Приложение. "Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы"

Приложение
к постановлению
управления энергетики и тарифов
Липецкой области
от 5 июля 2013 г. N 24/1

"Схема и программа
развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы"

1. Общие положения

1.1. Паспорт Схемы и программы развития. Введение

Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2014 - 2018 годы
Цели и задачи Схемы, важнейшие целевые показатели	Цель: - повышение технического уровня и обеспечение высокого уровня надежности функционирования электросетевых объектов в проектный период. Задачи: - повышение эффективности функционирования электросетевых объектов, снижение затрат на эксплуатацию и потери электроэнергии в сетях; - разработка технических мероприятий, обеспечивающих надежную работу энергосистемы в нормальных и послеаварийных режимах; - создание условий для недискриминационного доступа на присоединение к электрическим сетям участников розничного рынка.
Перечень основных мероприятий	Новое строительство, расширение, реконструкция и техническое перевооружение: - ЛЭП 220 и 500 кВ - 281,3 км (в одноцепном исчислении); - РРТП ПС 220 и 500 кВ - 5 шт.; - новые ПС 220 и 500 кВ - 1 шт.; - ЛЭП 110 кВ - 131,92 км (в одноцепном исчислении); - РРТП ПС 110 кВ - 31 шт.; - новые ПС 110 кВ - 2 шт.; - РРТП ВЛ 110 кВ с заменой непригодного оборудования - 20 шт.; - ЛЭП 35 кВ - 196,27 км (в одноцепном исчислении); - РРТП ПС 35 кВ - 99 шт.; - РРТП ВЛ 35 кВ с заменой непригодного оборудования - 48 шт.
Объемы финансирования	Всего по 220, 110, 35 кВ - 14 852,62 млн. руб. В том числе по разделам: 220 и 500 кВ - 6 051,56 млн. руб.; 110 кВ - 4 316,44 млн. руб.; 35 кВ - 4 484,62 млн. руб.
Ожидаемые конечные результаты реализации Схемы	Повышение надежности электроснабжения потребителей электроэнергии.

В разделе 7 "Схемы" рассматриваются электросетевые объекты 220 кВ и выше, по состоянию на исходный год и с учетом перспективного развития сети на период до 2018 года.

В разделе 8 "Схемы" рассматриваются электросетевые объекты 110 кВ, по состоянию на исходный год и с учетом перспективного развития сети на период до 2018 года.

В разделе 9 "Схемы" рассматриваются электросетевые объекты 35 кВ, по состоянию на исходный год и с учетом перспективного развития сети на период до 2018 года.

Карты - схемы, принципиальные схемы электрической сети 35 кВ и выше, перетоки мощности зимнего и летнего максимумов, летнего минимума Липецкой энергосистемы на исходный год и на 2014 - 2018 г.г. представлены в приложении Г к "Схеме".

Техническим разработчиком схемы выступал ООО "Институт Тулаэнергосетьпроект" (Нестеров С.В., Романов Я.В., Галяткина В.Г.).

1.2. Основание для разработки "Схемы". Цели и задачи разработки "Схемы"

Основанием для разработки "Схемы" послужило следующее:

- постановление правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

- появление особых экономических зон регионального уровня промышленно-производственного типа;

- наличие масштабных программ жилищного строительства на всей территории региона;

- необходимость увеличения пропускной способности электрических сетей напряжением 35 кВ и выше;

- необходимость корректировки Схемы и программы развития электроэнергетики Липецкой области 2013 - 2017 г.г.;

- инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на планируемый период;

- инвестиционная программа филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (далее - филиала "Липецкэнерго") на планируемый период;

- инвестиционная программа филиала ОАО "Квадра" филиал "Восточная генерация" на планируемый период;

- инвестиционная программа ОАО "ЛГЭК" на планируемый период. Цели и задачи разработки "Схемы":

- исполнение постановления Правительства РФ от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

- создание условий для недискриминационного доступа на присоединение к электрическим сетям филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС", ОАО "Квадра" филиал "Восточная генерация", ОАО "ЛГЭК";

- ликвидация дефицита установленной трансформаторной мощности на центрах питания, в том числе по объектам ОАО "ФСК ЕЭС" в соответствии с результатами расчета пропускной способности центров питания 220 кВ и 500 кВ на территории Липецкой области;

- ликвидация узких мест по пропускной способности ВЛ 35, 110, 220 кВ на территории Липецкой области;

- определение образующихся в перспективе "узких" мест Липецкой энергосистемы и разработка первоочередных мероприятий по их ликвидации;

- повышение параметров энергосбережения и энергоэффективности энергосистемы;

- формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

При выполнении работы были использованы нижеперечисленные материалы, нормативно-технические и методические документы:

1. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание.

2. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем (Москва, 2003 г.).

3. Инструкция по проектированию городских электрических сетей (РД 34.20.185-94).

4. Положение о единой технической политике ОАО "Холдинг МРСК" в распределительном сетевом комплексе. Москва 2011 г.

5. Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 750 кВ. (СТО 56947007-29.240.55.016-2008, г. Москва, 2008 г.).

6. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ. (СТО 56947007-29.240.10.028-2009, г. Москва, 2009 г.).

ГАРАНТ:

Нумерация пунктов приводится в соответствии с источником

8. Отчетные данные ОАО "МРСК Центра" - филиал "Липецкэнерго" и сетевых предприятий;

9. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения (N 278тм, г. Москва, 2007 г.).

10. Сборник укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО "Холдинг МРСК".

11. Проект "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы".

17. Схема и программа развития электроэнергетики Липецкой области на 2013 - 2017 годы. (Приложение к постановлению управления энергетики и тарифов Липецкой области от 10.08.2012 г. N 33/5).

18. Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утв. постановлением Правительства РФ от 17 октября 2009 г. N 823).

19. Протокол совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина (г. Москва 09.11.2010 АШ-369 пр.).

Кроме того, применялись также другие руководящие материалы, используемые при проектировании энергосистем.

2. Общая характеристика региона

Липецкая область была образована указом Президиума Верховного Совета СССР от 6 января 1954 года из районов четырех соседних областей.

В состав области были включены:

от Воронежской области: город Липецк, Боринский, Водопьяновский, Грачевский, Грязинский, Дмитряшевский, Добринский, Липецкий, Молотовский, Талицкий, Усманский, Хворостянский и Хлевенский районы;

от Орловской области - город Елец, Волынский, Долгоруковский, Елецкий, Задонский, Измалковский, Краснинский, Становлянский, Чернавский и Чибисовский районы;

от Рязанской области - Березовский, Воскресенский, Данковский, Добровский, Колыбельский, Лебедянский, Лев-Толстовский, Троекуровский, Трубетчинский и Чаплыгинский районы;

от Курской области - Больше-Полянский, Воловский и Тербунский районы.

Географическое положение

Липецкая область расположена в центре Европейской части России, на пересечении важнейших транспортных магистралей, связывающих столицу Российской Федерации с Югом России, а западные районы России - с Поволжьем, в 400 км на юг от Москвы. Липецкая область граничит с Воронежской, Курской, Орловской, Тульской, Рязанской, Тамбовской областями.

Территория области - 24,17 тыс. кв. км, что составляет 0,14% от территории Российской Федерации. По этому показателю область занимает 71 место в России и последнее среди 5-и регионов Центрально-Черноземного экономического района.

Протяженность области:

с севера на юг - 200 км,

с запада на восток - 150 км.

Общая протяженность границ - 900 км.

Климат умеренно-континентальный с умеренно холодной зимой и теплым летом.

Население

В таблице 2.1 представлена информация по численности населения Липецкой области на 2013 год, на предшествующий пятилетний период и на 2000 год.

Таблица 2.1

Год	Все население, тыс. чел.	в том числе, тыс. чел.		В общей численности населения, (%)
		городское сельское		городское	сельское
Численность населения на 1 января
2000	1233,7	789,3	444,4	64,0	36,0
2005	1198,6	773,1	425,5	64,5	35,5
2010	1177,0	747,9	429,1	63,5	36,5
2011	1172,0	746,9	425,1	63,7	36,3
2012	1165,9	744,6	421,3	63,9	36,1
2013	1162,2	744,2	418,0	64,0	36,0
2013 в % к 2012	99,7	99,95	99,2

Численность населения области на 1 января 2013 года составила 1 162,2 тыс. человек, из них 744,2 тыс. человек (64,0%) - городские жители, 418,0 тыс. человек (36,0%) - сельские жители. При этом на 1 января 2012 года численность населения региона составляла 1 165,9 тыс. человек. Таким образом, зафиксирована убыль в количестве около 3,7 тыс. человек. Такая тенденция за последнее время на территории области сохраняется, однако непосредственно в областном центре, в Липецке, население прибывает, в том числе, за счет новорожденных. Сокращение населения Липецкой области идет, главным образом, за счет естественной убыли (люди умирают с учетом возраста), а также за счет миграционной убыли. Так, на 10 тыс. населения уезжают в среднем в другие регионы 25 человек.

Липецкая область включает в себя 328 муниципальных образований, в том числе:

1. Два города областного подчинения, образующие Липецкий городской округ и Елецкий городской округ.

2. Восемнадцать муниципальных районов: Воловский, Грязинский, Данковский, Добринский, Добровский, Долгоруковский, Елецкий, Задонский, Измалковский, Краснинский, Лебедянский, Лев-Толстовский, Липецкий, Становлянский, Тербунский, Усманский, Хлевенский, Чаплыгинский.

3. Шесть городских поселений, 299 сельских поселений.

Города Липецкой области:

- Липецк (население 508 тыс. человек) - административный, промышленный, культурный и курортный центр области, расположенный на берегах реки Воронеж;

- Елец (население 108,43 тыс. человек) - старинный город с героической историей, богатыми духовными и культурными традициями. Имеет развитую промышленность;

- Грязи (население 46,8 тыс. человек) - перекресток крупных железнодорожных магистралей с севера на юг и с запада на восток, обеспечивающих доступ к рынкам центральных и отдаленных регионов России и стран СНГ;

- Данков (население 21,06 тыс. человек) - название города произошло от входившего в Рязанское княжество древнего города Донков, который был разрушен монголо-татарами. Сейчас на том месте находится село Стрешнево Данковского района. В 1796 - 1804 и 1924 - 1958 годах не имел статуса города. Нынешний статус - с 1959 года;

- Лебедянь (население 20,53 тыс. человек) - в городе действуют несколько машиностроительных и пищеперерабатывающих предприятий, в том числе крупнейший в России производитель соков - ООО "Лебедянский";

- Усмань (население 18,75 тыс. человек) - из промышленных предприятий города следует отметить: мебельная фабрика, швейная фабрика, хлебокомбинат;

- Чаплыгин (население 12,66 тыс. человек) - основную долю занимает пищевая промышленность, она представлена такими предприятиями, как ООО "Агрохим", ОАО "Чаплыгинмолоко", ЗАО "Раненбургское", крахмальным заводом и др.;

- Задонск (население 10,3 тыс. человек) - слобода, давшая начало Задонску, возникает на левобережье речки Тешевки около 1610 года, в связи с основанием Тешевского (Задонского) Богородицкого мужского монастыря, как вотчинное его владение. В городе работают хлебокомбинат, цех мясопереработки и завод по розливу минводы.

Земельные и минерально-сырьевые ресурсы

Преобладающие типы почв - черноземы, которые занимают свыше 85 процентов всей территории. Земельный фонд - 2404,7 тыс. га.

Полезные ископаемые области представлены 300 месторождениями: известняки, доломиты, песок, глины, цементное сырье. По запасам карбонатного сырья область занимает первое место в РФ. Значительны залежи торфа. Большой известностью в стране пользуются Липецкие минеральные источники и лечебные грязи, обнаруженные в 1871 году.

В области разведано 24 месторождения песков для стройиндустрии с общими запасами более 160 млн. куб. м. Особый интерес представляют стекольные пески, сосредоточенные на 5 перспективных участках в Задонском, Хлевенском, Добровском и Чаплыгинском районах с запасами около 40 млн. куб. м, не вовлеченные в эксплуатацию.

В Задонском районе расположено 2 месторождения тугоплавких глин для изготовления лицевого кирпича и керамических изделий, пользующихся спросом за пределами области. В Елецком районе разведано месторождение высококачественных глин, пригодных для производства прочного легковесного лицевого кирпича и керамзитового гравия.

Транспорт

По насыщенности автомобильными дорогами и железнодорожными путями область занимает седьмое место в России.

Современные автомобильные магистрали связывают областной центр со всеми сопредельными областями, а также с трассами федерального значения: Москва - Ростов, Москва - Волгоград. Общая протяженность автодорог - 7,8 тыс. км.

Общая протяженность железнодорожной сети - свыше 800 км. Территорию пересекают три железнодорожные магистрали. Крупнейшими узлами являются Елец и Грязи.

Для связи с другими регионами по воздуху в области имеется аэропорт "Липецк", а также ряд аэродромов местного значения (возле нас. пунктов Данков, Тербуны и Чаплыгин). В 2005 году было возобновлено регулярное воздушное сообщение по маршрутам "Липецк - Москва - Липецк", "Липецк - Сочи - Липецк". 11 апреля 2008 года, распоряжением премьер-министра РФ Виктора Зубкова, аэропорт Липецк открыт для международных полетов воздушных судов.

Промышленность

В промышленности занято около 107 тысяч человек или 27,6% всей численности работников, занятых в экономике области.

Основой экономики, определяющей в значительной степени развитие региона, является промышленность, на ее долю приходится 46,4% валового регионального продукта.

В 2012 году ВРП оценивался в сумме 302,6 млрд. руб. Прирост экономики области по сравнению с 2011 годом составил 7,9% (по РФ - 3,4%). Он обеспечен всеми видами экономической деятельности, но существенное влияние оказали обрабатывающие производства (+5,47%).

Липецкая область занимает 2 место в Центральном федеральном округе (1 место - Калужская область) и 4 место в России по объему производства продукции обрабатывающих отраслей на душу населения (г. С-Петербург - 471 тыс. руб./чел., Калужская обл. - 436 тыс. руб./чел., Калининградская обл. - 331,1 тыс. руб./чел.). Липецкая область занимает 1 место в Центральном федеральном округе и 3 место в России по объему производства продукции обрабатывающих отраслей на душу населения.

Липецкая область занимает первое место по производству электротехнических сталей (62% от общероссийского производства); трансформаторной стали (60%), бетоносмесителей (38%), бытовых холодильников и морозильников (36%), стиральных машин (35%), четвертое место по производству стали (14,1%) и проката черных металлов (13,46%); является крупным производителем культиваторов (28%), ОАО ЛМЗ "Свободный сокол" является единственным в России и стран СНГ производителем центробежнолитых труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом (ВЧШГ).

В течение всего 2012 года наблюдалось повышение производственной активности, стабилизировалось экономическое положение предприятий, сформировались устойчивые темпы роста. Индекс промышленного производства составил 111,9% (по России - 102,6%), отгружено продукции на сумму 416 млрд. руб., что на 7,8% выше уровня прошлого года.

Наибольший вклад в общий рост промышленного производства вносят обрабатывающие производства (индекс промышленного производства составил 113,9%). Высокие темпы достигнуты: в металлургическом производстве - 117,5%, химическом - 114,6%, производстве резиновых и пластмассовых изделий - 112,6%, производстве пищевых продуктов - 106,6%, производстве машин и оборудования - 106,7%, текстильном и швейном производстве - 104,1%.

Объем отгруженной продукции предприятиями металлургического производства и производства готовых металлических изделий превысил 242,9 млрд. руб., индекс физического объема производства к уровню прошлого года составил 117,5%.

В 2012 году увеличился объем выпуска готового проката и стали на 25%, чугуна на 21%, уголков, фасонных и специальных профилей из железа или нелегированной стали - на 28%.

Объем отгруженных товаров предприятиями по производству машин и оборудования за январь - декабрь 2012 г. превзошел ранее достигнутый наивысший показатель в 2008 году и составил 25,6 млрд. руб., индекс физического объема 106,7%.

Наибольший рост объемов достигнут в производстве: насосов - 107%, холодильников и морозильников - 108, бытовых стиральных машин - 114%.

По объему отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами в разрезе областей ЦЧР по отрасли "Производство машин и оборудования" область по-прежнему опережает соседние регионы.

В 2012 году среднемесячная заработная плата по области в сравнении с аналогичным периодом 2011 года увеличилась на 15,1% и составила 21698 рублей, в том числе в обрабатывающих производствах на 11,9% составила 27946 рублей.

В целом удалось избежать резких сокращений, не допустить роста социальной напряженности. Во многом благодаря предпринятым мерам, стало возможным в регионе снизить до минимума уровень регистрируемой безработицы, который на 01.01.2013 года составил 0,6 (на 01.01.2012 г. - 0,7), в целом по Российской Федерации этот показатель - 1,4 (на 01.01.2012 г. - 1,7).

В течение 2012 года в промышленном комплексе продолжалась работа по реализации инвестиционных проектов, программ технического перевооружения и модернизации производства, вводу новых мощностей.

Завершен второй этап программы технического перевооружения в ОАО "НЛМК". Результатом стало увеличение сталеплавильных мощностей на 36% за счет развития доменного и сталеплавильного производств. Пуск в эксплуатацию доменной печи "Россиянка" и строительство нового конвертера позволяют увеличить производственные мощности по выплавке чугуна на 3,4 млн. тонн, по выплавке стали до 12,4 млн. тонн в год.

В ЗАО "Индезит Интернэшнл" проведенные технические мероприятия и внедрение инноваций позволили улучшить качество продукции, повысить класс энергосбережения, увеличить выпуск основной продукции. Произведено: холодильников и морозильников - 1,5 млн. шт. (рост на 8%), бытовых стиральных машин - 1,8 млн. шт. (на 14%).

В 2013 году планируется обновить до 40% модельный ряд от заявленной линейки производимой техники.

В ОАО "Энергия" объем инвестиций в производство составил 37,8 млн. рублей (157%). Реализуются в настоящее время два инновационных проекта:

- "Внедрение лития и его ионов в производство химических источников тока различных систем".

- "Регулирование системы производства и подачи осушено-сжатого воздуха".

В ОАО "Грязинский культиваторный завод" объем инвестиций в производство составил 34,3 млн. рублей (в 4 раза больше уровня 2011 года.). Запущен комплекс лазерного раскроя листового металлопроката и гидравлический листогибочный пресс с ЧПУ. Продолжалась реализация инновационного проекта "Разработка ресурсосберегающих вариативных конструкций культиваторов".

В ОАО "Гидравлик" - созданы и внедрены в производство отливка алюминиевых корпусов пневмоцилиндров типа ПТР, пресс для подварки железнодорожных крестовин, введена в эксплуатацию установка очистки воздуха в литейном цехе.

В ООО "Компания "Ассоль" реализован инвестиционный проект расширения действующего гофропроизводства, внедрен в эксплуатацию новый гофроагрегат, значительно расширен ассортимент выпускаемой продукции.

Проекты (планы оргтехмероприятий) по модернизации производства, внедрению инноваций, энергосбережению, освоению новых видов продукции реализованы также в ОАО "Строймаш", ОАО "Боринское", ОАО "Гидропривод", ООО "ЛеМаЗ" и ряде других.

В результате реализации мероприятий, направленных на инновационное развитие, доля инновационной продукции в общем объеме отгруженных товаров, работ и услуг промышленными предприятиями Липецкой области в 2012 году составила 10,1% (в 2011 году - 9,7%).

В 2012 году отгружено товаров инновационного характера на сумму 39,8 млрд. руб., что выше уровня 2011 г. на 6,6%.

Основная часть инновационной продукции выпускается на предприятиях, которые используют технологические инновации в рамках инновационных стратегий развития своего бизнеса. Это, в первую очередь, ОАО "НЛМК", ОАО "Энергия", ОАО "Строймаш", ОАО "Грязинский культиваторный завод". Число предприятий, выпускающих инновационную продукцию, пополнили участники и резиденты особых экономических зон: ООО "Бекарт Липецк", ООО "ЧСЗ-Липецк", ООО "Тербунский гончар", ООО "Фенци", ООО "АЛУ ПРО", ООО "Ропа Русь", ООО "ХОРШ-Русь", ООО "ЙОКОХАМА Р.П.З.", а также ЗАО "Индезит Интернэшнл", ОАО "Полимер", ОАО "Прожекторные угли", ООО КЦ "Мерлетто".

Расширилась география инноваций. В 2010 - 2011 г.г. только в 4-х муниципальных образованиях (г. Липецк, г. Елец, Грязинский и Лебедянский районы) имелись, согласно данным статистики, инновационно-активные предприятия. В настоящее время уже в 11 действуют предприятия, выпускающие инновационную продукцию. Этот перечень пополнили: Усманский, Тербунский, Чаплыгинский, Становлянский, Добринский и Хлевенский, Воловский районы.

В области созданы основные элементы инновационной инфраструктуры, совершенствуется нормативно-правовая база. Действует закон Липецкой области от 27 октября 2010 года N 425-ОЗ "Об инновационной деятельности в Липецкой области", реализуется областная целевая комплексная программа "Развитие инновационной деятельности в Липецкой области на 2011 - 2015 годы.

Законом предусмотрено формирование областного реестра инновационных проектов, включение в который дает право соответствующему субъекту инновационной деятельности на получение государственной поддержки в виде субсидий на реализацию проектов, предоставления налоговых льгот.

В областной реестр инновационных проектов Липецкой области включено 24 проекта, в том числе: г. Липецк (18 проектов), г. Елец (1 проект), г. Грязи (2 проекта), г. Усмань (1 проект), Хлевенский район (2 проекта).

В 2012 году в рамках областной целевой комплексной программы "Развитие инновационной деятельности в Липецкой области на 2011 - 2015 годы" субсидии получили 11 субъектов инновационной деятельности.

Особый приоритет в числе важнейших направлений деятельности администрации области был сосредоточен на создании условий для формирования благоприятного инвестиционного климата. Это дальнейшее развитие особых экономических зон, создание индустриальных парков, формированием промышленных территориальных кластеров.

По состоянию на 31.12.2012 г. в особой экономической зоне промышленно-производственного типа "Липецк" зарегистрировано 23 компании - резидентов с объемом заявленных инвестиций более 74 млрд. руб., производственную деятельность осуществляют 9 предприятий. Всего резидентами экономической зоны произведено продукции в объеме 13,8 млрд. руб., в том числе в 2012 году - около 5 млрд. руб. Количество рабочих мест - более 2040 ед.

Развиваются особые экономические зоны промышленно-производственного типа регионального уровня.

В ОЭЗ ППТ РУ "Тербуны" зарегистрировано 8 участников с инвестиционным потенциалом свыше 16,3 млрд. руб., В настоящее время уже создано свыше 100 рабочих мест. В 2012 году произведено продукции на сумму 482 млн. руб.

ОЭЗ ППТ РУ "Чаплыгинская" зарегистрировано 8 участников с инвестиционным потенциалом свыше 14,1 млрд. руб., В настоящее время уже создано свыше 100 рабочих мест. В 2012 году произведено продукции на сумму свыше 2,4 млрд. руб.

