Постановление Правительства Республики Марий Эл от 23 апреля 2012 г. N 136 "Об утверждении Программы перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2013 - 2017 годы"

С изменениями и дополнениями от:

30 мая 2013 г.

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" Правительство Республики Марий Эл постановляет:

1. Утвердить прилагаемую Программу перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2013 - 2017 годы.

2. Признать утратившим силу постановление Правительства Республики Марий Эл от 13 марта 2012 г. N 72 "Об утверждении Программы перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2012 - 2016 годы".

3. Настоящее постановление вступает в силу с 1 января 2013 г.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Республики Марий Эл от 30 мая 2013 г. N 179 пункт 4 изложен в новой редакции

См. текст пункта в предыдущей редакции

4. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на министра экономического развития и торговли Республики Марий Эл Милосердову С.И.

Председатель Правительства Республики Марий Эл

Л. Маркелов

Программа
перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2013 - 2017 годы
(утв. постановлением Правительства Республики Марий Эл от 23 апреля 2012 г. N 136)

Паспорт
Программы перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2013 - 2017 годы

Наименование Программы	-	Программа перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2013 - 2017 годы
Основание для разработки Программы	-	Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике"; постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"
Руководитель Программы	-	Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл
Основные разработчики Программы	-	Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл
Основные цели Программы	-	развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей; обеспечение удовлетворения среднесрочного и долгосрочного спроса на электрическую энергию и мощность; формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики
Основные задачи Программы	-	повышение энергетической безопасности и надежности энергообеспечения потребителей Республики Марий Эл; модернизация технологической базы энергетического комплекса и техническое перевооружение и реконструкция существующих производственных мощностей Республики Марий Эл; создание новых генерирующих мощностей и линейных объектов, усиление внутрисистемных и межсистемных высоковольтных линий электропередачи; повышение энергоэффективности экономики Республики Марий Эл; создание условий для обеспечения перспективного баланса производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Республики Марий Эл
Сроки реализации Программы	-	2013 - 2017 годы
Исполнители Программы	-	Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл; субъекты электроэнергетики (по согласованию)
Объемы и источники финансирования Программы	-	реализация Программы предусмотрена за счет внебюджетных источников в объеме 24 973,345 млн. рублей, из них затраты на новое строительство составляют 3 643,94 млн. рублей, затраты на реконструкцию и техническое перевооружение - 21 329,405 млн. рублей
Ожидаемые конечные результаты реализации Программы	-	в ходе реализации программных мероприятий будут введены новые электросетевые объекты: ЛЭП 500-35 кВ - 161,5 км и ПС 110 кВ - 88,3 МВА, проведены работы по реконструкции и техническому перевооружению электросетевых объектов: ЛЭП 220-35 кВ - 278,6 км и ПС 500 - 35 кВ - 2 929,4 МВА, что приведет к снижению потерь электроэнергии в сетях за счет снижения издержек при транспортировке электроэнергии путем оптимизации схем электроснабжения; снижению недоотпуска и перерывов в электроснабжении; ликвидации "узких" мест энергосистемы; обеспечению надежного и качественного электроснабжения потребителей

I. Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Марий Эл за период 2007 - 2011 годов

1. Общая характеристика региона

Республика Марий Эл - субъект Российской Федерации, который входит в состав Приволжского федерального округа, занимает площадь 23,4 тыс.кв.км и граничит: на западе с Нижегородской областью, на севере и востоке с Кировской областью, на юге с Республикой Татарстан и Чувашской Республикой. Протяженность территории с севера на юг - 150 км, с запада на восток - 275 км, численность населения республики на начало 2012 года составляет 692,464 тыс. человек, в том числе городское - 441,553 тыс. человек, сельское - 250,911 тыс. человек.

В состав Республики Марий Эл входят 14 муниципальных районов: Волжский, Горномарийский, Звениговский, Килемарский, Куженерский, Мари-Турекский, Медведевский, Моркинский, Новоторъяльский, Оршанский, Параньгинский, Сернурский, Советский, Юринский и три городских округа: г. Йошкар-Ола - столица, г. Волжск и г. Козьмодемьянск.

Основные отрасли промышленности: машиностроение и металлопереработка, лесная, деревообрабатывающая, целлюлозно-бумажная, нефтеперарабатывающая#. Марийский целлюлозно-бумажный комбинат, расположенный в г. Волжске, крупнейший в России, специализирующийся на выпуске высококачественной бумаги из сульфатной целлюлозы.

Марий Эл - индустриально-аграрная республика. Основные отрасли специализации - сельское и лесное хозяйство.

2. Анализ существующего состояния энергосистемы Республики Марий Эл за период 2007 - 2011 годов

2.1. Характеристика энергосистемы

В ходе реформирования энергосистемы Республики Марий Эл были сформированы и в настоящее время осуществляют хозяйственную деятельность новые электроэнергетические организации по профильным видам деятельности:

филиал открытого акционерного общества "Системный оператор Единой энергосистемы" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Марий Эл" (далее - филиал ОАО "СО ЕЭС" Марийское РДУ) - диспетчеризация;

филиал открытого акционерного общества "Территориальная генерирующая компания N 5" Марий Эл и Чувашии (далее - филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии), муниципальное унитарное предприятие "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" (далее МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"), ТЭЦ открытого акционерного общества "Марийский целлюлозно-бумажный комбинат" - генерация электрической и тепловой энергии;

открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергосистемы" Магистральные электрические сети Волги (далее - ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги) - передача электроэнергии по линиям 220 и 500 кВ;

филиал "Мариэнерго" открытого акционерного общества "Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра и Приволжья" (далее - филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"), МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" - передача и распределение электроэнергии по сетям 110 кВ и ниже.

Общая установленная электрическая мощность тепловых электростанций энергосистемы Республики Марий Эл на конец 2011 года составила 248,1 МВт.

Объекты электросетевого хозяйства энергосистемы представляют собой единую национальную электрическую сеть 220 - 500 кВ общей протяженностью ВЛ 426,6 км и установленной мощностью трансформаторов ПС 2132,0 МВА. Территориальные распределительные сети - это сети 0,4 - 110 кВ, из них сети 110 кВ протяженностью 1499,11 км, установленной мощностью трансформаторов ПС 110 кВ 1168,3 МВА, сети 35 кВ протяженностью 1019,98 км и установленной мощностью трансформаторов 199,6 МВА.

2.2. Динамика потребления электрической и тепловой энергии в Республике Марий Эл за период 2007 - 2011 годов

Динамика потребления электроэнергии по энергосистеме Республики Марий Эл начиная с 2007 года представлена в таблице N 2.1.

Таблица N 2.1

Наименование показателя	Годы
	2007	2008	2009	2010	2011
Электропотребление, млн.кВт.ч	3 131,99	3 235,20	2 785,80	3 164,80	3 252,30
Абсолютный прирост электропотребления, млн.кВт.ч	-5,36	103,21	-449,40	379,02	87,48
Среднегодовые темпы изменения, процентов	99,80	103,30	86,10	113,61	102,76

За период с 2007 по 2008 год наблюдался рост электропотребления до уровня 3 235,2 млн.кВт.ч. В 2009 году произошло снижение электропотребления до 2 785,8 млн.кВт.ч, что на 13,9 процента ниже, чем в 2008 году. В 2011 году электропотребление выросло по сравнению с 2009 годом за счет увеличения электропотребления крупным потребителем открытого акционерного общества "Мариэнергосбыт" - обществом с ограниченной ответственностью "Газпромтрансгаз Нижний Новгород" в границах Республики Марий Эл. По сравнению с 2009 годом увеличение электропотребления составило 16,66 процента.

Наибольшая величина потребления электроэнергии по энергосистеме Республики Марий Эл зафиксирована в 1990 году - 4 432 млн.кВт.ч, максимум нагрузки того же года имел место 19 декабря и составил 715 МВт при температуре -25°С.

Динамика потребления тепловой энергии по централизованной зоне энергоснабжения в Республике Марий Эл представлена в таблице N 2.2.

Таблица N 2.2

Наименование показателя	Годы
	2007	2008	2009	2010	2011
Потребление теплоэнергии, тыс.Гкал	5 653,0	5 447,0	5 527,0	5 594,0	5 635,4
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс.Гкал	-72,0	-206,0	80,0	67,0	41,4
Среднегодовые темпы прироста, процентов	98,74	96,36	101,47	101,27	100,74

Минимальное потребление тепловой энергии за последние пять лет приходится на 2008 год и составляет 5 447,0 тыс.Гкал.

2.3. Структура электропотребления Республики Марий Эл

Структура потребления электроэнергии на территории Республики Марий Эл в 2007 - 2011 годах представлена в таблице N 2.3.

Потребление электроэнергии хозяйственным комплексом и населением представлено в соответствии с годовыми отчетами филиала ОАО "СО ЕЭС" Марийское РДУ. Потребление электрической энергии в операционной зоне филиала ОАО "СО ЕЭС" Марийское РДУ в значительной мере зависит от потребления газокомпрессорных и нефтеперекачивающих станций магистральных газо- и нефтепроводов, расположенных на территории Республики Марий Эл, потребление которых составляет до 30 процентов от общего потребления системы.

В рассматриваемый отчетный период произошло увеличение потребления электроэнергии бытовыми потребителями в 1,5 раза; в сфере услуг и других видов деятельности - снижение электропотребления более чем в 1,4 раза.

Таблица N 2.3

Показатели	2007 год		2008 год			2009 год			2010 год			2011 год
	млн.кВт.ч	удельный вес, %	млн.кВт.ч	изменение, %	удельный вес, %	млн.кВт.ч	изменение, %	удельный вес, %	млн.кВт.ч	изменение, %	удельный вес, %	млн.кВт.ч	изменение, %	удельный вес, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Потреблено электроэнергии, всего	2 629,23	100	2 711,8	3,7	100	2 251,5	-17,0	100	2 692,37	19,6	100	2 456,02	-8,8	100
Промышленность	552,49	21,01
Рыболовство и рыбоводство			0,4	300	0,01	0,4	0		0,39	-2,5	0,01	0,363	-6,9	0,015
Обрабатывающие производства			575,6	5,6	21,2	356,4	-38,1	15,8	378,27	6,1	14,1	127,173	-66,38	5,18
в том числе: производство кокса и нефтепродуктов			14,2	-9,0	0,5
химическое производство			1,3	30,0		15,7	1,3		17,03	8,5	0,6	17,325	1,7	0,71
металлическое производство и производство готовых металлических изделий			7,2	-6,5	0,3	109,7	1 423,6	4,9	1 19,63	9,1	4,5	91,98	-23,11	3,74
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды			76,6	9,7	2,8	167,6	118,8	7,4	179,89	7,3	6,7	91,581	-49	3,73
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	89,2	3,39	88,8	-2,2	3,3	86,9	-2,1	3,9	87,1	0,2	3,2	84,937	-2,49	3,46
Строительство	19,91	0,76	14,6	-26,6	0,5	14,9	2,0	0,7	18,93	27,0	0,7	15,329	-19	0,6
Транспорт и связь	1 047,35	39,83	1 091,6	4,3	40,3	748,4	-31,4	33,2	1 066,69	42,5	39,6	1 087,773	1,98	44,3
Бытовые потребители (население)	377,21	14,35	391,5	3,8	14,4	426,6	9,0	18,9	440,0	3,1	16,34	471,513	7,2	19,2
Другие виды экономической деятельности	543,07	20,66	373,7	68,8	13,8	275,4	-26,3	12,2	319,22	15,9	11,86	403,985	26,6	16,44
Сфера услуг			99,0	1,6	3,7	65,4	-33,9	2,9	65,22	-0,3	2,4	64,099	-1,7	2,6

2.4. Перечень основных крупных потребителей электрической и тепловой энергии Республики Марий Эл

В таблице N 2.4 приведены крупные потребители электрической энергии, расположенные на территории Республики Марий Эл*.

Таблица N 2.4

	Наименование потребителей	Присоединенная мощность, МВт	Категория электроснабжения	Источник питания
1	2	3	4	5
1.	ЗАО "Антей"	1,3	2	II СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Чигашево
2.	ЗАО "Йошкар-Олинский мясокомбинат"	9,1	2	I и II СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Чигашево
3.	ОАО "Контакт"	10,4	2	I и II СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Чигашево
4.	ООО "Волжский завод строительных материалов"	3,5	2	I и II СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Волжская
5.	МУП "Водоканал г. Йошкар-Ола"	13	2	I и II СШ-10 кВ ПС 110/35/10 кВ Данилово II СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Заречная I и II СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Медведево II СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Арбаны I и II СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Чигашево
6.	Филиал "Волжсксервис" ОАО "Специальное машиностроение и металлургия"	5,49	2	I СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Волжская
7.	ОАО "Мовен"	2,37	2	I и II СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Волжская
8.	ОАО "Межрегионэнергосбыт"	428,42	1	I, II, III и IV СШ-10 кВ (Т-1, Т-2) ПС 220/10 кВ Восток I, II, III и IV СШ-10 кВ (Т-3, Т-4) ПС 220/10 кВ Заря
9.	ООО "Русэнергоресурс"	65,26	2	I и II СШ-10 кВ ПС 110/35/10 кВ Кундыш; I и II СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Мелковка; СШ-10 кВ ПС 220 кВ Дубники
10.	ООО "Премьер-Пласт"	2,6	2	I и II СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Чигашево
11.	ООО "Электроавтоматика"	13,78	2	I и II СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Чигашево
12.	ОАО "Оборонэнергосбыт"	7,52	2	I и II СШ-6 кВ ПС 110/6 кВ Лесная; I и II СШ-6 кВ ПС 110/35/6 кВ Луговая; I СШ-10 кВ ПС 110/35/6 кВ Сернур
13.	ООО "Марийский НПЗ"	6,66	2	I и II СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Табашино
14.	ООО "Гласстрейд"	4,73	2	I и II СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Пемба
15.	ОАО "ВЭМЗ"	17,33	2	I и II СШ-10 кВ ПС 110/10/6 кВ Городская
16.	МП "Троллейбусный транспорт"	4,98	2	I и II СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Заречная; I и II СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Медведево
17.	ЗАО "Ариада"	3,25	2	I и II СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Агрегатная
18.	ООО "Марикоммунэнерго"	6,1	2
19.	ОАО "ВДК Марий Эл"	5,71	2	I СШ-6 кВ ПС 110/10/6 кВ Городская
20.	ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород"	5,89	1	I и II СШ-10 кВ ПС 35/10 кВ КС-21; I и II СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Помары
21.	ОАО "Красногорский КАФ"	2,3	2	II СШ-35 кВ ПС 110/35/10 кВ Суслонгер; II СШ-35 кВ ПС 110/35/10 кВ Шелангер
22.	ООО "МЗХО "Калинка"	2,7	2	I СШ-35 кВ ПС 110/35/10 кВ Суслонгер
23.	ЗАО "МЗСК"	4,33	2	I и II СШ-10 кВ и I СШ-35 кВ ПС 35/10 кВ Силикатная
24.	ЗАО "Заря Марий Эл"	7,31	2	I и II СШ-10 кВ, II СШ-6 кВ ПС 110/10/6 кВ Городская
25.	ОАО "Электродвигатель"	2,93	2	I и II СШ-10 кВ ПС 35/10 кВ Красногорск
26.	ОАО "ВГДЗ"	2,26	2	I и II СШ-10 кВ, I и II СШ-6 кВ ПС 110/10/6 кВ Городская
27.	МУП "Водоканал" г. Волжск	1,08	2	III, IV СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Агрегатная; I и II Ш-10 кВ, I, II, III, IV СШ-6 кВ ПС 110/10/6 кВ Городская; I и II СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Волжская; I и II СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Помары
28.	ОАО "ССРЗ им.Бутякова С.Н."	4,5	2	I СШ-10 кВ ПС 110/10 кВ Звенигово
29.	ЗАО "Портал"	1,3	2	I и II СШ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ Чигашево
30.	НРС "Верхневолжскнефтепровод"	40	2	I и II СШ-10 кВ ПС 110/10 Прудки (НПС) и шины 10 кВ ПС 110/10 Лазарево (НПС)
31.	ОАО "Марийский ЦБК"	36	2	I и II СШ-6 кВ ПС 110/10/6 кВ Городская и МЦБК

------------------------------

* Информация приведена по данным филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья".

В Республике Марий Эл основная доля потребления тепловой энергии приходится на население (в среднем 60 процентов от всего потребления).

Перечень основных потребителей тепловой энергии с присоединенной тепловой нагрузкой свыше 25 тыс.Гкал/год в Республике Марий Эл приведен в таблице N 2.5.

Таблица N 2.5

	Наименование потребителя	Вид деятельности	Потребление тепловой энергии, тыс.Гкал/год (факт 2011 года)
1.	ООО "ВЖСК", г. Волжск	ЖКХ	57,49
2.	ООО "Управляющая организация", г. Козьмодемьянск	ЖКХ	80,19
3.	ООО "Служба заказчика ЖКУ", пос. Сернур	ЖКХ	31,92
4.	ООО "Управляющая компания "Жилищное хозяйство", пос. Сернур	ЖКХ	56,29
5.	ООО МУП "Эксжилфонд", пос. Медведево	ЖКХ	29,31
6.	ООО "Новоторъяльский жилсервис"	ЖКХ	26,93
7.	ООО "ДУ-1"	ЖКХ	22,51
8.	ООО "ДУ-2"	ЖКХ	27,75
9.	ООО "ДУ-3"	ЖКХ	55,07
10.	ООО "ДУ-4"	ЖКХ	55,39
11.	ООО "ДУ-5"	ЖКХ	52,27
12.	ООО "ДУ-6"	ЖКХ	91,75
13.	ООО "ДУ-7"	ЖКХ	58,87
14.	ООО "ДУ-11"	ЖКХ	46,96
15.	ООО "ДУ-16"	ЖКХ	38,27
16.	ООО "ДУ-18"	ЖКХ	47,21
17.	ООО "ДУ-19"	ЖКХ	32,37
18.	ОАО ЖЭУК "Дубки"	ЖКХ	3,5
19.	ОАО "СЖЭУ"	ЖКХ	20,15

2.5. Динамика максимума нагрузки за период 2007 - 2011 годов

Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Республики Марий Эл представлена в таблице N 2.6.

Таблица N 2.6

Наименование показателя	Годы
	2007	2008	2009	2010	2011
Собственный максимум нагрузки, МВт	542,0	554,0	561,0	561,0	561,0
Абсолютное изменение собственного максимума нагрузки, МВт	-19,0	12,0	7,0	0	0
То же, процентов	-3,3	2,2	1,25	0	0
Совмещенный максимум нагрузки, МВт	542,0	554,0	561,0	561,0	561,0
Абсолютное изменение совмещенного максимума нагрузки, МВт	-19,0	12,0	7,0	0	0

Собственный максимум потребления по энергосистеме Республики Марий Эл в 2011 году был зафиксирован 17 ноября в 11 часов и составил 561 МВт (при температуре -25°С), что соответствует максимуму 2010 года (25 января 2010 г. при температуре -25°С). За период 2007 - 2011 годов рост собственного максимума нагрузки энергосистемы не наблюдался.

2.6. Структура и состав установленной мощности существующих электростанций

Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы на 1 января 2012 г. составила 248,1 МВт.

Структура установленной мощности Республики Марий Эл представлена в таблице N 2.7.

Таблица N 2.7

Тип электростанции	Наименование	Установленная мощность, МВт	Проценты
ТЭС	Филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии	195,0	78,6
	Блок-станции	53,1	21,4
Итого по энергосистеме в целом		248,1	100

В таблице N 2.8 приведены данные по электростанциям поагрегатно с указанием года ввода оборудования, выработки электроэнергии, установленной, располагаемой, и рабочей мощности электростанций; в таблице N 2.9 - оборудование электростанций по возрастной структуре.

Таблица N 2.8

ГАРАНТ:

Начало таблицы. См. окончание

Электростанции, тип агрегата	Год ввода	2007 год				2008 год				2009 год
		электроэнергия, млн.кВт.ч	мощность (Р), МВт			электроэнергия, млн.кВт.ч	мощность (Р), МВт			электроэнергия, млн.кВт.ч	мощность (Р), МВт
			Руст.	Ррасп.	Рраб.		Руст.	Ррасп.	Рраб.		Руст.	Ррасп.	Рраб.
Всего		1 270,11	248,1	176,2	156,7	1 280,1	248,1	1893	163,9	1 079,6	248,1	212,3	155,9
в том числе:
филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии		1025,07	195,0	144,7	128,7	1025,348	195,0	155,8	135,5	855,696	195,0	168,4	130,3
в том числе: ПТ-80/100-130/13	1994	544,37	80,0	71,0	60,0	478,28	80,0	70,3	55,0	454,863	80,0	67,9	52,0
ТП-П 5/125-130	1994	480,697	115,0	73,7	68,7	547,06	115,0	85,5	80,5	400,833	115,0	100,5	78,3
Блок-станции - всего		245,04	53,1	31,5	28,0	254,7	53,1	33,5	28,4	223,904	53,1	43,9	25,6
в том числе:
1. МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"		2,6	5,1	03	0,3	4,9	5,1	1,1	0,6	1,3	5,1	1,5	0,4
в том числе:
Т2110/70	1943	-	1,6	-	-	-	1,6	-	-	-	1,6	-	-
F-29AEG	1949	2,6	3,5	0,3	0,3	4,9	3,5	1,1	0,6	1,3	3,5	1,5	0,4
2. ТЭЦ ОАО "МЦБК"		242,44	48,0	31,2	27,7	249,8	48,0	32,4	27,8	222,604	48,0	43,9	25,6
в том числе:
ПР-6-35/15/5	1978		6,0				6,0
ПТ-12-35/10М	1979		12,0				12,0
П-6-30/5	2008		6,0				6,0
Р-12-90/31М	1980		12,0				12,0
ПР-6-35/15/5	2006		6,0				6,0
АПР-6-5/15	1962		6,0				6,0

ГАРАНТ:

Окончание таблицы. См. начало

Электростанции, тип агрегата	Год ввода	2010 год				2011 год
		электроэнергия, млн.кВт.ч	мощность (Р), МВт			электроэнергия, млн.кВт.ч	мощность (Р), МВт
			Руст.	Ррасп.	Рраб.		Руст.	Ррасп.	Рраб.
Всего		1 165,855	248,1	200,84	165,2	1 127,617	248,1	200,4	189,9
в том числе:
филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии		917,888	195,0	170,1	136,9	867,085	195,0	169,7	161,6
в том числе: ПТ-80/100-130/13	1994	362,033	80,0	70,3	50,0	424,35	80,0	70,3	52,0
ТП-П 5/125-130	1994	555,855	115,0	99,8	86,9	442,75	115,0	99,4	109,6
Блок-станции - всего		247,967	53,1	30,74	283	260,532	53,1	30,7	28,3
в том числе:
1. МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"		3,413	5,1	1,5	0,4	2,782	5,1	1,5	1,4
в том числе:
Т2110/70	1943	-	1,6	-	-	-	1,6	-	-
F-29AEG	1949	3,413	3,5	1,5	0,4	2,782	3,5	1,5	1,4
2. ТЭЦ ОАО "МЦБК"		244,554	48,0	29,24	27,9	257,75	48,0	29,2	26,9
в том числе:
ПР-6-35/15/5	1978	26,9	6,0			28,8	6,0
ПТ-12-35/10М	1979	73,7	12,0			74,9	12,0
П-6-30/5	2008	40,8	6,0			44,8	6,0
Р-12-90/31М	1980	56,0	12,0			58,9	12,0
ПР-6-35/15/5	2006	28,5	6,0			29,4	6,0
АПР-6-5/15	1962	18,7	6,0			19,7	6,0

Таблица N 2.9

Наименование	Годы
	до 1960	1961-1970	1971-1980	1981-1990	1991-2000	2001-2009	всего Руст.* на 01.01.2012
	шт./МВт
Филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии					2/195		2/195
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	2/5,1						2/5,1
ТЭЦ ОАО "МЦБК"		1/6	3/30			2/12	6/48

------------------------------

* Установленная мощность.

2.7. Структура выработки электрической и тепловой энергии по типам электростанций и видам собственности

Выработка электроэнергии электростанциями на территории энергосистемы Республики Марий Эл за 2011 год составила 1 127,617 млн.кВт.ч, в том числе филиалом ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии - 867,085 млн.кВт.ч, блок-станциями - 260,532 млн.кВт.ч. Выработка электроэнергии на территории Республики Марий Эл по сравнению с 2010 годом уменьшилась на 38,238 млн.кВт.ч (3,28 процента).

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности на территории Республики Марий Эл приведена в таблице N 2.10.

Таблица N 2.10

Наименование	Отчет, млн.кВт.ч
	2007 год	2008 год	% к 2007 году	2009 год	% к 2008 году	2010 год	% к 2009 году	2011 год	% к 2010 году
1. Выработка на территории Республики Марий Эл	1270,114	1280,048	0,8	1079,6	-15,7	1165,855	8,0	1127,617	-3,28
в том числе: филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии	1025,074	1025,348	0	855,696	-16,5	917,888	7,3	867,085	-5,53
Блок-станции	245,04	254,7	3,9	223,904	-12,1	247,967	10,7	260,532	5,07

Структура выработки тепловой энергии в Республике Марий Эл в 2007 - 2011 годах (по данным Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Республике Марий Эл) приведена в таблице N 2.11.

Таблица N 2.11

Наименование	Единица измерения	Годы
		2007	2008	2009	2010	2011
Всего	тыс.Гкал	5653,0	5447,0	5527,0	5594,0	5635,4
в том числе:
на теплоэлектроцентралях	тыс.Гкал	2738,46	2734,81	2825,54	2974,25	3021,34
	%	48,44	50,21	51,12	53,17	53,61
в котельных установках	тыс.Гкал	2880,14	2693,19	2684,26	2614,25	2605,36
	%	50,95	49,44	48,57	46,73	46,23
в прочих установках	тыс.Гкал	34,40	19,0	17,20	5,50	8,70
	%	0,61	0,35	0,31	0,1	0,15

Источниками покрытия потребности в тепловой энергии на территории Республики Марий Эл являются теплоэлектроцентрали, котельные и прочие установки. За последние пять лет основная доля покрытия потребности тепловой энергии в Республике Марий Эл приходится на теплоэлектроцентрали и котельные установки и составляет соответственно 51,4 и 48,3 процента, на прочие установки приходится 0,3 процента.

В 2008 году заметен спад производства тепловой энергии в результате последствий глобального экономического кризиса, который негативно отразился на социально-экономической ситуации в регионе и в основном на реальном секторе экономики, что привело к снижению потребления тепловой энергии и, как следствие, к снижению производства тепловой энергии предприятиями топливно-энергетического комплекса.

Производство тепловой энергии в 2011 году составило 5 635,4 тыс.Гкал, что на 0,7 процента больше к уровню 2010 года. Максимальное значение уровня производства тепловой энергии в пятилетний период 2007 - 2011 годов достигнуто в 2007 году и составило 5653,0 тыс.Гкал.

2.8. Балансы электрической энергии и мощности за период 2007 - 2011 годов

Ретроспективная за 5 лет динамика годовых максимальных нагрузок, располагаемой и рабочей мощности на час собственного максимума по энергосистеме Республики Марий Эл приведена в таблице N 2.12.

Таблица N 2.12

Наименование	На 25.12.2007	На 26.02.2008	На 17.12.2009	На 25.01.2010	На 17.11.2011
Располагаемая мощность на конец года - всего, МВт	208	208	214	221	227
ТЭС	176	178	184	193	191
Блок-станции	32	30	30	28	36
Рабочая мощность, всего, МВт	206	208	184	218	226
ТЭС	176	178	157	192	190
Блок-станции	30	30	27	26	36
Максимум нагрузки, МВт	542	554	561	561	561

Потребность в электроэнергии потребителей республики обеспечивалась за счет выработки на электростанциях, расположенных на ее территории, и за счет сальдо-перетока электроэнергии.

Ретроспективный баланс электроэнергии энергосистемы приведен в таблице N 2.13. Баланс мощности за этот же период в час прохождения совмещенного максимума нагрузок ОЭС Средней Волги представлен в таблице N 2.14.

Таблица N 2.13

Наименование	Отчет, млн.кВт.ч
	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год
1. Выработка по энергосистеме	1 270,114	1 280,048	1 079,6	1 165,855	1 127,617
в том числе:
ТЭС филиала ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии	1 025,074	1 025,348	855,696	917,888	867,085
Блок станции	245,04	254,7	223,904	247,967	260,532
2. Потребление по энергосистеме	3 132,0	3 235,2	2 785,8	3 164,817	3 252,316
3. Дефицит по энергосистеме (-)	-1 861,886	-1 955,152	-1 706,2	-1 998,962	-2 124,699
То же, процентов	59,4	60,4	61,2	63,1	65,3

Таблица N 2.14

Наименование	Отчет, МВт
	на 19.12.2007	на 17.12.2008	% от 2007 года	на 16.12.2009	% от 2008 года	на 15.12.2010	% от 2009 года	на 17.11.2011	% от 2010 года
1. Потребление
1.1. Нагрузка	498,5	449,6	90,2	506,0	112,5	502,4	99,3	524,5	104,4
1.2. Передача в другие энергосистемы	214,8	112,8	52,5	236,0	209,2	287,1	121,7	139,5	48,6
Итого потребление	713,3	562,4	78,9	742,0	131,9	789,5	106,4	664,0	84,1
2. Покрытие
2.1. Генерация ТЭС	208,8	203,1	97,3	199,0	98,0	209,0	105,0	227,0	108,6
2.2. Прием от других энергосистем	504,5	359,3	71,2	543,0	151,1	580,5	106,9	437,0	75,3
Итого покрытие	713,3	562,4	78,9	742,0	131,9	789,5	106,4	664,0	84,1

2.9. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Республики Марий Эл

Основным видом топлива для производства электрической и тепловой энергии в Республике Марий Эл является природный газ, доля которого более 89 процентов в суммарном топливном балансе. Экологически чистый и возобновляемый местный вид топлива - торф, который электрическими станциями не используется, а в выработке котельными тепловой энергии торф в качестве топлива участвует в незначительном количестве: его доля в топливном балансе составляет менее 0,2 процента.

Потребность в топливе теплоэлектроцентралей и котельных на производство тепловой и электрической энергии в 2011 году представлена (по данным Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Республике Марий Эл и генерирующих компаний) в таблице N 2.15.

Таблица N 2.15

	Расход на всю произведенную продукцию		Газ природный		Топочный мазут		Каменный уголь		Прочие виды топлива (черный щелок)
	тыс.тут	%	тыс.тут	%	тыс.тут	%	тыс.тут	%	тыс.тут	%
Расход условного топлива теплоэлектроцентралями республики на выработку тепловой и электрической энергии	661,49	100,0	592,13	89,5	0,4	0,06	0	0	68,96	10,44
Теплоэнергия, отпущенная котельными	617,95	100,0	552,12	89,3	10,83	1,8	49,64	8,0	5,36	0,9
Всего	1279,44	100,0	1144,25	89,4	11,23	0,9	49,64	3,9	74,32	5,8

Котельные и теплоэлектроцентрали Республики Марий Эл работают: 88,90 процента на природном газе, 4,08 процента на угле, 0,97 процента на мазуте и печном бытовом топливе, 6,05 процента на прочих видах топлива.

Структура топливного баланса электростанций и котельных в 2007 - 2011 годах приведена в таблице N 2.16.

Таблица N 2.16

Показатели	2007 год		2008 год		2009 год		2010 год		2011 год
	тыс.тут	%	тыс.тут	%	тыс.тут	%	тыс.тут	%	тыс.тут	%
Суммарный расход топлива по Республике Марий Эл	1345,29	100,0	1304,54	100,0	1237,22	100,0	1297,92	100,0	1309,73	100
Суммарный расход топлива по электростанциям и на производство электроэнергии	359,24	26,70	362,82	27,81	292,11	23,61	319,09	24,60	328,12	25,1
Суммарный расход топлива по электростанциям и на производство тепловой энергии	442,01	32,86	443,86	34,02	452,86	36,60	331,73	25,56	333,37	25,5
Суммарный расход топлива котельными	498,11	37,02	463,74	35,55	468,67	37,04	620,95	47,84	617,95	47,1
Расход топлива электростанциями и котельными	1299,36	96,58	1270,42	97,38	1213,64	97,25	1271,77	98,0	1279,44	97,7
в том числе: природный газ	1165,80	89,72	1139,73	89,71	1079,97	88,99	1130,60	88,90	1144,25	89,4
топочный мазут	15,18	1,17	14,43	1,14	14,32	1,18	12,29	0,97	11,23	0,9
каменный уголь	66,89	5,15	55,24	4,35	53,54	4,41	51,94	4,08	49,64	3,9
прочие виды топлива	51,49	3,96	61,04	4,80	65,81	5,42	76,94	6,05	74,32	5,8

3. Состояние электро- и теплосетевого комплекса энергосистемы Республики Марий Эл за отчетный период 2007 - 2011 годов

В Республике Марий Эл сложился электросетевой комплекс в следующем составе:

филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги (Средне-Волжское ПМЭС);

филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" с разделением на 3 производственных отделения: Горномарийские, Йошкар-Олинские и Сернурские электрические сети;

МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1";

другие собственники.

В собственности и эксплуатации филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги (Средне-Волжское ПМЭС) находятся сети напряжением 500 - 220 кВ, в том числе одна ПС 500 кВ Помары, пять ПС 220 кВ (ПС Волжская, ПС Восток, ПС Дубники, ПС Заря, ПС Чигашево), ВЛ 500 кВ - 39,9 км, ВЛ 220 кВ - 383,9 км.

В собственности и эксплуатации филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" находятся сети напряжением 110, 35 кВ, из них ПС 110 кВ - 47 штук, ПС 35 кВ - 41 штука, ВЛ 110 кВ - 1 494,41 км, ВЛ 35 кВ - 1 003,88 км.

В собственности и эксплуатации МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" находятся сети напряжением 110, 35 кВ, из них ПС 110 кВ - 5 штук, ПС 35 кВ - 1 штука, ВЛ 110 кВ - 4,7 км, ВЛ 35 кВ - 6,2 км. В собственности и эксплуатации других собственников - сети напряжением 35 кВ, из них ПС 35 кВ - 5 штук, ВЛ 35 кВ - 9,9 км.

Общие данные по всем собственникам приведены в таблице N 3.1.

Характеристика тепловых сетей крупных населенных пунктов Республики Марий Эл с указанием протяженности и технического состояния, по данным Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Республике Марий Эл, отражена в таблице N 3.2.

Таблица N 3.1

Объекты электросетевого комплекса	Установленная мощность, МВА	Количество
1	2	3
500 кВ
Подстанции	1 002,0	1
ВЛ, км		39,9
220 кВ
Подстанции	1 205,0	5
ВЛ, км		383,9
110 кВ
Подстанции	1 162,6	52
в том числе:
Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	956,3	47
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	212,0	5
Другие	-	-
ВЛ, км		1 499,11
в том числе
Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"		1 494,41
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"		4,7
Другие	-	-
35 кВ
Подстанции	199,6	47
в том числе:
Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	168,4	41
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	20,0	1
Другие	11,2	5
ВЛ, км		1 019,98
в том числе:
Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"		1 003,88
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"		6,2
Другие		9,9

Таблица N 3.2

Наименование муниципального образования	Протяженность тепловых сетей, км	Протяженность сетей, нуждающихся в замене, км	Ветхие сети, км
1	2	3	4
Республика Марий Эл	721	213,0	114,0
в том числе: Город Йошкар-Ола	273,1	103,7	10,6
Город Волжск	69,0	2,9	2,7
Город Козьмодемьянск	35,4	2,4	2,4
Волжский муниципальный район	35,3	18,8	13,8
Горномарийский муниципальный район	11,2	0,2	0,2
Звениговский муниципальный район	68,3	46,2	46,2
Килемарский муниципальный район	0,4	-	-
Куженерский муниципальный район	2,0	0,1	0,1
Мари-Турекский муниципальный район	1,7	0,3	-
Медведевский муниципальный район	138,2	32,6	32,6
Моркинский муниципальный район	9,1	0,4	0,3
Новоторъяльский муниципальный район	1,5	0,5	0,5
Оршанский муниципальный район	3,1	-	-
Параньгинский муниципальный район	4,8	-	-
Сернурский муниципальный район	62,8	3,5	3,5
Советский муниципальный район	4,7	1,1	0,8
Юринский муниципальный район	0,4	0,3	0,3

3.1. Линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше

Относительным показателем технического состояния электрических сетей служит их возрастная структура. Этот показатель, оказывающий влияние на выработку ресурса электротехнического оборудования и ЛЭП, может быть положен в основу определения объемов технического перевооружения и реконструкции объектов электросетевого комплекса.

Анализ технического состояния линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше с информацией по возрастной структуре представлены: в таблице N 3.3 - по ВЛ 500 - 220 кВ и в приложении N 1 к Программе - по ВЛ 110 - 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья".

Таблица N 3.3

	Наименование ВЛ	Год ввода	Срок эксплуатации на 01.01.2012, лет	Протяженность по цепям общая/по республике, км	Провод			Опоры
					участок подвески	марка, сечение для одной фазы	протяженность общая/по республике, км	исполнение	всего, штук	одноцепных, штук	двухцепных, штук
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
	ВЛ 500 кВ
1.	Чебоксарская ГЭС - Помары	1975	36	77,3/21,4	1-208/152-208	АС-400x3	3x77,3/3x21,4	металл	208	208	-
2.	Помары - Киндери	1975	36	91,1/18,5	1-243/1-49	АС-400x3	3x91,1/3x18,5	металл	243	243	-
	Итого по ВЛ 500 кВ			168,4
	в том числе: в границах Республики Марий Эл			39,9
	свыше 40 лет			-
	свыше 50 лет			-
	ВЛ 220 кВ
1.	Помары - Восток-1	1984	27	13,3	1-47	АС-300	13,3	металл, ж/б	47	47	-
2.	Помары - Восток-2	1984	27	13,3	1-47	АС-300	13,3	металл, ж/б	47	47	-
3.	Помары - Заря-1	1987	24	14,1	1-51	АС-300	14,1	металл, ж/б	51	51	-
4.	Помары - Заря-2	1987	24	14,1	1-53	АС-300	14,1	металл, ж/б	53	53	-
5.	Помары - Зеленодольская	1984	27	26,7/21,2	1-74/1-54	АС-300	8,7/8,7	металл	74	-	N 1-24
		1963	48				18,0/12,5			N 24-70	N 70-74
6.	Помары - Чигашево	1969	42	96,7	1-413	АСО-300	96,7	металл, ж/б	413	N 22-413	N 1-22
7.	Помары - Волжская	1969	42	16,7	1-24	АСО-300	8,7	металл, ж/б	60	-	N 1-24
		1984	27		24-60		7,9			N 24-59	-
8.	Помары - Тюрлема	1963	48	51,92/21,4	1-59	АС-300	21,4/21,4	металл	177	N 24-59	N 1-24
		1984	27		59-61	СБ-300	30,52/0			N 59-61	-
		1984	27		61-177	АС-400				N 61-177	-
9.	Чебоксарская ГЭС Чигашево	1981	30	75,5/73,1	1-290/8-290	АпС-400	75,5/73,1	металл, ж/б	290	290	-
10.	Чигашево - Дубники	1981	30	98,1	1-391	АС-300	98,1	металл, ж/б	391	391	-
11.	Зеленодольская - Волжская	1969	42	10,2/4,7	1-48/31-48	АСО-300	10,2/4,7	металл, ж/б	48	N 5-47	N 1-4, 48 - портал ПС Волжская
	Итого по ВЛ 220 кВ			430,62
	в том числе:
	в границах Республики Марий Эл			386,7
	свыше 40 лет			144,0
	свыше 50 лет			-
	Итого по ВЛ 500-220 кВ,			599,02
	в том числе:
	в границах Республики Марий Эл			426,6
	свыше 40 лет			144,0
	свыше 50 лет			-

Таблица N 3.4

	Напряжение	Общая протяженность ВЛ, км	Протяженность ВЛ со сроком службы более 40 лет		Протяженность ВЛ со сроком службы более 50 лет
			км	%	км	%
1.	110 кВ	1 499,11	68,25	4,55	75,1	5,01
2.	35 кВ	1 019,98	158,2	15,5	-	-
	Итого по республике	2 519,09	226,45	8,99	75,1	2,98

Таким образом, в границах Республики Марий Эл в эксплуатации более 40 лет находятся 144,0 км ВЛ 220 кВ, или 37,24 процента, ВЛ 110 кВ - 143,35 км, или 9,56 процента и ВЛ 35 кВ - 158,2 км, или 15,5 процента.

В приложении N 1 к Программе приведен перечень ВЛ 110 - 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" по возрастной структуре.

3.2. Характеристика основного оборудования подстанций 35 кВ и выше

В данном разделе рассматривается возрастная структура основного оборудования ПС 35 кВ и выше энергосистемы Республики Марий Эл.

На практике замена основного электротехнического оборудования по ресурсным условиям производится, в основном, после 25-30 лет эксплуатации согласно проработкам ОАО "Фирма ОРГРЭС".

Нарастание объемов старения электросетевого оборудования превышает темпы вывода его из работы и обновления, в связи с чем не снижается количество оборудования, отработавшего нормативный срок эксплуатации и превысившего ресурсный срок эксплуатации 25-30 лет.

По сроку службы трансформаторы ПС разделены на три группы: до 15 лет, с 16 до 25 лет и свыше 25 лет.

В таблице N 3.5 приведены данные по сроку эксплуатации автотрансформаторов 500 - 220 кВ.

Таблица N 3.5

Название ПС	Установленная мощность, штук/МВА	Резерв, штук/МВА	Год выпуска трансформатора	Срок эксплуатации трансформатора на 01.01.2012
ПС 500 кВ
Помары 500/220/10 кВ	1х(3х167)		1986	25
	1х(3х167)		1997	14
Всего по ПС 500 кВ	2/1 002
в том числе: до 15 лет	1/501
16-25 лет	1/501
ПС 220 кВ
Волжская 220/110/10 кВ	2x125		1979, 1986	32,25
Восток 220/10/10 кВ	4x63		1984, 1985	27,26
Дубники 220/110/10 кВ	2x63		1981	30
Заря 220/10/10 кВ	4x63	2x63	1988	23
Чигашево 220/110/10 кВ	1x125 1x200		2011, 1981	1,30
Всего по ПС 220 кВ	14/1 205	2/126
в том числе:
16 - 25 лет	7/503	2/126
свыше 25 лет	6/502
Всего	16/2 207	2/126

Данные по ПС 110 - 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" представлены: по срокам эксплуатации - таблица N 3.5, перечень ПС 110 - 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" по возрастной структуре - приложение N 2 к Программе.

В таблицах N 3.6 и 3.7 приведены данные по ПС 110 - 35 кВ МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" и других собственников, в приложении N 3 к Программе - перечень ПС 110 - 35 кВ МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" и других собственников по возрастной структуре.

