Типы документов
Реклама
Партнеры
Постановление управления энергетики и тарифов Липецкой обл. от 05.07.2013 N 24/1 "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы"
УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ТАРИФОВ
ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 5 июля 2013 г. № 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 № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" и распоряжением администрации Липецкой области от 27 июля 2010 года № 280-р "Об утверждении Положения об управлении энергетики и тарифов Липецкой области" управление энергетики и тарифов Липецкой области постановляет:
1. Утвердить Схему и программу развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы (приложение).
2. Постановление управления энергетики и тарифов Липецкой области от 10 августа 2012 года № 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. № 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, Цель:
важнейшие целевые - повышение технического уровня и обеспечение
показатели 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 Новое строительство, расширение, реконструкция и
мероприятий 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 Повышение надежности электроснабжения
результаты реализации потребителей электроэнергии
Схемы
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.
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 № 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 № 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.).
8. Отчетные данные ОАО "МРСК Центра" - филиал "Липецкэнерго" и сетевых предприятий.
9. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения (№ 278тм, г. Москва, 2007 г.).
10. 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 № 33/5).
18. Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утв. постановлением Правительства РФ от 17 октября 2009 г. № 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 В том числе, тыс. В общей численности
население, чел. населения (%)
тыс. чел.
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 № 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
№ 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
№ 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 774 505 661 719 676
ОРЭ
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.
№ Наименование Предшествующий Отчетный год, 2012
п/п год, 2011 год год
млн. кВт.ч % млн. кВт.ч %
1. Промышленное производство 6857,66 62,40 7446,48 63,41
(обрабатывающие производства)
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 979,7 8,91 1040,8 8,86
(жилищно-коммунальный сектор)
7. Производство и распределение 488,56 4,45 526,5 4,48
электроэнергии, газа, воды
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 251,87 2,29 237,31 2,02
электростанций
11. Другие виды экономической 199,32 1,81 206,7 1,76
деятельности
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 Ед. изм. 2008 2009 2010 2011 2012
потребитель
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 млн. кВт.ч 105 93 103 108 110
сокол
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 млн. кВт.ч 146 142 176 170 175
дистанция
электроснабжения 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 млн. кВт.ч 6309 5282 6100 6682 7350
потребители
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 № 1 (Липецкая ТЭЦ-2, 328 320 322 324 332
Металлургическая, Казинка, ПГУ)
энергорайон № 2 (Северная - Новая - ТЭЦ 591 587 599 648 743
НЛМК - Бугор)
энергорайон № 3 (транзит Липецкая ТЭЦ-2 - 206 197 205 204 212
Правобережная)
энергорайон № 4 (Правобережная - Южная) 124 138 137 132 131
энергорайон № 5 (Дон - Данковская ТЭЦ) 117 114 112 105 114
энергорайон № 6 (КС-29 - Елецкая 220 - 288 249 219 221 227
Тербуны - Елецкая ТЭЦ)
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 Доля, % Ввод, демонтаж
мощность, МВт 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
ТЭЦ ОАО "Грязинский сахарный завод" "Липецкая энергосбытовая компания"
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
№ Электростанция 2008 2009 2010 2011 2012 Доля, %
Липецкая область 4450 4039 4347 4720 5339 100
1. Филиал ОАО "Квадра" - 2031 1759 1906 1917 1824 34
"Восточная генерация", в т.ч.
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
№ Показатель 2008 2009 2010 2011 2012
1. Абсолютный максимум 1654 1603 1594 1634 1759
потребления
2. Средний максимум 1538 1429 1504 1554 1625
потребления за зимний
период
Прирост +1,9% -7,1% +5,2% +3,3% +4,6%
3. Средняя нагрузка 716 676 598 641 716
электростанций за зимний
период
Прирост +18,0% -5,6% -11,5% +7,2% +11,7%
Филиал ОАО "Квадра" - 406 371 319 311 322
"Восточная генерация"
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
№ 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" - 2031 1759 1906 1917 1824
"Восточная генерация"
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, Электроемкость ВРП, Потребление электроэнергии
кг у.т./тыс. руб. кВт.ч/тыс. руб. 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
№ 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
№ 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. № 4, 50 МВт, 2014 год;
2) ТЭЦ НЛМК, турбогенератор ст. № 3, 12 МВт, 2016 год;
3) ТЭЦ НЛМК, турбогенератор ст. № 5, 60 МВт, 2018 год;
4) Ввод новой электростанции: ГТРС ОАО "НЛМК" (газотурбинная расширительная станция);
- ГУБТ <*> за доменной печью № 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 № 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. № 3, 12 МВт, 2014 год;
2) ТЭЦ НЛМК, турбогенератор ст. № 5, 60 МВт, 2014 год;
3) ТЭЦ НЛМК, турбогенератор ст. № 6, 60 МВт, 2016 год;
4) Елецкая ТЭЦ, турбогенератор ст. № 3, 10 МВт, 2015 год;
5) Елецкая ТЭЦ, турбогенератор ст. № 4, 5 МВт, 2015 год;
6) Данковская ТЭЦ, турбогенератор ст. № 1, 6 МВт, 2015 год;
7) Данковская ТЭЦ, турбогенератор ст. № 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
№ 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" - 1820 1790 1790 1790 1790
"Восточная генерация"
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 68 114 114
ВЭР 1
НЛМК. Электростанция на 116 193 193
ВЭР 2
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
№ 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" - 405 390 390 390 390
"Восточная генерация"
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 8 13 13
ВЭР 1
НЛМК. Электростанция на 13 22 22
ВЭР 2
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
№ Наименование станции Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал Параметры
п/п 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 57,5 167,6 173,8
тепловые сети
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
№ Наименование 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
п/п год год год год год год год
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Отпуск 4705,4 4654,1 4654,1 4654,1 4654,1 4654,1 4654,1
тепловой
энергии с
коллекторов
всего, в т.ч.
1.1. с коллекторов 2329,1 2260,9 2260,9 2260,9 2260,9 2260,9 2260,9
ТЭС, в т.ч.
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, 2376,3 2393,2 2393,2 2393,2 2393,2 2393,2 2393,2
в т.ч.
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. 2013 2014 2015 2016 2017 2018
изм.
ПП ЛТЭЦ-2 тыс. 704,559 704,559 704,559 704,559 704,559 704,559
тут
ПП ЕТЭЦ тыс. 45,618 45,618 45,618 45,618 45,618 45,618
(старая часть) тут
ПП ЕТЭЦ тыс. 120,122 120,122 120,122 120,122 120,122 120,122
(ПГУ-52) тут
ПП ДТЭЦ тыс. 41,449 41,449 41,449 41,449 41,449 41,449
тут
ПП ТС тыс. 303,545 303,545 303,545 303,545 303,545 303,545
(г. Липецк) тут
ПП ЕТС тыс. 37,708 37,708 37,708 37,708 37,708 37,708
тут
ПП КТЭ тыс. 34,971 34,971 34,971 34,971 34,971 34,971
тут
ПП СВТС тыс. 42,960 42,960 42,960 42,960 42,960 42,960
тут
ВСЕГО тыс. 1330,93 1330,93 1330,93 1330,93 1330,93 1330,93
тут
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
№ Заявитель РЭС Заявленная Центр питания
мощность,
МВт
2013
ЖКХ
1. ОАО "ЛГЭК" ООО г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
"Компания "Шинторг" Манежная
2. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 1180,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
3. МУ "Управление г. Липецк 1000,0 ПС 110/6 кВ
строительства г. ГПП-2
Липецка"
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 г. Липецк 381,6 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
7. Чернышева Светлана Грязинский РЭС 340,0 ПС 110/35/10 кВ
Анатольевна ИП 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: г. Липецк 400,0 ПС 110/10/10 кВ
ОАО Домостроительный Манежная
комбинат
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 Елецкий РЭС 320,0 ПС 35/6 кВ
Юго-Восточная железная Восточная
дорога
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 630,0 ПС 110/35/10 кВ
РЭС 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 Грязинский РЭС 210,0 ПС 35/6 кВ Грязи
хлебопродуктов Город
"Грязинский"
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 Долгоруковский 352,0 ПС 35/10 кВ
молзавод" РЭС Жерновное
35. ЗАО "АН" (ранее Деловой Задонский РЭС 1000,0 ПС 110/35/10 кВ
клуб) 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 Лебедянский РЭС 400,0 ПС 110/35/10 кВ
грибной комплекс" Астапово
2014
ЖКХ
39. ОАО "ЛГЭК" ООО г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
"Компания "Шинторг" Манежная
40. ОАО "ЛГЭК" ООО г. Липецк 960,0 ПС 110/10/10 кВ
"Компания "Шинторг" 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 г. Липецк 391,0 ПС 35/10 кВ № 1
ООО "Группа компаний
"Торгсервис")
44. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик г. Липецк 330,0 ПС 35/10 кВ № 1
Иванникова Е.И.)
45. ООО "Бутырский Грязинский РЭС 780,0 ПС 35/10 кВ
источник" Бутырки
46. ООО "ЧугунСпецСтрой" г. Липецк 755,0 ПС 110/6 кВ КПД
47. МУ "Управление г. Липецк 1000,0 ПС 110/6 кВ
строительства ГПП-2
г. Липецка"
48. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 500,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
49. ОАО "ЛГЭК" (жилые дома г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/6 кВ
30 - 32 мкр.) 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 г. Липецк 800,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация ОАО Университетская
53. Техно-торговый центр г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
ФОЛИУМ ООО 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 Краснинский РЭС 500,0 ПС 35/10 кВ
Черешнев Сергиевка
57. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик: г. Липецк 145,0 ПС 110/6 кВ
ООО Привокзальная
"Спецфундаментстрой")
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: г. Липецк 400,0 ПС 110/10/10 кВ
ОАО Домостроительный Манежная
комбинат
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 г. Липецк 8920,0 ПС 110/10/6 кВ
УКС Липецкой области) 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 Чаплыгинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
Индустриверке" 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 Грязинский РЭС 1200,0 ПС 220/110/10 кВ
комбинат" (ООО Казинка
"ЛИОКОМ")
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 Грязинский РЭС 200,0 ПС 35/6 кВ Грязи
хлебопродуктов Город
"Грязинский"
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 Задонский РЭС 400,0 ПС 110/35/10 кВ
"Задонье" Донская
90. ООО "АгроИнвест" Измалковский РЭС ПС 110/35/10 кВ
Измалково
91. ЗАО "Агрофирма им. 15 Лебедянский РЭС 600,0 ПС 35/10 кВ
лет Октября" Троекурово -
совхозная
92. СХПК "Тележенка" Добровский РЭС 120,0 ПС 35/10 кВ
Трубетчино
93. ЗАО "Центральный Лебедянский РЭС 400,0 ПС 110/35/10 кВ
грибной комплекс" 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 Становлянский 420,0 ПС 35/10 кВ
"Липецкнефтепродукт" РЭС Плоское
97. ОАО "ЛГЭК" объект РП г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
"Новая Гагарина" Трубная-2
98. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик г. Липецк 540,0 ПС 110/6 кВ
ООО "МРТ-Групп") Трубная-2
99. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик г. Липецк 800,0 ПС 110/35/6 кВ
ООО "Инголь") Бугор
100. ОАО "ЛГЭК" (объект РП г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
"Новая Опытная") Тепличная
101. МУ "Управление г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
строительства г. ГПП-2
Липецка"
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 г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/6 кВ
30 - 32 мкр) Юго-Западная
107. (Василий Васильевич г. Липецк 666,0 ПС 110/35/6 кВ
Шубин) ООО "Новый Цементная
город"
108. Липецкая ипотечная г. Липецк 500,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация ОАО Университетская
109. Техно-торговый центр г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
ФОЛИУМ ООО Университетская
110. Сансет ООО Лебедянский РЭС 500,0 ПС 110/35/10 кВ
Лебедянь
111. Иван Владимирович Краснинский РЭС 500,0 ПС 35/10 кВ
Черешнев Сергиевка
112. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 500,0 ПС 110/10/10 кВ
Манежная
113. ОАО "ЛГЭК" заказчик: МУ г. Липецк 155,0 ПС 110/6 кВ
"Управление Привокзальная
строительства г.
Липецка"
114. МУ "Управление г. Липецк 730,0 ПС 35/10 кВ
строительства г. Сселки
Липецка"
115. МУ "Управление г. Липецк 1000,0 ПС 35/10 кВ
строительства г. Сселки
Липецка"
116. ЗАО "Мегаполис- Грязинский РЭС 560,0 ПС 35/10 кВ
Недвижимость" Малей
117. ЗАО "Промжилстрой" Елецкий РЭС 309,0 ПС 110/6 кВ
Агрегатная
118. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик: г. Липецк 400,0 ПС 110/10/10 кВ
ОАО Домостроительный Манежная
комбинат)
119. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 590,0 ПС 35/10 кВ
Бутырки
120. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик г. Липецк 437,0 ПС 110/10/6 кВ
ГОУ ВПО "ЛГТУ") Юго-Западная
121. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик: г. Липецк 500,0 ПС 110/35/6 кВ
ООО "Автоинвест") 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 г. Липецк 928,8 ПС 110/10/10 кВ
комбинат" Манежная
129. ОАО Липецкий РЭС 500,0 ПС 35/10 кВ
"Липецкхлебмакаронпром" Хлебопродукты
130. ООО "Фирма Чаплыгинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Центропроект" Раненбург
131. ООО "ИстАгроДон" Данковский РЭС 1000,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
132. ООО "Фирма г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
Ремонт-Сервис" ГПП-2
133. ООО "Липецкое молоко" Хлевенский РЭС 377,5 ПС 110/35/10 кВ
Хлевное
134. ООО "Хавле Чаплыгинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
Индустриверке" 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 Грязинский РЭС 700,0 ПС 220/110/10 кВ
комбинат" (ООО Казинка
"ЛИОКОМ")
139. ООО "Технологии карбида Грязинский РЭС 300,0 ПС 220/110/10 кВ
кремния" 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 Лебедянский РЭС 600,0 ПС 35/10 кВ
лет Октября" Троекурово -
совхозная
145. ООО "СтройАгроИнвест" Липецкий РЭС 630,0 ПС 35/10 кВ
(ООО "Агро Терминал Сенцово
Липецк")
146. СХПК "Тележенка" Добровский РЭС 120,0 ПС 35/10 кВ
Трубетчино
147. ЗАО "Центральный Лебедянский РЭС 400,0 ПС 110/35/10 кВ
грибной комплекс" Астапово
2016
ЖКХ
148. ОАО "ЛГЭК" ООО г. Липецк 1085,0 ПС 110/35/6 кВ
"Липецкстрой" 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 г. Липецк 50,0 ПС 110/6 кВ
Бирюков Н.И.) Трубная-2
152. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 2330,0 ПС 110/35/6 кВ
Цементная
153. ОАО "ЛГЭК" (Заказчик ИП Грязинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Бычкова Е.И.) Сселки
154. ЗАО Елецкий РЭС 420,0 ПС 35/10 кВ
"Липецкнефтепродукт" Солидарность
155. ОАО "Свой Дом" Липецкий РЭС 378,0 ПС 35/10 кВ
(Романово) Романово
156. ОАО "ЛГЭК" (объект РП г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
"Новая Гагарина") Трубная-2
157. ОАО "ЛГЭК" (объект РП г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
"Новая Опытная") Тепличная
158. МУ "Управление г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
строительства г. ГПП-2
Липецка"
159. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 500,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
160. ОАО "ЛГЭК" (жилые дома г. Липецк 2000,0 ПС 110/10/6 кВ
30-32 мкр) Юго-Западная
161. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 596,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
162. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 608,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
163. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 596,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
164. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 494,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
165. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 537,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
166. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
167. ООО "Техно-торговый г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
центр ФОЛИУМ" 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 г. Липецк 604,5 ПС 110/35/6 кВ
"Управление Бугор
строительства г.
Липецка"
171. ОАО "ЛГЭК" Заказчик: г. Липецк 226,0 ПС 110/10/10 кВ
ОАО Домостроительный Манежная
комбинат
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 Липецкий РЭС 600,0 ПС 35/10 кВ
"Липецкхлебмакаронпром" Хлебопродукты
180. ООО Липецкий РЭС 2230,0 ПС 110/6 кВ КПД
"Бумажно-упаковочная
компания"
181. ООО "ИстАгроДон" Данковский РЭС 1000,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
182. ООО "Фирма г. Липецк 1000,0 ПС 110/6 кВ
Ремонт-Сервис" 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 Чаплыгинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
Индустриверке" 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 Грязинский РЭС 1000,0 ПС 220/110/10 кВ
комбинат" (ООО Казинка
"ЛИОКОМ")
189. ООО "Технологии карбида Грязинский РЭС 3700,0 ПС 220/110/10 кВ
кремния" 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 500,0 ПС 35/10 кВ
РЭС 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 г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
"Новая Гагарина" Трубная-2
196. ОАО "ЛГЭК" (объект РП г. Липецк 700,0 ПС 110/6 кВ
"Новая Опытная") Тепличная
197. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 1281,0 ПС 110/6 кВ
Трубная-2
198. МУ "Управление Грязинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
строительства г. Бутырки
Липецка"
199. МУ "Управление г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
строительства г. ГПП-2
Липецка"
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 Елецкий РЭС 624,0 ПС 110/6 кВ
области" Агрегатная
204. ООО "Строительная г. Липецк 560,0 ПС 110/10/10 кВ
компания" Университетская
205. ОАО "ЛГЭК" (жилые дома г. Липецк 2000,0 ПС 110/10/6 кВ
30 - 32 мкр) 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 г. Липецк 537,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
209. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 632,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
210. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 532,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
211. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 560,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
212. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 560,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
213. Водоканал города Лебедянский РЭС 580,0 ПС 110/35/10 кВ
Лебедянь МП Лебедянь
214. Черных Сергей Петрович Елецкий РЭС 340,0 ПС 110/6 кВ
ИП Западная
215. ОАО "ЛГЭК" Липецкий РЭС 963,0 ПС 35/10 кВ
Сселки
216. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 1000,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
217. ООО "Компания Липецкий РЭС 405,2 ПС 110/10/10 кВ
Регионстрой" Университетская
218. ОАО "Липецкая ипотечная Липецкий РЭС 428,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
219. Управление капитального Задонский РЭС 507,6 ПС 110/35/10 кВ
строительства Липецкой Гороховская
области ОГУ
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 Липецкий РЭС 380,0 ПС 35/10 кВ
"Строй-Град" 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 Усманский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Владимировна ИП Дмитриевка
227. ООО "ИстАгроДон" Данковский РЭС 500,0 ПС 110/35/10 кВ
Химическая
228. ООО "Фирма г. Липецк 1000,0 ПС 110/6 кВ
Ремонт-Сервис" 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 Грязинский РЭС 3000,0 ПС 220/110/10 кВ
комбинат" (ООО Казинка
"ЛИОКОМ")
232. ООО "Технологии карбида Грязинский РЭС 5000,0 ПС 220/110/10 кВ
кремния" 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 540,0 ПС 35/10 кВ
РЭС Красотыновка
236. ОАО "Липецкмясопром" Лев-Толстовский 538,0 ПС 110/35/10 кВ
РЭС 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 г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
"Новая Опытная") Тепличная
241. МУ "Управление Грязинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
строительства г. Бутырки
Липецка"
242. МУ "Управление г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
строительства г. ГПП-2
Липецка"
243. ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 612,0 ПС 110/35/6 кВ
Бугор
244. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 301,5 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
245. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 325,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
246. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 357,5 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
247. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 337,8 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
248. ОАО "ЛГЭК" (жилые дома г. Липецк 2000,0 ПС 110/10/6 кВ
30 - 32 мкр) Юго-Западная
249. ООО "Строительная г. Липецк 560,0 ПС 110/10/10 кВ
компания" Университетская
250. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 618,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
251. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 728,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
252. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 604,6 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
253. Иванникова Елена Липецкий РЭС 330,0 ПС 35/10 кВ № 1
Ивановна
254. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 604,6 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
255. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 494,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
256. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 564,6 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
257. ГК "Российские Становлянский 340,0 ПС 35/10 кВ
автомобильные дороги" РЭС 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 Грязинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Садоводческое Бутырки
товарищество
262. Металлург-4 Грязинский РЭС 340,0 ПС 35/10 кВ
Садоводческое Бутырки
товарищество
263. ООО Долгоруковский 850,0 ПС 35/10 кВ
"Долгоруковоагросервис" РЭС Тимирязево
264. Водоканал города Лебедянский РЭС 580,0 ПС 110/35/10 кВ
Лебедянь МУП 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 г. Липецк 750,0 ПС 110/6 кВ
Ремонт-Сервис" ГПП-2
272. ООО "Хавле Чаплыгинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
Индустриверке" Чаплыгин
273. ООО "Рошен" Липецкий РЭС 5000,0 ПС 110/10 кВ
Рошен
274. ООО "Технологии карбида Грязинский РЭС 5000,0 ПС 220/110/10 кВ
кремния" 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 560,7 ПС 35/10 кВ
РЭС 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 г. Липецк 654,0 ПС 110/6 кВ
"Новая Гагарина" Трубная-2
283. ОАО "ЛГЭК" (объект РП г. Липецк 500,0 ПС 110/6 кВ
"Новая Опытная") Тепличная
284. ОАО "ЛГЭК" (жилые дома г. Липецк 2000,0 ПС 110/10/6 кВ
30 - 32 мкр) Юго-Западная
285. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 612,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
286. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 604,6 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
287. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 564,6 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
288. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 722,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
289. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 718,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
290. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 722,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
291. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 608,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
292. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 604,6 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
293. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 564,6 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
294. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 612,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
295. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 718,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
296. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 608,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
297. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 633,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
298. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 718,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
299. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 564,6 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
300. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 728,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
301. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 454,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
302. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 618,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
303. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 454,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
304. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 428,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
305. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 718,1 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" Университетская
306. ОАО "Липецкая ипотечная г. Липецк 500,0 ПС 110/10/10 кВ
корпорация" 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 г. Липецк 750,0 ПС 110/6 кВ
Ремонт-Сервис" ГПП-2
311. ООО "Хавле Чаплыгинский РЭС 2000,0 ПС 110/10 кВ ОЭЗ
Индустриверке" 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 560,7 ПС 35/10 кВ
РЭС 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
№ Наименование ПС Напряже- Год Тех. Трансформаторы и автотрансформаторы
п/п ния, кВ вво- состоя-
да ние № фаза тип мощ- год тех.
ПС ность, вво- сост.
МВА да
1. Борино 500/220/10 1971 уд. 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 1985 уд. 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, АТДЦТН 250 1990 удовл.
В, С
220/110/35 АТ-2 А, АТДЦТН 250 1988 удовл.
В, С
5. Северная 220/110/10 2009 уд. АТ-1 А, АТДЦТН 250 2009 удовл.
В, С
220/110/10 АТ-2 А, АТДЦТН 250 2009 удовл.
В, С
6. Новая 220/110/35 1977 уд. АТ-1 А, АТДЦТН 200 1978 удовл.
В, С
220/110/35 АТ-2 А, АТДЦТН 200 1977 удовл.
В, С
7. Правобережная 220/110/35 1975 неудовл. АТ-1 А, АТДЦТН 125 1975 неудовл.
<**> В, С Г
220/110/35 АТ-2 А, АТДЦТН 125 1990 неудовл.
В, С
220/110/35 АТ-3 А, АТДЦТН 125 1984 неудовл.
В, С
35/10 Т-1 А, ТРДНС 10 1996 неудовл.
В, С
35/10 Т-2 А, ТДНС 10 2008 неудовл.
В, С
8. Сокол 220/110/35 1989 уд. АТ-1 А, АТДЦТН 125 1989 удовл.
В, С
9. Елецкая 220/110/35 1969 уд. АТ-1 А, АТДЦТН 125 1976 удовл.
В, С
220/110/35 АТ-2 А, АТДЦТН 125 1969 удовл.
В, С
220/110/35 АТ-3 А, АТДЦТН 125 1985 удовл.
В, С
10. Тербуны 220/110/35 1994 уд. АТ-1 А, АТДЦТН 125 1994 удовл.
В, С
220/110/35 АТ-2 А, АТДЦТН 125 1994 удовл.
В, С
11. Дон 220/110/35 1987 уд. АТ-1 А, АТДЦТН 125 1994 удовл.
В, С
220/110/35 АТ-2 А, АТДЦТН 125 1987 удовл.
В, С
12. Маяк 220/10 1985 уд. Т-1 А, ТРНДС 40 1985 удовл.
В, С
220/10 Т-2 А, ТРНДС 40 1985 удовл.
В, С
13. КС-29 220/10 1984 уд. Т-1 А, ТРДЦН 63 1984 удовл.
В, С
220/10 Т-3 А, ТРДЦН 63 1985 удовл.
В, С
220/10 Т-4 А, ТРДЦН 63 1985 удовл.
В, С
220/10 Т-5 А, ТРДЦН 63 1986 удовл.
В, С
220/10 Т-6 А, ТРДЦН 63 1986 удовл.
В, С
220/10 Т-7 А, ТРДЦН 63 1987 удовл.
В, С
220/10 Т-8 А, ТРДЦН 63 1987 удовл.
В, С
14. Грязи-Орловские 220/27/10 Т-1 А, 40
<***> В, С
220/27/10 Т-2 А, 40
В, С
15. Пост-474 <***> 220/35/27 Т-1 А, 40
В, С
16. Усмань-Тяговая 220/35/27 Т-1 А, 40
<***> В, С
220/35/27 Т-2 А, 40
В, С
17. Чириково <***> 220/27/10 Т-1 А, 40
В, С
220/27/10 Т-2 А, 40
В, С
--------------------------------
<*> 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
№ Наименование ВЛ Год Год Число Протяженность Провод Грозотрос Опоры
п/п ввода рекон- цепей
струк- По По цепям Марка Участок Длина, Марка Длина, Всего Анкерные Промежу-
ции паспорту подвески км км 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 1959 1 194,17 129,5 3хАС 1082-1410 129,5 1хС 129,5 330 18 312
Балашовская - 480/60 70,
Липецкая ОКГТ
восточная
2. ВЛ 500 кВ 1959 1 280,50 129,0 3хАС 1084-1411 129,0 2хС 129,0 327 16 311
Балашовская - 480/60 70
Липецкая
западная с
отпайкой на
НВАЭС
Отпайка на НВАЭС 1982 1 151,5 3хАС 1-467 151,5 2хС 150,0 469 35 6 428
400/51 70
2хС 1,5
70/72
3. ВЛ 500 кВ 1977 1 85,40 85,4 3хАС 1032-1294 85,40 2хАС 85,40 267 36 15 216
Борино - Елецкая 330/43 70/72
4. ВЛ 500 кВ 1977 1 33,90 33,9 3хАС 920-1031 33,90 2хАС 33,90 115 7 6 102
Новобрянская - 330/43 70/72
Елецкая
5. ВЛ 500 кВ 1971 1 53,50 53,5 3хАС 3-138 53,28 2хС 53,50 138 29 109
Липецкая - 400/51 70
Борино
2хАП 500 1-3 0,22
6. ВЛ 500 кВ 1959 1 102,80 102,8 3хАС 1411-1679 102,80 2хС 102,80 268 13 255
Рязанская ГРЭС - 480/60 70
Липецкая
Восточная
7. ВЛ 500 кВ 1959 1 102,80 102,8 3хАС 1412-1679 102,80 2хС 102,80 269 13 248 8
Рязанская ГРЭС - 480/60 70
Липецкая
Западная
8. ВЛ 500 кВ 1972 1 75,00 75,0 3хАС 1-187 75,00 1хС 75,00 187 16 171
Борино - 400/51 70,
Воронежская ОКГТ
9. ВЛ 500 кВ 1990 1 106,60 106,6 3хАС 1-324 96,44 2хАЖС 96,44 364 34 4 326
Липецкая - 300/48 70/39
Тамбовская
3хАС 324-349 2,68 2хАС 2,68
330/43 70/72
3хАС 349-364 7,48 2хАЖС 7,48
300/48 70/39
Всего по ВЛ 500 1034,67 970,0 970,0 970,0 2734 217 1437 1080
кВ
10. ВЛ 220 кВ 1961 1 301,90 3,17 АС-400/51 367-380 3,17 С 70 151,30 13 4 1 8
Воронежская 1,2
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 1966 2 71,02 39,76 АС 300/39 1-53 39,76 2хС 0,188 103 18 78
Металлургическая 70
Правая, Левая
1960 26,82 53-90 26,82 С 70 35,508
1969 3,04 90-102 4,44 2хС 0,09
70
2009 1,40 5 2
12. ВЛ 220 кВ 1960 2 67,96 40,26 АС 300/39 1-58 40,26 2хС 0,33 101 16 81
Северная Правая, 70
Левая
1966 8,10 58-69 8,10 С 70 27,18
1969 18,91 69-100 19,60 6,60
2хС 0,04
70
2010 0,692 4
13. ВЛ 220 кВ 1972 2 77,88 8,92 АС 300/39 1-15 8,92 2хС 0,05 106 16 90
Западная Правая, 70
Левая
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 0,09
70
14. ВЛ 220 кВ 1972 2 23,54 8,62 АС 300/39 1-14 8,62 С 70 4,31 35 10 25
Правобережная
Правая, Левая 1966 14,92 14-35 14,92 С 70 7,46
15. ВЛ 220 кВ Стан 1969 2 4,24 3,40 АС 300/39 5-8 3,40 С 70 1,65 10 1 4
Правая, Левая
2хС 0,05
70
2010 0,84 1-5 0,84 С 70 0,42 4 1
16. ВЛ 220 кВ 2012 2012 2 6,13 4,61 АС 400/51 1-8 4,61 2хС 0,07 14 10 4
Северная-Новая 70
I, II цепь
8-портал 1,524 С 70 2,22
2010 2010 С 70 0,71
1,524 2хС 0,05
70
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 0,08 1 1
70
19. ВЛ 220 кВ 1981 1991 28,26 0,08 АС 300/39 118-портал 0,08 5 103
Чириково
1 28,18 1-118 28,18 ОКГТ 28,14 117 9
20. ВЛ 220 кВ Елец 1977 1 68,10 68,10 АС 400/51 1-110, 64,44 1хС 53,00 290 31 38 221
Левая 111-277 70
АС 400/93 110-111 0,65 2хС 2,10
70
С 70 53,07
ОКГТ 63,00
1981 АС 400/51 277-290 3,01 С 70 2,99
21. ВЛ 220 кВ Ливны 1979 2 48,12 8,43 АС 300/39 301-340 8,43
2 с отпайкой на
Тербуны
Отпайка на 1993 1 39,69 АС 300/39 1-166 39,69 2хС 39,67 165 16 149
Тербуны 70
22. ВЛ 220 кВ Елец 1969 1 68,99 68,99 АС 400/51 1-269 59,59 2хС 0,82 314 28 1 285
Правая 70
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 3,52 94 21 2 1 70
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 3,47 111 23 1 1 86
70
С70 2,43
1985 91-111 3,47 ОКГТ 19,00
25. ВЛ 220 кВ 1992 1 76,19 76,19 АС 300/39 1-152 36,51 С 70 0,27 341 45 7 289
Тербуны 1
1996 152-341 39,68 2хС 36,25
70
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 6,55
70
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 2,06
70
30. ВЛ 220 кВ 1962 1 54,28 43,97 АС 400/51 11-143 43,97 2хС 43,97 131 11 4 116
Тамбовская 1 70
2 10,31 1-11; 10,31 ОКГТ 10,31 37 18 19
143-168
31. ВЛ 220 кВ 1975 2 54,22 10,31 АС 400/51 1-11; 10,31
Тамбовская 3 167-192
1 43,91 11-167 43,91 43,91 156 11 145
1хС 43,91
70
32. ВЛ 220 кВ 1972 1 106,76 106,76 АС 400/51 1-9 2,40 С 70 2,70 459 27 3 429
Тамбовская 2
АС 300/39 9-458 104,36 ОКГТ 111,70
Всего по ВЛ 220 1315,76 1315,76 1315,76 1196,67 4361 579 22 1069 2691
кВ
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.
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.
№ Наименование, ПС Напряже- № Номи- Загрузка, % Загрузка в режиме % заг-
п/п ние, кВ тр-ра наль- МВт/МВар/МВА заг- n-1, МВт/МВар/МВА рузки
ная рузки от
мощ- от ном.
ность, ном. мощ-
МВА мощ- ности
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.
№ Наименование, ПС Напряже- № Номи- Загрузка, % заг- Загрузка в % заг-
п/п ние, кВ тр-ра наль- МВт/МВар/МВА рузки режиме n-1, рузки
ная от МВт/МВар/МВА от
мощ- ном. ном.
ность, мощ- мощ-
МВА ности, 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.
№ Наименование, ПС Напряже- № Номи- Загрузка, % заг- Загрузка в режиме % заг-
п/п ние, кВ тр-ра наль- МВт/МВар/МВА рузки n-1, МВт/МВар/МВА рузки
ная от от
мощ- ном. ном.
ность, мощ- мощ-
МВА ности, 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
№ Мероприятия по энергообъектам 220 кВ и выше Липецкой Год ввода
п/п энергосистемы
1. ВЛ 500 кВ Донская АЭС (НВАЭС-2) - Елецкая 500 с 2014
реконструкцией ПС 500 кВ Елецкая
2. Строительство ПС 220 кВ Казинка (ОЭЗ ППТ Липецк) с заходами 2013 <*>
на нее существующей двухцепной ВЛ 220 кВ Липецкая -
Металлургическая
3. Реконструкция двухцепной ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка с 2013 <*>
увеличением сечения провода до АС-500 (ВЛ 220 кВ Липецкая -
Металлургическая)
4. Реконструкция ПС 220 кВ Правобережная с заменой 2013 <*>
автотрансформаторов 3 x 125 МВА на 4 x 150 МВА
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 № 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 № 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 № 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 № 18).
Уровень нагрузок летнего максимума 2015 г.
На рисунке № 19 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 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 № 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 № 21).
Уровень нагрузок летнего максимума 2016 г.
На рисунке № 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 № 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 № 24).
Уровень нагрузок летнего максимума 2017 г.
На рисунке № 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 № 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 № 27).
Уровень нагрузок летнего максимума 2018 г.
На рисунке № 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 № 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 № 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 № 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 № 35).
На рисунке № 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 № 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 Значения токов короткого
выкл., кА 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 Значения токов короткого
выкл., кА 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 Значения токов короткого
выкл., кА 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 Значения токов короткого
выкл., кА 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 Значения токов короткого
выкл., кА 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 Значения токов короткого
выкл., кА 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 Значения токов короткого
выкл., кА 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 Значения токов короткого
выкл., кА 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
№ Подстанция Суммарная Количество и Сроки Стоимость
нагрузка в мощность строительства в ценах
проектный трансформаторов, II квартала
2018 год, единиц/МВА 2013 г.,
на шинах тыс. руб.
ПС, кВА
1. ПС 220 кВ 59176 2 x 250 2014 2179611,91
Казинка
2. ПС 220 кВ 239890 4 x 150 2014 1842953,57
Правобережная
(полная
реконструкция)
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
№ Подстанция Тип и Перечень работ Количест- Стоимость Примечание
мощность по во уста-
ПС, МВА переустройству навливае-
ПС мого
оборудо-
вания
1 2 3 4 5 7 8
2014
1. Елецкая 500/220/10 Силового
кВ трансформатора
2 x (3 x
167) МВА Ячеек РУ6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Выключателей 500 кВ - В объеме Подключение
(М, В, Э) 2 шт. капзатрат ВЛ 500 кВ от
Схемы не НВАЭС-2
учитывается
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
2. Правобережная 220/110/35 Силового
кВ трансформатора
4 x 150
МВА Ячеек РУ6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячеек 220 кВ - 150883,59 220 кВ - для
выключателя 2 шт. 3-й ВЛ 220 кВ
с ПС 500 кВ
Борино
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
3. Борино 500/220/10 Силового
кВ трансформатора
2 x (3 x
167) МВА Ячеек РУ6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячеек 220 кВ - 150883,59 Для
выключателя 2 шт. подключения
3-й ВЛ 220 кВ
на ПС 220 кВ
Правобережная
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
4. Металлургическая 220/110/35 Силового
кВ трансформатора
250 + 250
МВА Ячеек РУ6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячеек 110 кВ - 91277,58 Замена по ТКЗ
выключателя 2 шт.
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 Силового
кВ трансформатора
125 МВА
Ячеек РУ6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячеек 220 кВ - 75441,79 Усиление
выключателя 1 шт. надежности
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
6. Металлургическая 220/110/35 Силового
кВ трансформатора
250 + 250
МВА Ячеек РУ6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячеек 110 кВ - 91277,58 Замена по ТКЗ
выключателя 2 шт.
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 Силового
кВ трансформатора
250 + 250
МВА Ячеек РУ6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячеек 110 кВ - 91277,58 Замена по ТКЗ
выключателя 2 шт.
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 Силового
кВ трансформатора
250 + 250
МВА Ячеек РУ6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячеек 110 кВ - 136916,37 Замена по ТКЗ
выключателя 3 шт.
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. 929790,39
руб.
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
№ Линия электропередачи Марка и Протяжен- Коли- Сроки Стоимость
сечение ность по чество строи- в ценах
провода трассе, цепей тель- 2013 г.,
(кабеля) км ства тыс. руб.
1 2 3 4 5 6 7
1. ВЛ 500 кВ НВАЭС-2 - АС 3х400 229,4 1 2014 В объеме
Елецкая капзатрат
Схемы не
учитывается
2. Заход ВЛ 220 кВ от ВЛ АС-500 1,0 2 2014 11416,77
Металлургическая левая,
правая на ПС 220 кВ
Казинка (от ПС 500 кВ
Липецкая)
3. Заход ВЛ 220 кВ от ВЛ АС-300 1,0 2 2014 8892,60
Металлургическая левая,
правая на ПС 220 кВ
Казинка (от ПС 220 кВ
Металлургическая)
4. ВЛ 220 кВ АС-500 18 2 2014 205501,87
Металлургическая левая,
правая (от ПС 500 кВ
Липецкая до захода на ПС
220 кВ Казинка) -
реконструкция
5. ВЛ 220 кВ Борино - АС-400 11,9 1 2014 92107,28
Правобережная (3 линия)
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
№ Наименование Напряже- Год Тех. Трансформаторы Схема РУ
п/п ния, кВ ввода состоя- высшего
ПС ние № тип мощ- год тех. напряже-
ность, ввода сост. ния
МВА
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
№ Наименование Напряже- Год Тех. Трансформаторы Схема РУ
п/п ния, кВ ввода состоя- высшего
ПС ние № тип мощ- год тех. напряжения
ность, ввода сост.
МВА
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 110/10 2008 хорош. Т1 ТДН 25 2008 хор. 110-4Н
гончар
110/10 Т2 ТДН 25 2011 хор.
Продолжение таблицы 8.2
ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций
№ Наименование Напряже- Год Тех. Трансформаторы Схема РУ
п/п ния, кВ ввода состоя- высшего
ПС ние № тип мощ- год тех. напряжения
ность, ввода сост.
МВА
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 110/35/10 1996 хор. Т1 ТДТН 16 2006 хор. 110-9
Новая
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
№ Диспетчерское Наименование ВЛ Год Протяженность, Тип провода Опоры Изоляция Грозозащитный Прим.
п/п наименование ввода км трос (сост.
в ВЛ)
экспл. Металлические Ж/бетонные Все- В Тип Всего, Длина, Марка
го, т.ч. изоляторов шт. км
по по к-во тип к-во тип шт. анкер
трассе цепям
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
1. 2А Северная - 23,10 46,20 23 86 109 22 2985 23,1 Удовл.
Гидрооборудование
1.1. уч-к № 1 - 108 лев. цепь 1977 23,10 23,10 АС-185 22 У110-2; 86 ПБ110-4 108 22 ПС-12А, 2985 С-50
У110-1 ЛК-70/110,
ПС-120
1.2. уч-к № 1 - 108 прав. цепь 1980 23,10 23,10 АС-185 1 У110-1 - - 1 - - - С-50
2. Бугор Новая-Бугор с отп. 18,68 37,36 66 34 100 36 5138 18,68 Удовл.
на ПС
Правобережная,
Октябрьская, ГПП-4
2.1. уч-к ГПП-4-Бугор № 1 - 16 1978 2,70 5,40 АС-185 4 У110-2 12 ПБ110-8 16 4 ПС-12А 910 2,7 С-50
2.2. № 16 - 56 1961 10,500 21,000 АС-185 41 ПАБ-8; - - 41 9 ПМ-4,5 1450 10,500 С-50
УТЛБ-8 ПС-70
2.3. уч-к № 56 - 67 1982 1,43 2,86 АС-185 1 У110-2 10 УБ110-2; 11 3 ПС-120 482 1,43 С-50
ПБ110-8
2.4. уч-к № 67 - 83 1991 2,50 5,00 АС-185 7 У110-2 9 ПБ110-8 16 7 ПС-70 1104 2,5 С-50
2.5. уч-к № 83 - 88 1966 0,20 0,40 АС-185 6 УТЛБ-8; - - 6 6 ПМ-4,5 192 0,2 С-50
У110-2
2.6. отп. к ПС Правобережная 1966 1,20 2,40 АС-240 5 У2М; 3 ПБ110-4 8 5 ПС-4,5 760 1,2 ТК-50
УПМ110-1А
2.7. отп. к ПС Октябрьская 1997 0,15 0,30 АС-185 2 У110-2; - - 2 2 ПС-70 240 0,15 ТК-50
УС110-8
3. В. Матренка Усмань - 46,300 46,300 27 235 262 42 7424 46,534 Удовл.