В ОЭЗ ППТ РУ "Данков" зарегистрировано 7 участников с инвестиционным потенциалом свыше 11,1 млрд. руб.

В 2012 г. предоставлен статус участников ОЭЗ РУ ППТ: ООО "ИстАгроДон", ООО "КОТТОН КЛАБ Данков", ООО "ЭкоТехнологии-Данков", ООО "Данковские пеллеты" и ООО "ДримВуд".

ОАО "Куриное царство" зарегистрировано в качестве участника ОЭЗ РУ ППТ "Елецпром" в 2011 году. Реализация инвестиционного проекта "Развитие агропромышленного комплекса в Липецкой области" в ОАО "Куриное царство" с целью увеличения производства мяса птицы в живом виде до 230 000 тонн.

Всего на территориях особых экономических зон регионального уровня промышленно-производственного типа зарегистрировано 24 участника с инвестиционным потенциалом свыше 60 млрд. руб., планируется создать к 2020 г. свыше 17,5 тыс. рабочих мест. В 2012 году на предприятиях ОЭЗ ППТ произведено продукции в объеме свыше 2,8 млрд. руб., создано свыше 300 рабочих мест.

Стимулом для развития промышленного бизнеса являются индустриальные парки, уже созданные в Лебедянском и Грязинском районах, а также планируемые на территориях Усманского района и г. Ельца.

В индустриальном парке "Кузнецкая слобода" зарегистрированы и осуществляют выпуск продукции 5 резидентов: ООО "Юнионвайр", ООО "ИГ Руссия", ООО "Европа-нелс", ООО "Персонал-Сервис", ООО "Перспектива" (комплектующие для стиральных машин, строительное оборудование и материалы, металлические изделия). В 2012 году на предприятиях-резидентах индустриального парка произведено продукции в объеме 231,8 млн. руб., создано 100 рабочих мест.

В индустриальном парке "Грязинский" зарегистрированы и осуществляют выпуск продукции 2 резидента: ООО "Экинлер" (Турция) и индивидуальный предприниматель Батурин В.Н. (электрические материалы, мебель).

В 2012 году предприятиями-резидентами индустриального парка произведено продукции в объеме 65,5 млн. руб., создано свыше 100 рабочих мест.

Особая роль в развитии промышленности отводиться осуществлению кластерной политики.

В области практически уже действует территориально-производственный кластер по производству "сложнобытовой техники", сложившийся на базе основного предприятия ЗАО "Индезит Интернэшнл".

В состав кластера, наряду с ЗАО "Индезит Интернэшнл", входят двадцать два предприятия Липецкой области, поставляющих по кооперации комплектующие изделия, сырье и материалы на главный конвейер. Действует крупнейший в Европе Центр логистики для складирования и дистрибуции бытовой техники и деталей, поступающих из Италии, Польши, Турции, Кореи, Китая и, непосредственно, с ЗАО "Индезит Интернэшнл".

Кроме того, в составе кластера можно рассматривать и ГОУ ВПО "Липецкий государственный технический университет" - многопрофильный ВУЗ, готовящий специалистов для машиностроительной, металлургической, химической и других отраслей промышленности, а также для академической, вузовской и отраслевой науки.

Уже сегодня объем промышленного производства Кластера превышает 35 млрд. руб. в год, что составляет около 5% ВРП Липецкой области, в Кластере занято более 7 тысяч человек. В перспективе до 2018 года по прогнозу рост составит до 10 - 12% ВРП, численность работающих вырастет вдвое.

Формируется машиностроительный кластер, который включает производство автокомпонентов, самолетов малой авиации, машин и оборудования, спецтехники, комплектующих изделий. Объем промышленного производства в 2012 году на территории кластера уже составил 6,2 млрд. рублей.

Развитие машиностроительного кластера позволит к 2018 году увеличить объем выпуска продукции до 10% к ВРП области, создать около 19 тыс. высокопроизводительных рабочих мест.

В целях повышения конкурентоспособности и эффективности работы обрабатывающих производств в 2013 году стоят задачи по обеспечению:

- темпов роста промышленного производства не менее 7 - 9%;

- роста производительности труда на 7 - 8%;

- роста удельного веса производства машин и оборудования в общем объеме отгруженных товаров обрабатывающих производств до 10 - 11%;

- роста объемов отгруженных товаров инновационного характера организациями промышленного производства на 3 - 5% к соответствующему периоду 2012 года.

Одним из важных факторов, влияющих на инвестиционную политику, является умение позиционировать инвестиционный потенциал, свои преимущества, благоприятные условия для ведения бизнеса, поэтому область активно участвует в различных мероприятиях (выставках, форумах и т.д.) всероссийского и международного уровней, где демонстрирует потенциал для развития инвестиционной деятельности

Строительство

Строительный комплекс области обладает высоким потенциалом. В числе крупнейших строительных предприятий: ЗАО СУ-11 "Липецкстрой", ОАО трест "Липецкстрой", ОАО "ДСК".

За 2012 год объем строительно-монтажных работ составил 31,2 млрд. рублей или 102,6% от показателя 2011 года.

В 2012 году предприятиями строительного комплекса Липецкой области уплачено более 3,6 млрд. руб. налоговых платежей. Удельный вес налоговых поступлений от предприятий строительного комплекса в общей структуре поступлений составил 15%. Сумма налоговых платежей от предприятий строительного комплекса по сравнению с аналогичным показателем 2011 года увеличилась на 203 млн. руб. или на 5,9%.

В 2012 году произведено 1134 тыс. тонн цемента. Незначительное снижение объемов производства стеновых материалов компенсировано увеличением производства железобетонных конструкций в связи с переориентацией структуры жилищного строительства в сторону каркасно-монолитного домостроения.

На территории ОЭЗ РУ ППТ "Данков" впервые в области создано народное предприятие ЗАО "Данковская слобода" по организации производства гиперпрессованного кирпича и сухих строительных смесей мощностью до 2,2 млн. усл. кирп. в год.

Также на территории указанной зоны ООО "ДримВуд" приступило к строительству завода деревянных конструкций и деревянных изделий:

В Липецкой области увеличиваются мощности предприятий индустриального домостроения:

- ОАО "ДСК" осваивает новую серию панельных домов, соответствующую современным архитектурно-планировочным требованиям к многоэтажным жилым зданиям, внедряет гибкую технологию формования железобетонных изделий на магнитной бортоснастке, обновляет парк металлоформ;

- в ООО "Стройдеталь" открыт цех по производству 120 тыс. кв. м крупнопанельных изделий в год. Предлагаемая технология сборного каркаса при высоком качестве позволяет сократить затраты на строительство квадратного метра жилья на 35 - 40% по сравнению с традиционными методами. Строительство будет осуществляться с использованием наружных стеновых трехслойных панелей с эффективным утеплителем;

- в ОАО "Спецфундаментстрой" открыт цех по изготовлению комплектов деталей из клееного профилированного бруса увеличенных сечений для малоэтажного коттеджного строительства мощностью 100 домокомплектов в год, с использованием высокотехнологического немецкого и итальянского оборудования.

В 2012 году Управлением строительства и архитектуры Липецкой области привлечено 510 млн. руб. из федерального бюджета.

182 млн. руб. поступило на строительство ледовых дворцов в Усмани, Ельце и Задонске, школы в 28 микр-не г. Липецка, строительство и оснащение Центров временного размещения переселенцев в Липецке и Грязи.

64 млн. руб. направлено на социальные выплаты молодым семьям и молодым учителям.

264 млн. руб. поступило на строительство объектов инженерной инфраструктуры туристических кластеров "Елец" и "Задонщина", а также коммунальной инфраструктуры в малоэтажной застройке по ул. Ангарской г. Липецка.

С целью комплексного развития территорий муниципальным образованиям оказывалась поддержка из областного бюджета при строительстве объектов социального назначения. В рамках областной программы строительства и реконструкция объектов социальной инфраструктуры выделено 396 млн. руб. Это позволило ввести в эксплуатацию ледовый дворец в Усмани, плавательные бассейны в с. Доброе и с. Красное, школу на 960 мест в п. Лев-Толстой.

В 2012 году в Липецкой области введено в эксплуатацию 807 тыс. кв. м жилья, что на 6% больше чем в 2011 году.

Электроэнергетика

Перечень территориальных сетевых организаций Липецкой области:

- Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго";

- ОАО "Липецкая городская энергетическая компания";

- ОАО "НЛМК";

- ОАО "Завод Железобетон";

- ОАО "Техноинжиниринг";

- ОАО "Доломит";

- ОАО "Энергия";

- ЗАО "Липецкий комбинат силикатных изделий";

- ООО "СПМК Липецкая";

- ЗАО "Липецкцемент";

- ОАО "Липецкое торгово-промышленное объединение";

- ОАО "Грязинский пищекомбинат";

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

- ОАО "ЛМЗ "Свободный Сокол";

- Центральный филиал ООО "Газпром энерго";

- ЗАО "ПИК "ЭЛЬТА";

- ООО "Лемаз";

- ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис";

- ООО "Лонгричбизнес";

- ОАО ЗСМ "Елецкий";

- ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк";

- ООО "Солнечная энергетика";

- ООО ПК "Авалон";

- ОАО "Стагдок";

- ООО "ФИН-Групп";

- Филиал "Юго-Западный" ОАО "Оборонэнерго" на территории Липецкой области.

Гарантирующие поставщики:

- ОАО "Липецкая энергосбытовая компания";

- ООО "Городская энергосбытовая компания";

- Липецкое областное отделение филиала "Центральный" ОАО "Оборонэнергосбыт". Поставщики электрической энергии (субъекты ОРЭМ) на территории Липецкой области, деятельность которых не подлежит государственному регулированию:

- ОАО "НЛМК";

- ООО "Русэнергоресурс";

- ОАО "Межрегионэнергосбыт";

- ООО "Межрегионсбыт";

- ООО "Энергосбытовая компания ОЭЗ экономической зоны "Липецк";

- ООО "Региональная энергетическая компания";

- ООО "ГРИНН Энергосбыт";

- ООО "Русэнергосбыт".

Липецкая область, наряду с Тамбовской и Воронежской областями входит в зону обслуживания Верхне-Донского ПМЭС. В эксплуатации Верхне-Донского ПМЭС находится линии электропередачи и подстанции напряжением 220 и 500 кВ.

3. Анализ существующего состояния электроэнергетики Липецкой области за прошедший пятилетний период

3.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Липецкой области

Энергосистема Липецкой области входит в состав объединенной энергосистемы Центра (ОЭС Центра) и имеет электрические связи со следующими смежными энергосистемами:

- Рязанской области;

- Тамбовской области;

- Воронежской области;

- Брянской области;

- Орловской области;

- Курской области.

Липецкая энергосистема также связана с энергосистемой Волгоградской области, входящей в ОЭС Юга (двумя ВЛ 500 кВ).

Информация по количеству электростанций, установленной мощности электростанций, величине потребления электрической энергии и мощности по Липецкой области, выработке и сальдо-перетокам за 2012 г. представлены в таблице 3.1

Таблица 3.1

N	параметр	ед. изм.	величина
1	Количество ТЭС	шт.	11
2	Установленная мощность ТЭС	МВт	1073,5
3	Потребление электроэнергии в 2012 г.	млн. кВт/ч	11743
4	Максимум мощности в 2012 г.	МВт	1759
5	Выработка электроэнергии в 2012 г.	млн. кВт/ч	5339
6	Сальдо-перетоки в 2012 г.	млн. кВт/ч	6404

Информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории Липецкой области, а также блок-станциям промышленных предприятий представлена в таблице 3.2

Таблица 3.2

N	Наименование
1	Филиал ОАО "СО ЕЭС" Липецкое РДУ
2	Электросетевые компании
	Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" "Верхне-Донское ПМЭС"
	Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
	ОАО "Липецкая городская энергетическая компания"
	ОАО "НЛМК"
	ОАО "Завод Железобетон"
	ОАО "Доломит"
	ОАО "Энергия"
	ЗАО "Липецкий комбинат силикатных изделий"
	ООО "СПМК Липецкая"
	ЗАО "Липецкцемент"
	ОАО "Липецкое торгово-промышленное объединение"
	ОАО "Грязинский пищекомбинат"
	Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение "Трансэнерго-филиала ОАО "РЖД"
	ОАО "ЛМЗ "Свободный Сокол"
	ЗАО "ПИК "ЭЛЬТА"
	ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис"
	ООО "Лонгричбизнес"
	ОАО ЗСМ "Елецкий"
	ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк"
	ООО "Солнечная энергетика"
	ООО ПК "Авалон"
	ОАО "Стагдок"
	ООО "ФИН-Групп"
	Филиал "Юго-Западный" ОАО "Оборонэнерго" на территории Липецкой области
3	Гарантирующие поставщики
	ОАО "Липецкая энергосбытовая компания"
	ООО "Городская энергосбытовая компания"
	Липецкое областное отделение филиала "Центральный" ОАО "Оборонэнергосбыт"
4	Поставщики электрической энергии (субъекты ОРЭМ) на территории Липецкой области, деятельность которых не подлежит государственному регулированию
	ОАО "НЛМК"
	ООО "Русэнергоресурс"
	ОАО "Межрегионэнергосбыт"
	ООО "Энергосбытовая компания ОЭЗ экономической зоны "Липецк"
	ООО "Региональная энергетическая компания"
	ООО "ГРИНН Энергосбыт"
	ООО "Межрегионсбыт"
	ООО "Русэнергосбыт"
5	Генерирующие компании
5.1	Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация", в т.ч. подразделения:
	Липецкая ТЭЦ-2
	Елецкая ТЭЦ
	Данковская ТЭЦ
	Липецкие тепловые сети
	Елецкие тепловые сети
	Коммунтеплоэнерго
6	Блок-станции
	ТЭЦ ОАО "НЛМК"
	УТЭЦ ОАО "НЛМК"
	ТЭЦ ОАО ЛМЗ "Свободный Сокол"
	ТЭЦ ОАО "Добринский сахарный завод"
	ТЭЦ ОАО "Лебедянский сахарный завод"
	ТЭЦ ОАО "Грязинский сахарный завод"
	ТЭЦ ОАО "Аврора" "Боринский сахарный завод"
	ТЭЦ ОАО "Аврора" "Хмеленецкий сахарный завод"

3.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области и структура электропотребления

Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области и структура электропотребления по основным группам потребления за последние 5 лет представлена в таблице 3.3

Таблица 3.3

Отчетная динамика потребления электроэнергии в Липецкой области

год	Млн. кВт/ч
	2008	2009	2010	2011	2012
Липецкая область	10645	9495	10400	10991	11743
Прирост, %	+0,2	-10,8	+9,5	+5,7	+6,8
Потери ЕНЭС	276	261	290	290	282
СН ТЭЦ	256	250	263	252	237
НЛМК	5392	4609	5246	5734	6465
Крупные потребители - субъекты ОРЭ	774	505	661	719	676
Гарантирующие поставщики	3947	3870	3940	3996	4083

На рисунке 3.1 представлена диаграмма потребления электроэнергии в Липецкой области за отчетный период.

Рисунок 3.1. Диаграмма потребления электроэнергии в Липецкой области за отчетный период.

Согласно диаграммы (рисунок 3.1), основное влияние на изменение динамики потребления электроэнергии Липецкой области оказывает потребление ОАО "НЛМК". После периода спада промышленного производства в 2009 г., вызванного мировым финансовым кризисом, происходит восстановление (2010 г.) и дальнейший рост потребления электроэнергии комбината. Остальные потребители после спада в 2009 г. и восстановления уровня потребления в 2010 г. и последующих годах показывают гораздо меньшую динамику роста или некоторое снижение, не оказывающее заметного влияния на изменение общего потребление по области.

В таблице 3.4 представлена структура электропотребления по видам экономической деятельности за 2011 - 2012 г.г.

Таблица 3.4

Структура электропотребления субъекта РФ по видам экономической деятельности за 2011 - 2012 г.г.

NN п/п	Наименование	Предшествующий год, 2011 год		отчетный год, 2012 год
		млн. кВт/ч	%	млн. кВт/ч	%
1	Промышленное производство (обрабатывающие производства)	6857,66	62,40	7446,48	63,41
2	Строительство	59,13	0,54	63,7	0,54
3	Транспорт и связь	671,71	6,11	721,6	6,14
4	Сельское хозяйство	87,4	0,80	87,1	0,74
5	Сфера услуг	200,95	1,83	216,3	1,84
6	Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)	979,7	8,91	1040,8	8,86
7	Производство и распределение электроэнергии, газа, воды	488,56	4,45	526,5	4,48
8	Потери в электрических сетях	904,3	8,23	914,64	7,79
9	Потери ЕНЭС	290	2,64	282	2,40
10	Собственные нужды электростанций	251,87	2,29	237,31	2,02
11	Другие виды экономической деятельности	199,32	1,81	206,7	1,76
	Всего	10990,6	100	11743,13	100

3.3. Перечень и характеристика основных крупных потребителей электрической энергии в регионе

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Липецкой области с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет представлен в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Основные крупные потребители электрической энергии в Липецкой области

Крупный потребитель	ед. изм.	2008	2009	2010	2011	2012
НЛМК	млн. кВт/ч	5392	4609	5246	5734	6465
	МВт	614	526	600	750	800
	% к области	50,65%	48,54%	50,44%	52,17%	55,05%
Мострансгаз	млн. кВт/ч	354	79	161	156	64
	МВт	40	9	18	24	12
	% к области	3,33%	0,83%	1,55%	1,42%	0,55%
МН Дружба	млн. кВт/ч	162	175	159	162	197
	МВт	18	20	18	20	23
	% к области	1,52%	1,84%	1,53%	1,47%	1,68%
ЛМЗ Свободный сокол	млн. кВт/ч	105	93	103	108	110
	МВт	12	11	12	12	13
	% к области	0,99%	0,98%	0,99%	0,98%	0,94%
ОЭЗ ППТ Липецк	млн. кВт/ч	-	41	67	84	93
	МВт	-	5	8	10	11
	% к области	-	0,43%	0,64%	0,76%	0,79%
Липецкцемент	млн. кВт/ч	150	143	188	196	177
	МВт	17	16	22	22	21
	% к области	1,41%	1,51%	1,81%	1,78%	1,51%
Ю.В.Ж.Д. Елецкая дистанция электроснабжения	млн. кВт/ч	146	142	176	170	175
	МВт	17	16	20	19	20
	% к области	1,37%	1,50%	1,69%	1,55,%	1,49%
Лебедянский	млн. кВт/ч	-	-	53	45	42
	МВт	-	-	6	6	5
	% к области	-	-	0,51%	0,41	0,36%
Роскондитерпром	млн. кВт/ч	-	-	26	27	27
	МВт	-	-	3	3	3
	% к области	-	-	0,25%	0,24%	0,23%
Итого крупные потребители	млн. кВт/ч	6309	5282	6100	6682	7350
	МВт	718	603	698	866	908
	% к области	59,27%	55,63%	58,65%	60,80%	62,59%

На рисунке 3.2 представлен график изменения доли электропотребления крупных потребителей к общему электропотреблению области.

Рис. 3.2. График изменения доли электропотребления крупных потребителей к общему электропотреблению области.

На основании данных таблицы 3.5 и рисунка 3.2 можно сделать вывод, что, начиная с 2009 года, происходит равномерный рост доли электропотребления крупных потребителей к общему электропотреблению области.

3.4. Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет

Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет в целом по Липецкой энергосистеме представлена в таблице 3.6.

Таблица 3.6

год	2008	2009	2010	2011	2012
МВт	1654	1603	1594	1634	1759
Прирост, %	6,0%	-3,1%	-0,6%	2,51%	7,6%

При рассмотрении Липецкой энергосистемы как совокупности крупных узлов нагрузки наиболее целесообразным является рассмотрение следующих энергорайонов:

1. Район суммарной нагрузки (потребителей ОАО "НЛМК", ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк"), запитанной от шин ПС 220 кВ Металлургическая и Липецкой ТЭЦ-2. В дальнейшем в этот район включаются ПС 220 кВ Казинка.

2. Район суммарной нагрузки (потребителей ОАО "НЛМК", филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (Липецкий РЭС)), запитанной с шин ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Новая, ГПП-18, РП-1, ТЭЦ НЛМК. К данному району относится нагрузка ВЛ 110 кВ Бугор Левая, Бугор Правая, по нормальной схеме запитанная от шин ПС 220 кВ Новая.

3. Район суммарной нагрузки (потребителей северной и западной части г. Липецка, включая ЗАО "Липецкцемент" и ОАО "ЛМЗ "Св. Сокол"), запитанной от ПС 110 кВ, входящих в транзит ПС 220 кВ Сокол - ПС 220 кВ Правобережная.

4. Район суммарной нагрузки, запитанной от шин ПС 220 кВ Правобережная (в основном г. Липецк и прилегающие районы). К данному району относится нагрузка ПС 110 кВ Южная, Манежная, которые планируются с 2014 года после реконструкции ПС 220 кВ Правобережная на питание по нормальной схеме от шин ПС 220 кВ Правобережная.

5. Район с суммарной нагрузкой северной части Липецкой области, преимущественно запитанной от ПС 220 кВ Дон.

6. Район с суммарной нагрузкой западной части Липецкой области, преимущественно запитанной от ПС 220 кВ Елецкая 220, Елецкой ТЭЦ, ПС 220 кВ Тербуны, ПС 220 кВ КС-29.

Распределение максимального потребления энергосистемы за последние 5 лет по указанным энергорайонам приводится в таблице 3.7.

Таблица 3.7

энергорайон	2008	2009	2010	2011	2012
энергорайон N 1 (Липецкая ТЭЦ-2, Металлургическая, Казинка, ПГУ)	328	320	322	324	332
энергорайон N 2 (Северная - Новая - ТЭЦ НЛМК - Бугор)	591	587	599	648	743
энергорайон N 3 (транзит Липецкая ТЭЦ-2 - Правобережная)	206	197	205	204	212
энергорайон N 4 (Правобережная - Южная)	124	138	137	132	131
энергорайон N 5 (Дон - Данковская ТЭЦ)	117	114	112	105	114
энергорайон N 6 (КС-29 - Елецкая 220 - Тербуны - Елецкая ТЭЦ)	288	249	219	221	227
Всего:	1654	1603	1594	1634	1759

На рисунке 3.3 представлены графики изменения максимального потребления энергосистемы по энергорайонам Липецкой области за последние 5 лет.

Рисунок 3.3. Графики изменения максимального потребления энергосистемы по энергорайонам за последние 5 лет.

3.5. Структура установленной электрической мощности на территории Липецкой области

Структура установленной электрической мощности на территории Липецкой области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в последнем году представлена в таблице 3.8.