Общее количество ПС 110 кВ по энергосистеме в 2011 году составляло 52 штуки с установленной мощностью трансформаторов 1 168,3 МВА, из них: 47 ПС - филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" с установленной мощностью трансформаторов 956,3 МВА (81,77 процента), 5 ПС - МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" с установленной мощностью трансформаторов 212,0 МВА (18,23 процента). Общее количество ПС 35 кВ по энергосистеме в 2011 году составляло 47 штук с установленной мощностью трансформаторов 199,6 МВА, из них: 41 ПС - филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" с установленной мощностью трансформаторов 168,4 МВА (84,34 процента), 1 ПС - МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" с установленной мощностью трансформаторов 20,0 МВА (10,04 процента), 5 ПС - других собственников с установленной мощностью трансформаторов 11,2 МВА (5,62 процента).

Таблица N 3.6

	Мощность, срок службы	Горномарийские ЭС		Йошкар-Олинские ЭС		Сернурские ЭС		Всего
		штук	МВА	штук	МВА	штук	МВА	штук	МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.	Трансформаторы 110 кВ
1.1.	в том числе: Мощность 2,5 МВА	1	2,5	2	5,0	1	2,5	4	10,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0		0,0
	16 - 25 лет		0,0		0,0		0,0		0,0
	свыше 25 лет	1	2,5	2	5,0	1	2,5	4	10,0
1.2.	Мощность 6,3 МВА	5	31,5	22	138,6	5	31,5	32	201,6
	до 15 лет		0,0	2	12,6		0,0	2	12,6
	16 - 25 лет	1	6,3	10	63,0	3	18,9	14	88,2
	свыше 25 лет	4	25,2	10	63,0	2	12,6	16	100,8
1.3.	Мощность 10 МВА	4	40,0	16	160,0	8	80,0	28	280,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	16 - 25 лет		0,0	2	20,0	2	20,0	4	40,0
	свыше 25 лет	4	40,0	14	140,0	6	60,0	24	240,0
1.4.	Мощность 16 МВА	4	64,0	10	160,0	0	0,0	14	224,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	16 - 25 лет	1	16,0	6	96,0		0,0	7	112,0
	свыше 25 лет	3	48,0	4	64,0		0,0	7	112,0
1.5.	Мощность 25 МВА	2	50,0	1	25,0	0	0,0	3	75,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	16 - 25 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	свыше 25 лет	2	50,0	1	25,0		0,0	3	75,0
1.6.	Мощность 40 МВА	0	0,0	4	160,0	0	0,0	4	160,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	16 - 25 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	свыше 25 лет		0,0	4	160,0		0,0	4	160,0
	Всего по 110 кВ	16	188,0	55	648,6	14	114,0	85	956,3
	процент от суммарной мощности		100,0		100,0		100,0		100,0
	до 15 лет	0	0,0	2	12,6	0	0,0	2	12,6
	процент от суммарной мощности		0,0		1,9		0,0		1,3
	16 - 25 лет	2	22,3	18	179,0	5	38,9	25	240,2
	процент от суммарной мощности		11,9		27,6		34,1		25,3
	свыше 25 лет	14	165,7	35	457,0	9	75,1	58	697,8
	процент от суммарной мощности		88,1		70,5		65,9		73,4
2.	Трансформаторы 35 кВ
2.1.	в том числе: Мощность 0,16 МВА	1	0,16	0	0,00	0	0,00	1	0,16
	до 15 лет		0,00		0,00		0,00		0,00
	16 - 25 лет		0,00		0,00		0,00		0,00
	свыше 25 лет		0,16		0,00		0,00	1	0,16
2.2.	Мощность 1 МВА		1,0	4	4,0	0	0,0	5	5,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	16 - 25 лет		1,0		0,0		0,0	1	1,0
	свыше 25 лет		0,0	4	4,0		0,0	4	4,0
2.3.	Мощность 1,6 МВА		1,6	5	8,0	5	8,0	11	17,6
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	16 - 25 лет		1,6		0,0	4	6,4	5	8,0
	свыше 25 лет		0,0	5	8,0	1	1,6	6	9,6
2.4.	Мощность 1,8 МВА	0	0,0	2	3,6	2	3,6	4	7,2
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	16 - 25 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	свыше 25 лет		0,0	2	3,6	2	3,6	4	7,2
2.5.	Мощность 2,5 МВА	4	10,0	13	32,5	6	15,0	23	57,5
	до 15 лет		0,0	1	2,5		0,0	1	2,5
	16 - 25 лет		0,0	8	20,0	3	7,5	11	27,5
	свыше 25 лет	4	10,0	4	10,0	3	7,5	11	27,5
2.6.	Мощность 4 МВА	6	24,0	6	24,0	5	20,0	17	68,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	16 - 25 лет	4	16,0	5	20,0	1	4,0	10	40,0
	свыше 25 лет	2	8,0	1	4,0	4	16,0	7	28,0
2.7.	Мощность 6,3 МВА	0	0,0	2	12,6	0	0,0	2,	12,6
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	16 - 25 лет		0,0	2	12,6		0,0	2	12,6
	свыше 25 лет		0,0		0,0		0,0	0	0,0
	Всего по 35 кВ	13	36,76	32	84,7	18	46,6	63	168,4
	процент от суммарной мощности		100,00		100,0		100,0		100,0
	до 15 лет	0	0,00	1	2,5	0	0,0	1	2,5
	процент от суммарной мощности		0,00		3,0		0,0		1,5
	16 - 25 лет	6	18,60	15	52,6	8	17,9	29	89,1
	процент от суммарной мощности		50,60		62,1		38,4		53,0
	свыше 25 лет	7	18,16	16	29,6	10	28,7	33	76,5
	процент от суммарной мощности		49,40		34,9		61,6		45,5

Таблица N 3.7

	Мощность, срок службы	110 кВ		35 кВ
		штук	МВА	штук	МВА
1.	Мощность 10 МВА	4	40,0	2	20,0
	до 15 лет
	16 - 25 лет
	свыше 25 лет	4	40,0	2	20,0
2.	Мощность 20 МВА	1	20,0		0,0
	до 15 лет
	16 - 25 лет
	свыше 25 лет	1	20,0
3.	Мощность 25 МВА	1	25,0		0,0
	до 15 лет
	16 - 25 лет
	свыше 25 лет	1,	25,0
4.	Мощность 31,5 МВА	2	63,0		0,0
	до 15 лет
	16 - 25 лет
	свыше 25 лет	2	63,0
5.	Мощность 32 МВА	2	64,0		0,0
	до 15 лет
	16 - 25 лет
	свыше 25 лет	2	64,0
	Всего	10	212,0	2	20,0
	в том числе:
	процент от суммарной мощности		100,0		100,0
	до 15 лет	0	0,0	0	0,0
	процент от суммарной мощности		0,0		0,0
	16 - 25 лет	0	0,0	0	0,0
	процент от суммарной мощности		0,0		0,0
	свыше 25 лет	10	212,0	2	20,0
	процент от суммарной мощности		100,0		100,0

Сводные данные по трансформаторам абонентских ПС 35 кВ представлены в таблице N 3.8.

Таблица N 3.8

	Мощность	35 кВ
		штук	МВА
1.	Мощность 0,4 МВА	1	0,4
2.	Мощность 1 МВА	6	6,0
3.	Мощность 1,6 МВА	3	4,8
	Всего	10	11,2

Ретроспектива электросетевого комплекса в целом по энергосистеме представлена в таблице N 3.9.

Таблица N 3.9

Год	35 кВ		110 кВ		220 кВ		500 кВ		Всего 35 - 500 кВ
	ВЛ, км	трансформаторы, МВА	ВЛ, км	трансформаторы, МВА	ВЛ, км	трансформаторы, МВА	ВЛ, км	трансформаторы, МВА	ВЛ, км	трансформаторы, МВА
2007	-	-	1 558,0	1 168,3	378,4	1 256,0	-	1 002,0	1 936,4	3 426,3
2008	-	-	1 558,0	1 168,3	378,4	1 256,0	39,9	1 002,0	1 976,3	3 426,3
2009	-	-	1 516,55	1 168,3	383,9	1 130,0	39,9	1 002,0	1 940,35	3 300,3
2010	1 019,98	199,6	1 499,11	1 168,3	386,7	1 130,0	39,9	1 002,0	2 945,69	3 499,9
2011	1 019,98	199,6	1 499,11	1 168,3	383,9	1 205,0	39,9	1 002,0	2 942,69	3 574,9

3.3. Основные внешние связи энергосистемы Республики Марий Эл

Энергосистема Республики Марий Эл входит в объединенную энергосистему Средней Волги, с которой связана по следующим ВЛ:

ВЛ-500 кВ Киндери - Помары;

ВЛ-500 кВ ЧеГЭС - Помары;

ВЛ-220 кВ ЧеГЭС - Чигашево;

ВЛ-220 кВ Зеленодольская - Волжская;

ВЛ-220 кВ Помары - Зеленодольская;

ВЛ-220 кВ Тюрлема - Помары;

ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Чигашево.

Энергосистема Республики Марий Эл связана с энергосистемами операционных зон филиалов ОАО "СО ЕЭС" РДУ - Чувашского, Нижегородского, Татарстана и Кировского РДУ (ОЭС Урала).

Перечень внешних связей энергосистемы Республики Марий Эл по ВЛ 35 кВ и выше представлен в таблице N 3.10.

Таблица N 3.10

РДУ	Диспетчерское наименование линии электропередачи
Чувашское	ВЛ 500 кВ ЧеГЭС - Помары
	ВЛ 220 кВ Тюрлема - Помары
	ВЛ 220 кВ ЧеГЭС - Чигашево
	ВЛ 110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ 3 - Чигашево
	ВЛ 110 кВ Еласы - Катраси-1
	ВЛ 110 кВ Еласы - Катраси-2
Татарстана	ВЛ 500 кВ Помары - Киндери
	ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Помары
	ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Волжская
	ВЛ 110 кВ Новый Кинер - Илеть (в нормальном режиме разомкнута, в ремонтных режимах замкнута)
	ВЛ 110 кВ Новый Кинер - Шиньша (в нормальном режиме разомкнута, в ремонтных режимах замкнута)
	ВЛ 35 кВ Новый Кинер - Хлебниково (в нормальном режиме разомкнута, в ремонтных режимах замкнута)
Нижегородское	ВЛ 110 кВ Воскресенск - Мелковка
	ВЛ 110 кВ Макарьево - Юрино
	ВЛ 35 кВ Сысуево - Ленинская
Кировское	ВЛ 110 кВ Дубники - Лазарево-1
	ВЛ 110 кВ Дубники - Лазарево-2
	ВЛ 110 кВ Пижма - Санчурск (в нормальном режиме разомкнута, в ремонтных режимах замкнута)

В период 2007 - 2011 годов ввода новых ПС и ЛЭП 35 - 220 кВ в энергосистеме Республики Марий Эл не было.

4. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Марий Эл

4.1. Особенности функционирования энергосистемы Республики Марий Эл

Электроэнергетический комплекс Республики Марий Эл характеризуется следующими особенностями:

1. Отсутствуют энергоузлы (энергорайоны), характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений.

2. Существующая в энергосистеме Республики Марий Эл автоматика ограничения снижения напряжения обеспечивает ограничение развития и прекращение аварийных режимов в энергосистеме. АОСН работает по факту снижения напряжения на шинах 110 кВ ПС Чигашево, Дубники и Медведево.

3. Действует запрет ОАО "ФСК ЕЭС" на использование устройств РПН под нагрузкой на ПС 220 кВ.

4.2. "Узкие места" энергосистемы Республики Марий Эл

"Узкие места" в режимах работы сети 110 и 220 кВ

1. При выводе в ремонт одной из ВЛ 220 кВ Помары - Чигашево или ВЛ 220 кВ ЧеГЭС - Чигашево Чигашевский и Дубниковский энергорайоны остаются на одной ВЛ 220 кВ в тупиковом режиме.

2. На ПС 220/110 кВ Чигашево запрещено переключение РПН АТ-2 под нагрузкой и под напряжением, что не позволяет осуществлять централизованное и встречное регулирование напряжения Чигашевского энергорайона.

3. На ПС 220/110 кВ Волжская запрещено переключение РПН под нагрузкой и под напряжением АТ-1,2.

4. Ввиду отсутствия быстродействующих защит на ВЛ 110 кВ Чигашево - Кожино и Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Кожино осуществляется раздельный режим работы шин 110 кВ ПС Кожино.

5. При аварийном отключении ВЛ 110 кВ Медведево - Красный Мост и необходимости включения в работу ВЛ 110 кВ Красный Мост - Визимьяры с ответвлением на ПС 110/10 кВ Кундыш требуется кратковременное отключение ВЛ 110 кВ Медведево - Кундыш с неизбежным погашением НПС Кундыш и всего нефтепровода в связи с отсутствием на этих ПС 110 кВ выключателей.

"Узкие места" в сети 35 кВ и выше

"Узкие места" в сети 35 кВ и выше определяются рядом факторов. К наиболее распространенным следует отнести:

1. Схемы присоединения электросетевых объектов к энергосистеме в ряде случаев не соответствуют требованиям нормативных документов (ПС 110 кВ Данилово, Еласы, Красный Мост).

2. Большое количество ПС 35, 110 и 220 кВ с короткозамыкателями в цепях трансформаторов.

3. Наличие ПС 110-35 кВ с одним трансформатором.

4. Наличие ПС 35, 110 и 220 кВ с питанием по одной ВЛ.

5. Значительные объемы оборудования (ВЛ, ПС), отработавшего нормативный срок эксплуатации и имеющего неудовлетворительное техническое состояние.

Данные по "узким местам" в сети 35 кВ и выше приведены в таблице N 4.1.

Таблица N 4.1

	Характеристика "узких мест"	Количество ПС/трансформаторов, штук	Наименование электросетевых объектов
1	2	3	4
1.	220 кВ
1.1.	Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Средне-Волжское ПМЭС
1.1.1.	ПС с короткозамыкателями	3/-	Волжская, Восток, Заря
1.1.2.	Питание ПС по одной ВЛ	1/-	Дубники
1.1.3.	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2012	4/9	Волжская, Восток, Дубники, Чигашево
2.	110 кВ
2.1.	Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
2.1.1.	ПС с короткозамыкателями	43/-	Агрегатная, Акашево, Аленкино, Арбаны, Большой Ляждур, Визимьяры, Виловатово, Городская, Данилово, Еласы, Заречная, Звенигово, Илеть, Козьмодемьянск, Кокшайск, Косолапово, Краснооктябрьск, Красный Мост, Куженер, Кундыш, Луговая, Люльпаны, Мари-Турек, Мелковка, Морки, Новый Торъял, ОКБ, Оршанка, Параньга, Параты, Пемба, Пижма, Пионерская, Помары, Сернур, Сидельниково, Советск, Сотнур, Суслонгер, Троицкий Посад, Шелангер, Шиньша, Юрино
2.1.2.	Питание ПС по одной ВЛ	3/-	Визимьяры, Луговая, Сидельниково
2.1.3.	ПС с одним трансформатором	10/-	Арбаны, Большой Ляждур, Илеть, Кокшайск, Красный Мост, Луговая, Люльпаны, Пионерская, Сидельниково, Троицкий Посад
2.1.4.	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2012	42/62	Визимьяры, Виловатово, Еласы, Козьмодемьянск, Красный Мост, Кундыш, Мелковка, Троицкий Посад, Юрино, Агрегатная, Акашево, Аленкино, Арбаны, Городская, Данилово, Заречная, Звенигово, Кокшайск, Краснооктябрьск, Лесная, Луговая, Люльпаны, Медведево, Морки, ОКБ, Оршанка, Параты, Пемба, Помары, Сидельниково, Советская, Сотнур, Суслонгер, Шелангер, Шиньша, Илеть, Косолапово, Куженер, Мари-Турек, Новый Торъял, Параньга, Сернур
2.1.5.	Несоответствие типовым принципиальным электрическим схемам РУ ПС 35 - 750 кВ	3/-	Данилово, Еласы, Красный Мост
2.1.6.	ВЛ 110 кВ, имеющие неудовлетворительное состояние по техническому освидетельствованию	1/-	Чигашево - Помъялы
2.2.	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"
2.2.1.	ПС с короткозамыкателями	4/-	Витаминный, Городская, Заводская, Студенка
2.2.2.	Питание ПС по одной ВЛ	1/-	Студенка
2.2.3.	ПС с одним трансформатором	1/-	Студенка
2.2.4.	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2012	5/10	Витаминный, Городская, Заводская, Кожино, Студенка
	Всего по сети 110 кВ
	ПС с короткозамыкателями	47/-
	Питание по одной ВЛ	4/-
	ПС с одним трансформатором	11/-
	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2012	47/72
	ВЛ 110 кВ, имеющие неудовлетворительное состояние по техническому освидетельствованию	1/-
3.	35 кВ
3.1.	Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
3.1.1.	ПС с короткозамыкателями	21-	Озерки, Пахомово
3.1.2.	ПС с предохранителями	3/-	Абаснур, Ленинская, Три Рутки
3.1.3.	Питание ПС по одной ВЛ	18/-	Зеленогорск, Казанск, Карлыган, Коркатово, Кукнур, Ленинская, Лидвуй, Майская, Малый Кугунур, Марисола, Нежнур, Пахомово, Руясола, Токтарсола, Три Рутки, Филиппсола, Шары, Юркино
3.1.4.	ПС с одним трансформатором	20/-	Казанск, Карлыган, Коркатово, Кукнур, Ленинская, Лидвуй, Майская, Малый Кугунур, Мари-Билямор, Марисола, Масканур, Нежнур, Пектубаево, Русские Шои, Руясола, Токтарсола, Три Рутки, Шары, Шулка, Юркино
3.1.5.	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2012	25/36	Ленинская, Лидвуй, Майская, Нежнур, Озерки, Шары, Абаснур, Зеленогорск, Кленовая Гора, Коркатово, Красногорск, Малый Кугунур, Пахомово, Семейкино, Степная, Филиппсола, Шулка, Казанск, Мари-Билямор, Мариец, Марисола, Памашъял, Пектубаево, Русские Шои, Хлебниково
3.2.	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"
3.2.1.	ПС с короткозамыкателями	1/-	Северо-Западная
3.2.2.	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2012	1/2	Северо-Западная
3.3.	Другие собственники
3.3.1.	ПС с предохранителями	21-	КАФ, ООО "МЗХО Калинка" (Мочалище)
3.3.2.	ПС с одним трансформатором	11-	ИП Сафиуллин
3.3.3.	Питание ПС по одной ВЛ	4/-	ИП Сафиуллин, МЗСК, ООО "МЗХО Калинка" (Мочалище), Сурок
	Всего по сети 35 кВ
	ПС с короткозамыкателями	3/-
	ПС с предохранителями	5/-
	Питание ПС по одной ВЛ	22/-
	ПС с одним трансформатором	21/-
	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2012	26/38

4.3. Проблемы развития электросетевого комплекса Республики Марий Эл

В настоящее время основными проблемами функционирования и развития объектов электросетевого хозяйства Республики Марий Эл являются:

высокая степень изношенности электросетевого оборудования;

наличие большого количества ПС 110 кВ и выше по упрощенным схемам;

на объектах эксплуатируется значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, что снижает надежность работы энергосистемы;

запрет ОАО "ФСК ЕЭС" на использование устройств РПН под нагрузкой на ПС 220 кВ Чигашево и Волжская;

для уменьшения величины потерь электроэнергии в сетях от влияния неоднородности сети режим работы транзитов 110 кВ Новый Кинер - Дубники, Новый Кинер - Волжская, Медведево - Санчурск при нормальной схеме энергосистемы разомкнут;

при аварийных отключениях участков ВЛ 500 кВ на транзите ЧеГЭС - Помары - Киндери - ЗайГРЭС возникает недопустимая перегрузка шунтирующей сети 110 - 220 кВ, возможно нарушение устойчивости параллельной работы энергосистемы. Для предотвращения нарушения устойчивости на ПС 500 кВ Помары выполнена ПА САОН на ВЛ 220 кВ Помары - Восток и Помары - Заря на величину 100 МВт.

II. Основные направления развития электроэнергетики Республики Марий Эл

1. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на 2013 - 2017 годы

По годовому отчету за 2011 год собственный максимум нагрузки энергосистемы Республики Марий Эл составил 561 МВт в 11 часов 17 ноября 2011 г.

Отчетная нагрузка в зимний день контрольных замеров 2011 года по производственным отделениям энергосистемы приведена в таблице N 1.1.

Таблица N 1.1

	Название ПО	21 декабря 2011 г.
		МВт	%
1.	Горномарийские электрические сети	51,3	10,1
2.	Йошкар-Олинские электрические сети	419,3	82,3
3.	Сернурские электрические сети	38,7	7,6
	Итого по энергосистеме	509,3	100

Электропотребление энергосистемы Республики Марий Эл в отчетном 2011 году составило 3 252,32 млн.кВт.ч.

По сравнению с 2010 годом электропотребление увеличилось на 87,503 млн.кВт.ч, что составило 102,8 процента от уровня 2010 года.

Уровни электропотребления и максимума электрических нагрузок за 1990 год и годы, предшествующие отчетному, приведены в таблице N 1.2.

Таблица N 1.2

Показатели	Максимально достигнутый уровень (1990 год)	Отчет
		2009 год	2010 год	2011 год
Электропотребление, млн.кВт.ч	4 432,0	2 785,80	3 164,80	3 252,32
Среднегодовые темпы изменения потребления электроэнергии, процентов		-13,90	13,61	2,76
Собственный максимум нагрузки, МВт	715,0	561,0	561,0	561,0
Среднегодовые темпы изменения Рмах., процентов		1,25	0	0
Годовая продолжительность использования максимума нагрузки, часов	6 199,0	4 966,0	5 642,0	5 797,0
Совмещенный максимум нагрузки, МВт		561,0	561,0	561,0
Коэффициент совмещения максимума нагрузки		1,0	1,0	1,0

На рассматриваемый перспективный период 2013 - 2017 годов в структуре отраслей промышленности и народного хозяйства Республики Марий Эл принципиальных изменений не ожидается, поскольку к настоящему времени уже сложилась производственная стабилизация, определяющая соотношение и пропорции между отраслями.

Темпы роста потребности в мощности и электроэнергии в период 2013 - 2017 годов определяются противодействующими факторами: с одной стороны - необходимостью технического перевооружения, более широким внедрением электроэнергии в промышленности, с другой стороны - ограниченностью энергетических ресурсов, внедрением энергосберегающих технологий, сокращением энергоемких производств.

Обоснование перспективных уровней электропотребления производилось в условиях действия постановления Правительства Республики Марий Эл от 18 июня 2010 г. N 164 "О республиканской целевой программе "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Республике Марий Эл на период до 2020 года", предусматривающего осуществление мероприятий по снижению энергопотребления с учетом требований Федерального закона от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации".

С учетом вышеизложенного, а также материалов "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России 2011 - 2017 годы", утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29 августа 2011 г. N 380, и данных, предоставленных филиалом ОАО "СО ЕЭС" Марийское РДУ, приняты уровни электропотребления и максимума нагрузки энергосистемы Республики Марий Эл на перспективу до 2017 года, приведенные в таблице N 1.3.

Таблица N 1.3

Показатели	2011 год (отчет)	Перспектива по годам
		2012	2013	2014	2015	2016	2017
Электропотребление, млн.кВт.ч	3 252,32	3 260,0	3 265,0	3 299,0	3 331,0	3 364,0	3 397,0
Процент к предыдущему году	2,76	0,24	0,15	1,04	0,97	0,99	0,98
Максимум нагрузки (собственный), МВт	561,0	566,0	572,0	577,0	583,0	588,0	594,0
Процент к предыдущему году	0	0,89	1,06	0,87	1,04	0,86	1,02
Годовая продолжительность использования максимума нагрузки, часов	5 797,0	5 760,0	5 708,0	5 717,0	5 714,0	5 721,0	5 719

На диаграмме 1.1 представлены прогнозные уровни электропотребления и максимума нагрузки Республики Марий Эл на рассматриваемый период.

Данные о прогнозируемой величине прироста максимума нагрузки и электропотребления по годам по энергосистеме представлены в таблице N 1.4 и на диаграмме 1.2.

Таблица N 1.4

Показатели	2011 год	По годам
		2012	2013	2014	2015	2016	2017
Рмах, МВт	0,0	5,0	6,0	5,0	6,0	5,0	6,0
Процент к предыдущему году	0,0	0,89	1,06	0,87	1,04	0,86	1,02
ЭЭ, млн.кВт.ч	87,503	7,68	5,0	34,0	32,0	33,0	33,0
Процент к предыдущему году	0,0	0,24	0,15	1,04	0,97	0,99	0,98

Прирост собственного максимума нагрузки энергосистемы Республики Марий Эл за период 2013 - 2017 годов составит 33 МВт, электроэнергии - 232,183 млн.кВт.ч. В таблице N 1.5 представлены прогнозные показатели максимума нагрузки энергосистемы Республики Марий Эл с разбивкой по производственным отделениям.

Таблица N 1.5

Название производственного отделения	Нагрузка, МВт
	2011 год (день контрольных замеров)	2017 год
Горномарийские электрические сети	51,3	56,0
Йошкар-Олинские электрические сети	419,3	503,0
Сернурские электрические сети	38,7	49,0
Всего по энергосистеме	509,3	594,0

Расчет электрических нагрузок по Республике Марий Эл на перспективу выполнен с учетом отчетных замеров по ПС 35 - 110 кВ, предоставленных филиалом "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" по существующим крупным потребителям (раздел I, пункт 2, подпункт 2.4, таблица N 2.4).

2. Прогноз потребления тепловой энергии и мощности на 2013 - 2017 годы с выделением крупных потребителей

Прогноз дополнительной потребности тепловой мощности с выделением крупных групп потребителей на 5-летний период представлен в таблице N 2.1.

Таблица N 2.1

	Существующая тепловая мощность, Гкал/ч (01.01.2012)	Дополнительная потребность, Гкал/ч (01.01.2017)	Всего, Гкал/ч
Всего по Республике	590,9	80,33	671,23
в том числе:
промышленность	12,6	0	12,60
сельское хозяйство	2,2	0	2,20
коммунально-бытовое	193,4	7,2	200,60
население (жилищное строительство)	382,7	73,13	455,83

Прирост тепловой мощности существующих и перспективных (новое строительство) потребителей на 2013 - 2017 годы представлен в таблице N 2.2.

Таблица N 2.2

Наименование	Прогноз прироста тепловой мощности по годам, Гкал/ч
	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017
Всего по Республике	590,90	610,93	647,82	652,56	660,11	665,93	671,23
в том числе: промышленность	12,60	12,60	12,60	12,60	12,60	12,60	12,60
сельское хозяйство	2,20	2,20	2,20	2,20	2,20	2,20	2,20
коммунально-бытовое	193,40	195,35	196,74	197,40	198,96	199,30	200,60
население	382,70	400,78	436,28	440,36	446,35	451,83	455,83

Прогноз потребления тепловой энергии представлен в таблице N 2.3.

Таблица N 2.3

Показатели, тыс.Гкал	2011 год	Годы
		2012	2013	2014	2015	2016	2017
Производство тепловой энергии	5 635,40	5 782,60	5 869,30	5 957,30	6 046,60	6 137,20	6 229,26
Рост в процентах к предыдущему году	-	2,6	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5

3. Электростанции энергосистемы Республики Марий Эл

В настоящее время в Республике Марий Эл организациями, производящими электрическую и тепловую энергию, являются филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии, блок-станции ТЭЦ ОАО "Марийский целлюлозно-бумажный комбинат" и МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1".

В таблице N 3.1 представлена информация о месторасположении, установленной мощности и выработке электроэнергии каждой электростанции системы.

Таблица N 3.1

	Наименование	2011 год (отчет)		Месторасположение
		установленная мощность, МВт	выработка ЭЭ, млн.кВт.ч
1.	Филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии	195,0	867,085	г. Йошкар-Ола
2.	Блок-станции
2.1.	ТЭЦ ОАО "МЦБК"	48,0	257,75	г. Волжск
2.2.	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	5,1	2,782	г. Йошкар-Ола
	Итого по энергосистеме	248,1	1 127,617

Перечень электростанций Республики Марий Эл с указанием состава оборудования, годов ввода, выработки электроэнергии, установленной, располагаемой и рабочей мощностей на период 2011 - 2017 годов приведен в таблице N 3.2.

Таблица N 3.2

ГАРАНТ:

Начало таблицы. См. окончание

Электростанции, тип агрегата	Год ввода	2011 год (отчет)				2012 год				2013 год				2014 год
		ЭЭ, млн.кВт.ч	мощность, МВт			ЭЭ, млн.кВт.ч	мощность, МВт			ЭЭ, млн.кВт.ч	мощность, МВт			ЭЭ, млн.кВт.ч	мощность, МВт
			Руст.	Ррасп.	Рраб.		Руст.	Ррасп.	Рраб.		Руст.	Ррасп.	Рраб.		Руст.	Ррасп.	Рраб.
Всего		1127,617	248,1	200,4	189,9	1205,4	248,1	200,4	186,0	1205,4	248,1	200,4	186,0	1205,4	248,1	200,4	186,0
в том числе:
Филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии		867,085	195,0	169,7	161,6	943,6	195,0	169,7	157,7	943,6	195,0	169,7	157,7	943,6	195,0	169,7	157,7
ПТ-80/100-130/13	1994	424,35	80,0	70,3	50,0
ТП-115/125-130	1994	442,75	115,0	99,8	109,6
Блок-станции, всего		260,532	53,1	30,7	28,3	261,8	53,1	30,7	28,3	261,8	53,1	30,7	28,3	261,8	53,1	30,7	28,3
в том числе:
1. МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"		2,782	5,1	1,5	1,4	4,0	5,1	1,5	1,4	4,0	5,1	1,5	1,4	4,0	5,1	1,5	1,4
Т2110/70	1943	-	1,6	-	-		1,6	-	-		1,6	-	-		1,6	-	-
F-29AEG	1949	2,782	3,5	1,5	1,4	4,0	3,5	1,5	1,4	4,0	3,5	1,5	1,4	4,0	3,5	1,5	1,4
2. ТЭЦ ОАО "МЦБК"*		257,75	48,0	29,24	26,9	257,8	48,0	29,2	26,9	257,8	48,0	29,2	26,9	257,8	48,0	29,2	26,9
ПР-6-35/15/5	1978	26,9	6,0
ПТ-12-35/10М	1979	73,7	12,0
П-6-30/5	2008	40,8	6,0
Р-12-90/31М	1980	56,0	12,0
ПР-6-35/15/5	2006	28,5	6,0
АПР-6-5/15	1962	18,7	6,0

ГАРАНТ:

Окончание таблицы. См. начало

Электростанции, тип агрегата	Год ввода	2015 год				2016 год				2017 год
		ЭЭ, млн.кВт.ч	мощность, МВт			ЭЭ, млн.кВт.ч	мощность, МВт			ЭЭ, млн.кВт.ч	мощность, МВт
			Руст.	Ррасп.	Рраб.		Руст.	Ррасп.	Рраб.		Руст.	Ррасп.	Рраб.
Всего		1205,4	248,1	200,4	186,0	1205,4	248,1	200,4	186,0	1205,4	248,1	200,4	186,0
в том числе:
Филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии		943,6	195,0	169,7	157,7	943,6	195,0	169,7	157,7	943,6	195,0	169,7	157,7
ПТ-80/100-130/13	1994
ТП-115/125-130	1994
Блок-станции, всего		261,8	53,1	30,7	28,3	261,8	53,1	30,7	28,3	261,8	53,1	30,7	28,3
в том числе:
1. МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"		4,0	5,1	1,5	1,4	4,0	5,1	1,5	1,4	4,0	5,1	1,5	1,4
Т2110/70	1943		1,6	-	-		1,6	-	-		1,6	-	-
F-29AEG	1949	4,0	3,5	1,5	1,4	4,0	3,5	1,5	1,4	4,0	3,5	1,5	1,4
2. ТЭЦ ОАО "МЦБК"*		257,8	48,0	29,2	26,9	257,8	48,0	29,2	26,9	257,8	48,0	29,2	26,9
ПР-6-35/15/5	1978
ПТ-12-35/10М	1979
П-6-30/5	2008
Р-12-90/31М	1980
ПР-6-35/15/5	2006
АПР-6-5/15	1962

------------------------------

* В связи с непредставлением данных по ТЭЦ ОАО "МЦБК" на период 2011 - 2017 годов перспектива электростанции принята по отчету за 2011 год.

По данным таблицы N 3.2 по состоянию на 1 января 2012 г., доля филиала ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии с установленной мощностью 195 МВт составляет 78,6 процента от общей установленной мощности станций, блок-станций (Руст. = 53,1 МВт) - 21,4 процента. В период до 2017 года развитие электростанций энергосистемы не предусматривается и сохраняется на существующем уровне - 248,1 МВт.

В таблице N 3.3 приведен перечень генераторов энергосистемы Республики Марий Эл с указанием срока эксплуатации на отчетный период 2011 года и на перспективный период до 2017 года.

Таблица N 3.3

	Электростанция, номер и тип агрегата	Год ввода	Количество, штук/установленная мощность, МВт	Срок эксплуатации
				2011 год (отчет)	2017 год
1.	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"		2/5,1
	Т2 100/70	1943	1/1,6	68	74
	F-29AEG	1949	1/3,5	62	68
2.	Филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии		2/195,0
	ПТ-80/100-130/13	1994	1/80	17	23
	ТП-115/125-130	1999	1/115	12	18
3.	ТЭЦ ОАО "МЦБК"		6/48,0
	ПР-6-35/15/5	1978	1/6,0	33	39
	ПТ-12-35/10М	1979	1/12,0	32	38
	П-6-35/5	2008	1/6,0	3	9
	Р-12-90/31М	1980	1/12,0	31	37
	ПР-6-35/15/5	2006	1/6,0	5	11
	АПР-6-5/15	1962	1/6,0	49	55
	Всего по энергосистеме		10/248,1
	в том числе отработавших нормативный срок			6/41,1	6/41,1

Из таблицы N 3.3 видно, что на 1 января 2011 г. срок службы 6 агрегатов общей мощностью 41,1 МВт более 30 лет, на 2017 год - также 6 штук общей мощностью 41,1 МВт.

Выработка электроэнергии на электростанциях региона принята на основании материалов, представленных филиалом ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии и МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1".

В таблице N 3.4 и на диаграмме 3.1 представлена выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы Республики Марий Эл, в таблице N 3.5 - структура выработки электроэнергии.

Таблица N 3.4

Электростанции	2011 год (отчет)	2012 (оценка)	Годы
			2013	2014	2015	2016	2017
	Выработка электроэнергии, млн.кВт.ч
Филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии	867,085	943,6	943,6	943,6	943,6	943,6	943,6
Блок-станции в том числе:	260,532	261,8	261,8	261,8	261,8	261,8	261,8
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	2,782	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
ТЭЦ ОАО "МЦБК"	257,75	257,8	257,8	257,8	257,8	257,8	257,8
Всего по энергосистеме	1 127,617	1 205,4	1 205,4	1 205,4	1 205,4	1 205,4	1 205,4

Таблица N 3.5

Тип электростанций	2011 год (отчет)		2012 год (оценка)		Годы
					2013		2014		2015		2016		2017
	Выработка электроэнергии
	млн.кВт.ч	%	млн.кВт.ч	%	млн.кВт.ч	%	млн.кВт.ч	%	млн.кВт.ч	%	млн.кВт.ч	%	млн.кВт.ч	%
ТЭЦ	867,1	76,9	943,6	78,3	943,6	78,3	943,6	78,3	943,6	78,3	943,6	78,3	943,6	78,3
Блок-станции	260,5	23,1	261,8	21,7	261,8	21,7	261,8	21,7	261,8	21,7	261,8	21,7	261,8	21,7
Всего	1127,6	100	1205,4	100	1205,4	100	1205,4	100	1205,4	100	1205,4	100	1205,4	100

Из таблиц N 3.4 и 3.5 видно, что в период 2012 - 2017 годов намечается рост выработки электроэнергии филиалом ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии и МУП "Йошкар-Олинской ТЭЦ-1" в размере 1,4 процента. Выработка ТЭЦ "МЦБК" в связи с отсутствием данных на перспективу принята равной отчетной за 2011 год - 257,8 млн.кВт.ч.

4. Перспективные балансы мощности и электроэнергии Республики Марий Эл

В соответствии с прогнозируемыми уровнями потребности в электроэнергии и мощности сформирован баланс мощности и электроэнергии для энергосистемы Республики Марий Эл на период 2013 - 2017 годов.

В таблице N 4.1 приведен баланс мощности, в таблице N 4.2 - баланс электроэнергии по энергосистеме Республики Марий Эл по годам до 2017 года.

Таблица N 4.1

	2011 год (отчет)	2012 год (оценка)	Годы
			2013	2014	2015	2016	2017
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Потребность Максимум нагрузки (собственный)	561,0	566,0	572,0	577,0	583,0	588,0	594,0
Расчетный резерв мощности	0	58,0	58,0	59,0	60,0	61,0	62,0
Итого потребность	561,0	624,0	630,0	636,0	643,0	649,0	656,0
2. Покрытие Установленная мощность электростанций	248,1	248,1	248,1	248,1	248,1	248,1	248,1
Располагаемая мощность электростанций	221	220	220	220	220	220	220
Используемая в балансе мощность	189,9	186,0	186,0	186,0	186,0	186,0	186,0
Итого покрытие	189,9	186,0	186,0	186,0	186,0	186,0	186,0
Дефицит (-)	-371,1	-438,0	-444,0	-450,0	-457,0	-463,0	-470,0
То же в процентах	66,15	70,19	70,48	70,75	71,07	71,34	71,65

Таблица N 4.2

	2011 год (отчет)	2012 год (оценка)	Годы
			2013	2014	2015	2016	2017
1. Потребность Электропотребление	3 252,32	3 260,0	3 265,0	3 299,0	3 331,0	3 364,0	3 397,0
Итого потребность	3 252,32	3308,0	3355,0	3400,0	3446,0	3492,0	3 397,0
2. Покрытие Выработка электроэнергии	1 127,6	1 205,4	1 205,4	1 205,4	1 205,4	1 205,4	1 205,4
в том числе: ТЭЦ	867,1	943,56	943,6	943,6	943,6	943,6	943,6
Блок-станции	260,5	261,8	261,8	261,8	261,8	261,8	261,8
Итого покрытие	1 127,6	1 205,4	1 205,4	1 205,4	1 205,4	1 205,4	1 205,4
Дефицит (-)	-2 144,72	-2 054,6	-2 059,6	-2 093,6	-2 125,6	-2 158,6	-2 191,6
То же в процентах	65,94	63,02	63,08	63,46	63,81	64,17	64,52

Из таблиц N 4.1 и 4.2 видно, что с учетом прогнозируемого роста потребления электроэнергии и нагрузки на перспективу 2013 - 2017 годов в целом по территории Республики Марий Эл сохраняется дефицитный баланс по мощности и электроэнергии в сторону увеличения.

5. Электрические сети

Раздел "Электрические сети" ставит своей целью:

необходимость сооружения новых ПС и ВЛ и определение мест размещения новых ПС;

предварительный выбор схем электрических соединений подстанций;

определение сечения и протяженности вновь сооружаемых ЛЭП;

определение числа и мощности трансформаторов на подстанциях;

объем реконструкции и замены ЛЭП и трансформаторов по сроку эксплуатации.

Сводные данные о протяженности ВЛ 35 кВ и выше, количестве и мощности подстанций по напряжениям независимо от их ведомственной принадлежности на 1 января 2012 г. приведены в таблице N 5.1.

Таблица N 5.1

Напряжение сети, кВ	Протяженность действующих ВЛ (в одноцепном исчислении в границах энергосистемы), км	Количество и установленная мощность ПС, штук/МВА
500	39,9	1/1 002,0
220	386,7	5/1 205,0
110	1 499,11	52/1 168,3
в том числе:
1. Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	1 494,41	47/956,3
2. МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	4,7	5/212,0
3. Другие	-	-
35 кВ	1 019,98	47/199,6
в том числе:
1. Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	1 003,88	41/168,4
2. МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	6,2	1/20
3. Другие	9,9	5/11,2

5.1. Анализ технического состояния воздушных линий и электрооборудования подстанций

Важнейшей характеристикой сети является срок службы оборудования. Из года в год усиливается тенденция старения электрических сетей, ухудшается их техническое состояние, что снижает надежность электроснабжения потребителей.

Анализ работы существующих сетей 35 кВ и выше энергосистемы был приведен в разделе I "Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Марий Эл за период 2007 - 2011 годов". Как показали результаты анализа, нарастание объемов старения оборудования 35 кВ и выше превышает темпы вывода его из работы и замены. По ресурсным условиям техническому перевооружению подлежат объекты, срок эксплуатации которых:

для линий электропередачи составляет 50 лет и выше;

для силового оборудования (трансформаторы) - 25 лет и выше.

Объекты 500 - 220 кВ

Данные о возрастной структуре электрических сетей 500 - 220 кВ представлены по материалам филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги и приведены в таблицах N 5.2 - 5.5 и на диаграмме 5.1.

Таблица N 5.2

Наименование ВЛ	Год ввода	Протяженность, общая/по республике, км	Срок службы на конец года
			2011 год (отчет)	2017 год
Чебоксарская ГЭС - Помары	1975	77,3/21,4	36	42
Помары - Киндери	1975	91,1/18,5	36	42
Итого по ВЛ 500 кВ		168,4/39,9

Таблица N 5.3

Срок эксплуатации	2011 год (отчет)		2017 год
	протяженность по цепям, общая/по республике, км	проценты	протяженность по цепям, общая/по республике, км	проценты
До 50 лет	168,4/39,9	100	168,4/39,9	100
Более 50 лет	-	-	-	-

Таблица N 5.4

Наименование ВЛ	Год ввода	Протяженность, общая/по республике, км	Срок службы на конец года
			2011 (отчет)	2017
1	2	3	4	5
Помары - Восток-1	1984	13,3	27	33
Помары - Восток-2	1984	13,3	27	33
Помары - Заря-1	1987	14,1	24	30
Помары - Заря-2	1987	14,1	24	30
Помары - Зеленодольская	1984	8,7	27	33
	1963	18/12,5	48	54
Помары - Чигашево	1969	96,7	42	48
Помары - Волжская	1969	8,7	42	48
	1984	8,0	27	33
Помары - Тюрлема	1984	8,7	27	33
	1963	12,7	48	54
	1963	2,29/0	48	54
	1986	28,23/0	25	31
Чебоксарская ГЭС - Чигашево	1981	75,5/73,1	30	36
Чигашево - Дубники	1981	98,1	30	36
Зеленодольская - Волжская	1969	10,2/4,7	42	48
Итого по ВЛ 220 кВ		430,62/386,7

Таблица N 5.5

Срок эксплуатации	2011 год (отчет)		2017 год
	протяженность по цепям, общая/по республике, км	процент	протяженность по цепям, общая/по республике, км	процент общий/по республике
До 50 лет	430,62/386,7	100	391,22/350,0	90,9/91,2
Более 50 лет	-	-	39,4/33,9	9,1/8,8

Данные по состоянию существующего парка трансформаторов и автотрансформаторов 500 - 220 кВ энергосистемы Республики Марий Эл на 1 января 2012 г. и на 2017 год приведены в таблице N 5.6 (без учета резерва) и на диаграмме 5.2. Возрастная структура ПС 500 - 220 кВ филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги представлена в приложении N 4.

