегаловка АС-95 290 18 6,21
Талица АС-70 233 30 12,88
Тешевка АС-95 290 40 13,79
Тимирязево АС-95 290 2 0,69
Тихий Дон АС-95 290 45 15,52
ТЭЦ АС-95 290 0 0,00
Хитрово АС-95 290 17 5,86
Чернава АС-50, АС-70 184 18 9,78
Чернолес АС-70 233 6 2,58
Элеватор прав. АС-70 233 0 0,00
Элеватор лев. АС-70 233 0 0,00
Яковлево АС-95 290 10 3,45
Продолжение таблицы 9.21
Загрузка ВЛ 35 кВ Лебедянского участка
в летний максимум 2012 года
Наименование ВЛ 35 кВ Марка и сечение
провода Дл.доп. ток
при
температуре
+35° С Ток по
линии,
А % загрузки
от дл. доп.
тока
Агроном АС-50 184 19 10,33
Б. Верх АС-95 290 7 2,41
Б. Избищи АС-70 233 13 5,58
Б. Попово АС-95 290 16 5,52
Барятино АС-50 184 4 2,17
Барятино-1 АС-70 233 0 0,00
Березовка АС-50 184 6 3,26
Бигильдино АС-70 233 0 0,00
Ведное-1 АС-70 233 0 0,00
Ведное-2 АС-70 233 5 2,15
Воскресеновка АС-70 233 5 2,15
Гагарино АС-70 233 13 5,58
Головинщино АС-95 290 8 2,76
Данков - сельская АС-120 343 36 10,50
Долгое-1 АС-70 233 17 7,30
Долгое-2 АС-70 233 13 5,58
Дрезгалово-1 АС-70 233 5 2,15
Дрезгалово-2 АС-70 233 0 0,00
Дружба АС-70 233 0 0,00
Дубрава АС-95 290 3 1,03
Знаменка АС-70 233 8 3,43
Инструмент. лев., прав. АС-120 343 0 0,00
Кам. Лубна АС-70 233 6 2,58
Колыбельская АС-95 290 13 4,48
Комплекс АС-70 233 8 3,43
Красивая Меча АС-70 233 6 2,58
Красное АС-70 233 63 27,04
Культура АС-70 233 20 8,58
Луговая АС-70 233 0 0,00
Мясопром АС-95 290 18 6,21
Никольское АС-70 233 5 2,15
Новополянье АС-70 233 6 2,58
Первомайская АС-50 184 0 0,00
Перемычка АС-150 396 0 0,00
Пиково АС-70 233 22 9,44
Плодовая АС-70 233 0 0,00
Полибино АС-70 233 21 9,01
Политово АС-50 184 0 0,00
Раненбург АС-70 233 20 8,58
Рождество АС-70 233 3 1,29
Рождество-1 АС-70 233 29 12,45
РП Чаплыгин правая АС-95 290 0 0,00
Сапрыкино АС-70 233 11 4,72
Связь ГСК АС-95 290 0 0,00
Сергиевка АС-50 184 0 0,00
Теплое АС-70 233 19 8,15
Топки АС-50 184 8 4,35
Троекурово АС-70 233 0 0,00
Троекурово - совхозная АС-95 290 15 5,17
Хрущево АС-70 233 6 2,58
Чаплыгин (стар.) -
Раненбург АС-70 233 0 0,00
Шовское АС-70 233 11 4,72
Яблонево АС-70 233 35 15,02
Согласно представленным данным из таблиц 9.20 и 9.21 загрузка ВЛ 35 кВ в зимний максимум 2012 года в среднем по всей Липецкой энергосистеме составила 8,61% от длительно допустимой. В том числе:
По Липецкому участку электрических сетей - 10,53%.
По Елецкому участку электрических сетей - 8,02%.
По Лебедянскому участку электрических сетей - 5,99%.
Загрузка ВЛ 35 кВ в летний максимум 2012 года в среднем по всей Липецкой энергосистеме составила 7,65% от длительно допустимой. В том числе:
По Липецкому участку электрических сетей - 9,38%.
По Елецкому участку электрических сетей - 6,61%.
По Лебедянскому участку электрических сетей - 5,86%.
Уровни напряжения в сети 35 кВ в 2013 г.
Уровни напряжения в сети 35 кВ в нормальном режиме на всех подстанциях филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" находятся в пределах нормально допустимых значений.
В послеаварийных режимах на протяженных транзитах при отключении головных участков напряжения на наиболее удаленных подстанциях также остаются в пределах допустимых значений.
Реконструкция объектов напряжением ниже 35 кВ.
По целевой программе повышения надежности филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" до 2018 года предусмотрена реконструкция ряда РП 10(6) кВ с заменой установленного оборудования. Сумма затрат на замену оборудования составит 158548,26 тыс. руб.
В инвестиционной программе ОАО "ЛГЭК" на период с 2014 по 2018 гг. заложено новое строительство и реконструкция объектов напряжением 10(6) - 0,4 кВ. Информация по новому строительству и объемам реконструкций представлена в таблице 9.22. Сумма затрат по объектам 10(6)/0,4 кВ составит 1284790,0 тыс. руб.
Необходимость и объемы реконструкций электросетевых объектов 35 кВ, находящихся на балансе ОАО "ЛГЭК", будут рассмотрены в разделе 9.3.1.
Таблица 9.22
Вводы мощности (новые/замена) и потребность в инвестициях
в сетевые объекты ОАО "ЛГЭК" на период 2014 - 2018 гг.
N Новое
строитель-
ство, в том
числе: 2014 2015 2016 2017 2018 Всего
км,
МВА инвест.
млн.
руб. км,
МВА инвест.
млн.
руб. км,
МВА инвест.
млн.
руб. км,
МВА инвест.
млн.
руб. км,
МВА инвест.
млн.
руб. км,
МВА инвест.
млн.