В. Матренка
3.1. уч-к № 1 - 21 1985 3,60 3,60 АС-120 2 У110-1 19 ПБ110-5; 21 6 ПС-70Д 714 3,6 С-50
УБ110-7
3.2. уч-к № 21 - 263 1978 42,40 42,40 АС-120 25 У110-1; 215 ПБ110-5; 240 36 ПСГ-6А 6620 42,4 С-50
У110-3н; УБ110-7;
У110-1-14; УБ110-1;
У110-2-5 ПУСБ110-1
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 - 58,70 117,40 63 248 311 49 16659 58,7 Удовл.
Вербилово
4.1. уч-к № 1 - 2 1994 0,10 0,20 АС-185 2 У110-2 - - 2 2 ПС-6Б 116 0,1 С-50
4.2. уч-к № 2 - 175 1977 32,40 64,80 АС-185 47 У110-2; 130 ПБ110-8 177 43 ПС-120 9340 32,4 С-50
П110-6;
УС110-8
4.3. уч-к Вербилово - Хлевное № 1 - 1981 26,20 52,40 АС-95 14 У110-4; 118 УБ110-2; 132 4 ПС-6Б 7203 26,2 ТК-50
131 У110-2 ПБ110-2;
ПБ110-8;
ПБ110-10
4.4. отп. к ПС Вербилово 1977 0,250 0,500 АС-185 1 У110-2
5. Двуречки Северная - Двуречки 23,610 47,220 28 100 129 38 7644 23,310 Неуд.
левая с отп. на ПС
Казинка
5.1. уч-к № 1 - 74 1979 14,13 28,26 АЖ-120 13 У110-2; 64 ПБ110-2 77 19 ПФ-70Г 4344 14,13 ТК-50 Неуд.
У110-4; ПС-70
УС110-8
5.2. отп. к ПС Казинка 1979 7,53 15,06 АЖ-120 11 У110-2; 26 ПБ110-2 37 11 ПС-70 2214 7,53 ТК-50 Неуд.
У110-4; ПФ-70Г
УС110-2;
УС110-8
5.3. перемычка к ВЛ-110 кВ Усмань 1996 1,65 3,30 АС-120 3 У110-2 10 ПБ110-8; 14 7 ПС-120 1050 1,65 С-50
№ 1 - 13 УБ110-2; ПС-70
ПЖ
6. Добринка-1 Добринка - 1978 28,90 28,90 АС-120 20 У110-3; 152 ПБ110-5; 172 20 ПС6-Б 4939 28,9 С-50 Удовл.
В. Матренка У110-1; ПБ110-2
У110-2
7. Добринка-2 Хворостянка - 26,72 26,72 13 142 155 16 4264 26,72 Удовл.
Добринка
7.1. уч-к № 1 - 155 (новый) 1994 26,72 26,72 АС-120 13 У110-2; 142 ПБ110-8 155 16 ПС-120 4264 26,72 ТК-50
У110-4 ПС-70Д
8. Доброе Ситовка - Доброе 33,70 67,40 35 130 165 35 4542 33,7 Удовл.
8.1. уч-к № 1 - 4 1995 0,66 1,31 АС-120 2 У110-2 2 ПБ110-2 4 2 ПСГ-120 42 0,655 С-50
8.2. уч-к лев. цепь № 4 - 165 1982 33,05 33,05 АС-120 33 У110-2 128 ПБ110-2 161 33 ПСГ-70 4500 33,045 "-" Неуд.
8.3. уч-к прав. цепь № 4 - 165 1986 33,05 АС-120 - - - - - - - - "-"
9. Кольцевая Новая - 19,81 39,62 58 39 97 35 6334 19,46 Удовл.
Правобережная с
отп. на ПС Южная
9.1. уч-к № 1 - 16 1978 2,80 5,60 АС-185 4 У110-2 12 ПБ110-4 16 4 ПС-12А 910 2,8 С-50
9.2. уч-к № 16 - 43 1961 7,30 14,60 АС-185 27 П110-2 - - 27 5 ПС-70 1502 7,3 "-"
П-4,5
9.3. уч-к № 43 - 57 1966 2,90 5,80 АС-185 6 У-2М; 8 ПБ110-2; 14 6 ПС-70 816 2,9 "-"
УШЛБ-61 ПБ-28
9.4. отп. к ПС Южная № 1 - 24 1976 3,90 7,80 АС-185 12 ПП-2; 12 ПБ110-4 24 11 ПС-12А 1902 3,9 "-"
У110-3;
У110-4;
П110-6
9.5. отп. к ПС Южная № 24 - 26 1974 0,50 1,00 АС-185 1 У110-2 1 ПБ110-4 2 1 ПФ-6 158 0,5 "-"
9.6. отп. к ПС Южная № 26 - 36 1980 2,06 4,12 АС-185 5 У110-2; 5 ПБ110-4 10 5 ПС70-Д 944 2 "-"
УС110-8
9.7. отп. к ПС Бугор: уч-к оп № 1 - 4 0,350 0,700 АС-185 3 У110-2; 1 ПБ110-4 4 3 ПФ-6 102 0,35 "-"
(откл. в норм. реж.) У110-1
9.8. от оп. 31 к ПС 110 кВ Манежная 2011 0,625 - 1,165 ПвПу2г1*185/95/-64/110
КЛ-110 кВ Манежная - лев. прав. лев.
0,54 -
прав.
10. ЛТЗ - левая, Новая - ЛТЗ 1985 6,46 12,92 АС-400 24 У110-2; 23 ПБ110-4 47 15 ПС-70Е 5015 6,46 ТК-50 Удовл.
правая У110-8; ПС-120Б
П110-4 ПСГ-70Е
11. ЛТП Ситовка - ЛТП с 4,22 8,44 16 13 29 16 3147 4,14 Удовл.
отп. на ПС КПД
11.1. уч-к № 1 - 12 1987 1,54 3,08 АС-70 5 У110-4 7 ПБ110-2 12 5 ПС-6Б 702 1,54 С-50
11.2. отп. на ПС КПД № 1 - 17 1988 2,48 4,96 АС-95 11 У110-4; 6 ПБ110-6 17 11 ПС70-Д 2445 2,6 "-"
УС110-8
11.3. переход а/д № 11 - 12 1988 0,20 0,40 АС-120 - - - - - - - - -
12. Московская Правобережная - 9,70 19,40 23 39 62 22 4097 9,7 С-50 Удовл.
Юго-Западная
12.1. уч-к № 1 - 14 1966 2,30 4,60 АС-185 6 У-2 8 ПБ110-4 14 6 П-4,5 720 2,3 С-50
12.2. уч-к № 14 - 17 1982 0,55 1,10 АС-185 - - 3 ПБ110-8 3 - ПСГ-12 126 0,55 "-"
12.3. уч-к № 17 - 62 1993 6,85 13,70 АС-185 17 У110-2; 28 ПБ110-8 45 16 ПС-120 3251 6,85 "-"
П110-6В
13. Привокзальная Ситовка - 15,82 31,64 38 59 97 31 6264 15,82 С-50 Удовл.
Юго-Западная с отп.
на ПС Привокзальная
13.1. уч-к № 1 - 21 1988 2,80 5,60 АС-185 3 У110-2 17 ПБ110-8; 20 6 ПС-120 1260 2,8 С-50
УБ110-2
13.2. уч-к № 21 - 30 1995 1,15 2,30 АС-185 9 У-2; 1 УБ-110-2 10 7 ПС-120 884 1,15 С-50
П110-2
13.3. уч-к № 30 - 58 1995 5,35 10,70 АС-185 5 У110-2; 23 ПБ110-8 28 6 ПС-120 1740 5,35 С-50
П110-2
13.4. уч-к № 58 - 69 1962 2,39 4,78 АС-185 11 У-2М; ПБ110-8 11 2 ПС-70 640 2,39 С-50
П110-2
13.5. уч-к № 69 - 86 1995 2,82 5,64 АС-185 3 У110-2 14 ПБ110-8 17 3 ПС-120 933 2,82 С-50
13.6. уч-к № 86 - 89 1982 0,65 1,30 АС-185 2 У110-2 1 ПБ110-8 3 2 ПС-120 266 0,65 С-50
13.7. отп. к ПС Привокзальная № 1 - 8 1980 0,66 1,32 АС-95, АС-120 5 У110-2 3 ПБ110-4 8 5 ПС-120 541 0,66 С-50
14. Промышленная Металлургическая - 1996 3,42 3,42 АС-185 5 У110-2; 0 - 5 5 ПС-120 390 1,17 ТК-50 Удовл.
№ 1 - 16 ТЭЦ-2 У110-2-14;
У110-2-9
15. Связь № 1 - Северная - 1969 2,02 4,04 АСО-300 11 П4М; У90 0 - 11 7 ПС-70Д 1022 2,02 СТ-50 Удовл.
15 Металлургическая ПФЕ-11
16. Сухая Лубна и Правобережная - 1981 6,25 12,50 АЖ-120 9 У110-2 35 ПБ110-6 44 9 ПФ-6Б 2638 6,25 С-50 Удовл.
Лебедянь - Сухая Лубна и
левая № 1 - Правобережная
42 Лебедянь с отп. на
Н. Деревня
17. Трубная Ситовка - Трубная-2 10,73 21,454 31 28 58 22 3768 10,73 Удовл.
с отп. на ПС
Тепличная
17.1. уч-к № 1 - 18 1982 3,27 6,54 АС-185 5 У110-2 13 ПБ110-2 17 4 ПС-120 1011 3,27 С-50
ПС-70
17.2. уч-к № 18 - 34 1995 2,92 5,84 АС-120 3 У110-2; 13 ПБ110-2 16 3 ПС-120 1005 2,92 "-"
П110-2 ПС-70
17.3. уч-к № 34 - 52 1962 4,27 8,53 АС-120 19 У110-2; - - 19 9 ПС-120 1452 4,267 "-"
П110-2 ПС-70
17.4. уч-к № 52 - 54 1991 0,05 0,10 АС-185 2 У110-2 - - 2 2 ПС-120 100 0,05 "-"
17.5. отп. к ПС Тепличная № 1 - 4 1980 0,22 0,44 АС-95 2 У110-2 2 П110-2 4 4 ПС-120 200 0,22 ТК-50
17.6. отп. к ПС Трубная-1 № 1 - 9 (Т.О. 1991 1,30 2,60 АС-95 9 У110-2; - - 9 7 П-4,5 550 1,3 С-50
Труб. заводу) П110-2
18. ТЭЦ-2 ТЭЦ-2 - 3,62 7,24 15 3 18 15 2472 3,62 Удовл.
Металлургическая
18.1. уч-к № 1 - 7 1978 1,80 3,60 АС-185 4 П110-2; 3 ПБ110-8 7 4 ПСГ-12А 912 1,8 С-50
У110-2
18.2. уч-к № 7 - 18 1986 1,82 3,64 АС-185 11 У110-2 - - 11 11 ПСГ-70Д 1560 1,82 "-"
19. Усмань Усмань - 84,66 131,72 36 463 499 56 21933 84,66 Удовл.
Гидрооборудование
с отп. на ПС
Никольская, Аксай и
перемычкой
19.1. уч-к № 1 - 92 прав. цепь 1977 18,70 18,70 АС-95 12 У110-1; 82 ПБ110-1; 94 14 ПС-12А 2211 18,7 ТК-35,
У110-3 УБ-110-1 ПМ-4,5 ПС-50
19.2. уч-к № 1 - 95 лев. цепь 1984 18,90 18,90 АС-120 6 У110-1; 91 ПБ110-5; 97 13 ПС-70Д 3136 18,9 С-50
У110-2 УБ110-7
19.3. уч-к № 95 - 181 прав. цепь 1984 13,00 26,00 АС-120 3 У110-2 83 ПБ110-8; 86 5 ПС-70Д 4496 13 "-"
УБ110-2
19.4. уч-к № 181 - 325 1985 23,32 46,64 АС-120 4 У110-2 140 ПБ110-8; 144 12 ПС-6В 504 23,32 ТК-50
УБ110-2 ПСД-6А
19.5. уч-к № 325 - 369 1978 5,10 10,20 АС-120 4 У110-4 40 ПБ110-8 44 5 ПС-70Д 7372 5,1 ПС-50
19.6. отп. на ПС Аксай № 1 - 8 1978 1,34 2,68 АС-120 1 У110-2 7 ПБ110-7 8 1 ПС-70Д 2480 1,34 ТК-50
19.7. отп. на ПС Никольская № 1 - 17 1984 3,20 6,4 АС-95 3 У110-2 14 ПБ110-4 17 3 ПФ-70 886 3,2 ТК-50
19.8. Перемычка к ВЛ Двуречки уч-к 1996 1,10 2,20 АС-120 3 У110-2 6 ПБ110-8 9 3 ПС-70 848 1,1 ТК-50
№ 13 - 22
20. Хворостянка Гидрооборудование - 30,86 61,72 17 154 171 28 10072 61,72 Удовл.
Хворостянка
20.1. уч-к № 1 - 90 (левая цепь) 1992 16,03 16,03 АС-120 15 У110-4; 75 УБ110-2; 90 20 ЛК-70, 2836 16,03 ТК-50
У110-2; ПБ110-8 ПС-70Д
П150
20.2. уч-к № 90 - 157 (левая цепь) 1992 12,55 12,55 АС-150 0 У110-2 67 УБ110-4; 67 5 ЛК-70, 1768 12,546 "-"
ПБ110-8 ПС-70Д
20.3. уч-к № 157 - 168 (левая цепь) 1992 1,83 1,83 АС-120 - - 11 УБ110-2 11 1 ЛК-70, 296 1,834 "-"
ПС-70Д
20.4. уч-к № 168 - 171 (лев.) 1992 0,45 0,45 АС-150 2 У110-2; 1 ПБ110-8 3 2 ЛК-70, 136 0,45 "-"
УС110-8 ПС-70Д
20.5. уч-к № 1 - 29; № 37 - 171 (прав.) 1993 0,00 29,46 АС-95 - - - - - - ПС-70Д 4807 29,46 "-"
20.6. уч-к № 29 - 37 (правая цепь) 1993 0,00 1,40 АС-120 - - - - - - ПС-70Д 229 1,4 "-"
21. Цементная Сокол - Ситовка с 19,95 39,90 45 51 96 34 4680 3,32 Удовл.
отп. на ПС
Цементная
21.1. уч-к № 1 - 5 1982 0,92 1,84 АС-185 1 У110-2 4 ПБ110-4 5 1 ПС-12А 1044 0,92 ТК-50
21.2. уч-к № 5 - 67 1982; 13,40 26,80 АС-185 28 У110-2 34 ПБ110-4 62 17 ПС-12А; 1045 13,4 ТК-50
1962 ПСГ-70
21.3. уч-к № 67 - 78 1962; 2,30 4,60 АС-185 4 У110-2; 7 - 11 4 ПС-70 4644 2,3 "-"
1980 П110-2
21.4. уч-к № 78 - 95 1980; 3,23 6,46 АС-185 11 У110-2 6 ПБ110-4 17 11 ПФ-70 570; 0,92 "-"
1989 ПС-70 4644
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 - 10,93 21,76 48 20 68 25 5345 10,914 Удовл.
Центролит
22.1. уч-к № 1 - 29 1974 6,00 12,00 АС-185 29 ЦУ-6; - - 29 5 ПС6-А 2000 6 ТК-50
П4М-1; У2 ПСГ-70
22.2. уч-к № 29 - 38 1966 0,90 1,80 АС-185 5 ЦУ-6; 4 ПБ-30 9 5 ПС-120 683 0,9 "-"
П4М-1; У2
22.3. отп. к ПС Университетская № 1 - 2009 4,034 7,956 АС-185 14 УС110-2+5; 16 ПБ110-8; 30 15 ПС-120, 2662 4,014 ТК-9,1
30 У110-2; ПЖ ПС-70Е,
У110-2п ЛК70/110
23. Чугун ТЭЦ-2 - Сокол 10,22 20,44 24 25 49 22 4233 10,22 Удовл.
23.1. уч-к № 1 - 5 1978 0,40 0,80 АС-185 6 У110-2; - - 6 4 ПС-160 415 0,4 С-50
П110-2
23.2. уч-к № 5 - 44 1980 9,50 19,00 АС-185 14 У110-2; 25 ПБ110-4 39 14 ПС-70 3270 9,5 С-50
П110-2 ПФ-70
23.3. уч-к № 44 - 48 1989 0,32 0,64 АС-185 4 У110-2 - - 4 4 ПС-120 548 0,4 ПС-50
ПСГ-70
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
№ Диспетчерское Наименование ВЛ Год Протяженность, Тип Опоры Изоляция Грозозащитный трос Прим.
п/п наименование ввода км провода (сост.
в Металлические Ж/бетонные Всего, В т.ч. Тип Всего, Длина Марка ВЛ)
экспл. шт. анкерн. изоляторов шт.
по по к-во тип к-во тип
трассе цепям
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
1. Лебедянь Правобережная - 66,40 66,95 26 347 373 39 11211 66,6 Удовл.
левая Лебедянь
1.1. уч-к № 202 - 372 1974 27,2 27,2 АС-150/24 19 У2-М-2; У-2; 154 ПБ30-1 173 19 ПС-70Е 5161 27,2 ТК-50 Удовл.
У-4М;
У-110-2;
У4М+10;
У2М+10;
УС2-110-3;
У2+10;
У4+3,8; П4М
1.2. уч-к № 1 - 202. Опоры № 1 - 2 1987 39,2 39,4 АС-150/24 7 У-4М; 193 ПБ30-1; 200 20 ПС-70Е 6050 39,4 ТК-50 Удовл.
относятся к ВЛ Сухая Лубна УС-110-3; УБ-110-7;
У-110-1+9; УБ-110-9
У-110-1;
У110-2
1.3. отп. к ПС Куймань от № 246 1979 0 0,35 АС-150/24 ПС-70Е
(оп. 1-3) относятся к ВЛ -
110 кВ Лебедянь правая
2. Лебедянь Дон - Сухая 16,85 37,55 14 67 81 14 5693 16,85 Удовл.
Правая Лубна
2.1. уч-к от № 188 до ПС Сухая 1974 6,70 6,70 АС-150/24 3 У-110-1; 25 ПБ25-1 28 3 ЛК 70/110; 333 6,7 ТК-50 Удовл.
Лубна У-1-М ПС-70Е
2.2. уч-к от № 50 - 187, опоры 1974 0,00 20,70 АС-150/24 1 ПБ30-1 1 ПС-70Е 3660
внесены в Лебедянь левая от
№ 202 - 372
2.3. уч-к от ПС Дон до № 49 1974 9,80 9,80 АС-150/24 9 У110-2т; 40 ПБ 110-2 49 9 ПС-70Е 1494 9,8 ТК-50 Удовл.
У110-2+9;
У-2; У2-2
2.4. отп. к ПС Куймань 1979 0,35 0,35 АС-150/19 2 У110-2; 1 ПБ 110-2 3 2 ПС-70Е 206 0,35 ТК-50 Удовл.
У110-2+5
3. Сухая Лубна Правобережная - 45,8 45,8 21 210 231 17 6252 45,80 Удовл.
Сухая Лубна
3.1. уч-к от № 203 до ПС Сухая 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.
Лубна
3.2. уч-к от ПС Правобережная до 1974 39,30 39,30 АС-185/24 17 У-4М; 185 ПБ 30-1 202 13 ПС-70Е 5348 39,30 ТК-50 Удовл.
№ 202 ЦУ-2+10;
У 110-2;
П 4М
3.3. отп. к ПС Н. Деревня (№ 1 - 1981 АЖ-120
42) на балансе Липецкого
участка
4. Заход левая, Дон - Лебедянь 11,90 23,80 15 41 56 15 4248 11,8 Удовл.
правая
4.1. уч-к от ПС Дон до ПС Лебедянь 1983 11,90 11,90 АС-120-5,2 15 У 110-2; 41 ПБ 110-8 56 15 ПС-70Е 2124 11,8 С-50; ТК-50 Удовл.
(Заход левая) км; У 110-4;
АС-150-6,7 У 110-2+9
км
4.2. уч-к от ПС Дон до ПС Лебедянь 1983 0,00 11,90 АС-120-5,2 ПС-70Е 2124 Удовл.
(Заход правая), опоры км;
относятся к ВЛ Заход левая АС-150-6,7
км
5. Машзавод Дон - Машзавод 9,44 18,88 14 34 48 14 4300 9,40 Удовл.
левая, правая с отп. на ПС
Нива
5.1. уч-к № 12 - 25 1986 2,34 4,68 АС-120/19 3 У110-2+9; 9 ПБ110-8 12 3 ПС70-Д; 884 2,34 ТК-50 Удовл.
У110-2 ПС6А
5.2. отп. от № 25 до ПС Нива 1986 4,96 9,92 АС-120/19 7 У110-2; 17 ПБ110-8 24 7 ПС70-Д; 2468 4,96 С-50 Удовл.
У110-2+5 ПС6А
5.3. уч-к от ПС Дон до № 12 1986 2,10 4,21 АС-120/19 4 У110-2; 8 ПБ110-8 12 4 ПС70-Д; 948 2,10 ТК-50 Удовл.
У110-2+5 ПС6А
уч-к. на ПС Машзавод 1986 0,04 0,08 АС-120/19
6. Химическая-1 Лебедянь - 1979 28,90 28,90 АС-185/24 10 УА-110-2; 155 ПБ110-3, 165 19 ЛК-70; 1491 28,9 ТК-50 Удовл.
Химическая У-110-1; УБ110-4; ПС-70Д
У-110-1+5; УБ110-1
У-220-1
7. Данков Химическая - 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.
ТЭЦ
уч-к от ПС Химическая до ПС
ТЭЦ (опоры от № 1 до № 14
внесены в ВЛ 110 кВ Заводская
левая) (опора № 24 внесена в
ВЛ 110 кВ ТЭЦ Доломитная)
8. ТЭЦ Химическая - 1,60 6,00 4,00 5,00 9,00 4,00 1185,00 1,60 Хор.
Доломитная Доломитная, уч.
на ТЭЦ
8.1. уч-к от № 20 до ПС ТЭЦ 1986 1,60 1,60 АС-150/19 4 У 110-1 5 ПБ 110-1 9 4 ПФ-70В 465 1,6 ТК-50 Хор.
8.2. уч-к от ПС Химическая до № 20 1986 0,00 4,40 АС-150/24 ПФ-70В 720 ТК-50 Хор.
(опоры № 1 - 20 внесены в ВЛ
110 кВ Долмитная)
9. Доломитная Химическая - 1986 4,40 4,40 АС-150/19 4 У110-2-2; 16 ПБ 110-2 20 4 ПФ-70В 856 4,4 ТК-50 Хор.
Доломитная, уч. У110-2+5
на ТЭЦ
уч-к от ПС Химическая до № 20
10. Заводская Химическая - 1984 4,20 4,20 АС-150/19 6 У110-1; 14 ПБ 110-2; 20 6 ПФ-70В 800 4,2 ТК-50 Хор.
левая Заводская У110-2 ПБ 110-1
11. Заводская Химическая - 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.
правая Заводская
12. Березовка Химическая - 1984 52,70 52,70 АС-95/16 23 У110-2, 286 ПБ 110-8 309 32 ПС-70Д 9400 52,70 С-50 Хор.
Березовка У110-2+5,
У110-2+14,
У110-2+9,
П110-4,
П110-1+4
13. Золотуха Ольховец - 1991 6,245 14,00 АС-120/19 4 У110-1 42 УБ110-1+1, 46 8 ПС-70Д; 1548 6,55 С-50 Хор.
Круглое ПБ110-1; ЛК-70
ПБ110-5
уч-к от ПС Ольховец до ПС
Круглое (оп. от № 1 до № 43
внесены в ВЛ 110 кВ Круглое)
(опора № 90 внесена в ВЛ 110
кВ Ольховец)
14. Круглое Химическая - 14,10 14,10 8 76 84 16 1414 14,11 Хор.
Круглое
14.1. уч-к от ПС Химическая до оп. 1989 6,65 6,65 АС-120/19 3 У110-1; 38 УБ110-1, 41 9 ПС-70Д; 731 6,65 ТК-50 Хор.
№ 43 У110-2 УБ110-2, ЛК-70
УБ110-4,
ПБ110-5,
ПБ110-6,
ПБ110-6-4
14.2. уч-к от оп. № 43 до ПС 1989 7,46 7,46 АС-120/19 5 У110-2 38 УБ110-1, 43 7 ПС-70Д; 683 7,455 ТК-50 Хор.
Круглое УБ110-2, ЛК-70
УБ110-4,
ПБ110-5,
ПБ110-6,
ПБ110-6-4
15. Чаплыгин Лев Толстой - 25,83 28,6 6 120 126 6 3921 25,83
Старая Чаплыгин Старая
15.1. уч-к от № 17 до ПС Чаплыгин 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.
Старая
15.2. уч-к от ПС Астапово до № 17 1986 0,00 2,77 АС-95/16 ПМ-4,5 633 ТК-50 Хор.
(опоры внесены в ВЛ 110 кВ
Троекурово)
16. Чаплыгин-1 Компрессорная - 8,65 9,50 5 44 49 6 1944 8,65
Чаплыгин Новая
16.1. уч-к от № 13 до № 50 1968 6,89 6,89 АС-150/24 0 36 УБ 110-1; 36 1 ПС 70Б, 896 6,89 ТК-50 Удовл.
ПБ 110-5 ПС-6Б, ПС
70Д
16.2. уч-к от № 50 до ПС 2011 0,85 АС-150/24 ПС-70Е 384 ТК-9,1 Хор.
Компрессорная (опоры
относятся к ВЛ-110 кВ
"Компрессорная Левая")
16.3. уч-к от ПС Чаплыгин Новая до 1968 1,77 1,77 АС-150/24 5 У110-2; 8 ПБ110-2 13 5 ПС 70Д 664 1,77 ТК-50 Удовл.
№ 13 У110-2+5
17. Чаплыгин-2 Компрессорная - 21,60 22,45 9 106 115 13 3152 21,60
Первомайская
17.1. уч-к от № 8 до ПС 1968 21,60 21,60 АС-150/24 5 У 110-1; 102 УАБм60-1, 107 9 ПС-70 Б; 2856 21,6 ТК-50 Удовл.
Первомайская У 1-М ПБ-25-1 ПС-4,5
17.2. уч-к от ПС Компрессорная до 2011 0,00 0,85 АС-150/24 4 У110-1 4 ПБ 110-5 8 4 ПС-70 Е; 296 ТК-9,1 Хор.
№ 8 ЛК70/110
18. Лутошкино Лебедянь - 50,60 50,60 25 238 263 30 13061 50 Неудовл.
Левая Лутошкино с
отп. на ПС
Россия
18.1. уч-к от ПС Лебедянь до ПС 1981 50,555 50,555 АЖ-120 - 25 У110-2, 238 ПБ110-8, 263 30 ЛК-70, 13061 50,45 С-50; ТК-50 Неудовл.
Лутошкино 13,3; У110-4+5, УБ110-4, ПС-70Д,
АС - У110-2+5, УБ110-2 ПФ-70Д
95/16 - У110-2+9,
37,255 У110-4,
УС110-3
18.2. отп. до ПС Россия 1983 0,045 0,045 АС-95/16
19. Лутошкино Лебедянь - 0,61 50,61 1 3 4 4 282 0,61 Неудовл.
Правая Лутошкино с
отп. на ПС
Россия
19.1. уч-к от ПС Лебедянь до ПС 1981 0,61 50,57 АЖ-120 1 У110-1 3 УБ 110-2 4 4 ПС-70Е 282 0,61 ТК-50 Неудовл.
Лутошкино (опоры № 4 - 263
внесены ВЛ 110 кВ Лутошкино
левая)
19.2. отп. до ПС Россия 1983 0,00 0,05 АС-95/16
20. Ольховец Дон - Ольховец 7,49 18,30 5 39 44 9 1284 7,49 Хор.
20.1. уч-к от № 12 до № 20, опоры 1978 0,00 1,30 АС-120/19 ЛК-70 18 Хор.
относятся к ВЛ 110 кВ Лев
Толстой
20.2. уч-к от № 20 до № 59, опоры 1978 0,00 7,44 АС-120/19 ЛК-70; 286 Хор.
относятся к ВЛ 110 кВ Лев ПС-70Д
Толстой
20.3. уч-к от № 59 до ПС Ольховец 1978 7,49 7,49 АС-95/16 5 У110-2; 39 УБ 110-1; 44 9 ЛК-70; 751 7,49 С-50 Хор.
У110-1; ПБ 110-8 ПС-70Д
У110-1+9
20.4. уч-к от ПС Дон до № 12, опоры 1978 0,00 2,071 АС-120/19 ЛК-70; 229 Хор.
относятся к ВЛ 110 кВ Лев ПС-70Д
Толстой
21. Компрессорная Дон - 8,59 63,10 5 39 44 5 9560 6,54 Хор.
Правая Компрессорная
21.1. уч-к от № 265 до № 304 1981 7,75 7,75 АС-120/19 4 У110-1 34 ПБ110-2 38 4 ПС-70Д 1040 5,7 ТК-50 Хор.
21.2. уч-к от ПС Дон до № 265, 1981 0,00 49,63 АС-120/19 7428 АС-120; ТК-50 Хор.
опоры внесены в ВЛ 110 кВ
Компрессорная Левая
21.3. уч-к от № 304 до ПС 1981; 0,84 5,72 АС-120/19 1 У110-1 5 ПБ110-5 6 1 ПС-70Е 1092 0,84 ТК-9,1 Хор.
Компрессорная (опоры № 304 - 2011
№ 333 внесены в ВЛ 110 кВ
Компрессорная Левая)
22. Компрессорная Дон - 1981; 63,10 63,10 АС-120/19 34 У110-2П; 307 ПБ110-8 341 34 ПС-70 9520 63,1 АС-120; ТК-50 Хор.
Левая Компрессорная 2011 У110-2+14;
У110-2;
У110-4
23. Лев Толстой Дон - Астапово 30,20 30,20 11 165 176 18 5586 30,20 Хор.
23.1. уч-к от № 12 до № 20 1990 1,30 1,30 АС-120/19 1 У110-4 6 ПБ110-8 7 1 ПС-70 232 1,297 ТК-9,1 Хор.
23.2. уч-к от № 169 до ПС Астапово 1990 1,60 1,60 АС-120/19 3 У110-2 4 ПБ110-8 7 3 ПС-70 832 1,6 С-50 Хор.
(опора № 177 внесена в ВЛ 110
кВ Чаплыгин)
23.3. уч-к от № 20 до № 60 1990 7,44 7,44 АС-120/19 2 У110-2; 38 ПБ110-8 40 2 ПС-70 1088 7,442 ТК-9,1 Хор.
У110-4
23.4. уч-к от № 60 до № 169 1990 17,79 17,79 АС-120/19 2 У110-1 108 УБ110-1; 110 9 ПС-70 2922 17,79 ТК-9,1 Хор.
УБ110-3;
ПБ110-8
23.5. уч-к от ПС Дон до № 12 1990 2,07 2,07 АС-120/19 3 У110-4; 9 ПБ110-8 12 3 ПС-70 512 2,071 ТК-9,1 Хор.
У110-4+5
24. Троекурово Астапово - 34,93 34,93 18 181 199 28 6216 34,93
Троекурово отп.
Лев Толстой
24.1. уч-к от № 17 до ПС Троекурово 1997 30,01 30,01 АС-120/19 12 У110-1+9; 159 УБ110-1-1; 171 21 ПС-70Д 5248 30,01 ТК-50 Хор.
У110-1+5; ПБ110-5;
У110-1; ПБ110-8
У110-2+5;
У110-2П110-5
24.2. уч-к от ПС Астапово до № 17 1986 2,77 2,77 АС-120/19 5 У110-2 12 ПБ110-8 17 5 ПС-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; 11 2 ПС-70Д 304 2,15 ТК-50 Удовл.
ПБ110-5
25. Чаплыгин Астапово - 36,38 45,90 23 162 185 25 7270 36,38
Чаплыгин с отп.
на ПС Чаплыгин
Старая
25.1. уч-к от № 152 до № 190 (опоры 1994 0,00 7,75 АС-120/19 ПС-70Д 1272 ТК-50 Хор.
внесены в ВЛ 110 кВ
Компрессорная Правая)
25.2. уч-к от ПС Астапово до № 152 1994 28,01 28,01 АС-120/19 19 У110-2+5; 132 ПБ110-5 151 19 ПС-70Д 4680 28,01 ТК-50 Хор.
У110-1+5;
У110-1+9;
У110-1
25.3. уч-к от № 190 до ПС Чаплыгин 1944 0,77 2,54 АС-120/19 1 У110-1 2 ПБ110-5 3 1 ПС-70Д 168 0,77 ТК-50 Удовл.
Новая (опоры № 194 до ПС
Чаплыгин Новая внесены в ВЛ
110 кВ Чаплыгин-1)
25.4. отп. к ПС Чаплыгин Старая 1994 7,60 7,60 АС-120/19 3 У110-1 28 УБ110-1; 31 5 ПС-70 Д 1150 7,60 ТК-50 Хор.
ПБ110-5
26. Заря Левая Компрессорная - 11,80 23,60 18 67 85 18 2630 11,80 Хор.
Правая ОЭЗ
Чаплыгинская
26.1. уч-к от ПС Компрессорная до 2011 11,80 11,80 АС 185/29 18 У110-2; 67 ПБ110-8; 85 18 ПС-120Б 1315 11,80 ОКГТ-ц-1-6(G.652)-11.1/68 Хор.
ОЭЗ Чаплыгинская (ВЛ 110 кВ У110-2+5; ПБ110-6В (натяжные);
Заря Левая) У110-2+9; ЛК
У110-2+14 70/110-В4
(подвесные)
26.2. уч-к от ПС Компрессорная до 2011 0,00 11,80 АС 185/29 ПС-120Б 1315 Хор.
ОЭЗ Чаплыгинская (ВЛ 110 кВ (натяжные);
Заря Правая), опоры относятся ЛК
к ВЛ 110 кВ Заря Левая 70/110-В4
(подвесные)
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
№ Диспетчерское Наименование ВЛ Год Протяженность, Тип Опоры Изоляция Грозозащитный трос Прим.
п/п наименование ввода км провода (сост.
в Металлические Ж/бетонные Всего, В т.ч. Тип Всего, Длина Марка ВЛ)
экспл. шт. анкерн. изоляторов шт.
по по к-во тип к-во тип
трассе цепям
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
1. Волово Тербуны 220 - 41,00 41,02 22 213 235 30 6594 41,00 удовл.
Волово
1.1. уч-к по оп. ВЛ 110 кВ 1992 0,02 АС-150 0 ПС70-Д 54
Набережная (ПС Тербуны 220 -
оп. 1, двухцепной уч-к)
1.2. оп. 1 - 234 ПС Волово 1992 41,00 41,00 АС-120 22 У110-1, 213 ПБ110-5, 235 30 ПС70-Д 6540 41 С-50
добавлены 2 мет. оп. переуст. У110-1+9, УБ110-13,
для ПС Гончар У110-2+5 УСБ110-5,
УБ110-1-1
2. Гороховская Донская - 26,10 52,20 20 110 130 20 7440 26,10 удовл.
Гороховская с
отв. на ПС
Кашары
2.1. ВЛ 110 кВ Гороховская - левая 1978 26,10 АС-95 0 ПС6-Б 3720
по опорам Гороховская - ПС70-Д
правая (оп. № 1 - 130
Донская - Гороховская,
двухцепной уч-к)
2.2. ВЛ 110 кВ Гороховская - 1970 26,10 26,10 АС-120 20 ЦУ-2, У-2 110 ПБ110-2, 130 20 ПС6-Б 3720 26,1 ТК-50
правая совместный подвес с ВЛ М ПБ-26, ФД1 ПС70-Д
110 кВ Гороховская - левая
(оп. № 1 - 130 Донская -
Гороховская, двухцепной уч-к)
3. Долгоруково и Елец - Тербуны 56,46 112,37 40 280 320 40 17610 56,06 удовл.
Тербуны с с ответвлением
совместным на Долгоруково.
подвесом Елец 220 -
Тербуны - Хитрово.
новая Тербуны 220 -
Долгоруково с
отп. на Тербуны
3.1. ВЛ 110 кВ Долгоруково 1988 0,20 0,20 АС-150 2 У110-2 - 2 2 ПС70-Д 108 0,195 ТК-50
совместный подвес с ВЛ 110 кВ
Тербуны - новая - (ПС Елецкая
220 оп. № 1 - 2, двухцепной
уч-к)
3.2. ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по 1988 0,20 АС-150 ПС70-Д 108
опорам ВЛ Долгоруково (ПС
Елецкая 220 оп. № 1 - 2,
двухцепной уч-к)
3.3. ВЛ 110 кВ Долгоруково 1983 13,34 13,34 АС-150 16 У110-2, 58 ПБ110-8, 74 16 ПС70-Д 2256 13,34 С-50
совместный подвес с ВЛ 110 кВ П110-6, УП110-АБ
Тербуны - новая (оп. № 2 - У110-2+9,
76, двухцепной уч-к) У110-2+5
3.4. ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по 1988 13,34 АС-150 0 ПС70-Д 2256
опорам Долгоруково (оп. 2 -
оп. 76, двухцепной уч-к)
3.5. ВЛ 110 кВ Долгоруково 1983 21,12 21,12 АС-150 10 У110-2, 109 ПБ110-8 119 10 ПС70-Д 3156 21,12 С-50
совместный подвес с ВЛ 110 кВ У110-2+14,
Тербуны - новая (оп. № 76 - УС110-8
195, двухцепной уч-к)
3.6. ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по 1988 21,12 АС-150 0 ПС70-Д 3156
опорам Долгоруково (оп. №
76 - 195, двухцепной уч-к)
3.7. ВЛ 110 кВ Долгоруково 1983 2,30 2,30 АС-150 1 УС110-8 12 ПБ110-2 13 1 ПС70-Д 342 2,3 С-50
совместный подвес с ВЛ 110 кВ
Тербуны - новая (оп. № 195 -
208, двухцепной уч-к)
3.8. ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по 1988 2,30 АС-150 0 ПС70-Д 342
опорам Долгоруково (оп. №
195 - 208, двухцепной уч-к)
3.9. ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по 1988 18,90 АС-150 0 ПС70-Д 2760
опорам с ВЛ 110 кВ Тербуны -
(оп. № 209 - 314 - двухцепной
уч-к)
3.10. ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тербуны 1983 18,90 18,90 АС-150 10 У110-2 97 ПБ110-8 107 10 ПС70-Д 2868 18,5 С-50
совместный подвес с Тербуны -
новая (оп. № 1 - 107 -
двухцепной уч-к)
3.11. ВЛ 110 кВ Тербуны 1992 0,60 0,60 АС-150 1 УС110-8, 4 ПБ110-5, 5 1 ПС70-Д 150 0,602 С-50
(оп. № 106 - 111) УС110-1 ПБ110-2
3.12. ВЛ 110 кВ Тербуны по опорам 1992 0,06 АС-150 0 ПС70-Д 108
Тербуны-II (оп. № 111 - 113
ПС Тербуны 220, двухцепной
уч-к)
4. ВЛ 110 кВ Правобережная - 73,26 146,52 54 358 412 53 19699 73,26 удовл.