Таблица 3.8

Структура установленной мощности на территории Липецкой области

электростанция	установленная мощность, МВт	доля, %	ввод, демонтаж в 2012 году
Липецкая область	1073,5	100	-
Липецкая ТЭЦ-2	515	48,0	-
Елецкая ТЭЦ	70	6,5	-
Данковская ТЭЦ	10	0,9	-
ТЭЦ ОАО "НЛМК"	282	26,3	-
УТЭЦ ОАО "НЛМК"	150	14,0	150
ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"	16	1,5	-
ТЭЦ сахарных заводов*	30,5	2,8	-
* Добринский, Грязинский, Лебедянский, Боринский, Хмелинецкий

Структура установленной мощности по видам собственности представлена на диаграмме (рисунок 3.4).

Рисунок 3.4. Структура установленной мощности по видам собственности

3.6. Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям

Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, представлен в таблице 3.9.

Таблица 3.9

Электростанция	Энергокомпания
Липецкая ТЭЦ-2	Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"
Елецкая ТЭЦ
Данковская ТЭЦ
ТЭЦ ОАО "НЛМК"	для собственного потребления ОАО "НЛМК"
УТЭЦ ОАО "НЛМК"	для собственного потребления ОАО "НЛМК"
ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"	для собственного потребления ОАО ЛМЗ "Свободный Сокол"
ТЭЦ ОАО "Добринский сахарный завод"	для собственного потребления + продажа на розничном рынке ОАО "Липецкая энергосбытовая компания"
ТЭЦ ОАО "Грязинский сахарный завод"
ТЭЦ ОАО "Лебедянский сахарный завод"	для собственного потребления

3.7. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности представлена в таблице 3.10, Млн. кВт/ч

Таблица 3.10

N	электростанция	2008	2009	2010	2011	2012	доля, %
	Липецкая область	4450	4039	4347	4720	5339	100
1	Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация", в т.ч.	2031	1759	1906	1917	1824	34
1.1	Липецкая ТЭЦ-2	1931	1604	1673	1584	1563	29
1.2	Елецкая ТЭЦ	59	115	197	298	230	4
1.3	Данковская ТЭЦ	41	40	36	35	31	1
2	Блок-станции, в т.ч.	2419	2280	2441	2803	3515	66
2.1	ТЭЦ ОАО "НЛМК"	2312	2172	2353	2354	2155	40
2.2	УТЭЦ ОАО "НЛМК"				334	1224	23
2.3	ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"	31	43	28	27	30	1
2.4	ТЭЦ сахарных заводов	76	65	60	88	106	2

На рисунке 3.5 представлена структура выработки электроэнергии за 2012 год по видам собственности в виде диаграммы

Рисунок 3.5. Структура выработки электроэнергии за 2012 год по видам собственности

3.8. Характеристика балансов мощности и электроэнергии

Характеристика балансов мощности и электроэнергии представлена в таблицах 3.11 и 3.12, МВт и млн. кВт/ч

Таблица 3.11

N	показатель	2008	2009	2010	2011	2012
1	Абсолютный максимум потребления	1654	1603	1594	1634	1759
2	Средний максимум потребления за зимний период	1538	1429	1504	1554	1625
	Прирост	+1,9%	-7,1%	+5,2%	+3,3%	+4,6%
3	Средняя нагрузка электростанций за зимний период	716	676	598	641	716
	Прирост	+18,0%	-5,6%	-11,5%	+7,2%	+11,7%
	Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"	406	371	319	311	322
	Блок-станции	310	305	279	330	394
4	Сальдо-перетоки	822	753	906	913	909
	Прирост	-9,0%	-8,4%	+20,3%	+0,8%	-0,4%

Таблица 3.12

N	показатель	2008	2009	2010	2011	2012
1	Потребление	10645	9495	10400	10991	11743
	Прирост	+0,2%	-10,8%	+9,5%	+5,7%	+6,8%
2	Выработка	4450	4039	4347	4720	5339
	Прирост	+1,9%	-9,2%	+7,6%	+8,6%	+3,1%
2.1	Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"	2031	1759	1906	1917	1824
2.2	Блок-станции	2419	2280	2441	2803	3515
3	Сальдо-перетоки	6195	5456	6053	6271	6404
	Прирост	-1,0%	-11,9%	+10,9%	+3,6%	+2,1%

3.9. Основные показатели энерго- и электроэффективности по Липецкой области за 2008 - 2012 г.г.

Основные показатели энерго- и электроэффективности по Липецкой области за 2008 - 2012 г.г. представлены в таблице 3.13

Таблица 3.13

Год	Энергоемкость ВРП, кг.у.т/тыс. руб.	Электроемкость ВРП, кВт/ч/тыс. руб.	Потребление электроэнергии на душу населения, кВт/ч/чел.
2008	86,87	40,41	774,44
2009	85,30	40,87	801,86
2010	75,08	40,83	825,20
2011	67,58	37,36	836,42
2012	74,06	38,81	892,70

3.10. Основные показатели Липецкой энергосистемы

В таблице 3.14 представлены основные показатели, характеризующие состав и работу энергосистемы

Таблица 3.14

N	Параметр	ед. изм.	величина
1	Количество ПС	шт.	215
	500 кВ	шт.	3
	220 кВ	шт.	14
	110 кВ	шт.	55
	35 кВ	шт.	143
2	Общая мощность ПС	МВА	9 982,2
	500 кВ	МВА	3 507
	220 кВ	МВА	3 596
	110 кВ	МВА	1 997,2
	35 кВ	МВА	882
3	Количество ТЭС	шт.	11
4	Установленная мощность ТЭС	МВт	1073,5
5	Количество воздушных линий	шт.	295
	500 кВ	шт.	9
	220 кВ	шт.	23
	110 кВ	шт.	68
	35 кВ	шт.	195
6	Протяженность воздушных линий	км	7 304,41
	500 кВ	км	970,0
	220 кВ	км	1315,76
	110 кВ	км	2 348,48
	35 кВ	км	2 670,17

3.11. Основные внешние связи с соседними энергосистемами

Основные внешние электрические связи Липецкой энергосистемы с соседними энергосистемами представлены в таблице 3.15.

Таблица 3.15

N	Наименование присоединения
1	Липецкая энергосистема - Рязанская энергосистема
1.1	ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Западная
1.2	ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Восточная
2	Липецкая энергосистема - Тамбовская энергосистема
2.1	ВЛ 500 кВ Липецкая - Тамбовская
2.2	ВЛ 220 кВ Липецкая - Мичуринская 1 цепь
2.3	ВЛ 220 кВ Липецкая - Котовская
2.4	ВЛ 220 кВ Липецкая - Мичуринская 2 цепь
2.5	ВЛ 110 кВ Первомайская - Компрессорная
3	Липецкая энергосистема - Воронежская энергосистема
3.1	ВЛ 500 кВ Борино - Воронежская
3.2	ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежкую АЭС
3.3	ВЛ 220 кВ Воронежская-1, участок Липецкая - Пост-474
3.4	ВЛ 220 кВ Воронежская-2, участок Липецкая - Грязи - Орловские
4	Липецкая энергосистема - Брянская энергосистема
4.1	ВЛ 500 кВ Новобрянская - Елецкая
5	Липецкая энергосистема - Орловская энергосистема
5.1	ВЛ 220 кВ Елецкая - Ливны
5.2	ВЛ 220 кВ Елецкая 220 - Ливны с отпайкой на ПС 220 Тербуны
6	Липецкая энергосистема - Курская энергосистема
6.1	ВЛ 110 кВ Набережное - Касторная
7	Липецкая энергосистема - Волгоградская энергосистема
7.1	ВЛ 500 кВ Балашовская восточная - Липецкая Восточная
7.2	ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС

На рисунке 3.6 представлена блок-схема внешних электрических связей Липецкой энергосистемы.

/--------------------\                               /--------------------\

|     Рязанская      |-------\                /------|     Тамбовская     |

|   энергосистема    |       |                |      |   энергосистема    |

\--------------------/       |                |      \--------------------/

     2 ВЛ 500 кВ             \------\  /------/            1 ВЛ 500 кВ

                                    |  |                   3 ВЛ 220 кВ

                                    |  |                   1 ВЛ 110 кВ

                                    |  |

/--------------------\    /---------------------\    /--------------------\

|    Воронежская     |----|      Липецкая       |----|      Брянская      |

|   энергосистема    |    |    энергосистема    |    |   энергосистема    |

\--------------------/    \---------------------/    \--------------------/

     2 ВЛ 500 кВ                  |   |   |                1 ВЛ 500 кВ

     2 ВЛ 220 кВ        /---------/   |   \-------\

                        |             |           |

/--------------------\  | /---------------------\ |  /--------------------\

|     Орловская      |--/ |       Курская       | \--|   Волгоградская    |

|   энергосистема    |    |    энергосистема    |    |   энергосистема    |

\--------------------/    \---------------------/    \--------------------/

     2 ВЛ 220 кВ                1 ВЛ 110 кВ                2 ВЛ 500 кВ

Рисунок 3.6. Блок-схема внешних электрических связей Липецкой энергосистемы

4. Основные направления развития электроэнергетики региона:

4.1. Прогноз потребления на 5-летний период

Основными направлениями развития электроэнергетики региона на период до 2018 года будут являться:

- развитие ОЭЗ различного уровня на территории области;

- увеличение коммунально-бытовой нагрузки в г. Липецке, связанное с программой строительства новых жилых микрорайонов города и ликвидации ветхого фонда;

- реконструкция существующих электросетевых объектов, для повышения надежности электроснабжения потребителей электроэнергии.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности (с разбивкой по годам) по территории Липецкой области представлен в таблицах 4.1 и 4.2:

Таблица 4.1

Прогноз потребления электроэнергии, Млн. кВт/ч:

год	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Липецкая область	11941	12200	12447	12674	12940	13194
Прирост		2,2	1,9%	1,8%	2,1%	2,0%

Таблица 4.2

Прогноз потребления мощности, МВт:

год	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Липецкая область	1792	1831	1859	1897	1933	1968
Прирост		2,2%	1,5%	2,0%	1,9%	1,8%

Согласно данным, представленным в таблицах 4.1 и 4.2 в период до 2018 г. планируется плавный рост электропотребления Липецкой области.

4.2. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей

Ниже представлен список планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Липецкой области мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период:

Перечень электростанций и энергетического оборудования электростанций, планируемых к строительству:

1) ТЭЦ НЛМК турбогенератор ст. N 4 50 МВт 2014 год;

2) ТЭЦ НЛМК турбогенератор ст. N 3 12 МВт 2016 год;

3) ТЭЦ НЛМК турбогенератор ст. N 5 60 МВт 2018 год;

4) Ввод новой электростанции: ГТРС ОАО "НЛМК" (газотурбинная расширительная станция);

- ГУБТ* за доменной печью N 6 20 МВт 2014 год;

- ГУБТ за доменной печью N 7 20 МВт 2014 год;

5) Дополнительные планируемые вводы ОАО "НЛМК":

- НЛМК. Электростанция на ВЭР 1 15 МВт 2016 год;

- НЛМК. Электростанция на ВЭР 2 25 МВт 2016 год.

_____________________________

* - ГУБТ - газовая утилизационная бескомпрессорная турбина. Турбина предназначена для производства электрической энергии за счет избыточного давления доменного газа на металлургических заводах. Применение ГУБТ позволяет практически без затрат топлива возвратить до 40% энергии, затрачиваемой на доменное дутье. ГУБТ легко встраивается в технологический цикл как вновь вводимого, так и действующего доменного оборудования.

Перечень электростанций и энергетического оборудования электростанций, планируемых к выводу из эксплуатации:

1) ТЭЦ НЛМК турбогенератор ст. N 3 12 МВт 2014 год;

2) ТЭЦ НЛМК турбогенератор ст. N 5 60 МВт 2014 год;

3) ТЭЦ НЛМК турбогенератор ст. N 6 60 МВт 2016 год;

4) Елецкая ТЭЦ турбогенератор ст. N 3 10 МВт 2015 год;

5) Елецкая ТЭЦ турбогенератор ст. N 4 5 МВт 2015 год;

6) Данковская ТЭЦ турбогенератор ст. N 1 6 МВт 2015 год;

7) Данковская ТЭЦ турбогенератор ст. N 2 4 МВт 2015 год.

4.3. Перспектива изменения установленной мощности в Липецкой энергосистеме

Перспектива изменения установленной мощности в Липецкой энергосистеме в период с 2014 по 2018 года представлена в таблице 4.3, МВт.

Таблица 4.3

год	2014	2015	2016	2017	2018
Установленная мощность	1088,5	1063,5	1055,5	1055,5	1115,5
Липецкая ТЭЦ-2	515	515	515	515	515
Елецкая ТЭЦ	67	52	52	52	52
Данковская	10	0	0	0	0
ТЭЦ ОАО "НЛМК"	260	260	212	212	272
УТЭЦ ОАО "НЛМК"	150	150	150	150	150
ГТРС ОАО "НЛМК"	40	40	40	40	40
НЛМК. Электростанция на ВЭР 1			15	15	15
НЛМК. Электростанция на ВЭР 2			25	25	25
ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"	16	16	16	16	16
ТЭЦ Сахарных заводов	30,5	30,5	30,5	30,5	30,5
Ввод мощности	90	0	52	0	60
Липецкая ТЭЦ-2
Елецкая ТЭЦ
Данковская ТЭЦ
ТЭЦ ОАО "НЛМК"	50		12		60
УТЭЦ (НЛМК)
ГТРС (НЛМК)	40
НЛМК. Электростанция на ВЭР 1			15
НЛМК. Электростанция на ВЭР 2			25
ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"
ТЭЦ Сахарных заводов
Вывод мощности	-72	-25	-60	0	0
Липецкая ТЭЦ-2
Елецкая ТЭЦ		-15
Данковская ТЭЦ		-10
ТЭЦ ОАО "НЛМК"	-72		-60
УТЭЦ НЛМК
ГТРС НЛМК
Новая ТЭС НЛМК
ТЭЦ ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"
ТЭЦ Сахарных заводов

4.4. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности

Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на 5-летний период представлена в таблицах 4.4 и 4.5.

Таблица 4.4

Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии, млн. кВт/ч

N	показатель	2014	2015	2016	2017	2018
1	Потребление	12200	12447	12674	12940	13194
Прирост		1,9%	1,8%	2,1%	2,0%
2	Выработка	5472	5522	5396	5373	5776
	Прирост		0,9%	-2,3%	-0,4%	7,5%
2.1	Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"	1820	1790	1790	1790	1790
2.2	Блок-станции	3652	3732	3606	3583	3986
	ТЭЦ ОАО "НЛМК"	2321	2190	1880	1734	2137
	УТЭЦ ОАО "НЛМК"	1169	1169	1169	1169	1169
	ГТРС ОАО "НЛМК"	26	237	237	237	237
	НЛМК. Электростанция на ВЭР 1			68	114	114
	НЛМК. Электростанция на ВЭР 2			116	193	193
	Остальные блок-станции	136	136	136	136	136
3	Сальдо-перетоки	6728	6925	7278	7567	7418
	Прирост		2,9%	5,1%	4,0%	-2,0%

Таблица 4.5

Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности, МВт

N	показатель	2014	2015	2016	2017	2018
1	Потребление	1831	1859	1897	1933	1968
Прирост		1,5%	2,0%	1,9%	1,8%
Нагрузка электростанций	826	820	805	803	849
Прирост		-0,7%	-1,8%	-0,2%	5,7%
2.1	Филиал ОАО "Квадра" - "Восточная генерация"	405	390	390	390	390
2.2	Блок-станции	421	430	415	413	459
	ТЭЦ ОАО "НЛМК"	265	250	214	198	244
	УТЭЦ ОАО "НЛМК"	133	133	133	133	133
	ГТРС ОАО "НЛМК"	3	27	27	27	27
	НЛМК. Электростанция на ВЭР 1			8	13	13
	НЛМК. Электростанция на ВЭР 2			13	22	22
	Остальные блок-станции	20	20	20	20	20
3	Сальдо-перетоки	1005	1039	1092	1130	1119
	Прирост		3,3%	5,1%	3,5%	-1,0%

5. Характеристика теплоэнергетики региона

5.1. Существующее состояние теплоэнергетики региона

Выработка тепловой энергии в области осуществляется на 1 562 источниках тепла суммарной установленной мощностью 7904,3 Гкал/ч. Общая протяженность тепловых и паровых сетей в Липецкой области составляет 2056 км в двухтрубном исчислении, из которых свыше 95% приходится на городскую местность.

Производство тепловой энергии в 2012 году составило 11,1 млн. Гкал. Крупные населенные пункты имеют централизованную систему теплоснабжения и обеспечиваются тепловой энергией, вырабатываемой на мощных источниках (котельных и теплоэлектростанциях). Отпуск тепловой энергии потребителям в Липецкой области осуществляют 48 предприятий и организаций. Наибольший объем тепловой энергии отпускается источниками филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация": Липецкая ТЭЦ-2, Елецкая ТЭЦ, Данковская ТЭЦ, Юго-Западная, Северо-Западная, Привокзальная котельные г. Липецка.

На рисунке 5.1 представлена структура потребления тепловой энергии за 2012 год по Липецкой области в виде диаграммы.

Рисунок 5.1. Структура потребления тепловой энергии за 2012 год по Липецкой области.

Ниже представлены технические данные по теплогенерирующим подразделениям филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация".

Производственное подразделение "Липецкая ТЭЦ-2"

Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая - 515 МВт; тепловая - 1002 Гкал/ч.

Общая тепловая мощность станции - 1002 Гкал/ч. Располагаемая электрическая мощность - 477,03 МВт.

Производственное подразделение "Елецкая ТЭЦ"

Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая - 70 МВт; тепловая - 171,6 Гкал/ч.

Общая тепловая мощность станции - 289,6 Гкал/ч. Располагаемая электрическая мощность - 59,79 МВт.

Производственное подразделение "Данковская ТЭЦ"

Установленная мощность по турбоагрегатам: электрическая - 10 МВт; тепловая - 52 Гкал/ч.

Общая тепловая мощность станции - 152 Гкал/ч. Располагаемая электрическая мощность - 7,74 МВт.

Производственное подразделение "Тепловые сети"

Установленная тепловая мощность - 1040 Гкал/час.

Производственное подразделение "Елецкие тепловые сети"

Установленная тепловая мощность - 156,251 Гкал/час.

Производственное подразделение "Коммунтеплоэнерго"

Установленная тепловая мощность - 186,744 Гкал/час.

Производственное подразделение "Северо-Восточные тепловые сети"

Установленная тепловая мощность - 115,160 Гкал/час.

В таблице 5.1 представлена информация по динамике отпуска тепловой энергии филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" за период с 2008 по 2012 годы по Липецкой области, с разбивкой по производственным объединениям.

Таблица 5.1

Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" за последние 5 лет

N п/п	Наименование станции	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал					Параметры пара
		2008	2009	2010	2011	2012
ТЭЦ
1	Липецкая ТЭЦ-2, в т.ч.	1925,8	1841,1	1769,8	1637,4	1589,0
	- с паром	227,2	176,2	57,4	32,8	54,3	13 кгс/кв. см, 250 °С
	- с горячей водой	1698,6	1664,9	1712,3	1604,6	1534,7
2	Елецкая ТЭЦ, в т.ч.	432,9	407,5	409,1	505,8	571,8
	- с паром	179,4	145,6	145,8	224,1	269,5	10 кгс/кв. см, 250 °С
	- с горячей водой	253,5	261,9	263,3	281,7	302,3
3	Данковская ТЭЦ, в т.ч.	191,0	191,2	188,3	174,0	168,3
	- с паром	18,4	11,0	9,8	6,1	2,7	6 кгс/кв. см, 250 °С
	- с горячей водой	172,6	180,2	178,5	167,9	165,6
Котельные
1	Липецкие тепловые сети	1748,9	1842,4	1844,3	1861,4	1844,7
2	Елецкие тепловые сети	240,8	265,9	263,6	227,5	191,8
3	Коммунтеплоэнерго	197,7	205,1	183,5	161,3	166,0
4	Северо-восточные тепловые сети			57,5	167,6	173,8

В таблице 5.2 представлена информация по энерго-топливному балансу филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" по Липецкому региону за 2012 год.