руб.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1. Вводы
(замена)
ВЛ/КЛ 1.1. Вводы ВЛ
10(6) кВ 6,60 62,01 3,75 9,32 10,35 71,33
1.2. Вводы КЛ
10(6) кВ 27,73 80,40 42,00 75,00 7,20 40,00 2,48 22,15 79,41 217,55
1.3. Вводы ВЛ/КЛ
0,4 кВ 1,62 18,80 0,30 0,50 0,20 0,71 2,12 20,01
1.4. Замена ВЛ
10(6) кВ 7,30 13,35 10,66 10,90 17,96 24,25
1.5. Замена КЛ
10(6) кВ 1.6. Замена
ВЛ/КЛ 0,4
кВ 33,10 112,09 58,20 53,57 113,30 284,74 65,20 89,75 17,00 10,00 286,80 550,15
Всего вводы
(замена)
ВЛ/КЛ 69,75 224,64 100,50 129,07 120,50 324,74 71,80 151,76 34,09 53,08 396,64 883,29
2. Вводы
(замена) ПС 2.1. Вводы ПС
10(6)/0,4
кВ 12,40 28,00 18,00 35,00 2,23 45,00 3,40 8,25 36,03 116,25
2.2. Замена ПС
10(6)/0,4
кВ 0,40 15,50 1,00 19,50 1,00 25,35 0,63 200,80 1,60 24,10 4,63 285,25
2.3. Установка
БСК, МВар - - 2,10 2,50 1,00 5,60 Всего вводы
(замена) ПС
10(6)/0,4
кВ 43,50 54,50 70,35 200,80 32,35 401,50
Итого
капитальные
затраты на
вводы и
замены
сетей
10(6)- 0,4
кВ 268,14 183,57 395,09 352,56 85,43 1284,79
9.3. Электрические нагрузки на проектный период
В период рассматриваемой перспективы настоящей Схемой предусматривается дальнейшее развитие сетей 35 кВ Липецкой энергосистемы. Развитие электрических сетей определяется в основном развитием энергоисточников, темпами роста и распределения электрических нагрузок на рассматриваемой территории, необходимостью обеспечения электроснабжением намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в повышении надежности электроснабжения существующих и вновь сооружаемых объектов.
Техническому перевооружению подлежат отдельные подстанции, перечень которых был представлен выше, требующие изменения схемы РУ высшего напряжения и схемы присоединения к энергосистеме с целью приведения их в соответствие с директивными материалами, а также требующие замены электросетевого оборудования, пришедшего в негодность.
Схема сети 35 кВ, а также предварительные параметры линий и подстанций определяются в процессе решения основных вопросов, позволяющих:
- ликвидировать "узкие места" в существующей схеме сетей 35 кВ;
- повысить надежность электроснабжения потребителей промышленности, транспорта, сельского хозяйства, коммунально-бытового сектора;
- усилить электроснабжение отдельных электросетевых районов;
- обеспечить электроснабжение новых потребителей.
Электрические расчеты сети 35 кВ на расчетные года выполнены с целью:
- определения мест размещения новых подстанций;
- предварительного выбора схем электрических соединений электростанций и подстанций;
- определения сечения проводов ВЛ, числа и мощностей трансформаторов на подстанциях;
- выбора схемы сети;
- выбора средств регулирования напряжения и потокораспределения (при необходимости);
- разработки мероприятий по снижению расхода электроэнергии;
- определения токов короткого замыкания.
В таблице 9.23 приведен прирост нагрузок на шинах 6 - 10 кВ подстанций 35 кВ в период с 2013 по 2018 год. Прирост нагрузок по подстанциям учитывался с применением коэффициентов попадания в максимум энергосистемы.
Прирост нагрузок на ПС 35 кВ Студеновская, находящейся на балансе ОАО "ЛГЭК", до 2018 года составит 10,0 МВА.
Таблица 9.23
Прирост нагрузок на шинах 10(6) кВ ПС 35 кВ
Липецкой энергосистемы
Наименование
ПС Теку-
щая
наг-
рузка Прирост нагрузок по годам Итого,
прирост
2013 2014 2015 2016 2017 2018 S, кВА P, кВт P, кВт P, кВт P, кВт P, кВт P, кВт P, кВт
ПС 35/10 кВ N
1 4480,0 576,8 264 840,8
ПС 35/10 кВ Б.
Избищи 1870,0 200 200 200 600,0
ПС 35/10 кВ
Бабарыкино 880,0 272 272,0
ПС 35/10 кВ
Борино 5090,0 288 400 400 272 1360,0
ПС 35/10 кВ
Бутырки 7750,0 624 472 272 816 2184,0
ПС 35/10 кВ
Грязное 1300,0 400 400,0
ПС 35/10 кВ
Дмитриевка 660,0 272 272,0
ПС 35/10 кВ
Жерновное 260,0 281,6 281,6
ПС 35/10 кВ
Конь-Колодезь 1120,0 352 352,0
ПС 35/10 кВ
Красная Пальна 790,0 400 400,0
ПС 35/10 кВ
Красотыновка 790,0 432 432,0
ПС 35/10 кВ
Малей 380,0 448 448,0
ПС 35/10 кВ
Плавица 1260,0 272 272,0
ПС 35/10 кВ
Плоское 3990,0 336 448,584 784,6
ПС 35/10 кВ
Раненбург 1470,0 272 272 544,0
ПС 35/10 кВРоманово - 302,4 302,4
ПС 35/10 кВ
Сельхозтехника 1460,0 176 616 176 968,0
ПС 35/10 кВ
Сенцово 5890,0 504 504,0
ПС 35/10 кВ
Сергиевка 160,0 400 400 800,0
ПС 35/10 кВ
Солидарность 2450,0 883,2 336 1219,2
ПС 35/10 кВ
Сселки 380,0 1384 272 770,4 640 3066,4
ПС 35/10 кВ
Стебаево 620,0 532 532,0
ПС 35/10 кВ
Тимирязево 970,0 680 680,0
ПС 35/10 кВ
Троекурово -
совхозная 2020,0 480 480 960,0
ПС 35/10 кВ
Трубетчино 1590,0 96 96 96 288,0
ПС 35/10 кВ
Хлебопродукты 5750,0 400 480 880,0
ПС 35/10 кВ
Частая Дубрава 1630,0 304 304,0
ПС 35/10 кВЧерная слобода - 1438,0 1438,0
ПС 35/10 кВ
Яблоново 750,0 428,4 428,4
ПС 35/10 кВ
Яковлево 920,0 320 320,0
ПС 35/10 кВ
Ярлуково 4740,0 272 272,0
ПС 35/6 кВ
Восточная 7510,0 256 256,0
ПС 35/6 кВ
Грязи Город 5840,0 168 160 328,0
Итого прирост
нагрузок, кВт 3324,8 4592,8 5808,0 2722,4 2750,8 6832,6 21551,4
Курсивом выделена новая подстанция, планируемая к постройке в проектный период.