Донская с Донская с
отпайкой на отпайкой на ПС
ПС Лукошкино Лукошкино
4.1. ВЛ 110 кВ Донская - левая 1993 2,85 5,70 АС-185 10 У110-2 10 ПБ110-8 20 10 ПС-120 1470 2,85 С-50
(ВО), правая; (оп. № 1 - 20) У-2
4.2. ВЛ 110 кВ Донская - левая 1982 6,20 12,40 АС-185 1 У-110-2 26 ПБ110-8 27 1 ПС-120Д 1292 6,2 С-50
(ВО), правая (оп. № 20 - 47)
4.3. ВЛ 110 кВ Донская - левая 1984 33,15 66,30 АС-185 17 П-110-6 163 ПБ-110-8 180 19 ПС-70 8594 33,15 С-50
(ВО), правая (оп. № 47 - 227) У110-2
4.4. ВЛ 110 кВ Донская - левая 1986 23,00 46,00 АС-185 14 УС-8 116 ПБ-110-8 130 14 ПСГ-70 5975 23,5 С-50
(ВО), правая (оп. № 227 - У110-2
347)
4.5. ВЛ 110 кВ Донская - левая 1969 3,00 6,00 АС-185 6 У110-2 12 ПБ-30 18 2 П-4,5 654 2,5 С-50
(ВО), правая (оп. № 347 -
364)
4.6. ВЛ 110 кВ Донская - левая 1967 2,00 4,00 АС-95 2 У110-2 9 ПБ-30 11 2 П-4,5 574 2 С-50
(ВО), правая (оп. № 206 -
11 - отпайка к ПС Донская)
4.7. ВЛ 110 кВ Лукошкино левая 1988 3,06 6,12 АС-70 4 УС110-8, 22 ПБ110-2, 26 5 ПС6-Б 1140 3,06 ТК-50
(ВО), правая (оп. 273 - 26 ПС У110-2 УБ110-2
Лукошкино, двухцепной уч-к)
5. ВЛ 110 кВ Елецкая-220 - 3,50 7,00 12 7 19 8 1630 3,50 удовл.
Заречная Елецкая ТЭЦ
5.1. ВЛ 110 кВ Заречная левая 1970 1,40 2,80 АС-185 4 ЦУ-2, ЦУ-4 7 ПБ30-2 11 4 ПМ-4,5, 895 1,4 ТК-50
(ВО), правая (ПС Елецкая - ЛС-11
оп. 1 - 12, двухцепной уч-к)
5.2. ВЛ 110 кВ Заречная левая 1961 2,10 4,20 АС-185 8 КТЛБ8-1, - 8 4 ПМ-4,5, 735 2,1 ТК-50
(ВО), правая (оп. 12 - 19 АЛБ8-1, ЛС-11
ТЭЦ, двухцепной уч-к) АБКБ-2,
УШ6Б-10
6. ВЛ 110 кВ Елецкая-220 - 8,14 8,14 8 35 43 19 1602 7,60 удовл.
Елецкая - Елец тяговая
тяговая левая
6.1. ВЛ 110 кВ Елец тяга - левая 1990 8,14 8,14 АС-150/24 8 У110-1, 35 ПБ110-5, 43 19 ПС70-Д 1602 7,6 ПС-50
(ПС Елецкая 220 оп. 1 - 43 ПС У110-1+14, УСБ110-25,
Елец - тяговая) УС110-3, ПСБ110-1,
У110-2+14, УБ220-9-1,
УС110-8 УБ220-7-1
7. ВЛ 110 кВ Елецкая-220 - 8,36 8,36 9 36 45 20 1680 7,60 удовл.
Елецкая - Елец тяговая
тяговая
правая
7.1. ВЛ 110 кВ Елец тяга - правая 1990 8,36 8,36 АС-150/24 9 У110-1, 36 ПБ110-5, 45 20 ПС70-Д 1680 7,6 ПС-50
(оп. 45 - 1 ПС Елец - У110-1+14, УСБ110-25,
тяговая) УС110-3+9, ПСБ110-1,
У110-2+14, УСБ110-23
У110-1+9
8. ВЛ 110 кВ Елецкая-220 - 51,50 103,00 31 211 242 37 13836 51,50 удовл.
Измалково Измалково
8.1. ВЛ 110 кВ Измалково - правая 1985 51,50 АС-120 0 ПФ6-Е, 6918
по опорам ВЛ Измалково - ПС70-Д
левая (оп. 1 - 242 ПС Елецкая
220 - ПС Измалково,
двухцепной уч-к)
8.2. ВЛ 110 кВ Измалково - левая 1979 51,50 51,50 АС-120 31 У110-2, 211 ПБ110-8 242 37 ПФ6-Е, 6918 51,5 ТК-50-40,45
совместный подвес с ВЛ У110-4, ПС70-Д км
Измалково-правая (оп. 1 - 242 У110-4+9, АС-120-11,05
ПС Елецкая 220 - ПС У110-2+14, км
Измалково, двухцепной уч-к) П110-4,
ПС220 -
2У110
9. ВЛ 110 кВ Набережное - 25,62 26,90 16 91 107 16 3276 28,80 удовл.
Касторная Касторное
(Курск. эн.
сист.)
9.1. ВЛ 110 кВ Касторная по опорам 1971 1,28 АС-95 0 ПФЕ6-Б, 228
ВЛ 110 кВ Набережная (ПС ПМ-4,5
Набережная оп. 1 - 7,
двухцепной уч-к)
9.2. ВЛ 110 кВ Касторная (оп. 7 - 1971 25,62 25,62 АС-95 16 У1МН, 91 ПБ25-1 107 16 ПФЕ6-Б, 3048 28,8 С-50
114 ПС Касторная) У5МН, ПМ-4,5
У5МН-2
10. ВЛ 110 кВ Елецкая-220 - 12,00 24,00 29 24 53 18 2872 12,00 удовл.
Компрессорная КС-7А
10.1. ВЛ 110 кВ Компрессорная - 1976 8,90 17,80 АС-185 16 У110-2, 24 ПБ28 40 14 ПС6-А, 2218 8,9 ТК-50
левая (ВО), правая П110-4, ПС12-А
(ПС Елецкая - оп. 1 - 40, У110-2+9
двухцепной уч-к)
10.2. ВЛ 110 кВ Компрессорная - 1961 3,10 6,20 АС-185 13 ПЛБ7-1, 13 4 ПМ-4,5, 654 3,1 ТК-50
левая (ВО), правая (оп. 40 - АЛБ8-1, ПС70-Д
53 ПС КС-7А, двухцепной уч-к) УТБ8-1,
УШЛБ8-1,
КТЛБ8-1
11. ВЛ 110 кВ Тербуны 220 - 30,05 35,89 26 118 144 25 4580 31,15 удовл.
Набережная Набережное с
отпайкой на
Тербунский
гончар
11.1. ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ 1992 0,02 0,02 АС-150 1 У110-2 - 1 1 ПС70-Д 54
Набережная совместный подвес
с ВЛ 110 кВ Волово (ПС
Тербуны 220 - оп. 1,
двухцепной уч-к)
11.2. ВЛ 110 Набережная (оп. 2 - 1992 6,84 6,84 АС-120 7 У110-1, 36 ПБ110-5, 43 6 ПС70-Д 1214 6,84 С-50
оп. 44) У110-2, УБ110-13
У110-1+9
11.3. ВЛ 110 Набережная (оп. 45 - 1971 18,27 18,27 АС-95 6 У1МН 66 ПБ25-1 72 6 ПФЕ6-Б, 1908 18,27 С-50
оп. 117) ПМ-4,5
11.4. ВЛ 110 кВ Набережная 1971 1,28 1,28 АС-95 2 У2МН 5 ПБ30-1 7 2 ПФЕ6-Б, 228 1,3 С-50
совместный подвес с ВЛ 110 кВ ПМ-4,5
Касторная (оп. 117 - 123 ПС
Набережная, двухцепной уч-к)
11.5. отпайка на ПС Тербунский 2007 3,64 9,48 АС-150 10 У110-2, 11 ПБ110-2 21 10 ПС-120, 1176 4,74 ТК-50
Гончар У110-2+5, ЛК110/40 -
УС110-8, 66 шт.
У110-2С+9
12. ВЛ 110 кВ Елецкая-220 - 29,00 58,00 99 22 121 35 7500 29,00 неуд.
Становая Становая с
отпайкой на
Тростное
12.1. ВЛ 110 кВ Становая левая 1969 3,40 6,80 АС-185 9 У6М, У4м, 7 ПБ30-2 16 7 ЛС-11, 1104 3,4 ТК-50 неуд.
(ВО), правая (ПС Елецкая - У4м+10, ПС-120,
оп. 1 - 16, двухцепной уч-к) П27М+3,8, ПС-4,5,
У6М-3, ПС-70Д
У6М-1
12.2. ВЛ 110 кВ Становая левая 1961 4,00 8,00 АС-185 17 УШ6ПБ8-1, 3 ПБ110-8 20 8 ПС-120, 1344 4 ТК-50 неуд.
(ВО), правая (оп. 16 - оп. ПЛБ7-1, ПМ-4,5,
36, двухцепной уч-к) УТЛБ8-1 ПФЕ-4,5,
ПС70-Д,
ЛС-11
12.3. ВЛ 110 кВ Становая левая 1976 5,60 11,20 АС-150 17 У110-2+9, 12 ПБ-28 29 10 ПФ6-В, 1824 5,6 ТК-50 неуд.
(ВО), правая (оп. 36 - оп. У110-2, ПС6-Б,
65, двухцепной уч-к) П110-2 ПС12-А
12.4. ВЛ 110 кВ Становая левая 1963 16,00 32,00 АС-150 56 П-2, - 56 10 ПФЕ-4,5, 3228 16 ТК-50 неуд.
(ВО), правая (оп. 65 - 121 У110-2+9, ПС-120,
ПС Становая, двухцепной уч-к) У-2, У-6, ПС70-Д
У110-2П
13. ВЛ 110 кВ Елецкая-220 - 6,50 13,00 20 19 39 18 3000 6,50 удовл.
Табак Табак
13.1. ВЛ 110 кВ Табак - левая по 1981 6,50 АС-120 0 ПС6-А 1500
опорам Табак - правая (ПС
Елецкая 220 оп. 1 - 39 ПС
Табак, двухцепной уч-к)
13.2. ВЛ 110 кВ Табак - правая 1981 6,50 6,50 АС-120 20 У110-2, 19 ПБ110-2, 39 18 ПС6-А 1500 6,5 ТК-50
совместный подвес с ВЛ 110 кВ У110-4, ПБ110-8
Табак-левая (ПС Елецкая 220 П110-4
оп. 1 - 39 ПС Табак,
двухцепной уч-к)
14. ВЛ 110 кВ Тербуны-220 - 0,67 0,67 5 2 7 3 258 0,69 удовл.
Тербуны - II Тербуны-110
14.1. ВЛ 110 кВ Тербуны-II (ПС 1971 0,37 0,37 АС-95 3 П1МН, У1МН 3 1 ПФЕ6-Б, 102 0,252 С-50
Тербуны 110 оп. 1 - 3) ПС-70Д
14.2. ВЛ 110 кВ Тербуны-II (ПС 1992 0,24 0,24 АС-95 У110-1 2 ПБ25-1 2 ПФЕ6-Б, 48 0,378 С-50
Тербуны 110 оп. 3 - 5) ПС-70Д
14.3. ВЛ 110 кВ Тербуны-II - 1992 0,06 0,06 АС-150 2 У110-2 - 2 2 ПС70-Д 108 0,057 С-50
Тербуны (оп. 5 - 7 ПС Тербуны
220 - совмест. подвес с ВЛ
Тербуны; двухцепной уч-к)
15. ВЛ 110 кВ Тербуны-220 - 3,10 3,10 9 11 20 7 690 3,10 удовл.
Тербуны - Тербуны -
тяговая тяговая
15.1. ВЛ 110 кВ Тербуны - тяга 1993 3,10 3,10 АС-150/24 9 У110-2, 11 ПБ110, 20 7 ПС70-Д 690 3,1 ТК-50
совместный подвес с У110-4, ПБ110+8
Касторная - тяга - баланс жд У110-2+9,
(ПС Тербуны 220 оп. 1 - 20 ПС У110-2+5,
Тербуны-тяг.) П100-6В
16. ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ 8,80 8,80 5 46 51 7 1434 8,80 удовл.
Хитрово - Долгоруково -
тяга - левая Хитрово -
тяговая
16.1. ВЛ 110 кВ Хитрово тяга - 1988 8,80 8,80 АС-150 5 У110-1, 46 УБ110-1-10, 51 7 ПС70-Д 1434 8,8 С-50
левая (оп. 75 - 126 ПС У110-1+5 ПБ110-5
Хитрово - тяг.)
17. ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ 8,80 8,80 4 46 50 6 1380 8,80 удовл.
Хитрово - Долгоруково -
тяга - правая Хитрово -
тяговая
17.1. ВЛ 110 кВ Хитрово тяга - 1988 8,80 8,80 АС-150 4 У110-1, 46 УБ110-1-10, 50 6 ПС70-Д 1380 8,8 С-50
правая (оп. 279 - 329 ПС У110-1+5 ПБ110-5
Хитрово - тяг.)
18. ВЛ 110 кВ Елецкая ТЭЦ - 9,80 19,60 42 4 46 23 2402 9,74 удовл.
Центральная Западная с
отпайкой на
Агрегатную
18.1. ВЛ 110 кВ Центральная - 1963 4,10 8,20 АС-185 20 У110-2, ПБ110-1 20 13 ПС70-Д, 1111 4,1 ТК-50
левая (ВО), правая (ТЭЦ - ПС У2, П2, П-4,5,
Западная оп. 1 - 20, КТЛБ8-1, ПС-4,5
двухцепной уч-к) У6,
УС110-8
18.2. ВЛ 110 кВ Центральная - левая 1963, 1,10 2,20 АС-150 6 У2, П2, - 6 3 ПС-120, 204 1,1 ТК-50
(ВО), правая (оп. 20 - 27, 1996 УС110-8, П-4,5,
двухцепной уч-к) У110-2 ПС-4,5,
ПС-70Д
18.3. ВЛ 110 кВ Центральная - 1976 0,85 1,70 АС-95 2 У110-2, 4 ПБ110-2 6 2 ПС6-Б 279 0,788 ПС-50
левая (ВО), правая (оп. 27 - У110-8
32 ПС Агрегатная, двухцепной
уч-к)
18.4. ВЛ 110 кВ Центральная - левая 1963 3,75 7,50 АС-150 14 П2, У6, - 14 5 ПФЕ-4,5, 808 3,75 ТК-50
(ВО), правая (оп. 27 - оп. У110-2 П-4,5,
41 - не действ., двухцепной ПС-4,5,
уч-к) ПС-120
19. ВЛ 110 кВ Тербуны-220 24,90 49,80 18 143 161 20 8928 24,90 удовл.
Елец - тяга -
правая и
Хитрово -
тяга -
правая -
недействующий
уч-к
19.1. ВЛ 110 кВ Хитрово тяга - 1993 24,90 24,90 АС-150 18 У110-2, 143 ПБ110-8, 161 20 ПС70-Д 4464 24,9 ТК-50
правая с совместным подвесом У110-4+5, УБ10-2
Елец тяга - правая (ПС У110-4,
Тербуны 220 оп. 1 - 161, П110-6в,
двухцепной уч-к) У110-2+9,
УС110-8,
У110-2-5
19.2. ВЛ 110 кВ Елец тяга - правая 1993 24,90 АС-150 0 ПС70-Д 4464
по опорам Хитрово тяга -
правая - (оп. 161 - 1 ПС
Тербуны 220, двухцепной уч-к)
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 - Т1/40000
тяговая
Т2/40000
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д. 110/35/27,5 кВ Елец - Т1/40000
тяговая
Т2/40000
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д. 110/35/27,5 кВ Тербуны - Т1/40000
тяга
Т2/40000
ООО 110/35/6 кВ Становая. ОРУ Т1/40000
"ТранснефтьЭлектросетьСервис" 35 кВ принадлежит РСК
Т2/40000
ООО 110/6 кВ Сухая Лубна Т1/40000
"ТранснефтьЭлектросетьСервис"
Т2/40000
ОАО "ФСК-ЕЭС" 110/10 кВ Тростное <*> Т/6300
ОАО "Мострансгаз" (Донское 110/6 КС-7А Т1/40000
УМГ)
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"
№ ГПП № тр-ра Тип тр-ра S н. тр-ра, МВА U н. тр-ра, кВ
ГПП-1 1Т ТДТН 63 115/38,5/11
2Т ТДТН 63 115/38,5/11
3Т ТДТН 80 115/38,5/11
ГПП-2 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
3Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
ГПП-3 1Т ТДТН 63 115/38,5/11
2Т ТДТН 63 115/38,5/11
3Т ТДТГ 60 115/38,5/11
ГПП-4 1Т ТРДН 63 115/11/6,6
2Т ТРДН 63 115/11/6,6
ГПП-5 1Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
ГПП-6 1Т ТРДН 40 115/10,5/10,5
2Т ТРДН 40 115/10,5/10,5
ГПП-7 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
3Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
ГПП-8 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦНКМ 63/100 115/10,5/10,5
3Т ТРДЦНКМ 63/100 115/10,5/10,5
4Т ТРДЦНКМ 63/100 115/10,5/10,5
ГПП-9 1Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
3Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
ГПП-10 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
3Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
4Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
ГПП-12 1Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦНК 63 115/10,5/10,5
ГПП-15-1 1Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
2Т ТРДЦН 63 115/10,5/10,5
ГПП-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
№ ВЛ Наименование Марка провода Протяжен-
ВЛ ность, км
ОАО "ФСК-ЕЭС"
1. Ответвление на ПС - АС-120 1,5
Тростное от
Становая - левая
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 № 1 АСО-500 1,486
Цепь № 2 АСО-500 1,486
8. КВЛ п/ст Северная - Цепь № 1 АСО-500/АПвВнг-3(1х800) 1,58/0,66
ГПП18
Цепь № 2 АСО-500/АпвВнг-3(1х800) 1,58/0,57
9. КВЛ ГПП18 - РП1 Цепь № 1 АСО-500/АПвВнг-3(1х800) 5,193/0,51
Цепь № 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 - Прокатная АС-500 3,7
РП2 левая
16. Металлургическая - Прокатная АС-500 3,7
РП2 правая
17. Металлургическая - ТЭЦ-2 - АС-185 3,62
ТЭЦ2 правая
18. Металлургическая - ТЭЦ-2 - АС-185 3,62
ТЭЦ2 левая
19. Металлургическая - Промышленная АС-185 2,26
ТЭЦ2
АС-185 1,17
20. ТЭЦ-2 - РП2 РП-2 - левая АС-500 6
21. ТЭЦ-2 - РП2 РП-2 - АС-500 6
правая
22. Металлургическая - ГПП-3 левая АСО-400 4,6
ГПП3
23. Металлургическая - ГПП-3 правая АСО-400 4,6
ГПП3
24. Металлургическая - ГПП-5 - АС-185 2,61
ГПП5 правая
25. ТЭЦ-2 - ГПП-5 ГПП-5 - АС-185 1,53
левая
26. ТЭЦ-2 - ГПП-6 ГПП-6 - АСКС-185 2,6
правая
27. ТЭЦ-2 - ГПП-6 ГПП-6 - АСКС-185 2,6
левая
28. Ответвление на ГПП-4 2АС-185 2,5
ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"
29. ГПП-1 (Свободный ГПП-1 -
сокол) - Сокол правая
30. ГПП-1 (Свободный ГПП-1 -
сокол) - Сокол левая
31. Отпайка от ВЛ отп. к ПС АС-120 0,3
Двуречки Левая, ОЭЗ Липецк
Правая к ПС ОЭЗ
Липецк
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
№ Наименование Напряже- Год Срок Тех. Трансформаторы
п/п ния, кВ вво- служ- состоя-
да бы ПС ние № тип мощ- год срок тех.
ПС ность, вво- служ- сост.
МВА да бы
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
№ Наименова- Напряже- Год Срок Тех. Трансформаторы
п/п ние ния, кВ ввода службы состоя-
ПС ПС ние № тип мощ- год срок тех.
ность, ввода служ- сост.
МВА бы
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
№ Наименование Напряже- Год Срок Тех. Трансформаторы
п/п ния, кВ ввода служ- состоя-
ПС бы ПС ние № тип мощ- год срок тех.
ность, ввода служ- сост.
МВА бы
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, Липецкий Елецкий Лебедянский Всего по
лет участок участок участок области
Кол-во % Кол-во % Кол-во % Кол-во %
40 лет и 5 18,52% 5 38,46% 3 20,00% 13 23,64%
более
от 30 до 39 14 51,85% 4 30,77% 6 40,00% 24 43,64%
лет
от 20 до 29 5 18,52% 2 15,38% 4 26,67% 11 20,00%
лет
от 10 до 19 1 3,70% 1 7,69% 2 13,33% 4 7,27%
лет
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, Липецкий Елецкий Лебедянский Всего по
лет участок участок участок области
км % км % км % км %
40 лет и 68,15 7,94% 158,62 21,81% 67,28 8,77% 294,05 12,50%
более
от 30 до 39 462,47 53,90% 189,36 26,04% 338,80 44,16% 990,63 42,11%
лет
от 20 до 29 255,71 29,80% 367,52 50,54% 193,64 25,24% 816,87 34,73%
лет
от 10 до 19 61,93 7,22% 2,20 0,30% 73,37 9,56% 137,50 5,85%
лет
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 ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций
на нескольких (110 кВ - 27 шт.)
трансформаторах)
- -
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 ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций
питания ПС по высокой (110 кВ - 27 шт.)
стороне
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 ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций
подстанции (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 ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций
которых выполнены на ОД и (110 кВ - 27 шт.)
КЗ (полностью или частично)
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
№ Наименование ВЛ 35 кВ Протяженность, Количество Провод
(участка ВЛ 35 кВ) км цепей
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 № 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 № 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
№ Наименование Протя- Число Заме- Доп. Марка Замена Замена Замена Устан. Замена Примечан. Срок
п/п ВЛ жен- цепей на опор прово- провода изоля- линей- гасит. грозо- рекон-
ность опор (шт.) да (км торов, ной коле- троса струк-
(км) (шт.) трассы) шт. арма- баний (км) ции
туры (шт.)
(опор)
1. ВЛ 110 кВ 73,26 2 5 АС-185 0,948 1788 Да 48 0,948 № 230 - 231, 2014 -
Донская № 322 - 323 2015
левая -
правая
2. ВЛ 110 кВ 26,1 2 - - - 4149 - - - 2016 -
Гороховская 2017
левая -
правая
3. ВЛ 110 кВ 29 2 18 Экспертиза объемов, вынос за пределы городской черты оп. № 1 - 2014 -
Становая 38 с использованием недействующего участка ВЛ-110 кВ 2015
правая - Компрессорная - с заменой стоек опор типа СК-22 на СК-4 кол.
левая 18 шт.
4. ВЛ 110 кВ 2А 23,1 2 - 2 - - - - 23,1 Пр. оп № 2014 -
102 - 103 - 2015
104 нет
габарита
5. ВЛ 110 кВ 18,68 2 2 16,5 № 43, № 44 2014 -
Правобережная Разрушение 2015
220 - Новая фундаментов
220 (Бугор) устан. в
пойме р.
Воронеж
6. ВЛ 110 кВ 46,3 3 46,3 оп. 32, 117, 2016 -
В. Матренка 115 2017
7. ВЛ 110 кВ 58,95 2 2 32,65 125 - 126, 2014 -
Вербилово 163 - 164 - 2015
166 нет
габарита
8. ВЛ 110 кВ 23,61 2 АС-120 23,61 8976 Да 21,66 2014 -
Двуречки 2015
9. ВЛ 110 28,9 28,9 2018
Добринка-1
10. ВЛ 110 кВ 33,7 АС-120 33,7 2014 -
Доброе 2015
(левая)
11. ВЛ 110 кВ 19,81 5 2 7218 Да замена опор № 2014 -
Кольцевая с 5, 7, 9, 13, 2015
отп. 15. Отп. к
ПС Южная
прол. № 30 -
31 нет
габарита отп.
к ПС Бугор
прол. № 3 - 4
12. ВЛ 110 кВ - 1844 Да 2016 -
Лебедянь 2017
левая, С.
Лубна правая
13. ВЛ 110 кВ 2,02 666 Да 2016 -
Связь 2017
14. ВЛ 110 кВ 10,73 7,76 2018
Трубная с
отп.
15. ВЛ 110 кВ 3,62 3,62 2018
ТЭЦ-2
16. ВЛ 110 кВ 84,66 2 1176 Да 83,56 Прав. цепь 2014 -
Усмань с отп. прол. № 7 - 2015
8; № 64 - 65
нет габарита
17. ВЛ 110 19,95 1722 Да 15,8 № 78 - 95 2016 -
Цементная 2017
18. ВЛ 110 кВ 6,9 6,9 2018
Центролит
19. ВЛ 110 кВ 10,22 3012 Да 10,22 2016 -
Чугун 2017
20. ВЛ 110 кВ 11,8 10 2014 -
Заход Левый - 2015
Правый
21. ВЛ 110 кВ 4,73 1168 12% 2016 -
Данков запланировано 2017
на кап.
ремонт 2013
г.
22. ВЛ 110 кВ 4,4 818 20% 2016 -
Доломитная запланировано 2017
на кап.
ремонт 2013
г.
23. ВЛ 110 кВ ТЭЦ 5,95 1589 2016 -
Доломитная 2017
24. ВЛ 110 кВ 50,6 2 АС-120 25 2018
Лутошкино
лев. прав.
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 № 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 № 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 № 110-4Н, установив две ячейки элегазовых выключателей 110 кВ в цепи трансформаторов.
- ПС "Ольховец", "Круглое" - для повышения надежности транзита необходимо выполнить реконструкцию РУ 110 кВ данных подстанций до схемы № 110-5АН. На ПС "Круглое" требуется установка 1 комплекта трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (1 шт.).
- ПС "Нива" - рекомендуется установить ячейку элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора. Также требуется установка 1 комплекта трансформаторов тока 110 кВ, 1 шкафа УРЗА.
- ПС "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.
№ Наименование Установ- Суммар- Полная Полная Допус- Дефицит/
п/п объекта центра ленная ная мощность, мощ- тимая профицит
питания, класс мощность полная перерас- ность с наг- ЦП, МВА
напряжения трансфор- мощность пределяе- учетом рузка
маторов ЦП по мая в пере- рас-
Sуст. с резуль- соответ- распре- четная
указанием татам ствии с деле- в
их коли- замеров ПТЭ, МВА ния, режиме
чества, макси- за время МВА n-1,
шт./МВА мума МВА
нагрузки МВА Мин.
Sмах,
МВА
1 2 3 4 5 6 7 9 10 11
1. ПС 110/10 кВ Лев 10 2,50 2,50 60 0,00 2,50 0,00 0,00
Толстой
2. ПС 110/10 кВ 6,3 1,93 0,00 0 1,93 0,00 -1,93 -1,93
Двуречки
3. ПС 110/35/10 кВ 6,3 4,70 2,00 120 2,70 2,00 -2,70 -2,70
Чаплыгин
4. ПС 110/6 кВ 16 + 16 16,56 0,77 30 15,79 16,80 1,01 1,01
Агрегатная
5. ПС 110/6 кВ 40 + 40 24,30 1,30 30 23,00 42,00 19,00 19,00
Западная
6. ПС 110/10 кВ 2,5 + 6,3 2,23 0,96 60 1,27 2,63 1,36 1,36
Кашары
7. ПС 110/10 кВ 25 + 25 0,42 0,00 0 0,42 26,25 25,83 25,83
Тербунский гончар
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 10 + 2,5 0,94 0,30 30 0,64 2,63 1,99 1,99
Лукошкино
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 2,5 + 2,5 1,56 0,00 0 1,56 2,63 1,07 1,07
Ольховец
12. ПС 110/10 кВ 2,5 + 2,5 0,80 0,00 0 0,80 2,63 1,83 1,83
Куймань
13. ПС 110/10 кВ 2,5 + 2,5 0,09 0,09 60 0,00 2,63 2,63 2,63
Лутошкино
14. ПС 110/10 кВ 2,5 + 2,5 0,40 0,10 60 0,30 2,63 2,33 2,33
Круглое
15. ПС 110/10/6 кВ 40 + 40 42,20 3,20 100 39,00 42,00 3,00 3,00
Юго-Западная
16. ПС 110/6 кВ 20 + 20 + 45,14 1,38 30 43,76 42,00 -1,76 -1,76
Привокзальная 25
17. ПС 110/10/6 кВ 40 + 40 42,04 3,00 240 39,04 42,00 2,96 2,96
Южная
18. ПС 110/6 кВ 10 + 10 3,79 0,84 60 2,95 10,50 7,55 7,55
Ситовка
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 40 + 40 27,82 0,60 45 27,22 42,00 14,78 14,78
Октябрьская
22. ПС 110/10 кВ 40 + 40 1,04 0,00 0 1,04 42,00 40,96 40,96
Манежная
23. ПС 110/10 кВ 40 + 40 0,70 0,00 0 0,70 42,00 41,30 41,30
Университетская
24. ПС 110/6 кВ 15 + 15 6,40 1,20 60 5,20 15,75 10,55 10,55
Тепличная
25. ПС 110/6 кВ 25 + 25 5,00 0,00 0 5,00 26,25 21,25 21,25
Трубная-2
26. ПС 110/6 кВ ГПП-2 63 + 63 14,13 0,00 0 14,13 66,15 52,02 52,02
ЛТЗ
27. ПС 110/35/10 кВ 10 + 10 11,41 1 10,41 10,50 0,09 0,09
Тербуны-110
Ном. мощность СН, 10 + 10 3,19 1 30 2,19 10,50 8,31
МВА
Ном. мощность НН, 10 + 10 8,22 0,00 0 8,22 10,50 2,28
МВА
28. ПС 110/35/10 кВ 6,3 + 10 10,90 3,5 7,40 6,62 -0,78 -0,78
Долгоруково
Ном. мощность СН, 6,3 + 10 7,35 2 45 5,35 6,62 1,27
МВА
Ном. мощность НН, 6,3 + 10 3,55 1,50 140 2,05 6,62 4,57
МВА
29. ПС 110/35/10 кВ 10 + 10 3,13 1,5 1,63 10,50 8,87 7,88
Волово
Ном. мощность СН, 10 + 10 0,01 1 60 -0,99 10,50 11,49
МВА
Ном. мощность НН, 10 + 10 3,12 0,50 120 2,62 10,50 7,88
МВА
30. ПС 110/35/10 кВ 10 + 10 7,51 1,35 6,16 10,50 4,34 4,34
Измалково
Ном. мощность СН, 10 + 10 2,55 0,85 30 1,70 10,50 8,80
МВА
Ном. мощность НН, 10 + 10 4,96 0,50 30 4,46 10,50 6,04
МВА
31. ПС 110/35/10 кВ 16 + 16 13,51 2,3 11,21 16,80 5,59 5,59
Гороховская
Ном. мощность СН, 16 + 16 9,15 1,8 30 7,35 16,80 9,45
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 16 4,36 0,50 60 3,86 16,80 12,94
МВА
32. ПС 110/35/10 кВ 10 + 10 4,67 2,70 1,97 10,50 8,53 7,07
Донская
Ном. мощность СН, 10 + 10 1,24 2,7 30 -1,46 10,50 11,96
МВА
Ном. мощность НН, 10 + 10 3,43 0,00 0 3,43 10,50 7,07
МВА
33. ПС 110/35/10 кВ 16 + 16 19,43 11,30 8,13 16,80 8,67 8,67
Лебедянь
Ном. мощность СН, 16 + 16 8,30 8,3 60 0,00 16,80 16,80
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 16 11,13 3,00 120 8,13 16,80 8,67
МВА
34. ПС 110/35/10 кВ 16 + 16 8,77 5,8 2,97 16,80 13,83 13,83
Чаплыгин - новая
Ном. мощность СН, 16 + 16 4,30 4,3 30 0,00 16,80 16,80
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 16 4,47 1,50 100 2,97 16,80 13,83
МВА
35. ПС 110/35/10 кВ 16 + 16 6,50 4 2,50 16,80 14,30 14,30
Компрессорная
Ном. мощность СН, 16 + 16 4,00 2,5 30 1,50 16,80 15,30
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 16 2,50 1,50 60 1,00 16,80 15,80
МВА
36. ПС 110/35/10 кВ 16 + 16 6,46 2,7 3,76 16,80 13,04 13,04
Россия
Ном. мощность СН, 16 + 16 5,60 2,2 90 3,40 16,80 13,40
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 16 0,86 0,50 60 0,36 16,80 16,44
МВА
37. ПС 110/35/10 кВ 16 + 10 3,40 2,45 0,95 10,50 9,55 9,55
Березовка
Ном. мощность СН, 16 + 10 2,20 2,2 60 0,00 10,50 10,50
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 10 1,20 0,25 60 0,95 10,50 9,55
МВА
38. ПС 110/35/10 кВ 16 + 16 5,50 4,8 0,70 16,80 16,10 16,10
Астапово
Ном. мощность СН, 16 + 16 2,30 2,3 60 0,00 16,80 16,80
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 16 3,20 2,50 120 0,70 16,80 16,10
МВА
39. ПС 110/35/10 кВ 16 + 16 6,61 5,2 1,41 16,80 15,39 15,39
Химическая
Ном. мощность СН, 16 + 16 4,70 4 60 0,70 16,80 16,10
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 16 1,91 1,20 60 0,71 16,80 16,09
МВА
40. ПС 110/35/6 кВ 63 + 63 29,59 0 29,59 66,15 35,56 35,56
Бугор
Ном. мощность СН, 63 + 63 11,59 0 0 11,59 66,15 54,56
МВА
Ном. мощность НН, 63 + 63 18,00 0,00 0 18,00 66,15 47,15
МВА
41. ПС 110/35/6 кВ 40 + 32 + 49,15 2 47,15 75,60 28,45 28,45
Цементная 63
Ном. мощность СН, 40 + 63 16,87 2 60 14,87 42,00 27,13
МВА
Ном. мощность НН, 40 + 32 + 32,28 0,00 0 32,28 75,60 43,32
МВА 63
42. ПС 110/10/6 кВ 25 + 25 8,66 0 8,66 26,25 17,59 8,60
Т-1, Т-2
Гидрооборудование
Ном. мощность НН 12,5 + 4,53 0 0 4,53 13,13 8,60
6 кВ, МВА 12,5
Ном. мощность НН 12,5 + 4,13 0,00 0 4,13 13,13 9,00
10 кВ, МВА 12,5
ПС 110/35 кВ Т-3 31,5 8,44 5,50 30 2,94 5,50 -2,94 -2,94
Гидрооборудование
43. ПС 110/35/10 кВ 16 + 16 16,05 5,83 10,22 16,80 6,58 6,58
Усмань
Ном. мощность СН, 16 + 16 5,03 4,5 40 0,53 16,80 16,27
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 16 11,02 1,33 100 9,69 16,80 7,11
МВА
44. ПС 110/35/10 кВ 10 + 10 3,42 1,1 2,32 10,50 8,18 7,96
Аксай
Ном. мощность СН, 10 + 10 0,48 0,7 120 -0,22 10,50 10,72
МВА
Ном. мощность НН, 10 + 10 2,94 0,40 70 2,54 10,50 7,96
МВА
45. ПС 110/35/10 кВ 6,3 + 6,3 5,65 2,63 3,02 6,62 3,60 3,60
Никольская
Ном. мощность СН, 6,3 + 6,3 4,60 1,9 120 2,70 6,62 3,92
МВА
Ном. мощность НН, 6,3 + 6,3 1,05 0,73 60 0,32 6,62 6,30
МВА
46. ПС 110/35/10 кВ 10 + 16 14,83 1,56 13,27 10,50 -2,77 -2,77
Хворостянка
Ном. мощность СН, 10 + 16 12,07 1,2 40 10,87 10,50 -0,37
МВА
Ном. мощность НН, 10 + 16 2,76 0,36 140 2,40 10,50 8,10
МВА
47. ПС 110/35/10 кВ 16 + 10 9,16 6,1 3,06 10,50 7,44 7,44
Добринка
Ном. мощность СН, 16 + 10 3,31 3,1 120 0,21 10,50 10,29
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 10 5,85 3,00 290 2,85 10,50 7,65
МВА
48. ПС 110/35/10 кВ 6,3 + 6,3 2,51 1,24 1,27 6,62 5,35 5,35
Верхняя Матренка
Ном. мощность СН, 6,3 + 6,3 1,44 0,9 40 0,54 6,62 6,08
МВА
Ном. мощность НН, 6,3 + 6,3 1,07 0,34 150 0,73 6,62 5,89
МВА
49. ПС 110/35/10 кВ 16 + 16 22,03 7,72 14,31 16,80 2,49 2,49
Казинка
Ном. мощность СН, 16 + 16 14,66 6,40 60 8,26 16,80 8,54
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 16 7,37 1,32 40 6,05 16,80 10,75
МВА
50. ПС 110/35/10 кВ 16 + 16 12,45 4,6 7,85 16,80 8,95 8,95
Доброе
Ном. мощность СН, 16 + 16 7,43 3,6 60 3,83 16,80 12,97
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 16 5,02 1,00 100 4,02 16,80 12,78
МВА
51. ПС 110/35/6 кВ 10 + 6,3 9,90 2,92 6,98 6,62 -0,37 -0,37
Новая Деревня
Ном. мощность СН, 10 + 6,3 7,20 2,1 60 5,10 6,62 1,52
МВА
Ном. мощность НН, 10 + 6,3 2,70 0,82 70 1,88 6,62 4,74
МВА
52. ПС 110/35/6 кВ 10 + 6,3 3,59 2,5 1,09 6,62 5,53 5,53
Вербилово
Ном. мощность СН, 10 + 6,3 2,57 2,5 60 0,07 6,62 6,55
МВА
Ном. мощность НН, 10 + 6,3 1,02 0 0 1,02 6,62 5,60
МВА
53. ПС 110/35/10 кВ 16 + 16 13,94 1,8 12,14 16,80 4,66 4,66
Хлевное
Ном. мощность СН, 16 + 16 8,43 1 60 7,43 16,80 9,37
МВА
Ном. мощность НН, 16 + 16 5,51 0,80 50 4,71 16,80 12,09
МВА
54. ПС 110/35/10 кВ 6,3 + 10 3,02 1,20 1,82 6,62 4,80 4,80
Набережное
Ном. мощность СН, 6,3 + 10 1,95 1,2 10 0,75 6,62 5,87
МВА
Ном. мощность НН, 6,3 + 10 1,07 0,00 0 1,07 6,62 5,55
МВА
55. ПС 110/35/10 кВ 10 + 6,3 1,10 0,80 0,30 6,62 6,32 6,32
Троекурово
Ном. мощность СН, 10 + 6,3 0,50 0,5 60 0,00 6,62 6,62
МВА
Ном. мощность НН, 10 + 6,3 0,60 0,30 120 0,30 6,62 6,32
МВА
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 Дл. Загрузка, Ток по %
провода доп. МВт/МВар линии, загруз-
ток А ки от
при дл.
темпе- доп.
ратуре тока
минус
5° С,
А
"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 АС-95 425 4,06/1,4 24 5,65
Вербилово -
Хлевное 1
участок АС-95 425 6,1/2,8 37 8,71
Вербилово -
Хлевное 2
"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; 657 22,6/7 118 17,96
ПвПу2г1*185/95/-64/110
"Кольцевая Правая" АС-185; 657 20,7/5,8 107 16,29
ПвПу2г1*185/95/-64/110
"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 АС-185 657 34,1/13,8 188 28,61
Правая"
"Привокзальная АС-185; АС-95; АС-120 657 18,5/9 106 16,13
Левая"
"Привокзальная АС-185; АС-95; АС-120 657 7,4/4,7 45 6,85
Правая"
отп. на АС-95 425 28,5/11,8 159 37,41
Привокзальную 1
отп. на АС-95 425 14,3/6,3 80 18,82
Привокзальную 2
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 Дл. Загрузка, Ток по %
провода доп. МВт/МВар линии, загрузки
ток А от дл.
при доп.
темпе- тока
ратуре
минус
5° С,
А
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 АЖ-120; АС-95/16 425 8,1/2,9 46 10,82
Левая
ВЛ Лутошкино АЖ-120; АС-95/16 425 1/0,7 6 1,41
Правая
Ольховец АС-95/16; АС-120/19 425 12,2/2,2 64 15,06
Компрессорная АС-120/19 503 0,7/5,4 28 5,57
Правая
ВЛ Компрессорная АС-120/19 503 0,7/5,4 28 5,57
Левая
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. АС-120/19; АС-150/19 503 6,7/2,7 41 8,15
на ПС Чаплыгин
Старая
Продолжение таблицы 8.15
Елецкий участок службы воздушных линий
(зимний максимум 2012 г.)
Наименование ВЛ Марка и Дл. доп. Загрузка, Ток по % загрузки
сечение ток при МВт/МВар линии, от дл.
провода температуре А доп. тока
минус 5° С,
А
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 АС-150 580 2,5/1,7 16 2,76
левая
Елецкая - тяговая АС-150 580 2,5/1,7 16 2,76
правая
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; 425 2,9/1,2 18 4,24
АС-120;
АС-150
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 - АС-95; 425 0 0 0,00
II АС-150
ВЛ-110 кВ Тербуны - АС-150 580 7/1,9 38 6,55
тяговая
Хитрово - тяга - АС-150 580 0 0 0,00
левая
Хитрово - тяга - АС-150 580 0 0 0,00
правая
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 Дл. Загрузка, Ток по %
провода/кабеля доп. МВт/МВар линии, заг-
ток А рузки
при от
темпе- дл.
ратуре доп.