Таблица 5.2

Энерго-топливный баланс филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" по Липецкому региону за 2012 год

	Электроэнергия				Тепло			Расход условного топлива всего, тыс. т.	Переводной коэффициент	Потреб. натур. топлива.		Условное топливо тыс. т.
	Выработка, млн. кВт/ч	Отпуск, млн. кВт/ч	Удельный расход, г/кВт/ч	Расход условного топлива, тыс. т.	Отпуск, тыс. Гкал	Удельный расход, кг/Гкал	Расход условного топлива, тыс. т.			Наименование топлива	Уголь, мазут в тыс. т., газ в млн. куб. м
2012 год
ЛТЭЦ-2	1563.35	1374.23	323.1	444.069	1589.03	141.6	224.998	669.07	1.16	газ всего	531.04	615.02
									1.16	в т.ч. лимитн.	530.404	614.288
									0.00	сверхлим.	0.000	0.000
									0.00	уголь всего	0.000	0.000
									0.00	в т.ч. по маркам (месторождениям)	0.000	0.000
										...
									1.37	мазут	0.308	0.423
									0.14	доменный газ	375.368	53.623
ЕТЭЦ всего	229.95	201.93	326.2	65.870	571.81	154.6	88.425	154.28	1.16	газ всего	133.27	154.28
									1.16	в т.ч. лимитн.	133.265	154.281
									0.00	сверхлим.	0.000	0.000
									0.00	уголь всего	0.000	0.000
									0.00	в т.ч. по маркам (месторождениям)	0.000	0.000
										...
									1.38	мазут	0.008	0.011
									0.00	прочие виды	0.000	0.000
ЕТЭЦ старая	33.57	23.59	438.7	10.349	257.16	161.3	41.480	51.82	1.16	газ всего	44.80	51.82
									1.16	в т.ч. лимитн.	44.796	51.818
									0.00	сверхлим.	0.000	0.000
									0.00	уголь всего	0.000	0.000
									0.00	в т.ч. по маркам (месторождениям)	0.000	0.000
										...
									1.38	мазут	0.008	0.011
									0.00	прочие виды	0.000	0.000
ПГУ-52	196.38	178.34	311.3	55.521	314.65	149.2	46.945	102.47	1.16	газ всего	88.47	102.47
									1.16	в т.ч. лимитн.	88.469	102.463
									0.00	сверхлим.	0.000	0.000
									0.00	уголь всего	0.000	0.000
									0.00	в т.ч. по маркам (месторождениям)	0.000	0.000
										...
									0.00	мазут	0.000	0.000
									0.00	прочие виды	0.000	0.000
ДТЭЦ	31.17	20.40	450.0	9.178	168.33	170.5	28.701	37.88	1.16	газ всего	32.76	37.87
									1.16	в т.ч. лимитн.	32.763	37.874
									0.00	сверхлим.	0.000	0.000
									0.00	уголь всего	0.000	0.000
									0.00	в т.ч. по маркам (месторождениям)	0.000	0.000
										...
									1.25	мазут	0.004	0.005
									0.00	прочие виды	0.000	0.000
Липецкие ТС	0.00	0.00	0.0	0.000	1844.72	160.4	295.850	295.85	1.16	газ всего	255.95	295.85
									1.16	в т.ч. лимитн.	255.948	295.848
									0.00	сверхлим.	0.000	0.000
									0.00	уголь всего	0.000	0.000
									0.00	в т.ч. по маркам (месторождениям)	0.000	0.000
										...
									1.00	мазут	0.002	0.002
									0.00	прочие виды	0.000	0.000
Котельные (Аренда)	0.00	0.00	0.0	0.000	531.62	195.4	103.891	103.89	1.16	газ всего	89.87	103.89
									1.16	в т.ч. лимитн.	83.306	96.304
									1.16	сверхлим.	6.563	7.587
									0.00	уголь всего	0.000	0.000
									0.00	в т.ч. по маркам (месторождениям)	0.000	0.000
										...
									0.00	мазут	0.000	0.000
									0.00	прочие виды	0.000	0.000
КТЭ	0.00	0.00	0.0	0.000	165.96	210.0	34.850	34.85	1.16	газ всего	30.14	34.85
									1.16	в т.ч. лимитн.	29.514	34.126
									1.16	сверхлим.	0.626	0.724
									0.00	уголь всего	0.000	0.000
									0.00	в т.ч. по маркам (месторождениям)	0.000	0.000
										...
									0.00	мазут	0.000	0.000
									0.00	прочие виды	0.000	0.000
ЕТС	0.00	0.00	0.0	0.000	191.83	188.8	36.224	36.22	1.16	газ всего	31.34	36.22
									1.16	в т.ч. лимитн.	31.345	36.224
									0.00	сверхлим.	0.000	0.000
									0.00	уголь всего	0.000	0.000
									0.00	в т.ч. по маркам (месторождениям)	0.000	0.000
										...
									0.00	мазут	0.000	0.000
									0.00	прочие виды	0.000	0.000
СВТС	0.00	0.00	0.0	0.000	173.83	188.8	32.817	32.82	1.16	газ всего	28.38	32.82
									1.16	в т.ч. лимитн.	22.447	25.953
									1.16	сверхлим.	5.937	6.864
									0.00	уголь всего	0.000	0.000
									0.00	в т.ч. по маркам (месторождениям)	0.000	0.000
										...
									0.00	мазут	0.000	0.000
									0.00	прочие виды	0.000	0.000
Всего по ЛРГ	1824.47	1596.56	325.1	519.117	4705.52	157.7	741.865	1260.98	1.16	газ всего	1042.89	1206.92
									1.16	в т.ч. лимитн.	1035.686	1198.586
									1.16	сверхлим.	6.563	7.596
									0.00	уголь всего	0.000	0.000
									0.00	в т.ч. по маркам (месторождениям)	0.000	0.000
										...
									1.37	мазут	0.322	0.441
									0.14	доменный газ	375.368	53.623

5.2. Реализация мероприятий в сфере теплоснабжения в 2012 - 2013 г.г.

В 2012 году выполнен 1-й этап строительства котельной мощностью 22 МВт с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии (развитие когенерации) в г. Грязи. Завершены работы по строительству котельных мощностью 0,2 МВт для культурно-досугового центра в с. Пальна-Михайловка Становлянского района и мощностью 2 МВт для теплоснабжения двух многоквартирных домов в г. Ельце. Реконструированы и модернизированы центральная котельная в с. Волово мощностью 2,2 МВт и котельные детского сада "Малышок" в с. Красное мощностью 0,15 МВт.

Проведена реконструкция магистрального участка тепловой сети в с. Троекурово Лебедянского района, теплотрассы к школе в с. Малая Николаевка Тербунского района.

Завершена 2-я очередь реконструкции теплосети по ул. Неделина г. Липецка с увеличением пропускной способности в целях устранения дефицита тепловой мощности в центральной части города Липецка и районе Манежа.

Переведены на индивидуальное поквартирное газовое отопление 15 многоквартирных домов (208 квартир) в Грязинском, Липецком и Лебедянском районах.

В 2013 году планируются работы в области теплоэнергетики по строительству 4 котельных общей мощностью 13 МВт в г. Лебедянь, с. Большое Попово Лебедянского района, в с. Боринское Липецкого района, реконструкция котельной мощностью 18,6 МВт по ул. Антонова в г. Лебедянь, перевод котельных на газ в с. Волотово Лебедянского района, с. Спешнево-Ивановское Данковского района, с. Дубовец Долгоруковского района. Будет завершено строительство котельной мощностью 22 МВт в г. Грязи, реконструкция теплосети по ул. Неделина в г. Липецке и введены в эксплуатацию котельные в с. Ильино Липецкого района и в г. Ельце.

5.3. Прогноз производства тепловой энергии на 2013 - 2018 годы

В таблице 5.3 представлена информация по прогнозу производства (отпуска) тепловой энергии от электростанций и котельных филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" по Липецкой области на 2013 - 2018 годы.

Таблица 5.3

N п/п	Наименование	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Отпуск тепловой энергии с коллекторов всего, в т.ч.	4705,4	4654,1	4654,1	4654,1	4654,1	4654,1	4654,1
1.1	с коллекторов ТЭС, в т.ч.	2329,1	2260,9	2260,9	2260,9	2260,9	2260,9	2260,9
1.1.1	ЛТЭЦ-2	1589,0	1610,9	1610,9	1610,9	1610,9	1610,9	1610,9
1.1.2	ЕТЭЦ	571,8	469,22	469,22	469,22	469,22	469,22	469,22
1.1.3	ДТЭЦ	168,3	180,8	180,8	180,8	180,8	180,8	180,8
1.2	от котельных, в т.ч.	2376,3	2393,2	2393,2	2393,2	2393,2	2393,2	2393,2
1.2.1	ЛТС, в т.ч.	1844,7	1811,4	1811,4	1811,4	1811,4	1811,4	1811,4
1.2.1.1	ЮЗК	940,1	931,3	931,3	931,3	931,3	931,3	931,3
1.2.1.2	СЗК	648,8	629	629	629	629	629	629
1.2.1.3	ПК	255,8	251,1	251,1	251,1	251,1	251,1	251,1
1.2.2	ETC	191,8	190,4	190,4	190,4	190,4	190,4	190,4
1.2.3	КТЭ	166	167,9	167,9	167,9	167,9	167,9	167,9
1.2.4	СВТС	173,8	223,5	223,5	223,5	223,5	223,5	223,5

5.4. Потребность электростанций и котельных в топливе на 2013 - 2018 годы

В таблице 5.4 представлены данные по потребностям электростанций и подстанций в топливе (условном) филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" по Липецкой области на период с 2013 по 2018 год.

Таблица 5.4

Потребность электростанций и котельных в топливе 2013 - 2018 г.г.

Показатели	Ед. изм.	2013	2014	2015	2016	2017	2018
ПП ЛТЭЦ-2	тыс. тут	704,559	704,559	704,559	704,559	704,559	704,559
ПП ЕТЭЦ (старая часть)	тыс. тут	45,618	45,618	45,618	45,618	45,618	45,618
ПП ЕТЭЦ (ПГУ-52)	тыс. тут	120,122	120,122	120,122	120,122	120,122	120,122
ПП ДТЭЦ	тыс. тут	41,449	41,449	41,449	41,449	41,449	41,449
ПП ТС (г. Липецк)	тыс. тут	303,545	303,545	303,545	303,545	303,545	303,545
ПП ЕТС	тыс. тут	37,708	37,708	37,708	37,708	37,708	37,708
ПП КТЭ	тыс. тут	34,971	34,971	34,971	34,971	34,971	34,971
ПП СВТС	тыс. тут	42,960	42,960	42,960	42,960	42,960	42,960
Всего	тыс. тут	1330,93	1330,93	1330,93	1330,93	1330,93	1330,93

6. Перечень планируемых технологических присоединений потребителей к подстанциям Липецкой области

Перечень объектов, потребителей электроэнергии, строящихся, расширяемых и намечаемых к строительству в период 2013 - 2019 г.г. с разбивкой по сферам экономики и с привязкой к центрам питания представлен в таблице 6.1.

Таблица 6.1

N	Заявитель	РЭС	Заявленная мощность, МВт	Центр питания
2013
ЖКХ
1.	ОАО "ЛГЭК" ООО "Компания "Шинторг"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
2.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	1180,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
3.	МУ "Управление строительства г. Липецка"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
4.	РОПА Русь ООО	Чаплыгинский РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Раненбург
5.	ООО "СтройТехИнвест"	Липецкий РЭС	310,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
6.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	381,6	ПС 110/10/10 кВ Университетская
7.	Чернышева Светлана Анатольевна ИП	Грязинский РЭС	340,0	ПС 110/35/10 кВ Казинка
8.	Констата ООО	Грязинский РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Ярлуково
9.	Сансет ООО	Лебедянский РЭС	360,0	ПС 110/35/10 кВ Лебедянь
10.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	640,0	ПС 110/35/10 кВ Казинка
11.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	1750,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
12.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	1717,7	ПС 110/10/10 кВ Манежная
13.	ОАО "ЛГЭК" Заказчик: ОАО Домостроительный комбинат	г. Липецк	400,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
14.	МУ "УКС г. Елец"	Елецкий РЭС	307,3	ПС 110/6 кВ Западная
15.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	350,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
16.	ООО "ВЭСТ-студио"	Елецкий РЭС	250,0	ПС 110/6 кВ Западная
Промышленность
17.	ОАО "Компания Росинка"	г. Липецк	500,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
18.	Моторинвест ООО	Краснинский РЭС	5000,0	ПС 110/10 кВ Рождество
19.	ОАО "РЖД" филиал Юго-Восточная железная дорога	Елецкий РЭС	320,0	ПС 35/6 кВ Восточная
20.	ИстАгроДон ООО	Данковский РЭС	1000,0	ПС 110/35/10 кВ Химическая
21.	Фирма Ремонт-Сервис ООО	г. Липецк	2000,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
22.	ООО "Стимет"	Лев-Толстовский РЭС	630,0	ПС 110/35/10 кВ Астапово
23.	ООО "Рошен"	Липецкий РЭС	5000,0	ПС 110/10 кВ Рошен
24.	ОАО "ОЭЗ"	Грязинский РЭС	1000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
25.	ООО "АВТ"	Грязинский РЭС	1000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
26.	ООО "ЛАНКСЕНСС Липецк"	Грязинский РЭС	1000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
27.	ООО "АВТ"	Грязинский РЭС	4600,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
28.	ООО "Сансет"	Грязинский РЭС	220,0	ПС 35/10 кВ Сельхозтехника
29.	ООО "Комбинат хлебопродуктов "Грязинский"	Грязинский РЭС	210,0	ПС 35/6 кВ Грязи Город
30.	ЗАО СУ-11 "Липецкстрой"	Лебедянский РЭС	250,0	ПС 35/10 кВ Б. Избищи
Сельское хозяйство
31.	ОАО "Куриное Царство"	Елецкий РЭС	552,0	ПС 35/10 кВ Солидарность
32.	ОАО "Куриное Царство"	Елецкий РЭС	552,0	ПС 35/10 кВ Солидарность
33.	КФХ Рассвет	Тербунский РЭС	400,0	ПС 35/10 кВ Яковлево
34.	ЗАО "АФ Долгоруковский молзавод"	Долгоруковский РЭС	352,0	ПС 35/10 кВ Жерновное
35.	ЗАО "АН" (ранее Деловой клуб)	Задонский РЭС	1000,0	ПС 110/35/10 кВ Гороховская
36.	ЗАО "Липецкмясо"	Воловский РЭС	800,0	ПС 110/35/10 кВ Волово
37.	СХПК "Тележенка"	Добровский РЭС	120,0	ПС 35/10 кВ Трубетчино
38.	ЗАО "Центральный грибной комплекс"	Лебедянский РЭС	400,0	ПС 110/35/10 кВ Астапово
2014
ЖКХ
39.	ОАО "ЛГЭК" ООО "Компания "Шинторг"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
40.	ОАО "ЛГЭК" ООО "Компания "Шинторг"	г. Липецк	960,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
41.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	343,4	ПС 110/35/6 кВ Бугор
42.	ООО "Анкона"	Хлевенский РЭС	440,0	ПС 35/10 кВ Конь-Колодезь
43.	ОАО "ЛГЭК" (Заказчик ООО "Группа компаний "Торгсервис")	г. Липецк	391,0	ПС 35/10 кВ N 1
44.	ОАО "ЛГЭК" (Заказчик Иванникова Е.И.)	г. Липецк	330,0	ПС 35/10 кВ N 1
45.	ООО "Бутырский источник"	Грязинский РЭС	780,0	ПС 35/10 кВ Бутырки
46.	ООО "ЧугунСпецСтрой"	г. Липецк	755,0	ПС 110/6 кВ КПД
47.	МУ "Управление строительства г. Липецка"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
48.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	500,0	ПС 110/35/6 кВ Бугор
49.	ОАО "ЛГЭК" (жилые дома 30 - 32 мкр.)	г. Липецк	1000,0	ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная
50.	ООО "Джокер Групп"	Грязинский РЭС	550,0	ПС 35/10 кВ Сельхозтехника
51.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	314,5	ПС 110/10/6 кВ Южная
52.	Липецкая ипотечная корпорация ОАО	г. Липецк	800,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
53.	Техно-торговый центр ФОЛИУМ ООО	г. Липецк	1000,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
54.	Вадим Николаевич Егоров	Хлевенский РЭС	370,0	ПС 110/35/10 кВ Хлевное
55.	Сансет ООО	Лебедянский РЭС	500,0	ПС 110/35/10 кВ Лебедянь
56.	Иван Владимирович Черешнев	Краснинский РЭС	500,0	ПС 35/10 кВ Сергиевка
57.	ОАО "ЛГЭК" (Заказчик: ООО "Спецфундаментстрой")	г. Липецк	145,0	ПС 110/6 кВ Привокзальная
58.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	1750,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
59.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
60.	ОАО "ЛГЭК" Заказчик: ОАО Домостроительный комбинат	г. Липецк	400,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
61.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	330,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
62.	ООО "ВЭСТ-студио"	Елецкий РЭС	250,0	ПС 110/6 кВ Западная
63.	ОАО "ЛГЭК" (заказчик УКС Липецкой области)	г. Липецк	8920,0	ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная
Промышленность
64.	ОАО "Компания Росинка"	г. Липецк	500,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
65.	ОАО "Куриное царство"	Елецкий РЭС	2300,0	ПС 110/10 кВ Елецпром
66.	ОАО "Куриное царство"	Елецкий РЭС	1600,0	ПС 110/10 кВ Елецпром
67.	ЭкоЛайф ООО	Лебедянский РЭС	1000,0	ПС 110/10 кВ Куймань
68.	ООО "Петроком Липецк"	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
69.	Моторинвест ООО	Краснинский РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ
70.	ООО "Стальнофф"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
71.	ООО "Пластиформ"	Липецкий РЭС	360,0	ПС 35/10 кВ Борино
72.	ЗАО "Тандер"	Елецкий РЭС	550,0	ПС 110/6 кВ Западная
73.	ИстАгроДон ООО	Данковский РЭС	1000,0	ПС 110/35/10 кВ Химическая
74.	Фирма Ремонт-Сервис ООО	г. Липецк	700,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
75.	ООО "Липецкое молоко"	Хлевенский РЭС	377,5	ПС 110/35/10 кВ Хлевное
76.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	415,0	ПС 110/35/6 кВ Бугор
77.	ООО "Хавле Индустриверке"	Чаплыгинский РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ Чаплыгин
78.	ООО "Рошен"	Липецкий РЭС	4000,0	ПС 110/10 кВ Рошен
79.	ОАО "ОЭЗ"	Грязинский РЭС	1000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
80.	ООО "АВТ"	Грязинский РЭС	1000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
81.	ООО "Липецкий офсетный комбинат" (ООО "ЛИОКОМ")	Грязинский РЭС	1200,0	ПС 220/110/10 кВ Казинка
82.	ООО "ЛАНКСЕНСС Липецк"	Грязинский РЭС	200,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
83.	ООО "АВТ"	Грязинский РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
84.	ООО "Сансет"	Грязинский РЭС	220,0	ПС 35/10 кВ Сельхозтехника
85.	ООО "Комбинат хлебопродуктов "Грязинский"	Грязинский РЭС	200,0	ПС 35/6 кВ Грязи Город
86.	ЗАО СУ-11 "Липецкстрой"	Лебедянский РЭС	250,0	ПС 35/10 кВ Б. Избищи
87.	ОАО "Куриное царство"	Данковский РЭС	200,0	ПС 110/35/10 кВ Химическая
Сельское хозяйство
88.	ООО "Липецкагроснаб"	Липецкий РЭС	500,0	ПС 35/10 кВ Грязное
89.	ООО "Агрофирма "Задонье"	Задонский РЭС	400,0	ПС 110/35/10 кВ Донская
90.	ООО "АгроИнвест"	Измалковский РЭС		ПС 110/35/10 кВ Измалково
91.	ЗАО "Агрофирма им. 15 лет Октября"	Лебедянский РЭС	600,0	ПС 35/10 кВ Троекурово - совхозная
92.	СХПК "Тележенка"	Добровский РЭС	120,0	ПС 35/10 кВ Трубетчино
93.	ЗАО "Центральный грибной комплекс"	Лебедянский РЭС	400,0	ПС 110/35/10 кВ Астапово
2015
ЖКХ
94.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	2330,0	ПС 110/35/6 кВ Цементная
95.	ООО "Центр-Гранд"	Липецкий РЭС	570,0	ПС 110/35/6 кВ Цементная
96.	ЗАО "Липецкнефтепродукт"	Становлянский РЭС	420,0	ПС 35/10 кВ Плоское
97.	ОАО "ЛГЭК" объект РП "Новая Гагарина"	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
98.	ОАО "ЛГЭК" (Заказчик ООО "МРТ-Групп")	г. Липецк	540,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
99.	ОАО "ЛГЭК" (Заказчик ООО "Инголь")	г. Липецк	800,0	ПС 110/35/6 кВ Бугор
100.	ОАО "ЛГЭК" (объект РП "Новая Опытная")	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ Тепличная
101.	МУ "Управление строительства г. Липецка"	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
102.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	500,0	ПС 110/35/6 кВ Бугор
103.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	340,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
104.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	314,5	ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная
105.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	415,0	ПС 110/35/6 кВ Бугор
106.	ОАО "ЛГЭК" (жилые дома 30 - 32 мкр.)	г. Липецк	1000,0	ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная
107.	(Василий Васильевич Шубин) ООО "Новый город"	г. Липецк	666,0	ПС 110/35/6 кВ Цементная
108.	Липецкая ипотечная корпорация ОАО	г. Липецк	500,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
109.	Техно-торговый центр ФОЛИУМ ООО	г. Липецк	1000,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
110.	Сансет ООО	Лебедянский РЭС	500,0	ПС 110/35/10 кВ Лебедянь
111.	Иван Владимирович Черешнев	Краснинский РЭС	500,0	ПС 35/10 кВ Сергиевка
112.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	500,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
113.	ОАО "ЛГЭК" заказчик: МУ "Управление строительства г. Липецка"	г. Липецк	155,0	ПС 110/6 кВ Привокзальная
114.	МУ "Управление строительства г. Липецка"	г. Липецк	730,0	ПС 35/10 кВ Сселки
115.	МУ "Управление строительства г. Липецка"	г. Липецк	1000,0	ПС 35/10 кВ Сселки
116.	ЗАО "Мегаполис - Недвижимость"	Грязинский РЭС	560,0	ПС 35/10 кВ Малей
117.	ЗАО "Промжилстрой"	Елецкий РЭС	309,0	ПС 110/6 кВ Агрегатная
118.	ОАО "ЛГЭК" (Заказчик: ОАО Домостроительный комбинат)	г. Липецк	400,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
119.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	590,0	ПС 35/10 кВ Бутырки
120.	ОАО "ЛГЭК" (Заказчик ГОУ ВПО "ЛГТУ")	г. Липецк	437,0	ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная
121.	ОАО "ЛГЭК" (Заказчик: ООО "Автоинвест")	г. Липецк	500,0	ПС 110/35/6 кВ Цементная
Промышленность
122.	ОАО "Компания Росинка"	г. Липецк	500,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
123.	ОАО "Куриное царство"	Елецкий РЭС	800,0	ПС 110/10 кВ Елецпром
124.	ОАО "Куриное царство"	Елецкий РЭС	600,0	ПС 110/10 кВ Елецпром
125.	ООО "Тербунский гончар"	Тербунский РЭС	1000,0	ПС 110/10 кВ Тербунский гончар
126.	ООО "Моторинвест"	Краснинский РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ Моторинвест
127.	ООО "Пластиформ"	Липецкий РЭС	500,0	ПС 35/10 кВ Борино
128.	ОАО "Домостроительный комбинат"	г. Липецк	928,8	ПС 110/10/10 кВ Манежная
129.	ОАО "Липецкхлебмакаронпром"	Липецкий РЭС	500,0	ПС 35/10 кВ Хлебопродукты
130.	ООО "Фирма Центропроект"	Чаплыгинский РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Раненбург
131.	ООО "ИстАгроДон"	Данковский РЭС	1000,0	ПС 110/35/10 кВ Химическая
132.	ООО "Фирма Ремонт-Сервис"	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
133.	ООО "Липецкое молоко"	Хлевенский РЭС	377,5	ПС 110/35/10 кВ Хлевное
134.	ООО "Хавле Индустриверке"	Чаплыгинский РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ Чаплыгин
135.	ООО "Рошен"	Липецкий РЭС	4000,0	ПС 110/10 кВ Рошен
136.	ОАО "ОЭЗ"	Грязинский РЭС	1000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
137.	ООО "АВТ"	Грязинский РЭС	500,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
138.	ООО "Липецкий офсетный комбинат" (ООО "ЛИОКОМ")	Грязинский РЭС	700,0	ПС 220/110/10 кВ Казинка
139.	ООО "Технологии карбида кремния"	Грязинский РЭС	300,0	ПС 220/110/10 кВ Казинка
140.	ООО "АВТ"	Грязинский РЭС	1050,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
141.	ООО "Сансет"	Грязинский РЭС	220,0	ПС 35/10 кВ Сельхозтехника
142.	ЗАО СУ-11 "Липецкстрой"	Лебедянский РЭС	250,0	ПС 35/10 кВ Б. Избищи
143.	ОАО "Куриное царство"	Данковский РЭС	300,0	ПС 110/35/10 кВ Химическая
Сельское хозяйство
144.	ЗАО "Агрофирма им. 15 лет Октября"	Лебедянский РЭС	600,0	ПС 35/10 кВ Троекурово - совхозная
145.	ООО "СтройАгроИнвест" (ООО "Агро Терминал Липецк")	Липецкий РЭС	630,0	ПС 35/10 кВ Сенцово
146.	СХПК "Тележенка"	Добровский РЭС	120,0	ПС 35/10 кВ Трубетчино
147.	ЗАО "Центральный грибной комплекс"	Лебедянский РЭС	400,0	ПС 110/35/10 кВ Астапово
2016
ЖКХ
148.	ОАО "ЛГЭК" ООО "Липецкстрой"	г. Липецк	1085,0	ПС 110/35/6 кВ Бугор
149.	ООО "ФИН-ГРУПП"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
150.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	600,0	ПС 110/6 кВ Тепличная
151.	ОАО "ЛГЭК" (Заказчик Бирюков Н.И.)	г. Липецк	50,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
152.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	2330,0	ПС 110/35/6 кВ Цементная
153.	ОАО "ЛГЭК" (Заказчик ИП Бычкова Е.И.)	Грязинский РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Сселки
154.	ЗАО "Липецкнефтепродукт"	Елецкий РЭС	420,0	ПС 35/10 кВ Солидарность
155.	ОАО "Свой Дом" (Романово)	Липецкий РЭС	378,0	ПС 35/10 кВ Романово
156.	ОАО "ЛГЭК" (объект РП "Новая Гагарина")	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
157.	ОАО "ЛГЭК" (объект РП "Новая Опытная")	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ Тепличная
158.	МУ "Управление строительства г. Липецка"	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
159.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	500,0	ПС 110/35/6 кВ Бугор
160.	ОАО "ЛГЭК" (жилые дома 30 - 32 мкр.)	г. Липецк	2000,0	ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная
161.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	596,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
162.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	608,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
163.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	596,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
164.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	494,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
165.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	537,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
166.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
167.	ООО "Техно-торговый центр ФОЛИУМ"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
168.	Вадим Николаевич Егоров	Хлевенский РЭС	560,0	ПС 110/35/10 кВ Хлевное
169.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	204,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
170.	ОАО "ЛГЭК" МУ "Управление строительства г. Липецка"	г. Липецк	604,5	ПС 110/35/6 кВ Бугор
171.	ОАО "ЛГЭК" Заказчик: ОАО Домостроительный комбинат	г. Липецк	226,0	ПС 110/10/10 кВ Манежная
Промышленность
172.	ОАО "Компания Росинка"	г. Липецк	500,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
173.	ОАО "Куриное царство"	Елецкий РЭС	800,0	ПС 110/10 кВ Елецпром
174.	ОАО "Куриное царство"	Елецкий РЭС	600,0	ПС 110/10 кВ Елецпром
175.	ООО "Петроком Липецк"	г. Липецк	600,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
176.	ООО "Моторинвест"	Краснинский РЭС	3000,0	ПС 110/10 кВ Моторинвест
177.	ООО "Пластиформ"	Липецкий РЭС	500,0	ПС 35/10 кВ Борино
178.	ООО "Тербунский гончар"	Тербунский РЭС	1000,0	ПС 110/10 кВ Тербунский гончар
179.	ОАО "Липецкхлебмакаронпром"	Липецкий РЭС	600,0	ПС 35/10 кВ Хлебопродукты
180.	ООО "Бумажно-упаковочная компания"	Липецкий РЭС	2230,0	ПС 110/6 кВ КПД
181.	ООО "ИстАгроДон"	Данковский РЭС	1000,0	ПС 110/35/10 кВ Химическая
182.	ООО "Фирма Ремонт-Сервис"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
183.	ООО "ПластиФорм"	Липецкий РЭС	665,0	ПС 35/10 кВ Стебаево
184.	ООО "Пэт-Технолоджи"	Елецкий РЭС	481,0	ПС 110/6 кВ Западная
185.	ООО "Хавле Индустриверке"	Чаплыгинский РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ Чаплыгин
186.	ООО "Рошен"	Липецкий РЭС	4000,0	ПС 110/10 кВ Рошен
187.	ОАО "ОЭЗ"	Грязинский РЭС	1000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
188.	ООО "Липецкий офсетный комбинат" (ООО "ЛИОКОМ")	Грязинский РЭС	1000,0	ПС 220/110/10 кВ Казинка
189.	ООО "Технологии карбида кремния"	Грязинский РЭС	3700,0	ПС 220/110/10 кВ Казинка
190.	ООО "АВТ"	Грязинский РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
191.	ОАО "Куриное царство"	Данковский РЭС	700,0	ПС 110/35/10 кВ Химическая
Сельское хозяйство
192.	ООО "Норд"	Становлянский РЭС	500,0	ПС 35/10 кВ Красная Пальна
2017
ЖКХ
193.	ООО "ФИН-ГРУПП"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
194.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	2330,0	ПС 110/35/6 кВ Цементная
195.	ОАО "ЛГЭК" объект РП "Новая Гагарина"	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
196.	ОАО "ЛГЭК" (объект РП "Новая Опытная")	г. Липецк	700,0	ПС 110/6 кВ Тепличная
197.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	1281,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
198.	МУ "Управление строительства г. Липецка"	Грязинский РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Бутырки
199.	МУ "Управление строительства г. Липецка"	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
200.	ООО "Бетагран Липецк"	Добринский РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Плавица
201.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	500,0	ПС 110/35/6 кВ Бугор
202.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	340,0	ПС 110/35/6 кВ Цементная
203.	ОБУ "УКС Липецкой области"	Елецкий РЭС	624,0	ПС 110/6 кВ Агрегатная
204.	ООО "Строительная компания"	г. Липецк	560,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
205.	ОАО "ЛГЭК" (жилые дома 30 - 32 мкр.)	г. Липецк	2000,0	ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная
206.	ООО "Липецкое УТЭП"	Липецкий РЭС	536,0	ПС 110/6 кВ КПД
207.	ОАО "ДСК"	г. Липецк	850,0	ПС 110/6 кВ Тепличная
208.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	537,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
209.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	632,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
210.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	532,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
211.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	560,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
212.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	560,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
213.	Водоканал города Лебедянь МП	Лебедянский РЭС	580,0	ПС 110/35/10 кВ Лебедянь
214.	Черных Сергей Петрович ИП	Елецкий РЭС	340,0	ПС 110/6 кВ Западная
215.	ОАО "ЛГЭК"	Липецкий РЭС	963,0	ПС 35/10 кВ Сселки
216.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
217.	ООО "Компания Регионстрой"	Липецкий РЭС	405,2	ПС 110/10/10 кВ Университетская
218.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	Липецкий РЭС	428,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
219.	Управление капитального строительства Липецкой области ОГУ	Задонский РЭС	507,6	ПС 110/35/10 кВ Гороховская
Промышленность
220.	ОАО "Куриное царство"	Елецкий РЭС	1000,0	ПС 110/10 кВ Елецпром
221.	ОАО "Куриное царство"	Елецкий РЭС	1600,0	ПС 110/10 кВ Елецпром
222.	ООО "Моторинвест"	Краснинский РЭС	3000,0	ПС 110/10 кВ Моторинвест
223.	ООО "Риэлторский центр "Строй-Град"	Липецкий РЭС	380,0	ПС 35/10 кВ Частая Дубрава
224.	ЗАО "ЦЕМТРИО"	Краснинский РЭС	535,5	ПС 35/10 кВ Яблоново
225.	ООО "Завод Стройдеталь"	Липецкий РЭС	352,7	ПС 110/10/10 кВ Университетская
226.	Ульянич Оксана Владимировна ИП	Усманский РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Дмитриевка
227.	ООО "ИстАгроДон"	Данковский РЭС	500,0	ПС 110/35/10 кВ Химическая
228.	ООО "Фирма Ремонт-Сервис"	г. Липецк	1000,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
229.	ООО "Тербунский гончар"	Тербунский РЭС	1200,0	ПС 110/10 кВ Тербунский гончар
230.	ООО "Рошен"	Липецкий РЭС	4000,0	ПС 110/10 кВ Рошен
231.	ООО "Липецкий офсетный комбинат" (ООО "ЛИОКОМ")	Грязинский РЭС	3000,0	ПС 220/110/10 кВ Казинка
232.	ООО "Технологии карбида кремния"	Грязинский РЭС	5000,0	ПС 220/110/10 кВ Казинка
233.	ООО "АВТ"	Грязинский РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ
234.	ОАО "Куриное царство"	Данковский РЭС	500,0	ПС 110/35/10 кВ Химическая
Сельское хозяйство
235.	ООО "Агрофирма Трио"	Долгоруковский РЭС	540,0	ПС 35/10 кВ Красотыновка
236.	ОАО "Липецкмясопром"	Лев-Толстовский РЭС	538,0	ПС 110/35/10 кВ Астапово
237.	ООО "Реал Эстейт"	Краснинский РЭС	500,0	ПС 110/10 кВ Рождество
2018
ЖКХ
238.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	800,0	ПС 35/10 кВ Сселки
239.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	2330,0	ПС 110/35/6 кВ Цементная
240.	ОАО "ЛГЭК" (объект РП "Новая Опытная")	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ Тепличная
241.	МУ "Управление строительства г. Липецка"	Грязинский РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Бутырки
242.	МУ "Управление строительства г. Липецка"	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
243.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	612,0	ПС 110/35/6 кВ Бугор
244.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	301,5	ПС 110/10/10 кВ Университетская
245.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	325,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
246.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	357,5	ПС 110/10/10 кВ Университетская
247.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	337,8	ПС 110/10/10 кВ Университетская
248.	ОАО "ЛГЭК" (жилые дома 30 - 32 мкр.)	г. Липецк	2000,0	ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная
249.	ООО "Строительная компания"	г. Липецк	560,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
250.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	618,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
251.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	728,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
252.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	604,6	ПС 110/10/10 кВ Университетская
253.	Иванникова Елена Ивановна	Липецкий РЭС	330,0	ПС 35/10 кВ N 1
254.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	604,6	ПС 110/10/10 кВ Университетская
255.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	494,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
256.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	564,6	ПС 110/10/10 кВ Университетская
257.	ГК "Российские автомобильные дороги"	Становлянский РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Бабарыкино
258.	ООО "АгроЦентрЛиски"	Хлевенский РЭС	536,0	ПС 110/35/10 кВ Хлевное
259.	ОАО "ОЭЗ ППТ Липецк"	Грязинский РЭС		ПС 110/10 кВ ОЭЗ
260.	ООО "Дагс"	Липецкий РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Борино
261.	Металлург-4 Садоводческое товарищество	Грязинский РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Бутырки
262.	Металлург-4 Садоводческое товарищество	Грязинский РЭС	340,0	ПС 35/10 кВ Бутырки
263.	ООО "Долгоруковоагросервис"	Долгоруковский РЭС	850,0	ПС 35/10 кВ Тимирязево
264.	Водоканал города Лебедянь МУП	Лебедянский РЭС	580,0	ПС 110/35/10 кВ Лебедянь
Промышленность
265.	ОАО "Куриное царство"	Елецкий РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ Елецпром
266.	ОАО "Куриное царство"	Елецкий РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ Елецпром
267.	ООО "Петроком Липецк"	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
268.	ООО "Моторинвест"	Краснинский РЭС	3000,0	ПС 110/10 кВ Моторинвест
269.	ООО "Премиум-Пак"	Добровский РЭС	300,0	ПС 110/35/10 кВ Доброе
270.	ООО "АЛБИФ"	Хлевенский РЭС	400,0	ПС 110/35/10 кВ Хлевное
271.	ООО "Фирма Ремонт-Сервис"	г. Липецк	750,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
272.	ООО "Хавле Индустриверке"	Чаплыгинский РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ Чаплыгин
273.	ООО "Рошен"	Липецкий РЭС	5000,0	ПС 110/10 кВ Рошен
274.	ООО "Технологии карбида кремния"	Грязинский РЭС	5000,0	ПС 220/110/10 кВ Казинка
Сельское хозяйство
275.	Липецкмясо ЗАО	Воловский РЭС	340,0	ПС 110/35/10 кВ Волово
276.	СХП Мокрое ЗАО	Добровский РЭС	536,0	ПС 110/35/10 кВ Доброе
277.	Отрада Ген ООО	Добринский РЭС	536,0	ПС 110/35/10 кВ Хворостянка
278.	Куриное Царство ОАО	Задонский РЭС	872,0	ПС 110/35/10 кВ Донская
279.	ООО "СтройАгроИнвест"	Становлянский РЭС	560,7	ПС 35/10 кВ Плоское
2019
ЖКХ
280.	ООО "ФИН-ГРУПП"	г. Липецк	450,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
281.	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	2330,0	ПС 110/35/6 кВ Цементная
282.	ОАО "ЛГЭК" объект РП "Новая Гагарина"	г. Липецк	654,0	ПС 110/6 кВ Трубная-2
283.	ОАО "ЛГЭК" (объект РП "Новая Опытная")	г. Липецк	500,0	ПС 110/6 кВ Тепличная
284.	ОАО "ЛГЭК" (жилые дома 30 - 32 мкр.)	г. Липецк	2000,0	ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная
285.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	612,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
286.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	604,6	ПС 110/10/10 кВ Университетская
287.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	564,6	ПС 110/10/10 кВ Университетская
288.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	722,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
289.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	718,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
290.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	722,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
291.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	608,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
292.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	604,6	ПС 110/10/10 кВ Университетская
293.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	564,6	ПС 110/10/10 кВ Университетская
294.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	612,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
295.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	718,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
296.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	608,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
297.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	633,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
298.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	718,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
299.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	564,6	ПС 110/10/10 кВ Университетская
300.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	728,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
301.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	454,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
302.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	618,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
303.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	454,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
304.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	428,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
305.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	718,1	ПС 110/10/10 кВ Университетская
306.	ОАО "Липецкая ипотечная корпорация"	г. Липецк	500,0	ПС 110/10/10 кВ Университетская
Промышленность
307.	ООО "Моторинвест"	Краснинский РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ Моторинвест
308.	ООО "Премиум-Пак"	Добровский РЭС	298,5	ПС 110/35/10 кВ Доброе
309.	ООО "АЛБИФ"	Хлевенский РЭС	400,0	ПС 110/35/10 кВ Хлевное
310.	ООО "Фирма Ремонт-Сервис"	г. Липецк	750,0	ПС 110/6 кВ ГПП-2
311.	ООО "Хавле Индустриверке"	Чаплыгинский РЭС	2000,0	ПС 110/10 кВ ОЭЗ Чаплыгин
312.	ООО "Рошен"	Липецкий РЭС	9000,0	ПС 110/10 кВ Рошен
Сельское хозяйство
313.	ОАО "Куриное Царство"	Задонский РЭС	872,0	ПС 110/35/10 кВ Донская
314.	ООО "СтройАгроИнвест"	Становлянский РЭС	560,7	ПС 35/10 кВ Плоское