Таблица N 5.6

Напряжение, срок службы	2011 год (отчет)				2017 год
	количество штук	процент от общего количества	МВА	процент от суммарной мощности	количество, штук	процент от общего количества	МВА	процент от суммарной мощности
1	2	3	4	5	6	7	8	9
500 кВ	2	100	1002	100	2	100	1002	100
в том числе:
до 25 лет	2	100	1002	100	1	50	501	50
свыше 25 лет	-	-	-	-	1	50	501	50
220 кВ	14	100	1205	100	14	100	1205	100
в том числе:
до 25 лет	7	50	703	58,34	-	-	200	33,2
свыше 25 лет	7	50	502	41,66	14	100	1005	66,8

Объекты 110 кВ

Данные о возрастной структуре электрических сетей 110 кВ представлены по материалам филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" и приведены в таблице N 5.7. Общие данные по возрастной структуре ВЛ 110 кВ в период 2011 - 2017 годов, N 5.8. Состояние парка трансформаторов 110 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья", N 5.9. Состояние парка трансформаторов ведомственных подстанций 110 кВ и на диаграммах 5.3 - 5.5. Возрастная структура ПС 110 - 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" представлена в приложении N 5.

Таблица N 5.7

Название производственного отделения	Общая длина, км	2011 год (отчет)				2017 год
		срок службы более 40 лет		срок службы более 50 лет		срок службы более 40 лет		срок службы более 50 лет
		км	%	км	%	км	%	км	%
Горномарийские ЭС	326,3	-	-	-	-	48,3	14,8	-	-
Йошкар-Олинские ЭС	772,14	68,25	8,8	75,1	9,7	193,49	25,06	128,9	16,7
Сернурские ЭС	395,97	-	-	-	-	78,05	-	-	-
Итого по ЭС	1494,41	68,25	4,6	75,1	5,0	319,84	21,4	128,9	8,6
Абонентские ВЛ 110 кВ	4,7	нет данных				-	-	-	-
Итого по республике	1499,11

Таблица N 5.8

Электрические сети, срок службы	2011 год (отчет)				2017 год
	количество, штук	процент от общего количества ЭС/системы	МВА	процент от общего количества ЭС/системы	количество, штук	процент от общего количества ЭС/системы	МВА	процент от общего количества ЭС/системы
Горномарийские	16	100/18,8	188,0	100/19,8	16	100/18,8	188,0	100/19,8
в том числе:
до 15 лет	0	0	0	0	0	0	0	0
16 - 25 лет	2	12,5/2,4	22,3	11,9/9,2	0	0	0	0
свыше 25 лет	14	87,5/16,4	165,7	88,1/23,7	16	100/20,8	188,0	100/21,1
Йошкар-Олинские	55	100/64,8	648,6	100/68,2	55	100/64,8	648,6	100/68,2
в том числе:
до 15 лет	2	3,6/2,4	12,6	1,9/100	2	3,6/100	12,6	1,9/100
16 - 25 лет	18	32,7/21,2	179,0	27,6/74,5	4	7,3/66,7	34,9	5,4/73,5
свыше 25 лет	35	63,7/41,2	457,0	70,5/65,6	49	89,1/63,6	601,1	92,7/67,5
Сернурские	14	100/16,4	114	100/12,0	14	100/16,4	114	100/12,0
в том числе:
до 15 лет	0	0	0	0	0	0	0	0
16 - 25 лет	5	35,7/5, 9	38,9	34,1/16,3	2	14,2/33,3	12,6	11,1/26,5
свыше 25 лет	9	64,8/10,5	75,1	65,9/10,7	12	85,8/15,6	101,4	88,9/11,4
Итого по энергосистеме	85	100	956,3	100	85	100	956,3	100
в том числе:
до 15 лет	2	-/2,4	12,6	-/1,3	2	-/2,4	12,6	-/1,3
16 - 25 лет	25	-/29,4	240,2	-/25,3	6	-/7	47,5	-/5,0
свыше 25 лет	58	-/68,2	697,8	-/73,4	77	-/9,1	890,5	-/93,7

Таблица N 5.9

Электрические сети, срок службы	2011 год (отчет)				2017 год
	количество, штук	процент от общего количества	МВА	процент от общего количества	количество, штук	процент от общего количества	МВА	процент от общего количества
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	10	100	212,0	100	10	100	212,0	100
в том числе:
до 15 лет	0	0	0	0	0	0	0	0
16 - 25 лет	0	0	0	0	0	0	0	0
свыше 25 лет	10	100	212,0	100	10	100	212,0	100

Объекты 35 кВ

Данные по возрастной структуре электрических сетей 35 кВ представлены по материалам филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" в таблице N 5.10. Общие данные по возрастной структуре ВЛ 35 кВ в период 2011 - 2017 годов, N 5.11. Состояние парка трансформаторов 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья", N 5.12. Состояние парка трансформаторов ведомственных ПС 35 кВ и на диаграммах 5.6 - 5.7.

Таблица N 5.10

Название производственного отделения	Общая длина, км	2011 год (отчет)				2017 год
		срок службы более 40 лет		срок службы более 50 лет		срок службы более 40 лет		срок службы более 50 лет
		км	%	км	%	км	%	км	%
Горномарийские ЭС	270,37	9,1	3,4	-	-	9,1	3,4	-	-
Йошкар-Олинские ЭС	425,51	100,4	23,6	-	-	98,5	23,1	66,5	15,6
Сернурские ЭС	308,0	48,7	15,8	-	-	130,6	42,4	-	-
Итого по ЭС	1 003,88	158,2	15,6	-	-	238,2	23,7	66,5	6,6
Абонентские ВЛ 35 кВ	16,1	нет данных
Итого по республике	1 019,98

Таблица N 5.11

Электрические сети, срок службы	2011 год (отчет)				2017 год
	количество, штук	процент от общего количества ЭС/системы	МВА	процент от общего количества ЭС/системы	количество, штук	процент от общего количества ЭС/системы	МВА	процент от общего количества ЭС/системы
Горномарийские	13	100/20,6	36,76	100/21,9	13	100/20,6	36,76	100/21,9
в том числе:
до 15 лет	0	0	0	0	0	0	0	0
16 - 25 лет	6	46,2/20,7	19,2	52,2/21,4	2	15,4/18,2	8,0	21,8/23,2
свыше 25 лет	7	53,8/21,2	17,56	47,8/23,1	11	84,6/21,1	28,76	78,2/21,5
Йошкар-Олинские	32	100/50,8	84,7	100/50,4	32	100/50,8	84,7	100/50,4
в том числе:
до 15 лет	1	3,1/100	2,5	3,0/100	0	0	0	0
16 - 25 лет	15	46,9/51,7	52,6	62,1/58,6	5	15,6/45,4	20,1	23,7/58,2
свыше 25 лет	16	50/48,5	29,6	34,9/39,1	27	84,4/51,9	64,6	76,3/48,4
Сернурские	18	100/28,6	46,6	100/27,7	18	100/28,6	46,6	100/27,7
в том числе:
до 15 лет	0	0	0	0	0	0	0	0
16 - 25 лет	8	44,4/27,6	17,9	38,4/20,0	4	22,2/36,4	6,4	13,7/18,6
свыше 25 лет	10	55,6/30,3	28,7	61,6/37,8	14	77,8/24,0	40,2	86,3/30,1
Итого по энергосистеме	63	100	168,4	100	63	100	168,4	100
до 15 лет	1	-/1,6	2,5	-/1,5	0	0	0	0
16 - 25 лет	29	-/46,0	89,7	-/53,4	11	-/17,5	34,5	-/20,5
свыше 25 лет	33	-/52,4	75,86	-/45,1	52	-/82,5	133,6	-/79,5

Таблица N 5.12

Электрические сети, срок службы	2011 год (отчет)				2017 год
	количество, штук	процент от общего количества	МВА	процент от суммарной мощности	количество, штук	процент от общего количества	МВА	процент от суммарной мощности
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	2	100	20,0	100	2	100	20,0	100
в том числе:
до 15 лет	0	0	0	0	0	0	0	0
16 - 25 лет	0	0	0	0	0	0	0	0
свыше 25 лет	2	100	20,0	100	2	100	20,0	100
Другие	10	100	11,2	100	10	100	11,2	100
в том числе нет данных по годам ввода	10	100	11,2	100	10	100	11,2	100

В соответствии со Стратегией развития распределительных сетей реконструкция и техническое перевооружение, проводимые на базе новых электросетевых технологий и современного оборудования, определены приоритетным направлением для обеспечения их надежного и эффективного функционирования и развития.

Анализ состояния существующих энергообъектов проводился с целью выявления "узких мест" электрических сетей 35 кВ и выше, а именно:

ПС 35 кВ и выше, присоединенных к сетям энергосистемы одной ВЛ;

ПС 35 кВ и выше, на которых установлен один трансформатор;

трансформаторы без устройства РПН;

ПС 35 кВ и выше, на которых установлены отделители и короткозамыкатели, искусственно создающие короткое замыкание для отключения поврежденного участка сети в бестоковую паузу с помощью отделителя и увеличивающие общую продолжительность действия выключателей на смежных ПС;

электросетевые объекты 35 кВ и выше, отработавшие нормативный срок эксплуатации.

Итоговые данные по "узким местам" электрических сетей 35 кВ и выше приведены в таблице N 5.13.

Таблица N 5.13

Электрические сети	Напряжение, кВ	С КЗ и ОД		С одним трансформатором	С одной ВЛ	С предохранителями
		количество ПС, штук	количество КЗ, штук	количество ПС, штук	количество ПС, штук	количество ПС, штук	количество предохранителей, штук
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги	500	-	-	-	-	-	-
	220	3	12	-	1	-	-
Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	110	43	78	10	3	-	-
	35	2	4	20	18	3	4
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	110	4	8	1	1	-	-
	35	1	2	-	-	-	-
Ведомственные	110	-	-	-	-	-	-
	35	-	-	1	4	2	5

Представленная оценка технического состояния электросетевого хозяйства, а также прогнозируемый рост нагрузок потребителей Республики Марий Эл, дефицит мощности и электроэнергии позволяют выделить следующие обобщенные предложения по приоритетным направлениям технического развития электрических сетей:

своевременная замена электросетевого оборудования, дальнейшая эксплуатация которого по техническим или экономическим причинам признана нецелесообразной;

построение сетей напряжением 110 - 35 кВ таким образом, чтобы имелась возможность обеспечения резервного питания для любого потребителя;

применение при строительстве, расширении, реконструкции и техническом перевооружении подстанций напряжением 110 - 220 кВ, трансформаторов и автотрансформаторов 220/110 кВ с устройством РПН;

замена ОД и КЗ на элегазовые выключатели с реконструкцией ОРУ по типовым схемам;

установка вторых трансформаторов на действующих ПС 110 кВ;

сооружение новых участков ВЛ 35 кВ и выше взамен эксплуатируемых до настоящего времени и выработавших свой ресурс (50 лет и более).

Решение о дальнейшей эксплуатации или замене электрооборудования ПС 35 кВ и выше необходимо решать для каждого объекта конкретно с учетом актов технического обследования.

Комплекс мероприятий по техническому перевооружению и реконструкции электрических сетей осуществляется путем совершенствования схем электроснабжения, внедрения прогрессивных технических решений, новых конструкций и оборудования, то есть создания сетей нового поколения, отвечающих экономико-экологическим требованиям и современному техническому уровню распределения энергии в соответствии с требованиями потребителей.

Сооружение новых ВЛ предусматривается с использованием металлических опор. Мощность вновь устанавливаемых трансформаторов, параметры ЛЭП (трасса, протяженность, марка и сечение провода) подлежат уточнению на стадии выполнения проектов конкретных объектов.

6. Развитие электрических сетей 35 кВ и выше энергосистемы Республики Марий Эл

6.1. Общие положения

Разработка схемы развития электрических сетей 35 кВ и выше энергосистемы Республики Марий Эл на период до 2016 года на современном этапе при высокой степени охвата территории электрическими сетями осуществляется, в основном, за счет оптимизации существующей сети с учетом приведения ее в соответствие с действующими на данный момент нормативными документами и положениями по эксплуатации энергосистем.

При разработке настоящей Программы учитывалась дефицитность энергосистемы Республики Марий Эл по мощности и электроэнергии: 60 процентов и более в настоящее время и 70 процентов и более на перспективу до 2017 года.

В течение всего рассматриваемого периода до 2017 года развитие электростанций не намечается, энергосистема будет получать недостающую мощность и электроэнергию от соседних энергосистем ОЭС Средней Волги.

Эти обстоятельства предопределили необходимость развития сетей 110, 220 кВ на территории республики и поддержания на современном техническом уровне существующих питающих энергообъектов.

6.2. Развитие электрических сетей 220 кВ и выше

Энергосистема Республики Марий Эл входит в ОЭС Средней Волги и связана с ОЭС Средней Волги по двум ВЛ 500 кВ (Чебоксарская ГЭС - Помары и Киндери - Помары) и четырем ВЛ 220 кВ (ЧеГЭС - Чигашево, Зеленодольская - Волжская, Помары - Зеленодольская, Тюрлема - Помары), характеристика которых приведена в разделе I "Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Марий Эл за период 2007 - 2011 годов".

В настоящее время филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги в рамках инвестиционной программы продолжает работы по комплексной реконструкции на ПС 220 кВ Чигашево. Реконструкция ПС 220 кВ Волжская планируется в 2012 - 2020 годах.

Кроме указанных ПС 220 кВ в инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС" в период до 2017 года включены реконструкция ПС 500 кВ Помары, ПС 220 кВ Дубники, Восток, Заря.

ПС 500/220/10 кВ Помары, ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская

ПС Помары является узловой подстанцией энергосистемы Республики Марий Эл и имеет ключевое значение для надежности электроснабжения г. Йошкар-Олы, Северного энергоузла энергосистемы Чувашской Республики и Казанского района Республики Татарстан.

На шины подстанции коммутируются 2 ВЛ 500 кВ и 8 ВЛ 220 кВ.

На подстанции установлены два АТ 500/220 кВ мощностью по 3x167 МВА.

Автотрансформаторы 500/220 кВ находятся в эксплуатации: АТ-1 - с 1986 года (31 лет на 2017 году), АТ-2 - с 1997 года (20 лет на 2017 год).

Согласно скорректированной инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС" в период до 2016 года предусматривается:

замена 4-х воздушных выключателей ВВ-500Б на элегазовые (2015 году);

строительство ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская (ввод 2013 году), с проводом АС-400х3, общей протяженностью около 340 км, из них по территории республики около 20 км, два выключателя 500 кВ для ее присоединения.

Кроме указанных выше объемов реконструкции и нового строительства на ПС Помары данной работой предусмотрена замена отработавшего нормативный срок (30 лет) АТ-1 500/220 кВ мощностью 3x167 МВА на АТ равной мощности.

ПС 220/110 кВ Чигашево

ПС 220/110/10 кВ Чигашево является одним из источников покрытия электрических нагрузок г. Йошкар-Олы и прилегающего района (415,4 МВт).

На ПС 220 кВ Чигашево эксплуатируются: АТ-1 - с 2011 года, АТ-2 - с 1981 года (29 лет) два автотрансформатора мощностью по 200 и 125 МВА соответственно.

На шины ПС Чигашево коммутируются 3 ВЛ 220 кВ и 11 ВЛ 110 кВ.

В соответствии с инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" в настоящее время на ПС Чигашево идет комплексная реконструкция с окончанием в 2013 году.

Согласно основным техническим решениям на ПС Чигашево предусмотрены:

установка двух автотрансформаторов 220/110/10 кВ единичной мощностью по 200 МВА;

ОРУ 220 кВ по схеме "Трансформаторы - шины с присоединением линий через два выключателя" (220-15);

ОРУ 110 кВ по схеме "Две рабочие секционированные выключателями системы шин";

установка двух линейных регулировочных трансформаторов мощностью по 40 МВА.

В 2011 году введен один АТ 220/110 кВ мощностью 200 МВА.

ПС 220/110/10 кВ Волжская

ПС 220/110/10 кВ Волжская является одним из источников покрытия электрических нагрузок Волжского промузла.

На ПС 220 кВ Волжская установлены два автотрансформатора мощностью по 125 МВА (ввод 1979 году и 1986 году - 38 лет и 31 год эксплуатации соответственно на 2017 год).

На шины ПС Волжская коммутируются 2 ВЛ 220 кВ и 8 ВЛ 110 кВ.

Находящееся в эксплуатации с 1979 года оборудование ОРУ 110, 220 кВ ПС 220 кВ Волжская физически и морально устарело, и в силу несоответствия схемы ОРУ 220 кВ современным техническим требованиям (в цепи автотрансформаторов отсутствуют выключатели) является одним из "узких мест" в электрических сетях района.

В объем реконструкции ПС Волжская входит:

установка двух АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый;

КРУЭ 220 кВ по схеме "Четырехугольник" (220-7);

КРУЭ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" (110-9).

Реконструкция ПС 220 кВ Волжская планируется в 2012 - 2020 годах.

ПС 220 кВ Восток, Заря

От ПС 220/10 кВ Восток, Заря осуществляется электроснабжение КС Волжское ЛПУМГ газопроводов Уренгой - Ужгород (2-я ветка) и Уренгой - Помары - Центр (1-я ветка). ОРУ 220 кВ этих ПС не соответствуют современным техническим требованиям в связи с отсутствием в цепях АТ выключателей 220 кВ.

На основании решения Средне-Волжского предприятия магистральных электрических сетей в 2008 году на ПС Заря два трансформатора 220 кВ (Т-1 и Т-2) мощностью по 63 МВА были выведены из работы.

Согласно инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС" на этих ПС намечается реконструкция с заменой ОД и КЗ 220 кВ на элегазовые выключатели.

ПС 220/110/10 кВ Дубники

ПС 220 кВ Дубники осуществляет электроснабжение НПС нефтепровода Сургут - Полоцк (НПС Дубники, Лазарево) и прилежащего района. Автотрансформаторы мощностью 2x63 МВА находятся в эксплуатации 30 лет, в связи с чем подлежат замене.

Инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на данной подстанции намечается реконструкция с заменой двух масляных выключателей 220 кВ в цепях автотрансформаторов и шести масляных выключателей 110 кВ на следующих шести присоединениях: АТ-1, АТ-2, ШСВ, ВЛ 110 кВ Дубники - Сернур, Дубники - Ляждур, Дубники - Новый Торъял на элегазовые выключатели.

ВЛ 220 кВ Помары - Чигашево

Как отмечалось в пункте 4 раздела II, дефицит мощности энергосистемы Республики Марий Эл на перспективу до 2017 года составит около 70 процентов.

Покрытие дефицита Йошкар-Олинского узла осуществляется по двум основным питающим ВЛ 220 кВ: Помары - Чигашево и Чебоксарская ГЭС - Чигашево, трасса которых (55 процентов протяженности) проходит в одном коридоре.

По межсистемной ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 - Чигашево (133,9 км) и системным ВЛ 110 кВ Чигашево - Помъялы - Волжская (112,3 км) и Чигашево - Лесная - Помъялы - Волжская (114,6 км) в нормальном режиме осуществляются незначительные реверсивные перетоки мощности. Перечисленные ВЛ 110 кВ выполнены в основном проводом марки АС-120, пропускная способность которого в зимних условиях составляет 88,6 МВт (503 А).

Из трех ВЛ 110 кВ две - Чигашево - Кокшайск и Чигашево - Помъялы проходят по трассе (55 процентов протяженности) в одном коридоре с ВЛ 220 кВ. ВЛ 110 кВ Чигашево - Помъялы имеет неудовлетворительное состояние, а ВЛ 110 кВ Чигашево - Кокшайск выполнена на железобетонных опорах и находится в удовлетворительном состоянии по техническому освидетельствованию филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья".

В такой ситуации не может быть исключена возможность отключения двух питающих ВЛ 220 кВ, что рассматривалось в данной Программе.

Поскольку от этих ВЛ 220 кВ осуществляется покрытие дефицита мощности большей части энергосистемы Республики Марий Эл (незначительное покрытие от энергосистем Нижегородской, Кировской областей и Республики Татарстан) в режиме их отключения (ремонт одной ВЛ 220 кВ и послеаварийное отключение второй), для возможности выполнения расчета предусматривалось включение ВЛ 110 кВ Лазарево - Лебяжье и Лазарево - Вятские Поляны. При этом уровни напряжения на шинах 110 кВ ПС достигали 90 кВ и ниже.

Анализ полученных результатов свидетельствует о недостаточном количестве связей дефицитного энергоузла с источниками питания. Настоящей Программой ввод ВЛ 220 кВ Помары - Чигашево рекомендован в 2016 - 2020 годах.

ВЛ 220 кВ Дубники - Лебяжье

В настоящее время транзит ВЛ 110 кВ Дубники - Лазарево - Лебяжье - Вятские Поляны разомкнут на ПС 110 кВ Лазарево в направлении ПС 220 кВ Лебяжье и Вятские Поляны в связи с протяженными ВЛ 110 кВ: от ПС 220 кВ Лебяжье - 120 км, от ПС 220 кВ Вятские Поляны - 107 км и невозможностью поддержания нормируемых уровней напряжения.

Уровень напряжения поддерживается на ПС нефтеперекачивающей станции в нормируемых пределах 112,7 кВ. Однако этот факт (разомкнутый режим работы) и питание ПС Лазарево от одного источника (ПС Дубники) снижает надежность и качество электроснабжения ответственных потребителей НПС.

В аварийном режиме отключения питающей ВЛ 220 кВ Чигашево - Дубники возможно снижение напряжения ниже допустимого уровня (96-97 кВ), в режимах наложения аварийного режима с ремонтом ВЛ 110 кВ на участке Данилово - Акашево напряжение на ПС 110 кВ Лазарево снижается до 50 кВ и расчет режима с помощью применяемых средств ЭВМ произвести невозможно. Перевод питания ПС 110 кВ Лазарево на ПС 220 кВ Лебяжье и ПС 220 кВ Вятские Поляны не осуществим в связи с высокими требованиями к надежности электроснабжения НПС.

В связи с изложенным намечается усиление сети, для чего предусматривается строительство ВЛ 220 кВ Дубники - Лебяжье (60 км, из которых 20 км по территории республики, выполненное проводом АС-300, которое было рекомендовано в Корректировке Схемы развития ОЭС Средней Волги до 2020 года (2007 году) и в "Схеме развития ЕЭС и ОЭС России, включая развитие ЕНЭС на напряжение 220 кВ и выше, на перспективу до 2015 года", разработанной ОАО "Проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт по проектированию энергетических систем и электрических сетей "Энергосетьпроект" (2010 год)).

Необходимость строительства ВЛ 220 кВ Дубники - Лебяжье подтверждается расчетами данной Программы.

С присоединением ВЛ 220 кВ Дубники - Лебяжье потребуется дополнительная реконструкция ОРУ 220 кВ ПС Дубники по схеме "Четырехугольник".

Объемы электросетевого строительства на напряжении 220 - 500 кВ на период 2013 - 2017 годов, предлагаемые настоящей Программой, приведены в таблицах N 6.1 и 6.2.

Таблица N 6.1

Название подстанций	Объем	Количество	Основание
ПС 500 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
500/220/10 кВ Помары	Замена выключателей ВВ-500Б на элегазовые	2	ИП ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
	Замена АТ 500/220 кВ мощностью 3x167 МВА на 3x167 МВА	1	рекомендовано программой в связи с возрастной структурой
ПС 220 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
220/110/10 кВ Волжская	КРУЭ 220 кВ по схеме "Четырехугольник"	1	ИП ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
	Замена АТ 220/110 кВ мощностью 2x125 МВА и ЛРТ 2x40 на АТ 2x125 и ЛРТ 2x40	2
	КРУЭ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная система шин"	1
220/10 кВ Восток	Установка элегазовых выключателей 220 кВ в цепях трансформаторов	4	ИП ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
	Замена трансформаторов 220 кВ мощностью по 63 МВА на трансформаторы 63 МВА	4	рекомендовано программой в связи с возрастной структурой
220/110/10 кВ Дубники	Замена масляных выключателей 220 кВ на элегазовые	2	ИП ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые	6
	Замена АТ 220/110 кВ мощностью 63 МВА и ЛРТ мощностью 2x16 на АТ по 63 МВА и ЛРТ 2x16	2	рекомендовано программой в связи с возрастной структурой
	ОРУ 220 кВ по схеме "Четырехугольник"	1	присоединение второй ВЛ 220 кВ на ПС Лебяжье
220/10 кВ Заря	Замена трансформаторов 220 кВ мощностью по 63 МВА на трансформаторы 63 МВА	4	рекомендовано программой в связи с возрастной структурой
	Установка элегазовых выключателей 220 кВ в цепях трансформаторов	4	ИП ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
220/110/10 кВ Чигашево	ОРУ 220 кВ по схеме "Трансформаторы - шины"	1	ИП ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
	АТ 220/110 кВ мощностью 2x200 МВА	2
	ОРУ 110 кВ по схеме "Две рабочие секционированные системы шин"	1
	ЛРТ 10 кВ мощностью 2x40 МВА	2

Таблица N 6.2

Название ВЛ	Марка, сечение	Протяженность по республике, км	Основание
ВЛ 500 кВ (новое строительство)
Помары - Удмуртская	АС-3x400	20	ИП ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
ВЛ 220 кВ (новое строительство)
Участок ВЛ Помары - Чигашево	АС-300	60	рекомендовано программой для обеспечения надежности электроснабжения г. Йошкар-Олы
Участок ВЛ Дубники - Лебяжье	АС-300	20	рекомендовано программой для повышения надежности электроснабжения Чигашевского и Дубниковского энергорайонов
ВЛ 220 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
Участок ВЛ Помары - Зеленодольская	АС-300	12,5	рекомендовано программой в связи с возрастной структурой
Участок ВЛ Помары - Тюрлема	АС-300	21,4	рекомендовано программой в связи с возрастной структурой

6.3. Развитие электрических сетей 110 - 35 кВ

Формирование перспективной схемы электрических сетей 110 - 35 кВ Республики Марий Эл и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:

повышение пропускной способности сети;

повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;

ликвидацию "узких мест" в электрических сетях 110 - 35 кВ.

Действующая сеть 110 кВ энергосистемы выполняет, в основном, функции распределительной сети, в целом соответствует требованиям Правил технической эксплуатации и Правил устройства электроустановок и обеспечивает надежное электроснабжение потребителей. Загрузка ЛЭП в настоящее время не превышает нормируемых значений.

Тем не менее к 2017 году 8,6 процента от общей протяженности ВЛ 110 кВ и 6,6 процента ВЛ 35 кВ будут иметь срок эксплуатации больше 50 лет и подлежат полной или частичной реконструкции и восстановлению с заменой опор и подвеской аналогичного провода или большего сечения.

В период рассматриваемой перспективы настоящей Программой предусматривается дальнейшее развитие сетей 110 - 35 кВ Республики Марий Эл, необходимость которого диктуется условиями обеспечения электроснабжения намечаемых потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в обеспечении надежности их электроснабжения. Осуществить это планируется в первую очередь путем расширения и реконструкции существующих ПС за счет установки вторых трансформаторов на однотрансформаторных подстанциях и замены существующих трансформаторов на более мощные, а также путем сооружения новых ПС и питающих линий электропередачи. Основной объем, предусмотренный Программой электросетевого строительства, приходится на реконструкцию и восстановление ВЛ и ПС 110 - 35 кВ, отработавших нормативные сроки, и по своему техническому состоянию ограниченно пригодных для дальнейшей эксплуатации.

Необходимость строительства новых электросетевых объектов 110 - 35 кВ, а также объемы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из уровня принятых электрических нагрузок и требований к надежности электроснабжения потребителей. Выбор установленной мощности трансформаторов на новых подстанциях 110 - 35 кВ и намечаемых к реконструкции и техническому перевооружению производился по электрическим нагрузкам с учетом намечаемого роста.

В настоящее время загрузка трансформаторов 110 и 35 кВ находится, в основном, в пределах от 10 до 56 процентов, то есть их резервная мощность для присоединения новых потребителей в размере 60 МВт (прирост нагрузки за 6 лет) достаточна, а ввод новых ПС зависит от конкретного месторасположения намечаемых потребителей.

На территории республики с учетом предусмотренного роста нагрузок к наиболее развивающимся относится район г. Йошкар-Олы.

В период до 2017 года для этого района намечается:

1. Сооружение ПС 110/10 кВ Мышино с трансформаторами 2x25 МВА, предназначенной для электроснабжения жилищной застройки западной части г. Йошкар-Олы с заявленной нагрузкой 22 МВт. Питание ПС Мышино намечается осуществить от двух источников питания по следующим двум ВЛ 110 кВ с проводом марки АС-150: Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Мышино и ответвлением от ВЛ 110 кВ Медведево - Краснооктябрьск. Распределительное устройство 110 кВ предусматривается по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (110-4Н)".

2. В связи с ростом нагрузок и необходимостью замены отработавших нормативный срок эксплуатации трансформаторов 35/6 кВ 2x10 МВА (64 и 40 лет), согласно Положению о технической политике в распределительном электросетевом комплексе, осуществить перевод ПС 35/6 кВ Северо-Западная на напряжение 110/10 кВ с трансформаторами мощностью 2x16 МВА. ПС 110 кВ Северо-Западная намечается присоединить к сетям двумя ВЛ 110 кВ: первая - одна из двухцепной существующей ВЛ 35 кВ, выполненной в габаритах 110 кВ, от ПС 110 кВ Кожино после ее перевода на напряжение 110 кВ; другая - вторая цепь этой же ВЛ 35 кВ, выполненной в габаритах 110 кВ, как ответвление от ВЛ 110 кВ Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Заводская в месте пересечения этих ЛЭП. Распределительное устройство 110 кВ ПС 110/10 кВ Северо-Западная предусматривается как два блока с выключателями в цепях трансформаторов и перемычке.

3. Реконструкция ПС 110 кВ Городская с установкой вместо трех существующих трансформаторов 110/35/6 кВ (39, 44 и 52 года в эксплуатации) двух трансформаторов 110/10/10 кВ мощностью по 40 МВА каждый в соответствии с Положением о технической политике в распределительном электросетевом комплексе. Распределительное устройство 110 кВ предусматривается по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (110-4Н)".

4. Замена на ПС Кожино существующих трансформаторов 110/6 кВ, отработавших нормативный срок эксплуатации (41 и 46 лет), на трансформаторы 110/10/10 кВ мощностью по 40 МВА каждый и масляных выключателей марки МКП-110 на элегазовые согласно Положению о технической политике в распределительном электросетевом комплексе.

5. Перевод ПС 110/6 кВ Витаминный с трансформаторами 2x10 МВА (срок эксплуатации 39 лет на 1 января 2012 г.) на напряжение 110/10 кВ с новыми трансформаторами той же мощности, сооружение закрытого распределительного устройства 110 кВ с установкой двух элегазовых выключателей в цепях трансформаторов.

6. Перевод ПС 110/6/6 кВ Заводская с трансформаторами 2x32 МВА (срок эксплуатации 30 и 34 года на 1 января 2012 г.) на напряжение 110/10/10 кВ с новыми трансформаторами мощностью по 40 МВА, сооружение закрытого распредустройства 110 кВ с установкой двух элегазовых выключателей в цепях трансформаторов.

С осуществлением реконструкции ПС, указанных в пунктах 2 - 6 подраздела 6.3, в г. Йошкар-Оле будет введено более прогрессивное для городских электросетей напряжение 10 кВ, повысится надежность электроснабжения города, снизятся потери электроэнергии.

7. Реконструкция ПС 110/6 кВ Студенка с установкой модульной ПС закрытого типа с двумя трансформаторами по 2,5 МВА каждый с РУ 110 кВ по схеме "Мостик с выключателями в цепях трансформаторов" взамен отработавшего нормативный срок трансформатора мощностью 10 МВА 1961 года установки (50 лет в эксплуатации) и сооружение захода ВЛ 110 кВ для присоединения второго трансформатора.

8. Реконструкция ПС 110/10 кВ Красный Мост с сооружением ОРУ 110 кВ по схеме "Две рабочие системы шин" и строительством двухцепного захода ВЛ 110 кВ Медведево - Кундыш на ПС для ликвидации "узкого места" в сети 110 кВ, при этом обеспечивается надежность электроснабжения НПС Кундыш как потребителя 1 категории.

9. В период до 2017 года намечается осуществить перевод на напряжение 110 кВ ПС 35/10 кВ Ленинская, который связан с ростом нагрузок в прилежащем районе. В настоящее время район ПС 35/10 кВ Ленинская получает питание от ПС 110/35/10 кВ Воскресенская энергосистемы Нижегородской области по тупиковой ВЛ 35 кВ Воскресенская - Сысуево протяженностью 48 км. С реализацией заходов этой ВЛ 35 кВ на ПС 35 кВ Марково (2x19,1 км) и ПС Сысуево (2x4 км), предусмотренных Актуализацией Схемы перспективного развития электрических сетей 35 - 500 кВ Нижегородской области на 2007 - 2015 годы с перспективой до 2020 года (далее - Схема), протяженность ВЛ 35 кВ от ПС 110/35/10 кВ Воскресенская до ПС 35 кВ Ленинская составит 94 км. Учитывая изложенное, строительство ВЛ 35 кВ от ПС Юрино и реконструкция ВЛ 35 кВ Ленинская - Сысуево, предусмотренные инвестиционной программой филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья", не обеспечат качественное электроснабжение потребителей рассматриваемого района.

В связи с изложенным и исходя из расположения ПС 35 кВ Ленинская в непосредственной близости к трассе существующей ВЛ 110 кВ Воскресенская - Мелковка данной Схемой рекомендуется осуществить перевод ПС 35/10 кВ Ленинская на 110 кВ с установкой на первом этапе одного трансформатора мощностью 6,3 МВА. Присоединение ПС намечается заходом ВЛ 110 кВ Воскресенская - Мелковка (2х0,2 км) по схеме "Мостик с выключателем в цепи трансформатора и ремонтной перемычкой со стороны трансформатора".

С сооружением ПС 110/35/10 кВ Ленинская реконструкция ВЛ 35 кВ Сысуево - Ленинская перестает являться необходимостью, поскольку данная ВЛ теряет свое назначение в качестве питающей, а строительство второй ВЛ 35 кВ на ПС 35 кВ Юркино от сооружаемой в относительной близости ПС 110 кВ Ленинская обеспечит надлежащее качество электроснабжения потребителей рассматриваемых районов.

Резервное питание потребителей района ПС Ленинская на первом этапе может осуществляться по сети 10 кВ, ПС Юркино - по сети 35 кВ.

10. Для ликвидации "узкого места" в сети 110 кВ предусматривается реконструкция ПС 110/35/10 кВ Данилово с сооружением ОРУ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с заменой существующих трансформаторов 2x10 МВА на трансформаторы той же мощности.

11. Для ликвидации "узкого места" в сети 110 кВ рекомендуется осуществить реконструкцию ПС 110/35/10 кВ Еласы с сооружением ОРУ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с заменой существующих трансформаторов 6,3 и 10 МВА на трансформаторы той же мощности.

В настоящей Программе выполнен анализ варианта создания ВЛ 110 кВ Помъялы - Кокшайск за счет использования участка ВЛ 110 кВ Чигашево - Помъялы и строительства новой ВЛ 110 кВ от ПС Кокшайск до ВЛ 110 кВ Чигашево - Помъялы, предусмотренной инвестиционной программой филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья". Для присоединения этой ВЛ 110 кВ потребуется осуществить реконструкцию ОРУ 110 кВ ПС Кокшайск по схеме "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с установкой дополнительных выключателей. При этом новая ВЛ 110 кВ сооружается не от источника мощности, а от промежуточной ПС 110 кВ Кокшайск, которая присоединяется к Новочебоксарской ТЭЦ-3 ВЛ 110 кВ протяженностью 74,7 км, из которых 44,5 км выполнены проводом марки АС-120 (1962 год) и должны быть заменены на провод АС-185 или АС-240.

В связи с изложенным сооружение ВЛ 110 кВ Помъялы - Кокшайск не рекомендуется.

Электрическая нагрузка электростанций и ПС напряжением 35 кВ и выше энергосистемы Республики Марий Эл за отчетный период (1 января 2012 г.) и на перспективу (2017 год) представлена в приложении N 15 к Программе.

В таблицах N 6.3 - 6.6 приведены объемы электросетевого строительства энергосистемы Республики Марий Эл на напряжении 110 - 35 кВ в период 2012 - 2017 годов.

Таблица N 6.3

Название ПС	Объем	Количество	Основание
1	2	3	4
ПС 110 кВ (новое строительство)
ПС 110/35/10 кВ Ленинская	ОРУ 110 кВ по схеме "Мостик с выключателем в перемычке" с трансформатором 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА		для надежного электроснабжения прилегающего района
ПС 110/10 кВ Мышино	ОРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий", трансформаторы 2x25 МВА		для электроснабжения жилищной застройки Западной части г. Йошкар-Олы
ПС 110/10 кВ Северо-Западная	ОРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий", трансформаторы 2x16 МВА		повышение надежности электроснабжения городских потребителей, величина нагрузки
ПС 110 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
ПС 110/10 кВ Агрегатная	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена Т-2 мощностью 40 МВА на 6,3 МВА	1	возрастная структура
ПС 110/35/10 кВ Аленкино	Замена Т-1 110/35 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/10 кВ 25 МВА	1	величина нагрузки
	Замена Т-2 мощностью 16 МВА на 25 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепи трансформатора	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Акашево	Замена трансформаторов 110/35 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепи трансформатора	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Арбаны	Замена Т-2 мощностью 6,3 МВА на 6,3 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Визимьяры	Замена трансформаторов 6,3+10 МВА на трансформаторы 6,3+10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Виловатово	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/6 кВ Витаминный	Замена трансформаторов 110/6 кВ 10 МВА на 110/10 кВ 10 МВА	2	ликвидация "узких мест", срок эксплуатации
	ЗРУ 110 кВ с установкой элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2
ПС 110/10/6 кВ Городская (г. Волжск)	Замена трансформаторов 40 МВА на трансформаторы 40 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазых# выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/6 кВ Городская (г. Йошкар-Ола)	Замена трансформаторов 110/35/6 кВ 10, 20, 25 МВА на трансформаторы 110/10/10 кВ 40 МВА	2	возрастная структура
	ОРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"	1
ПС 110/35/10 кВ Данилово	ОРУ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная система шин"		обеспечение надежности электроснабжения и современных требований эксплуатации, ликвидация "узких мест"
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в линиях	2
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2
	Замена трансформаторов 10 МВА на трансформаторы 10 МВА	2	возрастная структура
ПС 110/35/10 кВ Еласы	Установка элегазовых выключателей 110 кВ	2	обеспечение надежности электроснабжения и современных требований эксплуатации, ликвидация "узких мест"
	Реконструкция ОРУ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная система шин"	5
	Замена трансформаторов 6,3+10 МВА на трансформаторы 6,3+10 МВА	2	возрастная структура
ПС 110/35/10 кВ Заречная	Замена трансформаторов 110/35/10 кВ 16, 25, 40 МВА на трансформаторы 110/10 кВ 25 МВА	3	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/6 кВ Заводская	Замена трансформаторов 110/6 кВ мощностью 2x32 МВА на трансформаторы 110/10 кВ 40 МВА	2	ликвидация "узких мест"
	ЗРУ 110 кВ с установкой элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2
ПС 110/35/10 кВ Звенигово	Замена трансформаторов 110/35/10 кВ 10 МВА на трансформаторы 110/10 кВ 40 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Илеть	Замена трансформатора 110/35/10 кВ 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ 6,3 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Красный Мост	Реконструкция ОРУ 110 кВ по схеме "Две рабочие системы шин"	8	обеспечение надежности электроснабжения и современных требований эксплуатации, ликвидация "узких мест"
	Установка Т-2 мощностью 2,5 МВА	1
	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 110/10 кВ Кокшайск	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые	2	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
	Установка Т-2 мощностью 6,3 МВА с выключателем	1
	Замена Т-1 мощностью 6,3 МВА на 6,3 МВА	1	возрастная структура
ПС 110/35/6 кВ Кожино	Замена трансформаторов 110/35/6 кВ 31,5 МВА на трансформатор 110/10/10 кВ 40 МВА	2	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе, возрастная структура
	Реконструкция ОРУ 35 кВ на 110 кВ	1
	Замена масляных выключателей МКП-110 кВ на элегазовые	10
ПС 110/10 кВ Косолапово	Замена трансформаторов 2,5 и 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Краснооктябрьск	Замена трансформаторов 6,3+10 МВА на трансформаторы 6,3+10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Козьмодемьянск	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена трансформаторов 16 МВА на трансформаторы 16 МВА	2	возрастная структура
ПС 110/35/10 кВ Кундыш	Замена трансформаторов 25 МВА на трансформаторы 25 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Куженер	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/6 кВ Лесная	Замена Т-1, 2 110/6 кВ 6,3 МВА на трансформаторы 110/10 кВ 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка отдельного шиносоединительного выключателя (ШСВ)	1	обеспечение надежности электроснабжения и современных требований эксплуатации
ПС 110/10 кВ Люльпаны	Замена Т-1 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Луговая	Установка Т-2 мощностью 10 МВА с выключателем	1	обеспечение надежности электроснабжения и современных требований эксплуатации
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
	Замена Т-1 10 МВА	1	возрастная структура.
ПС 110/35/10 кВ Большой Ляждур	Замена трансформатора 6,3 МВА на трансформатор 6,3 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Мари-Турек	Замена трансформатора 10 МВА на трансформатор 10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Мелковка	Замена трансформаторов 16 МВА на трансформаторы 16 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Медведево	Замена трансформатора 10 и 16 МВА на трансформаторы 16 МВА	2	возрастная структура
	Замена выключателей 110 кВ на элегазовые	11	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
ПС 110/35/10 кВ Морки	Замена трансформаторов 10 и 16 МВА на трансформаторы 10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Новый Торъял	Замена трансформаторов 10 МВА на трансформаторы 10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ ОКБ	Замена трансформатора 16 МВА на трансформатор 16 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Оршанка	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена секционного выключателя 110 кВ на элегазовый	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
	Замена Т-1, 2 мощностью 10 и 16 МВА на 10 МВА	2	возрастная структура
ПС 110/10 кВ Параты	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Параньга	Замена Т-1 10 МВА на 10 МВА	1	возрастная структура.
	Замена Т-2 110/35/10 кВ 10 МВА на трансформатор 110/10 кВ 10 МВА	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе, ликвидация "узких мест"
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2
	Установка отдельного ШСВ	1
ПС 110/35/10 кВ Пионерская	Замена Т-1 6,3 МВА на 6,3 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Пижма	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Пемба	Замена трансформаторов 16 МВА на трансформаторы 16 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Помъялы	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
ПС 110/10 кВ Помары	Замена Т-1, 2 мощностью 10 МВА на 10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/6 кВ Сидельниково	Замена трансформатора 110/6 кВ 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ 6,3 МВА	1	возрастная структура
	Установка Т-2 110/10 кВ 6,3 МВА	1	электроснабжение производства пенобетонных блоков
	ОРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
ПС 110/35/10 кВ Советск	Замена Т-1 10 МВА на 16 МВА	1	возрастная структура
	Замена секционного выключателя (СВ) 110 кВ на элегазовый	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
	Замена Т-2 16 МВА на 16 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Сотнур	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Суслонгер	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена СВ 110 кВ на элегазовые	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
	Замена Т-1, 2 мощностью 10 МВА на 10 МВА	2	возрастная структура
ПС 110/35/6 кВ Студенка	Замена трансформатора 110/35/6 кВ 10 МВА на 110/6 кВ 2,5 МВА	1	повышение надежности электроснабжения ответственных потребителей, возрастная структура
	Установка Т-2 2,5 МВА	1
	ЗРУ 110 кВ по схеме "Мостик с выключателями в цепях трансформаторов"	1
ПС 110/35/10 кВ Сернур	Замена масляного выключателя МКП-110 кВ на элегазовый	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена Т-1, 2 мощностью 10 МВА на 10 МВА	2	возрастная структура
ПС 110/35/10 кВ Троицкий Посад	Замена трансформатора 10 МВА на трансформатор 10 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Шелангер	Замена Т-1, 2 мощностью 6,3 и 10 МВА на 16 МВА	2	ликвидация "узких мест", возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2
ПС 110/10 кВ Шиньша	Замена трансформаторов 2,5 и 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Юрино	Замена трансформаторов 6,3+10 МВА на трансформаторы 6,3+10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"

Таблица N 6.4

Название ПС	Объем	Количество	Основание
1	2	3	4
ПС 35 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
ПС 35/10 кВ Абаснур	Замена Т-1, 2 мощностью 1,8 МВА на 2,5 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Голубая	Замена Т-1, 2 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Зеленогорск	Замена Т-1, 2 мощностью 1,6 МВА на 1,6 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Коркатово	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Кадам	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Красногорск	Замена Т-1, 2 мощностью 2,5 МВА на 6,3 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Кленовая Гора	Замена трансформаторов мощностью 1,6 и 2,5 МВА на 1,6 и 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Казанск	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Кукнур	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Лидвуй	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Марисола	Замена Т-1 мощностью 1,6 МВА на 1,6 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Масканур	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Мари-Билямор	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Мариец	Замена Т-1, 2 мощностью 1,8 МВА на 2,5 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Майская	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Малый Кугунур	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Микряково	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Нежнур	Замена Т-1 мощностью 1,0 МВА на 1,0 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Озерки	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	2	возрастная структура
	Установка выключателей 35 кВ в цепях трансформаторов и установка секционного выключателя 35 кВ	3	ликвидация "узких мест"
ПС 35/10 кВ Пахомово	Установка элегазовых выключателей 35 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена Т-1, 2 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Памашъял	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Пектубаево	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Руясола	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Русские Шои	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Силикатный	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Степная	Замена Т-1, 2 мощностью 1,0 МВА на 1,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Синеглазка	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Семейкино	Замена Т-1, 2 мощностью 1,0 МВА на 1,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Три Рутки	Замена Т-1 мощностью 0,16 МВА на 0,16 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Хлебниково	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Филиппсола	Замена Т-1, 2 мощностью 1,6 МВА на 1,6 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Шары	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Шулка	Замена Т-1 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Юркино	Замена Т-1 мощностью 1,6 МВА на 1,6 МВА	1	возрастная структура
	Установка Т-2 мощностью 1,6 МВА с выключателем в цепи трансформатора	1	обеспечение надежности электроснабжения и современных требований эксплуатации

Таблица N 6.5

Название ВЛ	Марка, сечение	Протяженность, км	Основание
ВЛ 110 кВ (новое строительство)
Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Мышино	АС-150	14,0	присоединение ПС 110 кВ Мышино
Ответвление Медведево - Краснооктябрьск на ПС Мышино	АС-150	2,0
2-цепный заход Медведево - Кундыш на ПС Красный Мост	АС-120	1,3	повышение надежности электроснабжения района ПС Красный Мост
Красный Мост Визимьяры	АС-120	20
Заход на ПС Студенка	АС-120	1,3	повышение надежности электроснабжения ответственных потребителей
2-цепный заход на ПС Ленинская	АС-95	0,2	повышение надежности электроснабжения района ПС Ленинская
ВЛ 110 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
Замена провода на ВЛ Чигашево - Данилово-2	АС-120	10,0	для увеличения пропускной способности ВЛ
Чигашево - Помъялы	АС-240	45,1	возрастная структура, неудовлетворительное состояние по техническому освидетельствованию филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
Дубники - Большой Ляждур	АС-120	13,5	реконструкция ВЛ с проводом марки АЖ-120 на провод АС-120
Медведево - Оршанка	АС-120	13,3
Дубники - Лазарево	АС-120	55,0
Звенигово - Помъялы	АС-120	15,3
Арбаны - Краснооктябрьск	АС-120	12,6
Замена провода на Медведево - Краснооктябрьск	АС-150	6,6	присоединение ПС Мышино
Замена провода Прудки - Новый Торъял	АС-120	10,9	реконструкция ВЛ с проводом марки АЖ-120 на провод АС-120
Замена провода Дубники - Новый Торъял	АС-120	18,7

Таблица N 6.6

Название ВЛ	Марка, сечение	Протяженность, км	Основание
ВЛ 35 кВ (новое строительство)
Юркино - Ленинская	АС-70	24,0	повышение надежности электроснабжения сетей 35 кВ Горномарийского района
ВЛ 35 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
Луговая - Абаснур	АС-120	12,0	возрастная структура
Ответвление на ПС Степная	АС-70	6,0
Мариец - Хлебниково	АС-70	15,4
Новый Кинер - Мариец	АС-70	19,7

7. Режимы работы электрических сетей

7.1. Режимы работы существующих сетей 35 кВ и выше

В режиме максимальных нагрузок дня контрольных замеров загрузка основных связей и автотрансформаторов 220/110 кВ находилась в пределах нормируемых.