+35° тока
С, А
"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 - АС-95 290 1,8/0,3 11 3,79
Хлевное 1
участок Вербилово - АС-95 290 2,5/0,8 15 5,17
Хлевное 2
"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; 448 15,4/3,8 79 17,63
ПвПу2г1*185/95/-64/110
"Кольцевая Правая" АС-185; 448 15,1/4 78 17,41
ПвПу2г1*185/95/-64/110
"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 АС-185; АС-95; АС-120 448 30,8/7,6 159 35,49
Левая"
"Привокзальная АС-185; АС-95; АС-120 448 19,3/3,3 98 21,88
Правая"
отп. на АС-95 290 23,7/9,5 128 44,14
Привокзальную 1
отп. на АС-95 290 9,0/4 49 16,90
Привокзальную 2
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 Дл. доп. Загрузка, Ток по % загрузки
сечение ток при МВт/МВар линии, от дл.
провода температуре А доп. тока
+35° С, А
Лебедянь Левая АС-150 396 4,2/6,1 41 10,35
Лебедянь Правая АС-150/19; 396 4,4/4,2 31 7,83
АС-150/24
Заход Левая АС-120/19; 343 8,7/0,9 44 12,83
АС-150/24
Заход Правая АС-120/19; 343 8,7/0,9 44 12,83
АС-150/24
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; 396 4,3/3,5 29 7,32
АС-150/24
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; 290 3,7/1,2 22 7,59
АС-95/16
ВЛ Лутошкино Правая АЖ-120; 290 0,9/0,7 6 2,07
АС-95/16
Ольховец АС-95/16; 290 7,5/1,9 40 13,79
АС-120/19
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 АС-120/19; 343 5,7/4,2 40 11,66
Чаплыгин Старая АС-150/19
Продолжение таблицы 8.16
Елецкий участок службы воздушных линий
(летний максимум 2012 г.)
Наименование ВЛ Марка и Дл. доп. Загрузка, Ток по % загрузки
сечение ток при МВт/МВар линии, от дл.
провода температуре А доп. тока
+35° С, А
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; 290 1,2/0,5 9 3,10
АС-120;
АС-150
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; 290 0 0 0,00
АС-150
ВЛ-110 кВ Тербуны - АС-150 396 5/1,9 27 6,82
тяговая
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- Прирост нагрузок на шинах 35 кВ, 6 - 10 кВ, кВт Всего
ная 2013 -
полная 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2019, кВт
мощ-
ность
ЦП по
резуль-
татам
замеров
макси-
мума
нагруз-
ки
Sмах,
кВА
ПС 110/10 кВ - 4000,00 1600,00 1600,00 2400,00 2400,00 2400,00 1600,00 16000,00
Рождество
ПС 110/10 кВ 800 800,00 800,00
Куймань
ПС 110/10 кВ ОЭЗ - 6080,00 3360,00 2040,00 2400,00 1600,00 15480,00
ПС 110/10 кВ ОЭЗ - 3120,00 1120,00 1120,00 2080,00 3200,00 10640,00
Елецпром
ПС 110/35/10 кВ 6500 272,00 1600,00 1872,00 1600,00 1600,00 1600,00 8544,00
Компрессорная
35 кВ 272,00 272,00
10 кВ 1600,00 1600,00 1600,00 1600,00 1600,00
ПС 110/10 кВ - 4000,00 3200,00 3200,00 3200,00 3200,00 4000,00 7200,00 28000,00
Рошен
ПС 110/10 кВ 420 800,00 800,00 960,00 10780,00 13340,00
Тербунский гончар
ПС 110/10/10 кВ 1040 4838,20 4088,00 1735,00 344,00 11005,20
Манежная
ПС 110/10/10 кВ 700 953,30 1840,00 1600,00 4264,90 4453,50 4396,50 17508,20
Университетская
ПС 110/10/6 кВ 42200 7936,00 1401,20 1600,00 1600,00 1600,00 1600,00 15737,20
Юго-Западная
ПС 110/10/6 кВ 42040 251,60 251,60
Южная
ПС 110/35/10 кВ 5500 824,00 320,00 320,00 430,40 1894,40
Астапово
ПС 110/35/10 кВ 3130 640,00 272,00 912,00
Волово
ПС 110/35/10 кВ 13510 800,00 406,10 1206,10
Гороховская
ПС 110/35/10 кВ 12450 668,80 238,80 907,60
Доброе
ПС 110/35/10 кВ 4670 320,00 697,60 697,60 1715,20
Донская
ПС 110/35/10 кВ 22030 1056,00 288,40 448,00 132,00 1924,40
Казинка
35 кВ 272,00 288,40 448,00 132,00
10 кВ 784,00
ПС 110/35/10 кВ 19430 288,00 880,00 880,00 464,00 464,00 2976,00
Лебедянь
35 кВ 480,00 480,00
10 кВ 288,00 400,00 400,00 464,00 464,00
ПС 110/35/10 кВ 14830 176,00 616,00 176,00 272,00 428,80 1668,80
Хворостянка
35 кВ 176,00 616,00 176,00 272,00
10 кВ 428,80
ПС 110/35/10 кВ 6610 800,00 960,00 1040,00 1360,00 800,00 4960,00
Химическая
ПС 110/35/10 кВ 13940 950,00 302,00 448,00 0,00 748,80 320,00 2768,80
Хлевное
35 кВ 352,00
10 кВ 598,00 302,00 448,00 748,80 320,00
ПС 110/35/6 кВ 29590 1006,70 1372,00 1751,60 400,00 489,60 5019,90
Бугор
ПС 110/35/6 кВ 49150 3252,80 1864,00 2136,00 1864,00 1864,00 10980,80
Цементная
35 кВ 1864,00 1864,00 1864,00 1864,00 1864,00
6 кВ 1388,80 272,00
ПС 110/6 кВ 16560 247,20 499,20 746,40
Агрегатная
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 24300 445,80 640,00 384,80 272,00 1742,60
Западная
ПС 110/6 кВ КПД 4670 604,00 1784,00 428,80 2816,80
ПС 110/6 кВ 45140 116,00 124,00 240,00
Привокзальная
ПС 110/6 кВ 6400 400,00 880,00 1240,00 400,00 400,00 3320,00
Тепличная
ПС 110/6 кВ 5000 400,00 832,00 1720,00 2224,80 400,00 883,20 6460,00
Трубная-2
ПС 110/35/6 кВ 3590 400,00 532,00 932,00
Вербилово
35 кВ 400,00 532,00
6 кВ
ПС 110/35/10 кВ 3420 272,00 272,00
Аксай
35 кВ 272,00
10 кВ
ПС 110/35/10 кВ 10900 281,60 432,00 680,00 1393,60
Долгоруково
35 кВ 281,60 432,00 680,00
10 кВ
ПС 110/35/10 кВ 6460 400,00 400,00 428,40 1228,40
Россия
35 кВ 400,00 400,00 428,40
10 кВ
ПС 110/35/10 кВ 11410 320,00 320,00
Тербуны
35 кВ 320,00
10 кВ
ПС 110/35 кВ 168,00 160,00 328,00
Гидрооборудование
ПС 220/110 кВ - 960,00 800,00 3760,00 6400,00 4000,00 15920,00
Казинка
Итого прирост 28622,90 39240,70 26762,20 33413,30 34599,20 29442,10 27783,60 219864,00
нагрузок, кВт
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.
На рисунках № 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 № 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.
№ Наименование Напряже- СШ Ток трехфазного Ток Отклю-
п/п ния, кВ и однофазного КЗ трехфазного и чающая
на 2018 г. в однофазного КЗ спо-
норм. режиме, кА на 2018 г. соб-
макс. ность
значения, кА выклю-
чате-
110 кВ 35 110 кВ 35 лей,
кВ кВ кА
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,
110/35/6 2 4,54/2,65 0,89 4,77/2,7 0,89 12.5
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;
110/10/6 2 9,87/7,4 11,04/7,9 18.4;
12.5
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;
110/35/10 2 2,61/1,59 1,85 2,68/1,6 1,86 6.6;
12.5
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;
110/35/10 2 2,26/2 1,25 2,26/2 1,25 10
31. Донская 110/35/10 1 6,79/4,39 1,41 7,03/4,46 1,41 20;
25; 40
110/35/10 2 6,79/4,39 1,41 7,03/4,46 1,41 6,6
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;
110/35/10 2 2,1/1,8 0,83 2,1/1,8 0,83 10
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;
110/35/10 2 2,54/1,55 1,86 2,54/1,55 1,86 12.5
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
110/35/10 2 9,77/7,37 2,24 9,99/7,45 2,24 10;
6.6
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;
110/35/10 2 5,34/4,53 2,11 5,4/4,55 2,4 12.5
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
№ Подстанция Суммарный Количество и Сроки Стоимость в
переток в мощность строительства ценах II
2018 году трансформаторов, квартала
через единиц/МВА 2013 г.,
трансформатор тыс. руб.
ПС, МВА
1. ПС 110/10 кВ 11,72 40 + 40 2013 - 2015 360069,23
"Елецпром"
2. ПС 110/10 кВ 15,8 25 + 25 2014 332780,06
"Рождество"
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
№ Наименование Полное Адрес Подключаемая Год
подстанции наименование присоединения мощность, подключения
заявителя кВт
1 2 3 4 5 6
1. ПС 110 кВ ОАО "Куриное Липецкая обл., 6900,00 2014 - 2018
ОЭЗ Елецпром царство" Елецкий р-н, ОЭЗ
регионального
уровня ППТ
"Елецпром"
ОАО "Куриное Липецкая обл., 6400,00 2014 - 2018
царство" Елецкий р-н, ОЭЗ
регионального
уровня ППТ
"Елецпром"
2. ПС 110 кВ ООО 399672, 20000,00 2013 - 2019
Рождество "Моторинвест" Краснинский р-н,
с. Гребенкино
ООО "Реал 399672, 500 2017
Эстейт" Краснинский р-н,
с. Гребенкино
Таблица 8.23
Перечень центров питания, намечаемых Схемой к установке
второго трансформатора и замене существующих в проектный
период. Основные показатели
№ Подстанция Суммарный переток Количество и Сроки
через трансформатор установленная мощность установки
ПС, МВА трансформаторов, (замены)
единиц/МВА
Исходный Проектный Исходный Проектный
год, 2012 год, 2018 год, 2012 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
№ Наименование Полное наименование Адрес Подключае- Год
подстанции заявителя присоединения мая подключе-
мощность, ния
кВт
1 2 3 4 5 6
1. ПС 110 кВ ООО "Агрофирма Задонский 400 2014
Донская "Задонье" район
ОАО "Куриное Птицефабрика 1743,00 2018 -
Царство" "Студенец" 2019
2. ПС 110 кВ ИП Чернышева С.А. Грязинский 340,00 2013
Казинка район
ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 640,00 2013
3. ПС 110 кВ ООО "Отрада Ген" Добринский 536,00 2018
Хворостянка район
4. ПС 110 кВ Водоканал города г. Лебедянь 580 2017
Лебедянь Лебедянь МП
ООО "Сансет" г. Лебедянь 360 2013
ООО "Сансет" г. Лебедянь 500 2014
ООО "Сансет" г. Лебедянь 500 2015
Водоканал города г. Лебедянь 580 2018
Лебедянь МП
5. ПС 110 кВ ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 11650 2015 -
Цементная 2019
ООО "Центр-Гранд" г. Липецк 570 2015
ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 340 2017
ООО "Новый город" г. Липецк 666 2015
(Шубин В.В.)
ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 500 2015
(заказчик: ООО
"Автоинвест")
6. ПС 110 кВ ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 314,5 2014
Южная
7. ПС 110 кВ ОАО "ЛГЭК" Заказчик: г. Липецк 145 2014
Привокзальная ООО
"Спецфундаментстрой"
ОАО "ЛГЭК" заказчик: г. Липецк 155 2015
МУ "Управление
строительства г.
Липецка"
Таблица 8.25
Перечень подстанций 110 кВ, предусмотренных Схемой
к реконструкции и техническому перевооружению
№ Подстанция Тип и Перечень работ Количество Стоимость Примечание
мощность по устанавливаемого
ПС, МВА переустройству оборудования
ПС (установка
и/или замена)
1 2 3 4 5 6 7
2014
1. Вербилово 110/35/6 кВ Силового ТДТН 6300/110/35/6 - 1 20572,21 Непригодное
10 + 6,3 трансформатора шт. состояние. Возможно
МВА 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 Силового
40 + 40 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 5 шт. 9924,30 Целевая программа
кВ
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 Силового
40 + 40 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 2 шт. 3969,72 Целевая программа
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА УУОТ - 1 шт., 1112,03 Целевая программа
РЗА10 кВ - 2 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
4. Привокзальная 110/6 кВ Силового
20 + 20 + трансформатора
25 МВА
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 Силового
кВ 16 + 16 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Целевая программа
выключателя
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., 1232,00 Целевая программа
РЗА110 кВ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
6. КПД 110/6 кВ Силового
10 + 10 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 3 шт. (1 900,00 Целевая программа
компл.)
Ячейка ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Целевая программа
выключателя
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., 1632,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
7. Донская 110/35/10 Силового ТДТН-10000/110/35/10 - 30480,73 Непригодное
кВ 10 + 10 трансформатора 1 шт. состояние. Возможно
МВА 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 Силового ТДТН-10000/110/35/6 - 30480,73 Дефицит мощности
10 + 6,3 трансформатора 1 шт.
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
9. Октябрьская 110/10 кВ Силового
40 + 40 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 13 шт. 25803,18 Целевая программа
кВ
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 Силового
25 + 25 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 18 шт. 35727,48 Целевая программа
кВ
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 Силового
6,3 + 10 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 18 шт. 35727,48 Целевая программа
кВ
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 Силового
кВ 10 + 6,3 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 8 шт. 15878,88 Целевая программа
кВ
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 Силового
кВ 10 + 10 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Целевая программа
выключателя
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., РЗА110 1232,00 Целевая программа
кВ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
14. В. Матренка 110/35/10 Силового
кВ 6,3 + трансформатора
6,3 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа
выключателя
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., РЗА110 3480,41 Целевая программа
кВ - 2 шт., УУОТ - 1
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
15. КПД 110/6 кВ Силового
10 + 10 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 13 шт. 25803,18 Целевая программа
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Целевая программа
выключателя
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 16 шт. 764,96 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
16. Измалково 110/35/10 Силового ТДТН-10000/110/35/10 - 30480,73 Неудовлетворительное
кВ 10 + 10 трансформатора 1 шт. состояние
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа
выключателя
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., РЗА110 3480,41 Целевая программа
кВ - 2 шт., УУОТ - 1
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
17. Долгоруково 110/35/10 Силового ТДТН-10000/110/35/10 - 30480,73 Дефицит мощности.
кВ 6,3 + 10 трансформатора 1 шт. Возможно перемещение
с ПС Тербуны
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 2 шт. (2 600,00 Неудовлетворительное
фазы) состояние
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
18. Ольховец 110/10 кВ Силового
2,5 + 2,5 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Повышение надежности
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
19. Тербуны 110/35/10 Силового ТДТН-16000/110/35/10 - 42140,48 Дефицит мощности
кВ 10 + 10 трансформатора 1 шт.
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
20. Тепличная 110/6 кВ Силового
15 + 15 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 2 шт. 3969,72 Целевая программа
кВ
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 Силового ТДТН-16000/110/35/10 - 42140,48 Неудовлетворительное
кВ 16 + 16 трансформатора 1 шт. состояние
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
22. Добринка 110/35/10 Силового
кВ 16 + 10 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 6 шт. 11909,16 Целевая программа
кВ
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 Силового
кВ 16 + 16 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 1 шт. 1984,86 Целевая программа
кВ
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 Силового ТДТН-16000/110/35/10 - 42140,48 Дефицит мощности
кВ 10 + 10 трансформатора 1 шт.
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
25. Хлевное 110/35/10 Силового
кВ 16 + 16 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 6 шт. (2 1800,00 Неудовлетворительное
компл.) состояние
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
26. В. Матренка 110/35/10 Силового
кВ 6,3 + трансформатора
6,3 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Повышение надежности
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
27. Круглое 110/10 кВ Силового
6,3 + 2,5 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 3 шт. (1 900,00 Целевая программа
компл.)
Ячейка ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа.
выключателя Повышение надежности
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 1632,41 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
28. Кашары 110/10 кВ Силового
2,5 + 6,3 трансформатора
ВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 6 шт. (2 1800,00 Целевая программа
компл.)
Ячейка ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа
выключателя
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 2248,41 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
29. Усмань 110/35/10 Силового ТДТН-16000/110/35/10 - 42140,48 Неудовлетворительное
кВ 16 + 16 трансформатора 1 шт. состояние
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
30. Привокзальная 110/6 кВ Силового ТРДЦН-63000/110/6 - 1 66722,98 Дефицит мощности
20 + 20 + трансформатора шт.
25 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
31. Цементная 110/35/10/6 Силового ТРДН-25000/110/6 - 1 40838,45 Неудовлетворительное
63 + 40 + трансформатора шт. состояние
32 МВА
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 Силового ТДТН-16000/110/35/10 - 42140,48 Дефицит мощности
кВ 16 + 10 трансформатора 1 шт.
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 9 шт. (3 2700,00 Целевая программа
компл.)
Ячейка ЭВ110 кВ - 3 шт. 136916,38 Целевая программа
выключателя
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 3 шт., РЗА110 4096,41 Целевая программа
кВ - 2 шт., УУОТ - 1
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
33. Цементная 110/35/10/6 Силового
63 + 40 + трансформатора
32 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 1 шт. (1 300,00 Неудовлетворительное
фаза) состояние
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
34. Набережная 110/35/10 Силового
кВ кВ трансформатора
6,3 + 10
МВА Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Повышение надежности
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
35. Нива 110/10 кВ Силового
10 + 10 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 3 шт. (1 900,00 Целевая программа
компл.)
Ячейка ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа.
выключателя Повышение надежности
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт. 616,00 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
36. Южная 110/10/6 кВ Силового ТРДН-40000/110/10/6 - 51417,51 Неудовлетворительное
40 + 40 МВА трансформатора 1 шт. состояние
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
37. Привокзальная 110/6 кВ Силового ТРДЦН-63000/110/6 - 1 66722,98 Дефицит мощности
20 + 20 + трансформатора шт.
25 МВА
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 Силового
кВ 10 + 10 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка ЭВ110 кВ - 1 шт. 45638,79 Целевая программа
выключателя
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт. 616,00 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
39. Лутошкино 110/10 кВ Силового
2,5 + 2,5 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Повышение надежности
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
40. Казинка 110/35/10 Силового ТДТН-25000/110/35/10 - 93434,30 Дефицит мощности
кВ 16 + 16 трансформатора 2 шт.
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейка
выключателя
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
41. Тепличная 110/6 кВ Силового
15 + 15 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН ТТ-110 кВ - 6 шт. (2 1800,00 Целевая программа
компл.)
Ячейка ЭВ110 кВ - 2 шт. 91277,58 Целевая программа
выключателя
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 2248,41 Целевая программа
шт.
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. 2389817,73
с НДС
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
№ Линия Марка и Протяжен- Коли- Сроки Стоимость
электропередачи сечение ность по чество строительства в ценах
провода трассе, км цепей 2013 г.,
(кабеля) тыс. руб.
1. Ответвления на ПС АС-120 1,5 2 2013 - 2015 8153,73
Елецпром от ВЛ 110
кВ Елец, тяга
Правая, Левая
2. ВЛ 110 кВ Донская АС-185 0,948 2 2014 - 2015 1772,09
левая, правая.
Замена провода на
участке 0,948 км
3. ВЛ 110 кВ Двуречки АС-120 21,66 2 2014 - 2015 38368,41
лев., прав. Замена
провода
4. ВЛ 110 кВ Доброе АС-120 33,7 1 2014 - 2015 27382,79
левая. Замена
провода
5. ВЛ 110 кВ АС-120 25 2 2018 40627,29
Лутошкино
лев., прав. Замена
провода на участке
25 км (от ПС
Лебедянь до
ответвления на ПС
Рождество)
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
№ Подстанция Демонтируемый трансформатор Сроки Стоимость
ПС, МВА установки демонтажных
(замены) 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
№ Наименование Год Напря- Трансформаторы Схема Тех.
ввода жение состоя-
Т-1 Т-2 ние
Тип МВА Тип МВА
1. ПС 35 кВ № 1 1985 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5Н уд.
2. ПС 35 кВ № 2 1954 35/6 ТМ 1 ТМ 2,5 Нетип уд.
3. ПС 35 кВ № 3 1933 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
4. ПС 35 кВ № 4 1953 35/6 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
5. ПС 35 кВ Березняговка 1969 35/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 Нетип уд.
6. ПС 35 кВ Борино 1959 35/10 ТМН 4 ТМ 4 Нетип уд.
7. ПС 35 кВ Борисовка 1979 35/10 ТМ 4 ТМ 2,5 35-9 уд.
8. ПС 35 кВ Бочиновка 1993 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5АН уд.
9. ПС 35 кВ Бутырки 1968 35/10 ТМН 5,6 ТМН 6,3 35-4Н уд.
10. ПС 35 кВ Введенка 1971 35/10 ТМН 4 ТМ 4 Нетип уд.
11. ПС 35 кВ Вешаловка 1978 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
12. ПС 35 кВ Водозабор 1991 35/6 ТДНС 10 ТДНС 10 35-9 уд.
13. ПС 35 кВ Вперед 1973 35/10 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
14. ПС 35 кВ Грязи - 1966 35/6 ТМ 6,3 ТМ 5,6 Нетип уд.
город
15. ПС 35 кВ Грязное 1976 35/10 ТМ 4 ТМН 4 Нетип уд.
16. ПС 35 кВ Демшинка 1991 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
17. ПС 35 кВ Дмитриевка 1980 35/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
18. ПС 35 кВ Дмитряшевка 1977 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
19. ПС 35 кВ Дружба 1977 35/6 ТМ 5,6 35-3 уд.
20. ПС 35 кВ Ивановка 1978 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
21. ПС 35 кВ Каликино 1971 35/10 ТМР 3,2 ТМР 3,2 Нетип уд.
22. ПС 35 кВ Карамышево 1999 35/10 ТДНС 10 ТДНС 10 35-9 уд.
23. ПС 35 кВ Карьер 2009 35/6 ТМН 4 35-3Н хор.
24. ПС 35 кВ Княжья 1975 35/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 Нетип уд.
Байгора
25. ПС 35 кВ 1981 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
Конь-Колодезь
26. ПС 35 кВ Красная 1983 35/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
Дубрава
27. ПС 35 кВ Куликово 1995 35/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
28. ПС 35 кВ Курино 1959 35/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
29. ПС 35 кВ Лебедянка 1960 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
30. ПС 35 кВ Малей 1960 35/10 ТМН 4 ТМ 2,5 35-5АН уд.
31. ПС 35 кВ Матыра 1973 35/10 ТМН 4 ТМР 3,2 35-4Н уд.
32. ПС 35 кВ Московка 1988 35/10 ТМН 1,6 ТМН 1,6 35-9 уд.
33. ПС 35 кВ Мясокомбинат 1975 35/10 ТМН 6,3 ТМН 6,3 35-4Н уд.
34. ПС 35 кВ Негачевка 1973 35/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 35-9 уд.
35. ПС 35 кВ Новодубовое 1982 35/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
36. ПС 35 кВ 1974 35/6 ТМ 4 Нетип уд.
Новониколаевка
37. ПС 35 кВ 1974 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5Н уд.
Новочеркутино
38. ПС 35 кВ Паршиновка 1980 35/10 ТМН 1,6 ТМ 2,5 35-5АН уд.
39. ПС 35 кВ Пашково 1977 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
40. ПС 35 кВ Песковатка 1973 35/10 ТМ 1,6 Нетип уд.
41. ПС 35 кВ Петровская 1973 35/10 ТМ 2,5 ТМ 4 35-5АН уд.
42. ПС 35 кВ Плавица 1978 35/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 35-5АН уд.
43. ПС 35 кВ Поддубровка 1980 35/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
44. ПС 35 кВ Правда 1984 35/10 ТМН 4 ТМН 2,5 Нетип уд.
45. ПС 35 кВ Пружинки 1986 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
46. ПС 35 кВ Птицефабрика 1972 35/6 ТМ 4 ТМ 4 Нетип уд.
47. ПС 35 кВ Ратчино 1982 35/10 ТМН 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
48. ПС 35 кВ Речная 1981 35/10 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
49. ПС 35 кВ 1978 35/10 ТМ 2,5 ТМ 1,6 Нетип уд.
Сельхозтехника
50. ПС 35 кВ Сенцово 1985 35/10 ТДНС 10 ТДНС 10 35-5АН уд.
51. ПС 35 кВ Синдякино 1982 35/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
52. ПС 35 кВ Сошки 1988 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5АН уд.
53. ПС 35 кВ Сселки 2009 35/10 ТДНС 10 ТДНС 10 35-5АН хор.
54. ПС 35 кВ Стебаево 1987 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
55. ПС 35 кВ Таволжанка 1995 35/6 ТМН 4 ТМН 4 35-5АН уд.
56. ПС 35 кВ Т. Чамлык 1972 35/10 ТМ 3,2 ТМ 4 Нетип уд.
57. ПС 35 кВ Троицкая 1974 35/10 ТМ 2,5 ТМ 4 35-4Н уд.
58. ПС 35 кВ Трубетчино 1965 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
59. ПС 35 кВ Тюшевка 1982 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5АН уд.
60. ПС 35 кВ Федоровка 1979 35/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
61. ПС 35 кВ 1990 35/10 ТМН 6,3 ТМН 6,3 35-5АН уд.
Хлебопродукты
62. ПС 35 кВ Частая 1974 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
Дубрава
63. ПС 35 кВ Ярлуково 1972 35/10 ТМ 3,2 ТМН 35-4Н уд.
Продолжение таблицы 9.3
ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций
№ Наименование Год Напря- Трансформаторы Схема Тех.
ввода жение состоя-
Т-1 Т-2 ние
Тип МВА Тип МВА
1. ПС 35 кВ 2-е Тербуны 1982 35/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
2. ПС 35 кВ № 5 1954 35/6 ТМ 3,2 ТМН 6,3 Нетип уд.
3. ПС 35 кВ Авангард 1990 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-5АН уд.
4. ПС 35 кВ Аврора 1981 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
5. ПС 35 кВ Афанасьево 1978 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
6. ПС 35 кВ Б. Боевка 1983 35/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
7. ПС 35 кВ Бабарыкино 1982 35/10 ТМН 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
8. ПС 35 кВ Борки 1981 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
9. ПС 35 кВ Васильевка 1981 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
10. ПС 35 кВ Веселое 1984 35/10 ТМ 2,5 35-1 уд.
11. ПС 35 кВ Воронец 1982 35/10 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
12. ПС 35 кВ Восточная 1966 35/10 ТМН 10 ТДНС 16 Нетип уд.
13. ПС 35 кВ Гатище 1973 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
14. ПС 35 кВ Гнилуша 1973 35/10 ТМН 6,3 ТМН 6,3 Нетип уд.
15. ПС 35 кВ Голиково 1974 35/6 ТАМ 1,8 ТМ 1,6 35-4Н уд.
16. ПС 35 кВ Грызлово 1973 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
17. ПС 35 кВ Жерновное 1994 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
18. ПС 35 кВ Задонск - 1968 35/10 ТАМ 3,2 ТМ 1,6 Нетип уд.
Сельская
19. ПС 35 кВ Захаровка 1984 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
20. ПС 35 кВ Казаки 1992 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-9 уд.
21. ПС 35 кВ Казачье 1990 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
22. ПС 35 кВ Каменка 1968 35/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
23. ПС 35 кВ Кириллово 1989 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
24. ПС 35 кВ Князево 1979 35/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
25. ПС 35 кВ Колесово 1999 35/10 ТМН 6,3 ТМН 6,3 35-9 уд.
26. ПС 35 кВ Красная 1965 35/10 ТМН 3,2 Нетип уд.
Пальна
27. ПС 35 кВ Красотыновка 1981 35/10 ТМН 2,5 Нетип уд.
28. ПС 35 кВ Ксизово 1988 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
29. ПС 35 кВ Ламская 1966 35/10 ТМ 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
30. ПС 35 кВ Лебяжье 1978 35/10 ТМ 2,5 ТМ 1,6 Нетип уд.
31. ПС 35 кВ Ломовец 1979 35/10 ТМ 1,6 ТМН 2,5 Нетип уд.
32. ПС 35 кВ Озерки 1984 35/10 ТМН 2,5 Нетип уд.
33. ПС 35 кВ Ольшанец 1979 35/10 ТМ 2,5 ТМН 4 Нетип уд.
34. ПС 35 кВ Панкратовка 1973 35/10 2,5 Нетип уд.
35. ПС 35 кВ Плоское 1973 35/10 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
36. ПС 35 кВ Преображение 1982 35/10 ТМ 2,5 35-1 уд.
37. ПС 35 кВ Солидарность 1978 35/10 ТМ 4 ТМ 4 35-5АН уд.
38. ПС 35 кВ Стегаловка 1971 35/10 ТМ 2,5 ТМР 3,2 35-4Н уд.
39. ПС 35 кВ Талица 1969 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
40. ПС 35 кВ Тимирязево 1986 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-4Н уд.
41. ПС 35 кВ Тихий Дон 1987 35/10 ТМН 4 ТМН 4 Нетип уд.
42. ПС 35 кВ Хитрово 1967 35/10 ТМН 6,3 ТМН 6,3 35-9 уд.
43. ПС 35 кВ Чернава 1967 35/10 ТМН 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
44. ПС 35 кВ Чернолес 1986 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
45. ПС 35 кВ Яковлево 1970 35/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
Продолжение таблицы 9.3
ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций
№ Наименование Год Напря- Трансформаторы Схема Тех.
ввода жение состоя-
Т-1 Т-2 ние
Тип МВА Тип МВА
1. ПС 35 кВ Агроном 1968 35/10 ТМН 4 ТМ 6,3 Нетип уд.
2. ПС 35 кВ Барятино 1980 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
3. ПС 35 кВ Березовка 1979 35/10 ТМН 2,5 35-3 уд.
4. ПС 35 кВ Бигильдино 1983 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
5. ПС 35 кВ Большие 1980 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
Избищи
6. ПС 35 кВ Большое 1988 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
Попово
7. ПС 35 кВ Большой Верх 1978 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
8. ПС 35 кВ Ведное 1976 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
9. ПС 35 кВ 1974 35/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 Нетип уд.
Воскресеновка
10. ПС 35 кВ Гагарино 1988 35/10 ТАМ 1,8 ТМ 1,8 Нетип уд.
11. ПС 35 кВ Головинщино 1966 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
12. ПС 35 кВ Данков - 1976 35/10 ТМ 6,3 ТМН 6,3 Нетип уд.
сельская
13. ПС 35 кВ Долгое 1976 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
14. ПС 35 кВ Дрезгалово 1985 35/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 Нетип уд.
15. ПС 35 кВ Знаменка 1980 35/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
16. ПС 35 кВ Каменная 1970 35/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
Лубна
17. ПС 35 кВ Колыбельская 1968 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
18. ПС 35 кВ Комплекс 2006 35/10 ТМН 4 ТМН 4 35-9 хор.
19. ПС 35 кВ Красное 1975 35/10 ТМ 4 ТМН 4 Нетип уд.
20. ПС 35 кВ Культура 1979 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
21. ПС 35 кВ Никольское 1984 35/10 ТМН 4 Нетип уд.
22. ПС 35 кВ Новополянье 1977 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
23. ПС 35 кВ Первомайская 1969 35/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
24. ПС 35 кВ Пиково 1982 35/10 ТМ 2,5 Нетип уд.
25. ПС 35 кВ Полибино 1985 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
26. ПС 35 кВ Политово 1991 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
27. ПС 35 кВ Раненбург 1975 35/10 ТМ 1,6 ТМ 1,6 Нетип уд.
28. ПС 35 кВ Р. Дуброво - 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип
29. ПС 35 кВ Сапрыкино 1977 35/10 ТМ 1,6 ТМ 2,5 Нетип уд.
30. ПС 35 кВ Сергиевка 1996 35/10 ТМН 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
31. ПС 35 кВ Теплое 1992 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
32. ПС 35 кВ Топки 1997 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 35-5АН уд.
33. ПС 35 кВ Троекурово - 1970 35/10 ТМ 2,5 ТМ 2,5 Нетип уд.
совхозная
34. ПС 35 кВ Хрущево 1987 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 Нетип уд.
35. ПС 35 кВ Яблоново 1990 35/10 ТМН 2,5 ТМН 2,5 35-5АН уд.
<*> Текстом красного цвета выделены трансформаторы подстанций, находящиеся в неудовлетворительном и непригодном состоянии.
<**> Выделением цветом указаны года ввода подстанций, отработавших свой нормативный срок эксплуатации.
Таблица 9.4
ПС 35 кВ, находящиеся на балансе ОАО "ЛГЭК"
№ Наименование Год ввода Адрес Установленные Год
подстанции электроустановки электроуста- силовые ввода
(классы в эксплуатацию новки трансформаторы транс-
напряжения) форма-
тора в
экс-
плуа-
тацию
1. ПС 35/10/6 1939 ул. ТДТН-16000/35/10/6 2010
кВ Город Кузнечная,
(в 2010 д. № 1 ТДТН-16000/35/10/6 2010
реконструирована) (территория
КЭС ОАО
"ЛГЭК")
2. ПС 35/6 кВ 1971 ул. ТДНС-10000/35/6 1971
Студеновская Энгельса, за
домом № 2 ТДНС-10000/35/6 1971
3. ПС 35/6 кВ 1998 ул. Папина, ТМ-6300/35/6 1978
Водозабор-2 территория
водозабора ТМ-3200/35/6 1965
№ 2
Таблица 9.5
ПС 35 кВ, находящиеся на балансе других организаций
Собственник ПС 35/6-10 кВ Мощность
трансформаторов,
кВА
ОАО "Асфальтобетонный 35/0,4 кВ АБЗ Т1/630
завод"
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 ПС 35/6 кВ КПК Т1/4000
комбинат"
Т2/4000
ПС 35 кВ Добринский сахарный Т1/1600
з-д
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 35/6 кВ ИТК Т/4000
Липецкой обл.
Таблица 9.6
Воздушные линии 35 кВ, находящиеся на балансе филиала
ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
№ Наименование ВЛ Год Протяженность, км Тип провода Опоры Изоляция Грозозащитный трос Примеч.
п/п ввода (сост.
в Металлические Ж/бетонные Всего, В т.ч. Тип Всего, Длина Марка ВЛ)
экспл. шт. анкерн. изолято- шт.
по по цепям к-во тип к-во тип ров
трассе
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
ВЛ 35 кВ Липецкий участок
1. ВЛ 35 кВ № 2 10,6 10,6 11 71 83 23 1118 3,86 Удовл.
1.1. оп. 1 - 65 1979 8,30 8,30 АС-95 10 У35-1; 53 УБ35-11; 65 20 ПС-70Е 2,16 ТК-50
У110-1 ПБ35-3
1.2. оп. 65 - 83 1993 2,30 2,30 АС-95 1 У110-1 18 ПБ35-1В; 18 3 ПФ-70 1,7 ПС-35
УБ35-11 ПСГ-6А
2. ВЛ 35 кВ № 3 7,2 7,2 3 47 51 8 622 2,7 Удовл.
2.1. оп. 1 - 16 1974 2,20 2,20 АС-95 2 У35-1 14 ПБ35-1; 16 4 ПФ-70 1,2 С-35
ПУСБ-1
2.2. оп. 16 - 39 1980 3,50 3,50 АС-70 1 У35-2 21 ПБ35-В; 23 2 ПС-70 1,5
ПУСБ
2.3. оп. 39 - 51 1981 1,50 1,50 АС-70 - 12 ПБ35-1В 12 2 ПС-70
3. ВЛ 35 кВ № 4 3,80 4,00 0 27 27 4 402 1,9 Удовл.
3.1. оп. 1 - 3 (по 1978 0,00 0,20 АС-70 - - - ПС-6В
опорам ВЛ 35 кВ
Птицефабрика)
3.2. оп. 3 - 8 1994 0,70 0,70 АС-70 - - 4 ПБ35-3; 4 ПС-70 0,7 ТК-35
ПБ35-1В
3.3. оп. 8 - 14 1993 0,80 0,80 АС-70 - - 6 ПБ35-3; 6 1 ПС-70 "-"
ПБ35-1В;
УБ35-11
3.4. оп. 14 - 22 1993 1,00 1,00 АС-70 - - 8 ПБ35-1В; 8 1 ПС-70 "-"
УБ35-11
3.5. оп. 22 - 30 1981 1,30 1,30 АС-70 - - 9 ПБ35-1В; 9 2 ПС-70 1,2 С-50
УБ35-11
4. ВЛ 35 кВ № 5 10,91 11,46 5 79 84 10 480 2,95 Удовл.
4.1. оп. 1 - 6 (по 1992 0,00 0,55 АС-70 - - - - - - ПС-70Д ПС-35
опорам ВЛ 35 кВ
Сенцово-2)
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; 32 3 ПС-6Б "-"
ПБ35-3
4.4. отпайка на ПС 35 кВ 1974 6,20 6,20 АС-70 5 УАП-6; У35-1 44 УП35; 49 6 ПФ-6В 610 2,4 С-35
Частая Дубрава оп. ПБ35-1В
1 - 50
5. ВЛ 35 кВ № 6 4,10 6,50 9 35 44 10 575 4,1 Удовл.
5.1. оп. 1 - 14 (по 1972 0,00 2,40 АС-95 5 У-2 9 ПБ-110-2 14 5 ПС-70Е
опорам ВЛ 110 кВ Н. ПФ-6В
Деревня)
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; 20 3 ПФ-6В; 2,4 ТК-35
ПБ35-1; ПС-70Е
ПБ35-1В
6. ВЛ 35 кВ Аксай 1989 15,10 15,10 АС-95 9 У35-1 У110-2 121 УБ35-11; 130 23 ПС-70Д 1646 3,32 ПС-35 Удовл.
2УБ35-11;
ПБ35-1В
7. ВЛ 35 кВ 28,45 32,30 8 178 186 21 1025 2,7 Удовл.
Березняговка-1
7.1. оп. 1 - 159 1969 24,60 24,60 АС-70 3 ЦУ-11 156 АБ35-7; 159 15 ЛК70/35, 432 1,5 ПС-35
ПБ-33; ПС-70Д (гирл.),
ПБ35-1В; 107
7.2. отпайка оп. 1 - 27 1996 3,85 7,70 АС-70 5 У35-2 22 ПБ35-2; 27 6 ПС-70Д 486 ТК-35
ПУСБ35-2
8. ВЛ 35 кВ 13,10 13,71 4 104 108 5 1184 3,51 Удовл.
Березняговка-2
8.1. оп. 6 - 115 1989 13,10 13,10 АС-70 4 У35-1; 104 ПБ35-1В; 108 5 ПС-70Д 1,35 ПС-35
УАП35-6 ПБ35-3
8.2. оп. 1 - 6 (по 1989 0,00 0,61 АС-70 - - - - - - ПС-70Д 2,16
опорам ВЛ 35 кВ
Федоровка)
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 1981 0,70 1,40 АС-95 1 У2М 3 ПБ35-3В 4 4 ПС-70 1 "-" Неуд.
Водозабор оп. 1 - 4
9.3. отпайка к ПС 35 кВ 1975 3,50 7,00 АС-70 7 У35-2; 18 ПБ35-2; 25 11 ПФ-6В 750 1,46 ПС-35 Неуд.
Троицкая оп. 1 - 23 У110-2 УП35
10. ВЛ 35 кВ 1979 12,80 12,80 АС-70 3 У35-1; 68 УБ35-1; 71 21 ПС-6Б 1026 2,5 ПС-35 Удовл.
Борисовка-1 УАП35-6 УБ35-1В
11. ВЛ 35 кВ 24,85 33,20 16 114 130 40 2271 2,514 Удовл.
Борисовка-2
11.1. оп. 1 - 55 (по 1998 0,00 8,35 АС-120 - - - - - - ПС-70Е
опорам ВЛ 35 кВ
Бутырки)
11.2. оп. 55 - 169 2001 23,90 23,90 АС-120 13 У35-1; 101 УБ35-1; 114 26 ПС-70Е 1,63 ТК-50
У110-1 ПБ35-1
11.3. отпайка к ПС 35 кВ 2009 0,859 0,859 АС-70 1 У35-1т 9+4 УБ35-11.1т; 16 14 ПС-70Е 348 0,884 ТК-8,1
Карьер оп. 1 - 13, портал УБ35-1.1;
14 - 16 ПБ35-3.1т;
П-1
11.4. отпайка к ПС 35 кВ 2009 0,109 0,109 АС-120 2 У110-1+9; - -
Карьер оп. 13 - 14 У35-1т+5
11.5. отпайка к ПС 35 кВ 2009 0,09 0,09 АС-120 0 - 0 - 0 0 - - 0,09 ТК-9-1
Сселки
12. ВЛ 35 кВ Бочиновка 1977 3,70 3,70 АС-95 5 У35-1; П35-1 23 АУБМ-1; 28 6 ПС-6А 402 3,7 ПС-35 Удовл.