7. Электросетевые объекты 220 кВ и выше на территории Липецкой области

7.1. Общая характеристика электросетевых объектов 220 кВ и 500 кВ

В Липецкой области эксплуатируются сети 220 кВ и 500 кВ. Электрические сети 220 кВ являются системообразующими и предназначены для создания центров питания (далее по тексту - ЦП) распределительных сетей 110 и 35 кВ. Сети 500 кВ являются основными в ЕЭС России, выполняя системообразующие и межсистемные связи, выдачу мощности крупнейших электростанций, электроснабжение крупных нагрузочных узлов сети 220 и 110 кВ, концентрированно расположенных потребителей нефтяной, газовой и металлургической промышленности. На территории Липецкой области находятся три подстанции с высшим напряжением 500 кВ ("Липецкая-500", "Борино", "Елец-500") и 14 подстанций с высшим напряжением 220 кВ, из которых только 8 ПС 220/110 кВ питают сети 110 кВ Липецкой энергосистемы ("Сокол", "Металлургическая", "Северная", "Новая", "Правобережная", "Елец-220", "Тербуны-220", "Дон").

Основными ЦП распределительных сетей 35 - 110 кВ являются: подстанции с высшим напряжением 220 кВ: Сокол, Северная, Новая, Правобережная, Дон, Елец-220, Тербуны. Подстанции напряжением 220 кВ и выше имеют два и более независимых источника питания, и на всех установлено по два и более автотрансформаторов, кроме ПС 220 кВ Сокол, где установлен один автотрансформатор.

Подстанция 220/110 кВ Металлургическая с установленной автотрансформаторной мощностью 2 x 250 МВА обеспечивает электроэнергией в основном потребителей ОАО "НЛМК" и через нее осуществляется выдача мощности Липецкой ТЭЦ-2.

Также в области имеются тяговые и компрессорные подстанции с высшим напряжением 220 кВ: Грязи-Орловские, Пост-474, Усмань тяга, Чириково, КС-29, Маяк.

На подстанции 220/110/35 кВ Правобережная АТ-1 имеет дефект обмоток и не может быть использован в работе под большой нагрузкой. Сегодня он работает только на сеть 35 кВ совместно с АТ-2. В настоящее время осуществляется комплексная реконструкция ПС Правобережная с заменой всего основного оборудования. На реконструируемой подстанции планируется установка четырех автотрансформаторов по 150 МВА, из них два с напряжением обмоток 220/110/35 кВ и два с напряжением 220/110/10 кВ.

В таблице 7.1 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 220 и 500 кВ на территории Липецкой области.

Таблица 7.1

Сводная информация по электросетевым объектам 220 и 500 кВ

Объект	Кол-во, шт.	Мощность, МВА	Протяженность, км
Всего ПС	17	7103	-
ПС 500 кВ	3	3507	-
500/220/35	3	3507	-
ПС 220 кВ	14	3596	-
220/110/35/10 кВ	7	2295	-
220/110/10	1	500
220/35/27,5 (тяговые)	2	120	-
220/27,5/10 (тяговые)	2	160
220/10 (компрессорные)	2	521
ВЛ 500 кВ	9	-	970
ВЛ 220 кВ	23	-	1315,76

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

Ниже в таблицах 7.2 и 7.3 представлены электросетевые объекты напряжением 220 и 500 кВ, находящиеся на территории Липецкой области: подстанции, линии электропередач и их основные параметры.

Таблица 7.2

Подстанции 500, 220 и 110 кВ, находящиеся на территории Липецкой области

N п/п	Наименование ПС	Напряжения, кВ	Год ввода ПС	Тех. состояние	Трансформаторы и автотрансформаторы
					N	фаза	тип	мощность, МВА	год ввода	тех. сост.
1.	Борино	500/220/10	1971	уд.	АТ1	А	АОДЦТН	167	1971	удовл.
		500/220/10			АТ-1	В	АОДЦТН	167	1971	удовл.
		500/220/10			АТ-1	С	АОДЦТН	167	1971	удовл.
		500/220/10			АТ-2	А	АОДЦТН	167	1971	удовл.
		500/220/10			АТ-2	В	АОДЦТН	167	1971	удовл.
		500/220/10			АТ-2	С	АОДЦТН	167	1994	удовл.
2.	Елецкая	500/220/10	1985	уд.	АТ-1	А	АОДЦТН	167	1986	удовл.
		500/220/10			АТ-1	В	АОДЦТН	167	1986	удовл.
		500/220/10			АТ-1	С	АОДЦТН	167	1986	неудовл.*
		500/220/10			АТ-2	А	АОДЦТН	167	1995	удовл.
		500/220/10			АТ-2	В	АОДЦТН	167	1986	удовл.
		500/220/10			АТ-2	С	АОДЦТН	167	1995	удовл.
3.	Липецкая	500/220/35	1991	уд.	АТ-1	А	АОДЦТН	167	1992	удовл.
		500/220/35			АТ-1	В	АОДЦТН	167	1992	удовл.
		500/220/35			АТ-1	С	АОДЦТН	167	1992	удовл.
		500/220/35			АТ-2	А	АОДЦТН	167	1991	удовл.
		500/220/35			АТ-2	В	АОДЦТН	167	1991	удовл.
		500/220/35			АТ-2	С	АОДЦТН	167	1991	удовл.
		500/220/35			АТ-3	А	АОДЦТН	167	1996	удовл.
		500/220/35			АТ-3	В	АОДЦТН	167	1996	удовл.
		500/220/35			АТ-3	С	АОДЦТН	167	1996	удовл.
4.	Металлургическая	220/110/35	1988	уд.	АТ-1	А, В, С	АТДЦТН	250	1990	удовл.
		220/110/35			АТ-2	А, В, С	АТДЦТН	250	1988	удовл.
5.	Северная	220/110/10	2009	уд.	АТ-1	А, В, С	АТДЦТН	250	2009	удовл.
		220/110/10			АТ-2	А, В, С	АТДЦТН	250	2009	удовл.
6.	Новая	220/110/35	1977	уд.	АТ-1	А, В, С	АТДЦТН	200	1978	удовл.
		220/110/35			АТ-2	А, В, С	АТДЦТН	200	1977	удовл.
7.	Правобережная**	220/110/35	1975	неудовл.	АТ-1	А, В, С	АТДЦТНГ	125	1975	неудовл.
		220/110/35			АТ-2	А, В, С	АТДЦТН	125	1990	неудовл.
		220/110/35			АТ-3	А, В, С	АТДЦТН	125	1984	неудовл.
		35/10			Т-1	А, В, С	ТРДНС	10	1996	неудовл.
		35/10			Т-2	А, В, С	ТДНС	10	2008	неудовл.
8.	Сокол	220/110/35	1989	уд.	АТ-1	А, В, С	АТДЦТН	125	1989	удовл.
9.	Елецкая	220/110/35	1969	уд.	АТ-1	А, В, С	АТДЦТН	125	1976	удовл.
		220/110/35			АТ-2	А, В, С	АТДЦТН	125	1969	удовл.
		220/110/35			АТ-3	А, В, С	АТДЦТН	125	1985	удовл.
10.	Тербуны	220/110/35	1994	уд.	АТ-1	А, В, С	АТДЦТН	125	1994	удовл.
		220/110/35			АТ-2	А, В, С	АТДЦТН	125	1994	удовл.
11.	Дон	220/110/35	1987	уд.	АТ-1	А, В, С	АТДЦТН	125	1994	удовл.
		220/110/35			АТ-2	А, В, С	АТДЦТН	125	1987	удовл.
12.	Маяк	220/10	1985	уд.	Т-1	А, В, С	ТРНДС	40	1985	удовл.
		220/10			Т-2	А, В, С	ТРНДС	40	1985	удовл.
13.	КС-29	220/10	1984	уд.	Т-1	А, В, С	ТРДЦН	63	1984	удовл.
		220/10			Т-3	А, В, С	ТРДЦН	63	1985	удовл.
		220/10			Т-4	А, В, С	ТРДЦН	63	1985	удовл.
		220/10			Т-5	А, В, С	ТРДЦН	63	1986	удовл.
		220/10			Т-6	А, В, С	ТРДЦН	63	1986	удовл.
		220/10			Т-7	А, В, С	ТРДЦН	63	1987	удовл.
		220/10			Т-8	А, В, С	ТРДЦН	63	1987	удовл.
14.	Грязи-Орловские***	220/27/10			Т-1	А, В, С		40
		220/27/10			Т-2	А, В, С		40
15.	Пост-474***	220/35/27			Т-1	А, В, С		40
16.	Усмань - Тяговая***	220/35/27			Т-1	А, В, С		40
		220/35/27			Т-2	А, В, С		40
17.	Чириково***	220/27/10			Т-1	А, В, С		40
		220/27/10			Т-2	А, В, С		40

_____________________________

*) На подстанции 550/220/35 кВ Елецкая автотрансформатор фазы С АТ-1 находится на учащенном контроле (концентрация растворенных газов выше нормы).