9.3.1. Решения по электрическим сетям
Ниже представлены технические решения и рекомендации по усилению сети 35 кВ на проектный период до 2018 г.
Решения по Липецкому участку службы подстанций и службы
воздушных линий
ПС 35/10 кВ N 1.
К 2018 году нагрузка на подстанции составит 5,32 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2016 году рекомендуется заменить установленные трансформаторы на 2 x 6,3 МВА. Демонтируемые трансформаторы, состояние которых характеризуется как хорошее и удовлетворительное, возможно переместить на ПС 35 кВ Троекурово - Совхозная.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ N 1 может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 1,12 МВА.
ПС 35/10 кВ N 2.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 1,93 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2014 году в связи с высокими нагрузками рекомендуется заменить установленный трансформатор Т1 (1 МВА) на трансформатор 2,5 МВА.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ N 2 может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,88 МВА.
ПС 35/10 кВ Борисовка.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 3,39 МВА. На подстанции в настоящее время требуется замена обоих трансформаторов:
Т1 - в связи с неудовлетворительным состоянием, в 2018 году необходима замена на ТМН-4000/35/10.
Т2 - в связи с существующей нагрузкой, в 2014 году требуется замена на ТМН-4000/35/10.
Рекомендуется в 2014 году сделать полную реконструкцию с заменой обоих трансформаторов. Демонтируемый трансформатор Т2 имеет удовлетворительное состояние, и возможно его перемещение на ПС 35 кВ N 2.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Борисовка может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,77 МВА.
ПС 35/10 кВ Бутырки.
До 2018 года нагрузка на подстанции составит 9,93 МВА. В 2015 г. потребуется замена существующих трансформаторов Т1 5,6 МВА и Т2 6,3 МВА на 2 x 10 МВА. Демонтируемый трансформатор Т2, состояние которого характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Хитрово.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Бутырки может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 4,05 МВА. При строительстве сети связи с возможностью перераспределения мощности в размере 3,32 МВА заменить можно будет только трансформатор мощностью 5,6 МВА на трансформатор 6,3 МВА.
ПС 35/10 кВ Борино.
До 2018 года нагрузка на подстанции составит 6,45 МВА. С учетом перераспределения мощности по сетям связи, равной 0,86 МВА, загрузка трансформатора в режиме n-1 составит 139,8%. В связи с ростом нагрузок требуется замена трансформаторов Т1 и Т2 2 x 4 МВА на трансформаторы 2 x 6,3 МВА.
Данное мероприятие рекомендуется осуществить в 2014 г. Демонтируемые трансформаторы, состояние которых характеризуется как хорошее и удовлетворительное, возможно переместить на ПС 35 кВ Борисовка.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Борино может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности дополнительного перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 1,39 МВА.
ПС 35/10 кВ Дмитряшевка.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 0,42 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2017 году необходима замена трансформатора на ТМН-2500/35/10.
ПС 35/10 кВ Матыра.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 4,24 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2015 г. рекомендуется замена существующих трансформаторов Т1 и Т2 на трансформаторы по 6,3 МВА.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Матыра может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 1,33 МВА. При строительстве сети связи с возможностью перераспределения мощности в размере хотя бы 0,05 МВА заменить можно будет только трансформатор мощностью 3,2 МВА.
ПС 35/10 кВ Песковатка.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 0,86 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2018 году необходима замена трансформатора на ТМН-1600/35/10.
ПС 35/10 кВ Сельхозтехника (СХТ).
До 2018 года нагрузка на подстанции составит 2,43 МВА. С учетом перераспределения нагрузки по сетям связи (0,5 МВА) нагрузка составит 1,93 МВА. При выходе из строя Т1 (2,5 МВА) загрузка Т2 (1,6 МВА) составит 120,6%. В связи с ростом нагрузок требуется замена трансформатора Т2 1,6 МВА на трансформатор 2,5 МВА. Данное мероприятие рекомендуется осуществить в 2014 г. Демонтируемый трансформатор, состояние которого характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Песковатка.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Сельхозтехника может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности дополнительного перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,25 МВА.
ПС 35/10 кВ Таволжанка.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 5,68 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2017 г. рекомендуется замена существующих трансформаторов Т1 и Т2 (2 x 4 МВА) на 2 x 6,3 МВА. Демонтируемые трансформаторы, состояние которых характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Матыра.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Таволжанка может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности дополнительного перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,78 МВА.
ПС 35/10 кВ Троицкая.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 2,79 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2016 г. рекомендуется замена трансформатора Т1 (2,5 МВА) на 4 МВА.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Троицкая может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности дополнительного перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,165 МВА.
ПС 35/10 кВ Ярлуково.
До 2018 года нагрузка на подстанции составит 5,01 МВА. В связи с ростом нагрузок требуется замена трансформаторов Т1 3,2 МВА и Т2 4 МВА на трансформаторы 2 x 6,3 МВА. Данное мероприятие рекомендуется осуществить в 2016 г.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Ярлуково может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности дополнительного перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 1,2 МВА. При строительстве сети связи с возможностью перераспределения мощности в размере 0,36 МВА потребуется заменить только трансформатор мощностью 3,2 МВА.
Для обеспечения резервирования питания подстанций СХТ и Песковатка рекомендуется построить ВЛ 35 кВ СХТ - Ярлуково протяженностью 8 км с проводом АС-70, для чего РУ 35 кВ ПС Ярлуково необходимо будет выполнить по схеме 35-9, ПС СХТ по схеме 35-5Н, ПС Песковатка по схеме 35-3.
Новые подстанции:
ПС 35/10 кВ Романово.