За отчетный период фактов токовой перегрузки ВЛ и Т 35 кВ и выше в энергосистеме не зафиксировано.

Направление межсистемных перетоков мощности в сети 110 - 220 кВ определялось необходимостью покрытия нагрузок в дефицитных районах операционной зоны Марийского РДУ.

Наиболее дефицитными районами операционной зоны Марийского РДУ в 2011 году являлись: Волжский - дефицит 168 МВт, Центральный - 63 МВт, Дубниковский - 60 МВт, Западный - 40 МВт. Дефицит мощности этих районов покрывался по следующим сечениям:

ОЭС - МаЭС: АТ 1 и 2 ПС Помары, ВЛ 220 кВ Тюрлема - Помары, ВЛ 220 кВ ЧеГЭС - Чигашево, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 - Чигашево;

ТатЭС - МаЭС: ВЛ 500 кВ Киндери - Помары, ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Помары, ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Волжская, ВЛ 110 кВ Новый Кинер - Илеть, ВЛ 110 кВ Новый Кинер - Шиньша;

энергосистема Нижегородской области - МаЭС: Воскресенск - Мелковка;

энергосистема Республики Чувашия - МаЭС: Катраси - Еласы.

В таблице N 7.1 приведены перетоки мощности по ВЛ 220 кВ энергосистемы в зимний максимум 2011 года.

Таблица N 7.1

Наименование ВЛ 220 кВ	Марка провода	при температуре -5°С, А	Загрузка, А	Процент загрузки
Помары - Чигашево	АСО-300	916	130	14
ЧеГЭС - Чигашево	АСО-400	1000	144	14,3
Зеленодольская - Волжская	АСО-300	916	80	9
Помары - Волжская	АСО-300	916	192	21
Чигашево - Дубники	АСО-300	400	94	24
Помары - Зеленодольская	АСО-300	916	154	17

Наиболее загруженными ВЛ 110 кВ были:

Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Медведево - 33,7 МВт;

Чигашево - Кожино - 31,2 МВт;

Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Кожино - 26,8 МВт;

Чигашево - Медведево - 25,1 МВт;

Чигашево - Помъялы - 19,2 МВт;

Еласы - Катраси - 15,9 МВт.

В зимний максимум 2010 года уровни напряжения в опорных пунктах сети 110 кВ энергосистемы составляли 112,4 - 116,9 кВ. Максимальное напряжение 116,9 кВ имело место на шинах 110 кВ Йошкар-Олинская ТЭЦ-2, минимальное напряжение 111,5 кВ - на шинах 110 кВ ПС Морки со стороны ПС 220 кВ Волжская.

В соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем расчетные максимальные потоки мощности должны обеспечиваться в нормальной и послеаварийной схемах при допустимых уровнях напряжения и нормативных запасах устойчивости.

Контроль допустимых перетоков мощности в энергосистеме республики осуществляется в сечениях ТатЭС - МаЭС и ЧЭС - МаЭС.

Состав контролируемых сечений энергосистемы Республики Марий Эл с указанием максимально допустимых перетоков мощности приведен в таблице N 7.2.

Таблица N 7.2

Название сечения	Состав сечения	МДП в зимний период, МВт
ТатЭС - МаЭС	ВЛ 500 кВ Помары - Киндери	920
	ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Помары
	ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Волжская
ЧЭС - МаЭС	ВЛ 500 кВ ЧеГЭС - Помары	1100
	ВЛ 220 кВ Тюрлема - Помары
	ВЛ 220 кВ ЧеГЭС - Чигашево
	ВЛ 110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Кокшайск

Контрольными пунктами по напряжению в операционной зоне Марийского РДУ установлены:

шины 220 кВ ПС 500 кВ Помары;

шины 110 кВ ПС 220 кВ Волжская;

шины 110 кВ ПС 220 кВ Дубники;

шины 110 кВ ПС 220 кВ Чигашево;

шины 110 кВ Йошкар-Олинской ТЭЦ-2.

В таблице N 7.3 приведены значения потоков мощности по контролируемым сечениям для нормальной схемы, которые имеют место при максимально допустимых перетоках на 2017 год по межсистемному сечению ОЭС Центра, ОЭС Средней Волги и ОЭС Урала, сформированных шестью линиями 500 кВ: Чебоксарская ГЭС - Нижегородская, Вешкайма - Осиновка, Вешкайма - Арзамас, Пенза - Тамбов, БАЭС - Трубная и Вятка - Звезда.

Таблица N 7.3

Сечение	Переток мощности, МВт	Контрольные пункты	Напряжение, кВ
Максимально допустимый переток по межсистемному сечению Центр - Восток
МаЭС - ТатЭС:	348	Помары - 220	211,2
ВЛ 500 кВ Помары - Киндери	235
ВЛ 220 кВ Помары - Зеленодольская	92	Волжская - 110	111,6
ВЛ 220 кВ Волжская - Зеленодольская	21
ЧЭС - МаЭС:	1258	Дубники - 110	94,2
ВЛ 500 кВ ЧеГЭС - Помары	947	Чигашево - 110	102,7
ВЛ 220 кВ Тюрлема - Помары	4
ВЛ 220 кВ ЧеГЭС - Чигашево	227	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	104,1
ВЛ 110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Кокшайск	81
Максимально допустимый переток по межсистемному сечению Восток - Центр
ТатЭС - МаЭС:	822	Помары - 220	216,9
ВЛ 500 кВ Киндери - Помары	646
ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Помары	49	Волжская - 110	116,3
ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Волжская	127
МаЭС - ЧЭС:	1171	Дубники - 110	103,2
ВЛ 500 кВ Помары - ЧеГЭС	1203	Чигашево - 110	111,8
ВЛ 220 кВ Помары - Тюрлема	118
ВЛ 220 кВ Чигашево - ЧеГЭС	-99	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	112,3
ВЛ 110 кВ Кокшайск - Новочебоксарская ТЭЦ-3	-51

Анализ предельно допустимых перетоков в контролируемых Марийским РДУ сечениях ТатЭС - МаЭС и ЧЭС - МаЭС проведен для характерного перетока мощности в зимний максимум 2017 года, который идет в направлении ОЭС Центра (то есть имеет место транзит мощности ТатЭС->МаЭС->ЧЭС). Мощность нерегулярных колебаний на 2017 год рассчитана в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем и определена равной: для сечения ТатЭС - МаЭС 35 МВт, для сечения ЧЭС - МаЭС 30 МВт.

В зимний максимум 2017 года предельная пропускная способность составит: по сечению ТатЭС - МаЭС 1244 МВт, по сечению ЧЭС - МаЭС - 1426 МВт.

Максимально допустимый переток (с учетом коэффициента запаса по статической устойчивости и нерегулярных колебаний) на 2017 год в нормальном режиме составит 960 МВт для сечения ТатЭС - МаЭС и 1111 МВт для сечения ЧЭС - МаЭС, в послеаварийных режимах - 560 МВт для сечения ТатЭС - МаЭС и 387 МВт для сечения ЧЭС - МаЭС.

Результаты расчетов предельных и максимально допустимых перетоков мощности по статической апериодической устойчивости по контролируемым сечениям в полной (нормальной) и послеаварийных схемах приведены в таблице N 7.4.

Таблица N 7.4

Сечение	Название режима	Величина предельного и допустимого перетока мощности с учетом КЗ и нерегулярных колебаний, МВт			МДП, МВт
		Рпред	Рдоп (20%)	Рдоп (8%)
ТатЭС - МаЭС	Нормальный режим	1244	960	-	560
	Отключение ВЛ 500 кВ Киндери - Помары	646	-	560
	Отключение ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Помары	964	-	852
	Отключение ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Волжская	843	-	741
МаЭС - ЧЭС	Нормальный режим	1426	1111	-	387 (312*)
	Отключение ВЛ 500 кВ Помары - ЧеГЭС	526	-	487
	Отключение ВЛ 220 кВ Помары - Тюрлема	1060	-	945
	Отключение ВЛ 220 кВ Чигашево - ЧеГЭС	1125	-	1005
	Отключение ВЛ 500 кВ Помары - ЧеГЭС и ВЛ 220 кВ Чигашево - ЧеГЭС	453	-	387
		372*		312*

------------------------------

* С учетом длительно допустимого тока ВЛ 220 кВ Тюрлема - Помары.

При отключении в контролируемом сечении МаЭС - ЧЭС ВЛ 500 кВ Помары - ЧеГЭС и ВЛ 220 кВ Чигашево - ЧеГЭС предел перетока активной мощности по условию статической апериодической устойчивости составляет 453 МВт, однако при этом ВЛ 220 кВ Тюрлема - Помары загружается на 128 прцентов# (1173 А) от длительно допустимого тока данной ВЛ (916 А в зимний период). Перегрузка ВЛ по току не будет допущена, если в рассматриваемой схемно-режимной ситуации величина перетока по сечению МаЭС - ЧЭС составит 372 МВт (ниже допустимого по пределу статической устойчивости на 81 МВт). При таком значении перетока загрузка ВЛ 220 кВ Тюрлема - Помары равна 907 А.

Фактором, ограничивающим переток мощности в сечении ТатЭС - МаЭС при отключении ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Волжская, стало не только достижение предела активной мощности по статической устойчивости (843 МВт), но и уровни напряжения ниже допустимого в контролируемых пунктах: Волжская-110 - 96,7 кВ, Дубники-110 - 91,2 кВ, Чигашево-110 - 92,9 кВ.

Анализ приведенных в таблице N 7.4 расчетов показывает, что наиболее тяжелыми послеаварийными режимами являются:

в сечении ТатЭС - МаЭС - отключение ВЛ 500 кВ Киндери - Помары;

в сечении ЧЭС - МаЭС - двойное отключение ВЛ 500 кВ Помары - ЧеГЭС и ВЛ 220 кВ Чигашево - ЧеГЭС.

8. Токи короткого замыкания

Расчеты выполнялись для выявления ожидаемых уровней токов КЗ на расчетную перспективу с целью использования их при выборе параметров проектируемого оборудования и проверки параметров действующего оборудования, выявления количества и типов выключателей с несоответствующей расчетным токам КЗ отключающей способностью.

Представленные данные соответствуют максимальным уровням токов КЗ, так как выполнены для условий параллельной работы элементов схемы сети напряжением 35 кВ и выше, за исключением секционирования сети, обязательного по условиям режима работы существующей сети. Электростанции учитывались полной установленной мощностью.

Результаты расчетов токов КЗ по энергосистеме Республики Марий Эл приведены в приложении N 6 к Программе. Перечень энергообъектов энергосистемы Республики Марий Эл с типами установленных выключателей 35 кВ и выше и их отключающей способностью представлен в приложении N 7 к Программе.

Максимальные значения токов КЗ в сетях 35 кВ и выше приведены в таблице N 8.1.

Таблица N 8.1

Наименование	Существующие, кА		2017 год, кА
	, кА	, кА	, кА	, кА
Шины 500 кВ
Помары	12,6	11,6	15,5	14,8
Шины 220 кВ
Помары	20,7	23,2	25,3	29,8
Шины 110 кВ
Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	н.д.		16,4	19,6
Чигашево	12,9	14,2	17,3	20,8

Результаты расчетов токов КЗ на расчетный период показали, что отключающая способность выключателей 35 кВ и выше не превышает расчетные значения токов КЗ, кроме существующих выключателей 110 кВ ПС 220 кВ Чигашево, на данной ПС по проекту реконструкции и технического перевооружения предусмотрены элегазовые выключатели с номинальным током отключения 40 кА.

Настоящей Программой предусмотрена замена существующих выключателей на выключатели новых типов на ПС 35 кВ и выше, подлежащих реконструкции и техническому перевооружению. Кроме того, на всех ПС 35 кВ и выше предусмотрена замена ОД и КЗ на вакуумные выключатели. Данный объем работ учтен при определении капиталовложений на реконструкцию и техническое перевооружение подстанций.

9. Объемы строительства электросетевых объектов. Оценка капиталовложений

Показатели объемов электросетевого строительства напряжением 35 - 500 кВ на период до 2017 года по собственникам приведены в таблицах N 9.1 и 9.2.

Сводные показатели объемов электросетевого строительства напряжением 35 - 500 кВ на период до 2017 года представлены в таблицах N 9.3 - 9.4.

Таблица N 9.1

	Наименование	В границах республики, км	Капвложения, млн. рублей в ценах
			2000 года	2011 года
1	2	3	4	5
	Воздушные линии	440,10	908,07	4 967,16
	в том числе: Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
1.	ВЛ 500 кВ	20,00	167,14	914,27
	в том числе: новое строительство	20,00	167,14	914,27
	реконструкция и техническое перевооружение	0,00	0,00	0,00
2.	ВЛ 220 кВ	113,90	296,49	1 621,82
	в том числе: новое строительство	80,00	236,54	1 293,88
	реконструкция и техническое перевооружение	33,90	59,95	327,94
	Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
3.	ВЛ 110 кВ	229,10	336,64	1 841,40
	в том числе новое строительство	37,50	74,75	408,87
	в том числе: Горномарийские ЭС	21,50	30,50	166,85
	Йошкар-Олинские ЭС	16,00	44,25	242,02
	Сернурские ЭС	0,00	0,00	0,00
	реконструкция и техническое перевооружение	191,60	261,89	1 432,53
	в том числе: Горномарийские электрические сети	0,00	0,00	0,00
	Йошкар-Олинские ЭС	95,40	148,25	810,94
	Сернурские ЭС	96,20	113,64	621,59
4.	ВЛ 35 кВ	77,10	107,80	589,67
	в том числе новое строительство	24,00	38,27	209,32
	в том числе: Горномарийские ЭС	24,00	38,27	209,32
	Йошкар-Олинские ЭС	0,00	0,00	0,00
	Сернурские ЭС	0,00	0,00	0,00
	реконструкция и техническое перевооружение	53,10	69,53	380,35
	в том числе: Горномарийские ЭС	0,00	0,00	0,00
	Йошкар-Олинские ЭС	18,00	23,57	128,93
	Сернурские ЭС	35,10	45,96	251,42

Таблица N 9.2

	Наименование	Количество			Капвложения, млн. рублей
		ПС, штук	трансформаторы, штук	МВА	2000 год	2011 год
1	2	3	4	5	6	7
	Подстанции	93,00	163,00	2972,70	3 657,85	20 008,45
	в том числе: Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
1.	ПС 500 кВ	1,00	1,00	501,00	141,10	771,97
	в том числе: новое строительство	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	реконструкция и техническое перевооружение	1,00	1,00	501,00	141,10	771,97
2.	ПС 220 кВ	5,00	13,00	1 080,00	1 274,40	6 970,96
	в том числе: новое строительство	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	реконструкция и техническое перевооружение	5,00	13,00	1 080,00	1 274,40	6 970,96
3.	ПС 110 кВ	54,00	97,00	1 247.70	2 109,20	1 1537,33
3.1.	в том числе: филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	48,00	85,00	950,70	1 754,12	9 595,04
	в том числе новое строительство	2,00	3,00	56,30	95,95	524,86
	в том числе: Горномарийские ЭС	1,00	1,00	6,30	51,78	283,25
	Йошкар-Олинские ЭС	1,00	2,00	50,00	44,17	241,61
	Сернурские ЭС	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	реконструкция и техническое перевооружение	46,00	82,00	894,40	1 658,17	9 070,18
	в том числе: Горномарийские ЭС	9,00	18,00	200,50	417,18	2 281,99
	Йошкар-Олинские ЭС	29,00	50,00	576,10	999,42	5 466,81
	Сернурские ЭС	8,00	14,00	117,80	241,57	1 321,38
3.2.	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	6,00	12,00	297,00	355,08	1 942,29
	в том числе: новое строительство	1,00	2,00	32,00	53,52	292,75
	реконструкция и техническое перевооружение	5,00	10,00	265,0	301,56	1 649,54
4.	ПС 35 кВ	33,00	52,00	144,00	133,15	728,19
4.1.	в том числе: филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	33,00	52,00	144,00	133,15	728,19
	в том числе новое строительство	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	в том числе: Горномарийские ЭС	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	Йошкар-Олинские ЭС	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	Сернурские ЭС	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	реконструкция и техническое перевооружение	33,00	52,00	144,00	133,15	728,19
	в том числе: Горномарийские ЭС	8,00	12,00	28,90	35,22	192,55
	Йошкар-Олинские ЭС	15,00	28,00	78,50	69,45	379,87
	Сернурские ЭС	10,00	12,00	36,60	28,48	155,77

Таблица N 9.3

Напряжение, кВ	Ввод сетевых объектов		Ориентировочные капвложения, млн. рублей
			в ценах 2000 года	в ценах 2011 года
1	2		3	4
ЛЭП (по трассе в границах республики), км
500	20,0		167,14	914,272
220	113,9		296,49	1 621,818
110	229,1		336,64	1 841,396
35	77,1		107,8	589,670
Всего	440,1		908,07	4 967,156
Трансформаторы, штук/МВА
	штук	МВА
500	1	501,0	141,1	771,966
220	13	1 080,0	1 274,4	6 970,963
110	91	1 292,7	2 109,2	1 1537,333
35	52	144,0	132,71	725,927
Всего	163	3 017,7	3 657,85	20 006,189
Установка выключателей, штук
500	6		Капвложения по установке выключателей учтены в ПС, ВЛ
220	27
110	119
35	15
Всего	167

В таблицах N 9.1 - 9.3 учтена мощность трансформаторов, установленных взамен существующих. При реконструкции ПС с заменой трансформаторов в капвложениях учтена стоимость установки новых выключателей.

В соответствии с проводимой "технической политикой" намечается замена на существующих ПС 35 - 220 кВ отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели, стоимость которых учтена при реконструкции ПС.

В таблице N 9.4 представлены намечаемые сводные объемы электросетевого строительства по энергосистеме на период 2012 - 2017 годов.

Объемы электросетевого строительства и капвложения по каждому электросетевому объекту 35 - 500 кВ с разбивкой по собственникам представлены в приложениях N 8 - 14 к Программе.

Таблица N 9.4

Элементы сети	2012-2017 годы
1	2
ВЛ (в границах республики), км	440,1
500 кВ	20,0
в том числе новое строительство	20,0
220 кВ	113,9
в том числе: новое строительство	80,0
реконструкция и техническое перевооружение	33,9
110 кВ	229,1
в том числе: новое строительство	37,5
реконструкция и техническое перевооружение	191,6
35 кВ	77,1
в том числе: новое строительство	24,0
реконструкция и техническое перевооружение	53,1
ПС штук/МВА	93/3 017,7
500 кВ	1/501
в том числе реконструкция и техническое перевооружение	1/501
220 кВ	5/1 080,0
в том числе реконструкция и техническое перевооружение	5/1 080,0
110 кВ	54/1292,7
в том числе: новое строительство	3/88,3
реконструкция и техническое перевооружение	51/1 204,4
35 кВ	33/144,0
в том числе реконструкция и техническое перевооружение	33/144,0

Капвложения в строительство и реконструкцию электросетевых объектов 35 кВ и выше на период 2012 - 2017 годов определены в ценах 2000 года по Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей (Стандарт организации ОАО "Институт "Энергосетьпроект", СО 00.03.03-07, Москва, 2007 год) и переведены в цены 2011 года с К = 5,47 (письмо Минрегиона России от 15 июля 2011 г. N 18769-АП/08).

III. Организация управления Программой, контроль за ходом и оценка эффективности ее реализации

Организационное управление Программой и контроль за ее реализацией осуществляет Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл, которое по итогам года составляет отчет о реализации Программы.

Субъекты электроэнергетики - основные исполнители мероприятий Программы (по согласованию) ежегодно, в срок до 25 января, представляют отчет о ходе ее выполнения в Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл.

Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл при участии системного оператора филиал ОАО "СО ЕЭС" Марийское РДУ (по согласованию) осуществляет мониторинг и ежегодно, в срок до 1 мая, представляет в Правительство Республики Марий Эл информацию о ходе выполнения Программы.

Реализация программных мероприятий позволит обеспечить снижение потерь электроэнергии в сетях за счет снижения издержек при транспортировке электроэнергии путем оптимизации схем электроснабжения, снижение недоотпуска и перерывов в электроснабжении, ликвидацию "узких" мест энергосистемы, надежное и качественное электроснабжение потребителей.

IV. Схема перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл

Схема перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2013 - 2017 годы представлена в приложении N 16 к Программе.

Примечание: АВР - автоматическое включение резерва;

АПВ - автоматическое повторное включение;

АСКУЭ - автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии;

АТ - автотрансформатор;

БАЭС - Балаковская атомная электростанция;

ВЛ - воздушная линия;

Гкал - гигакаллория#;

ГмЭС - Горномарийские электрические сети;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ЕЭС - единая энергетическая система;

ЕНЭС - единая национальная энергетическая система;

ЗАО - закрытое акционерное общество;

ЗРУ - закрытое распределительное устройство;

ЙЭС - Йошкар-Олинские электрические сети;

кА - килоампер;

кВ - киловольт;

кВт - киловатт;

кВт.ч - киловатт-час;

КЗ - короткое замыкание;

КРУЭ - комплектное распределительное устройство с элегазовыми выключателями;

КС - компрессорная станция;

КСА - командно-сигнальные аппараты;

КСЗ - комплект ступенчатых защит;

ЛПУМГ - линейно-производственное управление магистральных газопроводов;

ЛЭП - линия электропередачи;

МаЭС - марийская энергосистема;

МВА - мегавольтампер;

МВАр - мегавольтампер реактивные;

МВт - мегаватт;

МДП - максимально допустимые перетоки;

МРСК - межрегиональная распределительная сетевая компания;

МУП - муниципальное унитарное предприятие;

МЦБК - Марийский целлюлозно-бумажный комбинат;

МЭС - магистральные электрические сети;

НПС - нефтеперекачивающая станция;

НТП ПС - нормы технологического проектирования подстанций;

ОАО - открытое акционерное общество;

ООО - общество с ограниченной ответственностью;

ОД - отделитель;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ОРЭ - оптовый рынок электроэнергии;

ОЭС - объединенная энергосистема;

ПА - противоаварийная автоматика;

ПМЭС - предприятие магистральных электрических сетей;

ПО - производственное отделение;

ПС - подстанция;

ПТЭ - правила технической эксплуатации;

ПУЭ - правила устройства электроустановок;

РД - рабочая документация;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

РЗА - релейная защита и автоматика;

РП - распределительный пункт;

РПН - регулирование напряжения под нагрузкой;

РУ - распределительное устройство;

РЭС - районные электрические сети;

САОН - система автоматического ограничения нагрузки;

СВ - секционный выключатель;

СШ - система шин;

СЭС - Сернурские электрические сети;

Т - трансформатор;

Т - турбогенератор;

ТП - трансформаторная подстанция;

ТГК - территориальная генерирующая компания;

ТН - трансформатор напряжения;

ТТ - трансформатор тока;

ТУ - технические условия;

т.у.т. - тонна условного топлива;

ТЭР - топливные энергетические ресурсы

ТатЭС - татарская энергосистема;

ТЭС - тепловая электрическая станция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

ФСК - федеральная сетевая компания;

ЧЭС - чувашская энергосистема;

ШР - шинный разъединитель;

ШСВ - шиносоединительный выключатель;

ЭС - электрические сети;

ЭЭ - электрическая энергия.

Приложение N 1

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Перечень
ВЛ 110 - 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" по возрастной структуре

Диспетчерское наименование ВЛ и отпаек	Год ввода	Срок эксплуатации на 01.01.2012	Провод		На двухцепных опорах, км				На одноцепных опорах, км				По трассе, км	По цепям, км	Балансовая принадлежность
			марка, сечение	протяженность, км	металл		ж/б		металл	ж/б	дерево на ж/б приставке	дерево
					по трассе	по цепям	по трассе	по цепям
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
ВЛ 110 кВ
Медведево - Кундыш	1981	30	АС-120	66,80			31,00	31,00		35,80			66,80	66,80	ГмЭС
Медведево - Красный Мост	1974	37	АС-70 АС-120	37,10 6,65			1,30	7,95		35,80			37,10 6,60	43,75	ГмЭС
Отпайка на ПС Кундыш	1981	30	АС-120	24,35			0,00	24,35					24,35	24,35
Катраси - Еласы I, II, участок ПС Еласы - опора 98	1977	34	АС-95	38,60			19,30	38,60					19,30	38,60	ГмЭС
Отпайка на ПС Виловатово	1981	30	АС-95	3,20			1,60	3,20					1,60	3,20
Еласы - Козьмодемьянск I	1972	39	АС-95	22,40						22,40			22,40	22,40	ГмЭС
Отпайка на ПС Троицкий Посад I, II	1972	39	АС-95	5,00			2,50	5,00					2,50	5,00
Еласы - Козьмодемьянск II	1979	32	АС-95	22,40						22,40			22,40	22,40	ГмЭС
Воскресенск - Мелковка, участок ПС Мелковка - опора 160	1976	35	АС-95	30,00			2,90	2,90		27,10			30,00	30,00	ГмЭС
Мелковка - Юрино	1976	35	АС-95	22,90				2,90		20,00			20,00	22,90	ГмЭС
Юрино - Макарьево до опоры 251	1981	30	АС-120	26,00						26,00			26,00	26,00	ГмЭС
Чигашево - Кокшайск	1964	47	АС-240 АС-120 АС-185	2,80 47,50 3,50	0,80	0,80	5,50	5,50	3,00	44,50			53,80	53,80	ЙЭС
Отпайка на ПС Студенка	1973	38	АС-120	2,60	0,20	0,40	1,10	2,20					1,30	2,60	ЙЭС
Чигашево - Помъялы	1959	52	АС-120 АС-240	47,90 19,70	0,10	1,00	0,80	2,70	1,80	27,54+5,6		28,96	64,80	67,60	ЙЭС
Чигашево - Кожино	1970	41	АС-240	5,20	2,80	2,80	2,40	2,40					5,20	5,20	ЙЭС
Чигашево - Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 (II цепь)	1970	41	АС-240	3,40		2,20		1,20					0,00	3,40	ЙЭС
Еласы - Козьмодемьянск I	1972	39	АС-95	22,40						22,40			22,40	22,40	ГмЭС
Отпайка на ПС Троицкий Посад I, II	1972	39	АС-95	5,00			2,50	5,00					2,50	5,00
Еласы - Козьмодемьянск II	1979	32	АС-95	22,40						22,40			22,40	22,40	ГмЭС
Воскресенск - Мелковка, участок ПС Мелковка - опора 160	1976	35	АС-95	30,00			2,90	2,90		27,10			30,00	30,00	ГмЭС
Мелковка - Юрино	1976	35	АС-95	22,90				2,90		20,00			20,00	22,90	ГмЭС
Юрино - Макарьево до опоры 251	1981	30	АС-120	26,00						26,00			26,00	26,00	ГмЭС
Чигашево - Кокшайск	1964	47	АС-240 АС-120 АС-185	2,80 47,50 3,50	0,80	0,80	5,50	5,50	3,00	44,50			53,80	53,80	ЙЭС
Отпайка на ПС Студенка	1973	38	АС-120	2,60	0,20	0,40	1,10	2,20					1,30	2,60	ЙЭС
Чигашево - Помъялы	1959	52	АС-120 АС-240	47,90 19,70	0,10	1,00	0,80	2,70	1,80	27,54 + 5,6		28,96	64,80	67,60	ЙЭС
Чигашево - Кожино	1970	41	АС-240	5,20	2,80	2,80	2,40	2,40					5,20	5,20	ЙЭС
Чигашево - Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 (II цепь)	1970	41	АС-240	3,40		2,20		1,20					0,00	3,40	ЙЭС
Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Кожино	1970	41	АС-240	1,90		0,70		1,20					0,00	1,90	ЙЭС
Чигашево - Заводская	1976	35	АС-150	7,30	3,70	3,70	3,60	3,60					7,30	7,30	ЙЭС
Отпайка на ПС ОКБ	1981	30	АС-120	1,00	0,50	0,50	0,50	0,50					1,00	1,00
Отпайка на ПС Аленкино	1991	20	АС-95	2,00	0,20	0,20	1,80	1,80					2,00	2,00
Чигашево - Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 (I цепь)	1976	35	АС-150	4,40	0,20	0,80		3,60					0,20	4,40	ЙЭС
Отпайка на ПС ОКБ	1981	30	АС-120	1,00		0,50		0,50						1,00
Отпайка на ПС Аленкино	1991	20	АС-95	2,00		0,20		1,80						2,00
Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Заводская	1976	35	АС-150	3,30		0,40		2,90						3,30	ЙЭС
Чигашево - Медведево	1973	38	АС-120	12,60	2,70	2,70	9,90	9,90					12,60	12,60	ЙЭС
Чигашево - Йошкар-Олинская ТЭЦ (III цепь)	1973	38	АС-120	3,90	0,40	1,10	1,80	2,80					2,20	3,90	ЙЭС
Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Медведево	1973	38	АС-120	10,00		1,80		11,30					13,10	13,10	ЙЭС
			АС-240	0,90
			АС-185	2,20
Чигашево - Данилово I	1984	27	АС-150 АС-120	2,05 11,8	0,55	0,55			2,40	10,90			13,85	13,85	ЙЭС
Отпайка на ПС Витаминный	1969	42	АС-150	0,45	0,45	0,45							0,45	0,45
Отпайка на ПС Заречная	1976	35	АС-120	2,6	1,70	1,70	0,90	0,90					2,60	2,60
Чигашево - Данилово II	1969	42	АС-150	0,55		0,55			2,40	10,60			13,00	13,55	ЙЭС
			АС-95	0,3
			АС-120	2,7
			АС-70	7,8
			АС-120	2,2
Чигашево - Данилово II	1969	42	АС-150	0,55		0,55			2,40	10,60			13,00	13,55	ЙЭС
			АС-95	0,3
			АС-120	2,7
			АС-70	7,8
			АС-120	2,2
Отпайка на ПС Витаминный	1969	42	АС-150	0,45		0,45							0,45	0,45	ЙЭС
Отпайка на ПС Заречная	1976	35	АС-150	2,6		1,70		0,90					2,60	2,60	ЙЭС
Данилово - Акашево	1975	36	АС-120	17,90	0,60	0,60	3,80	3,80	0,30	13,20			17,90	17,90	ЙЭС
Акашево - Советск	1975	36	АС-120	17,70	0,10	0,10		0,30	0,20	17,10			17,40	17,70	ЙЭС
Чигашево - Лесная	1986	25	АС-120	11,80	0,22	0,22			3,00	8,58			11,80	11,80	ЙЭС
Лесная - Луговая	1985	26	АС-120	27,20	2,10	4,20	11,50	23,00					13,60	27,20	ЙЭС
Лесная - Пемба	1983	28	АС-120	8,70	0,50	0,50	0,20	0,20	0,20	7,80			8,70	8,70	ЙЭС
Суслонгер - Пемба	1983	28	АС-120	28,40	0,40	1,00	1,60	1,70	0,20	25,50			27,70	28,40	ЙЭС
Медведево - Оршанка	1972	39	АС-95	33,30					2,00	31,30			33,30	33,30	ЙЭС
Оршанка - Табашино	1997	14	АС-120	3,35	0,20	0,20	3,15	3,15					3,35 9,15	3,35 9,15	ЙЭС Яранские ЭС
			АЖ-120	9,15
Табашино - Прудки	1997	14	АС-120	3,35		0,20		3,15						3,35 13,35	ЙЭС Яранские ЭС
			АЖ-120	13,35
Медведево - Люльпаны	1973	38	АС-120	28,75	0,35	0,35	0,40	0,40	1,50	26,50			28,75	28,75	ЙЭС
Отпайка на ПС Арбаны	1983	28	АС-120	1,00						1,00			1,00	1,00	ЙЭС
Люльпаны - Пижма	1973	38	АС-120	14,45	0,40	0,60	5,20	5,75	0,10	8,00			13,70	14,45	ЙЭС
Пижма - Санчурск	1973	38	АС-120	19,60		0,80		4,80	0,40	13,60			14,00	19,60	ЙЭС
Медведево - Краснооктябрьск	1974	37	АС-70	6,60					1,30	5,30			6,60	6,60	ЙЭС
Арбаны - Краснооктябрьск	1983	28	АЖ-120	12,60					0,90	11,70			12,60	12,60	ЙЭС
Волжская - Помъялы	1959	52	АС-185	7,50	0,10	0,10	7,40	7,40					7,50	29,60	ЙЭС
	2007	4	АС-150	22,10					2,00	20,10			22,10
Отпайка на ПС Помары	1972	39	АС-185	4,80	0,90	0,90	3,90	3,90					4,80	4,80
Волжская - Параты	1983	28	АпС-120	20,00	2,00	2,00	18,00	18,00					20,00	20,00	ЙЭС
Отпайка на ПС Помары	1972	39	АС-185	4,80		0,90		3,90					0,00	4,80
Волжская - Сотнур	1985	26	АпС-120	20,00		2,00		18,00	0,40	22,40			22,80	42,80	ЙЭС
			АЖ-120	22,80
Отпайка на ПС Параты	1985	26	АС-120	0,10		0,10								0,10
Волжская - Городская I	1974	37	АС-185	8,14	3,30	3,30	4,30	4,30	0,10	0,44			8,14	8,14	ЙЭС
Волжская - Городская II	1974	37	АС-185	8,10		3,30		4,30	0,50				0,50	8,10	ЙЭС
Волжская - Агрегатная I	1980	31	АС-120	2,40	0,60	0,60	1,80	1,80					2,40	2,40	ЙЭС
Волжская - Агрегатная II	1980	31	АС-120	2,40		0,60		1,80					0,00	2,40	ЙЭС
Волжская - Пионерская	1993	18	АС-120	17,40		0,10		7,40	1,00	8,90			9,90	17,40	ЙЭС
Звенигово - Пионерская	1994	17	АС-120	12,00					3,30	8,70			12,00	12,00	ЙЭС
Помъялы - Звенигово	1982	29	АЖ-120	15,30	0,10	0,30		0,70		14,30			14,40	15,30	ЙЭС
Помъялы - Шелангер	1972	39	АС-120	3,90	0,90	0,90	3,00	3,00					3,90	21,80	ЙЭС
	2008	3	АС-120	17,90					1,30	16,60			17,90
Шелангер - Суслонгер	1972	39	АС-120	3,90	0,40	1,30	1,30	4,30		8,70			3,90	14,30	ЙЭС
	2008	3	АС-120	10,40									10,40
Новый Кинер - Шиньша	1990	21	АпС-120	27,10					2,00	25,10			27,10	27,10	ЙЭС
Шиньша - Морки	1990	21	АпС-120	28,00					0,40	27,60			28,00	28,00	ЙЭС
Морки - Сотнур	1988	23	АС-120	40,00	1,10	1,10	12,70	12,70	0,10	26,10			40,00	40,00	ЙЭС
Чигашево - Чуваш Отары (перемычка)	1981	30	АпС-400	19,70					0,20	19,50			19,70	19,70	ЙЭС
Советск - Куженер	1974	37	АС-120	30,90					1,40	29,50			30,90	30,90	СЭС
Сернур - Куженер	1974	37	АС-120	23,40					2,00	21,40			23,40	23,40	СЭС
Дубники - Сернур	1981	30	АС-120	8,35					1,46	6,89			8,35	8,35	СЭС
Параньга - Большой Ляждур	1993	18	АС-120	13,50					0,50	13,00			13,50	13,50	СЭС
Дубники - Большой Ляждур	1974	37	АЖ-120	23,75					0,10	13,40			13,50	23,75	СЭС
Илеть - Параньга	1982	29	АС-185	18,90	0,80	1,60	1,20	2,40	2,00	14,90			13,50	18,90	СЭС
Новый Кинер - Илеть	2002	98	АС-185	24,70					2,06	22,64			24,70	24,70	СЭС
Параньга - Мари-Турек	1999	12	АС-95	16,97					1,04	15,93			16,97	16,97	СЭС
Мари-Турек - Косолапово	1993	18	АС-95	15,30					0,20	4,90			5,10	5,10	СЭС
Дубники - Лазарево I, II	1979	32	АС-120, АЖ-120	159,40	3,50	7,00	76,20	152,40					79,70	159,40	СЭС
Дубники - Лазарево II цепь, отпайка на ПС Косолапово	1993	18	АС-120	10,20	1,20	2,40	9,00	18,00					10,20	20,40	СЭС
Дубники - Новый Торъял	1981	30	АЖ-120	17,70					0,20	27,50			27,70	27,70	СЭС
			АС-120	10,00
Прудки - Новый Торъял, отпайка ПС Прудки до опоры 110	1981	30	АЖ-120	21,50										28,20	Яранские ЭС
			АС-120	6,70
Отпайка опоры 110 до ПС Новый Торъял	1981	30	АС-120 АЖ-120	12,00 10,90					0,30	22,60			22,90	22,90	СЭС
Итого по ВЛ 110 кВ				1494,31
в том числе:
41-50 лет				68,25
свыше 50 лет				75,10
ВЛ 35 кВ
Визимьяры - Озерки I с отпайкой на Майский, Три Рутки	1980	31	АС-70	49,70			34,50	34,50		15,20			49,70	49,70	ГмЭС
Отпайка на ПС Майская	1982	29	АС-70	34,43						34,43			34,43	34,43
Майская - Нежнур	1982	29	АС-50	18,24						18,24			18,24	18,24	ГмЭС
Визимьяры - Озерки II	1980	31	АС-70	49,70				34,50		15,20			15,20	49,70	ГмЭС
Еласы - Микряково	1979	32	АС-95	16,60			1,20	1,20		15,40			16,60	16,60	ГмЭС
Микряково - НИРФИ	1979	32	АС-95	17,44			2,30	3,50		13,94			16,24	17,44	ГмЭС
Еласы - НИРФИ	1987	24	АС-95	24,55				2,4		22,15			22,15	24,55	ГмЭС
Сысуево - Ленинская, участок ПС Ленинская - опора 83	1967	44	АС-70	9,10								9,1	9,1	9,1	ГмЭС
Кундыш - Килемары I, II	1987	24	АС-70	14,28			7,14	14,28					7,14	14,28	ГмЭС
Озерки - Юркино	1989	22	АС-50	24,83						24,83			24,83	24,83	ГмЭС
Троицкий Посад - Лидвуй	1992	19	АС-70	11,50						11,5			11,5	11,5	ГмЭС
Оршанка - Шулка	1988	23	АС-50	18,30	1,60	1,60	5,00	5,00	0,30	11,40			18,30	18,30	ЙЭС
Шулка - Пектубаево	1963	48	АС-50	18,20	0,20	0,20			0,20	17,60			18,20	18,20	ЙЭС
Оршанка - Малый Кугунур	1984	27	АС-95	7,00					0,40	6,60			7,00	7,00	ЙЭС
Данилово - Воскресенск	1970	41	АС-70	28,10					1,60	26,50			28,10	28,10	ЙЭС
Воскресенск - Кадам	1975	36	АС-70	15,40					0,60	14,80			15,40	15,40	ЙЭС
Кадам - Пектубаево	1975	36	АС-70	12,60		0,20			1,10	11,30			12,40	12,60	ЙЭС
Синеглазка - Воскресенск	1970	41	АС-70	18,00	0,50	0,50	1,90	1,90	0,50	15,10			18,00	18,00	ЙЭС
Советск - Синеглазка	1970	41	АС-70	4,60		0,50		1,90	0,20	2,00			2,20	4,60	ЙЭС
Советск - Семейкино	1970	41	АС-70	13,00	1,00	1,00	5,00	5,00	0,60	6,40			13,00	13,00	ЙЭС
Семейкино - Степная	1968	43	АС-70	30,90		1,00		5,00	3,50	21,40			24,90	30,90	ЙЭС
Отпайка на ПС Голубая	1968	43	АС-70	3,00					1,00	2,00			3,00	3,00
Луговая - Пахомово	1985	26	АС-70	9,90					0,40	9,50			9,90	9,90	ЙЭС
Луговая - Голубая	1963	48	АС-70	20,90		12,00			0,10	8,80			8,90	20,90	ЙЭС
Отпайка на ПС Абаснур	1963	48	АС-70	0,40		0,40							0,40	0,40	ЙЭС
	2005	6	АС-150	0,20		0,20							0,20	0,20
Луговая - Абаснур	1963	48	АС-120	12,00	12,00	12,00							12,00	12,00	ЙЭС
Отпайка на ПС Степная	2005	6	АС-150	0,20	0,20	0,20							0,20	6,00
	1963	48	АС-70	5,80					0,80	5,00			5,80
Суслонгер - Силикатный II	1986	25	АС-70	7,50	1,60	1,60	5,90	5,90					7,50	7,50	ЙЭС
Суслонгер - Силикатный I	1986	25	АС-70	7,50		1,60		5,90					0,00	7,50	ЙЭС
Суслонгер - ООО "МЗХО Калинка" (Мочалище)	1962	49	АС-120 АС-50	2,20 7,00		0,40		1,60		7,20			7,20	9,20	ЙЭС
Суслонгер - Кленовая Гора	2007	4	АС-70	33,50	2,80	3,30	11,30	12,50	2,20	15,50			31,80	33,50	ЙЭС
Отпайка на ПС Красногорск	1970	41	АС-95	0,90	0,10	0,10	0,80	0,80					0,90	0,90
Отпайка на ПС КАФ	2002	9	АС-70	2,74	1,20	1,20	1,54	1,54					2,74	2,74
Шелангер - Кленовая Гора	1978	33	АС-120 АСУ-70	9,20 10,50		2,00		8,50	0,40	8,80			9,20 10,50	19,70	ЙЭС
Отпайка на ПС КАФ	2002	9	АС-70	2,74	1,20	1,20	1,54	1,54					2,74	2,74
Отпайка на ПС Красногорск	2004	7	АС-95	3,03		1,40		1,63					0,00	3,03
Шелангер - Филиппсола	1979	32	АС-70	17,3					0,45	16,85			17,30	17,30	ЙЭС
Морки - Зеленогорск	1975	36	АС-70	17,70	1,00	1,00	2,00	2,00	0,60	14,10			17,70	17,70	ЙЭС
Морки - Коркатово	1975	36	АС-70	20,80		1,00		2,00		17,80			17,80	20,80	ЙЭС
Морки - КС21-1	1989	22	АС-70	6,00	1,40	1,40	4,60	4,60					6,00	6,00	ЙЭС
Морки - КС21-2	1989	22	АС-70	6,00	1,40	1,40	4,60	4,60					6,00	6,00	ЙЭС
Сотнур - Красный Стекловар	1988	23	АС-70	15,80		1,10		12,70	0,50	1,50			2,00	15,80	ЙЭС
Суслонгер - Помары (не в работе, бывшая П-500 - Мочалище в габаритах 220 кВ)	1992	19	АС-300	25,90					3,10	22,80			25,90	25,90	ЙЭС
Данилово - Якимово (не в работе)	1975	36	АС-70	4,10		0,80		3,30						4,10	ЙЭС
Оршанка - Созинская (не в работе)	1988	23	АС-95	6,60		1,60		5,00						6,60	ЙЭС
Сернур - Марисола	1971	40	АС-70 АС-50	6,00 7,20					0,20	13,00			13,20	13,20	СЭС
Марисола - Казанск	1965	46	АС-50	13,60						13,60			13,60	13,60	СЭС
Казанск - Кукнур	1989	22	АС-70	11,30					1,20	10,10			11,30	11,30	СЭС
Параньга - Русские Шои	1985	23	АС-70	17,20					0,50	16,70			17,20	19,20	СЭС
Новый Торъял - Пектубаево	1970	41	АС-70 АС-50	8,60 17,00					4,30	21,30			25,60	25,60	СЭС
Сернур - Памашъял	1971	40	АС-70	24,10	1,00	2,00	7,20	14,40	0,20	7,50			15,90	24,10	СЭС
Памашъял - Семейкино	1970	41	АС-70	43,10	1,00	2,00	2,50	5,00	3,30	32,80			39,60	43,10	СЭС
Отпайка на ПС Токтарсола	1981	30	АС-70	13,60						13,60			13,60	13,60
Мариец - Хлебниково	1967	44	АС-50	15,40	0,20	0,40	0,40	0,80		14,20			14,80	15,40	СЭС
Отпайка на ПС Карлыган	1997	14	АС-70	10,20					0,30	9,90			10,20	10,20
Новый Кинер - Мариец	1967	44	АС-50	19,70					0,70	19,00			19,70	19,70	СЭС
Хлебниково - Мари-Билямор	1982	29	АС-50	28,80	0,90	1,80	2,20	4,40		22,60			25,70	28,80	СЭС
Мари-Турек - Мари-Билямор	1981	30	АС-50	21,30					2,45	18,85			21,30	21,30	СЭС
Новый Торъял - Масканур I, II	1989	22	АС-70	22,80	1,50	3,00	9,90	19,80					21,30	22,80	СЭС
Большой Ляждур - Юледур	1992	19	АС-70	14,60					1,00	13,60			11,40	14,60	СЭС
Юледур - Русские Шои	1992	19	АС-70	13,50					0,85	12,65			14,60	13,50	СЭС
Итого по ВЛ 35 кВ				1003,88
в том числе:
41 - 50 лет				158,20
свыше 50 лет				-