ПБ35-1
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 2009 0,08 0,08 АС-120 0 - 0 - 0 0 - - 0,08 ТК-9-1
Сселки
14. ВЛ 35 кВ Введенка 1971 6,90 6,90 АС-70 11 У1М; У35-1 42 ПБ35-3; 53 11 ПМ-4,5 670 3,38 ПС-35 Удовл.
оп. 1 - 53 ПВ-1 ПС-70Д
15. ВЛ 35 кВ Вешаловка 1978 9,50 9,50 АС-70 3 У35-2 91 А35-4Б; 94 20 ПС-6А 1050 3,2 ПС-35 Удовл.
ПБ35-1В
16. ВЛ 35 кВ Водозабор 4,32 4,32 12 20 32 12 549 3,52 Удовл.
16.1. оп. 1 - 6 1989, 0,62 0,62 АС-120 4 У35-2 2 УБ35-11; 6 5 ПС-70Д 0,62 ТК-50
2009 ПБ35-2
16.2. оп. 6 - 9 1968 0,48 0,48 АС-120 5 П110-1; У1М 6 УБ35-11; 11 4 ПС-70Д 1 ТК-35
ПБ35-18
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; 50 ПБ35-1В; 53 3 ПФ-70 1,92 ПС-35
УАП35-3 ПБ35-3
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 14,83 14,83 АС-95 - - 3 УБ35-1 3 2 ПФ-70
к ПС 35 кВ
Хворостянка)
18. ВЛ 35 кВ 7,71 13,21 12 38 50 24 1635 4,9 Удовл.
Грязи-Городская
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 2000 1,20 1,20 АС-95 1 У35-2; 6 УБ35-1; 7 4 ПС-70Е ТК-35
Гидрооборудование - У110-1 ПБ35-1;
левая оп. 1 - 11 ПБ110-2
18.3. от ПС 35 кВ 2000 1,01 1,01 АС-95 1 У35-1 14 УБ35-1; 15 10 ПС-70Е "-"
Гидрооборудование - ПБ35-1
правая оп. 1 - 15
19. отпайка от ВЛ 35 кВ 1976 5,60 5,60 АС-95 3 У35-1; 37 ПБ35-1; 40 6 ПС-70Д, 510 1,2 ПС-35 Удовл.
Сухоборье - правая УСБ35-1в ПБ35-1В ПФ-70Д
к ПС 35 кВ Грязное
20. ВЛ 35 кВ Демшинка 1991 14,00 14,00 АС-95 7 У35-1; У35-2 115 ПБ35-2; 122 15 ПС-70Д 1378 3,7 ПС-35 Удовл.
ПБ35-1В;
УБ35-11
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; 66 ПБ35-3; 69 11 ПС-6Б 1,8 ПС-35
УАП35-3 ПБ35-1В
21.2. оп. 70 - 87 1976 0,00 2,50 АС-70 - - - - - - ПС-6Б
(по опорам ВЛ 35 кВ
К. Байгора)
22. ВЛ 35 кВ 13,20 14,02 8 100 108 18 Удовл.
Дмитряшевка
22.1. оп. 1 - 13 1980, 2,10 2,10 АС-70 4 У35-2т+5; 8 ПБ35-1 12 4 ПС6-Б ПС-35
1970 У35-1т; У2М
22.2. оп. 13 - 15 (по 1970 0,00 0,82 АС-150 1 - - - 1 1 ПС-12
опорам ВЛ 35 кВ
Хлевное)
22.3. оп. 15 - 107 1977, 10,75 10,75 АС-70 1 У1М; У35-1т 90 УА35-4б; 91 11 ПС6-Б ПС-35
1982 УБ35-1;
ПУСБ35-1;
ПБ35-1в
22.4. оп. 107 - 110 1989, 0,35 0,35 АС-70 2 У35-2т 2 ПБ35-2 4 2 ПС6-Б ПС-35
1977
23. ВЛ 35 кВ Ивановка 1978 8,00 8,00 АС-70 0 - 62 УБ35-1 62 10 ПФ-6Б 741 3,8 ПС-35 Удовл.
ПП35-4Б
П35-4Б
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, 3,12 3,12 АС-120 7 У35-2+5; 12 ПБ35-1; 19 10 ПФ-6А 3,12 "-"
2008 У35-1; У5М ПБ35-2; ПС-70
УБ35-1
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 - 1974 8,00 8,90 АС-120 5 У35-1 34 УБ35-1; 39 10 ПФ-6Б 1 С-35
5 по опорам ВЛ 35 У35-2;
кВ Казинка-1 У35-1;
дл. = 0,9 км) ПБ35-1;
ПБ35-2
25.2. оп. 45 - 48 (оп. 1994 0,00 0,50 АС-120 - - - - - - ПС-70Д 0,8
1 - 4 по опорам ВЛ
35 кВ Таволжанка)
26. ВЛ 35 кВ Каликино-1 1971 16,00 16,00 АС-95 7 У35-1 У35-2 60 ПБ35-1 67 13 ПС-70 774 3 С-35 Удовл.
АБ35-3
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 - 1971 9,40 9,60 АС-95 0 - 36 ПБ35-1; 36 4 ПМ-4,5 ПС-35
3 по опорам ВЛ 35 ПУСБ35-1 ПС-70
кВ Каликино-1)
27.2. оп. 40 - 43 1982 0,20 0,20 АС-95 4 У35-2; 0 ПБ35-1 4 4 ПМ-4,5 ТК-35
УАП35-3 ПС-70
28. ВЛ 35 кВ Княжья 18,10 18,10 13 83 96 17 1089 1,9 Удовл.
Байгора
28.1. оп. 1 - 54 1976 10,60 10,60 АС-70 7 УАП35-6; 47 ПБ35-1В 54 11 ПС-70 0,2 ПС-35
У35-1
28.2. оп. 54 - 78 1981 5,00 5,00 АС-70 2 УАП35-6; 22 ПБ35-1В 24 2 ПС-70 0,5 "-"
У35-1
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. 8,90 8,90 7 50 57 12 778 2,7 Удовл.
Колодезь
29.1. оп. 1 - 50 1982 8,20 8,20 АС-95 4 У35-1; 45 УБ35-1; 49 9 ПС-70Д 1,5 ПС-35
У35-1+5 ПБ35-1
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; 3 ПБ35-1В; 7 4 ПФ-6В 1,28 С-35
У35-2 ПБ35-3
30.2. оп. 8 - 16 1996 1,22 1,22 АС-120 4 У35-2 5 ПБ110-6 9 4 ПС-70Д 1,22 ПС-50
(совместно с ВЛ 35
кВ Песковатка)
31. ВЛ 35 кВ Красная 9,12 9,12 8 79 87 18 1091 3 Удовл.
Дубрава
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 2000 1,02 1,02 АС-95, АС-120 - - 18 ПБ35-1; 18 7 ПС-70Д ТК-35
Гидрооборудование УБ35-1
оп. 1 - 18
32. ВЛ 35 кВ Куликово-1 1996 17,70 17,70 АС-70 5 У35-1 136 УБ35-11; 141 19 ПС-70 1647 2,84 ТК-35 Удовл.
ПБ35-3;
ПБ35-1В
33. ВЛ 35 кВ Куликово-2 1995 12,30 12,30 АС-70 5 У35-1; У35-2 109 УБ35-11; 114 18 ПС-70Д 1412 2,8 ПС-35 Удовл.
ПБ35-3;
ПБ35-1В
34. ВЛ 35 кВ Курино 4,40 11,39 1 35 36 6 634 Удовл.
34.1. оп. 1 - 10 (по 1982 0,00 1,34 АС-70 - - - - - - ПС-70Д - ПС-35
опорам ВЛ 35 кВ
Синдякино)
34.2. оп. 10 - 47 1982 4,40 4,40 АС-70 1 У35-1 35 УБ35-1; 36 6 ПС-70Д
ПБ35-3;
ПБ35-1В
34.3. оп. 47 - 85 (по 1986 0,00 5,65 АС-70 - - - - - - ПС-70Д - ПС-35
опорам ВЛ 35 кВ
Манино)
35. ВЛ 35 кВ 13,55 15,95 0 98 98 5 1251 1,1 Удовл.
Лебедянка-1
35.1. оп. 18 - 55 1982 5,20 5,20 АС-95 - - 37 ПБ35-3; 37 - ПС-70Д С-50
ПБ35-1В
35.2. оп. 55 - 116 1984 8,35 8,35 АС-95 - - 61 УБ35-1; 61 5 ПС-70Д "-"
ПБ35-1В
35.3. оп. 1 - 18 (по 1982 0,00 2,40 АС-95 - - - - - - ПФ-70
опорам ВЛ 35 кВ
Пашково-2)
36. ВЛ 35 кВ 1976 24,20 24,20 АС-70 0 - 140 УБ35-1; 140 10 ПС-6Б 2,63 ПС-35 Удовл.
Лебедянка-2 ПБ35-1;
ПБ35-1В
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; 68 ПБ35-3; 80 12 ПС-6А С-35
У35-1 ПБ-33
37.2. оп. 82 - 92 (по 1983 0,00 1,27 АС-95 - - - - - - - ПС-35
опорам ВЛ 35 кВ
Дубовое)
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; 19 5 ПМ-4,5 2 ПС-50 Неуд.
ПБ33
38.2. оп. 20 - 31 (ТО 1974 1,80 1,80 АС-95 2 У35-1; У35-2 9 ПБ35-1; 11 3 ПФ-70 1,4 ПС-35
ЛОЭЗ) ПУСБ35-1
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; 148 ПБ35-1В; 161 26 ПС-70Д 0,9 ПС-35
УАП35-6 УБ35-1
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; 36 ПБ35-2; 61 22 ПС-6А 1089 2,7 С-35 ПС-35 Удовл.
У35-1 ПБ35-1
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 1,3 С-35
ПС-70
41.2. оп. 20 - 27 (по 1982 0,00 0,90 АС-70 - - - - - - ПФ-6А
опорам ВЛ 35 кВ ПС-70
Казинка-1)
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; 52 ПБ35-1В; 58 15 ПС-6Б 1,26 ПС-35
У35-1; ПБ35-3
УАП35-3
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 3,80 7,60 10 18 28 10 968 3,8 Удовл.
Мясокомбинат
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 1990 0,80 1,60 АС-120 3 У35-2 4 ПБ35-2 7 3 ПС-70Д 0,8 ПС-35
Хлебопродукты оп.
1 - 7
44. ВЛ 35 кВ 1973 3,47 3,47 АС-120 9 У1М 10 ПБ-33 19 9 ПС-70 340 3,1 С-35 Удовл.
Ново-Николаевка
45. ВЛ 35 кВ 1974 11,85 11,85 АС-50 5 УАП35-3; 85 ПБ35-1; 90 8 ПФ-6Б 1070 3,1 С-35 Удовл.
Ново-Черкутино УАП35-6 ПБ35-1В;
УП35
46. ВЛ 35 кВ 18,40 18,40 14 117 131 15 1575 2,3 Удовл.
Паршиновка-1
46.1. оп. 1 - 71 1980 8,40 8,40 АС-70 6 У35-1; 63 УБ35-1; 69 6 ПФ-70В 1,3 ПС-35
УАП35-5 ПБ35-1В
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 18,19 18,19 2 75 77 13 1605 1,1 Удовл.
Паршиновка-2
47.1. оп. 1 - 77 1984 8,19 8,19 АС-70 2 У35-2; 75 УБ35-1; 77 10 ПФ-6В 1,1 ПС-35
УАП35-3 ПБ35-1В
47.2. оп. 77 - 138 1980 10,00 10,00 АС-70 - - - - - - ПФ-6В
(совместно с ВЛ 35
кВ Паршиновка-1
соп. 72)
48. ВЛ 35 кВ Пашково-1 1977 19,60 19,60 АС-95 2 У35-1; У35-2 161 ПБ35-1; 163 19 ПС-6А 1778 2,28 ПС-35 Удовл.
ПБ35-3В;
УБ35-1;
УБ35-3В
49. ВЛ 35 кВ Пашково-2 15,80 15,80 4 129 133 11 1089 3,9 Удовл.
49.1. оп. 1 - 18 1977 2,40 2,40 АС-95 2 У35-1 16 УБ35-1; 18 2 ПС-6Б, 2,4 ПС-35
(совместно с ВЛ 35 ПБ35-1В ПС-70
кВ Лебедянка-1)
49.2. оп. 18 - 133 1982 13,40 13,40 АС-95 2 У35-2 113 ПБ35-2; 115 9 ПС-70 1,5 С-50
ПБ35-1;
ПБ35-1В
50. ВЛ 35 кВ Песковатка 14,50 16,94 13 89 102 15 1341 3,55 Удовл.
50.1. оп. 1 - 9 (по 1996 0,00 1,22 АС-120 - - - - - - ПС-70Д
опорам ВЛ 35 кВ КПК
соп. 8 - 16)
50.2. оп. 9 - 86 1973 10,80 12,02 АС-70 10 У35-1; 67 ПБ35-3; 77 12 ПФ-6В 1,5 С-35
УАП35-6; ПБ35-1В;
УАП35-5; АБ35-3;
УАП35-4 ПУСБ35-1
50.3. отпайка к ПС 35 кВ 1973 3,70 3,70 АС-70 3 У35-1; 22 ПБ35-3; 25 3 ПФ-6В 2,05 "-"
Вперед оп. 1 - 25 УАП35-3 ПБ35-1В
51. ВЛ 35 кВ 18,30 18,30 4 123 127 18 1497 3,2 Удовл.
Петровская-1
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; 122 15 ПМ-4,5 1,5 "-"
ПБ-33
52. ВЛ 35 кВ 1980 23,680 23,680 АС-70 11 У35-1; 186 ПБ35-1; 197 24 ПС-60Д 2206 3,25 ПС-35 Удовл.
Петровская-2 УАП-3; УБ35-1;
УАП35-6 ПБ35-1В
53. ВЛ 35 кВ 9,10 10,40 0 63 63 9 798 1,1 Удовл.
Поддубровка
53.1. оп. 59 - 62 (по 1988 0,00 0,50 АС-95 - - - - - - ПС-70Д
опорам ВЛ 35 кВ
Московская)
53.2. оп. 5 - 67 1980 8,80 8,80 АС-95 - - 55 УБ35-1; 55 8 ПФ-70 0,95 ПС-35
ПБ35-1В;
ПБ35-3
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 1986 0,00 0,80 АС-95 - - - - - - ПС-70 1,1
опорам ВЛ 35 кВ
Манино)
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; 36 ПБ35-1В 40 9 ПМ-4,5 2,5 ПС-35 Неуд.
У35-1
54.2. оп. 40 - 54 (по 1991 0,00 1,900 АС-120 - - - - - - ПС-70
опорам ВЛ 35 кВ
Водозабор оп. 18 -
32)
55. ВЛ 35 кВ Правда 12,40 15,80 4 97 104 10 1614 1,22 Удовл.
55.1. оп. 1 - 28 (по 1984 0,00 3,40 АС-70 - - - - - - ПФ-70
опорам ВЛ 35 кВ
Вперед)
55.2. оп. 28 - 132 1984 12,40 12,40 АС-70 4 У35-1; 97 УБ35-1; 104 10 ПФ-70 1,22 ПС-35
УАП35-3 ПБ35-3;
ПБ35-1В
56. ВЛ 35 кВ Пружинки-1 1985 10,70 10,70 АС-70 10 УАП35-3; 83 ПБ35-1В; 93 17 ПС-70Д 1220 3 ПС-35 Удовл.
оп. 1 - 94 УАП35-6; ПБ35-3;
У35-1; У35-2 УБ35-1
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; 63 8 ПС-70Д 1,22 "-"
ПБ35-3;
ПЖТ35-2;
УБ35-1
58. ВЛ 35 кВ 4,60 4,60 3 45 48 3 561 4,6 Удовл.
Птицефабрика
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 1982 0,00 0,20 АС-95 - - - - - - ПСГ-70 ПС-35
опорам ВЛ 35 кВ
Каликино-2)
59.2. оп. 2 - 38 1971 8,90 8,90 АС-95 1 У1М 35 ПБ35-1; 36 8 ПМ-4,5 0,9 С-35
ПУБ35-1
60. ВЛ 35 кВ Речная 10,80 11,72 3 57 60 3 738 0,94 Удовл.
60.1. оп. 1 - 7 (по 1982 0,00 0,92 АС-70 - - - - - - ПС-6В С-35
опорам ВЛ 35 кВ
Хлевное)
60.2. оп. 7 - 67 1970 10,80 10,80 АС-50 3 У35-1; У35-2 57 АБ35-7; 60 3 ПС-70Д ПС-35
ПУБ35-3;
ПБ35-1В
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 1978 5,90 5,90 АС-70 3 УАП35-2; 47 УБ35-1; 50 6 ПС-6В 560 1,3 ПС-35
Сахзавод-правая к У35-1 ПБ35-1В
ПС 35 кВ Плавица
оп. 1 - 50
62. ВЛ 35 кВ 1978 3,45 3,45 АС-50 2 У35-1 31 ПБ35-1В; 33 5 ПФ-6Б 430 3,45 ТК-35 Удовл.
Сельхозтехника ПБ35-1;
УБ35-1;
АУБМ-5
63. ВЛ 35 кВ Сенцово-1 1979 5,30 5,30 АС-70 3 УАП35-3 42 УБ35-1; 45 9 ПС-70 540 5,3 ПС-35 Удовл.
ПБ35-3;
ПБ35-1В
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; 98 УБ35-11; 108 19 "-" 3 ПС-35
У110-2; ПБ35-3В;
УАП35-3 ПБ35-3
65. ВЛ 35 кВ Синдякино 12,76 12,76 7 88 95 14 1323 2,45 Удовл.
65.1. оп. 1 - 8 (по 1982 0,00 0,70 АС-95 - - - - - - ПС-70Д 1,113 ПС-35
опорам ВЛ 35 кВ К.
Колодезь)
65.2. оп. 8 - 25 1982 2,155 2,155 АС-70 0 У35-1 79 УБ35-1; 79 7 ПС-70Д ПС-35
ПБ35-В;
ПБ35-3;
ПБ35-3,1
65.3. оп. 25 - 30 2009 0,637 0,637 АС-70 АС-120 4 У35-1; 2 У35-1; 6 4 ПС-70Д ПС-35
У35-1+5 У35-1+5;
ПБ35-3,1
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; 0 - 28 16 ПС-70Е 1040 4,74 ПС-35 ТК-35 Удовл.
2ТП
67. ВЛ 35 кВ Сошки 1986 10,89 21,78 АС-95 17 У35-2 69 ПБ35-4; 86 17 ПС-70Д 2340 4,1 ПС-35 Удовл.
П110-6;
ПЖТ35-Я
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; 41 ПБ35-В; 49 13 ПС-70Д 1,04 ПС-35
УАП356; ПБ35-1;
У35-1 УБ35-1
68.2. оп. 49 - 122 (по 1987 0,00 11,40 АС-95 - - - - - - ПС-70
опорам ВЛ 35 кВ
Стебаево-2)
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; 38 9 ПС-70Д 2,24 ПС-35
УБ35-1
69.2. оп. 38 - 109 1987 11,40 11,40 АС-95 6 У35-2; 65 ПБ35-2 71 8 ПС-70Д 1,25 "-"
У110-2
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 1972 15,10 15,10 АС-70 7 У35-2 92 ПВ-2; 99 9 ПФ6-15 1090 2,8 С-35 С-50 Удовл.
Чамлык ПВ-2т;
ПУБ35-1
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 - 1967 3,18 3,18 АС-185 2 У5М 15 ПБ-33; 17 7 ПМ-4,5 385 3,18 С-50 Удовл.
Тяговая АУБМ-60
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; 135 УБ35-1; 146 25 ПС-6А 2,54 ПС-35
УАП35-5 ПБ35-3В
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 - 1982 0,015 0,03 АС-70 1 У35-2+5 - - 1 1 ПС-6А ПС-35
оп. 1
75.2. оп. 1 - 16 1982 2,00 2,00 АС-70 1 У35-2т 14 УБ35-1; 14 2 "-" "-"
ПБ35-3в
75.3. оп. 16 - 18 1970 0,82 0,82 АС-150 3 У1мн; У35-2; - - 3 3 ПС-12 "-"
(совместно с ВЛ 35 ЦП28+3
кВ Дмитряшевка)
75.4. оп. 18 - 36 1970 2,90 2,90 АС-50 4 У35-1 13 ПБ35-15; 17 8 ПС-6В С-35
АБ35-3
75.5. оп. 36 - 42 1982 0,92 0,92 АС-70 3 У35-2 4 ПБ35-2 7 3 ПС-6В С-35
(совместно с ВЛ 35
кВ Речная)
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; 62 13 ПС-70Д 2,1 С-35
ПУСБ
76.2. отпайка к ПС 35 кВ 1993 4,04 8,08 АС-70 5 У35-2 37 ПБ35-2; 42 9 ПС-70Е 1,1 "-"
Малей оп. 1 - 42 2ПУСБ35-1;
2УБ35-2
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; 22 ПБ35-1; 29 8 ПФ-6Б 3,5 С-35
У35-2; ПМ-1 ПУСБ35-1
77.2. отпайка к ПС 35 кВ 1972 0,10 0,10 АС-70 2 У35-1 2 ПБ35-1В 4 3 ПФ-6Б 0,1 ПС-35
Дружба оп. 1 - 4
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, 21 8 2,55 ПС-35
УБ-110
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, 65 7 1,98 ПС-35
УБ-110
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 878,73 1002,6 626 5533 6170 1082 80757 228,8
Липецкого района
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 1980 3,27 3,27 АС-95/16 10 У35-2+5; 15 ПБ 35-2; 25 11 ПС-60Д; 375 0,76 С-35
Б. Попово У35-2; ПБ35-2т ПС-6Б
У-35-2т;
79.2. ПС 110 кВ Лебедянь 1975 11,33 11,33 АС-95/16 6 У35-1; 72 ПУСБ 35-1; 78 6 ПС-60Д 845 1,3 С-35
до оп. 79 У35-1т+5; ПБ 35-1т;
У35-1+5 ПБ 35-1
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 1975 12,89 12,89 АС-95 3 У35-1; 58 ПБ35-1В, 61 11 ПС-60Д, 774 1,53 ПС-35
Рождество У35-1т УБ-35-1т; ПМ-4,5
УБ-35-1
80.2. ПС 35 кВ Б. Попово 1980 0,00 3,27 АС-95 2 УБ 35-1 2 2 ПС-60Д 404
до оп. 24 (оп. 1 -
7 и оп. 10 - 24
внесены в ВЛ 35 кВ
Б. Попово)
80.3. отпайка к ПС 35 кВ 1975 2,40 2,40 АС-50 4 У35-1т+5 15 УБ-35-1; 19 6 ПМ-4,5 228 2,4 С-35 Неуд.
Сах. завод ПБ-35-1-в
81. ВЛ 35 кВ 12,30 12,30 8 98 106 13 1210 3,40 Хор.
Рождество-1
81.1. оп. 90 до ПС 35 кВ 1990 1,6 1,60 АС-70/11 2 У35-2т+5; 15 ПБ35-2т 17 2 ПС-70Д 190 1,6 ПС-35
Яблонево У35-2т
81.2. ПС 35 кВ Рождество 1990 10,70 10,70 АС-70/11 6 У35-1+5; 83 УБ-35-1т; 89 11 ПС-70Д 1020 1,8 ПС-35
до оп. 90 У35-1 ПБ35-1т;
ПБ35-1;
ПБ35-1в
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 1990 10,71 11,20 АС-70/11 5 У35-1+5, 105 ПБ35-1в, 110 16 ПС-70Д, 1310 1,6 ПС-35
Красное, оп. 124 - УАП35-4, ПБ35-2в, ПС65/26
128 внесены в ВЛ 35 У35-1т УБ35-11
кВ Дрезгалово-1
82.2. ПС 35 кВ Яблоново 1990 0,00 1,60 АС-70/11 ПС-70Д 195 ПС-35
до оп. 17 опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Рождество-1
83. ВЛ 35 кВ 22,80 22,80 24 190 214 40 2785 1,99 Удовл.
Дрезгалово-1
83.1. оп. 204 до ПС 35 кВ 1976 0,98 0,98 АС-70/11 2 У35-2т 8 ПБ35-2т 10 2 ПС-6Б 148 0,98 ПС-35
Дрезгалово
83.2. оп. 69 до оп. 75 1976 0,40 0,40 АС-70/11 1 У35-2т+5 5 УБ35-1; 6 2 ПС-6Б 57
ПБ35-2т
83.3. оп. 75 до оп. 204 1976 14,73 14,73 АС-70/11 6 У35-1+5; 122 УБ35-1; 128 23 ПС-6Б 1605
У35-2+5; ПБ35-1;
У35-1 УААГ-35
83.4. ПС 110 кВ Россия до 1985 6,69 6,69 АС - 70/11 15 У35-2т; 55 УБ35-2т; 70 13 ПС-6Б 975 1,01 ПС-35
оп. 69 У35-2; ПБ35-2;
У35-2+5; ПБ35-4Б
УАП35-5
84. ВЛ 35 кВ Дубрава 7,10 7,10 12 55 67 16 978 2,9 Удовл.
84.1. ПС 110 кВ Россия до 1985 7,10 7,10 АС-95/16 12 У35-1т, 55 ПБ35-3, 67 16 ПС-70Д 978 2,9 ПС-35
ПС 35 кВ Дубрава: У35-2т+5, ПБ35-1в,
оп. 1 внесена в ВЛ У35-1т+5, УБ35-1;
35 кВ Сапрыкино УАП35-6, УБ35-1т
УС35-3
85. ВЛ 35 кВ 7,52 8,50 4 74 78 14 1121 1,20 Удовл.
Дрезгалово-2
85.1. оп. 10 до ПС 35 кВ 1977 7,52 7,52 АС-70/11 4 У35-1т, 74 УААг-35; 78 14 ПС-6Б 989 1,2 ПС-35
Талица У35-1+5 ПБ35-3;
ПБ35-3т;
УБ35-1т;
ПБ35-1в;
ПБ35-1т
85.2. ПС 35 кВ Дрезгалово 1976 0,00 0,98 АС-70/11 ПС-6Б 132
до оп. 10 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Дрезгалово-1)
86. ВЛ 35 кВ Сапрыкино 13,9 13,9 3 94 97 12 1158 2,5 Хор.
86.1. ПС 110 кВ Россия до 1977 13,90 13,90 АС-70/11 3 У35-1т, 94 УБ 35-1; 97 12 ПС-6Б 1158 2,5 ПС-35
ПС 35 кВ Сапрыкино У35-1; УБ35-1т;
У35-2т ПБ35-3т;
П35-4 Бт;
П35-4Б
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 1968 8,74 8,74 АС-50/8,0 8 У35-1т, 52 УБ 35-1; 60 9 ПМ-4,5 789 2,29 С-35 Неуд.
Агроном У35-1; ПБ35-2т;
У35-2т ПБ35-1в;
П35-4Б
87.2. ПС 110 кВ Лебедянь 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.
до оп. 7
88. ВЛ 35 кВ Сергиевка 9,4 9,4 1 71 72 9 849 2,9 Неуд.
88.1. ПС 35 кВ Троекурово 1966 9,40 9,40 АС-50/8,0-8,00; 1 У35-1т+5 71 УБ35-1т; 72 9 ПМ-4,5 849 2,9 С-50 Неуд.
Совхозная до ПС 35 АС-70/11-1,40 УБ35-1;
кВ Сергиевка (оп. 1 ПБ35-3т;
внесена в ВЛ 35 кВ ПБ33
Троекурово -
Совхозная)
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 42 4 ПС-70Д 489 1,1 ПС-35
35-3т; ПБ
35-1в
89.2. оп. 145 до ПС Б. 1983 0,00 0,25 АС-70/11 ПС-70Д 112
Избищи (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Дружба)
89.3. ПС 220 кВ Дон до 1983 0,00 14,20 АС-95/16 ПС-70Д 1611
оп. 102 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Культура)
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 1983 7,30 7,30 АС-70 4 У35-1т, 63 УБ 35-1; ПБ 67 8 ПС-70Д 813 1,65 ПС-35
Культура У35-1+5 35-1в
90.2. ПС 220 кВ Дон до 1989 14,20 14,20 АС-95/16 14 У35-2т; 88 УБ 35-11т; 102 27 ПС-70Д 1611 1,65 ПС-35
оп. 102 У35-2 УБ 35-11;
ПБ 35-2т;
ПБ 35-2
91. ВЛ 35 кВ Шовское 14,30 14,30 3 115 118 15 1374 2,90 Удовл.
91.1. ПС 35 кВ Культура 1979 14,30 14,30 АС-70/11 3 У 35-2т; У 115 ПБ 35-3; ПБ 118 15 ПС-70Д 1374 2,9 ПС-35; С-35
до ПС 35 кВ 35-1т 35-3т; ПУСБ
Первомайская (опора 35-1т; ПУСБ
оп. 119 внесена в 35-1; ПВС
ВЛ 35 кВ 1т; ПВС-1
Первомайская)
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 1983 11,85 11,85 АС-70/11 3 У 35-1т; УАП 100 УБ 35-1; ПБ 103 11 ПС-70Д 1275 3,18 ПС-35
Трубетчино 35-3 35-1в; ПБ
35-3
92.2. ПС 35 кВ Б. Избищи 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
до оп. 3
93. ВЛ 35 кВ Долгое-1 7,30 14,10 4 49 53 6 1293 1,2 Удовл.
93.1. оп. 46 до ПС 1985 0,00 6,80 АС-70/11 ПС-70Д 606
Полибино (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Полибино)
93.2. ПС 35 кВ Долгое до 1976 7,30 7,30 АС-70/11 4 У 35-1т; У 49 УААг-35; ПБ 53 6 ПС-70Д 687 1,2 С-35
оп. 46 35-1 35-3; ПБ
35-1в; ПБ
35-1т
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 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
Бигильдино
94.2. ПС 35 кВ Долгое до 1976 12,47 12,47 АС-70/11 7 УАП 35-4т; 67 ПБ 35-3; 74 9 ПС-6Б 969 1,8 ПС-35
оп. 75 УАП 35-4 ПУСБ 35-1;
УААг-35; ПБ
35-1вт; ПБ
35-1в
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 1980 9,36 9,36 АС-70/72 8 У 35-1; УАП 74 УБ 35-1; ПБ 82 16 ПС 70 Д; 1207 1,3 С-35
Знаменка 35-3 35-3; УБ ПМ-4,5
35-1т;
УААг-35; ПБ
35-1т; ПБ
35-1в
95.2. ПС Астапово до оп. 1986 1,44 1,44 АС-70/11 1 У 35-1 11 УБ 35-1; ПБ 12 1 ПС 70Д 135 1,4 С-35
13 (оп. 1 внесена в 35-1в
ВЛ 35 кВ
Первомайская)
96. ВЛ 35 кВ Бигильдино 21,36 22,00 6 122 128 11 1601 1,6 Удовл.
96.1. оп. 129 до ПС 1979 0,00 0,64 АС-70/11 ПС 6Б 143
Бигильдино (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Долгое-1)
96.2. ПС 35 кВ Знаменка 1976 21,36 21,36 АС - 70/11 6 У 35-1; У 122 УБ 35-1т; 128 11 ПС 6Б 1458 1,6 С-35
до оп. 129 35-1т УБ 35-1; ПБ
35-1т; ПБ
35-1в
97. ВЛ 35 кВ 17,1 17,1 6 107 113 9 1352 2,9 Удовл.
Первомайская
97.1. ПС 110 кВ Астапово 1968 17,1 17,1 АС-95-1,930; 6 У 35-2т; У 107 ПУСБ 35-1; 113 9 ПС 70Д; 1352 2,9 ПС-35; С-35
до ПС 35 кВ АС-50-15,170 35-1 ПВС-1; ПБ ПМ-4,5
Первомайская 35-3; ПВС1т
98. ВЛ 35 кВ Троекурово 10,25 10,80 1 57 58 5 826 2,3 Удовл.
Совхозная
98.1. оп. 7 до ПС 35 кВ 1969 10,25 10,25 АС-95/16 1 У 2-П 57 ПУБ 58 5 ПМ-4,5 694 2,3 ТК-35
Троекурово 35-3-1т;
Совхозная ПУБ 35-3-1;
ПБ 35-3т;
ПБ 35-3
98.2. ПС 110 кВ Лебедянь 1969 0,00 0,55 АС-50/8,0 ПМ-4,5 132 Неуд.
до оп. 7 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Агроном)
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 1988 6,61 6,61 АС-70/11 11 У 35-2; У 48 ПУСБ 35-4; 59 11 ПС 70Д 837 1,3 ПС-35
Агроном 35-2+5; УАП ПБ 35-2
35-4
99.2. оп. 2 до оп. 106 1988 11,85 11,85 АС-70/11 2 У 35-1 101 УБ 35-1; ПБ 103 8 ПС 70Д 1135 1,3 ПС-35
35-3; ПБ
35-1в
99.3. ПС 35 кВ Хрущево до 1988 0,00 0,14 АС-70/11 ПС 70Д 66
оп. 2 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Хрущево)
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 1988 10,198 10,198 АС-70/11 7 У 35-1; У 80 УБ 35-1; ПБ 87 13 ПС 70Д 1119 1,07 ПС-35
Новополянье 35-1+5; У 35-3; ПБ
35-1+5т 35-1в;
100.2. ПС 35 кВ 1988 0,0 3,70 АС-70/11 ПС 70Д 480
Головенщино до оп.
27 (опоры внесены в
ВЛ 35 кВ
Головенщино)
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 1988 0,14 0,14 АС-70/11 2 У 35-2т 0 2 2 ПС 70Д 72 0,106 ПС-35
Хрущево
101.2. ПС 110 кВ 1987 23,76 23,76 АС-70/11 6 У 35-1т; У 173 УБ 35-1; ПБ 179 29 ПС 70Д 2187 3,694 ПС-35
Химическая до оп. 35-1; У 35-3; ПБ
180 35-1+5т; УАП 35-1в
35-4
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 1982 8,70 8,70 АС-70/11 8 У 35-1+5; У 55 УБ 35-1; ПБ 63 9 ПС 70Д 759 2,8 ПС-35
Пиково 35-1 35-1в
102.2. ПС 110 кВ Чаплыгин 1994 5,30 5,30 АС-95/16 4 У 35-2т; У 35 УБ 35-1; ПБ 39 8 ПС 70Д 592 1,6 ТК-35
Новая до оп. 39 35-1 35-2; ПБ
35-1в
103. ВЛ 35 кВ 1,10 2,20 7 3 10 7 122 1,1 Хор.
Инструментальная
Левая, Правая
103.1. ПС 110 В Нива до 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
Инструментального
завода
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 1988 18,40 18,40 АС-95/16 12 У 35-1; У 149 УБ 35-1; ПБ 161 22 ПС 70Д 2069 1,35 ПС-35
Б. Верх 35-2; У 35-3; ПУСБ
35-2+5; У 35-4; ПБ
35-2т 35-1в; ПБ
35-2
104.2. участок от Агроном 1988 0,00 6,70 АС-95/16 ПС 70Д 837
до оп. 57 (опоры
оп. 1 - 3 внесены в
ВЛ 35 кВ Агроном;
опоры оп. 4 - 57
внесены в ВЛ 35 кВ
Плодовая)
105. ВЛ 35 кВ Политово 16,4 16,4 4 163 167 8 1686 2 Удовл.
105.1. оп. 166 до ПС 35 кВ 1975 0,23 0,23 АС-95 2 У 35-2т 0 2 2 ПС 70Д 72 0,2 ТК-50
Политово
105.2. ПС 35 кВ Данков 1967 16,12 16,12 АС-50/8,0 2 У 35-2т 163 УБ 35-1; ПБ 165 6 ПМ-4,5 1614 1,9 ПС-35
Сельская до оп. 166 35-1в; ПБ
35-3
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; 141 15 ПФ-6Б; 1728
ПБ 35-3 ПМ 4,5;
ПС 70Д
106.2. оп. 155 до ПС 1993 2,54 2,54 АС-70/11 0 21 УБ 35-1т; 21 2 ПС 70Д 210 1,8 ТК-50
Теплое (оп. 176 ПБ 35-1в
внесена в ВЛ 35 кВ
Воскресеновка)
106.3. ПС 110 кВ 1983 0,00 1,74 АС-95/16 ПС 70Д 270
Химическая до оп.
13 (опоры внесены в
ВЛ 35 кВ Данков -
Сельская)
106.4. отпайка к ПС 35 кВ 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.
Данков Сельская
(оп. 43 внесена в
ВЛ 35 кВ Политово)
107. ВЛ 35 кВ Данков 4,74 4,74 9 29 38 19 769 2,98 Хор.
Сельская
107.1. оп. 13 до оп. 35 1991 2,69 2,69 АС-120/19 1 У 35-2т+5 20 УБ 35-1т; 21 8 ПС 70Д 378 0,98 ТК-50
АУБМ 35-1т;
ПБ 35-3т;
ПБ 35-3
107.2. оп. 35 до ПС 35 кВ 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
Данков Сельская
107.3. ПС 110 кВ 1983 1,74 1,74 АС-95/16 7 У 35-2т; У 6 ПБ 35-2т 13 7 ПС 70Д 267 1,7 С-50
Химическая до оп. 35-2т+5
13
108. ВЛ 35 кВ 13,80 13,80 3 131 134 21 1593 2,50 Хор.
Воскресеновка
108.1. ПС 35 кВ Теплое до 1980 13,80 13,80 АС-70/11 3 У 35-1т 131 УБ 35-11,1; 134 21 ПС-6Б 1593 2,5 С-35
ПС 35 кВ УААг 35; ПБ
Воскресеновка 35-3; ПБ
35-1в; ПБ
35 вс
109. ВЛ 35 кВ Барятино-1 17,80 17,80 11 139 150 23 1806 3,60 Удовл.
109.1. ПС Воскресеновка до 1980 17,80 17,80 АС-70/11 11 УАП 35-1т; 139 УБ 35-1; ПБ 150 23 ПС-6Б 1806 3,6 ПС-50
ПС Борятино (опора УАП 35-6; У 35-3; ПБ
оп. 1 внесена в ВЛ 35-1+5; У 35-1в
35 кВ Барятино) 35-1; У
35-1т
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 1984 21,09 21,09 АС-70/11 13 УАП 35-1; У 179 УБ 35-11т; 192 24 ПС 70Д 2169 1,5 ПС-35
Борятино 35-1; У УБ 35-11;
35-1+5; У ПБ 35-3
35-1т
110.2. ПС 35 кВ Березовка 1975 3,42 3,42 АС-70/11 8 У 35-2т; У 18 ПБ 35-1в; 26 8 ПС-6Б 411 1,9 ПС-35
до оп. 26 35-2т+5; У ПБ 35-2
35-2
110.3. отпайка к ПС 35 кВ 1975 0,02 0,02 АС-70/11 1 УБ 35-11т 1 1 ПС-6Б 27 0,02 ПС-35
Холм
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 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
Ведное
111.2. оп. 31 до оп. 218 1978 20,04 20,04 АС-70/11 0 186 УП 35-4б; 186 14 ПС-6Б; 1980
УА 35-4б; ПС-70Д
ПБ 35-1в
111.3. ПС 35 кВ Никольское 1984 3,22 3,22 АС-70/11 ПС-6Б 465
до оп. 31 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Никольское)
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 1978 9,38 9,38 АС-70/11 6 УАП 35-2; У 89 УА 35-1; УП 95 12 ПС-6Б 1116 1,2 ПС-35
Троекурово 35-1т; УАП 35-1; ПБ
35-1т; У 35-1в
35-1т+5
112.2. ПС 35 кВ Ведное до 1978 0,00 3,14 АС-70/11 ПС-6Б 348
оп. 30 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Ведное-1)
113. ВЛ 35 кВ Троекурово 7,51 8,70 4 49 53 4 603 2,00 Удовл.
113.1. ПС 35 кВ Гагарино 1974 7,51 8,70 АС-70/11 4 УАП 35-3т; 49 ПБ 35-1т; 53 4 ПФ-6Б 603 2 С-35
до ПС 110 кВ УАП 35-5 ПБ 35-1в
Троекурово (опоры
от ПС 35 кВ
Гагарино до оп. 12
внесены в ВЛ 35 кВ
Мясопром)
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 1974 10,75 10,75 АС-50/8,0 1 У 35-1т 74 УБ 35-1; УБ 75 3 ПФ-6Б 777 1,6 ПС-50
Гагарино 35-1т; ПУСБ
35-1; ПУСБ
35-1т; ПБ
35-1в
114.2. ПС 35 кВ Топки до 1997 0,00 9,70 АС-50/8,0 ПС 70Д 1113
оп. 83 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Топки)
115. ВЛ 35 кВ 8,77 14,40 0 37 37 3 870 1,50 Удовл.