В настоящее время вблизи города Липецка планируется строительство города-спутника Романово. В настоящий момент времени по данному объекту разработаны проекты планировок территорий. Данными проектами определены местоположения объектов социального и культурного назначения, места расположения центров питания, а также выделены коридоры прохождения для линий электропередач. Для электроснабжения города Романово планируется строительство подстанции 35 кВ с трансформаторами 2 x 10 МВА, схема РУ 35-4Н. Подключение данной подстанции планируется выполнить от ВЛ 35 кВ "Мясокомбинат" кабельными линиями. Данные мероприятия необходимо осуществить в 2019 гг. До 2019 года электроснабжение потребителей планируется выполнить от передвижной ПС 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" с трансформатором 4 МВА.
Решения по Елецкому участку службы подстанций и службы
воздушных линий
ПС 35/6 кВ N 5.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 1,39 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2015 году необходима замена трансформатора на ТМН-6300/35/6.
ПС 35/10 кВ Задонск - сельская.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 2,24 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. Рекомендуется замена существующего трансформатора Т2 1,6 МВА на 2,5 МВА в 2015 г.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Задонск - сельская может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,56 МВА.
ПС 35/10 кВ Стегаловка.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 0,51 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2016 году необходима замена трансформатора на ТМН-2500/35/10.
ПС 35/10 кВ Хитрово.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 2,42 МВА. В связи с непригодным состоянием в 2015 году требуется замена трансформатора на ТМН-6300/35/10.
Новые подстанции:
ПС 35/10 кВ Черная слобода.
В настоящее время в северном районе города Ельца планируется застройка района "Черная слобода". На территории планируется индивидуальное строительство усадебного типа и выборочная реконструкция в исторической части по согласованию с Государственной дирекцией по охране культурного наследия Липецкой области. В дальнейшей перспективе планируется: при развитии и расширении района "Черная слобода" из нее создадут город-спутник. Для электроснабжения потребителей района "Черная слобода" планируется строительство новой подстанции напряжением 35/10 кВ с трансформаторами 2 x 6,3 МВА, схема РУ 35-4Н. Подключение данной подстанции планируется выполнить ответвлениями от ВЛ 35 кВ "Восточная левая, правая" двухцепной воздушной линией 35 кВ. Ответвление планируется выполнить в непосредственной близости от ПС 35 кВ Восточная. Протяженность новой ВЛ 35 кВ ориентировочно составит 6,6 км. Окончание строительства новой ПС 35 кВ Черная слобода и ВЛ 35 кВ планируется в 2015 г.
Решения по Лебедянскому участку службы подстанций и службы
воздушных линий
ПС 35/10 кВ Гагарино.
До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 0,49 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2018 году необходима замена трансформатора на ТМН-1600/35/10.
ПС 35/10 кВ Раненбург.
До 2018 года нагрузка на подстанции составит 2,02 МВА. В связи с ростом нагрузок требуется замена трансформаторов Т1 и Т2 2 x 1,6 МВА на трансформаторы 2 x 2,5 МВА. Данное мероприятие рекомендуется осуществить в 2018 г. Демонтируемые трансформаторы, состояние которых характеризуется как удовлетворительное, возможно переместить на ПС 35 кВ Гагарино.
Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Раненбург может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,34 МВА.
ПС 35/10 кВ Троекурово - Совхозная.
До 2018 года нагрузка на подстанции составит 2,98 МВА. До 2017 года планировалась замена одного трансформатора, находящегося в неудовлетворительном состоянии. Но в связи с ростом нагрузок уже в 2016 году потребуется замена трансформаторов Т1 и Т2 (2 x 2,5 МВА) на трансформаторы 2 x 4 МВА. Демонтируемый трансформатор, состояние которого характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Колыбельская.
Альтернативой замены второго трансформатора на ПС 35 кВ Троекурово - Совхозная может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 1,3 МВА.
Развитие электросетевых объектов 35 кВ, находящихся на балансе ОАО "ЛГЭК".
Суммарная нагрузка до 2018 года на ПС Студеновская составит 25,67 МВА. В связи с ростом нагрузок до 2015 года необходимо увеличить трансформаторную мощность. Планируется полностью реконструировать подстанцию с заменой трансформаторов с 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА. Допустимая нагрузка составит 26,25 МВА. Стоимость реконструкции ПС 35 кВ Студеновская составит 200,2 млн. руб.
Также до 2015 г. планируется перевод двухцепной ВЛ 35 кВ Цементная - Студеновская в КЛ 35 кВ с увеличением пропускной способности (протяженность по трассе 5,53 км, кабель из сшитого полиэтилена АПвПу-2x400).
В 2016 - 2017 гг. планируется реконструкция ВЛ 35 кВ ПС Бугор - ЦРП Город с отв. с переводом ее в КЛ 35 кВ (протяженность по трассе 5 км, кабель из сшитого полиэтилена АПвПу-2x300).
9.4. Расчет токов короткого замыкания
В таблице 9.24 представлены расчеты токов короткого замыкания на 2018 год.
Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 35 кВ представлены на 2018 г., т.к. в этот период токи КЗ будут иметь максимальные значения. При выявлении несоответствия коммутационного оборудования значениям токов КЗ будут просчитаны значения токов КЗ для данных подстанций в период с 2014 - 2018 гг. для вычисления года, в который необходима замена оборудования.