Приложение N 2

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Перечень
ПС 110 - 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" по возрастной структуре

	Название ПС	Трансформатор	Количество и мощность трансформаторов, штук/МВА	Год выпуска трансформатора	Возрастная структура трансформатора на 01.01.2012	Нагрузка на 01.012012, МВт
1	2	3	4	5	6	7
1.	Горномарийские ЭС (ГмЭС)
1.1.	ПС 110 кВ
1.1.1.	110/35/10 кВ Визимьяры	С1T	1x6,3	1974	37	1,5
		С2T	1x10	1984	27
1.1.2.	110/10 кВ Виловатово	С1T	1x6,3	1979	32	1,7
		С2T	1x6,3	1990	21
1.1.3.	110/35/10 кВ Еласы	С1T	1x6,3	1964	47	1,0
		С2T	1x10	1979	32
1.1.4.	110/10 кВ Козьмодемьянск	С1T	1x16	1980	31	9
		С2T	1x16	1990	21
1.1.5.	110/10 кВ Красный Мост	С1T	1x2,5	1973	38	0,4
1.1.6.	110/35/10 кВ Кундыш	С1T	1x25	1980	31	11,3
		С2T	1x25	1980	31
1.1.7.	110/10 кВ Мелковка	С1T	1x16	1980	31	13,1
		С2T	1x16	1980	31
1.1.8.	110/35/10 кВ Троицкий Посад	С2T	1x10	1978	33	1,3
1.1.9.	110/10 кВ Юрино	С1T	1x10	1975	36	2,3
		С2T	1x6,3	1978	33
	Всего ПС 110 кВ ГмЭС, штук		9
	Всего трансформаторов по ПС 110 кВ ГмЭС, штук/МВА		16/188,0
	в том числе:
	Мощностью 2,5 МВА		1/2,5
	свыше 25 лет		1/2,5
	Мощностью 6,3 МВА		5/31,5
	16 - 25 лет		1/6,3
	свыше 25 лет		4/25,2
	Мощностью 10 МВА		4/40,0
	свыше 25 лет		4/40,0
	Мощностью 16 МВА		4/64,0
	16 - 25 лет		1/16,0
	свыше 25 лет		3/48,0
	Мощностью 25 МВА		2/50,0
	свыше 25 лет		2/50,0
1.2.	ПС 35 кВ
1.2.1.	35/10 кВ Килемары	С1Т	1x4	1992	19	2,3
		С2Т	1x4	1992	19
1.2.2.	35/10 кВ Ленинская	С1Т	1x2,5	1965	46	-
1.2.3.	35/10 кВ Лидвуй	С2Т	1x2,5	1964	47	0,7
1.2.4.	35/10 кВ Майская	С1Т	1x2,5	1952	59	0,05
1.2.5.	35/10 кВ Микряково	С1Т	1x4	1986	25	1,4
		С2Т	1x4	1989	22
1.2.6.	35/10 кВ Нежнур	С1Т	1x1	1985	26	0,1
1.2.7.	35/10 кВ Озерки	С1Т	1x4	1967	44	0,7
		С2Т	1x4	1984	27
1.2.8.	35/0,4 кВ Три Рутки	С1Т	1x0,16	-	-	0,04
1.2.9.	35/10 кВ Шары	С1Т	1x2,5	1976	35	0
1.2.10.	35/10 кВ Юркино	С1Т	1x1,6	1987	24	0,4
	Всего ПС 35 кВ ГмЭС, штук		10
	Всего трансформаторов по ПС 35 кВ ГмЭС, штук/МВА		13/36,76
	в том числе:
	Мощностью 0,16 МВА		1/0,16
	Нет данных по годам		1/0,16
	Мощностью 1 МВА		1/1,0
	16 - 25 лет		1/1,0
	Мощностью 1,6 МВА		1/1,6
	16 - 25 лет		1/1,6
	Мощностью 2,5 МВА		4/10,0
	свыше 25 лет		4/10,0
	Мощностью 4 МВА		6/24,0
	16 - 25 лет		4/16,0
	свыше 25 лет		2/8,0
2.	Йошкар-Олинские ЭС (ЙЭС)
2.1.	ПС 110 кВ
2.1.1.	110/10 кВ Агрегатная	С1Т	1x40	1975	36	3,4
		С2Т	1x6,3	1993	18
2.1.2.	110/10 кВ Акашево	С1Т	1x6,3	1976	35	2,5
		С2Т	1x6,3	1984	27
2.1.3.	110/10 кВ Аленкино	С1Т	1x10	1981	30	10
		С2Т	1x16	1988	23
2.1.4.	110/10 кВ Арбаны	С2Т	1x6,3	1982	28	0,4
2.1.5.	110/10/6 кВ Городская	С1Т	1x40	1973	38	18,1
		С2Т	1x40	1973	38
2.1.6.	110/35/10 кВ Данилово	С1Т	1x10	1968	43	7,4
		С2Т	1x10	1974	37
2.1.7.	110/10 кВ Заречная	С1Т	1x16	1989	22	28,4
		С2Т	1x25	1984	27
		С3Т	1x40	1977	34
2.1.8.	110/0 кВ Звенигово	С1Т	1x10	1981	30	6,8
		С2Т	1x10	1987	24
2.1.9.	110/10 кВ Кокшайск	С1Т	1x6,3	1982	29	1,8
2.1.10.	110/10 кВ Краснооктябрьск	С1Т	1x10	1990	21	4,3
		С2Т	1x6,3	1979	32
2.1.11.	110/6 кВ Лесная	С1Т	1x6,3	1984	27	2,7
		С2Т	1x6,3	1984	27
2.1.12.	110/35/6 кВ Луговая	С1Т	1x10	1961	50	0,7
2.1.13.	110/10 Люльпаны	С1Т	1x2,5	1973	38	1,3
2.1.14.	110/10 Медведево	С1Т	1x16	1986	25	10,8
		С2Т	1x10	1974	37
2.1.15.	110/35/10 кВ Морки	С1Т	1x16	1985	26	5
		С2Т	1x10	1981	30
2.1.16.	110/10 кВ ОКБ	С1Т	1x16	1976	35	1
		С2Т	1x16	1977	34
2.1.17.	110/35/10 кВ Оршанка	С1Т	1x16	1985	26	2,9
		С2Т	1x10	1981	30
2.1.18.	110/10 кВ Параты	С1Т	1x6,3	1982	29	1,1
		С2Т	1x6,3	1982	29
2.1.19.	110/10 кВ Пемба	С1Т	1x16	1991	20	2,4
		С2Т	1x16	1979	32
2.1.20.	110/10 кВ Пижма	С1Т	1x6,3	1990	21	0,4
2.1.21.	110/10 кВ Пионерская	С1Т	1x6,3	1990	21
2.1.22.	110/10 кВ Помары	С1Т	1x10	1970	41	6,0
		С2Т	1x10	1970	41
2.1.23.	110/10 кВ Помъялы	С1Т	1x6,3	1991	20	3,2
		С2Т	1x6,3	1991	20
2.1.24.	110/6 кВ Сидельниково	С1Т	1x6,3	1985	26	0,5
2.1.25.	110/35/10 кВ Советск	С1Т	1x10	1975	36	6,8
		С2Т	1x16	1984	27
2.1.26.	110/10 кВ Сотнур	С1Т	1x6,3	1985	26	2,6
		С2Т	1x6,3	1988	23
2.1.27.	110/35/10 кВ Суслонгер	С1Т	1x10	1971	40	2,6
		С2Т	1x10	1972	39
2.1.28.	110/10 кВ Табашино	С1Т	1x6,3	2005	6	2,4
		С2Т	1x6,3	2005	6
2.1.29.	110/35/10 кВ Шелангер	С1Т	1x10	1982	29	3,1
		С2Т	1x6,3	1977	34
2.1.30.	110/10 кВ Шиньша	С1Т	1x2,5	1973	38	1,7
		С2Т	1x6,3	1990	21
	Всего ПС 110 кВ ЙЭС, штук		30
	Всего трансформаторов по ПС 110 кВ ЙЭС, штук/МВА		55/648,6
	в том числе:
	Мощностью 2,5 МВА		2/5,0
	свыше 25 лет		2/5,0
	Мощностью 6,3 МВА		22/138,6
	до 15 лет		2/12,6
	16 - 25 лет		10/63,0
	свыше 25 лет		10/63,0
	Мощностью 10 МВА		16/160,0
	16 - 25 лет		2/20,0
	свыше 25 лет		14/140,0
	Мощностью 16 МВА		10/160,0
	16 - 25 лет		6/96,0
	свыше 25 лет		4/64,0
	Мощностью 25 МВА		1/25,0
	свыше 25 лет		1/25,0
	Мощностью 40 МВА		4/160,0
	свыше 25 лет		4/160,0
2.2.	ПС 35 кВ
2.2.1.	35/6 кВ Абаснур	С1Т	1x1,8	1968	43	0,9
		С2Т	1x1,8	1968	43
2.2.2.	35/6 кВ Воскресенск	С1Т	1x2,5	1995	16	0,9
		С2Т	1x2,5	1994	17
2.2.3.	35/10 кВ Голубая	С1Т	1x2,5	1988	23	0,9
		С2Т	1x2,5	1989	22
2.2.4.	35/10 кВ Зеленогорск	С1Т	1x1,6	1980	31	0,9
		С2Т	1x1,6	1980	31
2.2.5.	35/10 кВ Кадам	С1Т	1x2,5	1989	22	0,8
		С2Т	1x2,5	1989	22
2.2.6.	35/10 кВ Кленовая Гора	С1Т	1x2,5	1983	28	0,3
		С2Т	1x1,6	1983	28
2.2.7.	35/10 кВ Коркатово	С1Т	1x2,5	1983	28	0,6
2.2.8.	35/10 кВ Красногорск	С1Т	1x2,5	1979	32	2,0
		С2Т	1x2,5	1979	32
2.2.9.	35/10 кВ КС-21	С1Т	1x6,3	1992	19	1,9
		С2Т	1x6,3	1992	19
2.2.10.	35/10 кВ Малый Кугунур	С1Т	1x4	1985	26	0,5
2.2.11.	35/10 кВ Пахомово	С1Т	1x2,5	1985	26	0,5
		С2Т	1x2,5	1985	26
2.2.12.	35/10 кВ Руясола	С1Т	1x2,5	1991	20	0,3
2.2.13.	35/10 кВ Семейкино	С1Т	1x1	1972	39	0,07
		С2Т	1x1	1972	39
2.2.14.	35/10 кВ Силикатный	С1Т	1x4	1990	21	1,7
		С2Т	1x4	1990	21
2.2.15.	35/10 кВ Синеглазка	С1Т	1x4	1990	21	2,0
		С2Т	1x4	1990	21
2.2.16.	35/10 кВ Степная	С1Т	1x1	1971	40	без нагрузки
		С2Т	1x1	1971	40	без нагрузки
2.2.17.	35/10 кВ Филиппсола	С1Т	1x1,6	1970	41	0,6
		С2Т	1x1,6	1970	41
2.2.18.	35/10 кВ Шулка	С1Т	1x4	1976	35	1,4
	Всего ПС 35 кВ ЙЭС, штук		18
	Всего трансформаторов по ПС 35 кВ ЙЭС, штук/МВА		32/84,7
	в том числе:
	Мощностью 1 МВА		4/4,0
	свыше 25 лет		4/4,0
	Мощностью 1,6 МВА		5/8,0
	свыше 25 лет		5/8,0
	Мощностью 1,8 МВА		2/3,6
	свыше 25 лет		2/3,6
	Мощностью 2,5 МВА		13/32,5
	до 15 лет		1/2,5
	16 - 25 лет		8/20,0
	свыше 25 лет		4/10,0
	Мощностью 4 МВА		6/24,0
	16 - 25 лет		5/20,0
	свыше 25 лет		1/4,0
	Мощностью 6,3 МВА		2/12,6
	16-25 лет		2/12,6
3.	Сернурские ЭС (СЭС)
3.1.	ПС 110 кВ
3.1.1.	110/35/10 кВ Большой Ляждур	С1Т	1x6,3	1986	25	0,9
3.1.2.	110/10 кВ Илеть	С1Т	1x6,3	1965	46	0,4
3.1.3.	110/10 кВ Косолапово	С1Т	1x6,3	1992	19	1,1
		С2Т	1x2,5	1980	31
3.1.4.	110/10 кВ Куженер	С1Т	1x6,3	1975	36	3,1
		С2Т	1x6,3	1991	20
3.1.5.	110/35/10 кВ Мари-Турек	С1Т	1x10	1974	37	3,1
		С2Т	1x10	1978	33
3.1.6.	110/35/10 кВ Новый Торъял	С1Т	1x10	1981	30	2,5
		С2Т	1x10	1989	22
3.1.7.	110/35/10 кВ Параньга	С1Т	1x10	1987	24	3,9
		С2Т	1x10	1984	27
3.1.8.	110/35/10 кВ Сернур	С1Т	1x10	1970	41	4,2
		С2Т	1x10	1970	41
	Всего ПС 110 кВ СЭС, штук		8
	Всего трансформаторов по ПС 110 кВ СЭС, штук/МВА		14/114,0
	в том числе:
	Мощностью 2,5 МВА		1/2,5
	свыше 25 лет		1/2,5
	Мощностью 6,3 МВА		5/31,5
	16 - 25 лет		3/18,9
	свыше 25 лет		2/12,6
	Мощностью 10 МВА		8/80,0
	16 - 25 лет		2/20,0
	свыше 25 лет		6/60,0
3.2.	ПС 35 кВ
3.2.1.	35/10 кВ Казанск	С1Т	1x2,5	1978	33	0,4
3.2.2.	35/10 кВ Карлыган	С1Т	1x2,5	1981	30	0,6
		С2Т	1x1,6	1992	19
3.2.3.	35/10 кВ Кукнур	С1Т	1x2,5	1989	22	0,5
3.2.4.	35/10 кВ Мари-Билямор	С1Т	1x2,5	1978	33	0,7
3.2.5.	35/10 кВ Мариец	С1Т	1x1,8	1965	46	резерв
		С2Т	1x1,8	1965	46	0,4
3.2.6.	35/10 кВ Марисола	С1Т	1x1,6	1978	33	0,3
3.2.7.	35/10 кВ Масканур	С1Т	1x2,5	1989	22	0,3
3.2.8.	35/10 кВ Памашъял	С1Т	1x4	1989	22	0,9
		С2Т	1x4	1970	41	резерв
3.2.9.	35/10 кВ Пектубаево	С1Т	1x4	1967	44	0,5
3.2.10,	35/10 кВ Русские Шои	С1Т	1x2,5	1985	26	0,3
3.2.11.	35/10 кВ Токтарсола	С1Т	1x1,6	1992	19	0,4
3.2.12.	35/10 кВ Хлебниково	С1Т	1x4	1974	37	резерв
		С2Т	1x4	1965	46	0,7
3.2.13.	35/10 кВ Юледур	С1Т	1x1,6	1992	19	0,2
		С2Т	1x1,6	1992	19	резерв
	Всего ПС 35 кВ СЭС, штук		13
	Всего трансформаторов по ПС 35 кВ СЭС штук/МВА		18/46,6
	в том числе:
	Мощностью 1,6 МВА		5/8,0
	16 - 25 лет		4/6,4
	свыше 25 лет		1/1,6
	Мощностью 1,8 МВА		2/3,6
	26 лет и выше		2/3,6
	Мощностью 2,5 МВА		6/15,0
	16 - 25 лет		3/7,5
	свыше 25 лет		3/7,5
	Мощностью 4 МВА		5/20,0
	16 - 25 лет		1/4,0
	свыше 25 лет		4/16,0
	Итого по ПС 110 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
	Всего ПС 110 кВ, штук		47
	Всего трансформаторов по ПС 110 кВ, штук/МВА		85/956,3
	в том числе:
	Мощностью 2,5 МВА		4/10,0
	26 лет и выше		4/10,0
	Мощностью 6,3 МВА		32/201,6
	до 15 лет		2/12,6
	16 - 25 лет		14/88,2
	свыше 25 лет		16/100,8
	Мощностью 10 МВА		28/280,0
	16 - 25 лет		4/40,0
	свыше 25 лет		24/240,0
	Мощностью 16 МВА		14/224,0
	16 - 25 лет		7/112,0
	свыше 25 лет		7/112,0
	Мощностью 25 МВА		3/75,0
	свыше 25 лет		3/75,0
	Мощностью 40 МВА		4/160,0
	свыше 25 лет		4/160,0
	Итого по ПС 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
	Всего ПС 35 кВ, штук		41
	Всего трансформаторов по ПС 35 кВ, штук/МВА		63/168,4
	в том числе:
	Мощностью 0,16 МВА		1/0,16
	нет данных		1/0,16
	Мощностью 1 МВА		5/5,0
	свыше 25 лет		5/5,0
	Мощностью 1,6 МВА		11/17,6
	16 - 25 лет		5/8,0
	свыше 25 лет		6/9,6
	Мощностью 1,8 МВА		4/7,2
	26 лет и выше		7/7,2
	Мощностью 2,5 МВА		23/57,5
	до 15 лет		1/2,5
	16 - 25 лет		11/27,5
	свыше 25 лет		11/27,5
	Мощностью 4 МВА		17/68
	16 - 25 лет		10/40,0
	свыше 25 лет		7/28,0
	Мощностью 6,3 МВА		2/12,6
	16 - 25 лет		2/12,6

Приложение N 3

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Перечень
ПС 110 - 35 кВ МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" и других собственников по возрастной структуре

	Название ПС	Трансформатор	Количество и мощность трансформаторов, штук/МВА	Год выпуска трансформатора	Возрастная структура трансформатора на 01.01.2012	Нагрузка на 01.01.2012, МВт
1	2	3	4	5	6	7
1.	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"
	ПС 110 кВ
1.1.	110/6 кВ Витаминный	С1T	1x10	1972	39	7,4
		С2T	1x10	1972	39
1.2.	110/6 кВ Городская	С1T	1x10	1967	44	32,4
		С2T	1x20	1959	52
		С3Т	1x25	1972	39
1.3.	110/6 кВ Заводская	С1T	1x32	1977	34	17,0
		С2T	1x32	1981	30
1.4.	110/35/6 кВ Кожино	С1T	1x31,5	1965	46	22,4
		С2T	1x31,5	1970	41
1.5.	110/6 кВ Студенка	С1T	1x10	1961	50	0,4
	Всего ПС 110 кВ, штук		5
	Всего трансформаторов по ПС 110 кВ, штук/МВА		10/212,0
	в том числе:
	Мощностью 10 МВА		4/40,0
	свыше 25 лет		4/40,0
	Мощностью 20 МВА		1/20,0
	свыше 25 лет		1/20,0
	Мощностью 25 МВА		1/25,0
	свыше 25 лет		1/25,0
	Мощностью 31,5 МВА		2/63,0
	свыше 25 лет		2/63,0
	Мощностью 32 МВА		2/64,0
	свыше 25 лет		2/64,0
	ПС 35 кВ
1.6.	35/6 кВ	С1Т	1x10	1947	64	-
	Северо-Западная	С2Т	1x10	1971	40
	Всего ПС 35 кВ, штук		1
	Всего трансформаторов по ПС 35 кВ, штук/МВА		2/20,0
	в том числе:
	Мощностью 10 МВА		2/20,0
	свыше 25 лет		2/20,0
2.	Другие собственники
2.1.	35/0,4 кВ ИП Сафиуллин	С1Т	1x0,4	-		0,2
2.2.	35/10 кВ КАФ	С1Т	1x1,6	-		0,6
		С2Т	1x1,6	-
2.3.	35/0,4 кВ МЗСК	С1Т	1x1	-		0,5
		С2Т	1x1,6	-
2.4.	35/0,4 кВ ООО "МЗХО Калинка" (Мочалище)	С1Т	1x1	-		0,3
		С2Т	1x1	-
		С3Т	1x1	-
2.5.	35/6 кВ Сурок	С1Т	1x1	-		0,3
		С2Т	1x1	-
	Всего ПС 35 кВ, штук		5
	Всего трансформаторов по ПС 35 кВ, штук/МВА		10/11,2
	в том числе:
	Мощностью 0,4 МВА		1/0,4
	Мощностью 1 МВА		6/6,0
	Мощностью 1,6 МВА		3/4,8

Приложение N 4

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Возрастная структура
ПС 500 - 220 кВ филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги

	Мощность, срок службы	2011 год (отчет)		2017 год
		штук	МВА	штук	МВА
1	2	3	4	5	6
1.	Трансформаторы 500 кВ
	в том числе:
1.1.	Мощность 3x167 МВА	2,0	1 002,0	2,0	1 002,0
	до 15 лет	1,0	501,0
	16 - 25 лет	1,0	501,0	1,0	501,0
	свыше 25 лет		0,0	1,0	501,0
	Всего по 500 кВ	2,0	1 002,0	2,0	1 002,0
	Процент от суммарной мощности		100,0		100,0
	до 15 лет	1,0	501,0	0	0,0
	Процент от суммарной мощности		50,0		0,0
	16 - 25 лет	1,0	501,0	1,0	501,0
	Процент от суммарной мощности		50,0		50,0
	свыше 25 лет	0	0,0	1,0	501,0
	Процент от суммарной мощности		0,0		50,0
2.	Трансформаторы 220 кВ
	в том числе:
2.1.	Мощность 63 МВА	12,0	756,0	12,0	756,0
	до 15 лет		0,0		0,0
	16 - 25 лет	8,0	504,0		0,0
	свыше 25 лет	4,0	252,0	12,0	756,0
2.2.	Мощность 125 МВА	4,0	500,0	4,0	500,0
	до 15 лет		0,0		0,0
	16 - 25 лет	1,0	125,0		0,0
	свыше 25 лет	3,0	375,0	4,0	500,0
	Всего по 220 кВ	16,0	1 256,0	16,0	1 256,0
	Процент от суммарной мощности		100,0		100,0
	до 15 лет	0,0	0,0	0,0	0,0
	Процент от суммарной мощности		0,0		0,0
	16 - 25 лет	9,0	629,0	0,0	0,0
	Процент от суммарной мощности		50,1		0,0
	свыше 25 лет	7,0	627,0	16,0	1 256,0
	Процент от суммарной мощности		49,9		100,0

Приложение N 5

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Возрастная структура
ПС 110 - 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"

	Мощность, срок службы	2011 год (отчет)								2017 год
		Горномарийские ЭС		Йошкар-Олинские ЭС		Сернурские ЭС		всего		Горномарийские ЭС		Йошкар-Олинские ЭС		Сернурские ЭС		всего
		штук	МВА	штук	МВА	штук	МВА	штук	МВА	штук	МВА	штук	МВА	штук	МВА	штук	МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1.	Трансформаторы 110 кВ
	в том числе:
1.1.	Мощность 2,5 МВА	1,0	2,5	2,0	5,0	1,0	2,5	4,0	10,0	1,0	2,5	2,0	5,0	1,0	2,5	4,0	10,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0
	16 - 25 лет		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0
	свыше 25 лет	1,0	2,5	2,0	5,0	1,0	2,5	4,0	10,0	1,0	2,5	2,0	5,0	1,0	2,5	4,0	10,0
1.2.	Мощность 6,3 МВА	5,0	31,5	22,0	138,6	5,0	31,5	32,0	201,6	5,0	31,5	22,0	138,6	5,0	31,5	32,0	201,6
	до 15 лет		0,0	2,0	12,6		0,0	2,0	12,6		0,0	2,0	12,6		0,0	2,0	12,6
	16 - 25 лет	1,0	6,3	10,0	63,0	3,0	18,9	14,0	88,2		0,0	3,0	18,9	2,0	12,6	5,0	31,5
	свыше 25 лет	4,0	25,2	10,0	63,0	2,0	12,6	16,0	100,8	5,0	31,5	17,0	107,1	3,0	18,9	25,0	157,5
1.3.	Мощность 10 МВА	4,0	40,0	16,0	160,0	8,0	80,0	28,0	280,0	4,0	40,0	16,0	160,0	8,0	80,0	28,0	280,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	16 - 25 лет		0,0	2,0	20,0	2,0	20,0	4,0	40,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	свыше 25 лет	4,0	40,0	14,0	140,0	6,0	60,0	24,0	240,0	4,0	40,0	16,0	160,0	8,0	80,0	28,0	280,0
1.4.	Мощность 16 МВА	4,0	64,0	10,0	160,0	0,0	0,0	14,0	224,0	4,0	64,0	10,0	160,0	0,0	0,0	14,0	224,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	16 - 25 лет	1,0	16,0	6,0	96,0		0,0	7,0	112,0		0,0	1,0	16,0		0,0	1,0	16,0
	свыше 25 лет	3,0	48,0	4,0	64,0		0,0	7,0	112,0	4,0	64,0	9,0	144,0		0,0	13,0	208,0
1.5.	Мощность 25 МВА	2,0	50,0	1,0	25,0	0,0	0,0	3,0	75,0	2,0	50,0	1,0	25,0	0,0	0,0	3,0	75,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	16 - 25 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	свыше 25 лет	2,0	50,0	1,0	25,0		0,0	3,0	75,0	2,0	50,0	1,0	25,0		0,0	3,0	75,0
1.6.	Мощность 40 МВА	0,0	0,0	4,0	160,0	0,0	0,0	4,0	160,0	0,0	0,0	4,0	160,0	0,0	0,0	4,0	160,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	16 - 25 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	свыше 25 лет		0,0	4,0	160,0		0,0	4,0	160,0		0,0	4,0	160,0		0,0	4,0	160,0
	Всего по 110 кВ	16,0	188,0	55,0	648,6	14,0	114,0	85,0	950,6	16,0	188,0	55,0	648,6	14,0	114,0	85,0	956,3
	Процент от суммарной мощности		100,0		100,0		100,0		100,0		100,0		100,0		100,0		100,0
	до 15 лет	0,0	0,0	2,0	12,6	0,0	0,0	2,0	12,6	0,0	0,0	2,0	12,6	0,0	0,0	2,0	12,6
	Процент от суммарной мощности		0,0		1,9		0,0		1,3		0,0		1,9		0,0		1,3
	16 - 25 лет	2,0	22,3	18,0	179,0	5,0	38,9	25,0	240,2	0,0	0,0	4,0	34,9	2,0	12,6	6,0	47,5
	Процент от суммарной мощности		11,9		27,6		34,1		25,3		0,0		5,4		11,1		5,0
	свыше 25 лет	14,0	165,7	35,0	457,0	9,0	75,1	58,0	697,8	16,0	188,0	49,0	601,1	12,0	101,4	77,0	890,5
	Процент от суммарной мощности		88,1		70,5		65,9		73,4		100,0		92,7		88,9		93,7
2.	Трансформаторы 35 кВ
	в том числе:
2.1.	Мощность 0,16 МВА	1,00	0,16	0,00	0,00	0,00	0,00	1,00	0,16	1,00	0,16	0,00	0,00	0,00	0,00	1,00	0,16
	до 15 лет		0,00		0,00		0,00		0,00		0,00		0,00		0,00		0,00
	16 - 25 лет		0,00		0,00		0,00		0,00		0,00		0,00		0,00		0,00
	свыше 25 лет	1,00	0,16		0,00		0,00	1,0	0,16	1,00	0,16		0,00		0,00	1,0	0,16
2.2.	Мощность 1 МВА	1,0	1,0	4,0	4,0	0,0	0,0	5,0	5,0	1,0	1,0	4,0	4,0	0,0	0,0	5,0	5,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	16 - 25 лет	1,0	1,0		0,0		0,0	1,0	1,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	свыше 25 лет		0,0	4,0	4,0		0,0	4,0	4,0	1,0	1,0	4,0	4,0		0,0	5,0	5,0
2.3.	Мощность 1,6 МВА	1,0	1,6	5,0	8,0	5,0	8,0	11,0	17,6	1,0	1,6	5,0	8,0	5,0	8,0	11,0	17,6
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	16 - 25 лет	1,0	1,6		0,0	4,0	6,4	5,0	8,0		0,0		0,0	4,0	6,4	4,0	6,4
	свыше 25 лет		0,0	5,0	8,0	1,0	1,6	6,0	9,6	1,0	1,6	5,0	8,0	1,0	1,6	7,0	11,2
2.4.	Мощность 1,8 МВА	0,0	0,0	2,0	3,6	2,0	3,6	4,0	7,2	0,0	0,0	2,0	3,6	2,0	3,6	4,0	7,2
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	16 - 25 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	свыше 25 лет		0,0	2,0	3,6	2,0	3,6	4,0	7,2		0,0	2,0	3,6	2,0	3,6	4,0	7,2
2.5.	Мощность 2,5 МВА	4,0	10,0	13,0	32,5	6,0	15,0	23,0	57,5	4,0	10,0	13,0	32,5	6,0	15,0	23,0	57,5
	до 15 лет		0,0	1,0	2,5		0,0	1,0	2,5		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	16 - 25 лет		0,0	8,0	20,0	3,0	7,5	11,0	27,5		0,0	3,0	7,5		0,0	3,0	7,5
	свыше 25 лет	4,0	10,0	4,0	10,0	3,0	7,5	11,0	27,5	4,0	10,0	10,0	25,0	6,0	15,0	20,0	50,0
2.6.	Мощность 4 МВА	6,0	24,0	6,0	24,0	5,0	20,0	17,0	68,0	6,0	24,0	6,0	24,0	5,0	20,0	17,0	68,0
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	16 - 25 лет	4,0	16,0	5,0	20,0	1,0	4,0	10,0	40,0	2,0	8,0		0,0		0,0	2,0	8,0
	свыше 25 лет	2,0	8,0	1,0	4,0	4,0	16,0	7,0	28,0	4,0	16,0	6,0	24,0	5,0	20,0	15,0	60,0
2.7	Мощность 6,3 МВА	0,0	0,0	2,0	12,6	0,0	0,0	2,0	12,6	0,0	0,0	2,0	12,6	0,0	0,0	2,0	12,6
	до 15 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	16 - 25 лет		0,0	2,0	12,6		0,0	2,0	12,6		0,0	2,0	12,6		0,0	2,0	12,6
	свыше 25 лет		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0		0,0		0,0		0,0	0,0	0,0
	Всего по 35 кВ	13,0	36,76	32,0	84,7	18,0	46,6	63,0	168,06	13,0	36,76	32,0	84,7	18,0	46,6	63,0	168,4
	Процент от суммарной мощности		100,00		100,0		100,0		100,0		100,00		100,0		100,0		100,0
	до 15 лет	0,0	0,00	1,0	2,5	0,0	0,0	1,0	2,5	0,0	0,00	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	Процент от суммарной мощности		0,00		3,0		0,0		1,5		0,00		0,0		0,0		0,0
	16 - 25 лет	6,0	18,60	15,0	52,6	8,0	17,9	29,0	89,1	2,0	8,00	5,0	20,1	4,0	6,4	11,0	34,5
	Процент от суммарной мощности		50,60		62,1		38,4		53,0		21,76		23,7		13,7		20,5
	свыше 25 лет	7,0	18,16	16,0	29,6	10,0	28,7	33,0	76,5	11,0	28,76	27,0	64,6	14,0	40,2	52,0	133,6
	Процент от суммарной мощности		49,40		34,9		61,6		45,5		78,24		76,3		86,3		79,5

Приложение N 6

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Результаты расчета
токов короткого замыкания по энергосистеме Республики Марий Эл