**) На ПС 220 кВ Правобережная проходит полная реконструкция с увеличением мощности до 4 x 150 МВА.

***) ПС 220 кВ: Грязи-Орловские, Пост-474, Усмань - Тяговая и Чириково - являются в основном тяговыми подстанциями, принадлежащими филиалу ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.

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

Таблица 7.3

Воздушные линии 500 и 220 кВ, находящиеся на территории Липецкой области

N п/п	Наименование ВЛ	Год ввода	Год реконструкции	Число цепей	Протяженность		Провод			Грозотрос		Опоры
					По паспорту	По цепям	Марка	Участок подвески	Длина, км	Марка	Длина, км	Всего	Анкерные		Промежуточные
													Мет.	Бет.	Мет.	Бет.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
1.	ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая восточная	1959		1	194,17	129,5	3хАС 480/60	1082-1410	129,5	1хС 70, ОКГТ	129,5	330	18		312
2.	ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая западная с отпайкой на НВАЭС	1959		1	280,50	129,0	3хАС 480/60	1084-1411	129,0	2хС 70	129,0	327	16		311
	Отпайка на НВАЭС		1982	1		151,5	3хАС 400/51	1-467	151,5	2хС 70	150,0	469	35		6	428
										2хС 70/72	1,5
3.	ВЛ 500 кВ Борино - Елецкая	1977		1	85,40	85,4	3хАС 330/43	1032-1294	85,40	2хАС 70/72	85,40	267	36		15	216
4.	ВЛ 500 кВ Новобрянская - Елецкая	1977		1	33,90	33,9	3хАС 330/43	920-1031	33,90	2хАС 70/72	33,90	115	7		6	102
5.	ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино	1971		1	53,50	53,5	3хАС 400/51	3-138	53,28	2хС 70	53,50	138	29		109
							2хАП 500	1-3	0,22
6.	ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Восточная	1959		1	102,80	102,8	3хАС 480/60	1411-1679	102,80	2хС 70	102,80	268	13		255
7.	ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Западная	1959		1	102,80	102,8	3хАС 480/60	1412-1679	102,80	2хС 70	102,80	269	13		248	8
8.	ВЛ 500 кВ Борино - Воронежская	1972		1	75,00	75,0	3хАС 400/51	1-187	75,00	1хС 70, ОКГТ	75,00	187	16		171
9.	ВЛ 500 кВ Липецкая - Тамбовская	1990		1	106,60	106,6	3хАС 300/48	1-324	96,44	2хАЖС 70/39	96,44	364	34		4	326
							3хАС 330/43	324-349	2,68	2хАС 70/72	2,68
							3хАС 300/48	349-364	7,48	2хАЖС 70/39	7,48
	Всего по ВЛ 500 кВ				1034,67	970,0			970,0		970,0	2734	217		1437	1080
10.	ВЛ 220 кВ Воронежская 1, 2	1961		1	301,90	3,17	АС-400/51	367-380	3,17	С 70	151,30	13	4		1	8
				2		142,31	АС-500/64	1-367	142,31			389	44		334	11
						152,42		1-367	152,41	С 70	2,00	406	50		345	11
				1		4,00	АС-500/64	367-379	4,00			12	3		9
11.	ВЛ 220 кВ Металлургическая Правая, Левая	1966		2	71,02	39,76	АС 300/39	1-53	39,76	2хС 70	0,188	103	18		78
		1960				26,82		53-90	26,82	С 70	35,508
		1969				3,04		90-102	4,44	2хС 70	0,09
			2009			1,40							5		2
12.	ВЛ 220 кВ Северная Правая, Левая	1960		2	67,96	40,26	АС 300/39	1-58	40,26	2хС 70	0,33	101	16		81
		1966				8,10		58-69	8,10	С 70	27,18
		1969				18,91		69-100	19,60		6,60
										2хС 70	0,04
			2010			0,692							4
13.	ВЛ 220 кВ Западная Правая, Левая	1972		2	77,88	8,92	АС 300/39	1-15	8,92	2хС 70	0,05	106	16		90
		1966				44,68		15-70	44,68	С 70	4,39
		1969				19,20		70-97	19,20	С 70	22,33
		1977				5,08		97-105	5,08	С 70	12,10
										2хС 70	0,09
14.	ВЛ 220 кВ Правобережная Правая, Левая	1972		2	23,54	8,62	АС 300/39	1-14	8,62	С 70	4,31	35	10		25
		1966				14,92		14-35	14,92	С 70	7,46
15.	ВЛ 220 кВ Стан Правая, Левая	1969		2	4,24	3,40	АС 300/39	5-8	3,40	С 70	1,65	10	1		4
										2хС 70	0,05
			2010			0,84		1-5	0,84	С 70	0,42		4		1
16.	ВЛ 220 кВ Северная-Новая I, II цепь	2012	2012	2	6,13	4,61	АС 400/51	1-8	4,61	2хС 70	0,07	14	10		4
								8-портал	1,524	С 70	2,22
		2010	2010							С 70	0,71
						1,524				2хС 70	0,05
17.	ВЛ 220 кВ Сокол	1989		2	30,87	2,48	АС 400/51	1-5	2,48	С 70	2,80	120	18	7	2	93
				1		28,39		5-120	28,39	ОКГТ	31,27
										С 70	1,91
18.	ВЛ 220 кВ Дон	1981		1	42,34	42,26	АС 300/39	1-178	42,26	ОКГТ	42,22	177	16	1	2	158
			1991	2		0,08		178-портал	0,08	2хС 70	0,08	1	1
19.	ВЛ 220 кВ Чириково	1981	1991		28,26	0,08	АС 300/39	118-портал	0,08						5	103
				1		28,18		1-118	28,18	ОКГТ	28,14	117	9
20.	ВЛ 220 кВ Елец Левая	1977		1	68,10	68,10	АС 400/51	1-110, 111-277	64,44	1хС 70	53,00	290	31		38	221
							АС 400/93	110-111	0,65	2хС 70	2,10
										С 70	53,07
										ОКГТ	63,00
			1981				АС 400/51	277-290	3,01	С 70	2,99
21.	ВЛ 220 кВ Ливны 2 с отпайкой на Тербуны	1979		2	48,12	8,43	АС 300/39	301-340	8,43
	Отпайка на Тербуны	1993		1		39,69	АС 300/39	1-166	39,69	2хС 70	39,67	165	16			149
22.	ВЛ 220 кВ Елец Правая	1969		1	68,99	68,99	АС 400/51	1-269	59,59	2хС 70	0,82	314	28		1	285
										С 70	58,77
		1972					АС 400/51	269-314	9,40	С 70	9,40
23.	ВЛ 220 кВ Сосна	1985		1	19,51	19,51	АС 400/51	1-22	3,72	2хС 70	3,52	94	21	2	1	70
										С 70	0,60
		1984						22-94	15,79	ОКГТ	15,50
24.	ВЛ 220 кВ Маяк	1984		1	23,20	23,20	АС 400/51	1-91	19,73	2хС 70	3,47	111	23	1	1	86
										С70	2,43
		1985						91-111	3,47	ОКГТ	19,00
25.	ВЛ 220 кВ Тербуны 1	1992		1	76,19	76,19	АС 300/39	1-152	36,51	С 70	0,27	341	45	7		289
		1996						152-341	39,68	2хС 70	36,25
										С70	39,65
26.	ВЛ 220 кВ 29-1	1984		1	41,77	41,77	АС 300/39	1-5	0,56			187	33	2		152
		1981						5-25	4,29	С 70	2,33
		1984						25-186	36,92	ОКГТ	41,77
27.	ВЛ 220 кВ 29-2	1985		1	33,60	33,60	АС 400/51	1-164	33,60	ОКГТ	33,61	164	29	1		134
										С 70	6,52
28.	ВЛ 220 кВ 29-3	1986		1	33,56	33,56	АС 400/51	1-163	33,56	С 70	27,01	163	29	1		133
										2хС 70	6,55
29.	ВЛ 220 кВ 29-4	1989		1	33,32	33,32	АС 400/51	1-146	33,32	С 70	31,26	145	28		19	98
										2хС 70	2,06
30.	ВЛ 220 кВ Тамбовская 1	1962		1	54,28	43,97	АС 400/51	11-143	43,97	2хС 70	43,97	131	11		4	116
				2		10,31		1-11; 143-168	10,31	ОКГТ	10,31	37	18		19
31.	ВЛ 220 кВ Тамбовская 3	1975		2	54,22	10,31	АС 400/51	1-11; 167-192	10,31
				1		43,91		11-167	43,91		43,91	156	11			145
										1хС 70	43,91
32.	ВЛ 220 кВ Тамбовская 2	1972		1	106,76	106,76	АС 400/51	1-9	2,40	С 70	2,70	459	27		3	429
							АС 300/39	9-458	104,36	ОКГТ	111,70
	Всего по ВЛ 220 кВ				1315,76	1315,76			1315,76		1196,67	4361	579	22	1069	2691

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

Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа) и в основном соответствует амортизационному периоду. Для воздушных линий на стальных и железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 45 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов. Для ПС, согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции ПС часто возникает и по условиям морального износа.

7.2. Анализ загрузки ПС 220 - 500 кВ Липецкой энергосистемы в отчетном году

В таблицах 7.4 - 7.6 представлены данные по загрузке трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ Липецкой энергосистемы в зимний максимум 2012 г., летний максимум 2012 г., летний минимум 2012 г. в нормальном режиме и в режиме n-1 (отключение одного АТ).

Исходя из данных, представленных в таблицах 7.4 - 7.6, загрузка трансформаторного оборудования на ПС 220 кВ - 500 кВ Липецкой энергосистемы в нормальном режиме находилась в пределах следующих значений:

- в зимний максимум 2012 г. от 5% до 55% от ном. мощности;

- в летний максимум 2012 г. от 7% до 62% от ном. мощности;

- в летний минимум 2012 г. от 5 до 60% от ном. мощности.

Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше Липецкой энергосистемы в нормальном режиме в зимний максимум 2012 г., летний максимум 2012 г., летний минимум 2012 г. представлены на рисунках 0.1 - 0.3 (приложение Д).

Анализ загрузки трансформаторного оборудования на ПС 220 кВ - 500 кВ Липецкой энергосистемы в режиме n-1 показал, что перегрузка АТ в отчетном году на подстанциях отсутствовала. Процент загрузки от номинальной мощности составил:

- в зимний максимум 2012 г. от 25% до 85%;

- в летний максимум 2012 г. от 14% до 55%;

- в летний минимум 2012 г. от 11 до 53%.

Таблица 7.4

Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ Липецкой энергосистемы в зимний максимум 2012 г.

N п/п	Наименование, ПС	Напряжение, кВ	N тр-ра	Номинальная мощность, МВА	Загрузка, МВт/МВар/МВА	% загрузки от ном. мощности	Загрузка в режиме n-1, МВт/МВар/МВА	% загрузки от ном. мощности в режиме n-1
1.	Борино	500/220/10	АТ-1	501	170,2/22,1/171,6	34,26	255,2/43,3/258,8	51,7
		500/220/10	АТ-2	501	170,2/22,1/171,6	34,26	0	0
2.	Елецкая	500/220/10	АТ-1	501	115,2/27,1/118,3	23,62	192,5/51,8/199,3	39,8
		500/220/10	АТ-2	501	115,2/27,1/118,3	23,62	0	0
3.	Липецкая	500/220/35	АТ-1	501	174,9/124,3/214,6	42,83	227,1/168,4/282,7	56,4
		500/220/35	АТ-2	501	174,9/124,3/214,6	42,83	227,1/168,4/282,7	56,4
		550/220/35	АТ-3	501	174,9/124,3/214,6	42,83	0	0
4.	Металлургическая	220/110/35	АТ-1	250	57,2/57/80,8	32,30	88,6/96,4/130,9	52,4
		220/110/35	АТ-2	250	53,9/53,8/76,2	30,46	0	0
5.	Северная	220/110/10	АТ-1	250	72,9/37,1/81,8	32,72	113,1/60,9/128,5	51,4
		220/110/10	АТ-2	250	72,9/37,1/81,8	32,72	0	0
6.	Новая	220/110/35	АТ-1	200	75,8/80,8/110,8	55,39	112,7/126,4/169,3	84,7
		220/110/35	АТ-2	200	75,8/80,8/110,8	55,39	0	0
7.	Правобережная	220/110/35	АТ-1	125	52,4/26,3/58,6	46,90	65,7/35,9/74,9	59,9
		220/110/35	АТ-2	125	52,5/26,1/58,6	46,90	0	0
		220/110/35	АТ-3	125	52,4/26,3/58,6	46,90	65,8/35,9/74,9	59,9
8.	Сокол	220/110/35	АТ-1	125	51,2/39,8/64,8	51,88	-	-
9.	Елецкая	220/110/35	АТ-1	125	31,9/11,6/33,9	27,15	0	0
		220/110/35	АТ-2	125	31,9/11,7/34,0	27,18	43,8/17,3/47,1	37,7
		220/110/35	АТ-3	125	31,8/11,7/33,9	27,11	43,9/17,3/47,1	37,7
10.	Тербуны	220/110/35	АТ-1	125	22,9/11,2/25,5	20,39	28,8/13,2/31,7	25,4
		220/110/35	АТ-2	125	6/2,2/6,4	5,11	0	0
11.	Дон	220/110/35	АТ-1	125	41,3/13,1/43,3	34,66	64,6/25,4/69,4	55,5
		220/110/35	АТ-2	125	41,3/13/43,3	34,64	0	0

Таблица 7.5

Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ Липецкой энергосистемы в летний максимум 2012 г.

N п/п	Наименование, ПС	Напряжение, кВ	N тр-ра	Номинальная мощность, МВА	Загрузка, МВт/МВар/МВА	% загрузки от ном. мощности, %	Загрузка в режиме n-1, МВт/МВар/МВА	% загрузки от ном. мощности в режиме n-1
1.	Борино	500/220/10	АТ-1	501	154,6/2,4/154,6	30,86	234/4,8/234	46,7
		500/220/10	АТ-2	501	154,6/2,4/154,6	30,86	0	0
2.	Елецкая	500/220/10	АТ-1	501	78,1/13,5/79,3	15,82	130,6/26,2/133,2	26,6
		500/220/10	АТ-2	501	78,1/13,5/79,3	15,82	0	0
3.	Липецкая	500/220/35	АТ-1	501	216,9/145/260,9	52,08	216,9/145/260,9	52,08
		500/220/35	АТ-2	501	0	0	0	0
		550/220/35	АТ-3	501	216,9/145/260,9	52,08	216,9/145/260,9	52,08
4.	Металлургическая	220/110/35	АТ-1	250	71/44,9/84,0	33,60	111,2/77,2/135,4	54,2
		220/110/35	АТ-2	250	66,9/42,3/79,2	31,66	0	0
5.	Северная	220/110/10	АТ-1	250	54,4/15,8/56,6	22,66	80/24,8/83,8	33,5
		220/110/10	АТ-2	250	54,4/15,8/56,6	22,66	0	0
6.	Новая	220/110/35	АТ-1	200	60,3/48,5/77,4	38,69	84,5/70,9/110,3	55,2
		220/110/35	АТ-2	200	60,3/48,5/77,4	38,69	0	0
7.	Правобережная	220/110/35	АТ-1	125	44/4,5/44,3	35,4	53,2/24,1/58,4	46,7
		220/110/35	АТ-2	125	42,7/68,9/81,06	64,8	0	0
		220/110/35	АТ-3	125	44/4,5/44,3	35,4	53,2/24,1/58,4	46,7
8.	Сокол	220/110/35	АТ-1	125	49,9/24,9/55,8	44,61	-	-
9.	Елецкая	220/110/35	АТ-1	125	23,4/8,1/24,8	19,81	0	0
		220/110/35	АТ-2	125	23,4/8,2/24,8	19,84	32,1/11,8/34,2	27,4
		220/110/35	АТ-3	125	23,4/8,2/24,8	19,84	32,1/11,8/34,2	27,4
10.	Тербуны	220/110/35	АТ-1	125	8,8/2,3/9,1	7,28	17,5/4/18	14,4
		220/110/35	АТ-2	125	8,8/2,3/9,1	7,28	0	0
11.	Дон	220/110/35	АТ-1	125	28,6/7,9/29,7	23,74	44,9/13,8/47	37,6
		220/110/35	АТ-2	125	28,6/5,8/29,2	23,35	0	0

Таблица 7.6

Загрузка трансформаторного оборудования ПС 220 - 500 кВ Липецкой энергосистемы в летний минимум 2012 г.

N п/п	Наименование, ПС	Напряжение, кВ	N тр-ра	Номинальная мощность, МВА	Загрузка, МВт/МВар/МВА	% загрузки от ном. мощности, %	Загрузка в режиме n-1, МВт/МВар/МВА	% загрузки от ном. мощности в режиме n-1
01.	Борино	500/220/10	АТ-1	501	113,5/13,9/114,3	22,82	172,2/15,7/172,9	34,5
		500/220/10	АТ-2	501	113,5/13,9/114,3	22,82	0	0
2.	Елецкая	500/220/10	АТ-1	501	54,9/2,7/55,0	10,97	92,2/6,8/92,5	18,5
		500/220/10	АТ-2	501	54,9/2,7/55,0	10,97	0	0
3.	Липецкая	500/220/35	АТ-1	501	119,5/108,7/161,5	32,24	119,5/108,7/161,5	32,24
		500/220/35	АТ-2	501	0	0	0	0
		550/220/35	АТ-3	501	119,5/108,7/161,5	32,24	119,5/108,7/161,5	32,24
4.	Металлургическая	220/110/35	АТ-1	250	64/50/81,2	32,49	100/85,3/131,4	52,6
		220/110/35	АТ-2	250	60,3/47,2/76,6	30,63	0	0
5.	Северная	220/110/10	АТ-1	250	25,2/15,1/29,4	11,75	36,9/22,9/43,4	17,4
		220/110/10	АТ-2	250	25,2/15,1/29,4	11,75	0	0
6.	Новая	220/110/35	АТ-1	200	31,2/48/57,2	28,62	43,4/68,9/81,4	40,7
		220/110/35	АТ-2	200	31,2/48/57,2	28,62	0	0
7.	Правобережная	220/110/35	АТ-1	125	37,6/5,6/38,0	30,41	43,6/20,5/48,2	38,6
		220/110/35	АТ-2	125	34,5/65,9/74,4	59,51	0	0
		220/110/35	АТ-3	125	35,3/1,3/35,3	28,26	43,6/20,5/48,2	38,6
8.	Сокол	220/110/35	АТ-1	125	40,4/34,1/52,9	42,29	-	-
9.	Елецкая	220/110/35	АТ-1	125	17,5/5,7/18,4	14,72	0	0
		220/110/35	АТ-2	125	17,4/5,7/18,3	14,65	24/8,3/25,4	20,3
		220/110/35	АТ-3	125	17,4/5,7/18,3	14,65	24/8,3/25,4	20,3
10.	Тербуны	220/110/35	АТ-1	125	7/0,3/7,0	5,61	14/0/14	11,2
		220/110/35	АТ-2	125	7/0,3/7,0	5,61	0	0
11.	Дон	220/110/35	АТ-1	125	22,7/9,7/24,7	19,75	35,5/0,8/35,5	28,4
		220/110/35	АТ-2	125	22,7/13,8/26,6	21,25	0	0

7.3. Решения по электрическим сетям 220 и 500 кВ

Согласно "Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы" на территории Липецкой области запланированы следующие мероприятия по усилению сети напряжением 220 кВ и выше (таблица 7.7):

Таблица 7.7

N п/п	Мероприятия по энергообъектам 220 кВ и выше Липецкой энергосистемы	Год ввода
1.	ВЛ 500 кВ Донская АЭС (НВАЭС-2) - Елецкая 500 с реконструкцией ПС 500 кВ Елецкая	2014
2.	Строительство ПС 220 кВ Казинка (ОЭЗ ППТ Липецк) с заходами на нее существующей двухцепной ВЛ 220 кВ Липецкая - Металлургическая	2013*
3.	Реконструкция двухцепной ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка с увеличением сечения провода до АС-500 (ВЛ 220 кВ Липецкая - Металлургическая)	2013*
4.	Реконструкция ПС 220 кВ Правобережная с заменой автотрансформаторов 3 x 125 МВА на 4 x 150 МВА	2013*
5.	Строительство ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная III	2014

_____________________________

* На текущий момент окончание сроков строительства (реконструкции) сдвинуто на 2014 г.

Следует отметить, что в настоящий момент в рамках комплексной реконструкции ПС 220 кВ Правобережная ведутся работы по постановке под напряжение АТ-1, АТ-2 (по временной схеме отпайкой от существующей ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная), постановке под напряжение ЗРУ 10 кВ, ЗРУ 35 кВ. В ближайшее время планируется перезавод фидеров 10 и 35 кВ. Смонтировано ОРУ 110 кВ 1-я и 2-я с.ш.

Для определения достаточности мероприятий по усилению сети 220 кВ, указанных выше в таблице 7.7, далее проводятся расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше в зимний/летний максимум, летний минимум 2014 - 2018 г.г. Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум, летний максимум, летний минимум 2014 - 2018 г.г. представлены на рисунках 1 - 15 (приложение Д). Протокол о согласовании расчетных моделей с филиалом ОАО "СО ЕЭС" - Липецкое РДУ представлен в приложении В. Результаты расчетов послеаварийных режимов представлены на рисунках NN 16 - 52 (приложение Д).

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

Ниже представлен ряд послеаварийных режимов, которые позволяют оценить достаточность мероприятий по усилению сети в районе ПС 220 кВ Казинка, указанных в таблице 7.7.

Наиболее тяжелые послеаварийные режимы в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка, просматриваются на уровне нагрузок летнего максимума 2014 - 2018 годов, поэтому они представлены на все пять лет планирования.

Послеаварийные режимы на уровне нагрузок зимнего максимума и летнего минимума 2014 - 2018 годов приводятся на год, в который выявляется максимальная загрузка электросетевого оборудования.

Уровень нагрузок летнего максимума 2014 г.

На рисунке N 16 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2014 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 652 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 566 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35 °С.

На рисунке N 17 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2014 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ 2 99 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 832 А. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецк - Северная на уровне нагрузок 2014 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 104 МВт (см. рисунок N 18).

Уровень нагрузок летнего максимума 2015 г.

На рисунке N 19 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 689 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 564 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35 °С.

На рисунке N 20 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ 2 99 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 866 А. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецк - Северная на уровне нагрузок 2015 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 135 МВт (см. рисунок N 21).