Таблица 9.24
Наименование Напряжения,
кВ СШ Ток трехфазного
КЗ на 2018 г.,
кА Отключающая
способность
выключателей,
кА
N 1 35/10 1 3,21 12,5
35/10 2 2,75 N 2 35/6 1 2,81 6,6
35/6 2 2,81 N 3 35/10 1 2,53 12,5; 6,6
35/10 2 2,53 N 4 35/6 1 1,16 10; 6,6
35/6 2 1,16 Березняговка 35/10 1 1,0 12,5
35/10 2 0,53 Борино 35/10 1 2,31 6,6; 10
35/10 2 2,31 Борисовка 35/10 1 1,27 12,5
35/10 2 1,27 Бочиновка 35/10 1 1,63 12,5
35/10 2 1,63 Бутырки 35/10 1 4,26 10
35/10 2 4,26 Введенка 35/10 1 4,13 12,5
35/10 2 4,13 Вешаловка 35/6 1 1,08 10
35/6 2 1,08 Водозабор 35/6 1 2,44 10
35/6 2 2,44 Вперед 35/6 1 2,14 10
35/6 2 2,14 Грязи - город 35/6 1 3,77 12,5
35/6 2 3,77 Грязное 35/10 1 0,7 10; 12,5
35/10 2 0,7 Демшинка 35/10 1 0,65 12,5
35/10 2 0,65 Дмитриевка 35/10 1 0,95 12,5
35/10 2 0,95 Дмитряшевка 35/10 1 1,17 12,5
35/10 2 1,17 Дружба 35/6 1 4,26 12,5
2 Ивановка 35/10 1 1,74 12,5
35/10 2 1,74 Каликино 35/10 1 1,2 10
35/10 2 1,2 Карамышево 35/10 1 0,84 12,5
35/10 2 0,84 Княжья Байгора 35/10 1 0,78 10
35/10 2 0,78 Конь-Колодезь 35/10 1 1,4 12,5
35/10 2 1,4 Красная Дубрава 35/10 1 0,57 12,5
35/10 2 2,11 Куликово 35/10 1 0,88 12,5
35/10 2 0,63 Курино 35/10 1 0,77 10
2 0,77 Лебедянка 35/10 1 0,88 35/10 2 0,88 Малей 35/10 1 2,87 12,5
35/10 2 2,87 Матыра 35/10 1 4,46 10
35/10 2 4,46 Московка 35/10 1 0,76 12,5
35/10 2 0,76 Мясокомбинат 35/10 1 5,99 35/10 2 5,99 Негачевка 35/10 1 0,99 6,6; 12,5
35/10 2 0,99 Новодубовое 35/10 1 1,11 12,5
2 1,11 Новониколаевка 35/6 1 2,17 2 Новочеркутино 35/10 1 1,45 10
35/10 2 1,45 Паршиновка 35/10 1 0,61 12,5
35/10 2 0,73 Пашково 35/10 1 0,96 12,5
35/10 2 0,96 Песковатка 35/10 1 2,45 12,5
2 Петровская 35/10 1 0,82 12,5
35/10 2 0,75 Плавица 35/10 1 1,86 12,5
35/10 2 1,86 Поддубровка 35/10 1 0,65 12,5
35/10 2 0,65 Правда 35/10 1 2,24 12,5
35/10 2 2,24 Пружинки 35/10 1 0,85 12,5
35/10 2 0,85 Птицефабрика 35/6 1 1,05 12,5
35/6 2 1,66 Ратчино 35/10 1 0,95 12,5
35/10 2 0,95 Речная 35/10 1 1,5 12,5
35/10 2 1,5 Сенцово 35/10 1 1,67 6,6; 12,5
35/10 2 1,67 Синдякино 35/10 1 0,99 12,5
2 0,99 Сошки 35/10 1 1,04 12,5
35/10 2 1,05 Стебаево 35/10 1 0,73 12,5
35/10 2 0,73 Сельхозтехника (СХТ) 35/10 1 2,78 35/10 2 2,78 Таволжанка 35/6 1 2,39 12,5
35/6 2 2,39 Талицкий Чамлык 35/10 1 1,11 10
35/10 2 1,11 Троицкая 35/10 1 2,83 12,5
35/10 2 2,83 Трубетчино 35/10 1 1,12 35/10 2 1,12 Федоровка 35/10 1 0,64 12,5
35/10 2 0,64 Хлебопродукты 35/10 1 6,01 12,5
35/10 2 6,01 Частая Дубрава 35/10 1 0,79 35/10 2 1,51 Ярлуково 35/10 1 4,25 10; 12,5
35/10 2 4,25 Сселки 35/10 1 6,21 35/10 2 5,7 2-е Тербуны 35/10 1 0,49 12,5
35/10 2 0,49 Авангард 35/10 1 1,9 12,5
35/10 2 1,9 Аврора 35/10 1 1,0 10
35/10 2 1,0 Афанасьево 35/10 1 1,16 12,5
35/10 2 1,16 Б. Боевка 35/10 1 0,92 12,5
35/10 2 0,92 Бабарыкино 35/10 1 1,2 12,5
35/10 2 1,2 Борки 35/10 1 1,2 10
35/10 2 1,2 Васильевка 35/10 1 0,73 12,5
35/10 2 0,73 Веселое 35/10 1 0,72 2 Воронец 35/10 1 2,85 12,5
35/10 2 3,25 Восточная 35/6 1 3,65 6,6
35/6 2 3,65 Гатище 35/10 1 1 12,5
35/10 2 1 Гнилуша 35/10 1 1,25 6,6
35/10 2 1,25 Голиково 35/10 1 0,93 12,5
35/10 2 0,72 Грызлово 35/10 1 0,74 12,5
35/10 2 0,74 Жерновое 35/10 1 0,9 12,5
35/10 2 0,9 Задонск - сельская 35/10 1 1,88 6,6; 12,5
35/10 2 1,88 Захаровка 35/10 1 0,88 12,5
35/10 2 0,88 Казаки 35/10 1 1,53 12,5
35/10 2 1,53 Казачье 35/10 1 1,35 12,5
35/10 2 1,35 Каменка 35/10 1 1,73 10
2 1,73 Кириллово 35/10 1 0,78 12,5
35/10 2 0,78 Князево 35/10 1 0,63 12,5
35/10 2 0,63 Колесово 35/10 1 1,29 12,5
35/10 2 1,29 Красная Пальна 35/10 1 1,05 12,5
2 1,05 Красотыновка 35/10 1 0,88 12,5
2 0,88 Ксизово 35/10 1 1,37 12,5
35/10 2 1,37 Ламская 35/10 1 0,78 6,6; 10
35/10 2 0,78 Лебяжье 35/10 1 0,73 12,5
35/10 2 0,73 Ломовец 35/10 1 0,62 10; 12,5
35/10 2 0,62 Озерки 35/10 1 0,65 12,5
2 0,65 Ольшанец 35/10 1 0,48 12,5
35/10 2 0,68 Панкратовка 35/10 1 0,94 12,5; 10
2 0,94 Плоское 35/10 1 2,23 6,6; 12,5
35/10 2 2,23 Преображенье 35/10 1 0,78 2 0,78 N 5 35/6 1 1,24 6,6
35/6 2 1,24 Солидарность 35/10 1 4,76 12,5
35/10 2 6,06 Стегаловка 35/10 1 0,96 6,6
35/10 2 0,96 Талица 35/10 1 1,14 12,5
35/10 2 1,14 Тимирязево 35/10 1 1,22 12,5
35/10 2 1,15 Тихий Дон 35/10 1 0,99 12,5
35/10 2 0,99 Хитрово 35/10 1 1,2 12,5
35/10 2 1,2 Чернава 35/10 1 0,74 6,6
35/10 2 0,74 Чернолес 35/10 1 0,81 12,5
35/10 2 0,81 Яковлево 35/10 1 1,01 12,5; 6,6; 10