1 - пояс узла	Наименование узла	3-фазное КЗ I 1 (mод/фаза)		1-фазное КЗ (АО)
				I 1 (mод/фаза)		I 1 (mод/фаза)		I 1 (mод/фаза)
1	2	3		4		5		6
U = 524.3/-0		Z1 = 0.000 + j19.501		Z2 = 0.000 + j19.501			Z0 = 0.000 + j22.458
87 -	Помары 500	15523	90	4925	90	4925	90	14776	90
84,1	Помары 220	1812	90	570	90	577	90	3382	90
84,2	Помары 220	1812	90	570	90	577	90	3382	90
212	ЧеГЭС	5137	90	1635	90	1628	90	4148	90
214	Киндери	4330	90	1378	90	1372	90	2886	90
216	Удмуртская 500	2431	90	771	90	771	90	978	90
U = 230.6/-0		Z1 = 0.000 + j5.266		Z2 = 0.000 + j5.266			Z0 = 0.000 + j2.857
84 -	Помары 220	25283	90	9944	90	9944	90	29832	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	14422	90
83	Волжская 220	3510	90	1375	90	1384	90	1734	90
85,2	Заря	0	0	0	0	0	0	1082	90
85,1	Заря	0	0	0	0	0	0	1082	90
86,1	Восток	0	0	0	0	0	0	1104	90
86,2	Восток	0	0	0	0	0	0	1104	90
87,1	Помары 500	6141	90	2426	90	2408	90	3051	90
87,2	Помары 500	6141	90	2426	90	2408	90	3051	90
88,2	Чигашево 220	1641	90	643	90	647	90	519	90
88,1	Чигашево 200	1698	90	665	90	669	90	537	90
211	Тюрлема	2517	90	986	90	993	90	789	90
213	Зеленодольская	3635	90	1424	90	1434	90	1358	90
U = 230.6/-0		Z1 = 0.000 + j8.291		Z1 = 0.000 + j8.291			Z0 = 0.000 + j10.255
85 -	Заря	16059	90	4961	90	4961	90	14884	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	6062	90
84,2	Помары 220	8029	90	2481	90	2481	90	4411	90
84,2	Помары 220	8029	90	2481	90	2481	90	4411	90
U = 230.6/-0		Z1 = 0.000 + j8.121		Z2 = 0.000 + j8.121			Z0 = 0.000 + j9.970
86 -	Восток	16395	90	5080	90	5080	90	15239	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	6034	90
84,1	Помары 220	8198	90	2540	90	2540	90	4602	90
84,2	Помары 220	8198	90	2540	90	2540	0	4602	90
U = 230.2/-0		Z1 = 0.000 + j24.175		Z2 = 0.000 + j24.175			Z0 = 0.000 + j28.599
89 -	Дубники 220	5497	90	1727	90	1727	90	5181	90
15,1	Дубники 110	636	90	200	90	200	90	864	90
15,2	Дубники 110	636	90	200	90	200	90	864	90
88	Чигашево 220	2393	90	753	90	751	90	1046	90
226	Лебяжье	1832	90	575	90	576	90	2406	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.000 + j7.646		Z2 = 0.000 + j7.646			Z0 = 0.000 + j6.209
89 -	Дубники 110	8688	90	3090	90	3090	90	9269	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	4427	90
14	Новый Торъял	828	90	295	0	294	0	585	90
16	Отпайка на Лазарево	1123	90	399	0	400	0	270	90
20	Большой Ляждур	1405	90	499	90	500	90	436	90
71	Сернур	1126	90	401	90	400	90	859	90
89,1	Дубники 220	1541	90	548	90	548	90	1211	90
89,2	Дубники 220	1541	90	548	90	548	90	1211	90
207	Лазарево	1123	90	399	90	400	90	270	90
U = 230.5/-0		Z1 = 0.000 + j7.820		Z2 = 0.000 + j7.820			Z0 = 0.000 + j10.325
83 -	Волжская 220	170017	90	5125	90	5125	90	15376	90
30,1	Волжская 110	534	90	160	90	161	90	1837	90
30,2	Волжская 110	534	90	160	90	161	90	1837	90
84	Помары 220	8449	90	2551	90	2542	90	6237	90
213	Зеленодольская	7501	90	2254	90	2261	90	5465	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j6.065		Z2 = 0.000 + j6.065			Z0 = 0.000 + j3.134
30 -	Волжская 110	10966	90	4357	90	4357	90	13072	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	6689	90
27	Параты	0	0	0	0	0	0	140	90
28	Параты	0	0	0	0	0	0	0	0
29,2	Городская	777	90	308	90	309	90	811	90
29,1	Городская	777	90	308	90	309	90	811	90
31,1	Агрегатная	0	0	0	0	0	0	0	0
32,2	Агрегатная	0	0	0	0	0	0	0	0
33	Помары	0	0	0	0	0	0	0	0
34	Помары	1359	90	539	90	540	90	316	90
35	Пионерская	0	0	0	0	0	0	0	0
83,1	Волжская 220	4026	90	1601	90	1599	90	2152	90
83,2	Волжская 220	4026	90	1601	90	1599	90	2152	90
U = 230.3/-0		Z1 = 0.001 + j10.566		Z2 = 0.001 + j10.566			Z0 = 0.007 + j13.719
88 -	Чигашево 220	12583	90	3815	90	3815	90	11445	90
42,1	Чигашево 110	1311	90	397	90	398	90	3247	90
42,2	Чигашево 110	1311	90	397	90	398	90	3247	90
84,2	Помары 220	2378	90	724	90	720	90	1165	90
84,1	Помары 220	2459	90	749	90	744	90	1205	90
89 -	Дубники 220	1404	90	425	90	426	90	963	90
215	ЧЕГЭС	3719	90	1124	90	1129	90	1618	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j3.844		Z2 = 0.001 + j3.844			Z0 = 0.004 + j1.881
42 -	Чигашево 110	17292	90	6946	90	6946	90	20839	90
0	Общая	0	0	0	0	0	0	6394	90
8	нейтраль Медведево	516	90	207	90	208	90	877	90
38	Помъялы	1243	90	500	90	499	90	281	90
43	Студенка	1100	90	441	90	442	90	372	90
47	ОКБ	684	98	274	98	275	98	1278	90
48	ОКБ	0	0	0	0	0	0	0	0
49,1	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	1591	89	638	89	640	89	3052	90
49,2	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	1381	89	554	89	555	89	1688	90
63	Витаминный	0	0	0	0	0	0	489	90
64	Витаминный	886	90	356	90	356	90	600	90
72	Лесная	0	0	0	0	0	0	163	90
88,1	Чигашево 220	4541	90	1825	90	1823	90	1666	90
88,2	Чигашево 220	4541	90	1825	90	1823	90	1666	90
208	Кожино	816	90	328	89	328	89	1605	90
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j24.705		Z2 = 0.000 + j24.705			Z0 = 0.001 + j50.134
3 -	Пижма	2690	90	668	90	668	90	2003	90
2	Санчурск	0	0	0	0	0	0	400	90
5	Люльпаны	2690	90	668	90	668	90	1603	90
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j18.535		Z2 = 0.000 + j18.535			Z0 = 0.001 + j37.931
5 -	Люльпаны	3586	90	886	90	886	90	2658	90
3	Пижма	0	0	0	0	0	0	374	90
6	Отпайка на Арбаны	3586	90	886	90	886	90	2284	90
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j13.985		Z2 = 0.000 + j13.985			Z0 = 0.001 + j27.783
7 -	Арбаны	4752	90	1192	90	1192	90	3576	90
6	Отпайка на Арбаны	4752	90	1192	90	1192	90	3576	90
9	Краснооктябрьск	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j6.255		Z2 = 0.000 + j6.255			Z0 = 0.002 + j7.148
8 -	Медведево	10626	90	3381	90	3381	90	10143	90
0,1	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	833	90
6	Отпайка на Арбаны	0	0	0	0	0	0	237	90
11	Оршанка	797	90	253	90	254	90	880	90
42	Чигашево 110	5080	90	1617	90	1616	90	3136	90
49	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	4748	90	1511	90	1511	90	3585	90
57	Красный мост	0	0	0	0	0	0	339	90
57,1	Красный мост	0	0	0	0	0	0	533	90
223	Мышино	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j19.795		Z2 = 0.000 + j19.795			Z0 = 0.001 + j45.213
9 -	Краснооктябрьск	3358	90	784	90	784	90	2351	90
7	Арбаны	3358	90	784	90	784	90	2351	90
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j9.875		Z2 = 0.000 + j9.875			Z0 = 0.002 + j18.008
10 -	Краснооктябрьск	6730	90	1760	90	1760	90	5281	90
223	Мышино	6730	90	1760	90	1760	90	5281	90
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j15.620		Z2 = 0.000 + j15.620			Z0 = 0.000 + j22.107
11 -	Оршанка	4255	90	1246	90	1246	90	3737	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	950	90
8	Медведево	3077	90	901	90	901	90	1613	90
12	Табашино	1100	90	322	90	322	90	1174	90
93	Оршанка	0	0	0	0	0	0	0	0
94	Оршанка	77	90	23	90	23	90	0	0
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j17.924		Z2 = 0.000 + j17.924			Z0 = 0.000 + j25.605
12 -	Табашино	3707	90	1081	90	1081	90	3244	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	368	90
11	Оршанка	2472	90	721	90	721	90	1688	90
13	Прудки	1236	90	360	90	361	90	1187	90
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j15.662		Z2 = 0.000 + j15.662			Z0 = 0.000 + j25.497
14 -	Новый Торъял	4242	90	1169	90	1169	90	3508	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	629	90
13	Прудки	1103	90	304	90	304	90	843	90
15	Дубники 110	3139	90	865	90	865	90	2036	90
100	Новый Торъял	0	0	0	0	0	0	0	0
101	Новый Торъял	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.0/-0		Z1 = 0.000 + j18.748		Z2 = 0.000 + j18.748			Z0 = 0.000 + j61.129
17 -	Косолапово	3543	90	673	90	673	90	2020	90
16	Отпайка на Лазарево	3543	90	673	90	673	90	2020	90
18	Мари-Турек	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.0/-0		Z1 = 0.000 + j13.993		Z2 = 0.000 + j13.993			Z0 = 0.000 + j32.859
19 -	Параньга	4747	90	1092	90	1092	90	3275	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	757	90
20	Большой Ляждур	2572	90	592	90	591	90	1265	90
21	Илеть	2175	90	500	90	500	90	1253	90
132	Параньга	0	0	0	0	0	0	0	0
133	Параньга	0	0	0	0	0	0	0	0
161	Мари-Турек	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.0/-0		Z1 = 0.000 + j12.924		Z2 = 0.000 + j12.924			Z0 = 0.000 + j33.725
20 -	Большой Ляждур	5139	90	1115	90	1115	90	3345	90
15	Дубники 110	3311	90	719	90	718	90	1946	90
19	Параньга	1830	90	396	90	396	90	1399	90
129	Большой Ляждур	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.0/-0		Z1 = 0.000 + j13.562		Z2 = 0.000 + j13.562			Z0 = 0.000 + j34,417
21 -	Илеть	4897	90	1079	90	1079	90	3238	90
19	Параньга	1975	90	436	90	435	90	1454	90
22	Новый Кинер	2922	90	643	90	644	90	1784	90
U = 115.0/-0		Z1 = 0.000 + j21.269		Z2 = 0.000 + j21.269			Z0 = 0.000 + j59.159
23 -	Шиньша	3122	90	653	90	653	90	1959	90
22	Новый Кинер	3122	90	653	90	653	90	1959	90
24	Морки	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.0/-0		Z1 = 0.000 + j33.269		Z2 = 0.000 + j33.269			Z0 = 0.000 + j95.159
24 -	Морки	1996	90	411	90	411	90	1232	90
23	Шиньша	1996	90	411	90	411	90	1232	90
153	Морки	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j40.285		Z2 = 0.000 + j40.285			Z0 = 0.000 + j104.253
25 -	Морки	1651	90	360	90	360	90	1080	90
26	Сотнур	1651	90	360	90	360	90	1080	90
154	Морки	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j23.205		Z2 = 0.000 + j23.205			Z0 = 0.000 + j53.013
26 -	Сотнур	2866	90	669	90	669	90	2007	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	471	90
25	Морки	0	0	0	0	0	0	0	0
27	Параты	2866	90	669	90	669	90	1536	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j14.605		Z2 = 0.000 + j14.605			Z0 = 0.000 + j37.147
27 -	Параты	4554	90	1002	90	1002	90	3007	90
26	Сотнур	0	0	0	0	0	0	444	90
30	Волжская 110	4554	90	1002	90	1002	90	2563	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j14.665		Z2 = 0.000 + j14.665			Z0 = 0.000 + j43.554
28 -	Параты	4536	90	913	90	913	90	2738	90
30	Волжская 110	4536	90	913	90	913	90	2738	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j7.211		Z2 = 0.000 + j7.211			Z0 = 0.000 + j6.906
29 -	Городская	9223	90	3118	90	3118	90	9355	90
0	Общая нейтраль	1619	90	545	90	548	90	3724	90
30,2	Волжская 110	3802	90	1286	90	1285	90	2816	90
30,1	Волжская 110	3802	90	1286	90	1285	90	2816	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j7.085		Z2 = 0.000 + j7.085			Z0 = 0.000 + j6.204
31 -	Агрегатная	9388	90	3265	90	3265	90	9794	90
30,1	Волжская 110	9388	90	3265	90	3265	90	9794	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j7.085		Z2 = 0.000 + j7.085			Z0 = 0.000 + j6.204
32 -	Агрегатная	9388	90	3265	90	3265	90	9794	90
30,2	Волжская 110	9388	90	3265	90	3265	90	9794	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j8.045		Z2 = 0.000 + j8.045			Z0 = 0.000 + j9.074
33 -	Параты	8267	90	2643	90	2643	90	7930	90
30	Волжская 110	8267	90	2643	90	2643	90	7930	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j7.494		Z2 = 0.000 + j7.494			Z0 = 0.000 + j11.414
34 -	Помары	8876	90	2519	90	2519	90	7558	90
30	Волжская 110	7441	90	2113	90	2112	90	6839	90
38	Помъялы	1435	90	406	90	408	90	718	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j13.495		Z2 = 0.000 + j13.495			Z0 = 0.000 + j38.054
35 -	Пионерская	4929	90	1023	90	1023	90	3068	90
30	Волжская 110	4929	90	1023	90	1023	90	3068	90
36	Звенигово	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j18.615		Z2 = 0.000 + j18.615			Z0 = 0.000 + j62.114
36 -	Звенигово	3573	90	670	90	670	90	2009	90
30	Пионерская	3573	90	670	90	670	90	2009	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j19.971		Z2 = 0.000 + j19.971			Z0 = 0.000 + j66.202
37 -	Звенигово	3330	90	626	90	626	90	1879	90
38	Помъялы	3330	90	626	90	626	90	1879	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j12.921		Z2 = 0.000 + j12.921			Z0 = 0.001 + j33.062
38 -	Помъялы	5146	90	1129	90	1129	90	3387	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	496	90
34	Помары	3135	90	689	90	687	90	1607	90
37	Звенигово	0	0	0	0	0	0	0	0
39	Шелангер	0	0	0	0	0	0	0	0
42	Чигашево 110	2012	90	440	90	442	90	1284	90
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j22.231		Z2 = 0.000 + j22.231			Z0 = 0.001 + j60.992
39 -	Шелангер	2991	90	631	90	631	90	1892	90
38	Помъялы	2991	90	631	90	631	90	1892	90
40	Суслонгер	0	0	0	0	0	0	0	0
150	Шелангер	0	0	0	0	0	0	0	0
151	Шелангер	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.2/-0		Z1 = 0.000 + j28.341		Z2 = 0.000 + j28.341			Z0 = 0.001 + j79.312
40 -	Суслонгер	2346	90	489	90	489	90	1467	90
39	Шелангер	2346	90	489	90	489	90	1467	90
135	Суслонгер	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j24.714		Z2 = 0.001 + j24.714			Z0 = 0.004 + j63.343
41 -	Суслонгер	2689	90	589	90	589	90	1768	90
73	Пемба	2689	90	589	90	589	90	1768	90
134	Суслонгер	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j10.501		Z2 = 0.001 + j10.501			Z0 = 0.002 + j21.209
43 -	Студенка	6328	90	1574	90	1574	90	4723	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	0	0
42	Чигашево 110	5034	90	1253	90	1252	90	3440	90
44	Кокшайск	1295	90	321	90	322	90	828	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.000 + j15.776		Z2 = 0.000 + j15.776			Z0 = 0.001 + j36.523
44 -	Кокшайск	4211	90	976	90	976	90	2928	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	485	90
43	Студенка	2415	90	560	90	559	90	1557	90
225	Сидельниково	1796	90	415	90	417	90	885	90
U = 115.0/-0		Z1 = 0.000 + j13.407		Z2 = 0.000 + j13.407			Z0 = 0.000 + j39.542
45 -	Сидельниково	4953	90	1001	90	1001	90	3002	90
62	Отпайка на Сидельниково	4953	90	1001	90	1001	90	3002	90
U = 115.0/-0		Z1 = 0.000 + j14.579		Z2 = 0.000 + j14.579			Z0 = 0.000 + j42.720
225 -	Сидельниково	4556	90	924	90	924	90	2772	90
44	Кокшайск	1575	90	320	90	319	90	1228	90
46	Уржумка	2981	90	604	90	605	90	1544	90
U = 115.0/-0		Z1 = 0.000 + j12.259		Z2 = 0.000 + j12.259			Z0 = 0.000 + j38.982
46 -	Уржумка	5418	90	1046	90	1046	90	3138	90
62	Отпайка на Сидельниково	4034	90	778	90	779	90	2063	90
225	Сидельниково	1384	90	268	90	267	90	1074	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.097 + j4.631		Z2 = 0.097 + j4.631			Z0 = 0.002 + j3.746
47 -	ОКБ	14350	91	5109	91	5109	91	15327	91
42	Чигашево 110	8137	85	2897	85	2897	85	4995	91
52	Аленкино	6313	99	2247	99	2248	99	10332	91
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j5.344		Z2 = 0.001 + j5.344			Z0 = 0.086 + j7.589
48 -	ОКБ	12438	90	3637	90	3637	90	10910	90
42	Чигашево 220	12438	90	3637	90	3637	90	9203	90
53	Аленкино	0	0	0	0	0	0	1710	94
U = 115.1/0		Z1 = 0.006 + j4.054		Z2 = 0.006 + j4.054			Z0 = 0.002 + j2.082
49 -	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	16393	90	6522	90	6522	90	19566	90
0	Общая нейтраль	4300	30	1708	90	1713	90	6622	90
8	Медведево	814	89	324	89	324	89	955	90
42,1	Чигашево 110	4014	89	1598	89	1597	89	3816	90
42,2	Чигашево 110	3484	89	1387	89	1386	89	2110	90
51	Заводская	0	0	0	0	0	0	1048	90
52	Аленкино	1726	89	687	98	687	98	1598	90
54	Кожино	2076	89	825	89	824	89	3416	90
224	Мышино	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/-0		Z1 = 0.901 + j8.234		Z2 = 0.901 + j8.234			Z0 = 1.280 + j13.756
50 -	Заводская	8024	96	2188	96	2188	96	6563	96
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	2613	91
53	Аленкино	8024	96	2188	96	2188	96	3969	96
U = 115.1/0		Z1 = 0.006 + j5.444		Z2 = 0.006 + j5.444			Z0 = 0.001 + j5.374
51 -	Заводская	12208	90	4087	90	4087	90	12260	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	1899	90
49	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	12208	90	4087	90	4087	90	10361	90
U = 115.1/0		Z1 = 0.011 + j4.181		Z2 = 0.011 + j4.181			Z0 = 0.002 + j2.486
52 -	Аленкино	15895	90	6127	90	6127	90	18380	90
47	Общая нейтраль	2395	98	924	98	923	98	2316	90
49	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	13525	89	5213	89	5213	89	16064	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.501 + j6.844		Z2 = 0.501 + j6.844			Z0 = 1.214 + j11.581
53 -	Аленкино	9686	94	2620	95	2620	95	7859	95
	ОКБ	9686	94	2620	95	2620	95	5649	97
	Заводская	0	0	0	0	0	0	2220	91
U = 115.1/0		Z1 = 0.002 + j4.456		Z2 = 0.002 + j4.456			Z0 = 0.001 + j3.117
54 -	Кожино	14914	90	5525	90	5525	90	16575	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	1489	90
49	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	9670	90	3582	90	3583	90	7634	90
55	Городская	207	90	77	90	77	90	1311	90
92	Северо-Западная	0	0	0	0	0	0	0	0
208	Кожино	5036	90	1866	90	1866	90	6141	90
U = 115.1/0		Z1 = 0.002 + j4.456		Z2 = 0.002 + j4.456			Z0 = 0.001 + j3.117
208 -	Кожино	14914	90	5525	90	5525	90	16575	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	1489	90
42	Чигашево 110	5036	90	1866	90	1866	90	3342	90
54	Кожино	9878	90	3659	90	3659	90	10433	90
56	Городская МУП	0	0	0	0	0	0	1311	90
91	Северо-Западная	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/0		Z1 = 0.002 + j5.426		Z2 = 0.002 + j5.426			Z0 = 0.001 + j6.557
55 -	Городская	12250	90	3818	90	3818	90	11454	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	2164	90
54	Кожино	12042	90	3753	90	3753	90	9290	90
199	Городская	208	90	65	90	65	90	0	0
U = 115.1/0		Z1 = 0.002 + j5.456		Z2 = 0.002 + j5.456			Z0 = 0.001 + j6.557
56 -	Городская	12181	90	3804	90	3804	90	11413	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	2157	90
208	Кожино	12181	90	3804	90	3804	90	9257	90
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j15.897		Z2 = 0.000 + j15.897			Z0 = 0.001 + j22.684
57 -	Красный Мост	4181	90	1220	90	1220	90	3660	90
8	Медведево	2088	90	609	90	609	90	749	90
8,1	Медведево	2093	90	611	90	611	90	1176	90
58	Отпайка на Красный Мост	0	0	0	0	0	0	771	90
60	Кундыш	0	0	0	0	0	0	963	90
222	Визимьяры	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j26.877		Z2 = 0.000 + j26.877			Z0 = 0.000 + j33.172
59 -	Кундыш	2473	90	765	90	765	90	2294	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	1335	90
58	Отпайка на Красный Мост	2473	90	765	90	765	90	959	90
171	Кундыш	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j25.637		Z2 = 0.000 + j25.637			Z0 = 0.000 + j29.229
60 -	Кундыш	2592	90	826	90	826	90	2477	90
58	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	1270	90
176	Красный Мост	2592	90	826	90	826	90	1207	90
177	Кундыш	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j25.177		Z2 = 0.000 + j25.177			Z0 = 0.001 + j49.773
61 -	Визимьяры	2640	90	664	90	664	90	1991	90
58	Отпайка на Красный Мост	2640	90	664	90	664	90	1991	90
176	Визимьяры	0	0	0	0	0	0	0	0
177	Визимьяры	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j24.437		Z0 = 0.000 + j24.437			Z0 = 0.001 + j48.304
222 -	Визимьяры	2720	90	684	90	684	90	2052	90
57	Красный Мост	2720	90	684	90	684	90	2052	90
U = 115.0/-0		Z1 = 0.000 + j8.837		Z2 = 0.000 + j8.837			Z0 = 0.000 + j25.832
62 -	Отпайка на Сидельниково	7514	90	1526	90	1526	90	4579	90
45	Сидельниково	0	0	0	0	0	0	0	0
46	Уржумка	1233	90	251	90	250	90	836	90
206	Кабельная	6281	90	1275	90	1276	90	3743	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j4.244		Z2 = 0.001 + j4.244			Z0 = 0.004 + j3.630
63 -	Витаминный	15662	90	5485	90	5485	90	16456	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	420	90
42	Чигашево 110	15662	90	5485	90	5485	90	15692	90
65	Заречная	0	0	0	0	0	0	344	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j4.323		Z2 = 0.001 + j4.323			Z0 = 0.004 + j4.177
64 -	Витаминный	15374	90	5183	90	5183	90	15549	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	457	90
42	Чигашево 110	14437	90	4868	90	4867	90	14505	90
66	Заречная	937	90	316	90	316	90	588	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j5.944		Z2 = 0.001 + j5.944			Z0 = 0.003 + j10.927
65 -	Заречная	11182	90	2913	90	2913	90	8740	90
63	Витаминный	11182	90	2913	90	2913	90	8164	90
67	Данилово	0	0	0	0	0	0	576	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j6.200		Z2 = 0.001 + j6.200			Z0 = 0.003 + j12.934
66 -	Заречная	10720	90	2624	90	2624	90	7871	90
64	Витаминный	9636	90	2359	90	2358	90	6843	90
210	Данилово	1084	90	265	90	266	90	1028	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j10.984		Z2 = 0.001 + j10.984			Z0 = 0.003 + j28.536
67 -	Данилово	6051	90	1321	90	1321	90	3964	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	790	90
65	Заречная	6051	90	1321	90	1321	90	3174	90
202	Данилово	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j9.361		Z2 = 0.001 + j9.361			Z0 = 0.002 + j24.443
210 -	Данилово	7099	90	1540	90	1540	90	4619	90
66	Заречная	5820	90	1263	90	1262	90	3174	90
68	Акашево	1215	90	263	90	264	90	1445	90
201	Данилово	64	90	14	90	14	90	0	0
U = 115.1/-0		Z1 = 0.000 + j13.391		Z2 = 0.000 + j13.391			Z0 = 0.001 + j28.391
68 -	Акашево	4962	90	1204	90	1204	90	3613	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	455	90
69	Советская	1914	90	362	90	363	90	1406	90
210	Данилово	3468	90	842	90	842	90	1753	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.000 + j15.430		Z2 = 0.000 + j15.430			Z0 = 0.001 + j29.101
69 -	Советская	4306	90	1108	90	1108	90	3325	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	680	90
68	Акашево	2453	90	632	90	631	90	1398	90
70	Куженер	1781	90	458	90	459	90	1247	90
107	Советская	72	90	19	90	19	90	0	0
108	Советская	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/-0		Z1 = 0.000 + j14.678		Z2 = 0.000 + j14.678			Z0 = 0.000 + j26.361
70 -	Куженер	4526	90	1192	90	1192	90	3577	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	418	90
69	Советская	1616	90	426	90	425	90	1094	90
71	Сернур	2911	90	766	90	767	90	2066	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.000 + j10.075		Z2 = 0.000 + j10.075			Z0 = 0.000 + j13.367
71 -	Сернур	6594	90	1982	90	1982	90	5946	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	559	90
15	Дубники 110	5339	90	1604	90	1605	90	4529	90
70	Куженер	1206	90	363	90	362	90	858	90
124	Сернур	49	90	15	90	15	90	0	0
125	Сернур	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j8.884		Z2 = 0.001 + j8.884			Z0 = 0.004 + j15.823
72 -	Лесная	7482	90	1979	90	1979	90	5936	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	416	90
42	Чигашево 110	7482	90	1979	90	1979	90	5520	90
73	Пемба	0	0	0	0	0	0	0	0
74	Луговая	0	0	0	0	0	0	0	0
167	Луговая	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j12.584		Z2 = 0.001 + j12.584			Z0 = 0.004 + j26.963
73 -	Пемба	5282	90	1275	90	1275	90	3825	90
41	Суслонгер	0	0	0	0	0	0	0	0
72	Лесная	5282	90	1275	90	1275	90	3825	90
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j14.694		Z2 = 0.001 + j14.694			Z0 = 0.004 + j33.243
74 -	Луговая	4523	90	1061	90	1061	90	3184	90
72	Лесная	4523	90	1061	90	1061	90	3184	90
118	Луговая	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/-0		Z1 = 0.001 + j14.694		Z2 = 0.001 + j14.694			Z0 = 0.004 + j33.243
167 -	Луговая	4523	90	1061	90	1061	90	3184	90
72	Лесная	4523	90	1061	90	1061	90	3184	90
227	Луговая	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.0/0		Z1 = 0.000 + j33.509		Z2 = 0.000 + j33.509			Z0 = 0.000 + j25.039
75 -	Мелковка	1981	90	721	90	721	90	2164	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	1250	90
76	Юрино	1017	90	370	90	370	90	561	90
219	Ленинская	965	90	351	90	351	90	353	90
U = 115.0/0		Z1 = 0.000 + j32.511		Z2 = 0.000 + j32.511			Z0 = 0.000 + j32.578
76 -	Юрино	2042	90	680	90	680	90	2041	90
0	Общая нейтраль	0	0	0	0	0	0	468	90
75	Мелковка	843	90	281	90	281	90	1045	90
168	Юрино	0	0	0	0	0	0	0	0
169	Юрино	0	0	0	0	0	0	0	0
217	Каменка	1199	90	400	90	400	90	528	90
U = 115.0/0		Z1 = 0.00 + j20.610		Z2 = 0.000 + j20.610			Z0 = 0.000 + j82.980
77 -	Козьмодемьянск	3222	90	535	90	535	90	1604	90
79	Троицкий Посад	3222	90	535	90	535	90	1604	90
U = 115.0/0		Z1 = 0.000 + j20.610		Z2 = 0.000 + j20.610			Z0 = 0.000 + j82.980
78 -	Козьмодемьянск	3222	90	535	90	535	90	1604	90
79	Троицкий Посад	3222	90	535	90	535	90	1604	90
U = 115.0/0		Z1 = 0.000 + j12.760		Z2 = 0.000 + j12.760			Z0 = 0.000 + j46.080
79 -	Троицкий Посад	5203	90	927	90	927	90	2782	90
77	Козьмодемьянск	0	0	0	0	0	0	0	0
78	Козьмодемьянск	0	0	0	0	0	0	0	0
80	Еласы	2602	90	464	90	464	90	1391	90
80,1	Еласы	2602	90	464	90	464	90	1391	90
174	Троицкий Посад	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.0/0		Z1 = 0.000 + j11.330		Z2 = 0.000 + j11.330			Z0 = 0.000 + j39.360
80 -	Еласы	5860	90	1071	90	1071	90	3212	90
79	Троицкий Посад	0	0	0	0	0	0	0	0
79,1	Троицкий Посад	0	0	0	0	0	0	0	0
81	Виловатово	2930	90	535	90	535	90	1606	90
82	Виловатово	2930	90	535	90	535	90	1606	90
186	Еласы	0	0	0	0	0	0	0	0
187	Еласы	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.0/0		Z1 = 0.000 + j10.778		Z2 = 0.000 + j10.778			Z0 = 0.000 + j35.852
81 -	Виловатово	6160	90	1157	90	1157	90	3470	90
0,1	Общая нейтраль	3760	90	706	90	706	90	2253	90
80	Еласы	2400	90	451	90	451	90	1217	90
U = 115.0/0		Z1 = 0.000 + j10.778		Z2 = 0.000 + j10.778			Z0 = 0.000 + j35.852
81 -	Виловатово	6160	90	1157	90	1157	90	3470	90
0	Общая нейтраль	3760	90	706	90	706	90	2253	90
80	Еласы	2400	90	451	90	451	90	1217	90
U = 115.0/-0		Z1 = 0.000 + j21.353		Z2 = 0.00 + j21.353			Z0 = 0.000 + j67.449
161 -	Мари-Турек	3111	90	603	90	603	90	1809	90
19	Параньга	3111	90	603	90	603	90	1809	90
U = 115.1/0		Z1 = 0.002 + j5.776		Z2 = 0.002 + j5.776			Z0 = 0.001 + j7.087
91 -	Северо-Западная	11506	90	3566	90	3566	90	10697	90
208	Кожино	11506	90	3566	90	3566	90	10697	90
U = 115.1/0		Z1 = 0.002 + j5.776		Z2 = 0.002 + j5.776			Z0 = 0.001 + j7.087
92 -	Северо-Западная	11506	90	3566	90	3566	90	10697	90
54	Кожино	11506	90	3566	90	3566	90	10697	90
U = 115.0/0		Z1 = 0.000 + j33.149		Z2 = 0.000 + j33.149			Z0 = 0.000 + j39.186
219 -	Ленинская	2003	90	629	90	629	90	1888	90
75	Мелковка	894	90	281	90	281	90	1304	90
218	Воскресенск	1109	90	348	90	348	90	584	90
220	Ленинская	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/0		Z1 = 0.000 + j7.355		Z2 = 0.000 + j7.355			Z0 = 0.002 + j10.448
223 -	Мышино	9036	90	2642	90	2642	90	7925	90
8	Медведево	9036	90	2642	90	2642	90	7925	90
10	Краснооктябрьск	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 115.1/0		Z1 = 0.006 + j9.934		Z2 = 0.006 + j9.934			Z0 = 0.002 + j19.722
224 -	Мышино	6690	90	1679	90	1679	90	5036	90
49	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	6690	90	1679	90	1679	90	5036	90
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j15.976		Z2 = 0.000 + j15.976			Z0 = 0.000 - j - 0.000
93 -	Оршанка	1323	90	0	0	0	0	0	0
11	Оршанка	1323	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j12.522		Z2 = 0.000 + j12.522			Z0 = 0.000 - j - 0.0000
94 -	Оршанка	1689	90	0	0	0	0	0	0
11	Оршанка	1314	90	0	- 90	0	0	0	0
95	Малый Кугунур	0	0	0	0	0	0	0	0
96	Шулка	374	90	0	- 90	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j15.472		Z2 = 0.000 + j15.472			Z0 = 0.000 - j - 0.000
95 -	Малый Кугунур	1367	90	0	0	0	0	0	0
94	Оршанка	1367	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j16.032		Z2 = 0.000 + j16.032			Z0 = 0.000 - j - 0.000
96 -	Шулка	1319	90	0	0	0	0	0	0
94	Оршанка	879	90	0	- 90	0	0	0	0
97	Пектубаево	440	90	0	90	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j17.780		Z2 = 0.000 + j17.780			Z0 = 0.000 - j - 0.000
97 -	Пектубаево	1189	90	0	0	0	0	0	0
96	Шулка	660	90	0	- 90	0	0	0	0
99	Кадам	529	90	0	90	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j21.696		Z2 = 0.000 + j21.696			Z0 = 0.000 - j - 0.000
98 -	Пектубаево	974	90	0	0	0	0	0	0
100	Новой# Торъял	974	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j17.962		Z2 = 0.000 + j17.962			Z0 = 0.000 - j - 0.000
99 -	Кадам	1177	90	0	0	0	0	0	0
97	Пектубаево	563	90	0	- 90	0	0	0	0
104	Воскресенск	614	90	0	90	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j10.616		Z2 = 0.000 + j10.616			Z0 = 0.000 - j - 0.000
100 -	Новой# Торъял	1991	90	0	0	0	0	0	0
14	Новой# Торъял	1249	90	0	0	0	0	0	0
98	Пектубаево	0	0	0	0	0	0	0	0
102	Масканур	742	90	0	0	0	0	0	0
U = 236.6/0		Z1 = 0.000 + j10.616		Z2 = 0.000 + j10.616			Z0 = 0.000 - j - 0.000
101 -	Новой# Торъял	1991	90	0	0	0	0	0	0
14	Новой# Торъял	1249	90	0	0	0	0	0	0
102	Масканур	742	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j21.421		Z2 = 0.000 + j21.421			Z0 = 0.000 - j - 0.000
102 -	Масканур	1880	90	0	0	0	0	0	0
100	Новой# Торъял	940	90	0	0	0	0	0	0
101	Новой# Торъял	940	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j21.421		Z2 = 0.000 + j21.421			Z0 = 0.000 - j - 0.000
103 -	Воскресенск	987	90	0	0	0	0	0	0
105	Руясола	987	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j17.048		Z2 = 0.000 + j17.048			Z0 = 0.000 - j - 0.000
104 -	Воскресенск	1240	90	0	0	0	0	0	0
99	Кадам	477	90	0	- 90	0	0	0	0
201	Данилово	764	90	0	90	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j14.291		Z2 = 0.000 + j14.291			Z0 = 0.000 - j - 0.000
105 -	Руясола	1479	90	0	0	0	0	0	0
103	Воскресенск	0	0	0	0	0	0	0	0
108	Синеглазка	1479	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j12.561		Z2 = 0.000 + j12.561			Z0 = 0.000 - j - 0.000
106 -	Синеглазка	1683	90	0	0	0	0	0	0
105	Руясола	0	0	0	0	0	0	0	0
108	Советская	1683	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j8.899		Z2 = 0.000 + j8.899			Z0 = 0.000 - j - 0.000
107 -	Советская	2376	90	0	0	0	0	0	0
69	Советская	1977	90	0	- 90	0	0	0	0
109	Семейкино	399	90	0	90	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j10.561		Z2 = 0.000 + j10.561			Z0 = 0.000 - j - 0.000
108 -	Советская	2002	90	0	0	0	0	0	0
69	Советская	2002	90	0	0	0	0	0	0
106	Синеглазка	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j12.099		Z2 = 0.000 + j12.099			Z0 = 0.000 - j - 0.000
109 -	Семейкино	1747	90	0	0	0	0	0	0
107	Советская	1289	90	0	- 90	0	0	0	0
110	Отпайка на Токтарсолу	459	90	0	90	0	0	0	0
115	Отпайка на Голубую	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j15.113		Z2 = 0.000 + j15.113			Z0 = 0.000 - j - 0.000
111 -	Памашъял	1399	90	0	0	0	0	0	0
110	Отпайка на Токтарсолу	594	90	0	- 90	0	0	0	0
124	Сернур	805	90	0	90	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j21.182		Z2 = 0.000 + j21.182			Z0 = 0.000 - j - 0.000
112 -	Токтарсола	998	90	0	0	0	0	0	0
110	Отпайка на Токтарсолу	998	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j25.449		Z2 = 0.000 + j25.449			Z0 = 0.000 - j - 0.000
113 -	Степная	831	90	0	0	0	0	0	0
115	Отпайка на Голубую	831	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j22.732		Z2 = 0.000 + j22.732			Z0 = 0.000 - j - 0.000
114 -	Степная	930	90	0	0	0	0	0	0
116	Отпайка на Голубую	930	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j20.162		Z2 = 0.000 + j20.162			Z0 = 0.000 - j - 0.000
117 -	Пахомово	1049	90	0	0	0	0	0	0
227	Луговая	1049	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j15.882		Z2 = 0.000 + j15.882			Z0 = 0.000 - j - 0.000
118 -	Луговая	1331	90	0	0	0	0	0	0
74	Луговая	1331	90	0	0	0	0	0	0
119	Отпайка на Абаснур	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j24.672		Z2 = 0.000 + j24.672			Z0: = 0.000 - j - 0.000
120 -	Голубая	857	90	0	0	0	0	0	0
119	Отпайка на Абаснур	857	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j24.499		Z2 = 0.000 + j24.499			Z0 = 0.000 - j - 0.000
121 -	Голубая	863	90	0	0	0	0	0	0
115	Отпайка на Голубую	863	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j21.062		Z2 = 0.000 + j21.062			Z0 = 0.000 - j - 0.000
123 -	Абаснур	1004	90	0	0	0	0	0	0
119	Отпайка на Абаснур	1004	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j11.718		Z2 = 0.000 + j11.718			Z0 = 0.000 - j - 0.000
124 -	Сернур	1804	90	0	0	0	0	0	0
71	Сернур	1354	90	0	- 90	0	0	0	0
111	Памашъял	450	90	0	90	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j15.415		Z2 = 0.000 + j15.415			Z0 = 0.000 - j - 0.000
125 -	Сернур	1371	90	0	0	0	0	0	0
71	Сернур	1371	90	0	0	0	0	0	0
126	Марисола	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j21.125		Z2 = 0.000 + j21.125			Z0 = 0.000 - j - 0.000
126 -	Марисола	1001	90	0	0	0	0	0	0
125	Сернур	1001	90	0	0	0	0	0	0
127	Казанск	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j27.015		Z2 = 0.000 + j27.015			Z0 = 0.000 - j - 0.000
127 -	Казанск	782	90	0	0	0	0	0	0
126	Марисола	782	90	0	0	0	0	0	0
128	Кукнур	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j31.895		Z2 = 0.000 + j31.895			Z0 = 0.000 - j - 0.000
128 -	Кукнур	663	90	0	0	0	0	0	0
127	Казанск	663	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j24.156		Z2 = 0.000 + j24.156			Z0 = 0.000 - j - 0.000
129 -	Большой Ляждур	875	90	0	0	0	0	0	0
20	Большой Ляждур	875	90	0	0	0	0	0	0
130	Юледур	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j30.466		Z2 = 0.000 + j30.466			Z0 = 0.000 - j - 0.000
130 -	Юледур	694	90	0	0	0	0	0	0
129	Большой Ляждур	694	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j23.241		Z2 = 0.000 + j23.241			Z0 = 0.000 - j - 0.000
131 -	Русские Шои	909	90	0	0	0	0	0	0
132	Параньга	909	90	0	0	0	0	0	0
209	Юледур	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.00 + j15.811		Z2 = 0.000 + j15.811			Z0 = 0.000 - j - 0.000
132 -	Параньга	1337	90	0	0	0	0	0	0
19	Параньга	1337	90	0	0	0	0	0	0
131	Русские Шои	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j16.897		Z2 = 0.000 + j16.897			Z0 = 0.000 - j - 0.000
134 -	Суслонгер	1252	90	0	0	0	0	0	0
41	Суслонгер	1252	90	0	0	0	0	0	0
136	Калинка	0	0	0	0	0	0	0	0
138	Отпайка на Сафиуллина	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j17.264		Z2 = 0.000 + j17.264			Z0 = 0.000 - j - 0.000
135 -	Суслонгер	1226	90	0	0	0	0	0	0
40	Суслонгер	1226	90	0	0	0	0	0	0
139	Силикатный	0	0	0	0	0	0	0	0
143	Красногорск	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j20.837		Z2 = 0.000 + j20.837			Z0 = 0.000 - j - 0.000
136 -	Калинка	1015	90	0	0	0	0	0	0
134	Суслонгер	1015	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j19.927		Z2 = 0.000 + j19.927			Z0 = 0.000 - j - 0.000
137 -	Сафиуллин	1061	90	0	0	0	0	0	34
138	Отпайка на Сафиуллина	1061	90	0	0	0	0	0	34
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j20.504		Z2 = 0.000 + j20.504			Z0 = 0.000 - j - 0.000
139 -	Силикатный	1032	90	0	0	0	0	0	0
135	Суслонгер	1032	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j20.137		Z2 = 0.000 + j20.137			Z0 = 0.000 - j - 0.000
140 -	Силикатный	1050	90	0	0	0	0	0	0
138	Отпайка на Сафиуллина	1050	90	0	0	0	0	0	0
141	МЗСК	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j20.657		Z2 = 0.000 + j20.657			Z0 = 0.000 - j - 0.000
141 -	МЗСК	1024	90	0	0	0	0	0	0
140	Силикатный	1024	90	0	0	0	0	0	0
142	Сурок	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j24.947		Z2 = 0.000 + j24.947			Z0 = 0.000 - j - 0.000
142 -	Сурок	848	90	0	0	0	0	0	0
141	МЗСК	848	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j27.064		Z2 = 0.000 + j27.064			Z0 = 0.000 - j - 0.000
143 -	Красногорск	782	90	0	0	0	0	0	0
135	Суслонгер	782	90	0	0	0	0	0	0
145	КАФ	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j17.050		Z2 = 0.000 + j17.050			Z0 = 0.000 - j - 0.000
144 -	Красногорск	1241	90	0	0	0	0	0	0
146	КАФ	0	0	0	0	0	0	0	0
150	Шелангер	1241	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j30.364		Z2 = 0.000 + j30.364			Z0 = 0.000 - j - 0.000
145 -	КАФ	697	90	0	0	0	0	0	0
143	Красногорск	697	90	0	0	0	0	0	0
148	Кленовая Гора	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j19.150		Z2 = 0.000 + j19.150			Z0 = 0.000 - j - 0.000
146 -	КАФ	1105	90	0	0	0	0	0	0
144	Красногорск	1105	90	0	0	0	0	0	0
147	Кленовая Гора	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j22.150		Z2 = 0.000 + j22.150			Z0 = 0.000 - j - 0.000
147 -	Кленовая Гора	955	90	0	0	0	0	0	0
146	КАФ	955	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j33.364		Z2 = 0.000 + j33.364			Z0 = 0.000 - j - 0.000
148 -	Кленовая Гора	634	90	0	0	0	0	0	0
145	КАФ	634	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j11.250		Z2 = 0.000 + j11.250			Z0 = 0.000 - j - 0.000
150 -	Шелангер	1881	90	0	0	0	0	0	0
39	Шелангер	1881	90	0	0	0	0	0	0
144	Красногорск	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j11.250		Z2 = 0.000 + j11.250			Z0 = 0.000 - j - 0.000
151 -	Шелангер	1881	90	0	0	0	0	0	0
39	Шелангер	1881	90	0	0	0	0	0	0
152	Филиппсола	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j18.720		Z2 = 0.000 + j18.720			Z0 = 0.000 - j - 0.000
152 -	Филиппсола	1130	90	0	0	0	0	0	0
151	Шелангер	1130	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j17.763		Z2 = 0.000 + j17.763			Z0 = 0.000 - j - 0.000
153 -	Морки	1189	90	0	0	0	0	0	0
24	Морки	1189	90	0	0	0	0	0	0
156	КС-21	0	0	0	0	0	0	0	0
157	Коркатово	0	0	0	0	0	0	0	0
158	Зеленогорск	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.7/-0		Z1 = 0.000 + j18.473		Z2 = 0.000 + j18.473			Z0 = 0.000 - j - 0.000
154 -	Морки	1146	90	0	0	0	0	0	0
25	Морки	1146	90	0	0	0	0	0	0
155	КС-21	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.7/-0		Z1 = 0.000 + j21.063		Z2 = 0.000 + j21.063			Z0 = 0.00 - j - 0.000
155 -	КС-21	1005	90	0	0	0	0	0	0
154	Морки	1005	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j20.353		Z2 = 0.000 + j20.353			Z0 = 0.000 - j - 0.000
156 -	КС-21	1038	90	0	0	0	0	0	0
153	Морки	1038	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j26.763		Z2 = 0.000 + j26.763			Z0 = 0.000 - j - 0.000
157 -	Коркатово	789	90	0	0	0	0	0	0
153	Морки	789	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j25.413		Z2 = 0.000 + j25.413			Z0 = 0.000 - j - 0.000
158 -	Зеленогорск	831	90	0	0	0	0	0	0
153	Морки	831	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j23.891		Z2 = 0.000 + j23.891			Z0 = 0.000 - j - 0.000
162 -	Мариец	884	90	0	0	0	0	0	0
160	Новый Кинер	884	90	0	0	0	0	0	0
163	Карлыган	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j30.301		Z2 = 0.000 + j30.301			Z0 = 0.000 - j - 0.000
163 -	Карлыган	697	90	0	0	0	0	0	0
162	Мариец	697	90	0	0	0	0	0	0
164	Хлебниково	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j34.971		Z2 = 0.000 + j34.971			Z0 = 0.000 - j - 0.000
164 -	Хлебниково	604	90	0	0	0	0	0	0
163	Карлыган	604	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j38.644		Z2 = 0.000 + j38.644			Z0 = 0.000 - j - 0.000
165 -	Хлебниково	547	90	0	0	0	0	0	0
166	Мари-Билямор	547	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j26.174		Z2 = 0.000 + j26.174			Z0 = 0.000 - j - 0.000
166 -	Мари - Билямор	807	90	0	0	0	0	0	0
165	Хлебниково	0	0	0	0	0	0	0	0
205	Мари-Турек	807	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j26.189		Z2 = 0.000 + j26.189			Z0 = 0.000 - j - 0.000
168 -	Юрино	807	90	0	0	0	0	0	0
76	Юрино	807	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j26.189		Z2 = 0.000 + j26.189			Z0 = 0.000 - j - 0.000
169 -	Юрино	807	90	0	0	0	0	0	0
76	Юрино	807	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.7/0		Z1 = 0.000 + j8.381		Z2 = 0.000 + j8.381			Z0 = 0.000 - j - 0.000
170 -	Кундыш	2525	90	0	0	0	0	0	0
60	Кундыш	2525	90	0	0	0	0	0	0
172	Килемары	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.7/0		Z1 = 0.000 + j8.507		Z2 = 0.000 + j8.507			Z0 = 0.000 - j - 0.000
171 -	Кундыш	2488	90	0	0	0	0	0	0
59	Кундыш	2488	90	0	0	0	0	0	0
173	Килемары	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.7/0		Z1 = 0.000 + j11.461		Z2 = 0.000 + j11.461			Z0 = 0.000 - j - 0.000
172 -	Килемары	1847	90	0	0	0	0	0	0
170	Кундыш	1847	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.7/0		Z1 = 0.000 + j11.587		Z2 = 0.000 + j11.587			Z0 = 0.000 - j - 0.000
173 -	Килемары	1827	90	0	0	0	0	0	0
171	Кундыш	1827	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j15.717		Z2 = 0.000 + j15.717			Z0 = 0.000 - j - 0.000
174 -	Троицкий Посад	1345	90	0	0	0	0	0	0
79	Троицкий Посад	1345	90	0	0	0	0	0	0
175	Лидвуй	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j20.687		Z2 = 0.000 + j20.687			Z0 = 0.000 - j - 0.000
175 -	Лидвуй	1022	90	0	0	0	0	0	0
174	Троицкий Посад	1022	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j16.944		Z2 = 0.000 + j16.944			Z0 = 0.000 - j - 0.000
176 -	Визимьяры	1248	90	0	0	0	0	0	0
61	Визимьяры	1248	90	0	0	0	0	0	0
182	Озерки	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j25.396		Z2 = 0.000 + j25.396			Z0 = 0.000 - j - 0.000
177 -	Визимьяры	833	90	0	0	0	0	0	0
61	Визимьяры	833	90	0	0	0	0	0	0
178	Три Рутки	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j39.026		Z2 = 0.000 + j39.026			Z0 = 0.000 - j - 0.000
178 -	Три Рутки	542	90	0	0	0	0	0	0
177	Визимьяры	542	90	0	0	0	0	0	0
179	Майская	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j55.126		Z2 = 0.000 + j55.126			Z0 = 0.000 - j - 0.000
179 -	Майская	384	90	0	0	0	0	0	0
178	Три Рутки	384	90	0	0	0	0	0	0
180	Нежнур	0	0	0	0	0	0	0	0
181	Озерки	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j63.006		Z2 = 0.006 + j63.006			Z0 = 0.000 - j - 0.000
180 -	Нежнур	336	90	0	0	0	0	0	0
179	Майская	336	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j61.696		Z2 = 0.000 + j61.696			Z0 = 0.000 - j - 0.000
180 -	Озерки	336	90	0	0	0	0	0	0
179	Майская	336	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j38.414		Z2 = 0.000 + j38.414			Z0 = 0.000 - j - 0.000
182 -	Озерки	550	90	0	0	0	0	0	0
176	Визимьяры	550	90	0	0	0	0	0	0
183	Шары	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j43.994		Z2 = 0.000 + j43.994			Z0 = 0.000 - j - 0.000
183 -	Шары	481	90	0	0	0	0	0	0
182	Озерки	481	90	0	0	0	0	0	0
184	Юркино	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j49.204		Z2 = 0.000 + j49.204			Z0 = 0.000 - j - 0.000
184 -	Юркино	430	90	0	0	0	0	0	0
183	Шары	430	90	0	0	0	0	0	0
U = 56.6/0		Z1 = 0.000 + j36.573		Z2 = 0.00 + j36.573			Z0 = 0.000 - j - 0.000
221 -	Юркино	578	90	0	0	0	0	0	0
220	Ленинская	578	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j16.615		Z2 = 0.000 + j16.615			Z0 = 0.000 - j - 0.000
186 -	Еласы	1273	90	0	0	0	0	0	0
80	Еласы	860	90	0	0	0	0	0	0
188	НИРФИ	413	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j16.615		Z2 = 0.000 + j16.615			Z0 = 0.000 - j - 0.000
187 -	Еласы	1273	90	0	0	0	0	0	0
80	Еласы	860	90	0	0	0	0	0	0
189	Микряково	413	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j18.732		Z2 = 0.000 + j18.732			Z0 = 0.000 - j - 0.000
189 -	Микряково	1150	90	0	0	0	0	0	0
187	Еласы	663	90	0	0	0	0	0	0
188	НИРФИ	487	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j12.153		Z2 = 0.000 + j12.153			Z0 = 0.000 - j - 0.000
201 -	Данилово	1740	90	0	0	0	0	0	0
104	Воскресенск	370	90	0	- 90	0	0	0	0
210	Данилово	1370	90	0	- 90	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j15.507		Z2 = 0.000 + j15.507			Z0 = 0.000 - j - 0.000
202 -	Данилово	1364	90	0	0	0	0	0	0
67	Данилово	1364	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j16.954		Z2 = 0.000 + j16.954			Z0 = 0.000 - j - 0.000
205 -	Мари-Турек	1247	90	0	0	0	0	0	0
18	Мари-Турек	1247	90	0	0	0	0	0	0
166	Мари-Билямор	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j29.071		Z2 = 0.000 + j29.071			Z0 = 0.000 - j - 0.000
209 -	Юледур	727	90	0	0	0	0	0	0
131	Русские Шои	727	90	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/0		Z1 = 0.000 + j26.203		Z2 = 0.000 + j26.203			Z0 = 0.000 - j - 0.000
220 -	Ленинская	806	90	0	0	0	0	0	0
219	Ленинская	806	90	0	0	0	0	0	0
221	Юркио#	0	0	0	0	0	0	0	0
U = 36.6/-0		Z1 = 0.000 + j15.882		Z2 = 0.000 + j15.882			Z0 = 0.000 - j - 0.000
221 -	Луговая	1331	90	0	0	0	0	0	0
116	Отпайка на Степную	0	0	0	0	0	0	0	0
117	Пахомово	0	0	0	0	0	0	0	0
167	Луговая	1331	90	0	0	0	0	0	0