Уровень нагрузок летнего максимума 2016 г.

На рисунке N 22 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 704 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 572 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35 °С.

На рисунке N 23 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ 2 99 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 875 А. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецк - Северная на уровне нагрузок 2016 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 150 МВт (см. рисунок N 24).

Уровень нагрузок летнего максимума 2017 г.

На рисунке N 25 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 729 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 587 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35 °С.

На рисунке N 26 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ 2 99 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 906 А. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецк - Северная на уровне нагрузок 2017 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 180 МВт (см. рисунок N 27).

Уровень нагрузок летнего максимума 2018 г.

На рисунке N 28 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 723 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 578 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35 °С.

На рисунке N 29 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ 2 99 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 891 А. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 220 кВ Липецк - Северная на уровне нагрузок 2018 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 160 МВт (см. рисунок N 30).

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

На рис. 31 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая" (наиболее тяжелый за пять лет планирования), при этом загрузка электросетевого оборудования в районе ПС 220 кВ Казинка не превышает допустимой, уровень напряжения в сети находится в допустимых пределах.

На рис. 32 и 33 представлены послеаварийные режимы в летний минимум 2017 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецк - Борино" и "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая" (наиболее тяжелые за пять лет планирования), при этом загрузка электросетевого оборудования в районе ПС 220 кВ Казинка не превышает допустимой, уровень напряжения в сети находится в допустимых пределах.

Вывод: вышеприведенные расчеты послеаварийных режимов на уровне нагрузок зимнего/летнего максимумов, летнего минимума 2014 - 2018 годов показали, что с учетом реконструкции ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка с увеличением сечения провода до АС-500 при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная в летний максимум 2014 - 2018 годов необходимо, чтобы во избежание перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не ниже следующих значений:

- летний максимум 2014 г. - 104 МВт;

- летний максимум 2015 г. - 135 МВт;

- летний максимум 2016 г. - 150 МВт;

- летний максимум 2017 г. - 180 МВт;

- летний максимум 2018 г. - 160 МВт.

Далее справочно приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Казинка, на последний год планирования (2018 г.) в случае набора нагрузки на ПС 220 кВ Казинка (потребители ОЭЗ ППТ Липецк), ПС 110 кВ Привокзальная (с учетом реконструкции) и ПС 110 кВ Юго-Западная в соответствии с подключением всех возможных потребителей (всех ТУ) на данные подстанции (по ПС Казинка - в соответствии с прогнозом потребления мощности, полученным от ОЭЗ ППТ Липецк (приложение Б)). Принятые нагрузки по подстанциям представлены в таблице 7.8.

Таблица 7.8

Наименование центра питания	Расчетная нагрузка в летний максимум 2018 г., МВт
ПС 220 кВ Казинка	140
ПС 110 кВ Юго-западная	75
ПС 110 кВ Привокзальная	58,8

Примечание: нагрузка по ПС 110 кВ принята исходя из 5% перегрузки трансформатора подстанции в режиме n-1, нагрузка ПС 220 кВ Казинка принята с учетом коэффициента совмещения, равного 0,8, и коэффициента 0,9 для летнего максимума относительно зимнего.

На рисунке N 34 приведен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 500 кВ Липецкая - Борино. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляет 100 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 915 А, при длительно допустимом токе для провода АС-500, равном 831 А, при температуре +35 °С; загрузка ВЛ 220 кВ Северная правая составит 656 А, при длительно допустимом токе для провода АС-300, равном 607 А, при температуре +35 °С. Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка и ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная в выше представленном послеаварийном режиме требуется, чтобы при ремонте ВЛ 500 кВ Липецк - Борино на уровне нагрузок 2018 г. генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 200 МВт (см. рисунок N 35).

На рисунке N 36 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 100 МВт", при этом токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка составит 1123 А, загрузка ВЛ 110 кВ Московская Левая, Правая составит по 486 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнены данные линии, равном 448 А, при температуре +35 °С. Для предотвращения токовой перегрузки выше указанных ВЛ 110 и 220 кВ возможно превентивное увеличение генерации Липецкой ТЭЦ-2 при ремонте ВЛ 220 кВ Липецкая - Северная. Однако следует отметить, что максимальная генерация Липецкой ТЭЦ-2 в летний период не может превышать 270 МВт. На рис. 37 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключение 1 секции 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая, в ремонте ВЛ 220 кВ Северная Правая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 270 МВт", при этом сохраняется перегрузка ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка - 928 А.

Из выше приведенных послеаварийных режимов следует, что в случае перспективного роста нагрузок относительно основного варианта в соответствии со значениями, представленными в таблице 7.8, и более потребуется дополнительное усиление сети 220 кВ в районе ПС 220 кВ Казинка:

- либо строительство дополнительной ВЛ 220 кВ в данном районе (т.к. компоновка ПС 220 кВ Казинка не позволяет осуществить присоединение третьей ВЛ 220 кВ, как вариант ВЛ 220 кВ Липецк - Казинка 3, то возможно строительство новой ВЛ 220 кВ Липецкая - Металлургическая (данное решение принято согласно СиПр ЕЭС России 2012 - 2018 г.г.);

- либо строительство дополнительных источников активной мощности в данном районе.

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

Ниже представлен ряд послеаварийных режимов, которые позволяют оценить достаточность мероприятий по усилению сети в районе ПС 220 кВ Правобережная, указанных в таблице 7.7.

Расчеты приводятся в зимний и летний максимум 2014 - 2018 годов, как в периоды, характеризующиеся максимальной загрузкой оборудования в рассматриваемом районе электрических сетей.

Уровень нагрузок 2014 года.

На рисунке 38 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2014 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 39 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2014 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Уровень нагрузок 2015 года.

На рисунке 40 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2015 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 41 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Уровень нагрузок 2016 года.

На рисунке 42 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2016 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 43 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Уровень нагрузок 2017 года.

На рисунке 44 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2017 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 45 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Уровень нагрузок 2018 года.

На рисунке 46 представлен послеаварийный режим в зимний максимум 2018 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

На рисунке 47 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "отключена ВЛ 220 кВ Правобережная Правая", при этом перегрузка электросетевого оборудования отсутствует, уровень напряжения в сети находится в пределах допустимых значений.

Выше приведенные послеаварийные режимы показали, что с учетом строительства третьей ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная на весь пятилетний период планирования 2014 - 2018 годов перегрузка оборудования в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Правобережная, отсутствует, уровень напряжения находится в пределах допустимых значений.

В данной работе во избежание потери питания ПС 220 кВ Правобережная по сети 220 кВ при "ремонте 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Борино и отключении 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Борино" предлагается секционирование СШ 2 220 кВ ПС 500 кВ Борино и подключение ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная III к 2 ск. СШ 2 220 кВ ПС 500 кВ Борино через 1 выключатель.

На рисунках N 48 - 52 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2014 - 2018 годов "отключена 1 ск. СШ 2 220 кВ ПС 500 кВ Борино с отказом секционного выключателя 220 кВ и действием УРОВ", при этом перегрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Правобережная Правая отсутствует, уровень напряжения находится в пределах допустимых значений.

7.4. Расчет токов короткого замыкания

В таблицах 7.9 - 7.12 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы на 2014 - 2018 г.г., полученные в результате расчетов нормальной схемы сети. В таблицах 7.13 - 7.16 представлены максимальные значения токов короткого замыкания на шинах 110 и 220 кВ ПС 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы на 2014 - 2018 г.г., полученные в результате расчетов нормальной и ремонтных схем сети (в ремонте АТ на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; в ремонте АТ на ПС 220 кВ Северная, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; ремонт 2 СШ 220 кВ ПС Борино с переводом всех присоединений на 1 СШ 220 кВ, замкнут транзит 110 кВ Кольцевая Левая, Правая). При расчете учитывалась установка токоограничивающих реакторов (ТОР) в цепях ВЛ 110 кВ ТЭЦ НЛМК - РП-1 и в цепях КВЛ 110 кВ ГПП 18 - Северная, которые устанавливаются в рамках технологического присоединения ГТРС за ДП-6,7.

Таблица 7.9

Значения токов КЗ на 2014 г. в нормальной схеме

Подстанция		Ток отключения выкл., кА	Значения токов короткого замыкания, кА
			трехфазный	однофазный
Липецкая	шины 220 кВ	40	39,85	40,45
Борино	шины 220 кВ	31,5; 50	28,94	30,77
Елец 500	шины 220 кВ	31,5; 40	20,79	23,12
Новая	шины 220 кВ	25; 40; 50	31,19	28,06
	шины 110 кВ	40; 50	31,46	32,22
Правобережная	шины 220 кВ	25	22,76	20,97
	шины 110 кВ	40	25,75	26,36
Сокол	шины 220 кВ	-	10,92	7,96
	шины 110 кВ	31,5	22,78	20,07
Северная	шины 220 кВ	40	32,23	30,51
	шины 110 кВ	40, 50	29,03	32,55
Металлургическая	шины 220 кВ	40; 50	31,16	28,98
	шины 110 кВ	40; 42	32,75	36,31
Казинка	шины 220 кВ	40	26,16	23,19
	шины 110 кВ	40	18,10	21,05
Дон	шины 220 кВ	25	10,12	8,04
	шины 110 кВ	20; 31,5; 40	12,6	12,44
Елецкая 220	шины 220 кВ	25	13,44	11,45
	шины 110 кВ	20; 25; 40; 42	15,16	16,4
КС-29	шины 220 кВ	25; 40; 50	14,78	15,57
Маяк	шины 220 кВ	25	13,39	11,2
Тербуны 220	шины 220 кВ	отсутст.	3,66	2,92
	шины 110 кВ	25; 40	3,24	3,57

Таблица 7.10

Значения токов КЗ на 2015 г. в нормальной схеме

Подстанция		Ток отключения выкл., кА	Значения токов короткого замыкания, кА
			трехфазный	однофазный
Липецкая	шины 220 кВ	40	39,8	40,41
Борино	шины 220 кВ	31,5; 50	28,74	30,63
Елец 500	шины 220 кВ	31,5; 40	20,69	23,04
Новая	шины 220 кВ	25; 40; 50	31,12	28,03
	шины 110 кВ	40; 50	31,45	32,21
Правобережная	шины 220 кВ	25	22,63	20,89
	шины 110 кВ	40	25,54	26,24
Сокол	шины 220 кВ	-	10,91	7,96
	шины 110 кВ	31,5	22,76	20,06
Северная	шины 220 кВ	40	32,17	30,47
	шины 110 кВ	40, 50	29,02	32,54
Металлургическая	шины 220 кВ	40; 50	31,1	28,95
	шины 110 кВ	40; 42	32,72	36,29
Казинка	шины 220 кВ	40	26,13	23,17
	шины 110 кВ	40	18,09	21,05
Дон	шины 220 кВ	25	10,02	8,0
	шины 110 кВ	20; 31,5; 40	12,27	12,22
Елецкая 220	шины 220 кВ	25	13,26	11,37
	шины 110 кВ	20; 25; 40; 42	14,71	16,05
КС-29	шины 220 кВ	25; 40; 50	14,72	15,53
Маяк	шины 220 кВ	25	13,29	11,16
Тербуны 220	шины 220 кВ	отсутст.	3,66	2,92
	шины 110 кВ	25; 40	3,24	3,57

Таблица 7.11

Значения токов КЗ на 2016 - 2017 г.г. в нормальной схеме

Подстанция		Ток отключения выкл., кА	Значения токов короткого замыкания, кА
			трехфазный	однофазный
Липецкая	шины 220 кВ	40	39,75	40,38
Борино	шины 220 кВ	31,5; 50	28,72	30,62
Елец 500	шины 220 кВ	31,5; 40	20,68	23,04
Новая	шины 220 кВ	25; 40; 50	31,04	28,03
	шины 110 кВ	40; 50	31,16	32,12
Правобережная	шины 220 кВ	25	22,62	20,89
	шины 110 кВ	40	25,54	26,24
Сокол	шины 220 кВ	-	10,91	7,96
	шины 110 кВ	31,5	22,75	20,05
Северная	шины 220 кВ	40	32,09	30,47
	шины 110 кВ	40, 50	28,93	32,52
Металлургическая	шины 220 кВ	40; 50	31,03	28,94
	шины 110 кВ	40; 42	32,7	36,28
Казинка	шины 220 кВ	40	26,1	23,16
	шины 110 кВ	40	18,08	21,04
Дон	шины 220 кВ	25	10,02	8,0
	шины 110 кВ	20; 31,5; 40	12,26	12,22
Елецкая 220	шины 220 кВ	25	13,26	11,37
	шины 110 кВ	20; 25; 40; 42	14,71	16,05
КС-29	шины 220 кВ	25; 40; 50	14,71	15,53
Маяк	шины 220 кВ	25	13,29	11,16
Тербуны 220	шины 220 кВ	отсутст.	3,66	2,92
	шины 110 кВ	25; 40	3,24	3,57

Таблица 7.12

Значения токов КЗ на 2017 г. в нормальной схеме

Подстанция		Ток отключения выкл., кА	Значения токов короткого замыкания, кА
			трехфазный	однофазный
Липецкая	шины 220 кВ	40	39,9	40,48
Борино	шины 220 кВ	31,5; 50	28,8	30,67
Елец 500	шины 220 кВ	31,5; 40	20,69	23,05
Новая	шины 220 кВ	25; 40; 50	31,34	28,19
	шины 110 кВ	40; 50	32,22	32,85
Правобережная	шины 220 кВ	25	22,66	20,91
	шины 110 кВ	40	25,56	26,25
Сокол	шины 220 кВ	-	10,91	7,96
	шины 110 кВ	31,5	22,79	20,07
Северная	шины 220 кВ	40	32,38	30,64
	шины 110 кВ	40, 50	29,25	32,78
Металлургическая	шины 220 кВ	40; 50	31,29	29,08
	шины 110 кВ	40; 42	32,77	36,33
Казинка	шины 220 кВ	40	26,21	23,22
	шины 110 кВ	40	18,11	21,06
Дон	шины 220 кВ	25	10,03	8,0
	шины 110 кВ	20; 31,5; 40	12,27	12,22
Елецкая 220	шины 220 кВ	25	13,27	11,37
	шины 110 кВ	20; 25; 40; 42	14,71	16,05
КС-29	шины 220 кВ	25; 40; 50	14,72	15,53
Маяк	шины 220 кВ	25	13,3	11,16
Тербуны 220	шины 220 кВ	отсутст.	3,66	2,92
	шины 110 кВ	25; 40	3,24	3,57

Таблица 7.13

Максимальные значения токов КЗ на 2014 г.

Подстанция		Ток отключения выкл., кА	Значения токов короткого замыкания, кА
			трехфазный	однофазный
Липецкая	шины 220 кВ	40	39,86	40,46
Борино	шины 220 кВ	31,5; 50	29,87	31,56
Елец 500	шины 220 кВ	31,5; 40	20,98	23,28
Новая	шины 220 кВ	25; 40; 50	31,43	28,4
	шины 110 кВ	40; 50	40,2	39,27
Правобережная	шины 220 кВ	25	24,01	21,95
	шины 110 кВ	40	36,12	34,39
Сокол	шины 220 кВ	-	10,94	7,97
	шины 110 кВ	31,5	24,31	20,84
Северная	шины 220 кВ	40	32,45	30,77
	шины 110 кВ	40, 50	42,75	45,04
Металлургическая	шины 220 кВ	40; 50	31,32	29,15
	шины 110 кВ	40; 42	43,48	46,16
Казинка	шины 220 кВ	40	26,21	23,22
	шины 110 кВ	40	18,11	21,07
Дон	шины 220 кВ	25	10,26	8,1
	шины 110 кВ	20; 31,5; 40	12,88	12,61
Елецкая 220	шины 220 кВ	25	13,71	11,58
	шины 110 кВ	20; 25; 40; 42	15,56	16,7
КС-29	шины 220 кВ	25; 40; 50	14,9	15,66
Маяк	шины 220 кВ	25	13,55	11,27
Тербуны 220	шины 220 кВ	отсутст.	3,67	2,92
	шины 110 кВ	25; 40	3,24	3,57

Таблица 7.14

Максимальные значения токов КЗ на 2015 г.

Подстанция		Ток отключения выкл., кА	Значения токов короткого замыкания, кА
			трехфазный	однофазный
Липецкая	шины 220 кВ	40	39,8	40,42
Борино	шины 220 кВ	31,5; 50	29,7	31,44
Елец 500	шины 220 кВ	31,5; 40	20,89	23,21
Новая	шины 220 кВ	25; 40; 50	31,35	28,37
	шины 110 кВ	40; 50	40,11	39,21
Правобережная	шины 220 кВ	25	23,89	21,89
	шины 110 кВ	40	35,93	34,28
Сокол	шины 220 кВ	-	10,93	7,97
	шины 110 кВ	31,5	24,28	20,83
Северная	шины 220 кВ	40	32,38	30,73
	шины 110 кВ	40, 50	42,7	45,01
Металлургическая	шины 220 кВ	40; 50	31,25	29,11
	шины 110 кВ	40; 42	43,43	46,12
Казинка	шины 220 кВ	40	26,13	23,17
	шины 110 кВ	40	18,1	21,06
Дон	шины 220 кВ	25	10,17	8,06
	шины 110 кВ	20; 31,5; 40	12,54	12,4
Елецкая 220	шины 220 кВ	25	13,54	11,5
	шины 110 кВ	20; 25; 40; 42	15,11	16,36
КС-29	шины 220 кВ	25; 40; 50	14,85	15,62
Маяк	шины 220 кВ	25	13,46	11,23
Тербуны 220	шины 220 кВ	отсутст.	3,67	2,92
	шины 110 кВ	25; 40	3,24	3,57

Таблица 7.15

Максимальные значения токов КЗ на 2016 - 2017 г.г.

Подстанция		Ток отключения выкл., кА	Значения токов короткого замыкания, кА
			трехфазный	однофазный
Липецкая	шины 220 кВ	40	39,77	40,39
Борино	шины 220 кВ	31,5; 50	29,66	31,42
Елец 500	шины 220 кВ	31,5; 40	20,88	23,21
Новая	шины 220 кВ	25; 40; 50	31,28	28,37
	шины 110 кВ	40; 50	39,82	39,16
Правобережная	шины 220 кВ	25	23,87	21,87
	шины 110 кВ	40	35,84	34,23
Сокол	шины 220 кВ	-	10,93	7,97
	шины 110 кВ	31,5	24,27	20,83
Северная	шины 220 кВ	40	32,31	30,72
	шины 110 кВ	40, 50	42,6	45,0
Металлургическая	шины 220 кВ	40; 50	31,19	29,1
	шины 110 кВ	40; 42	43,35	46,08
Казинка	шины 220 кВ	40	26,14	23,2
	шины 110 кВ	40	18,1	21,06
Дон	шины 220 кВ	25	10,17	8,06
	шины 110 кВ	20; 31,5; 40	12,54	12,4
Елецкая 220	шины 220 кВ	25	13,53	11,5
	шины 110 кВ	20; 25; 40; 42	15,11	16,36
КС-29	шины 220 кВ	25; 40; 50	14,84	15,62
Маяк	шины 220 кВ	25	13,46	11,23
Тербуны 220	шины 220 кВ	отсутст.	3,67	2,92
	шины 110 кВ	25; 40	3,24	3,57

Таблица 7.16

Максимальные значения токов КЗ на 2018 г.

Подстанция		Ток отключения выкл., кА	Значения токов короткого замыкания, кА
			трехфазный	однофазный
Липецкая	шины 220 кВ	40	39,91	40,49
Борино	шины 220 кВ	31,5; 50	29,79	31,51
Елец 500	шины 220 кВ	31,5; 40	20,9	23,22
Новая	шины 220 кВ	25; 40; 50	31,54	28,51
	шины 110 кВ	40; 50	40,89	39,83
Правобережная	шины 220 кВ	25	23,97	21,93
	шины 110 кВ	40	36,14	34,41
Сокол	шины 220 кВ	-	10,94	7,97
	шины 110 кВ	31,5	24,33	20,86
Северная	шины 220 кВ	40	32,56	30,87
	шины 110 кВ	40, 50	42,97	45,26
Металлургическая	шины 220 кВ	40; 50	31,42	29,23
	шины 110 кВ	40; 42	43,65	46,3
Казинка	шины 220 кВ	40	26,25	23,25
	шины 110 кВ	40	18,12	21,07
Дон	шины 220 кВ	25	10,17	8,06
	шины 110 кВ	20; 31,5; 40	12,55	12,4
Елецкая 220	шины 220 кВ	25	13,55	11,5
	шины 110 кВ	20; 25; 40; 42	15,12	16,37
КС-29	шины 220 кВ	25; 40; 50	14,85	15,63
Маяк	шины 220 кВ	25	13,47	11,24
Тербуны 220	шины 220 кВ	отсутст.	3,67	2,92
	шины 110 кВ	25; 40	3,24	3,57

Результаты расчетов токов короткого замыкания на 2014 - 2018 г.г. показали:

- 2014 г. превышение тока к.з. над значениями тока отключения следующих выключателей 110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая (в ремонтных схемах - в ремонте АТ на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; в ремонте АТ на ПС 220 кВ Северная, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая):

- в цепи линий ТЭЦ-2 Левая, Правая, Промышленная, ОВВ 110 кВ, ГПП-3 Левая, Правая, ГПП-5 Правая, Прокат Левая, Правая.

С учетом плана-графика реконструкции ЗРУ-110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 мероприятия по замене выше указанных выключателей 110 кВ на ПС 220 кВ Металлургическая должны быть осуществлены не позднее 2017 года. В данной работе предлагается замена следующего количества выключателей по годам:

- с 2014 г. по 2016 г. по 2 выключателя в год;

- 2017 г. - 3 выключателя.

7.5. Перечень объектов и объемы капитальных вложений для нового строительства и РРТП

В таблицах 7.17 - 7.19 указан перечень объектов и объемы ориентировочных капитальных вложений для нового строительства и РРТП подстанций и воздушных линий напряжением 220 и 500 кВ Липецкой энергосистемы.

В таблице 7.17 представлен перечень центров питания, намечаемых "Схемой" к новому строительству и реконструкции в проектный период, с основными показателями.

В таблице 7.18 приведен перечень подстанций 220 и 500 кВ, предусмотренных "Схемой" к реконструкции и техническому перевооружению, с указанием элементов, заменяемых или вновь устанавливаемых.

В таблице 7.19 указан перечень линий электропередачи напряжением 220 и 500 кВ для нового строительства и РРТП, предусмотренного "Схемой" в проектный период, приведены основные показатели.

Капитальные вложения, связанные с реализацией мероприятий по схеме выдачи мощности НВАЭС-2: строительство ВЛ 500 кВ НВАЭС-2 - Елецкая и реконструкция ПС 500 кВ Елецкая с установкой 2 выключателей 500 кВ, в объеме капитальных затрат настоящей "Схемы" не учитываются.