2 1,01 Красное 35/10 1 1,48 12,5; 6,6
35/10 2 1,48 Теплое 35/10 1 0,95 12,5
35/10 2 0,95 Данков сельская 35/10 1 1,72 12,5
35/10 2 1,72 Колыбельская 35/10 1 1,29 10; 12,5
35/10 2 1,29 Топки 35/10 1 0,66 12,5
35/10 2 0,66 Агроном 35/10 1 1,45 12,5
35/10 2 1,45 Первомайская 35/10 1 0,96 10
2 0,96 Троекурово совхозная 35/10 1 1,49 6,6
35/10 2 1,49 Гагарино 35/10 1 1,14 12,5
35/10 2 1,13 Каменная Лубна 35/10 1 0,74 12,5
2 0,74 Раненбург 35/10 1 1,51 35/10 2 1,51 Сергиевка 35/10 1 0,65 12,5
35/10 2 0,65 Дрезгалово 35/10 1 0,96 12,5
35/10 2 0,96 Долгое 35/10 1 0,69 35/10 2 0,69 Воскресеновка 35/10 1 0,71 12,5
35/10 2 0,71 Сапрыкино 35/10 1 1,2 12,5
35/10 2 1,2 Новополянье 35/10 1 1,33 12,5; 10
35/10 2 1,33 Ведное 35/10 1 0,67 35/10 2 0,67 Бигильдино 35/10 1 0,56 12,5
35/10 2 0,72 Культура 35/10 1 1,52 12,5
35/10 2 1,52 Барятино 35/10 1 0,83 10
35/10 2 0,83 Знаменская 35/10 1 1,22 2 1,22 Большое Попово 35/10 1 1,63 12,5
35/10 2 1,63 Пиково 35/10 1 1,14 2 1,14 Большие Избищи 35/10 1 1,67 12,5
35/10 2 1,67 Никольское 35/10 1 0,86 12,5
2 0,47 Полибино 35/10 1 0,9 12,5
35/10 2 0,9 Р. Дуброво 35/10 1 1,51 12,5
35/10 2 1,51 Хрущево 35/10 1 0,95 12,5
35/10 2 0,95 Большой Верх 35/10 1 0,79 12,5
35/10 2 0,79 Головинщино 35/10 1 1,06 12,5
35/10 2 1,06 Яблоново 35/10 1 1,01 12,5
35/10 2 1,01 Политово 35/10 1 1,17 12,5
35/10 2 1,17 Комплекс 35/10 1 1,33 35/10 2 0,58 Романово (мобильная ПС) 35/10 1 5,21 Черная слобода 35/10 1 2,53 35/10 2 2,31 Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 35 кВ на уровне 2018 г. показали, что необходимость в замене коммутационного оборудования на ПС 35 кВ по недостаточной отключающей способности отсутствует.
9.5. Перечень объектов и объемы капитальных вложений
для нового строительства и РРТП
В таблицах 9.25, 9.27, 9.29, 9.30 указан перечень объектов и объемы ориентировочных капитальных вложений для нового строительства и РРТП подстанций и воздушных линий напряжением 35 кВ Липецкой энергосистемы.
В таблице 9.25 представлены объемы нового строительства ПС 35 кВ, предусмотренные Схемой в проектный период.
В таблице 9.26 приведен перечень потребителей, подключаемых к новым ПС 35 кВ (таблица 9.25) в проектный период.
В таблице 9.27 приведен перечень подстанций, намечаемых Схемой к замене существующих трансформаторов в проектный период.
В таблице 9.28 приведен перечень потребителей, подключаемых к реконструируемым ПС 35 кВ (таблица 9.27) в проектный период.
В таблице 9.29 приведен перечень подстанций 35 кВ, предусмотренных Схемой к реконструкции и техническому перевооружению, с указанием элементов, заменяемых или вновь устанавливаемых, с разделением по годам.
В таблице 9.30 указан перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для нового строительства и реконструкции филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", предусмотренного Схемой в проектный период, приведены основные показатели.
В таблице 9.31 указан перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для нового строительства и реконструкции ОАО "ЛГЭК", предусмотренного Схемой в проектный период, приведены основные показатели.
В таблице 9.32 указаны стоимости работ по демонтажу силовых трансформаторов на подстанциях 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", на которых в проектном периоде существует необходимость в замене данного оборудования (таблица 9.27).
Таблица 9.25
Перечень центров питания, намечаемых Схемой к новому
строительству в проектный период. Основные показатели
N Подстанция Суммарная
максимальная
нагрузка на
шинах 35 и
10 кВ ПС,
кВ x А Количество и
мощность
трансформаторов,
единиц/тыс.
кВ x А Сроки
строительства Стоимость
в ценах II
квартала
2013 г.,
тыс. руб.
2018 год 2018 год 1. Черная слобода 1438 6,3 + 6,3 2015 129377,20
Итого, тыс. руб. в ценах II квартала 2013 г. 129377,20
Итого, тыс. руб. в ценах II квартала 2013 г. с НДС 152665,10
Таблица 9.26
Перечень потребителей, подключаемых к новым ПС 35 кВ
(таблица 9.25) в проектный период
N Наименование
подстанции Полное
наименование
заявителя Адрес
присоединения Подключаемая
мощность, кВт Год
подключения
1. ПС 35 кВ
Черная Слобода Жилищное
строительство МКР "Черная
слобода" 1438,00 2015
Таблица 9.27
Перечень центров питания, намечаемых Схемой к замене
существующих трансформаторов в проектный период.