Колыбельская
115.1. оп. 26 до ПС 35 кВ 1969 8,77 8,77 АС-95/16 0 37 УБ 35-11,1; 37 3 ПФ-6Б 519 1,5 С-35
Колыбельская ПБ 35-1в
115.2. ПС 110 кВ 1980 0,00 5,63 АС-95/16 ПС 70Д 351
Компрессорная до
оп. 26 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Связь ГКС)
116. ВЛ 35 кВ Раненбург 8,60 8,60 12 55 67 29 1182 4,40 Хор.
116.1. ПС 110 кВ 1994 8,60 8,60 АС-70/11 12 У 35-2т; УС 55 УБ 35-11т; 67 29 ПС 70Д 1182 4,4 ТК-50
Компрессорная до ПС 110-3; У УБ 35-11;
35 кВ Раненбург 35-1т+5; У ПБ 35-3т;
35-1+5; У ПБ 35-3
35-1; У
35-1т; У
35-1т+9
117. ВЛ 35 кВ Красивая 35,17 40,00 25 288 313 45 3705 3,24 Хор.
Меча с отп. на ПС
35 кВ Сергиевка
117.1. ПС 35 кВ Б. Верх до 1994 25,57 30,40 АС - 70/11 18 У 35-1; У 198 УБ 35-1; ПБ 216 31 ПС 70Д 2583 1,72 ПС-35
ПС 35 кВ Сапрыкино 35-2; У 35-3; ПУСБ
(опоры от ПС 35 кВ 35-2т 35-4; ПБ
Б. Верх до оп. 44 35-1в; ПБ
внесены в ВЛ 35 кВ 35-2
Б. Верх)
117.2. отпайка к ПС 35 кВ 1996 9,60 9,60 АС - 70/11 7 У 35-1+5; У 90 УБ 35-1; ПБ 97 14 ПС 70Д 1122 1,52 ПС-35
Сергиевка 35-1т; У 35-1в
35-1+5т
118. ВЛ 35 кВ 6,55 8,28 2 68 70 9 1005 0,90 Удовл.
Новополянье
118.1. оп. 14 до ПС 35 кВ 1977 6,55 6,55 АС-95/16 2 У 35-1; УАП 68 УБ 35-1; УА 70 9 ПС-6Б 822 0,9 ПС-35
Новополянье 35-5 35-4Б; УП
35-4Б; ПБ
35-1в
118.2. ПС 110 кВ Чаплыгин 1994 0,00 1,73 АС-95/16 ПС 70Д 183
Новая до оп. 14
(опоры внесены в ВЛ
35 кВ Связь ГКС)
119. ВЛ 35 кВ 20,10 20,10 12 154 166 25 1959 3,16 Удовл.
Головинщино
119.1. оп. 141 до ПС 35 кВ 1988 3,70 3,70 АС-95/16 6 У 35-2; У 21 ПУСБ 35-4; 27 7 ПС 70Д 396 2,46 ПС-35
Головинщино 35-2т ПБ 35-2
119.2. ПС Астапово до оп. 1988 16,40 16,40 АС-95/16 6 У 35-1; У 133 УБ 35-1; ПБ 139 18 ПС 70Д 1563 0,7 С-35
141 (оп. 1 внесена 35-1т; У 35-3; ПБ
в ВЛ 35 кВ 35-1+5 35-1в;
Комплекс)
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 1985 6,80 6,80 АС-70/11 8 У 35-2т; У 38 ПБ 35-2 46 10 ПС-6Б; 567 1,1 ПС-35
Полибино 35-2 ПС-70Д
120.2. ПС 110 кВ Березовка 1976 6,70 6,70 АС-70/11 7 У 35-1т 42 УААг-35; УБ 49 11 ПС-6Б; 651 1,8 ПС-35
до оп. 46 35-1т; ПБ ПС-70Д
35-1в; ПБ
35 в
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; 26 7 ПС-6Б; 363
ПБ 35-1в ПС-70Д
121.2. оп. 41 до ПС 110 кВ 1980 5,36 5,36 АС-95/16 2 У 35-2; У 24 ПУСБ 35-4; 26 4 ПС 70Д 327 1,3 ТК-35
Компрессорная 35-2т ПБ 35-2
121.3. ПС 110 кВ Чаплыгин 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
Новая до оп. 14
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 1984 3,33 3,33 АС-70/11 7 У 35-2т+5; У 24 ПБ 35-4; ПБ 31 7 ПС-6Б; 417 1,6 ПС-35
Никольское 35-2т; У 35-4т ПС-70Д
35-2
124.2. ПС 35 кВ Раненбург 1978 16,07 16,07 АС-70/11 5 У 35-1т+5; У 146 УБ 35-11т; 151 22 ПС-6Б; 1785 0,84 ПС-35
до оп. 152 35-1т; УБ 35-11; ПС-70Д
УАП35-1 УААг35; ПБ
35-1в
125. ВЛ 35 кВ Красное 0,00 7,20 0 1 1 1 957 0,00 Удовл.
125.1. оп. 69 до ПС 1976 0,00 0,51 АС-70/11 1 УБ35-1 1 1 ПС-6Б 78
Красное (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Яблоново)
125.2. ПС 110 кВ Россия до 1985 0,00 6,69 АС-70/11 ПС-6Б 879
оп. 69 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Дрезгалово-1)
126. ВЛ 35 кВ Березовка 8,54 12,10 5 97 102 10 1189 0,00 Удовл.
126.1. оп. 2 до ПС 1967 8,54 11,95 АС-50/8,0-8,685; 5 У 35-1+5; У 97 ПБ 35-3; УБ 102 10 ПС-6Б 1141
Березовка (опоры АС-70/11-3,267 35-1 35-11,1; ПБ
оп. 105 - 129 35-1в
внесены в ВЛ 35 кВ
Барятино)
126.2. ПС 35 кВ Политово 1975 0,00 0,15 АС-70/11 ПС 70Д 48
до оп. 2 (опоры
внесены в ВЛ 35 кВ
Политово)
127. ВЛ 35 кВ Чаплыгин 8,40 8,40 11 36 47 15 648 4,00 Удовл.
Старая - Раненбург
(габарит 35 кВ)
127.1. ПС 110 кВ Чаплыгин 1968 8,40 8,40 АС-70/11 11 У35-1, 36 ПБ35-1, 47 15 ПС-6Б 648 4 8-0-Г-В-ЖС-Н-120
Старая до ПС 35 кВ УАП35-6, УП35
Раненбург УАП35-2,
УАП35-3,
УАП35-8
128. ВЛ 35 кВ РП 7,47 7,47 8 47 55 10 2496 1,80 Удовл.
Чаплыгин Правая
128.1. оп. 15 до оп. 43 1968 3,79 3,79 АС-95/16 1 У 35-1 26 ПУБ 35-3; 27 3 ПС-6Б; 300
ПБ 35-1б ПС-70Д
128.2. оп. 43 до ПС 110 кВ 1976 1,85 1,85 АС-95/16 4 У 35-2т 9 ПБ 35-2т 13 4 ПС-6Б; 189
Чаплыгин Старая ПС-70Д
128.3. ПС 110 кВ Чаплыгин 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
Новая до оп. 15
129. ВЛ 35 кВ Каменная 19,50 19,50 4 156 160 18 894 1,35 Неуд.
Лубна
129.1. ПС 110 кВ Донская 1968 19,50 19,50 АС-50/8,0 4 У 35-1; У 156 АУБМ-3; УБ 160 18 ПМ-4,5; 894 1,35 ПС-35
до оп. 160 35-1+5 35-11; ПБ ШД-35
35-3; ПБ
35-1в;
П-35; УБ
35-1в
130. ВЛ 35 кВ Комплекс 12,40 12,40 9 82 91 10 1017 2,70 Удовл.
130.1. ПС 110 кВ Астапово 1986 1,63 1,63 АС-70/11 3 У 35-1т+5 13 ПУСБ 35-1т; 16 3 ПС-6Б 201 1,6 ПС-35
до оп. 16 ПБ 35-1в
130.2. оп. 16 до оп. 91 1974 10,62 10,62 АС-70/11 5 У 35-1+5; 69 ПБ 35-3; 74 6 ПС-6Б 780 1,1 ТК-50
УАП 35-4; У ПУСБ 35-1т;
35-1т+5 УБ 35-11;
ПБ 35-1в
130.3. оп. 91 до ПС 2006 0,15 0,15 АС-70/11 1 У 35-1т+5 0 1 1 ПС 70Д 36
Комплекс (опора оп.
92 внесена в ВЛ 35
кВ Топки)
131. ВЛ 35 кВ Топки 9,90 9,90 13 72 85 20 1158 3,50 Удовл.
131.1. ПС 35 кВ Топки до 1997 9,70 9,70 АС-70/11 11 У 35-2т; У 72 ПБ 35-2т; 83 18 ПС 70Д 1098 3,3 ПС-50; ТК-50
оп. 83 35-2т+5; У ПУСБ 35-4;
110-2+5; У ПБ 35-2; ПБ
110-2т+5 35-2т
132.1. оп. 83 до ПС 35 кВ 2006 0,20 0,20 АС-70/11 2 У 35-1т+5; У 0 2 2 ПС 70Д 60 0,2 ТК-50
Комплекс 35-2т
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 2007 12,77 12,77 АС-95/16 8 У 35-2т+5; У 90 УБ 98 16 ПС 70Д 1212 2,5 ЛК-0,8
до ПС 35 кВ Пиково 110-2т+5; У 35-1-11.1;
35-1; У ПУСБ
35-1т 35-4.1т; ПБ
35-4.1т; ПБ
35-3.1
134. Перемычка 0,00 16,30 0 4 4 3 2806 0,00 Удовл.
134.1. оп. 48 до ПС 1972 6,50 АС-150/24 3 УБ35-1; 3 2 ПС6А 1276 ТК-50
Лебедянь (оп. 48 - ПЖ-35Я1
78 относятся к
ВЛ-110 кВ Лебедянь
Левая) (оп. 82 - 83
относятся к ВЛ 35
кВ Б. Попово)
134.2. ПС 220 кВ Дон до 1974 9,80 АС-150/24 1 УБ35-1 1 1 ПС6А 1530 ТК-50
оп. 47 (оп. 2 - 47
относятся к ВЛ 110
кВ Лебедянь Правая)
ИТОГО по ВЛ 35 кВ 707,51 802,82 424 5226 5650 849 81667 126,59 Удовл.
Лебедянского района
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 1977 1,57 ПФ6-В 267
ТЭЦ: оп. 1 - 18,
двухцепной участок
135.2. оп. 18 - 63 1972 9,2 9,2 3 У-35-1, 42 АБ35-7, 45 4 ПФ6-В 465 - -
У110-2 ПБ25-15,
ПУБ35-1,
ПУБ35-2
135.3. совместный подвес с 1989 6 6 7 У35-2+5, 34 ПБ35-2, 41 9 ПС70-Д 504 1,2 ПС-35
ВЛ 35 кВ Хитрово: У35-2 2УБ35-11
оп. 63 - 104,
двухцепной участок
136. ВЛ 35 кВ Аврора 1979 10,3 10,3 22 47 69 24 1077 2,26 Удовл.
136.1. совместный подвес с 1990 5,5 5,5 АС-70 15 У35-2, 22 ПУСБ35-4, 37 15 ПС70-Д 654 1 ПС-35
ВЛ 35 кВ Казачье: У35-2+5, ПУСБ35-1,
оп. 1 - 37, У110-2+9 ПБ35-2-1
двухцепной участок
136.2. оп. 37 - 66 1979 4,4 4,4 АС-70 4 У35-1 25 УБ35-1, 29 6 ПС70-Д 351 0,9 ПС-35
ПБ35-1в,
ПБ35-5в
136.3. совместный подвес с 1979 0,4 0,4 АС-70 3 У35-2+5, 0 - 3 3 ПС70-Д 72 0,36 ПС-35
ВЛ 35 кВ Ольшанец: У35-2т
оп. 66 - 69,
двухцепной участок
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, 37 УБ35-1, 42 7 ПС70-Д 483 1,32 ПС-35
УАП35-2, ПБ35-1в,
УАП35-3 ПБ35-1вт,
ПБ35-3т,
ПБ35-5в
137.2. совместный подвес с 1978 2 2 АС-70 7 У35-2, 13 ПБ35-2вт, 20 7 ПС70-Д 285 1,96 ПС-35
ВЛ 35 кВ Чернава: У35-2+5 ПБ35-4
оп. 42 - 62,
двухцепной участок
138. ВЛ 35 кВ Большая 1983 9,4 10,1 АС-70 10 У35-1, 89 ПБ35-1в, 99 18 ПФ6-В 1161 2,5 ПС-35 Удовл.
Боевка оп. 1 - 99. У35-2, АБ35-1,
оп. 91 - 99 2-хцеп. УАП35-3 ПБ35-6
дл. = 0,7 км
139. ВЛ 35 кВ Бабарыкино 1980 16,8 16,8 АС-70 11 У35-1, 130 УБ35-1, 141 20 ПФ6-В 1706 3,15 ПС-35 Удовл.
оп. 1 - 141 У35-2, ПБ35-3,
УАП35-3 ПБ35-1в,
ПБ35-1вт,
ПУСБ35-1
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, 67 ПУБ35-1, 73 8 ПС70-Д 777 3,25 С-35
У35-2, ПБ-33,
У110-1, КБ35-1,
УБ35-11 УБ35-11
140.2. совместный подвес с 1981 0,05 0,05 АС-95 2 У35-2 0 - 2 2 ПС70-Д 48 0,05 С-35
ВЛ 35 кВ Гатище:
оп. 73 - 75,
двухцепной участок
141. ВЛ 35 кВ Васильевка 1979 8,34 8,34 АС-95 5 У35-1+5, 51 УБ35-1, 56 15 ПС6-В 729 2,8 ПС-35 Удовл.
оп. 1 - 56 У35-2+5, ПБ35-1,
У110-1+9 ПБ35-1в
142. ВЛ 35 кВ Веселое 1983 9,8 10,8 АС-70 8 У35-1, 86 УБ35-1, 94 11 ПС70-Д 1011 4 ПС-35 Удовл.
оп. 1 - 94 (оп. У35-2, ПУСБ35-1вт,
1 - 9 2-цеп. У35-1+5 ПБ35-2,
дл. = 1 км, 2-я ц. ПБ35-3,
недейст.) ПБ35-1в,
ПБ110-5,
ПБ110-8
143. ВЛ 35 кВ Волово оп. 1979 17,26 17,26 АС-95 8 У35-1 106 УБ35-1, 114 23 ПС6-В 1446 2,7 ПС-35 Удовл.
1 - 114 ПБ35-1,
ПБ35-6в,
ПБ35-1в
144. ВЛ 35 кВ Волынь оп. 1978 12,35 12,35 АС-70 - 116 УБ35-1, 116 18 ПФ6-В, 1356 3,5 ПС-35 Удовл.
1 - 116 УБ35-1в, ПС70-Д
П35-4б,
ПБ35-3т,
ПБ35-5в,
ПБ35-7в
145. ВЛ 35 кВ Воронец 2,6 9 5 14 19 5 954 0,95 Удовл.
145.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1983 6,4 АС-95 ПФ6-В 654
Казаки оп. 1 - 41,
двухцепной участок
145.2. совместный подвес с 1983 2,6 2,6 АС-95 5 У35-2, 14 ПБ35-2, 19 5 ПФ6-В 300 0,95 ПС-35
ВЛ 35 кВ Казаки: У35-2+5 ПБ35-2Т,
оп. 41 - 60, ПБ35-2Т,
двухцепной участок ПЖЛ35-А
146. ВЛ 35 кВ Восточная 5,9 11,8 23 18 41 20 1350 5,9 Неуд.
146.1. левая, правая: оп. 1977 3 6 АС-95 9 2АПТ, 2УП, 13 ПБ35-1, 22 9 ПС6-А 666 3 С-35 Неуд.
1 - 22, двухцепной 2П, 2УПТ, ПБ35-2в ПМ-4,5
участок 2АП-2,
У35-2,
У35-2+5,
У110-2П
146.2. оп. 22 - 28, 1973 1,06 2,12 АС-95 2АПТ, 2УП, 5 ПБ35-1, 5 ПС6-А 90 0,86 С-35 Неуд.
двухцепной участок 2П, 2УПТ, ПБ35-2в ПМ-4,5
2АП-2,
У35-2,
У35-2+5,
У110-2П
146.3. левая, правая оп. 1965 1,84 3,68 АС-95 14 2АПТ, 2УП, ПБ35-1, 14 11 ПС6-А 594 2,04 С-35 Неуд.
28 - 41, двухцепной 2П, 2УПТ, ПБ35-2в ПМ-4,5
участок 2АП-2,
У35-2,
У35-2+5,
У110-2П
147. ВЛ 35 кВ Вторые 1982 13,55 13,55 13 122 135 18 1485 2,44 Удовл.
Тербуны
147.1. оп. 1 - 94 1982 9,05 9,05 АС-70 2 У35-1, 92 УБ35-1, 94 9 ПФ6-В 981 1,2 ПС-35
УАП35-6 ПБ35-3,
ПБ35-1в
147.2. совместный подвес с 1982 4,5 4,5 АС-70 11 У35-2+5, 30 ПБ35-2 41 9 ПФ6-В 504 1,24 ПС-35
ВЛ 35 кВ Рассвет: У35-2
оп. 94 - 135,
двухцепной участок
148. ВЛ 35 кВ Гатище 7,9 7,95 7 35 42 7 531 2,8 Удовл.
148.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1981 0,05 АС-95 ПФ6-В 48
Борки: оп. 1 - 2,
двухцепной участок
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 1971 14 14 АС-95 14 У1Мн, У35-2, 61 ПБ-35, 75 14 ПМ-4,5, 909 2,35 С-35 Удовл.
оп. 1 - 75 У110-3п ПБ-35-15, ПС-70Е
ПБ35-3
150. ВЛ 35 кВ Голиково 1970 8,62 8,62 АС-95-150 8 У-6М, 38 КБ35-1, 46 12 ПМ-4,5 618 3,34 С-35 Удовл.
оп. 1 - 46 У60БА-3 ПБ35-3,
ПБ35-15,
151. ВЛ 35 кВ Грызлово 10,6 11,28 9 53 62 10 810 1,87 Удовл.
151.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1996 0,68 АС-70 ПС70-Д 102
Свишни оп. 1 - 8,
двухцепной участок
151.2. оп. 9 - 13 1996 0,53 0,53 АС-70 1 У35-2, У1мн 4 УБ35-11, 5 2 ПС70-Д 75 0,53 С-35
ПБ35-3вт
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 1967 5,01 5,01 АС-95 2 У35-2 25 ПБ-33, 27 7 ПС70-Д 348 5,01 С-35 Удовл.
оп. 1 - 27 АУБМ60-1
153. ВЛ 35 кВ Дубовое 8 9,17 10 40 50 10 744 2,6 Удовл.
153.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1983 1,17 2,34 АС-95 3 У35-2т, 8 ПБ35-2 11 3 ПФ-6В 288 1,2 ПС-35
Лазовка оп. 1 - 11, У35-2т+5
двухцепной участок
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, 100 УБ35-1, 106 13 ПС70-Д 1149 2,53 ПС-35
У35-1, ПБ35-1в,
УАП35-3, ПБ35-3
УАП35-6
154.2. по опорам ВЛ 35 кВ 1985 0,6 АС-70 ПС70-Д 132
Чернолес оп. 106 -
114, двухцепной
участок
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, 78 8 ПС-70Д 822 2 ПС-35
УБ35-1т,
УП35-4в,
ПУсБ35-1,
П35-4вт,
П35-4в,
ПБ35-4в
155.2. совместный подвес с 1994 6,8 6,8 АС-70 6 У35-2+5, 58 ПБ110-8, 64 6 ПС70-Д 666 1,4 ПС-35
ВЛ 35 кВ Ломовец: У35-2, ПБ35-4.1,
оп. 78 - 142, У35-2т+5, ПБ35-4.1т,
двухцепной участок У35-2т ПУсБ35-2,1
156. ВЛ 35 кВ Задонск 10,7 10,7 17 40 57 20 813 3,23 Удовл.
156.1. совместный подвес с 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
ВЛ 35 кВ Казачье:
оп. 1 - 15,
двухцепной участок
156.2. оп. 15 - 55 1972 8,26 8,26 АС-95 4 У35-1 36 АБ35-7, 40 8 ПФ6-В 480 0,79 С-35
КБ36-1т
156.3. оп. 56 - 57 1999 0,17 0,17 АС-95 1 У2м-2, У35-2 1 ПБ-33, 2 1 ПС-70Д 33 0,17 С-35
ПБ-33-1т,
УБ35-11.1
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, 56 10 ПС-70 654 1,2 С-35
АБ35-7,
КБ35-3,
ПУБ35-1,
ПУБ35-3,
ПБ35-3,
ПБ-33
157.2. совместный подвес с 1983 1 1 АС-95 4 У35-2+5, 5 ПБ35-2т 9 4 ПС70-Д 141 1 ПС-35
ВЛ 35 кВ Свобода: У35-2
оп. 65 - 56,
двухцепной участок
158. ВЛ 35 кВ Измалково 7,3 11,5 2 54 56 5 981 1,56 Удовл.
158.1. совместный подвес с 1973 1,6 1,6 АС-50 2 У35-2 8 ПБ-22 10 2 ПС-70Д 138 1,56 С-35
ВЛ 35 кВ
Панкратовка: оп.
1 - 10, двухцепной
участок
158.2. оп. 10 - 58 1998 5,7 5,7 АС-50 - 46 УБ35-1, 48 3 П-4,5, 459 -
ПБ35-1, ПС70-Д
ПБ35-1в
158.3. совместный подвес с 1989 4,2 АС-70 ПС70-Д 384
ВЛ 35 кВ Кириллово:
оп. 58 - 93,
двухцепной участок
159. ВЛ 35 кВ Казаки 24,1 26,7 30 141 171 48 2697 2,7 Удовл.
159.1. совместный подвес с 1983 6,4 6,4 АС-95 12 У35-2, 29 ПБ35-2, 41 19 ПФ6-В 654 1,6 ПС-35
ВЛ 35 кВ Воронец: У35-2Т, ПБ35-2Т,
оп. 1 - 41, У35-2+5, ПЖЛ35-4
двухцепной участок УС110-8
159.2. отпайка на ПС 35 кВ 1983 2,6 АС-95 ПФ6-В 300
Воронец по опорам
ВЛ 35 кВ Воронец:
оп. 41 - 60,
двухцепной участок
159.3. оп. 41 - 171 1983 17,7 17,7 АС-95 18 У35-1, 112 ПБ35-1, 130 29 ПС70-Д 1743 1,1 ПС-35
У35-1+5, ПБ35-3,
У35-1+5, ПБ35-1в,
УАП35-2, УБ35-1
З(У110-1+9),
У110-2+9
160. ВЛ 35 кВ Казачье 2,6 11,07 5 14 19 6 1287 2,1 Удовл.
160.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1970 0,7 АС-95 0 ПС70-Д 72
Тешевка: оп. 1 - 6,
двухцепной участок
160.2. оп. 6 - 8; оп. 11 1970 0,36 0,36 АС-95 2 У35-2 2 ПБ-26, 4 2 ПС70-Д 66 0,6 С-35
УБ35-1,
ПУСБ35-1
160.3. оп. 8 - 10 1979 0,24 0,24 АС-95 0 - 2 УБ35-1, 2 1 ПС70-Д 33 0,6 С-35
ПУСБ35-1
160.4. по опорам ВЛ 35 кВ 1972 2,27 АС-95-120 0 ПС70-Д 300
Задонск (оп. 10 -
25, двухцепной
участок)
160.5. оп. 25 - 39 1979 2 2 АС-70 3 У35-2, 10 УБ35-1, 13 3 ПС70-Д 162 0,9 ПС-35
У35-1+5, ПБ35-1в,
У35-2, ПБ35-5в
УАП35-6
160.6. по опорам ВЛ 35 кВ 1990 5,5 АС-70 0 ПС70-Д 654
Аврора оп. 39 - 75,
двухцепной участок
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, 182 28 ПС70-Д 2058 2,84 ПС-35
ПП35-4б,
П35-4бт,
ПБ35-3,
УА35-4б,
УП35-4б,
ПС35-4б
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 1968 1,18 АС-50, АС-95 ПС-70Д 216
Плоское: оп. 1 - 9,
двухцепной участок
162.2. оп. 19 - 120 1985 14,46 14,46 АС-95 7 У35-1, 104 УБ35-1, 111 9 ПС6-Б 1134 1,3 ПС-35
У35-1+5, ПБ35-1,
УАП35-6 ПБ35-3,
ПУСБ35-1,
ПБ35-1в
163. ВЛ 35 кВ Кириллово 21 21 13 184 197 28 2274 3,4 Удовл.
163.1. совместный подвес с 1989 4,2 4,2 АС-70 4 У35-2 32 ПБ35-2 36 4 ПС70-Д 384 1,4 ПС-35
ВЛ 35 кВ Измалково:
оп. 1 - 36,
двухцепной участок
163.2. оп. 36 - 197 1989 16,8 16,8 АС-70 9 У35-1, 152 У35-11, 161 24 ПС70-Д 1890 2 ПС-35
УАП-6, П35-3,
У35-2, ПБ35-16
У35-2-5
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, 161 ПБ35-3, 173 15 ПС70-Д 1782 1,19 ПС-35
У35-1, ПБ35-1в,
УАП35-6, УБ35-1
УАП35-3
164.2. по опорам ВЛ 35 кВ 1987 0,3 АС-70 ПС70-Д 81
Рассвет: оп. 177 -
173, двухцепной
участок
165. ВЛ 35 кВ Колесово 1972 18 18 АС-95 7 У-35-1, 77 АБ35-7, 84 13 ПФ6-В 975 2,3 С-35 Удовл.
оп. 1 - 84 У35-2 КБ35-1,
ПУБ35-3,
ПУБ35-15
166. ВЛ 35 кВ Красная 13,8 15,4 3 98 101 11 1212 1,55 Неуд.
Пальна
166.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1972 1,6 АС-70 ПС6-А 138 Неуд.
Плоское оп. 1 - 12,
двухцепной участок
166.2. оп. 12 - 113 1967 13,8 13,8 АС-50 3 98 АУ-АМ-3, 101 11 ПМ-4,5 1074 1,55 ПС-35 Неуд.
АУ-АМ-3в, ПС-6Б
АУ-АМ-3+3,
УА, ПВС-1,
ПБ-35
167. ВЛ 35 кВ 1981 18,9 18,9 АС-70 14 УАП-35-3, 149 Уп35-1, 163 28 ПС70-Д 1887 2,8 ПС-35 Удовл.
Красотыновка оп. УАП-35-6, УПБ35-3,
1 - 163 У35-1, ПБ35-1в,
У35-2т, ПБ35-3,
У110-1+9 ПУСБ35-1
168. ВЛ 35 кВ Ксизово 15,71 16,08 12 109 121 20 1389 2,32 Удовл.
168.1. совместный подвес с 1989 0,37 0,74 АС-70 2 У35-2 2 ПБ35-2 4 2 ПС6-В 66 0,37 ПС-35
ВЛ 35 кВ
Дмитряшевка: оп.
1 - 4, двухцепной
участок
168.2. оп. 4 - 119 1988 15,22 15,22 АС-70 8 У35-1 107 УБ95-11б/о, 115 16 ПС70-Д 1275 1,85 ПС-35
ПБ35-1в,
ПБ35-3,
ПБ35-1
168.3. совместный подвес с 1988 0,12 0,12 АС-70 2 У35-2т, - 2 2 ПС70-Д 48 0,1 ПС-35
ВЛ 35 кВ Ольшанец: У35-2т-5
оп. 119 - 121,
двухцепной участок
169. ВЛ 35 кВ Лебяжье 1977 25,2 25,2 АС-70 6 У35-1т, 240 УБ35-1т, 246 28 ПС6-А 2634 3,06 ПС-35 Удовл.
оп. 1 - 246 УАП35-2т, УБ35-1вт,
УАП35-5 УБ35-4а,
УБ35-5в,
УП35-4б,
ПУС35-1,
ПС35-4бт,
ПП35-4б,
ПБ35-1,
ПБ35-3т,
ПБ35-7в
170. ВЛ 35 кВ Ломовец 13,1 19,9 2 128 130 8 1956 1,7 Удовл.
170.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1994 6,8 АС-70 ПС70-Д 666
Жерновное оп. 1 -
64, двухцепной
участок
170.2. оп. 64 - 194 1977 13,1 13,1 АС-70 2 УАП35-5, 128 УА35-4в, 130 8 ПС70-Д 1290 1,7 ПС-35
УАП35-6, УБ35-1т,
УП35-4б УП35-4в,
ПУсБ35-1в,
П35-4вт,
П35-4в,
ПБ35-4в
171. ВЛ 35 кВ Негачевка 20,1 24,5 4 113 117 11 1590 2,81 Удовл.
171.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1984 4,4 АС-70 ПС12-А, 372
Озерки оп. 1 - 33, ПС6-А
двухцепной участок
171.2. оп. 33 - 150 1972 20,1 20,1 АС-50 4 У35-1, У35-2 113 АБ35-7, 117 11 ПС70-Д 1218 2,81 ПС-35 Неуд.
ПУБ35-3,
ПБ35-15
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, 84 11 ПС6-А, 921 1,1 ТК-50 Неуд.
АБ35-7, ПС12-А
ПУБ35-3,
ПБ35-15
172.2. совместный подвес с 1984 4,4 4,4 АС-70 4 У35-2 29 ПУСБ35-2, 33 5 ПС12-А, 372 1,1 С-35
ВЛ 35 кВ Негачевка: ПБ35-2 ПС6-А
оп. 84 - 117,
двухцепной участок
173. ВЛ 35 кВ Ольшанец 29,53 30,05 19 216 235 40 2811 5,09 Удовл.
173.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1979 0,4 АС-70 ПС70-Д 48
Аврора оп. 1 - 3,
двухцепной участок
173.2. оп. 3 - 133 1977 16,5 16,5 АС-70 12 У35-1, 118 УБ35-1, 130 21 ПС70-Д 1485 1,42 ПС-35
У35-1+5, ПБ35-1вт,
УАП35-3т, ПБ35-1в,
УАП35-2т, ПБ35-5в,
УАП35-6 ПБ35-3
173.3. оп. 133 - 144 1979 1,5 1,5 АС-70 2 У35-1, 9 УБ35-1, 11 5 ПФ6-В, 174 1 ПС-35
У35-1+5, ПБ35-1вт, ПС70-Д
УАП35-3т, ПБ35-1в,
УАП35-2т, ПБ35-5в,
УАП35-6 ПБ35-3
173.4. отпайка на ПС 35 кВ 1988 11,53 11,53 АС-70 5 У35-1т, 89 УБ35-1, 94 14 ПС70-Д 1056 2,67 С-35
Ольшанец оп. 136 - УАП35-5, УБ35-11б/о,
105а У35-2т ПБ35-1в
173.5. по опорам ВЛ 35 кВ 1988 0,12 АС-70 ПС70-Д 48
Ксизово: оп. 105а -
106а, двухцепной
участок
174. ВЛ 35 кВ 12,8 14,4 3 111 114 12 1350 1,07 Удовл.
Панкратовка
174.1. оп. 1 - 114 1992 12,8 12,8 АС-70 3 У35-2т, 111 УБ35-11, 114 12 ПС70-Д 1212 1,07 ПС-35
У35-1 2УБ35-11,
ПБ35-3в,
ПБ35-3
174.2. по опорам ВЛ 35 кВ 1973 1,6 АС-50 ПС-70Д 138
Измалково: оп.
114 - 123,
двухцепной участок
175. ВЛ 35 кВ Плоское 7,38 7,38 13 40 53 17 732 2,08 Удовл.
175.1. совместный подвес с 1968 1,18 1,18 АС-50, АС-95 9 КВ11-2, - 9 9 ПС-70Д 216 1,18 ПС-35
ВЛ 35 кВ Каменка: У11-3,
оп. 1 - 9, УВБ11-3
двухцепной участок
175.2. оп. 9 - 41 1967 4,6 4,6 АС-50 2 АБ-ЗА-1 30 АУ-АМ-3т, 32 6 ПС-70Д 378 0,9 ПС-35
АУ-АМ-3т,
ПБ35-1,
ПВС-1
175.3. совместный подвес с 1972 1,6 1,6 АС-70 2 У35-2 10 ПБ-22 12 2 ПС6-А 138
ВЛ 35 кВ Красная
Пальна: оп. 41 -
53, двухцепной
участок
176. ВЛ 35 кВ Плоты оп. 1985 9,85 9,85 АС-70 10 У35-1-5, 74 УБ35-1, 84 15 ПС6-Б 1047 3,15 ПС-35 Удовл.
1 - 84 У35-1, ПБ35-1в,
УАП35-3, ПБ35-3
УАП35-6
177. ВЛ 35 кВ 1982 21,4 21,4 АС-70 19 У35-1, 182 УБ35-1, 201 27 ПС70-Д 2214 3,5 ПС-35 Удовл.
Преображенье оп. У35-2, ПБ35-1,
1 - 201 У35-2+5, ПБ35-1в,
У110-4+5, ПБ35-2,
УАП36-6 ПБ35-3
178. ВЛ 35 кВ Рассвет 14,6 19,1 7 132 139 11 1920 1 Удовл.
178.1. совместный подвес с 1987 0,3 0,3 АС-70 3 У35-2 1 ПБ35-2 4 3 ПС70-Д 81 0,3 ПС-35
ВЛ 35 кВ Князево
оп. 1 - 4,
двухцепной участок
178.2. оп. 4 - 139 1987 14,3 14,3 АС-70 4 У35-1, 131 УБ35-1, 135 8 ПС70-Д 1335 0,7 ПС-35
УАП35-6 ПБ35-3,
ПБ35-1в
178.3. по опорам ВЛ 35 кВ 1982 4,5 АС-70 ПФ6-В 504
Вторые Тербуны: оп.
139 - 178,
двухцепной участок
179. ВЛ 35 кВ Свишни 11,82 12,08 3 77 80 8 883 2,55 Удовл.
179.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1971 0,26 АС-95 ПФ6-В 70
Стегаловка: оп. 1 -
3, двухцепной
участок
179.2. оп. 4 - 71 1971 10,39 10,39 АС-50 1 У1мн 67 УБ35-11,1, 68 5 ПФ6-В 651 1,12 ТК-35
ПБ35-15,
ПВ-1, ПУВ-1
179.3. оп. 71 - 75 1996 0,75 0,75 АС-70 4 УБ35-11,1, 4 1 ПФ6-В 60 0,75 ТК-35
ПБ35-15,
ПВ-1, ПУВ-1
179.4. совместный подвес с 1996 0,68 0,68 АС-70 2 У35-2+5, 6 ПБ35-4,1т 8 2 ПС70-Д 102 0,68 С-35
ВЛ 35 кВ Грызлово: У35-2
оп. 75 - 83,
двухцепной участок
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, 25 2 ПС70-Д 255 1,5 С-35
КБ35-1,
ПУБ35-3,
ПБ-33
180.2. по опорам ВЛ 35 кВ 1983 1 АС-95 ПС70-Д 141
Захаровка оп. 25 -
34, двухцепной
участок
181. ВЛ 35 кВ Скорняково 16,05 17,63 19 114 133 31 1865 3,65 Удовл.
181.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1987 1,25 АС-95 ПС70-Д 126
Тихий Дон: оп. 1 -
9, двухцепной
участок
181.2. оп. 9 - 142, в т.ч. 1997 16,05 16,38 АС-95 19 У35-1, 114 ПБ35-3В, 133 31 ПС70-Д 1739 3,65 ТК-35
2-цеп. переход У110-2+14, УБ35-11.1,
через р. Дон = 0,33 У110-2+10, 2хУБ35-11.1
км У35-1+5
182. ВЛ 35 кВ 1977 2,53 5,06 АС-95 8 У35-2, 13 ПБ35-2В, 21 8 ПС6-Б 930 2,53 ПС-35 Удовл.
Солидарность левая, У35-2+5, ПБ35-Б
правая (оп. 1 - 21, У110-2п
двухцепной участок)
183. ВЛ 35 кВ Стегаловка 1971 12,52 12,52 14 47 61 14 761 4,96 Удовл.
183.1. совместный подвес с 1971 3,03 3,03 АС-95 6 У2Мн 10 ПБ-22 16 6 ПФ6-В 234 3,03 С-35
ВЛ 35 кВ
Тимирязево: оп.
1 - 16, двухцепной
участок
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 1977 0,43 0,43 АС-95 ПС6-В 70
Тимирязево: отпайка
на Тимирязево, (оп.
17 - 19, двухцепной
участок)
183.4. совместный подвес с 1971 0,26 0,26 АС-95 2 У2мн 1 ПБ-22 3 2 ПФ6-В 70 0,26 ТК-35
ВЛ 35 кВ Свишни:
оп. 59 - 61,
двухцепной участок
184. ВЛ 35 кВ Талица оп. 1969 15,5 15,5 АС-70 7 АБ-ЗА-1, 83 АБ35-5, 90 16 ПМ-4,5; 1050 1,98 С-35 Удовл.
1 - 90 У60БЗА-1, АБ35-7, ПС70-Д
У110+5, ПБ35-3,
У110+9 ПУБ35-3,
ПВС-1,
ПП35-3,
ППТ35-15
185. ВЛ 35 кВ Тешевка 1,2 1,2 3 6 9 4 153 1,2 Удовл.
185.1. совместный подвес с 1970 0,7 0,7 АС-95 3 У2мн, У35-2 3 ПБ-26 6 3 ПФ6-В 99 0,7 С-35
ВЛ 35 кВ Казачье:
оп. 1 - 6,
двухцепной участок
185.2. оп. 6 - 9 1970 0,5 0,5 АС-95 - 3 ПБ-26, 3 1 ПФ6-В 54 0,5 С-35
КБ35-1
186. ВЛ 35 кВ Тимирязево 0,43 3,46 2 1 3 2 304 0,43 Удовл.
186.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1971 3,03 АС-95 ПФ6-В 234
Стегаловка: оп. 1 -
16, двухцепной
участок
186.2. совместный подвес с 1977 0,43 0,43 АС-95 2 У35-2 1 ПБ35-2 3 2 ПС6-В 70 0,43 ПС-35
ВЛ 35 кВ
Стегаловка: отпайка
на Тимирязево, оп.
16 - 19, двухцепной
участок
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 1997 1,1 1,1 АС-95 4 У35-2Т, 7 ПБ35-3,1Т 11 4 ПС70-Д 169 1,1 ПС-35
Тихий Дон, оп. 1 - У35-1+5Т
11
187.2. отпайка на ПС 35 кВ 1987 7,17 7,17 АС-95 7 У35-1, 50 ПБ35-1в, 57 12 ПС70-Д 693 1,14 ПС-35
Тихий Дон, оп. 11 - У110-1+9, ПБ35-3,
68 УАП35-6 УБ35-1
187.3. совместный подвес с 1987 1,25 1,25 АС-95 3 У35-2, 6 ПБ35-2Т 9 3 ПС70-Д 126 1,2 ПС-35
ВЛ 35 кВ У35-2+5
Скорняково: оп.
68 - 77, двухцепной
участок
188. ВЛ 35 кВ ТЭЦ 6,22 7,69 20 28 48 18 984 4,03 Удовл.
188.1. оп. 1 - 10, 1972 1,47 2,94 АС-95 8 У-35-2, 2 ПБ-22, 10 6 ПФ6-В 360 1,47 С-35
двухцепной участок, У110-2+9, портал
2-я цепь не ПП-26
действ.
188.2. оп. 10 - 30 1972 3,18 3,18 АС-95 5 У-35-1, 15 ПБ-35, 20 5 ПФ6-В 357 1,06 С-35
У-35-2 портал
188.3. совместный подвес с 1977 1,57 1,57 7 У35-2, 11 УСБ110-3, 18 7 ПФ6-В 267 1,5 ПС-35
ВЛ 35 кВ Авангард: У35-2+5 ПБ35-2В
оп. 30 - 48,
двухцепной участок
189. ВЛ 35 кВ Хитрово 7,5 13,5 3 35 38 6 936 1 Удовл.
189.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1989 6 ПС70-Д 504
Авангард: оп. 1 -
41, двухцепной
участок
189.2. оп. 41 - 77 1972 7,5 7,5 АС-95 3 У-35-1 35 ПБ35-15, 38 6 ПФ6-В 432 1 С-35
УБ35-11,
АБ35-7
190. ВЛ 35 кВ Чернава 14 16 1 112 113 10 1452 1,38 Удовл.