Приложение N 7

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Перечень
энергообъектов энергосистемы Республики Марий Эл с типами установленных выключателей 35 кВ и выше и их отключающей способностью

	Присоединение	Характеристика установленных выключателей		Ток КЗ, кА				Примечание
		тип	Iоткл, кА	существующие		2021 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
1.1.	ПС 500 кВ Помары
	ОРУ 500 кВ			12,6	11,6	15,5	14,8
	В-502 ЧеГЭС - Помары	ВВ-500Б 31,5/2000У1	31,5
	В-501 ЧеГЭС - Помары	ВВ-500Б 31,5/2000У1	31,5
	ВВ-503 ВЛ - 500 кВ Помары - Киндери	ВВ-500Б 31,5/2000У1	31,5
	В-504 ВЛ-500 кВ Помары - Киндери	ВВ-500Б 31,5/2000У1	31,5
	ОРУ 220 кВ			20,7	23,2	25,3	29,8
	ОВ-220 кВ	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
	ШСВ-220 кВ	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
	АТ-1	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
	Помары - Чигашево	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
	Помары - Тюрлема	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
	АТ-2	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
	Помары - Волжская	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
	Помары - Восток-2	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
	Помары - Зеленодольская	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
	Помары - Восток-1	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
	Помары - Заря-2	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
	Помары - Заря-1	ВВД-220Б-31,5/2000У1	31,5
1.2.	ПС 220 кВ Чигашево
	ОРУ 220 кВ			8,3	7,5	12,6	11,4
	ЧеГЭС - Чигашево	У-220-1000/2000-25У1	25
	Помары - Чигашево	У-220-1000/2000-25У1	25
	ОМШВ-220 кВ	У-220-1000/2000-25У1	25
	Чигашево - Дубники	У-220-1000/2000-25У1	25
	ОРУ 110 кВ			12,9	14,2	17,3	20,8
	АТ-2	МКП-110М-1000/630-20	20
	Чигашево - Лесная	МКП-110М-1000/630-20	20
	Чигашево - Помъялы	МКП-110М-630	20
	В-110 кВ АТ-1	МКП-110М	18,4
	Чигашево - Данилово N 2	МКП-110М	18,4
	Чигашево - Данилово-1	МКП-110М	18,4
	Чигашево - Кокшайск	МКП-110М	18,4
	Чигашево - Медведево	МКП-110М	18,4
	Чигашево - ТЭЦ-3	МКП-110М	18,4
	ОВ - 110 кВ	МКП-110М	18,4
	ШСВ - 110 кВ	МКП-110М	18,4
	Чигашево - Заводская	МКП-110М-1000/630-20	20
	Чигашево - ТЭЦ-1	МКП-110М-1000/630-20	20
	Чигашево - Кожино	МКП-110М-1000/630-20	20
	Чигашево - ТЭЦ-2	У-110-8	42
1.3.	ПС 220 кВ Волжская
	ОРУ 220 кВ			15,0	14,8	17	15,4
	СМВ-220 кВ	У-220-2000-У1	25
	ОРУ 110 кВ			10,3	12,1	11	13,1
	АТ-1	У-110-2000-40У1	40
	АТ-2	У-110-2000-40У1	40
	Волжская - Городская I	У-П 0-2000-40У1	40
	Волжская - Агрегатная I	У-110-2000-40У1	40
	Волжская - Агрегатная	У-110-2000-40У1	40
	ОВ-110	У-110-2000-40У1	40
	ШСВ-110	У-110-2000-40У1	40
	Волжская - Пионерская	У-110-2000-40У1	40
	Волжская - Помъялы	У-110-2000-40У1	40
	Волжская - Городская II	У-110-2000-40У1	40
	Волжская - Параты	МКП-110М-1000/630-20У1	20
	Волжская - Сотнур	МКП-110М-1000/630-20У1	20
	Резерв	МКП-110М-1000/630-20У1	20
1.4.	ПС 220 кВ Дубники
	ОРУ 220 кВ			2,8	2,7	5,5	5,2
	АТ-1	У-220	25
	АТ-2	У-220	25
	ОРУ 110 кВ			4,1	4,8	8,7	9,3
	Дубники - Сернур	МКП	20
	Дубники - Торъял	МКП	20
	Дубники - Большой Ляждур	МКП	20
	Дубники - Лазарево-1	МКП	20
	ШСВ	МКП	20
	Дубники - Лазарево-2	МКП	20
	АТ-1	МКП	20
	ОВ	МКП	20
	АТ-2	МКП	20
2.	Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
	Горномарийские электрические сети
	110 кВ
2.1.	ПС 110/35/10 кВ Троицкий Посад
	ОРУ 110 кВ			1,9	1,1	5,2	2,8
	ОРУ 35 кВ
	Т-1	С-35	10			1,3
	Троицкий Посад - Лидвуй	С-35	10
	ВЛ-35	С-35	10
2.2.	ПС 110/35/10 кВ Еласы
	ОРУ 110 кВ			2,6	1,5	5,9	3,2
	ОРУ 35 кВ					1,3
	Т-1	С-35	10
	Т-2	С-35	10
	СМВ	С-35	10
	Еласы - НИРФИ	С-35	10
	Еласы - Микряково	ВМ-35	6,6
	ВЛ-35	С-35	10
2.3.	ПС 110/35/10 кВ Визимьяры
	ОРУ 110 кВ			1,6	1,3	2,7	2,1
	ОРУ 35 кВ					1,2
	Т-1	С-35	10
	Т-2	С-35	10
	СМВ	С-35	10
	Визимьяры - Озерки-1	С-35	10
	Визимьяры - Озерки-2	С-35	10
	ВЛ-35	С-35	10
2.4.	ПС 110/35/10 кВ Кундыш
	ОРУ 110 кВ			1,8	1,8	2,6	2,5
	ОРУ 35 кВ					2,5
	Т-1	С-35	10
	Т-2	С-35	10
	СМВ	С-35	10
	Кундыш - Килемары-1	С-35	10
	Кундыш - Килемары-2	С-35	10
2.5.	ПС 110/10 кВ Мелковка
	ОРУ 110 кВ			1,8	2,0	2	2,2
	СВ	ВГТ-110-40/2500У1	40
2.6.	ПС 110/35/10 кВ Юрино
	ОРУ 110 кВ			1,8	1,8	2	2
	СВ	LTB-145	31,5
	ОРУ 35 кВ					0,8
	ВЛ-35	С-35	10
	ВЛ-35	С-35	10
	ВЛ-35	С-35	10
	ВЛ-35	С-35	10
	СМВ-35	С-35	10
	ввод-35	С-35	10
	ввод-35	С-35	10
	35 кВ
2.7.	ПС 35/10 Микряково
	ОРУ 35 кВ		10			1,2
	T-1	ВТ-35	10
	Т-2	ВТ-35	10
	СМВ	ВТ-35	10
2.8.	ПС 35/10 Лидвуй
	ОРУ 35 кВ		10			1
	Т-1	ВТ-35	10
2.9.	ПС 35/10 Озерки
	ОРУ 35 кВ		10			0,6
	Озерки - Юркино	С-35	10
2.10.	ПС 35/10 Шары
	ОРУ 35 кВ		10			0,5
	Т-1	С-35	10
2.11.	ПС 35/10 Килемары
	ОРУ 35 кВ		10			1,9
	Т-1	С-35	10
	Т-2	С-35	10
	ВЛ 3501	С-35	10
	ВЛ 3502	С-35	10
2.12.	ПС 35/10 Майская
	ОРУ 35 кВ		10			0,4
	Т-1	С-35	10
	СМВ-35	С-35	10
2.13.	ПС 35/10 Юркино
	ОРУ 35 кВ		10			0,4
	Т-1	С-35	10
2.14.	ПС 35/10 Нежнурская
	ОРУ 35 кВ		10			0,3
	Йошкар-Олинские электрические сети
	110 кВ
2.15.	ПС 110/35/10 кВ Данилово
	ОРУ 110 кВ			6,6	5,5	7,1	4,6
	СМВ-110	МКП-110М	20
	Данилово - Акашево	МКП-110Б	20
	ОРУ 35 кВ					1,7
	Т-1	С-35	10
	Т-2	ВМ-35	6,6
	СМВ-35	С-35	10
	Данилово - Воскресенск	ВМ-35	6,6
	МВ-35 (резерв)	С-35	10
2.16.	ПС 110/10 кВ Заречная
	ОРУ 110 кВ			10,0	9,1	11,2	8,7
	Т-3	ВГТ-110	40
2.17.	ПС 110/10 кВ Пемба
	ОРУ 110 кВ					5,3	3,8
	СМВ-110	МКП-110М	20
2.18.	ПС 110/10 кВ Арбаны
	ОРУ 110 кВ			4,3	3,3	4,8	3,6
	СМВ-110	МКП-110Б	20
2.19.	ПС 110/10 кВ Медведево
	ОРУ 110 кВ			9,0	8,1	10,6	10,1
	Т-1	МКП-110М	20
	Т-2	МКП-110М	20
	ОВ-110	МКП-110М	20
	Медведево - Красный Мост	МКП-110М	20
	ШСВ-110	МКП-110М	20
	Медведево - Чигашево	МКП-110М	20
	Медведево - ТЭЦ	МКП-110М	20
	Медведево - Люльпаны	МКП-110М	20
	Медведево - Оршанка	МКП-110М	20
	Медведево - Краснооктябрьск	МКП-110Б	20
2.20.	ПС 110/6 кВ Лесная
	ОРУ 110 кВ			6,6	5,4	7,5	5,9
	Т-1	МКП-110Б	20
	Т-2	МКП-110Б	20
	ОМШВ-110	МКП-110Б	20
	Лесная - Пемба	МКП-110Б	20
	Лесная - Чигашево	МКП-110Б	20
	Лесная - Луговая I	МКП-110Б	20
	Лесная - Луговая II	МКП-110Б	20
2.21.	ПС 110/10 кВ Табашино
	ОРУ 110 кВ			3,3	2,9	3,7	3,1
	Т-1	ВМТ-110Б	25
	Т-2	ВМТ-110Б	25
	СМВ-110	ВМТ-110Б	25
2.22.	ПС 110/35/10 кВ Оршанка
	ОРУ 110 кВ			3,7	3,3	4,3	3,3
	СМВ-110	МКП-110М	20
	ОРУ 35 кВ					1,7
	T-1	С-35	10
	Т-2	С-35	10
	СМВ-35	С-35	10
	Оршанка - Малый Кугунур	С-35	10
	Оршанка - Шулка	С-35	10
	МВ-35 (резерв)	С-35	10
2.23.	ПС 110/10 кВ Пижма
	ОРУ 110 кВ			3,0	1,9	2,7	2
	СМВ-110	ВМТ-110Б	25
2.24.	ПС 110/35/6 кВ Луговая;
	ОРУ 110 кВ			4,1	3,0	4,5	3,2
	ОРУ 35 кВ					1,3
	Т-1	ВМ-35	6,6
	Луговая - Пахомово	ВМ-35	6,6
	Луговая - Абаснур	ВМ-35	6,6
	Луговая - Голубая	С-35	10
	Т-1	С-35
	МВ-35 (резерв)	ВМ-35
2.25.	ПС 110/35/10 кВ Советская
	ОРУ 110 кВ			3,6	3,1	4,3	3,3
	СМВ-110	МКП-110М	20
	Советская - Акашево	МКП-110Б	20
	Советская - Куженер	МКП-110Б	20
	ОРУ 35 кВ					2,4
	Т-1	С-35	10
	Т-2	С-35	10
	СМВ-35	С-35	10
	Советская - Синеглазка	С-35	10
	Советская - Семейкино	С-35	10
	МВ-35 (резерв)	С-35	10
	МВ-35 (резерв)	С-35	10
2.26.	ПС 110/10 кВ Акашево
	ОРУ 110 кВ			4,4	3,7	5	3,6
	СМВ-110	МКП-110М	20
2.27.	ПС 110/10 кВ Помъялы
	ОРУ 110 кВ			5,3	4,2	5,2	3,4
	Т-1	ВМТ-110Б	25
	Т-2	ВМТ-110Б	25
	СМВ-110	ВМТ-110Б	25
	ОВ-110	ВМТ-110Б	25
	Помъялы - Шелангер	ВМТ-110Б	25
	Помъялы - Волжская	ВМТ-110Б	25
	Помъялы - Звенигово	ВМТ-110Б	25
	Помъялы - Чигашево	ВМТ-110Б	25
2.28.	ПС 110/10 кВ Звенигово
	ОРУ 110 кВ			4,8	3,8	3,6	2
	СМВ-110	МКП-110М	20
	МВ-35 (резерв) - 7 ячейка	С-35	10
2.29.	ПС 110/35/10 кВ Суслонгер
	ОРУ 110 кВ
	СМВ-110	ВМТ-110Б	25	4,3	3,0	2,7	1,8
	ОРУ 35 кВ					1,3
	T-1	ВМ-35	6,6
	Т-2	ВМ-35	6,6
	СМВ-35	ВМ-35	6,6
	Суслонгер - Кленовая Гора	ВМ-35	6,6
	Суслонгер - Силикатная II	ВМ-35	6,6
	Суслонгер - Силикатная I	ВМ-35	6,6
	Суслонгер - Мочалище	ВМ-35	6,6
2.30.	ПС 110/10 кВ Кокшайск
	ОРУ 110 кВ			4,2	3,4	4,2	2,9
	СМВ-110	У-110Б	40
2.31.	ПС 110/35/10 кВ Шелангер
	ОРУ 110 кВ			4,2	3,0	3	1,9
	СВ-110	ВГТ-110	40
	ОРУ 35 кВ					1,9
	Т-1	С-35М	10
	Т-2	С-35М	10
	СМВ-35	С-35	10
	Шелангер - Кленовая Гора	С-35	10
	Шелангер - Филиппсола	С-35	10
2.32.	ПС 110/10/6 кВ Городская
	ОРУ 110 кВ			8,5	8,9	9,2	9,4
	Городская - Волжская I	ВГТ-110	40
	Городская - Волжская II	ВГТ-110	40
	СМВ-110	ВГТ-110	40
2.33.	ПС 110/10 кВ Сотнур
	ОРУ 110 кВ			3,3	2,5	6,6	5,9
	СМВ-110	МКП-110Б	20
	МВ-35 (резерв) - 7 ячейка	С-35	10
2.34.	ПС 110/35/10 кВ Морки
	ОРУ 110 кВ			2,6	1,9	2	1,2
	СМВ-110	ВМТ-110Б	25
	ОРУ 35 кВ					1,2
	Т-1	С-35	10
	Т-2	С-35	10
	СМВ-35	С-35	10
	Морки - Зеленогорск	С-35	10
	Морки - Коркатово	С-35	10
	Морки - КС-21-I	С-35	10
	Морки - КС-21-II	С-35	10
	МВ-35 (резерв)	С-35	10
2.35.	ПС 110/35/10 кВ Пемба
	ОРУ 110 кВ			5,9	4,5	5,3	3,8
	СМВ-110	ВМТ-110Б	25
2.36.	ПС 110/10 кВ Шиньша
	ОРУ 110 кВ			2,5	1,9	3,1	2
	СМВ-110	ВМТ-110Б	25
	35 кВ
2.37.	ПС 35/10 кВ Силикатная
	ОРУ 35 кВ					1
	Т-1	ВМ-35	6,6
	Т-2	ВМ-35	6,6
	СМВ-35	ВМ-35	6,6
	Силикатная - Суслонгер I	ВМ-35	6,6
	Силикатная - Суслонгер II	ВМ-35	6,6
2.38.	ПС 35/10 кВ Шулка
	ОРУ 35 кВ					1,3
	Т-1	ВТ-35	12,5
2.39.	ПС 35/10 кВ Малый Кугунур
	ОРУ 35 кВ					1,4
	Т-1	С-35	10
	МВ-35 (резерв)	ВМ-35	6,6
2.40.	ПС 35/10 кВ Синеглазка
	ОРУ 35 кВ					1,7
	Т-1	ВТ-35	12,5
	Т-2	ВТ-35	12,5
	СМВ-35	ВТ-35	12,5
2.41.	ПС 35/10 кВ Степная
	ОРУ 35 кВ					0,9
	Т-1	ВМ-35	6,6
	Т-2	ВМ-35	6,6
	СМВ-35	ВМ-35	6,6
	Степная - Семейкино	ВМ-35	6,6
	Степная - Луговая	ВМ-35	6,6
	МВ-35 (резерв)	ВМ-35	6,6
2.42.	ПС 35/10 кВ Воскресенская
	ОРУ 35 кВ					1,2
	Т-1	ВМ-35	6,6
	Т-2	ВМ-35	6,6
	СМВ-35	ВМ-35	6,6
	Воскресенская - Данилово	С-35	10
	Воскресенская - Кадам	ВМ-35	6,6
	Воскресенская - Синеглазка	ВМ-35	6,6
	МВ-35 (резерв)	ВМ-35	6,6
2.43.	ПС 35/10 кВ Семейкино
	ОРУ 35 кВ					1,8
	Т-1	ВМ-35	6,6
	Т-2	ВМ-35	6,6
	СМВ-35	ВМ-35	6,6
	Семейкино - Памашъял	ВМ-35	6,6
	ВЛ-35 Семейкино	ВМ-35	6,6
	ВЛ-35 Семейкино	ВМ-35	6,6
	МВ-35 (резерв)	ВМ-35	6,6
2.44.	ПС 35/10 кВ Кадам
	ОРУ 35 кВ					1,2
	Т-1	ВТ-35	12,5
	Т-2	ВТ-35	12,5
	СМВ-35	ВТ-35	12,5
2.45.	ПС 35/10 кВ Руясола
	ОРУ 35 кВ					1,5
	Т-1	ВТ-35	12,5
2.46.	ПС 35/10 кВ Голубая
	ОРУ 35 кВ					0,9
	T-1	ВТ-35	12,5
	Т-2	ВТ-35	12,5
	СМВ-35	ВТ-35	12,5
2.47.	ПС 35/10 кВ Коркатово
	ОРУ 35 кВ					0,8
	Т-1	С-35М	10
2.48.	ПС 35/10 кВ Филиппсола
	ОРУ 35 кВ					1,1
	Т-1	ВТ-35	12,5
	Т-2	С-35	10
2.49.	ПС 35/10 кВ Красногорск
	ОРУ 35 кВ					1,2
	Красногорск - Суслонгер	ВМ-35	6,6
	Красногорск - Шелангер	ВМ-35	6,6
2.50.	ПС 35/10 кВ Зеленогорск
	ОРУ 35 кВ					0,8
	Т-1	С-35М	10
	Т-2	С-35М	10
2.51.	ПС 35/10 кВ КС-21
	ОРУ 35 кВ					1
	Т-1	С-35М	10
	Т-2	С-35М	10
	СМВ-35	С-35М	10
2.52.	ПС 35/10 кВ Кленовая Гора
	ОРУ 35 кВ					1
	Т-1	С-35	10
	Т-2	С-35	10
	СМВ-35	С-35	10
	Сернурские электрические сети
	110 кВ
2.53.	ПС 110/35/10 кВ Сернур
	ОРУ 110 кВ			3,9	4,1	6,6	6
	СМВ-110 кВ	МКП-110	20
	ОРУ 35 кВ					1,8
	Т-1	ВМД-35	12,5
	Т-2	ВМД-35	12,5
	Сернур - Памашъял	ВМ-35	6,6
	Сернур - Марисола	ВМД-35	6,6
	СМВ-35 кВ	ВМД-35	12,5
2.54.	ПС 110/35/10 кВ Параньга
	ОРУ 110 кВ			3,0	2,7	4,8	3,3
	ОМШВ-110 кВ	ММО-110	20
	Параньга - Большой Ляждур	ВМТ-110	25
	Параньга - Мари-Турек	ВМТ-110	25
	Параньга - Илеть	HLD-145/1250С	25
	ОРУ 35 кВ					1,3
	Т-1	С-35	12,5
	Параньга - Русские Шои	С-35	6,6
2.55.	ПС 110/10 кВ Илеть
	ОРУ 110 кВ			3,1	2,6	4,9	3,2
	СМВ-110 кВ	МКП-110	20
2.56.	ПС 110/35/10 кВ Мари-Турек
	ОРУ 110 кВ					2,6	1,4
	СМВ-110 кВ	ВМТ-110	25
	ОРУ 35 кВ					1,2
	Т-2	ВТ-35	12,5
	Мари-Турек - Мари-Билямор	С-35	6,6
2.57.	ПС 110/10 кВ Косолапово
	ОРУ 110 кВ			2,1	1,8	3,5	2
	СМВ-110 кВ	ВМТ-110	25
2.58.	ПС 110/35/10 кВ Новый Торъял
	ОРУ 110 кВ			3,1	2,8	4,2	3,5
	СМВ-110 кВ	ММО-110	20
	ОРУ 35 кВ					2
	Т-1	С-35	12,5
	Т-2	С-35	12,5
	СМВ-35 кВ	С-35	6,6
	Новый Торъял - Пектубаево	С-35	6,6
	Новый Торъял - Масканур I	С-35	6,6
	Резерв	С-35	6,6
	Новый Торъял - Масканур II	С-35	6,6
2.59.	ПС 110/10 кВ Куженер
	ОРУ 110 кВ			3,3	3,0	4,5	3,6
	СМВ-110 кВ	МКП-110
2.60.	ПС 110/35/10 кВ Большой Ляждур
	ОРУ 110 кВ					5,1	3,3
	ОРУ 35 кВ					0,9
	T-1	С-35	12,5
	Большой Ляждур - Юледур	С-35	6,6
	35 кВ
2.61.	ПС 35/10 кВ Памашъял
	ОРУ 35 кВ					1,4
	Т-1	ВТ-35	12,5
	Т-2	ВТ-35	12,5
	СМВ-35 кВ	ВТ-35	12,5
2.62.	ПС 35/10 кВ Марисола
	ОРУ 35 кВ					1
	Т-1	С-35	12,5
	СМВ-35 кВ	ВТ-35	12,5
2.63.	ПС 35/10 кВ Казанск
	ОРУ 35 кВ					0,8
	Т-1	ВТ-35	12,5
	СМВ-35 кВ	ВТ-35	12,5
2.64.	ПС 35/10 кВ Кукнур
	ОРУ 35 кВ					0,6
	Т-1	ВТ-35	12,5
2.65.	ПС 35/10 кВ Мари-Билямор
	ОРУ 35 кВ					0,8
	Т-1	С-35	12,5
	СМВ-35 кВ	ВМ-35	12,5
2.66.	ПС 35/10 кВ Хлебниково
	ОРУ 35 кВ					0,6
	Т-1	С-35	12,5
	Т-2	ВМД-35	12,5
	СМВ-35 кВ	С-35	12,5
2.67.	ПС 35/10 кВ Карлыган
	ОРУ 35 кВ					0,7
	Т-2	ВТ-35	12,5
2.68.	ПС 35/10 кВ Мариец
	ОРУ 35 кВ					0,9
	Т-1	С-35	12,5
	Т-2	ВМД-35	12,5
2.69.	ПС 35/10 кВ Пектубаево
	ОРУ 35 кВ					1,2
	Т-1	ВМ-35	6,6
	Пектубаево - Шулка	С-35	6,6
	Пектубаево - Новый Торъял	ВМ-35	6,6
	Пектубаево - Кадам	ВМ-35	6,6
2.70.	ПС 35/10 кВ Токтарсола
	ОРУ 35 кВ					1
	Т-1	С-35	12,5
2.71.	ПС 35/10 кВ Масканур
	ОРУ 35 кВ					1,9
	Т-1	ВТ-35	12,5
2.72.	ПС 35/10 кВ Русские Шои
	ОРУ 35 кВ					0,9
	Т-1	ВМ-35	12,5
	СМВ-35 кВ	ВМД-35	12,5
2.73.	ПС 35/10 кВ Юледур
	ОРУ 35 кВ					0,7
	Т-1	ВТ-35	12,5
	Т-2	ВТ-35	12,5
	СМВ-35 кВ	ВТ-35	12,5
	Юледур - Русские Шои	ВТ-35	12,5
3.	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"
	110 кВ
3.1.	ПС 110/35/10 кВ Городская
	ОРУ 110 кВ			10,3	9,9	12,3	11,5
	Т-2	МГ-110	13,2
	Т-3	МГ-110	13,2
	ОРУ 35 кВ
3.2.	ПС 110/35/6 кВ Кожино
	ОРУ 110 кВ			12,0	12,7	14,9	16,7
	Т-1	МКП-110Б-1000/630-20У1	18,4
	Т-2	МКП-110Б-1000/630-20У1	18,4
	ШСВ-110	МКП-110Б-1000/630-20У1	18,4
	ОВ-110	МКП-110Б-1000/630-20У1	18,4
	Кожино - Городская 1	МКП-110Б-1000/630-20У1	18,4
	Кожино - Городская 2	МКП-110Б-1000/630-20У1	18,4
	Кожино - Йошкар-Олинская ТЭЦ-1	МКП-110Б-1000/630-20У1	18,4
	Кожино - Чигашево	МКП-110Б-1000/630-20У1	18,4
	ОРУ 35 кВ					-	-
	Кожино - Северо-Западная-1	МГ-35	12,4
	Кожино - Северо-Западная-2	МГ-35	12,4
	Т-1	ВМК-35Э-1/1	16
	Т-2	ВМК-35Э-1/1	16
	СВ-35	МГ-35	12,4
4.	ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии
4.1.	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2
	ОРУ 110 кВ	-		6,4	19,6

Приложение N 8

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Объемы
электросетевого строительства и капвложения по ВЛ 500 - 220 кВ филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги

	Наименование линий по напряжениям	Год ввода, км	Базисные показатели стоимости ВЛ, тыс. рублей/км; оборудования, тыс. рублей/штук	Протяженность по республике, км; оборудование ПС, штук	Капвложения на 2012 - 2017 годы, тыс. рублей
1	2	3	4	5	6
	Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
	500 кВ
	Новое строительство (НС)
1.	Участок ВЛ Помары - Удмуртская	2013	3 610,0	20,0	167 143,0
	Одноцепная ВЛ с проводом АС-3х400				72 200,0
	Прочие затраты по ВЛ				10 469,0
	Отвод земли		7,8	20,0	156,0
	Ячейка ОРУ 500 кВ с элегазовым выключателем на ПС Помары		28 080,0	2,0	56 160,0
	ПЧЗ ПС Помары		78 000,0	0,2	15 600,0
	Прочие затраты по ПС				12 558,0
	Итого по ВЛ 500 кВ (НС) в ценах 2000 года			20,0	167 143,0
	Итого по ВЛ 500 кВ (НС) в ценах 2011 года				914 272,2
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП) (замена ВЛ по возрастной структуре)
	Итого по ВЛ 500 кВ (Р и ТП) в ценах 2000 года			0,0	0,0
	Итого по ВЛ 500 кВ (Р и ТП) в ценах 2011 года				0,0
	Всего по ВЛ 500 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2000 года			20,0	167 143,0
	Всего по ВЛ 500 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2011 года			0,0	914 272,2
	220 кВ
	Новое строительство (НС)
1.	Участок ВЛ Помары - Чигашево	2016			157 135,5
	ВЛ с проводом АС-300		1 310,0	60,0	78 600,0
	Прочие затраты по ВЛ				9 825,0
	Отвод земли		1,7	60,0	103,5
	Ячейка ОРУ 220 кВ с элегазовым выключателем на ПС Помары		18 000,0	1,0	18 000,0
	ПЧЗ ПС Помары		11 700,0	0,15	1 755,0
	Прочие затраты по ПС Помары				3 062,0
	Ячейка ОРУ 220 кВ с элегазовым выключателем на ПС Чигашево		18 000,0	2,0	36 000,0
	ПЧЗ ПС Чигашево		24 300,0	0,15	3 645,0
	Прочие затраты по ПС Чигашево				6 145,0
2.	Участок ВЛ Дубники - Лебяжье	2016			79 405,5
	ВЛ с проводом АС-300		1 310,0	20,0	26 200,0
	Прочие затраты по ВЛ				3 275,0
	Отвод земли		1,7	20,0	34,5
	Ячейка ОРУ 220 кВ с элегазовым выключателем на ПС Дубники		18 000,0	2,0	36 000,0
	ПЧЗ ПС Дубники		18 000,0	0,40	7 200,0
	Прочие затраты по ПС Дубники				6 696,0
	Итого по ВЛ 220 кВ (новое строительство) в ценах 2000 года			80,0	236 541,0
	Итого по ВЛ 220 кВ (новое строительство) в ценах 2011 года				1 293 879,3
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП) (замена ВЛ по возрастной структуре)
1.	Участок ВЛ Помары - Зеленодольская	1959			22 106,3
	ВЛ с проводом АС-300		1 572,0	12,5	19 650,0
	Прочие затраты по ВЛ				2 456,3
2.	Участок ВЛ Помары - Тюрлема	1959			37 845,9
	ВЛ с проводом АС-300		1 572,0	21,40	33 640,8
	Прочие затраты по ВЛ				4 205,1
	Итого по ВЛ 220 кВ (Р и ТП) в ценах 2000 года			33,9	59 952,2
	Итого по ВЛ 220 кВ (Р и ТП) в ценах 2011 года				327 938,3
	Всего по ВЛ 220 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2000 года			113,9	296 493,2
	в том числе:
	новое строительство			80,0	236 541,0
	реконструкция и техническое перевооружение			33,9	59 952,2
	Всего по ВЛ 220 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2011 года				1 621 817,5
	в том числе:
	новое строительство				1 293 879,3
	реконструкция и техническое перевооружение				327 938,3
	Всего по ВЛ 500-220 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2000 года				463 636,2
	Всего по ВЛ 500-220 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2011 года				2 536 089,7

Приложение N 9

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Объемы
электросетевого строительства и капвложения по ПС 500 - 220 кВ филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги

	Наименование	Год ввода, оборудования ПС	Базисные показатели стоимости оборудования, тыс. рублей/штук	Оборудование ПС, штук	Капвложения на 2012 - 2017 годы, тыс. рублей
1	2	3	4	5	6
	Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
	ПС 500 кВ
	Новое строительство (НС)
	Итого по ПС 500 кВ (НС) в ценах 2000 года				0,0
	Итого по ПС 500 кВ (НС) в ценах 2011 года				0,0
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
	Помары	2015			141 127,3
	Замена выключателей ВВ-500 Б на элегазовые		28 080,0	2,0	56 160,0
	АТ 500/220 кВ мощностью 3x167 МВА		66 000,0	1,0	66 000,0
	Прочие затраты				18 934,8
	Демонтажные работы		32,52		32,52
	Итого по ПС 500 кВ (Р и ТП) в ценах 2000 года			1,0	141 127,3
	Итого по ПС 500 кВ (Р и ТП) в ценах 2011 года				771 966,4
	Итого по ПС 500 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2000 года				141 127,3
	Итого по ПС 500 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2011 года				771 966,4
	ПС 220 кВ
	Новое строительство
	Итого по ПС -220 кВ (НС) в ценах 2000 года				0,0
	Итого по ПС 220 кВ (НС) в ценах 2011 года				0,0
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
1.	Волжская				263 277,9
	КРУЭ 220 кВ по схеме "Четырехугольник"		32 400,0	4,0	129 600,0
	АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА		18 630,0	2,0	37 260,0
	КРУЭ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная система шин"		11 400,0	1,0	11 400,0
	ЛРТ 10 кВ мощностью 40 МВА		4 500,0	2,0	9 000,0
	ПЧЗ		40 500,0		40 500,0
	Прочие затраты				35 302,8
	Демонтажные работы		215,1		215,1
2.	Восток				219 681,0
	Элегазовый выключатель 220 кВ в цепях трансформаторов		32 400,0	4,0	129 600,0
	Трансформатор 220 кВ мощностью 63 МВА (замена)		15 150,0	4,0	60 600,0
	Прочие затраты				29 481,0
	Демонтажные работы		112,4		112,4
3.	Дубники	2015			200 346,3
	ОРУ 220 кВ по схеме "Четырехугольник"		18 000,0	4,0	72 000,0
	Трансформатор 220 кВ мощностью 63 МВА (замена)		15 150,0	2,0	30 300,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ		8 760,0	6,0	52 560,0
	ЛРТ 10 кВ мощностью 16 МВА		3 450,0	2,0	6 900,0
	ПЧЗ		11 700,0		11 700,0
	Прочие затраты				26 886,3
	Демонтажные работы		120,1		120,1
4.	Чигашево				380 805,8
	ОРУ 220 кВ по схеме "Трансформаторы - шины с присоединением линий через два выключателя"		329 520,0	6,0	329 520,0
	АТ 220/110 кВ мощностью 200 МВА с ЛРТ мощностью 40 МВА			1,0
	ОРУ 110 кВ по схеме "Две рабочие системы шин"			17,0
	ПЧЗ
	Прочие затраты				51 075,6
	Демонтажные работы		210,2		210,2
5.	Заря				210 288,0
	Элегазовый выключатель 220 кВ в цепях трансформаторов		32 400,0	4,0	129 600,0
	Трансформатор 220 кВ мощностью 63 МВА (замена)		15 150,0	4,0	60 600,0
	Прочие затраты				20 088,0
	Демонтажные работы		147		147
	Итого по ПС 220 кВ (Р и ТП) в ценах 2000 года			13,0	1 274 399,0
	Итого по ПС 220 кВ (Р и ТП) в ценах 2011 года				6 970 962,5
	Итого по ПС 220 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2000 года				1 274 399,0
	Итого по ПС 220 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2011 года				6 970 962,5
	Итого по ПС 500 - 220 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2000 года				1 415 526,3
	Итого по ПС 500 - 220 кВ МЭС Волги по Республике Марий Эл в ценах 2011 года				7 742 929,0

Приложение N 10

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Объемы
электросетевого строительства и капвложения по ВЛ 110 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"

	Наименование линий по напряжениям	Год ввода	Базисные показатели стоимости ВЛ, тыс. рублей/км; оборудования, тыс. рублей/штук	Протяженность по республике, км; оборудование ПС, штук	Капвложения на 2012 - 2017 годы, тыс. рублей
1	2	3	4	5	6
	Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
1.	Горномарийские электрические сети (ГмЭС)
	Новое строительство (НС)	2016
1.1.	Заход на ПС Красный Мост				1 844,3
	2-цепная ВЛ с проводом АС-150		1 260,0	1,3	1 638,0
	Прочие затраты ВЛ				204,8
	Отвод земли		1,2	1,3	1,6
1.2.	Красный Мост - Визимьяры				28 374,0
	ВЛ с проводом АС-120		1 260,0	20,0	25 200,0
	Прочие затраты ВЛ				3 150,0
	Отвод земли		1,2	20,0	24,0
1.3.	Заход на ПС Ленинская				283,7
	2-цепная ВЛ с проводом АС-95		1 260,0	0,2	252,0
	Прочие затраты ВЛ				31,5
	Отвод земли		1,2	0,2	0,2
	Итого по ВЛ 110 кВ (НС) ГмЭС в ценах 2000 года			21,5	30 502,1
	Итого по ВЛ 110 кВ (НС) ГмЭС в ценах 2011 года				166 846,2
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
	Итого по ВЛ 110 кВ (Р и ТП) ГмЭС в ценах 2000 года			0,0	0,0
	Итого по ВЛ 110 кВ (Р и ТП) ГмЭС в ценах 2011 года				0,0
	Итого по ВЛ 110 кВ ГмЭС в ценах 2000 года			21,5	30 502,1
	Итого по ВЛ 110 кВ ГмЭС в ценах 2011 года				166 846,2
2.	Йошкар-Олинские электрические сети (ЙЭС)
	Новое строительство (НС)
2.1.	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Мышино	2015			40 084,8
	ВЛ с проводом АС-150		2 544,0	14,0	35 616,0
	Прочие затраты ВЛ				4 452,0
	Отвод земли		1,2	14,0	16,8
2.2.	Ответвление на ПС Мышино				3 782,4
	ВЛ с проводом АС-150		1 680,0	2,0	3 360,0
	Прочие затраты ВЛ				420,0
	Отвод земли		1,2	2,0	2,4
2.3.	Ответвление на ПС Сидельниково				378,2
	ВЛ с проводом АС-120		1 680,0	0,2	336,0
	Прочие затраты ВЛ				42,0
	Отвод земли		1,2	0,2	0,2
	Итого по ВЛ 110 кВ (НС) ЙЭС в ценах 2000 года			16,0	44 245,4
	Итого по ВЛ 110 кВ (НС) ЙЭС в ценах 2011 года				242 022,6
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
2.4.	Чигашево - Данилово				2 310,1
	Замена провода на АС-120		220,0	9,1	2 002,0
	Прочие затраты ВЛ				250,3
	Демонтаж провода		6,4	9,1	57,9
2.5.	Чигашево - Помъялы				97 274,2
	ВЛ с проводом АС-240		1 908,0	45,1	86 050,8
	Прочие затраты ВЛ				10 756,4
	Демонтаж провода		6,4	45,1	286,8
	Демонтаж опор		0,6	327,6	180,2
2.6.	Арбаны - Краснооктябрьск				14 883,8
	ВЛ с проводом АС-120		1 050,0	12,6	13 230,0
	Прочие затраты ВЛ				1 653,8
2.7.	Медведево - Краснооктябрьск				29 675,6
	Замена провода на АС-150		220,0	6,6	1 452,0
	Прочие затраты ВЛ				181,5
	Демонтаж провода		6,4	6,6	42,0
2.8.	Медведево - Оршанка				15 710,6
	ВЛ с проводом АС-120		1 050,0	13,3	13 965,0
	Прочие затраты ВЛ				1 745,6
2.9.	Звенигово - Помъялы				18 073,1
	ВЛ с проводом АС-120		1 050,0	15,3	16 065,0
	Прочие затраты ВЛ				2 008,1
	Итого по ВЛ 110 кВ (Р и ТП) ЙЭС в ценах 2000 года			95,4	148 251,8
	Итого по ВЛ 110 кВ (Р и ТП) ЙЭС в ценах 2011 года				810 937,3
	Итого по ВЛ 110 кВ ЙЭС в ценах 2000 года			95,4	192 497,2
	Итого по ВЛ 110 кВ ЙЭС в ценах 2011 года				1 052 959,5
3.	Сернурские электрические сети (СЭС)
	Новое строительство (НС)
	Итого по ВЛ 110 кВ (НС) СЭС в ценах 2000 года			0,0	0,0
	Итого по ВЛ 110 кВ (НС) СЭС в ценах 2011 года				0,0
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
3.1.	Дубники - Ляждур				15 946,9
	ВЛ с проводом АС-120		1 050,0	13,5	14 175,0
	Прочие затраты ВЛ				1 771,9
3.2.	Дубники - Новый Торъял				32 720,6
	ВЛ с проводом АС-120		1 050,0	27,7	29 085,0
	Прочие затраты ВЛ				3 635,6
3.3.	Дубники - Лазарево				64 968,8
	ВЛ с проводом АС-120		1 050,0	55,0	57 750,0
	Прочие затраты ВЛ				7 218,8
	Итого по ВЛ 110 кВ (Р и ТП) СЭС в ценах 2000 года			96,2	113 636,3
	Итого по ВЛ 110 кВ (Р и ТП) СЭС в ценах 2011 года				621 590,3
	Итого по ВЛ 110 кВ Марий Эл в ценах 2000 года			229,1	336 635,5
	в том числе:
	новое строительство			37,5	74 747,5
	реконструкция и техническое перевооружение			191,6	261 888,0
	Итого по ВЛ 110 кВ Марий Эл в ценах 2011 года				1 841 396,4
	в том числе:
	новое строительство				408 868,8
	реконструкция и техническое перевооружение				1 432 527,6