Основные показатели
N Подстанция Суммарная
максимальная
нагрузка на
шинах 6 - 10 кВ
ПС, МВт Количество и установленная
мощность трансформаторов,
единиц/МВА Сроки
строи-
тельства
2013 г. 2018 2013 г. 2018 Всего Всего 1. N 2 <*> 2,07 2,07 1 + 2,5 2,5 + 2,5 2014
2. Борино 4,36 6,06 4 + 4 6,3 + 6,3 2014
3. Борисовка 3,42 3,42 4 <**> + 2,5 <*>4 + 4 2014
4. N 1 <*> 4,34 5,39 4 + 4 6,3 + 6,3 2016
5. Бутырки <*> 6,18 8,91 6,3 + 5,6 10 + 10 2015
6. Раненбург 1,33 2,01 1,6 + 1,6 2,5 + 2,5 2018
7. СХТ 1,49 2,7 2,5 + 1,6 2,5 + 2,5 2018
8. Троекурово -
совх. 1,94 3,14 2,5 + 2,5 4 + 4 2016
9. Ярлуково <*> 4,76 5,1 3,2 + 4 6,3 + 6,3 2016
10. Матыра <*> 3,71 3,71 4 + 3,2 4 + 4 2017
11. Таволжанка <*> 5,34 5,34 4 + 4 6,3 + 6,3 2017
12. Задонск -
сельская <*> 2,0 2,0 3,2 + 1,6 3,2 + 2,5 2015
13. Хитрово <**> 2,42 2,42 6,3 + 6,3 6,3 + 6,3 2015
14. Колыбельская <**> 1,11 1,11 2,5 + 2,5 2,5 + 2,5 2016
15. N 5 <**> 1,39 1,39 6,3 + 6,3 6,3 + 6,3 2015
16. Гагарино <**> 0,49 0,49 1,8 + 1,8 1,8 + 1,6 2018
17. Дмитряшевка <**> 0,42 0,42 2,5 + 2,5 2,5 + 2,5 2017
18. Песковатка <**> 0,86 0,86 1,6 1,6 2018
19. Стегаловка <**> 0,51 0,51 2,5 + 3,2 2,5 + 2,5 2016
20. Троицкая <*> 2,79 2,79 2,5 + 4 4 + 4 2016
--------------------------------
<*> Замена трансформатора по причине недостаточной мощности
<**> Замена трансформатора по технологическому состоянию
Таблица 9.28
Перечень потребителей, подключаемых к реконструируемым ПС 35
кВ (таблица 9.27) в проектный период
N Наименование
подстанции Полное
наименование
Заявителя Адрес
присоединения Подключаемая
мощность,
кВт Год
подключения
1 2 3 4 5 6
1. ПС 35 кВ
Ярлуково ООО "Констата" Грязинский
РЭС 340 2013
2. ПС 35
Троекурово -
совхозная ЗАО "Агрофирма
им. 15 лет
Октября" Лебедянский
РЭС 600 2014
600 2015
3. ПС 35 кВ
Сельхозтехника ООО "Джокер
Групп" Грязинский
РЭС 550 2014
ООО "Сансет" Грязинский
РЭС 220 2013
220 2014
220 2015
4. ПС 35 кВ
Раненбург ООО "РОПА Русь" Чаплыгинский
РЭС 340 2013
ООО "Фирма
Центропроект" Чаплыгинский
РЭС 340 2015
5. ПС 35 кВ
Борино ООО
"Пластиформ" Липецкий РЭС 360 2014
500 2015
500 2016
ООО "Дагс" Липецкий РЭС 340 2018
6. ПС 35 кВ
Бутырки ООО "2
Бутырский
источник" Грязинский
РЭС 780 2014
МУ "Управление
строительства
г. Липецка" Грязинский
РЭС 340 2018
340 2017
"Металлург-4"
Садоводческое
товарищество Грязинский
РЭС 340 2018
340 2018
ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 590 2015
7. ПС 35 кВ N 1 ОАО "ЛГЭК" (ООО
"ГК
"Торгсервис") г. Липецк 391 2014
ОАО "ЛГЭК"
(заказчик
Иванникова
Е.И.) г. Липецк 330 2014
Иванникова
Елена Ивановна Липецкий РЭС 330 2018
Таблица 9.29
Перечень подстанций 35 кВ, предусмотренных Схемой
к реконструкции и техническому перевооружению
N Подстанция Тип и
мощность
ПС, МВА Перечень работ
по
переустройству
ПС (установка
и/или замена) Количество
устанавливае-
мого
оборудования Стоимость Примечание
1 2 3 4 5 6 7
2014
1. N 2 35/6 кВ
1 + 2,5
МВА Силового
трансформатора ТМН-2500/35 -
1 шт. 8180,40 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 2. Борино 35/10 кВ
4 + 4
МВА Силового
трансформатора ТМН-6300/35 -
2 шт. 23792,92 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 3. Борисовка 35/10 кВ
4 + 2,5
МВА Силового
трансформатора ТМН-4000/35 -
2 шт. 18516,88 Неудовлетворительное
состояние. Дефицит
мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 4. Бочиновка 35/10 кВ
4 + 4
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 7
шт. 13894,02 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) БСК Устройств РЗА РЗА10 кВ - 7
шт. 334,67 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 5. Демшинка 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 8
шт. 15878,88 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА 10 кВ - 8
шт. 382,48 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 6. Матыра 35/10 кВ
4 + 3,2
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 1 шт. 616,00 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 7. Новодубовое 35/10 кВ
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 5
шт. 9924,30 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА 10 кВ - 5
шт. 239,05 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 8. Тюшевка 35/10 кВ
4 + 4
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 5
шт. 9924,30 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА 10 кВ - 5
шт. 239,05 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 9. Каменка 35/10 кВ
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35кВ - 1 шт. 6328,72 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА РЗА тра-ра 967,51 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 10. Ламская 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 2
шт. 12657,44 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 2 шт.,
УУОТ - 1 шт. 2248,41 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 11. Ярлуково 35/10 кВ
3,2 + 4
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 1 шт. 616,00 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 12. Грязи - город 35/6 кВ
6,3 +
5,6 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 1 шт. 616,00 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения Всего 2014 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 144343,19 Всего 2014 год, в ценах II квартала 2013 года с НДС,
тыс. руб. 170324,96 2015
13. Задонск -
сельская 35/10 кВ
3,2 +
1,6 МВА Силового
трансформатора ТМН-2500/35 -
1 шт. 8180,40 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 14. Ламская 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 15. Матыра 35/10 кВ
4 + 3,2
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 16. Сельхозтехника
(СХТ) 35/10 кВ
2,5 +
1,6 МВА Силового
трансформатора ТМН-2500/35 -
1 шт. 8180,40 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 17. Бутырки 35/10 кВ
5,6 + 4
МВА Силового
трансформатора ТМН-10000/35 -
2 шт. 31364,56 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) БСК Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 18. Березняговка 35/10 кВ
1,6 +
1,6 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 1
шт. 1984,86 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 2
шт. 95,62 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 19. Грязи - город 35/6 кВ
6,3 +
5,6 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 2
шт. 12657,44 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 20. Карамышево 35/10 кВ
10 + 10
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 9
шт. 17863,74 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 9
шт. 430,29 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 21. Лебедянка 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 6
шт. 37972,32 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 22. Малей 35/10 кВ
4 + 2,5