190.1. по опорам ВЛ 35 кВ 1978 2 АС-70 ПС70-Д 285
Афанасьево: оп. 1 -
20, двухцепной
участок
190.2. оп. 20 - 104 1963 10,2 10,2 АС-50 84 ПБ35-3, 84 5 ПФ6-В 831
УБ35-1
190.3. оп. 104 - 133 1998 3,8 3,8 АС-70 1 У35-1 28 ПБ35-1в, 29 5 ПС70-Д 336 1,38 ТК-35
УБ35-11,1
191. ВЛ 35 кВ Чернолес 10,35 11,1 10 94 104 15 1161 2,52 Удовл.
191.1. совместный подвес с 1985 0,6 0,6 АС-70 4 У35-2в 4 ПБ35-2 8 4 ПС70-Д 132 0,57 ПС-35
ВЛ 35 кВ Дубрава:
оп. 1 - 8,
двухцепной участок
191.2. оп. 8 - 96 1985 9 9 АС-70 4 УАП35-3, 84 УБ35-1, 88 9 ПС70-Д 927 1,2 ПС-35
УАП35-6 ПБ35-1в,
ПБ35-3
191.3. оп. 96 - 104, 1985 0,75 1,5 АС-70 2 У35-2+5 6 ПБ35-2 8 2 ПС70-Д 102 0,75 ПС-35
двухцепной участок
192. ВЛ 35 кВ Элеватор - 1992 0,16 0,16 АС-70 1 У35-2+5 2 УБ35-1, 3 2 ПС70-Д 57 0,16 ТК-35 Удовл.
левая: оп. 1 - 3 ПБ35-1
193. ВЛ 35 кВ Элеватор - 1992 0,15 0,15 АС-70 1 У35-2+5 2 ПБ35-1, 3 2 ПС70-Д 57 0,153 ТК-35 Удовл.
правая: оп. 1 - 3 УБ35-11
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, 9 8 ПС70-Д 201 0,8 ТК-50
УБ35-1
194.2. оп. 9 - 91 1970 21,72 21,72 АС-95 0 У35-2 82 АБ35-5, 82 4 ПС70-Д 798 1,14 ТК-50
КБ35-3,
КБ35-1
194.3. оп. 1 - 6 1992 0,35 0,35 АС-95 2 У35-1, 4 ПУБ35-1, 6 5 ПС70-Д, 129 1,9 С-35
У35-2, ПБ-33, ПФ6-Е
У110-1 КБ35-1
195. ВЛ 35 кВ № 5 оп. 1967 17,8 17,8 АС-50, АС-70 0 - 137 ПУБ35-1, 137 7 ПФ-6В, 1338 1,5 ТК-35 Удовл.
1 - 137 ПБ-33, ПС6-6Б,
КБ35-1, ПС70-Д
УБ35-11,
ПБ-35-3,
ИТОГО по ВЛ 35 кВ 743,33 816,56 533 5104 5637 909 73452 154,1
Елецкого района
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"
№ Наименование ЛЭП 35 Марка Количество Протяженность, Год ввода в
кВ провода/ цепей км эксплуатацию
кабеля
1. ПС Бугор - ПС ЦРП -
Город с отпайками:
1.1. ПС Бугор - ПС ЦРП - АС-95 2 4,915 1962
Город
1.2. отпайка на ПС 35 кВ АС-70 1 0,085 2000
Водозабор-2 (левая
цепь)
1.3. отпайка на ПС 35 кВ АС-95 1 0,050 2002
Водозабор-2 (правая
цепь)
2. ПС Цементная - ПС АС-50 2 3,8 1967
Студеновская
Таблица 9.8
ВЛ 35 кВ, находящиеся на балансе сторонних потребителей
№ ВЛ Наименование ВЛ Марка Протяженность,
провода км
1. Ответвление на АБЗ
2. Ответвление на СОМ АС-70 2,3
3. Ответвление на АС-120 1,6
Стальконструкция СТК
4. Ответвление на Стройдеталь
СТД
5. Ответвление на Силикатный
завод
6. Ответвление на Эковент
7. Борино - Пионерская Сухоборье - левая
8. Борино - Пионерская с отвл. Сухоборье - правая АС-95 8,8
на Грязное
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 АС-95 1,4
Елец-220 - Восточная правая
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
№ Наименование Год ввода Адрес Установленные Год ввода Тех.
подстанции электро- электроус- силовые трансфор- сост.
(классы установки тановки трансформаторы матора в
напряжения) в эксплуа- эксплуа-
тацию тацию
1. ПС 1971 ул. ТДНС-10000/35/6 1971 удовл.
Студеновская Энгельса,
35/6 кВ за домом ТДНС-10000/35/6 1971 удовл.
№ 2
2. ПС 1998 ул. Папина, ТМ-6300/35/6 1978 удовл.
Водозабор-2 территория
35/6 кВ водозабора ТМ-3200/35/6 1965 удовл.
№ 2
Таблица 9.10
Техническое состояние ВЛ 35 кВ ОАО "ЛГЭК", находящихся
в эксплуатации больше нормативного срока
№ Наименование ЛЭП 35 Марка Количество Протяжен- Год ввода в Тех.
кВ провода/ цепей ность, км эксплуатацию сост.
кабеля
1. ПС Бугор - ПС ЦРП - АС-95 2 4,915 1962 удовл.
Город с отпайками
2. ПС Цементная - ПС АС-50 2 3,8 1967 Удовл.
Студеновская
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 ПС 35 кВ Липецкого участка службы
нескольких трансформаторах) 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 ПС 35 кВ Липецкого участка службы
по стороне 35 кВ 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 ПС 35 кВ Липецкого участка службы
выполнены на ОД и КЗ (полностью подстанций (63 шт.)
или частично)
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
№ Наименование ВЛ 35 кВ Протяженность, Количество Провод
(участка ВЛ 35 кВ) км цепей
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 1,60 - АС-70
Плоское
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 9,20 1 АС-50,
до ПС Сергиевка 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"
№ Наименование Протя- Число Заме- Доп. Марка Замена Замена Замена Устан. Замена Примечан. Срок
п/п ВЛ жен- цепей на опоры про- провода изоля- линей- гасит. грозо- рекон-
ность опор (шт.) вода (км торов, ной коле- троса струк-
(км) (шт.) трассы) шт. арма- баний (км) ции
туры (шт.)
(опор)
1. ВЛ 35 кВ Кр. 15,40 1 99 - АС-70 13,8 Да - 3,1 Полная 2014 -
Пальна реконструкция 2015
2. ВЛ 35 кВ 18,40 1 1 - АС-70 13,97 Да - 13,97 2016 -
Озерки 2017
3. ВЛ 35 кВ 24,50 1 - - АС-70 20,215 - Да 20,3 2014 -
Негачевка 2015
4. ВЛ 35 кВ 5,90 Экспертиза (снос или реконструкция) 2014 -
Восточная 2015
левая - правая
5. ВЛ 35 кВ 2,50 9 - - - - - 2014 -
Солидарность 2015
левая - правая
6. ВЛ 35 кВ - - - 2025 2018
Красатыновка
7. ВЛ 35 кВ № 2 10,60 238 Да 2,31 2016 -
2017
8. ВЛ 35 кВ № 3 5,00 4,41 2018
9. ВЛ 35 кВ № 5 с 11,46 591 Да 2016 -
отп. 2017
10. ВЛ 35 кВ 28,45 2,7 2018
Березняговка-1
11. ВЛ 35 кВ 18,80 2 АС-95 18,8 736 Да 5,09 установка 2014 -
Борино с гасителей 2015
отпайками вибрации
12. ВЛ 35 кВ 3,70 1,2 2016 -
Бочиновка 2017
13. ВЛ 35 кВ 6,90 3,08 2016 -
Введенка 2017
14. ВЛ 35 кВ 9,50 3,2 2016 -
Вешаловка 2017
15. ВЛ 35 кВ 9,90 1209 Да 3,1 2016 -
Вперед 2017
16. ВЛ 35 кВ 7,71 5 2016 -
Грязи - 2017
городская
17. ВЛ 35 кВ 5,60 648 Да 1,26 2016 -
Грязное 2017
18. ВЛ 35 кВ 9,90 1,8 2018
Дмитриевка
19. ВЛ 35 кВ 14,02 5 2016 -
Дмитряшевка 2017
20. ВЛ 35 кВ 8,00 3,95 2018
Ивановка
21. ВЛ 35 кВ 9,40 793 Да 1,8 2016 -
Казинка-2 2017
22. ВЛ 35 кВ 16,00 1,6 2016 -
Каликино-1 2017
23. ВЛ 35 кВ 9,80 2 1,7 оп. № 19 - 2014 -
Каликино-2 20, 37 - 38 2015
нет габарита
24. ВЛ 35 кВ Кн. 18,10 2,4 2018
Байгора
25. ВЛ 35 кВ КПК 2,50 168 Да. 8 1,3 2016 -
опор 2017
26. ВЛ 35 кВ Кр. 9,12 3,02 2016 -
Дубрава 2017
27. ВЛ 35 кВ 8,40 2,7 2016 -
Матыра-1 2017
28. ВЛ 35 кВ 3,98 501 Да 1,7 2016 -
Матыра-2 2017
29. ВЛ 35 кВ 3,80 3,8 2016 -
Мясокомбинат с 2017
отп.
30. ВЛ 35 кВ 18,40 2034 Да. 2016 -
Паршиновка-1 132 2017
опоры
31. ВЛ 35 кВ 18,19 1848 Да. 2016 -
Паршиновка-2 138 2017
опор
32. ВЛ 35 кВ 15,80 3,9 2018
Пашково-2
33. ВЛ 35 кВ 16,94 1466 Да. 4,08 2016 -
Песковатка с 112 2017
отп. опор
34. ВЛ 35 кВ 18,30 4,27 2016 -
Петровская-1 2017
35. ВЛ 35 кВ 6,77 36 2,46 2014 -
Полевая 2015
36. ВЛ 35 кВ 15,80 1482 Да. 2016 -
Правда 104 2017
опоры
37. ВЛ 35 кВ 4,60 1,89 2018
Птицефабрика
38. ВЛ 35 кВ 11,72 2,32 2016 -
Речная 2017
39. ВЛ 35 кВ 10,60 7,03 2016 -
Сахзавод 2017
40. ВЛ 35 кВ 3,45 550 Да. 33 2016 -
Сельхозтехника опоры 2017
41. ВЛ 35 кВ 5,30 5,3 2016 -
Сенцово-1 2017
42. ВЛ 35 кВ 22,10 52 3,2 2016 -
Трубетчино 2017
43. ВЛ-35 кВ 17,50 22 2016 -
Федоровка 2017
44. ВЛ 35 кВ 6,66 3,76 2018
Хлевное
45. ВЛ 35 кВ 15,69 2,1 2016 -
Ярлуково-1 2017
46. ВЛ 35 кВ 6,10 432 Да 3,5 2016 -
Ярлуково-2 с 2017
отп.
47. ВЛ 35 кВ 8,94 1 - - АС-50 6,9 - 3,5 2014 -
Агроном 2015
48. ВЛ 35 кВ 19,72 1 160 - АС-70 19,72 160 Да 986 1,7 2014 -
Каменная Лубна 2015
49. ВЛ 35 кВ 12,17 - - - 1179 Да - - - 2014 -
Рождество 2015
50. ВЛ 35 кВ 2,25 1 - - АС-50 2,25 327 Да 127 0,85 - 2014 -
Рождество 2015
отпайка на
Сах. завод
51. ВЛ 35 кВ 29,27 1 - - АС-50 6,5 444 Да 278 1,6 - 2014 -
Теплое с отп. 2015
на ПС Данков
Сельская
52. ВЛ 35 кВ 10,48 1 - - АС-70 10,48 549 Да 458 1,5 - 2014 -
Сергиевка 2015
53. ВЛ 35 кВ 10,80 1 - - АС-50 0,35 741 Да 390 3,1 - 2014 -
Троекурово 2015
совхозная
54. ВЛ 35 кВ 20,40 5 - - - - - - - 2014 -
Бигильдино 2015
55. ВЛ 35 кВ 9,48 15 - - - - - - 2014 -
Дрезгалово-2 2015
56. ВЛ 35 кВ 26,32 18 - - 459 - - - 2014 -
Ведное 1 2015
57. ВЛ 35 кВ 12,40 17 - - - - - - 2014 -
Ведное 2 2015
58. ВЛ 35 кВ 15,12 6 - - 1311 - - - 2014 -
Б. Попово 2015
59. ВЛ 35 кВ 11,19 2 7 - АС-50 1 240 Да - 1 оп. № 124 - 2014 -
Яблонево 132 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.
№ Наименование Текущий дефицит
п/п центра питания
Установ- Полная Полная Полная Допусти- Дефи-
ленная мощность мощность, мощность мая цит/
мощность ЦП по перерас- с учетом нагрузка профи-
транс- резуль- пределяе- перерас- расчет- цит ЦП,
форма- татам мая в пределе- ная в МВА
торов замера соответ- ния, МВА режиме
Sуст. с макси- ствии с n-1, МВА
указа- мума ПТЭ, МВА
нием их нагруз- за время
коли- ки, МВА
чества, МВА Мин.
шт./МВА
1 2 3 4 5 6 7 9 10
1. II Тербуны 2,5 + 1,13 0,00 0 1,13 2,63 1,50
2,5
2. № 1 4 + 4 4,48 0,00 0 4,48 4,20 -0,28
3. № 2 2,5 + 1 1,93 0,00 0 1,93 1,05 -0,88
4. № 3 2,5 + 2,39 0,38 40 2,01 2,63 0,62
2,5
5. № 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 + 1,33 0,70 60 0,63 2,63 2,00
2,5
8. Агроном 4 + 6,3 1,90 0,20 60 1,70 4,20 2,50
9. Афанасьево 2,5 + 1,71 0,00 0 1,71 2,63 0,92
2,5
10. Б. Верх 2,5 + 0,91 0,00 0 0,91 2,63 1,72
2,5
11. Б. Избищи 2,5 + 1,87 1,00 60 0,87 2,63 1,76
2,5
12. Б. Боевка 2,5 + 0,41 0,15 100 0,26 2,63 2,37
2,5
13. Б. Попово 2,5 + 1,82 0,30 90 1,52 2,63 1,11
2,5
14. Бабарыкино 2,5 + 0,88 0,61 240 0,27 2,63 2,36
2,5
15. Березняговка 1,6 + 1,20 0,70 130 0,50 1,68 1,18
1,6
16. Березовка 2,5 0,00 0,00 0 0,00 0,00 0,00
17. Бигильдино 2,5 + 1,22 0,60 60 0,62 2,63 2,01
2,5
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 + 1,08 0,00 0 1,08 2,63 1,55
2,5
21. Борятино 2,5 + 0,31 0,00 0 0,31 2,63 2,32
2,5
22. Бочиновка 4 + 4 2,51 1,10 90 1,41 4,20 2,79
23. Бутырки 5,6 + 7,75 0,00 0 7,75 5,88 -1,87
6,3
24. Васильевка 2,5 + 0,65 0,30 60 0,35 2,63 2,28
2,5
25. Введенка 4 + 4 4,12 0,00 0 4,12 4,20 0,08
26. Ведное 2,5 + 0,76 0,30 120 0,46 2,63 2,17
2,5
27. Веселое 2,5 0,10 0,07 100 0,03 0,07 0,04
28. Вешаловка 2,5 + 0,99 0,00 0 0,99 2,63 1,64
2,5
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 + 0,56 0,00 0 0,56 1,68 1,12
1,6
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 + 0,49 0,20 120 0,29 1,89 1,60
1,8
35. Гатище 2,5 + 0,59 0,00 0 0,59 2,63 2,04
2,5
36. Гнилуша 6,3 + 2,24 0,70 40 1,54 6,62 5,08
6,3
37. Голиково 1,8 + 0,81 0,00 0 0,81 1,68 0,87
1,6
38. Головинщино 2,5 + 1,02 0,00 0 1,02 2,63 1,61
2,5
39. Грызлово 2,5 + 0,99 0,20 100 0,79 2,63 1,84
2,5
40. Грязи - город 6,3 + 5,84 1,61 50 4,23 5,88 1,65
5,6
41. Грязное 4 + 4 1,30 0,00 0 1,30 4,20 2,90
42. Данков - 6,3 + 3,91 1,60 60 2,31 6,62 4,31
сельская 6,3
43. Демшинка 2,5 + 0,70 0,00 0 0,70 2,63 1,93
2,5
44. Дмитриевка 2,5 + 0,66 0,20 70 0,46 2,63 2,17
2,5
45. Дмитряшевка 2,5 + 0,42 0,00 0 0,42 2,63 2,21
2,5
46. Долгое 2,5 + 0,24 0,00 0 0,24 2,63 2,39
2,5
47. Дрезгалово 1,6 + 1,09 0,30 60 0,79 1,68 0,89
1,6
48. Дружба 5,6 6 кВ
абонент
49. Дубрава 2,5 + 0,33 0,00 0 0,33 2,63 2,30
2,5
50. Жерновное 2,5 + 0,26 0,00 0 0,26 2,63 2,37
2,5
51. Задонск - 3,2 + 2,24 0,00 0 2,24 1,68 -0,56
сельск. 1,6
52. Захаровка 2,5 + 0,56 0,16 60 0,40 2,63 2,23
2,5
53. Знаменка <*> 2,5 0,73 0,00 0 0,73 0,00 -0,73
54. Ивановка 2,5 + 0,90 0,00 0 0,90 2,63 1,73
2,5
55. Казаки 4 + 4 1,83 0,00 0 1,83 4,20 2,37
56. Казачье 2,5 + 0,42 0,00 0 0,42 2,63 2,21
2,5
57. Каликино 3,2 + 2,15 0,00 0 2,15 3,36 1,21
3,2
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 + 0,72 0,15 60 0,57 2,63 2,06
2,5
63. Княжья Байгора 1,6 + 0,80 0,11 40 0,69 1,68 0,99
1,6
64. Князево 2,5 + 0,37 0,00 0 0,37 2,63 2,26
2,5
65. Колесово 6,3 + 3,05 0,50 60 2,55 6,62 4,07
6,3
66. Колыбельская 2,5 + 1,11 0,00 0 1,11 2,63 1,52
2,5
67. Комплекс 4 + 4 1,22 0,60 120 0,62 4,20 3,58
68. Конь-Колодезь 2,5 + 1,12 0,00 0 1,12 2,63 1,51
2,5
69. Кр. Пальна <*> 3,2 0,79 0,40 180 0,39 0,40 -0,39
70. Красная 2,5 + 0,86 0,63 90 0,23 2,63 2,40
Дубрава 2,5
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 + 0,26 0,00 0 0,26 2,63 2,37
2,5
74. Куликово 2,5 + 0,65 0,00 0 0,65 2,63 1,98
2,5
75. Культура 2,5 + 1,04 0,20 60 0,84 2,63 1,79
2,5
76. Курино <*> 2,5 0,58 0,10 40 0,48 0,10 -0,38
77. Ламское 2,5 + 1,89 0,22 180 1,67 2,63 0,96
2,5
78. Лебедянка 2,5 + 0,64 0,00 0 0,64 2,63 1,99
2,5
79. Лебяжье 2,5 + 0,40 0,00 0 0,40 1,68 1,28
1,6
80. Ломовец 1,6 + 0,43 0,00 0 0,43 1,68 1,25
2,5
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 + 0,78 0,00 0 0,78 1,68 0,90
1,6
84. Мясокомбинат 6,3 + 4,97 2,00 60 2,97 6,62 3,65
6,3
85. Негачевка 2,5 + 0,47 0,00 0 0,47 2,63 2,16
2,5
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 + 0,47 0,00 0 0,47 2,63 2,16
2,5
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 + 0,22 0,00 0 0,22 1,68 1,46
2,5
95. Пашково 2,5 + 1,66 1,00 130 0,66 2,63 1,97
2,5
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 + 1,26 0,00 0 1,26 1,68 0,42
1,6
101. Плоское 4 + 4 3,99 0,80 140 3,19 4,20 1,01
102. Поддубровка 2,5 + 1,03 0,44 60 0,59 2,63 2,04
2,5
103. Полибино 2,5 + 0,24 0,00 0 0,24 2,63 2,39
2,5
104. Политово 2,5 + 0,91 0,00 0 0,91 2,63 1,72
2,5
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 + 0,81 0,00 0 0,81 2,63 1,82
2,5
108. ПС № 5 6,3 + 1,39 0,00 0 1,39 3,36 1,97
3,2
109. Птицефабрика 4 + 4 1,79 0,00 0 1,79 4,20 2,41
110. Раненбург 1,6 + 1,47 0,00 0 1,47 1,68 0,21
1,6
111. Ратчино 2,5 + 1,09 0,00 0 1,09 2,63 1,54
2,5
112. Речная 4 + 4 1,55 0,00 0 1,55 4,20 2,65
113. Сапрыкино 1,6 + 0,64 0,00 0 0,64 1,68 1,04
2,5
114. Сенцово 10 + 10 5,89 0,26 40 5,63 10,50 4,87
115. Сергиевка 2,5 + 0,16 0,00 0 0,16 2,63 2,47
2,5
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 + 0,62 0,34 80 0,28 2,63 2,35
2,5
121. Стегаловка 2,5 + 0,51 0,10 80 0,41 2,63 2,22
3,2
122. СХТ 2,5 + 1,46 0,50 30 0,96 1,68 0,72
1,6
123. Таволжанка 4 + 4 5,68 0,70 40 4,98 4,20 -0,78
124. Талица 2,5 + 1,35 0,20 110 1,15 2,63 1,48
2,5
125. Талицкий 3,2 + 4 1,69 0,00 0 1,69 3,36 1,67
Чамлык
126. Теплое 2,5 + 1,09 0,80 60 0,29 2,63 2,33
2,5
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 + 0,65 0,29 60 0,36 2,63 2,27
2,5
130. Троекурово - 2,5 + 2,02 0,00 0 2,02 2,63 0,61
совх. 2,5
131. Троицкая 2,5 + 4 2,79 0,00 0 2,79 2,63 -0,17
132. Трубетчино 2,5 + 1,59 0,00 0 1,59 2,63 1,04
2,5
133. Тюшевка 4 + 4 0,88 0,00 0 0,88 4,20 3,32
134. Федоровка 2,5 + 0,54 0,20 90 0,34 2,63 2,29
2,5
135. Хитрово 6,3 + 2,42 0,00 0 2,42 6,62 4,20
6,3
136. Хлебопродукты 6,3 + 5,75 0,74 30 5,01 6,62 1,61
6,3
137. Хрущево 2,5 + 0,44 0,00 0 0,44 2,63 2,19
2,5
138. Частая Дубрава 2,5 + 1,63 1,44 75 0,19 2,63 2,44
2,5
139. Чернава 2,5 + 2,00 0,00 0 2,00 2,63 0,63
2,5
140. Чернолес 2,5 + 0,35 0,00 0 0,35 2,63 2,28
2,5
141. Яблонево 2,5 + 0,75 0,00 0 0,75 2,63 1,88
2,5
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 "№ 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 "№ 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 "№ 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 "№ 4" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция включена в транзит и является проходной. Существующая схема РУ 35 кВ, несмотря на установленные четыре выключателя 35 кВ, является ненадежной. При аварии на шинах 35 кВ или на ВЛ 35 кВ № 4 происходит полное погашение подстанции № 4 и одного трансформатора на ПС Птицефабрика. Рекомендуется ячейку резервного выключателя при реконструкции переустановить как секционную, доведя схему подстанции до 35-5АН.
- 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 № 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 № 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 "№ 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
№ 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 Дл. доп. ток Ток по % загрузки
сечение при линии, от дл. доп.
провода температуре А тока
-5° С
№ 2 АС-95 425 42 9,88
№ 3 АС-70, АС-95 341 35 10,26
№ 4 АС-70 341 22 6,45
№ 5 АС-70 341 23 6,74
№ 6 АС-95, АС-185, 341 78 22,87
АС-70
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 АС-70 341 0 0,00
кВ Грязное
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 Дл. доп. ток Ток по % загрузки
сечение при линии, от дл. доп.
провода температуре А тока
-5° С
№ 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 Дл. доп. ток Ток по % загрузки
провода при линии, от дл. доп.
температуре А тока
-5° С
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.) - АС-70 341 0 0,00
Раненбург
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 Дл. доп. ток Ток по % загрузки
сечение при линии, от дл. доп.
провода температуре А тока
+35° С
№ 2 АС-95 290 21 7,24
№ 3 АС-70, АС-95 233 13 5,58
№ 4 АС-70 233 11 4,72
№ 5 АС-70 233 9 3,86
№ 6 АС-95, АС-185, 233 42 18,03
АС-70
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 АС-70 233 0 0,00
кВ Грязное
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 Дл. доп. ток Ток по % загрузки
провода при линии, от дл. доп.
температуре А тока
+35° С
№ 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 Дл.доп. ток Ток по % загрузки
провода при линии, от дл. доп.
температуре А тока
+35° С
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.) - АС-70 233 0 0,00
Раненбург
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.
№ Новое 2014 2015 2016 2017 2018 Всего
строитель-
ство, в том км, инвест. км, инвест. км, инвест. км, инвест. км, инвест. км, инвест.
числе: МВА млн. МВА млн. МВА млн. МВА млн. МВА млн. МВА млн.
руб. руб. руб. руб. руб. руб.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1. Вводы
(замена)
ВЛ/КЛ
1.1. Вводы ВЛ 6,60 62,01 3,75 9,32 10,35 71,33
10(6) кВ
1.2. Вводы КЛ 27,73 80,40 42,00 75,00 7,20 40,00 2,48 22,15 79,41 217,55
10(6) кВ
1.3. Вводы ВЛ/КЛ 1,62 18,80 0,30 0,50 0,20 0,71 2,12 20,01
0,4 кВ
1.4. Замена ВЛ 7,30 13,35 10,66 10,90 17,96 24,25
10(6) кВ
1.5. Замена КЛ
10(6) кВ
1.6. Замена 33,10 112,09 58,20 53,57 113,30 284,74 65,20 89,75 17,00 10,00 286,80 550,15
ВЛ/КЛ 0,4
кВ
Всего вводы 69,75 224,64 100,50 129,07 120,50 324,74 71,80 151,76 34,09 53,08 396,64 883,29
(замена)
ВЛ/КЛ
2. Вводы
(замена) ПС
2.1. Вводы ПС 12,40 28,00 18,00 35,00 2,23 45,00 3,40 8,25 36,03 116,25
10(6)/0,4
кВ
2.2. Замена ПС 0,40 15,50 1,00 19,50 1,00 25,35 0,63 200,80 1,60 24,10 4,63 285,25
10(6)/0,4
кВ
2.3. Установка - - 2,10 2,50 1,00 5,60
БСК, МВар
Всего вводы 43,50 54,50 70,35 200,80 32,35 401,50
(замена) ПС
10(6)/0,4
кВ
Итого 268,14 183,57 395,09 352,56 85,43 1284,79
капитальные
затраты на
вводы и
замены
сетей
10(6)- 0,4
кВ
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 Теку- Прирост нагрузок по годам Итого,
ПС щая прирост
наг- 2013 2014 2015 2016 2017 2018
рузка
S, кВА P, кВт P, кВт P, кВт P, кВт P, кВт P, кВт P, кВт
ПС 35/10 кВ № 4480,0 576,8 264 840,8
1
ПС 35/10 кВ Б. 1870,0 200 200 200 600,0
Избищи
ПС 35/10 кВ 880,0 272 272,0
Бабарыкино
ПС 35/10 кВ 5090,0 288 400 400 272 1360,0
Борино
ПС 35/10 кВ 7750,0 624 472 272 816 2184,0
Бутырки
ПС 35/10 кВ 1300,0 400 400,0
Грязное
ПС 35/10 кВ 660,0 272 272,0
Дмитриевка
ПС 35/10 кВ 260,0 281,6 281,6
Жерновное
ПС 35/10 кВ 1120,0 352 352,0
Конь-Колодезь
ПС 35/10 кВ 790,0 400 400,0
Красная Пальна
ПС 35/10 кВ 790,0 432 432,0
Красотыновка
ПС 35/10 кВ 380,0 448 448,0
Малей
ПС 35/10 кВ 1260,0 272 272,0
Плавица
ПС 35/10 кВ 3990,0 336 448,584 784,6
Плоское
ПС 35/10 кВ 1470,0 272 272 544,0
Раненбург
ПС 35/10 кВ - 302,4 302,4
Романово
ПС 35/10 кВ 1460,0 176 616 176 968,0
Сельхозтехника
ПС 35/10 кВ 5890,0 504 504,0
Сенцово
ПС 35/10 кВ 160,0 400 400 800,0
Сергиевка
ПС 35/10 кВ 2450,0 883,2 336 1219,2
Солидарность
ПС 35/10 кВ 380,0 1384 272 770,4 640 3066,4
Сселки
ПС 35/10 кВ 620,0 532 532,0
Стебаево
ПС 35/10 кВ 970,0 680 680,0
Тимирязево
ПС 35/10 кВ 2020,0 480 480 960,0
Троекурово -
совхозная
ПС 35/10 кВ 1590,0 96 96 96 288,0
Трубетчино
ПС 35/10 кВ 5750,0 400 480 880,0
Хлебопродукты
ПС 35/10 кВ 1630,0 304 304,0
Частая Дубрава
ПС 35/10 кВ - 1438,0 1438,0
Черная слобода
ПС 35/10 кВ 750,0 428,4 428,4
Яблоново
ПС 35/10 кВ 920,0 320 320,0
Яковлево
ПС 35/10 кВ 4740,0 272 272,0
Ярлуково
ПС 35/6 кВ 7510,0 256 256,0
Восточная
ПС 35/6 кВ 5840,0 168 160 328,0
Грязи Город
Итого прирост 3324,8 4592,8 5808,0 2722,4 2750,8 6832,6 21551,4
нагрузок, кВт
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 № 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 № 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 № 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 № 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 № 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 № 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, СШ Ток трехфазного Отключающая
кВ КЗ на 2018 г., способность
кА выключателей,
кА
№ 1 35/10 1 3,21 12,5
35/10 2 2,75
№ 2 35/6 1 2,81 6,6
35/6 2 2,81
№ 3 35/10 1 2,53 12,5; 6,6
35/10 2 2,53
№ 4 35/6 1 1,16 10; 6,6
35/6 2 1,16
Березняговка 35/10 1 1,0 12,5
35/10 2 0,53
Борино 35/10 1 2,31 6,6; 10
35/10 2 2,31
Борисовка 35/10 1 1,27 12,5
35/10 2 1,27
Бочиновка 35/10 1 1,63 12,5
35/10 2 1,63
Бутырки 35/10 1 4,26 10
35/10 2 4,26
Введенка 35/10 1 4,13 12,5
35/10 2 4,13
Вешаловка 35/6 1 1,08 10
35/6 2 1,08
Водозабор 35/6 1 2,44 10
35/6 2 2,44
Вперед 35/6 1 2,14 10
35/6 2 2,14
Грязи - город 35/6 1 3,77 12,5
35/6 2 3,77
Грязное 35/10 1 0,7 10; 12,5
35/10 2 0,7
Демшинка 35/10 1 0,65 12,5
35/10 2 0,65
Дмитриевка 35/10 1 0,95 12,5
35/10 2 0,95
Дмитряшевка 35/10 1 1,17 12,5
35/10 2 1,17
Дружба 35/6 1 4,26 12,5
2
Ивановка 35/10 1 1,74 12,5
35/10 2 1,74
Каликино 35/10 1 1,2 10
35/10 2 1,2
Карамышево 35/10 1 0,84 12,5
35/10 2 0,84
Княжья Байгора 35/10 1 0,78 10
35/10 2 0,78
Конь-Колодезь 35/10 1 1,4 12,5
35/10 2 1,4
Красная Дубрава 35/10 1 0,57 12,5
35/10 2 2,11
Куликово 35/10 1 0,88 12,5
35/10 2 0,63
Курино 35/10 1 0,77 10
2 0,77
Лебедянка 35/10 1 0,88
35/10 2 0,88
Малей 35/10 1 2,87 12,5
35/10 2 2,87
Матыра 35/10 1 4,46 10
35/10 2 4,46
Московка 35/10 1 0,76 12,5
35/10 2 0,76
Мясокомбинат 35/10 1 5,99
35/10 2 5,99
Негачевка 35/10 1 0,99 6,6; 12,5
35/10 2 0,99
Новодубовое 35/10 1 1,11 12,5
2 1,11
Новониколаевка 35/6 1 2,17
2
Новочеркутино 35/10 1 1,45 10
35/10 2 1,45
Паршиновка 35/10 1 0,61 12,5
35/10 2 0,73
Пашково 35/10 1 0,96 12,5
35/10 2 0,96
Песковатка 35/10 1 2,45 12,5
2
Петровская 35/10 1 0,82 12,5
35/10 2 0,75
Плавица 35/10 1 1,86 12,5
35/10 2 1,86
Поддубровка 35/10 1 0,65 12,5
35/10 2 0,65
Правда 35/10 1 2,24 12,5
35/10 2 2,24
Пружинки 35/10 1 0,85 12,5
35/10 2 0,85
Птицефабрика 35/6 1 1,05 12,5
35/6 2 1,66
Ратчино 35/10 1 0,95 12,5
35/10 2 0,95
Речная 35/10 1 1,5 12,5
35/10 2 1,5
Сенцово 35/10 1 1,67 6,6; 12,5
35/10 2 1,67
Синдякино 35/10 1 0,99 12,5
2 0,99
Сошки 35/10 1 1,04 12,5
35/10 2 1,05
Стебаево 35/10 1 0,73 12,5
35/10 2 0,73
Сельхозтехника (СХТ) 35/10 1 2,78
35/10 2 2,78
Таволжанка 35/6 1 2,39 12,5
35/6 2 2,39
Талицкий Чамлык 35/10 1 1,11 10
35/10 2 1,11
Троицкая 35/10 1 2,83 12,5
35/10 2 2,83
Трубетчино 35/10 1 1,12
35/10 2 1,12
Федоровка 35/10 1 0,64 12,5
35/10 2 0,64
Хлебопродукты 35/10 1 6,01 12,5
35/10 2 6,01
Частая Дубрава 35/10 1 0,79
35/10 2 1,51
Ярлуково 35/10 1 4,25 10; 12,5
35/10 2 4,25
Сселки 35/10 1 6,21
35/10 2 5,7
2-е Тербуны 35/10 1 0,49 12,5
35/10 2 0,49
Авангард 35/10 1 1,9 12,5
35/10 2 1,9
Аврора 35/10 1 1,0 10
35/10 2 1,0
Афанасьево 35/10 1 1,16 12,5
35/10 2 1,16
Б. Боевка 35/10 1 0,92 12,5
35/10 2 0,92
Бабарыкино 35/10 1 1,2 12,5
35/10 2 1,2
Борки 35/10 1 1,2 10
35/10 2 1,2
Васильевка 35/10 1 0,73 12,5
35/10 2 0,73
Веселое 35/10 1 0,72
2
Воронец 35/10 1 2,85 12,5
35/10 2 3,25
Восточная 35/6 1 3,65 6,6
35/6 2 3,65
Гатище 35/10 1 1 12,5
35/10 2 1
Гнилуша 35/10 1 1,25 6,6
35/10 2 1,25
Голиково 35/10 1 0,93 12,5
35/10 2 0,72
Грызлово 35/10 1 0,74 12,5
35/10 2 0,74
Жерновое 35/10 1 0,9 12,5
35/10 2 0,9
Задонск - сельская 35/10 1 1,88 6,6; 12,5
35/10 2 1,88
Захаровка 35/10 1 0,88 12,5
35/10 2 0,88
Казаки 35/10 1 1,53 12,5
35/10 2 1,53
Казачье 35/10 1 1,35 12,5
35/10 2 1,35
Каменка 35/10 1 1,73 10
2 1,73
Кириллово 35/10 1 0,78 12,5
35/10 2 0,78
Князево 35/10 1 0,63 12,5
35/10 2 0,63
Колесово 35/10 1 1,29 12,5
35/10 2 1,29
Красная Пальна 35/10 1 1,05 12,5
2 1,05
Красотыновка 35/10 1 0,88 12,5
2 0,88
Ксизово 35/10 1 1,37 12,5
35/10 2 1,37
Ламская 35/10 1 0,78 6,6; 10
35/10 2 0,78
Лебяжье 35/10 1 0,73 12,5
35/10 2 0,73
Ломовец 35/10 1 0,62 10; 12,5
35/10 2 0,62
Озерки 35/10 1 0,65 12,5
2 0,65
Ольшанец 35/10 1 0,48 12,5
35/10 2 0,68
Панкратовка 35/10 1 0,94 12,5; 10
2 0,94
Плоское 35/10 1 2,23 6,6; 12,5
35/10 2 2,23
Преображенье 35/10 1 0,78
2 0,78
№ 5 35/6 1 1,24 6,6
35/6 2 1,24
Солидарность 35/10 1 4,76 12,5
35/10 2 6,06
Стегаловка 35/10 1 0,96 6,6
35/10 2 0,96
Талица 35/10 1 1,14 12,5
35/10 2 1,14
Тимирязево 35/10 1 1,22 12,5
35/10 2 1,15
Тихий Дон 35/10 1 0,99 12,5
35/10 2 0,99
Хитрово 35/10 1 1,2 12,5
35/10 2 1,2
Чернава 35/10 1 0,74 6,6
35/10 2 0,74
Чернолес 35/10 1 0,81 12,5
35/10 2 0,81
Яковлево 35/10 1 1,01 12,5; 6,6; 10
2 1,01
Красное 35/10 1 1,48 12,5; 6,6
35/10 2 1,48
Теплое 35/10 1 0,95 12,5
35/10 2 0,95
Данков сельская 35/10 1 1,72 12,5
35/10 2 1,72
Колыбельская 35/10 1 1,29 10; 12,5
35/10 2 1,29
Топки 35/10 1 0,66 12,5
35/10 2 0,66
Агроном 35/10 1 1,45 12,5
35/10 2 1,45
Первомайская 35/10 1 0,96 10
2 0,96
Троекурово совхозная 35/10 1 1,49 6,6
35/10 2 1,49
Гагарино 35/10 1 1,14 12,5
35/10 2 1,13
Каменная Лубна 35/10 1 0,74 12,5
2 0,74
Раненбург 35/10 1 1,51
35/10 2 1,51
Сергиевка 35/10 1 0,65 12,5
35/10 2 0,65
Дрезгалово 35/10 1 0,96 12,5
35/10 2 0,96
Долгое 35/10 1 0,69
35/10 2 0,69
Воскресеновка 35/10 1 0,71 12,5
35/10 2 0,71
Сапрыкино 35/10 1 1,2 12,5
35/10 2 1,2
Новополянье 35/10 1 1,33 12,5; 10
35/10 2 1,33
Ведное 35/10 1 0,67
35/10 2 0,67
Бигильдино 35/10 1 0,56 12,5
35/10 2 0,72
Культура 35/10 1 1,52 12,5
35/10 2 1,52
Барятино 35/10 1 0,83 10
35/10 2 0,83
Знаменская 35/10 1 1,22
2 1,22
Большое Попово 35/10 1 1,63 12,5
35/10 2 1,63
Пиково 35/10 1 1,14
2 1,14
Большие Избищи 35/10 1 1,67 12,5
35/10 2 1,67
Никольское 35/10 1 0,86 12,5
2 0,47
Полибино 35/10 1 0,9 12,5
35/10 2 0,9
Р. Дуброво 35/10 1 1,51 12,5
35/10 2 1,51
Хрущево 35/10 1 0,95 12,5
35/10 2 0,95
Большой Верх 35/10 1 0,79 12,5
35/10 2 0,79
Головинщино 35/10 1 1,06 12,5
35/10 2 1,06
Яблоново 35/10 1 1,01 12,5
35/10 2 1,01
Политово 35/10 1 1,17 12,5
35/10 2 1,17
Комплекс 35/10 1 1,33
35/10 2 0,58
Романово (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
№ Подстанция Суммарная Количество и Сроки Стоимость
максимальная мощность строительства в ценах II
нагрузка на трансформаторов, квартала
шинах 35 и единиц/тыс. 2013 г.,
10 кВ ПС, кВ x А тыс. руб.
кВ x А
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
№ Наименование Полное Адрес Подключаемая Год
подстанции наименование присоединения мощность, кВт подключения
заявителя
1. ПС 35 кВ Жилищное МКР "Черная 1438,00 2015
Черная Слобода строительство слобода"
Таблица 9.27
Перечень центров питания, намечаемых Схемой к замене
существующих трансформаторов в проектный период.
Основные показатели
№ Подстанция Суммарная Количество и установленная Сроки
максимальная мощность трансформаторов, строи-
нагрузка на единиц/МВА тельства
шинах 6 - 10 кВ
ПС, МВт
2013 г. 2018 2013 г. 2018
Всего Всего
1. № 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. № 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 - 1,94 3,14 2,5 + 2,5 4 + 4 2016
совх.