Приложение N 11

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Объемы
электросетевого строительства и капвложения по ВЛ 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"

	Наименование линий по напряжениям	Год ввода	Базисные показатели стоимости ВЛ, тыс. рублей/км	Протяженность по республике, км; оборудование ПС, штук	Капвложения на 2012-2017 годы, тыс. рублей
1	2	3	4	5	6
	Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
	35 кВ
	Новое строительство (НС)	2016
1.	Горномарийские электрические сети (ГмЭС)
1.1.	Юркино - Ленинская				38 266,2
	ВЛ с проводом АС-70		1 416,2	24,0	33 988,8
	Прочие затраты ВЛ				4 248,6
	Отвод земли		1,2	24,0	28,8
	Итого по ВЛ 35 кВ (НС) ГмЭС в ценах 2000 года			24,0	38 266,2
	Итого по ВЛ 35 кВ (НС) ГмЭС в ценах 2011 года				209 316,1
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
	Итого по ВЛ 35 кВ (Р и ТП)			0,0	0,0
	ГмЭС в ценах 2000 года
	Итого по ВЛ 35 кВ (Р и ТП) ГмЭС в ценах 2011 года				0,0
	Итого по ВЛ 35 кВ ГмЭС в ценах 2000 года			24,0	38 266,2
	Итого по ВЛ 35 кВ ГмЭС в ценах 2011 года				209 316,1
2.	Йошкар-Олинские электрические сети (ЙЭС)
	Итого по ВЛ 35 кВ (НС) ЙЭС в ценах 2000 года			0,0	0,0
	Итого по ВЛ 35 кВ (НС) ЙЭС в ценах 2011 года				0,0
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
2.1.	Луговая - Абаснур				15 714,0
	ВЛ с проводом АС-120		1 164,0	12,0	13 968,0
	Прочие затраты ВЛ				1 746,0
2.2.	Ответвление на ПС Степная				7 857,0
	ВЛ с проводом АС-70		1 164,0	6,0	6 984,0
	Прочие затраты ВЛ				873,0
	Итого по ВЛ 35 кВ (Р и ТП) ЙЭС в ценах 2000 года			18,0	23 571,0
	Итого по ВЛ 35 кВ (Р и ТП) ЙЭС в ценах 2011 года				128 933,4
	Итого по ВЛ 35 кВ ЙЭС в ценах 2000 года			18,0	39 285,0
	Итого по ВЛ 35 кВ ЙЭС в ценах 2011 года				142 901,4
3.	Сернурские электрические сети (СЭС)
	Итого по ВЛ 35 кВ (НС) СЭС в ценах 2000 года			0,0	0,0
	Итого по ВЛ 35 кВ (НС) СЭС в ценах 2011 года				0,0
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
3.1.	Мариец - Хлебниково				20 166,3
	ВЛ с проводом АС-70		1 164,0	15,4	17 925,6
	Прочие затраты ВЛ				2 240,7
3.2.	Новый Кинер - Мариец				25 797,2
	ВЛ с проводом АС-70		1 164,0	19,7	22 930,8
	Прочие затраты ВЛ				2 866,4
	Итого по ВЛ 35 кВ (Р и ТП) СЭС в ценах 2000 года			35,1	45 963,5
	Итого по ВЛ 35 кВ (Р и ТП) СЭС в ценах 2011 года				251 420,1
	Итого по ВЛ 35 кВ СЭС в ценах 2000 года			35,1	45 963,5
	Итого по ВЛ 35 кВ СЭС в ценах 2011 года				251 420,1
	Итого по ВЛ 35 кВ Марий Эл в ценах 2000 года			77,1	107 800,7
	в том числе:
	новое строительство			24,0	38 266,2
	реконструкция и техническое перевооружение			53,1	69 534,5
	Итого по ВЛ 35 кВ Марий Эл в ценах 2011 года				589 669,6
	в том числе:
	новое строительство				209 316,1
	реконструкция и техническое перевооружение				380 353,4

Приложение N 12

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Объемы
электросетевого строительства и капвложения по ПС 110 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"

	Наименование	Год ввода, оборудования ПС	Базисные показатели стоимости оборудования тыс. рублей/штук	Оборудование ПС, штук	Капвложения на 2012 - 2017 года, тыс. рублей
1	2	3	4	5	6
1.	Горномарийские электрические сети (ГмЭС)
	Новое строительство (НС)
1.1.	Ленинская	2016			51 781,9
	ОРУ 110 кВ по схеме "Мостик с выключателем в перемычке"		30 000,0	1,0	30 000,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА		4 075,0	1,0	4 075,0
	ПЧЗ		10 750,0		10 750,0
	Прочие затраты				6 947,9
	Отвод земли		9,0		9,0
	Итого по ПС 110 кВ (НС) ГмЭС в ценах 2000 года			1,0	51 781,9
	Итого по ПС 110 кВ (НС) ГмЭС в ценах 2011 года				283 246,9
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
1.2.	Визимьяры				30 105,8
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	1,0	4 080,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		4 440,0	1,0	4 440,0
	Прочие затраты				4 036,2
	Демонтажные работы		29,6		29,6
1.3.	Виловатово				29 690,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	2,0	8 160,0
	Прочие затраты				3 980,4
	Демонтажные работы		29,6		29,6
	ОРУ 110 кВ по схеме "Одна рабочая система шин"		8 760,0	7,0	61 320,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 890,0	1,0	4 890,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		5 670,0	1,0	5 670,0
	ПЧЗ		12 250,0		4 900,0
	Прочие затраты				11 900,9
	Демонтажные работы		29,6		29,6
1.4.	Красный Мост				96 041,5
	ОРУ 110 кВ по схеме "Две рабочие системы шин"		8 760,0	8,0	70 080,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		4 080,0	1,0	4 080,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА (установка)		4 080,0	1,0	4 080,0
	ПЧЗ		12 250,0		4 900,0
	Прочие затраты				12 886,7
	Демонтажные работы		14,8		14,8
1.5.	Козьмодемьянск				32 184,8
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА (замена)		5 160,0	2,0	10 320,0
	Прочие затраты				4 315,2
	Демонтажные работы		29,6		29,6
1.6.	Кундыш				42 441,2
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощность 25 МВА (замена)		9 600,0	2,0	19 200,0
	Прочие затраты				5 691,6
	Демонтажные работы		29,6		29,6
1.7.	Мелковка				32 184,8
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА (замена)		5 160,0	2,0	10 320,0
	Прочие затраты				4 315,2
	Демонтажные работы		29,6		29,6
1.8.	Троицкий Посад				33 362,9
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		5 670,0	2,0	11 340,0
	Прочие затраты				4 473,3
	Демонтажные работы		29,6		29,6
1.9.	Юрино				32 462,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 890,0	1,0	4 890,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		5 670,0	1,0	5 670,0
	Прочие затраты				4 352,4
	Демонтажные работы		29,6		29,6
	Итого по ПС 110 кВ (Р и ТП) ГмЭС в ценах 2000 года			18,0	417 183,5
	Итого по ПС 110 кВ (Р и ТП) ГмЭС в ценах 2011 года				2 281 993,7
	Итого по ПС 110 кВ ГмЭС в ценах 2000 года			19,0	468 965,4
	Итого по ПС 110 кВ ГмЭС в ценах 2011 года				2 565 240,6
2.	Йошкар-Олинские электрические сети (ЙЭС)
	Новое строительство (НС)
2.1.	Мышино				44 170,2
	ОРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"		18 240,0	1,0	18 240,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 25 МВА		5 500,0	2,0	11 000,0
	ПЧЗ		9 000,0		9 000,0
	Прочие затраты				5 927,2
	Отвод земли		3,0		3,0
	Итого по ПС 110 кВ (НС) ЙЭС в ценах 2000 года			2,0	44 170,2
	Итого по ПС 110 кВ (НС) ЙЭС в ценах 2011 года				241 611,0
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
2.2.	Агрегатная				25 898,4
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 890,0	1,0	4 890,0
	Прочие затраты				3 473,6
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.3.	Аленкино				35 511,2
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 25 МВА (замена)		6 600,0	2,0	13 200,0
	Прочие затраты				4 761,6
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.4.	Акашево				31 546,3
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 890,0	2,0	9 780,0
	Прочие затраты				4 231,5
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.5.	Арбаны				25 898,4
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 890,0	1,0	4 890,0
	Прочие затраты				3 473,6
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.6.	Городская				46 160,3
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 40 МВА (замена)		8 760,0	2,0	17 520,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	ПЧЗ		12 250,0		4 900,0
	Прочие затраты				6 190,7
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.7.	Данилово				59 243,2
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов и ВЛ		8 760,0	4,0	35 040,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		5 670,0	2,0	11 340,0
	ПЧЗ		12 250,0		4 900,0
	Прочие затраты				7 948,4
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.8.	Заречная				29 086,2
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА (замена)		7 650,0	1,0	7 650,0
	Прочие затраты				3 901,4
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.9.	Звенигово				25 378,6
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		4 440,0	1,0	4 440,0
	Прочие затраты				3 403,8
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.10.	Кокшайск				30 610,8
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	1,0	4 080,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (установка)		4 890,0	1,0	4 890,0
	Прочие затраты				4 106,0
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.11.	Краснооктябрьск				30 091,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	1,0	4 080,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		4 440,0	1,0	4 440,0
	Прочие затраты				4 036,2
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.12.	Лесная				19 557,4
	Элегазовый выключатель 110 кВ (ШСВ)		8 760,0	1,0	8 760,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	2,0	8 160,0
	Прочие затраты				2 622,6
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.13.	Люльпаны				14 845,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ (ШСВ)		8 760,0	1,0	8 760,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		4 080,0	1,0	4 080,0
	Прочие затраты				1 990,2
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.14.	Луговая				30 760,7
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (установка)		5 670,0	1,0	5 670,0
	ОРУ 35 кВ по схеме "Мостик"		720,0	1,0	720,0
	Элегазовый выключатель 35 кВ в цепи трансформатора		720,0	1,0	720,0
	ПЧЗ		5 000,0		2 000,0
	Прочие затраты				4 127,7
	Отвод земли		3,0		3,0
2.15.	Медведево				123 245,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ		8 760,0	11,0	96 360,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА (замена)		5 160,0	2,0	10 320,0
	Прочие затраты				16 535,4
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.16.	Морки				26 799,3
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		5 670,0	1,0	5 670,0
	Прочие затраты				3 594,5
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.17.	ОКБ				32 184,8
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА (замена)		5 160,0	2,0	10 320,0
	Прочие затраты				4 315,2
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.18.	Оршанка				43 480,7
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов и СВ		8 760,0	3,0	26 280,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		5 670,0	2,0	11 340,0
	Прочие затраты				5 831,1
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.19.	Параты				29 690,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	2,0	8 160,0
	Прочие затраты				3 980,4
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.20.	Пионерская				15 780,6
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	1,0	8 760,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 890,0	1,0	4 890,0
	Прочие затраты				2 115,8
	Демонтажные работы		14,8		14,8
2.21.	Пижма				29 690,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	2,0	8 160,0
	Прочие затраты				3 980,4
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.22.	Пемба				35 441,9
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА (замена)		6 570,0	2,0	13 140,0
	Прочие затраты				4 752,3
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.23.	Помъялы				9 454,4
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	2,0	8 160,0
	Прочие затраты				1 264,8
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.24.	Помары				30 521,6
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		4 440,0	2,0	8 880,0
	Прочие затраты				4 092,0
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.25.	Сидельниково				34 679,6
	ОРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"		18 240,0	1,0	18 240,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	1,0	4 080,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (установка)		4 080,0	1,0	4 080,0
	ПЧЗ		9 000,0		3 600,0
	Прочие затраты				4 650,0
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.26.	Советск				45 559,7
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов и СВ		8 760,0	3,0	26 280,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА (замена)		6 570,0	2,0	13 140,0
	Прочие затраты		29,6		6 110,1
	Демонтажные работы				29,6
2.27.	Сотнур				29 690,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	2,0	8 160,0
	Прочие затраты				3 980,4
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.28.	Суслонгер				43 480,7
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов и СВ		8 760,0	3,0	26 280,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		5 670,0	2,0	11 340,0
	Прочие затраты				5 831,1
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.29.	Шелангер				35 441,9
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА (замена)		6 570,0	2,0	13 140,0
	Прочие затраты				4 752,3
	Демонтажные работы		29,6		29,6
2.30.	Шиньша				29 690,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	2,0	8 160,0
	Прочие затраты				3 980,4
	Демонтажные работы		29,6		29,6
	Итого по ПС 110 кВ (Р и ТП) ЙЭС в ценах 2000 года			50,0	999 417,4
	Итого по ПС 110 кВ (Р и ТП) ЙЭС в ценах 2011 года				5 466 812,9
3.	Сернурские электрические сети (СЭС)
	Новое строительство (НС)
	Итого по ПС 110 кВ (НС) СЭС в ценах 2000 года			0,0	0,0
	Итого по ПС 110 кВ (НС) СЭС в ценах 2011 года				0,0
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
3.1.	Илеть				14 845,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепи трансформатора		8 760,0	1,0	8 760,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	1,0	4 080,0
	Прочие затраты				1 990,2
	Демонтажные работы		14,8		14,8
3.2.	Косолапово				29 690,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепи трансформатора		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	2,0	8 160,0
	Прочие затраты				3 980,4
	Демонтажные работы		29,6		29,6
3.3.	Куженер				29 690,0
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепи трансформатора		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 080,0	2,0	8 160,0
	Прочие затраты				3 980,4
	Демонтажные работы		29,6		29,6
3.4.	Большой Ляждур				15 780,6
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепи трансформатора		8 760,0	1,0	8 760,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		4 890,0	1,0	4 890,0
	Прочие затраты				2 115,8
	Демонтажные работы		14,8		14,8
3.5.	Мари-Турек				33 362,9
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		5 670,0	2,0	11 340,0
	Прочие затраты				4 473,3
	Демонтажные работы		29,6		29,6
3.6.	Новый Торъял				33 362,9
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов		8 760,0	2,0	17 520,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		5 670,0	2,0	11 340,0
	Прочие затраты				4 473,3
	Демонтажные работы		29,6		29,6
3.7.	Параньга				41 357,1
	Элегазовый выключатель 110 кВ в цепях трансформаторов и ШСВ		8 760,0	3,0	26 280,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		5 670,0	1,0	5 670,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		4 440,0	1,0	4 440,0
	Прочие затраты				4 952,3
	Демонтажные работы		14,8		14,8
3.8.	Сернур				43 480,7
	Элегазовый выключатель 110 кВ		8 760,0	3,0	26 280,0
	Трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		5 670,0	2,0	11 340,0
	Прочие затраты				5 831,1
	Демонтажные работы		29,6		29,6
	Итого по ПС 110 кВ (Р и ТП) СЭС в ценах 2000 года			14,0	241 569,1
	Итого по ПС 110 кВ (Р и ТП) СЭС в ценах 2011 года				1 321 383,0
	Всего по ПС 110 кВ СЭС в ценах 2000 года				241 569,1
	Всего по ПС 110 кВ СЭС в ценах 2011 года				1 321 383,0
	Всего ПС 110 кВ энергосистемы в ценах 2000 года				1 754 122,0
	в том числе:
	новое строительство				95 952,1
	реконструкция и техническое перевооружение				1 658 170,0
	Всего ПС 110 кВ энергосистемы в ценах 2011 года				9 595 047,5
	в том числе:
	новое строительство				524 857,9
	реконструкция и техническое перевооружение				9 070 189,6

Приложение N 13

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Объемы
электросетевого строительства и капвложения по ПС 35 кВ филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"

	Наименование	Год ввода, оборудования ПС	Базисные показатели стоимости оборудования тыс. рублей/штук	Оборудование ПС, штук	Капвложения на 2012 - 2017 годы, тыс. рублей
1	2	3	4	5	6
1.	Горномарийские электрические сети (ГмЭС)
	Новое строительство (НС)
	Итого по ПС 35 кВ (НС) ГмЭС в ценах 2000 года			0,0	0,0
	Итого по ПС 35 кВ (НС) ГмЭС в ценах 2011 года				0,0
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
1.1.	Лидвуй				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
1.2.	Майская				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
1.3.	Микряково				5 077,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 4,0 МВА (замена)		2 190,0	2,0	4 380,0
	Прочие затраты				678,9
	Демонтажные работы		18,8		18,8
1.4.	Нежнур				4 509,4
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 1,0 МВА (замена)		1 944,0	2,0	3 888,0
	Прочие затраты				602,6
	Демонтажные работы		18,8		18,8
1.5.	Озерки				9 385,7
	ОРУ 35 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная выключателем система шин"		720,0	3,0	2 160,0
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 4,0 МВА (замена)		2 190,0	2,0	4 380,0
	Элегазовый выключатель 35 кВ в цепях трансформаторов		720,0	2,0	1 440,0
	ПЧЗ		5 000,0		2 000,0
	Прочие затраты				1 546,9
	Демонтажные работы		18,8		18,8
1.6.	Три Рутки				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 0,16 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
1.7.	Шары				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
1.8.	Юркино				9 050,9
	ОРУ 35 кВ по схеме "Мостик"		720,0	1,0	720,0
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 1,6 МВА (замена)		2 190,0	1,0	2 190,0
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 1,6 МВА (установка)		2 190,0	1,0	2 190,0
	Элегазовый выключатель 35 кВ в цепи трансформатора		720,0	1,0	720,0
	ПЧЗ		5 000,0		2 000,0
	Прочие затраты				1 212,1
	Демонтажные работы		18,8		18,8
	Итого по ПС 35 кВ (Р и ТП) ГмЭС в ценах 2000 года			11,0	34 787,9
	Итого по ПС 35 кВ (Р и ТП) ГмЭС в ценах 2011 года				190 289,8
	Итого по ПС 35 кВ ГмЭС в ценах 2000 года			11,0	34 787,9
	Итого по ПС 35 кВ ГмЭС в ценах 2011 года				190 289,8
2.	Йошкар-Олинские электрические сети (ЙЭС)
	Новое строительство (НС)
	Итого по ПС 35 кВ (НС) ЙЭС в ценах 2000 года			0,0	0,0
	Итого по ПС 35 кВ (НС) ЙЭС в ценах 2011 года				0,0
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
2.1.	Абаснур				4 509,4
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	2,0	3 888,0
	Прочие затраты				602,6
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.2.	Голубая				4 509,4
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	2,0	3 888,0
	Прочие затраты				602,6
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.3.	Зеленогорск				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 1,6 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
2.4.	Коркатово				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
2.5.	Кадам				4 509,4
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	2,0	3 888,0
	Прочие затраты				602,6
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.6.	Красногорск				6 602,3
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 6,3 МВА (замена)		2 850,0	2,0	5 700,0
	Прочие затраты				883,5
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.7.	Кленовая Гора				4 509,4
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 1,6 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				602,6
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.8.	Малый Кугунур				5 077,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 4,0 МВА (замена)		2 190,0	2,0	4 380,0
	Прочие затраты				678,9
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.9.	Пахомово				6 740,9
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		2 190,0	2,0	4 380,0
	Элегазовый выключатель 35 кВ в цепи трансформатора		720,0	2,0	1 440,0
	Прочие затраты				902,1
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.10.	Руясола				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
2.11.	Силикатный				5 077,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 4,0 МВА (замена)		2 190,0	2,0	4 380,0
	Прочие затраты				678,9
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.12.	Степная				4 509,4
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 1,0 МВА (замена)		1 944,0	2,0	3 888,0
	Прочие затраты				602,6
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.13.	Синеглазка				5 077,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 4,0 МВА (замена)		2 190,0	2,0	4 380,0
	Прочие затраты				678,9
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.14.	Семейкино				4 509,4
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 1,0 МВА (замена)		1 944,0	2,0	3 888,0
	Прочие затраты				602,6
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.15.	Филиппсола				4 509,4
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 1,6 МВА (замена)		1 944,0	2,0	3 888,0
	Прочие затраты				602,6
	Демонтажные работы		18,8		18,8
2.16.	Шулка				2 538,9
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 4,0 МВА (замена)		2 190,0	1,0	2 190,0
	Прочие затраты				339,5
	Демонтажные работы		9,4		9,4
	Итого по ПС 35 кВ (Р и ТП) ЙЭС в ценах 2000 года			28,0	69 445,4
	Итого по ПС 35 кВ (Р и ТП) ЙЭС в ценах 2011 года				379 866,3
3.	Сернурские электрические сети (СЭС)
	Новое строительство
	Итого по ПС 35 кВ (НС) СЭС в ценах 2000 года			0,0	0,0
	Итого по ПС 35 кВ (НС) СЭС в ценах 2011 года				0,0
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
3.1.	Казанск				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
3.2.	Кукнур				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
3.3.	Марисола				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 1,6 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
3.4.	Масканур				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
3.5.	Мари-Билямор				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
3.6.	Мариец				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
3.7.	Памашъял				5 077,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 4,0 МВА (замена)		2 190,0	2,0	4 380,0
	Прочие затраты				678,9
	Демонтажные работы		18,8		18,8
3.8.	Пектубаево				2 538,9
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 4,0 МВА (замена)		2 190,0	1,0	2 190,0
	Прочие затраты				339,5
	Демонтажные работы		9,4		9,4
3.9.	Русские Шои				2 254,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА (замена)		1 944,0	1,0	1 944,0
	Прочие затраты				301,3
	Демонтажные работы		9,4		9,4
3.10.	Хлебниково				5 077,7
	Трансформатор 35/10 кВ мощностью 4,0 МВА (замена)		2 190,0	2,0	4 380,0
	Прочие затраты				678,9
	Демонтажные работы		18,8		18,8
	Итого по ПС 35 кВ (Р и ТП) СЭС в ценах 2000 года			12,0	28 477,3
	Итого по ПС 35 кВ (Р и ТП) СЭС в ценах 2011 года				155 770,8
	Всего по ПС 35 кВ СЭС в ценах 2000 года				28 477,3
	Всего по ПС 35 кВ СЭС в ценах 2011 года				155 770,8
	Всего ПС 35 кВ энергосистемы в ценах 2000 года			51,0	132 710,6
	в том числе:
	новое строительство			0,0	0,0
	реконструкция и техническое перевооружение			51,0	132 710,6
	Всего ПС 35 кВ энергосистемы в ценах 2011 года				725 926,9
	в том числе:
	новое строительство				0,0
	реконструкция и техническое перевооружение				725 926,9

Приложение N 14

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Объемы
электросетевого строительства и капвложения по ПС МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"

	Наименование	Год ввода, оборудования ПС	Базисные показатели стоимости оборудования, тыс. рублей/штук	Оборудование ПС	Капвложения на 2012 - 2017 годы, тыс. рублей
1	2	3	4	5	6
	Новое строительство (НС)
1.	Северо-Западная	2015			53 518,4
	ОРУ 110 кВ по схеме "Мостик с выключателем в перемычке и цепях трансформаторов"		36 000,0	1,0	36 000,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА		5 160,0	2,0	10 320,0
	Прочие затраты				7 179,6
	Демонтажные работы		18,8		18,8
	Итого по ПС 110 кВ (НС) в ценах 2000 года			2,0	53 518,4
	Итого по ПС 110 кВ (НС) в ценах 2011 года				292 745,6
	Реконструкция и техническое перевооружение (Р и ТП)
2.	Витаминный	2017			72 656,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА (замена)		4 440,0	2,0	8 880,0
	ЗРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"		54 000,0	1,0	54 000,0
	Прочие затраты				9 746,4
	Демонтажные работы		29,6		29,6
3.	Городская	2015			41 321,6
	ОРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"		18 240,0	1,0	18 240,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 40 МВА (замена)		8 760,0	2,0	17 520,0
	Прочие затраты				5 542,8
	Демонтажные работы		18,8		18,8
4.	Заводская	2015			82 635,2
	ЗРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны трансформаторов"		54 000,0	1,0	54 000,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 40 МВА (замена)		8 760,0	2,0	17 520,0
	Прочие затраты				11 085,6
	Демонтажные работы		29,6		29,6
5.	Кожино	2016			30 372,2
	Расширение ОРУ 110 кВ на одну линейную ячейку (по схеме N 110-13Н)		8 760,0	1,0	8 760,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 40 МВА (замена)		8 760,0	2,0	17 520,0
	Прочие затраты				4 073,4
	Демонтажные работы		18,8		18,8
6.	Студенка	2015			74 576,2
	ЗРУ 110 кВ по схеме "Мостик с выключателем в перемычке и цепях трансформаторов"		56 400,0	1,0	56 400,0
	Трансформатор 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА (установка)		4 080,0	2,0	8 160,0
	Прочие затраты				10 006,8
	Демонтажные работы		9,4		9,4
	Итого по ПС 110 кВ (Р и ТП) в ценах 2000 года			10,0	301 561,2
	Итого по ПС 110 кВ (Р и ТП) в ценах 2011 года				1 649 539,8
	Итого по ПС 110 кВ МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" в ценах 2000 года			12,0	355 079,6
	Итого по ПС 110 кВ МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" в ценах 2011 года				1 942 285,4

Приложение N 15

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Электрическая нагрузка
электростанций и ПС напряжением 35 кВ и выше энергосистемы Республики Марий Эл за отчетный период (1 января 2012 г.) и на перспективу (2017 год)

	Наименование подстанций (электростанций)	01.01.2012 (отчет)		2017 год
		номинальная мощность трансформаторов	зима max	номинальная мощность трансформаторов	зима max
		S, МВА	Р, МВт	S, МВА	Р, МВт
1	2	3	4	5	6
1.	Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
	220 кВ
1.1.	ПС Волжская 220/110/10 кВ:	2x125		2x125
	Шины 10 кВ		5,3		6,3
1.2.	ПС Восток 220/10 кВ:	4x63		4x63
	Шины 10 кВ		36		37
1.3.	ПС Дубники 220/110/10 кВ:	2x63		2x63
	Шины 10 кВ		15		19
1.4.	ПС Заря 220/10 кВ:	4x63		4x63
	Шины 10 кВ		72		73
1.5.	ПС Чигашево 220/110/10 кВ:	2x125		2x200
	Шины 10 кВ		8,2		9,6
2.	Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
	110, 35 кВ
2.1.	ПС Агрегатная 110/10 кВ:	1x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ	1x40	3,3		4
2.2.	ПС Акашево 110/35/10 кВ:	2x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ		1,87		2,9
2.3.	ПС Аленкино 110/35/10 кВ:	1x10		2x25
	Шины 10 кВ	1x16	8,1		15
2.4.	ПС Арбаны 110/35/10 кВ:	1x6,3		1x6,3
	Шины 10 кВ		0,3		0,5
2.5.	ПС Большой Ляждур	1x6,3		1x6,3
	110/35/10 кВ:		0,95		1,1
	Шины 10 кВ
	Шины 35 кВ
	ПС Юледур 35/10 кВ:	2x1,6		2x1,6
	Шины 10 кВ		0,3		0,2
	Итого по ПС 110 кВ Большой Ляждур	-	1,25	-	1,3
2.6.	ПС Визимьяры 110/35/10 кВ:	1x6,3		1x6,3
	Шины 10 кВ	1x10	2,8	1x10	1,7
	Шины 35 кВ
	ПС Озерки 35/10 кВ:	2x4		2x4
	Шины 10 кВ		0,6		0,9
	ПС Шары 35/10 кВ:	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,17		0
	ПС Юркино 35/10 кВ (Т1):	1x1,6		1x1,6
	Шины 10 кВ		0,4		0,3
	ПС Майская 35/10 кВ:	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,2		0,06
	ПС Нежнур 35/10 кВ:	1x1		1x1
	Шины 10 кВ		0		0,1
	ПС Три Рутки 35/0,4 кВ (абонентская):	1x0,16		1x0,16
	Шины 0,4 кВ		0,17		0,05
	Итого по ПС 110 кВ Визимьяры	-	4,34	-	3,1
2.7.	ПС Виловатово 110/10 кВ:	2x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ		1,8		2
2.8.	ПС Городская 110/10/6 кВ:	2x40		2x40
	Шины 6 - 10 кВ		17,1		21,1
2.9.	ПС Данилово 110/35/10 кВ:	2x10		2x10
	Шины 10 кВ		7,8		11
	Шины 35 кВ:
	ПС Воскресенск 35/6 кВ (Т1):	1x2,5		1x2,5
	Шины 6 кВ		1,0		0,6
	ПС Кадам 35/10 кВ:	2x2,5		2x2,5
	Шины 10 кВ		0,5		0,9
	Итого по ПС 110 кВ Данилово	-	9,3	-	12,5
2.10.	ПС Еласы 110/35/10 кВ:	1x10		1x10
	Шины 10 кВ	1x6,3	3,2	1x6,3	1,2
	Шины 35 кВ
	ПС Микряково 35/10 кВ:	2x4		2x4
	Шины 10 кВ		1,3		1,6
	ПС НИРФИ 35/10 кВ:	-		-
	Шины 10 кВ		1,2		1,2
	Итого по ПС 110 кВ Еласы	-	4,5	-	4
2.11.	ПС Заречная 110/10 кВ:	2x25		3x25
	Шины 10 кВ	1x16	26,5		34
2.12.	ПС Звенигово 110/35/10 кВ:	2x10		2x10
	Шины 10 кВ		5,4		8,1
2.13.	ПС Илеть 110/35/10 кВ:	1x6,3		1x6,3
	Шины 10 кВ		0,4		0,5
2.14.	ПС Козьмодемьянск 110/10 кВ:	2x16		2x16
	Шины 10 кВ		9,4		10,6
2.15.	ПС Кокшайск 110/10 кВ:	1x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ		2,5		2,6
2.16.	ПС Косолапово 110/10 кВ:	1x2,5		2x6,3
	Шины 10 кВ	1x6,3	1,2		1,3
2.17.	ПС Краснооктябрьск 110/10 кВ:	1x10		1x10
	Шины 10 кВ	1x6,3	4,3	1x6,3	5,1
2.18.	ПС Красный Мост 110/10 кВ:	1x2,5		2x6,3
	Шины 10 кВ	1x6,3	0,4		0,5
2.19.	ПС Куженер 110/10 кВ:	2x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ		2,6		3,7
2.20.	ПС Кундыш 110/35/10 кВ:	2x25		2x25
	Шины 10 кВ		11,9		13
	Шины 35 кВ
	ПС Килемары 35/10 кВ:	2x4		2x4
	Шины 10 кВ		2,4		2,6
	Итого по ПС 110 кВ Кундыш	-	14,3	-	15,6
2.21.	ПС Ленинская 110/35/10 кВ:	-		1x6,3
	Шины 10 кВ		0,6		1
	Шины 35 кВ
	ПС Юркино 35/10 кВ (Т2):	-		1x1,6
	Шины 10 кВ		0,4		0,2
	Итого по ПС 110 кВ Ленинская	-	1,0	-	1,2
2.22.	ПС Лесная 110/6 кВ:	2x6,3		2x6,3
	Шины 6 кВ		2,5		3,2
2.23.	ПС Луговая 110/35/6 кВ:	1x10		2x10
	Шины 6 кВ		2,2		0,8
	Шины 35 кВ
	ПС Абаснур 35/6 кВ:	2x1,8		2x2,5
	Шины 6 кВ		0,9		1,1
	ПС Голубая 35/10 кВ (Т1):	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,4		0,1
	ПС Пахомово 35/10 кВ:	2x2,5		2x2,5
	Шины 10 кВ		0,2		0,6
	ПС Степная 35/10 кВ (Т2):	1x1		1x1
	Шины 10 кВ		0		0
	Итого по ПС 110 кВ Луговая	-	3,7	-	2,6
2.24.	ПС Люльпаны 110/10 кВ:	1x2,5		1x6,3
	Шины 10 кВ		1,2		1,5
2.25.	ПС Мари-Турек 110/35/10 кВ:	2x10		2x10
	Шины 10 кВ		4,5		3,7
	Шины 35 кВ
	ПС Мари-Билямор 35/10 кВ	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,7		0,8
	ПС Хлебниково 35/10 кВ (Т1)	1x4		1x4
	Шины 10 кВ		0,6		рез.
	Итого по ПС 110 кВ Мари-Турек	-	5,8	-	4,5
2.26.	ПС Медведево 110/10 кВ:	1x16		2x16
	Шины 10 кВ	1x10	11,2		13
2.27.	ПС Мелковка 110/10 кВ:	2x16		2x16
	Шины 10 кВ		11,3		15,1
2.28.	ПС Морки 110/35/10 кВ:	1x10		2x10
	Шины 10 кВ	1x16	7,8		6
	Шины 35 кВ
	ПС Зеленогорск 35/10 кВ	2x1,6		2x1,6
	Шины 10 кВ		0,9		1,1
	ПС Коркатово 35/10 кВ	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,5		0,7
	ПС КС-21 35/10 кВ	2x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ		1,9		2,3
	Итого по ПС 110 кВ Морки		11,1		10,1
2.29.	ПС Мышино 110/10 кВ:	-		2x25
	Шины 10 кВ		-		18
2.30.	ПС Новый Торъял 110/35/10 кВ:	2x10		2x10
	Шины 10 кВ		3,4		2,9
	Шины 35 кВ
	ПС Масканур 35/10 кВ	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,3		0,4
	ПС Пектубаево 35/10 кВ	1x4		1x4
	Шины 10 кВ		0,5		0,6
	Итого по ПС 110 кВ Новый Торъял	-	4,2	-	3,9
2.31.	ПС Новый Кинер 110/35/10 кВ:	-	-	-	-
	Шины 10 кВ
	Шины 35 кВ
	ПС Карлыган 35/10 кВ	1x1,6		1x1,6
	Шины 10 кВ		0,5		0,7
	ПС Мариец 35/10 кВ	2x1,8		2x2,5
	Шины 10 кВ		0,3		0,5
	ПС Хлебниково 35/10 кВ (Т2)	1x4		1x4
	Шины 10 кВ		0,6		0,8
	Итого по ПС 110 кВ Новый Кинер	-	1,4	-	2
2.32.	ПС ОКБ 110/10 кВ:	2x16		2x16
	Шины 10 кВ		1,1		1,2
2.33.	ПС Оршанка 110/35/10 кВ:	1x10		2x10
	Шины 10 кВ	1x16	5,1		3,5
	Шины 35 кВ
	ПС Малый Кугунур 35/10 кВ	1x4		1x4
	Шины 10 кВ		0,8		0,6
	ПС Шулка 35/10 кВ	1x4		1x4
	Шины 10 кВ		0,9		1,7
	Итого по ПС 110 кВ Оршанка	-	6,8	-	5,8
2.34.	ПС Параньга 110/35/10 кВ:	2x10		2x10
	Шины 10 кВ		3,7		4,6
	Шины 35 кВ
	ПС Русские Шои 35/10 кВ	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,3		0,4
	Итого по ПС 110 кВ Параньга	-	4,0	-	5
2.35.	ПС Параты 110/10 кВ:	2x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ		0,6		1,3
2.36.	ПС Пемба 110/35/10 кВ:	2x16		2x16
	Шины 10 кВ		2,2		2,8
2.37.	ПС Пижма 110/10 кВ:	2x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ		0,4		0,4
2.38.	ПС Пионерская 110/10 кВ:	1x6,3		1x6,3
	Шины 10 кВ		0,1		0,2
2.39.	ПС Помары 110/10 кВ:	2x10		2x10
	Шины 10 кВ		6,1		7,1
2.40.	ПС Помъялы 110/10 кВ:	2x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ		1,7		3,7
2.41.	ПС Сернур 110/35/10 кВ:	2x10		2x10
	Шины 10 кВ		5,8		5
	Шины 35 кВ
	ПС Казанск 35/10 кВ	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,4		0,5
	ПС Кукнур 35/10 кВ	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,4		0,6
	ПС Марисола 35/10 кВ	1x1,6		1x1,6
	Шины 10 кВ		0,3		0,4
	ПС Памашъял 35/10 кВ	2x4		2x4
	Шины 10 кВ		0,8		1,1
	ПС Токтарсола 35/10 кВ	1x1,6		1x1,6
	Шины 10 кВ		0,4		0,5
	Итого по ПС 110 кВ Сернур	-	8,1	-	8,1
2.42.	ПС Сидельниково 110/6 кВ:	1x6,3		2x6,3
	Шины 6 кВ		0,7		5
2.43.	ПС Советск 110/35/10 кВ:	1x10		2x16
	Шины 10 кВ	1x16	10,1		8
	Шины 35 кВ
	ПС Воскресенск 35/6 кВ (Т2)	1x2,5		1x2,5
	Шины 6 кВ		1,0		0,5
	ПС Голубая 35/10 кВ (Т2)	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,4		0,2
	ПС Руясола 35/10 кВ	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,2		0,4
	ПС Семейкино 35/10 кВ	2x1		2x1
	Шины 10 кВ		0,4		0,09
	ПС Синеглазка 35/10 кВ	2x4		2x4
	Шины 10 кВ		2,7		2,4
	ПС Степная 35/10 кВ (Т1)	1x1		1x1
	Шины 10 кВ		0		0
	Итого по ПС 110 кВ Советск	-	14,8	-	11,6
2.44.	ПС Сотнур 110/35/10 кВ:	2x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ		2,5		3
	Шины 35 кВ		0
2.45.	ПС Суслонгер 110/35/10 кВ:	2x10		2x10
	Шины 10 кВ		9,2		3
	Шины 35 кВ
	ПС ИП Сафиуллин 35/0,4 кВ	1x0,4		1x0,4
	(абонентская)		0,2		0,2
	Шины 0,4 кВ
	ПС КАФ 35/10 кВ (Т2)	1x1,6		1x1,6
	(абонентская)		0,3		0,4
	Шины 10 кВ
	ПС Кленовая Гора 35/10 кВ (Т1)	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		1,2		0,4
	ПС Красногорск 35/10 кВ (Т1)	1x2,5		1x6,3
	Шины 10 кВ		2,6		0,7
	ПС МЗСК 35/0,4 кВ (абонентская)	1x1		1x1
	Шины 0,4 кВ	1x1,6	0,5	1x1,6	0,6
	ПС ООО "МЗХО Калинка" (Мочалище) 35/0,4 кВ	3x1		3x1
	(абонентская)		0,3		0,4
	Шины 0,4 кВ
	ПС Силикатная 35/10 кВ	2x4		2x4
	Шины 10 кВ		1,3		2
	ПС Сурок 35/6 кВ (абонентская)	2x1		2x1
	Шины 6 кВ		0,3		0,4
	Итого по ПС 110 кВ Суслонгер	-	15,9	-	8,1
2.46.	ПС Табашино 110/10 кВ:	2x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ		2,04		5
2.47.	ПС Троицкий Посад 110/35/10 кВ:	1x10		1x10
	Шины 10 кВ		2,04		1,5
	Шины 35 кВ
	ПС Лидвуй 35/10 кВ	1x2,5		1x2,5
	Шины 10 кВ		0,6		0,8
	Итого по ПС 110 кВ Троицкий Посад	-	2,64	-	2,3
2.48.	ПС Шелангер 110/35/10 кВ:	1x10		2x16
	Шины 10 кВ	1x6,3	7,8		3,7
	Шины 35 кВ
	ПС КАФ 35/10 кВ (Т1)	1x1,6		1x1,6
	(абонентская)		0,3		0,4
	Шины 10 кВ
	ПС Кленовая Гора 35/10 кВ (Т2)	1x1,6		1x1,6
	Шины 10 кВ		1,2		1,1
	ПС Красногорск 35/10 кВ (Т2)	1x2,5		1x6,3
	Шины 10 кВ		2,6		1,7
	ПС Филиппсола 35/10 кВ	2x1,6		2x1,6
	Шины 10 кВ		0,5		0,7
	Итого по ПС 110 кВ Шелангер	-	12,4	-	7,6
2.49.	ПС Шиньша 110/10 кВ:	1x6,3		2x6,3
	Шины 10 кВ	1x2,5	1,5		2
2.50.	ПС Юрино 110/35/10 кВ:	1x10		1x10
	Шины 10 кВ	1x6,3	2,05	1x6,3	2,7
3.	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"
	110, 35 кВ
3.1.	ПС Витаминный (МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1") 110/6 (10) кВ:	2x10		2x10
	Шины 6 (10) кВ		7,4		10
3.2.	ПС Городская (МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1") 110/35/6 (10) кВ:	1x10 1x20		2x40
	Шины 6 (10) кВ	1x25	32,4		39
3.3.	ПС Заводская (МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1") 110/6 (10) кВ:	2x32		2x40
	Шины 6 (10) кВ		17		20
3.4.	Йошкар-Олинская ТЭЦ-1:	-		-
	собственные нужды		1		1
3.5.	ПС Кожино (МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1") 110/35/6 (10) кВ:	2x31,5		2x40
	Шины 6 (10) кВ		11,8		14
	Шины 35 кВ
	ПС Северо-Западная 35/6 кВ	2x10
	Шины 6 кВ		10,6	-	-
	Итого по ПС 110 кВ Кожино	-	22,4	-	14
3.6.	ПС Северо-Западная 110/10 кВ	-		2x16
	Шины 10 кВ		-		15,4
3.7.	ПС Студенка (МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1") 110/6 (10) кВ:	1x10		2x6,3
	Шины 6 (10) кВ		0,4		0,5
4.	Филиал ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии
4.1.	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2: собственные нужды	1x25	15	1x25	15
5.	ОАО "Марийский целлюлозно-бумажный комбинат"
5.1.	ТЭЦ МЦБК:
	шины 6 кВ	2x40	31,5	2x40	38,5
	собственные нужды		5,9		5,9

Приложение N 16

к Программе перспективного

развития электроэнергетики

Республики Марий Эл

на 2013 - 2017 годы

Схема
развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2013 - 2017 годы