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 7
шт. 13894,02 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 7
шт. 334,67 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 23. Паршиновка 35/10 кВ
1,6 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 2
шт. 3969,72 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 4
шт. 191,24 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 24. Сенцово 35/10 кВ
10 + 10
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 1
шт. 1984,86 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 2
шт. 95,62 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 25. Гагарино 35/10 кВ
1,6 +
1,8 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 4
шт. 25314,88 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 26. Хлебопродукты 35/10 кВ
6,3 +
6,3 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 9
шт. 17863,74 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 9
шт. 430,29 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 27. Восточная 35/6 кВ
10 + 16
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 4
шт. 25314,88 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 28. Задонск -
сельская 35/10 кВ
3,2 +
1,6 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 29. Князево 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 1
шт. 1984,86 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 1
шт. 47,81 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 30. Красная Пальна 35/10 кВ
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 4
шт. 25314,88 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 31. Красотыновка 35/10 кВ
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 32. Лебяжье 35/10 кВ
2,5 +
1,6 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 33. Озерки 35/10 кВ
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 34. Ольшанец 35/10 кВ
2,5 + 4
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 35. N 5 35/6 кВ
6,3 +
3,2 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 36. Тихий Дон 35/10 кВ
4 + 4
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 2
шт. 12657,44 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 37. Чернолес 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 38. Яковлево 35/10 кВ
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 39. Данков -
сельская 35/10 кВ
6,3 + 4
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 3
шт. 18986,16 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 40. Агроном 35/10 кВ
4 + 6,3
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 2
шт. 12657,44 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 41. Раненбург 35/10 кВ
1,6 +
1,6 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 3
шт. 18986,16 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 42. Долгое 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 3
шт. 18986,16 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 43. Культура 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 44. Топки 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 1
шт. 1984,86 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 1
шт. 47,81 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 45. Талица 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 3
шт. 18986,16 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 46. Яблоново 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 1
шт. 1984,86 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА РЗА10 кВ - 1
шт. 47,81 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения Всего 2015 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 410411,88 Всего 2015 год, в ценах II квартала 2013 года с НДС,
тыс. руб. 484286,02 2016
47. Стегаловка 35/10 кВ
2,5 +
3,2 МВА Силового
трансформатора ТМН-2500/35 -
1 шт. 8180,40 Неудовлетворительное
состояние
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 48. Хитрово 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора ТМН-6300/35 -
1 шт. 11896,46 Непригодное
состояние
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) БСК Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 49. Ярлуково 35/10 кВ
3,2 + 4
МВА Силового
трансформатора ТМН-6300/35 -
2 шт. 23792,92 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 50. N 1 35/10 кВ
4 + 4
МВА Силового
трансформатора ТМН-6300/35 -
2 шт. 23792,92 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 51. Троекурово -
совхозная 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора ТМН-4000/35 -
2 шт. 18516,88 Дефицит мощности
Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 52. N 3 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 7
шт. 13894,02 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 3
шт. 18986,16 Целевая программа.
Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА УУОТ - 1 шт.,
РЗА10 кВ - 9
шт. 1446,70 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 53. Бутырки 35/10 кВ
5,6 + 4
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 12
шт. 23818,32 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) БСК Устройств РЗА РЗА10 кВ - 12
шт. 573,72 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 54. Вперед 35/6 кВ
4 + 4
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 3
шт. 18986,16 Целевая программа.
Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 2 шт.,
УУОТ - 1 шт. 2248,41 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 55. Ивановка 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 56. Новодубовое 35/10 кВ
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 2
шт. 12657,44 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 57. Новониколаевка 35/6 кВ
4 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 58. Поддубровка 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 2
шт. 12657,44 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 59. Правда 35/10 кВ
4 + 2,5
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ВВ10 кВ - 6
шт. 11909,16 Целевая программа
ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 1 шт.,
УУОТ - 1 шт.,
РЗА10 кВ - 9
шт. 2062,70 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 60. Пружинки 35/10 кВ
2,5 +
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 2
шт. 12657,44 Повышение надежности
ДГР Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перенапряжения 61. Птицефабрика 35/6 кВ
4 + 4
МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 2
шт. 12657,44 Целевая программа
ДГР Устройств РЗА УРЗА - 2 шт.,
УУОТ - 1 шт. 2248,41 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения 62. Синдякино 35/10 кВ
2,5 МВА Силового
трансформатора Ячеек РУ 6-10
кВ ТТ и/или ТН Ячейки
выключателей
(М, В, Э) ЭВ35 кВ - 1
шт. 6328,72 Повышение надежности
БСК Устройств РЗА Аппаратов
защиты от
перен