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 - 2,0 2,0 3,2 + 1,6 3,2 + 2,5 2015
сельская <*>
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. № 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
№ Наименование Полное Адрес Подключаемая Год
подстанции наименование присоединения мощность, подключения
Заявителя кВт
1 2 3 4 5 6
1. ПС 35 кВ ООО "Констата" Грязинский 340 2013
Ярлуково РЭС
2. ПС 35 ЗАО "Агрофирма Лебедянский 600 2014
Троекурово - им. 15 лет РЭС
совхозная Октября" 600 2015
3. ПС 35 кВ ООО "Джокер Грязинский 550 2014
Сельхозтехника Групп" РЭС
ООО "Сансет" Грязинский 220 2013
РЭС
220 2014
220 2015
4. ПС 35 кВ ООО "РОПА Русь" Чаплыгинский 340 2013
Раненбург РЭС
ООО "Фирма Чаплыгинский 340 2015
Центропроект" РЭС
5. ПС 35 кВ ООО Липецкий РЭС 360 2014
Борино "Пластиформ"
500 2015
500 2016
ООО "Дагс" Липецкий РЭС 340 2018
6. ПС 35 кВ ООО "2 Грязинский 780 2014
Бутырки Бутырский РЭС
источник"
МУ "Управление Грязинский 340 2018
строительства РЭС
г. Липецка" 340 2017
"Металлург-4" Грязинский 340 2018
Садоводческое РЭС
товарищество 340 2018
ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 590 2015
7. ПС 35 кВ № 1 ОАО "ЛГЭК" (ООО г. Липецк 391 2014
"ГК
"Торгсервис")
ОАО "ЛГЭК" г. Липецк 330 2014
(заказчик
Иванникова
Е.И.)
Иванникова Липецкий РЭС 330 2018
Елена Ивановна
Таблица 9.29
Перечень подстанций 35 кВ, предусмотренных Схемой
к реконструкции и техническому перевооружению
№ Подстанция Тип и Перечень работ Количество Стоимость Примечание
мощность по устанавливае-
ПС, МВА переустройству мого
ПС (установка оборудования
и/или замена)
1 2 3 4 5 6 7
2014
1. № 2 35/6 кВ Силового ТМН-2500/35 - 8180,40 Дефицит мощности
1 + 2,5 трансформатора 1 шт.
МВА
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 Силового ТМН-6300/35 - 23792,92 Дефицит мощности
4 + 4 трансформатора 2 шт.
МВА
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 Силового ТМН-4000/35 - 18516,88 Неудовлетворительное
4 + 2,5 трансформатора 2 шт. состояние. Дефицит
МВА 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 Силового
4 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 7 13894,02 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
БСК
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 7 334,67 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
5. Демшинка 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 8 15878,88 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА 10 кВ - 8 382,48 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
6. Матыра 35/10 кВ Силового
4 + 3,2 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт. 616,00 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
7. Новодубовое 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 5 9924,30 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА 10 кВ - 5 239,05 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
8. Тюшевка 35/10 кВ Силового
4 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 5 9924,30 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА 10 кВ - 5 239,05 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
9. Каменка 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35кВ - 1 шт. 6328,72 Целевая программа
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА тра-ра 967,51 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
10. Ламская 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., 2248,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
11. Ярлуково 35/10 кВ Силового
3,2 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт. 616,00 Целевая программа
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
12. Грязи - город 35/6 кВ Силового
6,3 + трансформатора
5,6 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
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, 170324,96
тыс. руб.
2015
13. Задонск - 35/10 кВ Силового ТМН-2500/35 - 8180,40 Дефицит мощности
сельская 3,2 + трансформатора 1 шт.
1,6 МВА
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 Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
15. Матыра 35/10 кВ Силового
4 + 3,2 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
16. Сельхозтехника 35/10 кВ Силового ТМН-2500/35 - 8180,40 Дефицит мощности
(СХТ) 2,5 + трансформатора 1 шт.
1,6 МВА
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 Силового ТМН-10000/35 - 31364,56 Дефицит мощности
5,6 + 4 трансформатора 2 шт.
МВА
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 Силового
1,6 + трансформатора
1,6 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 1 1984,86 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 2 95,62 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
19. Грязи - город 35/6 кВ Силового
6,3 + трансформатора
5,6 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
20. Карамышево 35/10 кВ Силового
10 + 10 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 9 17863,74 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 9 430,29 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
21. Лебедянка 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 6 37972,32 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
22. Малей 35/10 кВ Силового
4 + 2,5 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 7 13894,02 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 7 334,67 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
23. Паршиновка 35/10 кВ Силового
1,6 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 2 3969,72 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 4 191,24 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
24. Сенцово 35/10 кВ Силового
10 + 10 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 1 1984,86 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 2 95,62 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
25. Гагарино 35/10 кВ Силового
1,6 + трансформатора
1,8 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 4 25314,88 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
26. Хлебопродукты 35/10 кВ Силового
6,3 + трансформатора
6,3 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 9 17863,74 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 9 430,29 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
27. Восточная 35/6 кВ Силового
10 + 16 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 4 25314,88 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
28. Задонск - 35/10 кВ Силового
сельская 3,2 + трансформатора
1,6 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
29. Князево 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 1 1984,86 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 1 47,81 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
30. Красная Пальна 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 4 25314,88 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
31. Красотыновка 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
32. Лебяжье 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
1,6 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
33. Озерки 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
34. Ольшанец 35/10 кВ Силового
2,5 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
35. № 5 35/6 кВ Силового
6,3 + трансформатора
3,2 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
36. Тихий Дон 35/10 кВ Силового
4 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
37. Чернолес 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
38. Яковлево 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
39. Данков - 35/10 кВ Силового
сельская 6,3 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
40. Агроном 35/10 кВ Силового
4 + 6,3 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
41. Раненбург 35/10 кВ Силового
1,6 + трансформатора
1,6 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
42. Долгое 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
43. Культура 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
44. Топки 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 1 1984,86 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 1 47,81 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
45. Талица 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
46. Яблоново 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 1 1984,86 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 1 47,81 Целевая программа
шт.
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, 484286,02
тыс. руб.
2016
47. Стегаловка 35/10 кВ Силового ТМН-2500/35 - 8180,40 Неудовлетворительное
2,5 + трансформатора 1 шт. состояние
3,2 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
48. Хитрово 35/10 кВ Силового ТМН-6300/35 - 11896,46 Непригодное
2,5 + трансформатора 1 шт. состояние
2,5 МВА
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 Силового ТМН-6300/35 - 23792,92 Дефицит мощности
3,2 + 4 трансформатора 2 шт.
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
50. № 1 35/10 кВ Силового ТМН-6300/35 - 23792,92 Дефицит мощности
4 + 4 трансформатора 2 шт.
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
51. Троекурово - 35/10 кВ Силового ТМН-4000/35 - 18516,88 Дефицит мощности
совхозная 2,5 + трансформатора 2 шт.
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
52. № 3 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 7 13894,02 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Целевая программа.
выключателей шт. Повышение надежности
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УУОТ - 1 шт., 1446,70 Целевая программа
РЗА10 кВ - 9
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
53. Бутырки 35/10 кВ Силового
5,6 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 12 23818,32 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
БСК
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 12 573,72 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
54. Вперед 35/6 кВ Силового
4 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Целевая программа.
выключателей шт. Повышение надежности
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., 2248,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
55. Ивановка 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
56. Новодубовое 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
57. Новониколаевка 35/6 кВ Силового
4 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
58. Поддубровка 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
59. Правда 35/10 кВ Силового
4 + 2,5 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 6 11909,16 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., 2062,70 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.,
РЗА10 кВ - 9
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
60. Пружинки 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
61. Птицефабрика 35/6 кВ Силового
4 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., 2248,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
62. Синдякино 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
БСК
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
63. Трубетчино 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
64. Воронец 35/10 кВ Силового
4 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
65. Гнилуша 35/10 кВ Силового
6,3 + трансформатора
6,3 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
66. Голиково 35/10 кВ Силового
1,8 + трансформатора
1,6 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
67. Захаровка 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
68. Князево 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
69. Ксизово 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
70. Ведное 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
71. Бигильдино 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
72. Никольское 35/10 кВ Силового
4 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
73. Полибино 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
74. Р. Дуброво 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
75. Троицкая 35/10 кВ Силового ТМН-4000/35 - 9258,44 Дефицит мощности
2,5 + 4 трансформатора 1 шт.
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
76. Хрущево 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
Всего 2016 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 438431,86
Всего 2016 год, в ценах II квартала 2013 года с НДС, 517349,59
тыс. руб.
2017
77. Дмитряшевка 35/10 кВ Силового ТМН-2500/35 - 8180,40 Неудовлетворительное
2,5 + трансформатора 1 шт. состояние
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
78. № 5 35/6 кВ Силового ТМН-6300/35 - 11896,46 Неудовлетворительное
6,3 + трансформатора 1 шт. состояние
3,2 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
79. Колыбельская 35/10 кВ Силового ТМН-2500/35 - 8180,40 Неудовлетворительное
2,5 + трансформатора 1 шт. состояние
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
80. Таволжанка 35/6 кВ Силового ТМН-6300/35 - 23792,92 Дефицит мощности
4 + 4 трансформатора 2 шт.
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
81. Матыра 35/10 кВ Силового ТМН-4000/35 - 9258,44 Дефицит мощности
4 + 3,2 трансформатора 1 шт.
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
82. № 2 35/6 кВ Силового
1 + 2,5 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
83. Березняговка 35/10 кВ Силового
1,6 + трансформатора
1,6 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 8 15878,88 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 8 382,48 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
84. Введенка 35/10 кВ Силового
4 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 3 шт., 2864,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
85. Вешаловка 35/6 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 7 13894,02 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 7 334,67 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
86. Княжья Байгора 35/10 кВ Силового
1,6 + трансформатора
1,6 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
87. Конь-Колодезь 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
88. Курино 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
89. Речная 35/10 кВ Силового
4 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
90. Стебаево 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
91. Талицкий 35/10 кВ Силового
Чамлык 3,2 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
92. Частая Дубрава 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 10 19848,60 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
93. 2-е Тербуны 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
94. Аврора 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
95. Б. Боевка 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
96. Борки 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
97. Васильевка 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
98. Гатище 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
99. Каменка 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Целевая программа.
выключателей шт. Повышение надежности
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., 1632,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
100. Панкратовка 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., 1632,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
101. Воскресеновка 35/10 кВ Силового
1,6 + трансформатора
1,6 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
102. Сапрыкино 35/10 кВ Силового
1,6 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
103. Барятино 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
104. Пиково 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Повышение надежности
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
Всего 2017 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 396240,18
Всего 2017 год, в ценах II квартала 2013 года с НДС, 467563,41
тыс. руб.
2018
105. Гагарино 35/10 кВ Силового ТМН-1600/35 - 8180,40 Неудовлетворительное
1,8 + трансформатора 1 шт. состояние
1,8 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
106. Раненбург 35/10 кВ Силового ТМН-2500/35 - 16360,80 Дефицит мощности
1,6 + трансформатора 2 шт.
1,6 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
107. Княжья Байгора 35/10 кВ Силового
1,6 + трансформатора
1,6 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 11 21833,46 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 11 525,91 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
108. Песковатка 35/10 кВ Силового ТМН-1600/35 - 8180,40 Неудовлетворительное
1,6 МВА трансформатора 1 шт. состояние
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
109. Стебаево 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 11 21833,46 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки
выключателей
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 11 525,91 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
110. Сельхозтехника 35/10 кВ Силового
(СХТ) 2,5 + трансформатора
1,6 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Строительство ВЛ 35
выключателей шт. кВ СХТ - Ярлуково
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
111. Ярлуково 35/10 кВ Силового
3,2 + 4 трансформатора
МВА
Ячеек РУ 6-10 ВВ10 кВ - 6 11909,16 Целевая программа
кВ шт.
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Строительство ВЛ 35
выключателей шт. кВ СХТ - Ярлуково
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА РЗА10 кВ - 6 286,86 Целевая программа
шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
112. Бабарыкино 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., 2248,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
113. Ломовец 35/10 кВ Силового
1,6 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 3 18986,16 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 2 шт., 2248,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
114. Чернава 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Целевая программа.
выключателей шт. Повышение надежности
(М, В, Э)
БСК
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., 1632,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
115. Первомайская 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Целевая программа.
выключателей шт. Повышение надежности
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., 1632,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
116. Новополянье 35/10 кВ Силового
2,5 + трансформатора
2,5 МВА
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 2 12657,44 Целевая программа.
выключателей шт. Повышение надежности
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., 1632,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
117. Знаменка 35/10 кВ Силового
2,5 МВА трансформатора
Ячеек РУ 6-10
кВ
ТТ и/или ТН
Ячейки ЭВ35 кВ - 1 6328,72 Целевая программа
выключателей шт.
(М, В, Э)
ДГР
Устройств РЗА УРЗА - 1 шт., 1632,41 Целевая программа
УУОТ - 1 шт.
Аппаратов
защиты от
перенапряжения
Всего 2018 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. 201922,34
Всего 2018 год, в ценах II квартала 2013 года с НДС, 238268,36
тыс. руб.
Всего 2014 - 2018 годы, в ценах II квартала 2013 года, 1591349,45
тыс. руб.
Всего 2014 - 2018 годы, в ценах II квартала 2013 года 1877792,35
с НДС, тыс. руб.
Примечание:
1) Стоимость ячейки выключателя включает:
Оборудование (60%).
Релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22%).
Ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%).
2) Стоимость ячейки трансформатора учитывает установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.), материалы, строительные и монтажные работы.
Таблица 9.30
Перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для нового
строительства и реконструкции филиала ОАО "МРСК Центра" -
"Липецкэнерго", предусмотренного Схемой в проектный
период. Основные показатели
№ Линия электропередачи Марка и Протяжен- Коли- Сроки Стоимость
сечение ность по чество строи-
провода трассе, цепей тельства
(кабеля) км
1 2 3 4 5 6 7
1. Участок ВЛ 35 кВ до ПС АС-70 6,2 1 2015 13610,80
Частая Дубрава
2. Участок ВЛ 35 кВ до ПС АС-70 0,6 1 2015 1317,17
Восточная
3. ВЛ 35 кВ АС-70 8 1 2018 17562,33
Сельхозтехника -
Ярлуково
4. ВЛ 35 кВ Восточная АС-95 5,9 2 2015 19669,30
левая, правая,
реконструкция
5. ВЛ 35 кВ Восточная - АС-70 6,6 2 2015 22294,80
Черная слобода
6. ВЛ 35 кВ Красная Пальна, АС-70 15,4 1 2015 33807,48
полн. реконстр.
7. ВЛ 35 кВ Каменная Лубна, АС-70 19,74 1 2014 43335,05
полн. реконстр.
8. ВЛ 35 кВ Яблоново, АС-50 1 2 2014 3334,65
реконстр. 1 км
9. ВЛ 35 кВ Озерки, АС-70 13,97 1 2016 8685,49
замена провода
10. ВЛ 35 кВ Негачевка, АС-70 20,22 1 2015 12571,26
замена провода
11. ВЛ 35 кВ Борино, замена АС-95 18,8 2 2014 23376,83
провода
12. ВЛ 35 кВ Агроном, замена АС-50 6,9 1 2015 4289,90
провода 6,9 км
13. ВЛ 35 кВ Рождество, отп. АС-50 2,25 1 2014 1398,88
на Сах. завод
14. ВЛ 35 кВ Теплое с АС-50 6,5 1 2015 4041,21
отпайкой на ПС Данков
Сельская, замена провода
6,5 км
14. ВЛ 35 кВ Сергиевка, АС-70 10,48 1 2014 6566,50
замена провода
------------------------------------------------------------------
--> примечание.
Нумерация пунктов дана в соответствии с официальным текстом документа.
------------------------------------------------------------------
16. ВЛ 35 кВ Троекурово - АС-50 0,35 1 2015 221,00
совхозная, замена
провода 0,35 км
Итого, тыс. руб. в ценах II квартала 2013 г. 352127,08
Итого, тыс. руб. в ценах II квартала 2013 г. с НДС 415509,95
Таблица 9.31
Перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для нового
строительства и реконструкции ОАО "ЛГЭК", предусмотренного
Схемой в проектный период. Основные показатели
№ Линия электропередачи Марка и Протяжен- Коли- Сроки Стоимость
сечение ность по чество строи-
провода трассе, цепей тельства
(кабеля) км
1 2 3 4 5 6 7
7. КЛ 35 кВ Цементная - АПвПу-400 5,53 2 2014 140200,00
Студеновская
8. КЛ 35 кВ Бугор - ЦРП АПвПу-300 5 2 2017 252300,00
Город
Итого, тыс. руб. <*> 392500,00
--------------------------------
<*> Стоимость строительства кабельных линий 35 кВ Цементная - Студеновская и Бугор - ЦРП-Город указана с учетом демонтажных работ по соответствующим ВЛ 35 кВ.
Таблица 9.32
Стоимости работ по демонтажу трансформаторов на подстанциях
35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
в проектный период
№ Наименование ПС Демонтируемые Примечание Стоимость
трансформаторы, демонтажных
ед./МВА работ
1. № 2 1 84,81
2. Борино 4 + 4 Возможно 144,76
перемещение на ПС
35 кВ Борисовка
3. Борисовка 4 + 2,5 Т2 (2,5 МВА) - 157,19
возможно
перемещение на ПС
№ 2
4. № 1 4 + 4 Т1 и Т2 - возможно 144,76
перемещение на ПС
Троекурово - совх.
5. Бутырки 5,6 + 6,3 Т2 (6,3) - 157,19
возможно
перемещение на ПС
Хитрово
6. Раненбург 1,6 + 1,6 Т2 - возможно 144,76
перемещение на ПС
Гагарино
7. СХТ 1,6 Возможно 72,38
перемещение на ПС
Песковатка
8. Троекурово - совхозная 2,5 + 2,5 Т1 - возможно 157,19
перемещение на ПС
Колыбельская
9. Ярлуково 3,2 + 4 169,63
10. Матыра 3,2 84,81
11. Таволжанка 4 + 4 Т1 - возможно 157,19
перемещение на ПС
Матыра
12. Задонск - сельская 1,6 84,81
13. Хитрово <*> 6,3 58,14
14. Колыбельская 2,5 84,81
15. № 5 6,3 84,81
16. Гагарино 1,8 84,81
17. Дмитряшевка 2,5 84,81
18. Песковатка 1,6 84,81
19. Стегаловка 3,2 84,81
20. Троицкая 2,5 84,81
Итого демонтажные работы в ценах II квартала 2013 года с НДС, 2211,31
тыс. руб.
Итого демонтажные работы в ценах II квартала 2013 года без 2609,35
НДС, тыс. руб.
--------------------------------
<*> Трансформатор на ПС 35 кВ Хитрово находится в непригодном состоянии и не подлежит дальнейшему использованию.
10. Заключительные положения
1. На период до 2018 года настоящей Схемой намечен следующий объем строительства и реконструкции электрических сетей 35 кВ и выше:
- 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.
Реконструируемые ВЛ 110 кВ с заменой непригодного оборудования (опоры, изоляторы, грозотрос и т.д.) - 20 шт.
- ЛЭП 35 кВ - 196,27 км (в одноцепном исчислении);
- РРТП ПС 35 кВ - 99 шт.
Реконструируемые ВЛ 35 кВ с заменой непригодного оборудования (опоры, изоляторы, грозотрос и т.д.) - 48 шт.
2. Суммарные капиталовложения в развитие электрических сетей 35 кВ и выше, намеченные настоящей Схемой, определились в объеме: 14852,62 млн. руб. в ценах 2013 г. (с НДС), в том числе:
- 220 и 500 кВ - 6051,56 млн. руб. (капитальные вложения, связанные с реализацией мероприятий по схеме выдачи мощности НВАЭС-2: строительство ВЛ 500 кВ НВАЭС-2 - Елецкая и реконструкция ПС 500 кВ Елецкая с установкой 2 выключателей 500 кВ, в объеме капитальных затрат настоящей Схемы не учитываются).
- 110 кВ - 4316,44 млн. руб.
- 35 кВ - 4484,62 млн. руб.
3. Распределение затрат среди участников электросетевого строительства представлено в таблице 10.1
Таблица 10.1
Участник Всего с НДС, млн. руб.
ОАО "ФСК-ЕЭС" 6051,56
Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" 5954,2 (из них 110 кВ -
3347,07,35 кВ - 2607,13)
ОАО "ЛГЭК" 1877,49
ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" (24 выкл. 969,37
110 кВ на Липецкой ТЭЦ-2)
Всего, тыс. руб. с НДС 14852,62
Приложение А
Утверждаю:
Начальник управления
энергетики и тарифов
Липецкой области
В.И.ЧУНИХИН
30 января 2013 года
Согласовано:
филиал ОАО "МРСК
Центра" - "Липецкэнерго"
заместитель директора
по техническим вопросам -
главный инженер
А.А.КОРНИЛОВ
30 января 2013 года
Согласовано:
филиал ОАО "СО ЕЭС" Липецкое РДУ
первый заместитель директора -
главный диспетчер
Ю.М.ПУТИЛИН
30 января 2013 года
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
НА ПРОЕКТ "СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ НА 2014 - 2018 ГОДЫ" (КОРРЕКТИРОВКА
СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ)
1. Основание для разработки проекта "Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы" (далее - СиПР).
1.1. Федеральный закон от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике".
1.2. Федеральный закон от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности...".
1.3. Постановление Правительства Российской Федерации (далее - РФ) от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".
1.4. Необходимость обеспечения сетевых компаний актуальной информацией для формирования своих инвестиционных программ.
1.5. Развитие особых экономических зон, расположенных на территории региона.
2. Цель и конкретные задачи.
Основной целью работы по выполнению СиПР является:
Планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие Липецкой области.
Выполнение требований постановления Правительства России от 17 октября 2009 года № 823.
Основными задачами работы по выполнению СиПР являются:
- разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажей) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 35 кВ, 110 кВ и выше по энергосистеме Липецкой области (далее - ЭС) на пятилетний период по годам (2014 - 2018 гг.) для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;
- определение образующихся в перспективе "узких" мест Липецкой энергосистемы и разработка первоочередных мероприятий по их ликвидации (ликвидация дефицита установленной трансформаторной мощности центров питания, в том числе по объектам ОАО "ФСК ЕЭС", и снятие ограничений по пропускной способности оборудования и ЛЭП 35, 110 кВ и выше);
- повышение параметров энергосбережения и энергоэффективности энергосистемы;
- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса;
- актуализация мероприятий по новому строительству и реконструкции существующих сетей 35/110 кВ, предусмотренных Схемой и программой развития электроэнергетики Липецкой области на период 2013 - 2017 гг., утвержденной постановлением управления энергетики и тарифов Липецкой области № 33/5 от 10 августа 2012 года.
3. Исходные данные для разработки СиПР. Предполагаемое конкретное использование результатов работы по разработке СиПР.
3.1. Взаимосвязь с предшествующими работами.
Работа должна учитывать;
- Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики России, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период.
- Схему и программу развития ЕЭС России, утвержденную в установленном порядке (проект).
- Схему территориального планирования Российской Федерации в области энергетики.
- Схемы территориального планирования региона и его муниципальных образований в области энергетики.
- Схему и программу развития электроэнергетики Липецкой области, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период.
- Ежегодный отчет о функционировании Единой энергетической системы России и данные мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики.
- Утвержденные в установленном порядке в предшествующий период инвестиционные программы субъектов электроэнергетики Липецкой области, в уставных капиталах которых участвует государство, и сетевых организаций.
- Схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями (при их наличии).
- Схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные проектными организациями (при их наличии).
- Иные работы в области электроэнергетики, способствующие выполнению данной работы (при их наличии).
- Прогнозные показатели максимума нагрузки и потребления (отпуска) электрической энергии резидентов ОЭЗ промышленного и рекреационного типа, расположенных в Липецком, Данковском, Елецком, Тербунском, Чаплыгинском и Задонском муниципальных районах, объектов технологического присоединения, в том числе генерирующих мощностей, на 2013 год и период с 2014 до 2018 года включительно с разбивкой по годам.
- Программ социально-экономического развития и схем территориального планирования районов и населенных пунктов и Липецкой области в целом, реализованных в 2012 году и планируемых к реализации в период с 2013 до 2018 года включительно с разбивкой по годам.
3.2. Исходная информация от субъектов электроэнергетики:
3.2.1. Общая характеристика Липецкой области.
3.2.2. Информация филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Верхне-Донское ПМЭС, филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"; филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго":
- Общая характеристика сетевого комплекса.
- Карта-схема электросетевых объектов.
- Однолинейная электрическая схема распределительных электрических сетей 35 кВ, 110 кВ и выше.
- Существующие схемы развития электрических сетей (генерирующих мощностей) 35 кВ, 110 кВ и выше.
- Сведения по подстанциям, станциям с указанием ЛЭП (питающих и отходящих) на всех ступенях напряжения.
- Структура потребления-отпуска (выработки-отпуска) электрической энергии.
- Информация о потребителях электрической энергии.
- Динамика потребления-отпуска (выработки-отпуска) электроэнергии за последние пять лет.
- Характеристика балансов электроэнергии и мощности за последние пять лет.
- Перечень заключенных и планируемых к заключению договоров технологического присоединения мощностью не менее 670 кВт.
- Перечень строящихся, планируемых к строительству (восстановлению) и расширению электросетевых объектов.
- Перечень электросетевых объектов, подлежащих реконструкции и техническому перевооружению.
- Перечень электросетевых и генерирующих объектов, намечаемых к выбытию.
- Материалы технического аудита и диагностики технического состояния электросетевых объектов.
3.2.3. Информация от крупных потребителей (ОАО "НЛМК", ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк", Юго-Восточной железной дороги филиала ОАО "РЖД") по необходимым дня проектирования разделам п. 3.2.2 осуществляется в рамках рабочей группы по разработке СиПР.
3.2.4. Информация филиала ОАО "СО ЕЭС" Липецкое РДУ для разработки СиПР:
- Предложения по развитию распределительных сетей 110 кВ и выше, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики.
- Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Липецкой энергосистеме и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Липецкой области, в том числе на основе данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, представляемых сетевыми организациями.
3.3. Материалы по п. 3.2 должны быть направлены субъектами электроэнергетики Липецкой области в орган исполнительной власти, ответственный за принятие и утверждение СиПР.
4. Требования к разработке СиПР и ее результатам.
4.1. СиПР должна выполняться с учетом требований Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства РФ от 17 октября 2009 года № 823, Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем, утвержденных приказом Минэнерго РФ от 30 июня 2003 года № 281, Методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных приказом Минэнерго РФ от 30 июня 2003 года № 277, методических материалов для разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ, разработанных ЗАО "АПБЭ" и представленных на Всероссийском совещании по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, прошедшем 19 июня 2012 года в Москве под эгидой Минэнерго РФ.
При этом в работе должны учитываться следующие основные принципы:
- Схема основной электрической сети энергосистемы Липецкой области должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие, и иметь возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций.
- Схема выдачи мощности электростанции (независимо от типа и установленной мощности) при выводе в ремонт одной из отходящих от шин электростанции линий электропередачи, трансформатора, автотрансформатора связи или электросетевого элемента в прилегающей к электростанции электрической сети (единичная ремонтная схема) должна обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности с учетом отбора нагрузки на собственные нужды на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь) (принцип "N-1").
- Схема и параметры основных и распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при полной схеме сети и при отключении одного сетевого (генерирующего) элемента в зимний период (принцип "N-1" для потребителей).
- Схема и параметры основных и распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при ремонтной схеме сети с аварийным отключением одного сетевого (генерирующего) элемента в летний период (принцип "N-1" в ремонтной схеме для потребителей).
4.2. Сводный отчет должен содержать краткие выводы (сводную информацию) по основным разделам СиПР.
4 3. Должны быть подготовлены обосновывающие материалы к СиПР.
4.4. СиПР должна быть выполнена отдельными томами в части:
- Существующих и планируемых к строительству и выводу из эксплуатации линий электропередач, подстанций, а также электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, класс напряжения которых равен 220 кВ и выше.
- В части существующих и планируемых к строительству и выводу из эксплуатации линий электропередач и подстанций, а также электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, класс напряжения которых равен 110 кВ.
- В части существующих и планируемых к строительству и выводу из эксплуатации линий электропередач и подстанций, класс напряжения которых ниже 110 кВ.
Результаты схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на пятилетний период 2014 - 2018 гг. с разбивкой по годам используются в качестве:
- Основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.
- Основы для разработки схем выдачи мощности региональных электростанций.
- Основы для формирования предложений по определению зон свободного перетока электрической энергии (мощности) с учетом перспективной расчетной модели для Липецкой области.
5. Требования к содержанию СиПР.
5.1. Общая характеристика региона.
Должны быть приведены данные по площади территории, численности населения, перечень наиболее крупных населенных пунктов, основные направления специализации Липецкой области, в том числе в части промышленности, строительства, транспорта, сферы обслуживания.
5.2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Липецкой области за прошедший пятилетний период (с 2008 до 2012 год включительно).
5.2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Липецкой области, в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории Липецкой области, а также блок-станциями промышленных предприятий.
5.2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние пять лет.
5.2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в регионе с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет (при наличии статистических данных).
5.2.4. Динамика изменения максимума нагрузки и наличия резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние пять лет.
5.2.5. 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.
5.2.6. Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт.
5.2.7. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности.
5.2.8. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет.
5.2.9. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за пять лет (энергоемкость ВРП, электроемкость ВРП, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике).
5.2.10. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 35 кВ, 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций.
5.2.11. Основные внешние электрические связи энергосистемы Липецкой области.
5.3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Липецкой области.
В СиПР необходимо отразить особенности функционирования энергосистемы на территории Липецкой области, провести оценку балансовой ситуации и наличия "узких мест", связанных с:
- наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети, с указанием ограничивающих элементов;
- недостатком пропускной способности электрических сетей 35 кВ, 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов;
- отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения);
- повышенными уровнями токов короткого замыкания в Липецком энергоузле, превышающими отключающую способность коммутационного оборудования ряда энергообъектов с учетом предполагаемого сетевого строительства и ввода генерирующих мощностей.
5.4. Основные направления развития электроэнергетики Липецкой области.
5.4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации. Данный раздел должен быть подготовлен на основе Программы социально-экономического развития субъекта РФ, энергетической стратегии субъекта РФ.
5.4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период (с разбивкой по годам) по территории Липецкой области с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов (разрабатываемый ОАО "СО ЕЭС" и соответствующий проекту Схемы и программы развития ЕЭС России на 2013 - 2019 гг.).
5.4.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Липецкой области с выделением потребителей, составляющих не менее 1% потребления региона, и иных влияющих на режим работы энергорайона в энергосистеме.
5.4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований.
Необходимо охарактеризовать, каким образом часть суммарного потребления тепловой энергии Липецкой области может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии (максимальный потенциал развития когенерации при переводе крупных котельных в ПГУ и ГТУ ТЭЦ) на Юго-Западной котельной.
5.4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области мощностью не менее 5 МВт на пятилетний период с указанием оснований включения в перечень для каждого объекта с учетом максимального развития когенерации. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей (новые потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость).
Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области мощностью более 25 МВт формируется на основании проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2013 - 2019 гг.
5.4.6. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период.
При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Липецкой области потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории энергосистемы Липецкой области и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.
5.4.7. Выполнение расчетов электрических режимов по каждому году планирования для формирования предложений по развитию электрической сети 35 кВ, 110 кВ и выше. Сроки ввода объектов электрической сети напряжением 220 кВ и выше принимаются в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2013 - 2019 гг.
5.4.8. Выполнение расчетов токов короткого замыкания сети 110 кВ и выше по каждому году планирования для определения достаточности отключающей способности коммутационного оборудования энергообъектов с учетом предполагаемого сетевого строительства и ввода генерирующих мощностей.
5.4.9. На основании балансовых расчетов, расчетов электрических режимов и токов короткого замыкания определение и уточнение перечня "узких мест" в электрической сети напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением, и разработка предварительных предложений в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест".
Сформировать предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2013 - 2019 гг. (при необходимости).
5.4.10. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, требуемых к вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше. Предложения по развитию электрической сети Липецкой области должны быть сформированы по каждому году планирования.
5.4.11. Формирование сводных данных по развитию электрической сети напряжением ниже 110 кВ для каждого года планирования.
5.4.12. Составление карты-схемы электрических сетей 110 кВ и выше на каждый год планирования.
5.4.13. Составление однолинейных электрических схем сетей напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше - на каждый год планирования с учетом существующей схемы электрических сетей, нового строительства, расширения и реконструкции распределительных электрических сетей.
5.4.14. Составление схем потокораспределения (для максимума нагрузок) по сети напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше - на каждый год планирования с учетом существующей схемы электрических сетей, нового строительства, расширения и реконструкции распределительных электрических сетей.
5.4.15. Прогноз возможных объемов развития энергетики Липецкой области на основе ВИЭ (био- и гидроресурсов).
6. Перечень и комплектность СиПР.
6.1. Оформление СиПР должно соответствовать Типовому макету Схемы и программы развития электроэнергетики субъекта РФ на пятилетний период), разработанному ОАО "АПБЭ", с выделением отдельных томов по пункту 4.4.
6 2. Каждый том СиПР в соответствии с пунктом 4.4 должен содержать:
6.2.1. Пояснительную записку.
6.2.2. Обобщенную информацию по электрической сети, в т.ч. по ее элементам (ЛЭП, ПС, электростанциям):
по ЛЭП - диспетчерское наименование; напряжение; протяженность; марка провода; максимальная токовая нагрузка;
по ПС - диспетчерское наименование; напряжение ВН, СН1, СН2, НН1, НН2; количество трансформаторов; мощность трансформаторов; тип трансформаторов; схема РУ 35 - 220 кВ;
по электрическим станциям - диспетчерское наименование; напряжение линий связи с системой; количество линий связи с системой; суммарная установленная мощность; максимальная генерируемая мощность; наличие резерва мощности.
6.2.3. Карты-схемы размещения электросетевых объектов для каждого года планирования.
6.2.4. Схемы развития электрических сетей напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше.
6.2.5. Схемы потокораспределения электрических сетей 35 кВ, 110 кВ и выше на каждый год расчетного периода.
6.2.6. Расчеты электрических режимов сети 35 кВ, 110 кВ и выше должны быть выполнены для нормальных, ремонтных и послеаварийных схем в максимальных и минимальных режимах потребления энергорайонов Липецкой области с учетом характерных режимов работы крупных потребителей (включая работу резко переменной нагрузки металлургического комбината ОАО "НЛМК") и объектов генерации (Липецкой ТЭЦ-2, ТЭЦ НЛМК и УТЭЦ).
6.2.7. Расчет токов короткого замыкания сети 110 кВ и выше должен быть выполнен для нормальных, ремонтных и послеаварийных схем.
6.2.8. Объемы работ по новому строительству, расширению, реконструкции и техническому перевооружению электросетевых объектов напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше. Предусмотреть распределение объемов по годам, выделение этапов по вводу мощностей и срокам реализации мероприятий программы.
6.2.9. Перечень "узких мест" сети 35 кВ, 110 кВ и выше, а также предложения для их ликвидации.
6.2.10. Перечни энергообъектов 110 кВ и выше, предлагаемых к вводу (реконструкции) для устранения "узких мест". Предложения по развитию электрической сети Липецкой области должны быть сформированы по каждому году планирования.
6 2.11. Отражение сводных данных по развитию сети ниже 110 кВ.
6.3. Все материалы представляются Техническому представителю Заказчика в печатном виде в 4 экземплярах и в виде электронной копии следующего формата:
- Научно-технические отчеты должны быть выполнены в текстовом редакторе Word for Windows с использованием для основного текста шрифта Times New Roman с размером не более 13 единиц и одинарным междустрочным шагом.
- Рисунки карт-схем должны быть представлены в формате pdf с использованием шрифта Times New Roman.
6.4. Схема и программа развития электроэнергетики региона утверждается исполнительным органом администрации Липецкой области, ответственным за ее разработку и принятие, после согласования с филиалом ОАО "СО ЕЭС" Липецкое РДУ.
7. Сроки разработки СиПР.
Схема и программа развития электроэнергетики региона должна быть выполнена, согласована со всеми заинтересованными организациями и утверждена не позднее 24.06.2013.
8. Организация - разработчик СиПР.
Определить конкурсом.
Приложение Б
ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ ПО ПС
220/110/10 КВ "КАЗИНКА" СУЩЕСТВУЮЩИМИ И ПОТЕНЦИАЛЬНЫМИ
РЕЗИДЕНТАМИ ОЭЗ ППТ "ЛИПЕЦК"
Резидент Заяв- 2015 2016 2017 2018
ленная
мощ- млн. МВт млн. МВт млн. МВт млн. МВт
ность, кВт.ч кВт.ч кВт.ч кВт.ч
МВт
"ООО "Липецкий 5,9 15,64 2,95 23,64 4,425 31,33 5,9 31,24 5,9
офсетный комбинат"
ООО "Гражданские 2,8 7,42 1,4 11,22 2,1 14,87 2,8 14,82 2,8
припасы"
ООО "Интелпро" 0,5 1,33 0,25 2 0,375 2,66 0,5 2,65 0,5
ЗАО "Автократер" 0,8 2,12 0,4 3,21 0,6 4,25 0,8 4,24 0,8
ООО "Технологии 14 37,12 7 56,1 10,5 74,34 14 74,12 14
карбида кремния"
ООО "Фарм Фритес 6 15,91 3 24,04 4,5 31,86 6 31,77 6
Белая Дача"
ООО "ППГ Индастриз 3 7,95 1,5 12,02 2,25 15,93 3 15,88 3
Липецк"
(потенциальный
резидент)
ООО "Липецкий 50 132,56 25 200,34 37,5 265,51 50 264,72 50
вагоностроительный
завод АНТ"
(потенциальный
резидент)
ООО "ТРИОТТ 0,7 1,86 0,35 2,8 0,525 3,72 0,7 3,71 0,7
Липецк"
(потенциальный
резидент)
ООО "ВЛК-Липецк" 5 13,26 2,5 20,03 3,75 26,55 5 26,47 5
(потенциальный
резидент)
ООО "ПО "ЭНЕРКОМ" 0,02 0,05 0,01 0,08 0,015 0,11 0,02 0,11 0,02
(потенциальный
резидент)
Потенциальные 6,48 17,18 3,24 25,96 4,86 34,41 6,48 34,31 6,48
резиденты 2013 г.
Потенциальные 45,8 122,34 22,9 182,4 34,35 242,48 45,8
резиденты 2014 г.
Потенциальные 27,9 74,08 13,95 110,78 20,925
резиденты 2015 г.
Потенциальные 25,975 137,52 25,975
резиденты 2016 г.
Итого 194,9 252,4 47,6 503,8 94,3 762 143,5 994,8 187,9
Приложение В
Утверждаю
Начальник управления
энергетики и тарифов
Липецкой области
В.И.ЧУНИХИН
ПРОТОКОЛ
СОВЕЩАНИЯ ПО ВОПРОСУ РАЗРАБОТКИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ НА 2014 - 2018 ГОДЫ
г. Липецк 20.05.2013
Присутствовали:
Чунихин В.И. Начальник управления энергетики и тарифов Липецкой
области
Арапов А.Л. Заместитель главного инженера по
оперативно-технологическому управлению (начальник
ЦУС) филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
Внукова Е.В. Ведущий эксперт филиала ОАО "СО ЕЭС" Липецкое РДУ
Востриков К.В. Зам. начальника отдела электроэнергетики
управления энергетики и тарифов Липецкой области
Гайнулин С.Т. Главный инженер ООО "Институт
Тулаэнергосетьпроект"
Нестеров С.В. Начальник группы ППЭС ООО "Институт
Тулаэнергосетьпроект"
Паршина М.А. Начальник отдела электроэнергетики управления
энергетики и тарифов Липецкой области
Тихонов В.А. Заместитель главного инженера филиала ОАО "МРСК
Центра" - "Липецкэнерго" - начальник ЦУП
Повестка дня:
1. Согласование расчетных моделей филиалом ОАО "СО ЕЭС" Липецкое РДУ.
2. Срок разработки и представления Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы.
Решили:
1. По вопросу № 1:
Расчетные модели для Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы филиалом ОАО "СО ЕЭС" Липецкое РДУ согласованы.
2. По вопросу № 2:
2.1. В срок до 10.06.2013 ООО "Институт Тулаэнергосетьпроект" представить для рассмотрения Схему и программу развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы в части расчетов по уровню напряжения 220 - 110 кВ.
2.2. В срок до 24.06.2013 ООО "Институт Тулаэнергосетьпроект" представить для рассмотрения Схему и программу развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы в полном объеме.
3. Следующее совещание состоится 13 июня 2013 года в 15.00 ч.
Протокол вел
зам. начальника
отдела электроэнергетики
К.В.ВОСТРИКОВ
------------------------------------------------------------------
По датам
Информация
Ключевые слова