Цены указаны по состоянию на II-й квартал 2013 года.

Таблица 7.17

Перечень центров питания, намечаемых Схемой развития сетей к новому строительству и реконструкции в проектный период. Основные показатели

N	Подстанция	Суммарная нагрузка в проектный 2018 год, на шинах ПС, кВА	Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА	Сроки строительства	Стоимость в ценах II-го квартала 2013 г., тыс. руб.
1.	ПС 220 кВ Казинка	59 176	2 x 250	2014	2 179 611,91
2.	ПС 220 кВ Правобережная (полная реконструкция)	239 890	4 x 150	2014	1 842 953,57
Всего, тыс. руб. в ценах II-го квартала 2013 г.					4 022 565,48
Всего, тыс. руб. в ценах II-го квартала 2013 г. с НДС					4 746 627,26

Таблица 7.18

Перечень подстанций 220 и 500 кВ, предусмотренных Схемой развития сетей к реконструкции и техническому перевооружению. Основные показатели

N	Подстанция	Тип и мощность ПС, МВА	Перечень работ по переустройству ПС	Количество устанавливаемого оборудования	Стоимость	Примечание
1	2	3	4	5	7	8
2014
1.	Елецкая	500/220/10 кВ 2 x (3 x 167) МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Выключателей (М, В, Э)	500 кВ - 2 шт.	В объеме капзатрат "Схемы" не учитывается	Подключение ВЛ 500 кВ от НВАЭС-2
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
2.	Правобережная	220/110/35 кВ 4 x 150 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячеек выключателя	220 кВ - 2 шт.	150 883,59	220 кВ - для 3-й ВЛ 220 кВ с ПС 500 кВ Борино
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
3.	Борино	500/220/10 кВ 2 x (3 x 167) МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячеек выключателя	220 кВ - 2 шт.	150 883,59	Для подключения 3-й ВЛ 220 кВ на ПС 220 кВ Правобережная
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
4.	Металлургическая	220/110/35 кВ 250 + 250 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячеек выключателя	110 кВ - 2 шт.	91 277,58	Замена по ТКЗ
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего за 2014 г. в ценах 2013 года, тыс. руб.					393 044,64
Всего за 2014 г. в ценах 2013 года с НДС, тыс. руб.					463 792,67
2015
5.	Сокол	220/110/35 кВ 125 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячеек выключателя	220 кВ - 1 шт.	75 441,79	Усиление надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
6.	Металлургическая	220/110/35 кВ 250 + 250 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячеек выключателя	110 кВ - 2 шт.	91 277,58	Замена по ТКЗ
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего за 2015 г. в ценах 2013 года, тыс. руб.					166 719,37
Всего за 2015 г. в ценах 2013 года с НДС, тыс. руб.					196 728,86
2016
7.	Металлургическая	220/110/35 кВ 250 + 250 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячеек выключателя	110 кВ - 2 шт.	91 277,58	Замена по ТКЗ
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего за 2016 г. в ценах 2013 года, тыс. руб.					91 277,58
Всего за 2016 г. в ценах 2013 года с НДС, тыс. руб.					107 707,54
2017
8.	Металлургическая	220/110/35 кВ 250 + 250 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячеек выключателя	110 кВ - 3 шт.	136 916,37	Замена по ТКЗ
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего за 2017 г. в ценах 2013 года, тыс. руб.					136 916,37
Всего за 2017 г. в ценах 2013 года с НДС, тыс. руб.					161 561,32
Всего за 2014 - 2018 г.г. в ценах 2013 года, тыс. руб.					787 957,96
Всего за 2014 - 2018 г.г. в ценах 2013 года с НДС, тыс. руб.					929 790,39

Примечание:

(1) Стоимость ячейки выключателя включает:

Оборудование (60%).

Релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22%).

Ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%).

(2) Стоимость ячейки трансформатора учитывает установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.), материалы, строительные и монтажные работы.

Таблица 7.19

Перечень линий электропередачи напряжением 220 кВ и 500 кВ для нового строительства и РРТП, предусмотренного Схемой развития в проектный период. Основные показатели

N	Линия электропередачи	Марка и сечение провода (кабеля)	Протяженность по трассе, км	Количество цепей	Сроки строительства	Стоимость в ценах 2013 г., тыс. руб.
1	2	3	4	5	6	7
1.	ВЛ 500 кВ НВАЭС-2 - Елецкая	АС 3х400	229,4	1	2014	В объеме капзатрат Схемы не учитывается
2.	Заход ВЛ 220 кВ от ВЛ Металлургическая левая, правая на ПС 220 кВ Казинка (от ПС 500 кВ Липецкая)	АС-500	1,0	2	2014	11 416,77
3.	Заход ВЛ 220 кВ от ВЛ Металлургическая левая, правая на ПС 220 кВ Казинка (от ПС 220 кВ Металлургическая)	АС-300	1,0	2	2014	8 892,60
4.	ВЛ 220 кВ Металлургическая левая, правая (от ПС 500 кВ Липецкая до захода на ПС 220 кВ Казинка) - реконструкция	АС-500	18	2	2014	205 501,87
5.	ВЛ 220 кВ Борино - Правобережная (3 линия)	АС-400	11,9	1	2014	92 107,28
Всего, в ценах II-го квартала 2013 года						317 918,53
Всего, в ценах II-го квартала 2013 года, с НДС						375 143,86

8. Электросетевые объекты 110 кВ на территории Липецкой области

8.1. Общая характеристика электросетевых объектов 110 кВ, находящихся на территории региона

Подстанции 110 кВ предназначены для создания ЦП распределительных сетей как 35 кВ, так и 6 - 10 кВ. Подстанции класса напряжения 110 кВ предназначены для электроснабжения потребителей крупных предприятий и населенных пунктов.

В таблице 8.1 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 110 кВ.

Таблица 8.1

Сводная информация по электросетевым объектам 110 кВ по филиалу ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

Объект	Кол-во, шт.	Мощность, МВА	Протяженность, км
ПС 110 кВ	55	1997,2	-
в том числе:			-
110/35/6 кВ	4	296,6	-
110/35/10 кВ	27	701,9	-
110/6 кВ	10	477,3	-
110/10 кВ	12	361,4	-
110/10/6 кВ	2	160
ВЛ 110 кВ	68	-	2348,48
Из них на двухцепных опорах, с подвеской двух цепей (в том числе участки ВЛ)
110 кВ	35	-	1442,67

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

Ниже в таблицах 8.2 и 8.3 представлены электросетевые объекты напряжением 110 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", подстанции и линии электропередач и их основные параметры. В таблицах 8.4 и 8.5 представлены электросетевые объекты напряжением 110 кВ, находящиеся на балансе сторонних организаций, подстанции и линии электропередач и их основные параметры.

Таблица 8.2

ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций

N п/п	Наименование	Напряжения, кВ	Год ввода ПС	Тех. состояние	Трансформаторы					Схема РУ высшего напряжения
					N	тип	мощность, МВА	год ввода	тех. сост.
1.	Аксай	110/35/10	1984	уд.	Т1	ТДТН	10	1984	удовл.	110-4
		110/35/10			Т2	ТДТН	10	1986	удовл.
2.	Бугор	110/35/6	1934	хор.	Т1	ТДТН	63	2011	хор.	Нетиповая 110-5Н
		110/35/6			Т2	ТДТН	63	2012	хор.
3.	Вербилово	110/35/6	1978	уд.	Т1	ТДТН	10	1974	непригод.	110-4
		110/35/6			Т2	ТМТН	6,3	1990	хор.
4.	В. Матренка	110/35/6	1977	уд.	Т1	ТМТН	6,3	1978	удовл.	110-4
		110/35/6			Т2	ТМТН	6,3	1981	удовл.
5.	Гидрооборудование	110/10/6	1976	уд.	Т1	ТРДН(С)	25	1976	удовл.	110-13
		110/10/6			Т2	ТРДН(С)	25	1976	удовл.
		110/35/6			Т3	ТДТНГ	31,5	1999	хорош.
6.	ГПП-2	110/6	1986	уд.	Т1	ТРДН	63	1986	удовл.	110-4
		110/6			Т2	ТРДН	63	1986	хор.
7.	Двуречки	110/10	1979	уд.	Т1	ТМН	6,3	1980	удовл.	110-4
					Т2
8.	Добринка	110/35/10	1976	уд.	Т1	ТДТН	16	1980	хор.	110-5
		110/35/10			Т2	ТДТН	10	1976	удовл.
9.	Доброе	110/35/10	1983	уд.	Т1	ТДТН	16	1983	хор.	110-4
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1985	удовл.
10.	Казинка	110/35/10	1979	уд.	Т1	ТДТН	16	1979	удовл.	110-4
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1981	удовл.
11.	КПД	110/6	1987	уд.	Т1	ТДН	10	1987	хор.	110-4
		110/6			Т2	ТДН	16	2011	хор.
12.	ЛТП	110/6	1987	уд.	Т1	ТМН	6,3	1987	хор.	110-4
		110/6			Т2	ТДН	10	1987	хор.
13.	Никольская	110/35/10	1976	уд.	Т1	ТМТН	6,3	1976	удовл.	110-4
		110/35/10			Т2	ТМТН	6,3	1985	удовл.
14.	Новая Деревня	110/35/10	1973	уд.	Т1	ТДТН	10	1973	удовл.	110-4Н
		110/35/10			Т2	ТМТН	6,3	1973	удовл.
15.	Октябрьская	110/10	1997	хор.	Т1	ТРДН	40	1997	хор.	110-4Н
		110/10			Т2	ТРДН	40	2007	хор.
16.	Привокзальная	110/6	1965	уд.	Т1	ТДНГ	20	1970	удовл.	Нетиповая
		110/6			Т2	ТДНГ	20	1970	удовл.
		110/6			Т3	ТРДН(С)	25	1977	удовл.
17.	Ситовка	110/6	1983	уд.	Т1	ТДН	10	1983	хор.	110-12
		110/6			Т2	ТДН	10	1983	хор.
18.	Тепличная	110/6	1980	уд.	Т1	CGE	15	1980	хор.	110-4
		110/6			Т2	CGE	15	1983	хор.
19.	Усмань	110/35/10	1954	уд.	Т1	ТДТН	16	1994	удовл.	110-12
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1975	неудовл.
20.	Хворостянка	110/35/10	1976	уд.	Т1	ТДТН	10	1978	хор.	110-4
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1978	удовл.
21.	Хлевное	110/35/10	1981	уд.	Т1	ТДТН	16	1981	удовл.	110-4
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1982	удовл.
22.	Цементная	110/35/6	1963	уд.	Т1	ТДТН	40	2012	хор.	Нетиповая
		110/6			Т2	ТРДН	32	1973	неудовл.
		110/35/6			Т3	ТДТН	63	2011	хор.
23.	Юго-Западная	110/10/6	1982	уд.	Т1	ТДТН	40	1996	хор.	110-12
		110/10/6			Т2	ТДТН	40	2004	хор.
24.	Южная	110/10/6	1978	хор.	Т1	ТДТН	40	1994	неудовл.	110-4Н
		110/10/6			Т2	ТДТН	40	1992	удовл.
25.	Манежная	110/10	2010	хор.	Т1	ТРДН	40	2011	хор.	110-5АН
		110/10			Т2	ТРДН	40	2010	хор.
26.	Университетская	110/10	2009	хор.	Т1	ТРДН	40	2011	хор.	110-4Н
		110/10			Т2	ТРДН	40	2009	хор.
27.	Трубная 2	110/6	1991	уд.	Т1	ТРДН(С)	25	1991	хор.	110-4Н
		110/6			Т2	ТРДН(С)	25	1991	удовл.

Продолжение таблицы 8.2

ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций

N п/п	Наименование	Напряжения, кВ	Год ввода ПС	Тех. состояние	Трансформаторы					Схема РУ высшего напряжения
					N	тип	мощность, МВА	год ввода	тех. сост.
1.	Агрегатная	110/6	1977	уд.	Т1	ТДН	16	1982	удовл.	110-4Н
		110/6			Т2	ТДН	16	1977	удовл.
2.	Волово	110/35/10	1993	хор.	Т1	ТДТН	10	1993	удовл.	110-5
		110/35/10			Т2	ТДТН	10	1995	хор.
3.	Гороховская	110/35/10	1974	уд.	Т1	ТДТН	16	1974	удовл.	110-4
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1977	удовл.
4.	Долгоруково	110/35/10	1970	уд.	Т1	ТМТ	6,3	1970	удовл.	110-4
		110/35/10			Т2	ТДТН	10	1975	удовл.
5.	Донская	110/35/10	1966	уд.	Т1	ТДТН	10	1967	удовл.	нетиповая 110-12
		110/35/10			Т2	ТДТН	10	1966	непригод.
6.	Западная	110/6	1998	хор.	Т1	ТРДН	40	1999	хор.	110-5АН
		110/6			Т2	ТРДН	40	1992	удовл.
7.	Измалково	110/35/10	1980	уд.	Т1	ТДТН	10	1980	неудовл.	110-4
		110/35/10			Т2	ТДТН	10	1983	удовл.
8.	Кашары	110/10	1972	хор.	Т1	ТМН	2,5	1982	хор.	110-4
		110/10			Т2	ТМН	6,3	1986	хор.
9.	Лукошкино	110/10	1991	уд.	Т1	ТМН	10	1990	хор.	110-4Н
		110/10			Т2	ТМН	2,5	2008	хор.
10.	Набережное	110/35/10	1973	уд.	Т1	ТМТ	6,3	1973	удовл.	110-4
		110/35/10			Т2	ТДТН	10	1983	хор.
11.	Табак	110/6	1981	уд.	Т1	ТДН	16	1981	удовл.	110-4
		110/6			Т2	ТДН	16	2011	хор.
12.	Тербуны	110/35/10	1973	уд.	Т1	ТДТН	10	1972	удовл.	нетиповая
		110/35/10			Т2	ТДТН	10	1980	удовл.
13.	Тербунский гончар	110/10	2008	хорош.	Т1	ТДН	25	2008	хор.	110-4Н
		110/10			Т2	ТДН	25	2011	хор.

Продолжение таблицы 8.2

ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций

N п/п	Наименование	Напряжения, кВ	Год ввода ПС	Тех. Состояние	Трансформаторы:					Схема РУ высшего напряжения
					N	тип	мощность, МВА	год ввода	Тех. сост.
1	Лебедянь	110/35/10	1964	уд.	Т1	ТДТН	16	1968	удовл.	110-12
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1970	неудовл.
2	Лев Толстой	110/35/10	1964	уд.	Т1	ТДТН	10	1972	удовл.	110-3
3	Чаплыгин Новая	110/35/10	1996	хор.	Т1	ТДТН	16	2006	хор.	110-9
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1996	хор.
4	Россия	110/35/10	1981	уд.	Т1	ТДТН	16	1981	удовл.	110-4Н
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1989	удовл.
5	Компрессорная	110/35/10	1981	уд.	Т1	ТДТН	16	1981	удовл.	нетиповая
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1982	удовл.
6	Березовка	110/35/10	1983	уд.	Т1	ТДТН	16	1983	хор.	110-5
		110/35/10			Т2	ТДТН	10	1994	удовл.
7	Нива	110/35/10	1986	уд.	Т1	ТДТН	10	1986	хор.	110-4
		110/10			Т2	ТДН	10	2003	хор.
8	Астапово	110/35/10	1986	уд.	Т1	ТДТН	16	1986	удовл.	110-12
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1991	хор.
9	Химическая	110/35/10	1986	уд.	Т1	ТДТН	16	1986	удовл.	110-12
		110/35/10			Т2	ТДТН	16	1986	удовл.
10	Ольховец	110/10	1978	уд.	Т1	ТМН	2,5	1978	удовл.	110-4Н
		110/10			Т2	ТМН	2,5	1982	удовл.
11	Куймань	110/10	1979	уд.	Т1	ТМН	2,5	1979	удовл.	110-4
		110/10			Т2	ТМН	2,5	1980	удовл.
12	Лутошкино	110/10	1983	уд.	Т1	ТМН	2,5	1983	хор.	110-4
		110/10			Т2	ТМН	2,5	1983	хор.
13	Круглое	110/10	1989	уд.	Т1	ТМН	6,3	2008	хор.	110-4Н
		110/10			Т2	ТМН	2,5	1991	хор.
14	Троекурово	110/35/10	1994	хор.	Т1	ТДТН	10	1998	хор.	110-5АН
		110/35/10			Т2	ТМТН	6,3	1998	хор.
15	Чаплыгин	110/35/10	1964	уд.	Т2	ТМТ	6,3	1964	удовл.	110-4

Таблица 8.3

Воздушные линии 110 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК-Центра" - "Липецкэнерго". ВЛ 110 кВ Липецкого участка службы воздушных линий

N п/п	Диспетчерское наименование	Наименование ВЛ	Год ввода в экспл.	Протяженность, км		Тип провода	Опоры						Изоляция		Грозозащитный трос		Прим. (сост. ВЛ)
							Металлические		Ж/бетонные		Всего, шт.	В т.ч. анкер	Тип изоляторов	Всего, шт.	Длина, км	Марка
				по трассе	по цепям		к-во	тип	к-во	тип
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1	2А	Северная - Гидрооборудование		23,10	46,20		23		86		109	22		2985	23,1		Удовл.
1.1	уч-к N 1 - 108 лев. цепь		1977	23,10	23,10	АС-185	22	У110-2; У110-1	86	ПБ110-4	108	22	ПС-12А, ЛК-70/110, ПС-120	2985		С-50
1.2	уч-к N 1 - 108 прав. цепь		1980	23,10	23,10	АС-185	1	У110-1	-	-	1	-	-	-		С-50
2	Бугор	Новая - Бугор с отп. на ПС Правобережная, Октябрьская, ГПП-4		18,68	37,36		66		34		100	36		5138	18,68		Удовл.
2.1	уч-к ГПП-4 - Бугор N 1 - 16		1978	2,70	5,40	АС-185	4	У110-2	12	ПБ110-8	16	4	ПС-12А	910	2,7	С-50
2.2	N 16 - 56		1961	10,500	21,000	АС-185	41	ПАБ-8; УТЛБ-8	-	-	41	9	ПМ-4,5; ПС-70	1450	10,500	С-50
2.3	уч-к N 56 - 67		1982	1,43	2,86	АС-185	1	У110-2	10	УБ110-2; ПБ110-8	11	3	ПС-120	482	1,43	С-50
2.4	уч-к N 67 - 83		1991	2,50	5,00	АС-185	7	У110-2	9	ПБ110-8	16	7	ПС-70	1104	2,5	С-50
2.5	уч-к N 83 - 88		1966	0,20	0,40	АС-185	6	УТЛБ-8; У110-2	-	-	6	6	ПМ-4,5	192	0,2	С-50
2.6	отп. к ПС Правобережная		1966	1,20	2,40	АС-240	5	У2М; УПМ110-1А	3	ПБ110-4	8	5	ПС-4,5	760	1,2	ТК-50
2.7	отп. к ПС Октябрьская		1997	0,15	0,30	АС-185	2	У110-2; УС110-8	-	-	2	2	ПС-70	240	0,15	ТК-50
3	В. Матренка	Усмань - В. Матренка		46,300	46,300		27		235		262	42		7424	46,534		Удовл.
3.1	уч-к N 1 - 21		1985	3,60	3,60	АС-120	2	У110-1	19	ПБ110-5; УБ110-7	21	6	ПС-70Д	714	3,6	С-50
3.2	уч-к N 21 - 263		1978	42,40	42,40	АС-120	25	У110-1; У110-3н; У110-1-14; У110-2-5	215	ПБ110-5; УБ110-7; УБ110-1; ПУСБ110 -1	240	36	ПСГ-6А	6620	42,4	С-50
3.3	отп. к ПС Никольская		1985	0,300	0,300	АС-95	-	-	1	ПБ110-5	1	-	ПС-70Д	90	0,534	С-50
4	Вербилово	Правобережная - Вербилово		58,70	117,40		63		248		311	49		16659	58,7		Удовл.
4.1	уч-к N 1 - 2		1994	0,10	0,20	АС-185	2	У110-2	-	-	2	2	ПС-6Б	116	0,1	С-50
4.2	уч-к N 2 - 175		1977	32,40	64,80	АС-185	47	У110-2; П110-6; УС110-8	130	ПБ110-8	177	43	ПС-120	9340	32,4	С-50
4.3	уч-к Вербилово - Хлевное N 1 - 131		1981	26,20	52,40	АС-95	14	У110-4; У110-2	118	УБ110-2; ПБ110-2; ПБ110-8; ПБ110-10	132	4	ПС-6Б	7203	26,2	ТК-50
4.4	отп. к ПС Вебилово		1977	0,250	0,500	АС-185	1	У110-2
5	Двуречки	Северная - Двуречки левая с отп. на ПС Казинка		23,610	47,220		28		100		129	38		7644	23,310		Неуд.
5.1	уч-к N 1 - 74		1979	14,13	28,26	АЖ-120	13	У110-2; У110-4; УС110-8	64	ПБ110-2	77	19	ПФ-70Г, ПС-70	4344	14,13	ТК-50	Неуд.
5.2	отп. к ПС Казинка		1979	7,53	15,06	АЖ-120	11	У110-2; У110-4; УС 110-2; УС 110-8	26	ПБ110-2	37	11	ПС-70, ПФ-70Г	2214	7,53	ТК-50	Неуд.
5.3	перемычка к ВЛ-110 кВ Усмань N 1 - 13		1996	1,65	3,30	АС-120	3	У110-2	10	ПБ110-8; УБ110-2; ПЖ	14	7	ПС-120, ПС-70	1050	1,65	С-50
6	Добринка-1	Добринка - В. Матренка	1978	28,90	28,90	АС-120	20	У110-3; У110-1; У110-2	152	ПБ110-5; ПБ110-2	172	20	ПС6-Б	4939	28,9	С-50	Удовл.
7	Добринка-2	Хворостянка - Добринка		26,72	26,72		13		142		155	16		4264	26,72		Удовл.
7.1	уч-к N 1 - 155 (новый)		1994	26,72	26,72	АС-120	13	У110-2; У110-4	142	ПБ110-8	155	16	ПС-120, ПС-70Д	4264	26,72	ТК-50
8	Доброе	Ситовка - Доброе		33,70	67,40		35		130		165	35		4542	33,7		Удовл.
8.1	уч-к N 1 - 4		1995	0,66	1,31	АС-120	2	У110-2	2	ПБ110-2	4	2	ПСГ-120	42	0,655	С-50
8.2	уч-к лев. цепь N 4 - 165		1982	33,05	33,05	АС-120	33	У110-2	128	ПБ110-2	161	33	ПСГ-70	4500	33,045	"-"	Неуд.
8.3	уч-к прав. цепь N 4 - 165		1986		33,05	АС-120	-	-	-	-	-	-	-	-		"-"
9	Кольцевая	Новая - Правобережная с отп. на ПС Южная		19,81	39,62		58		39		97	35		6334	19,46		Удовл.
9.1	уч-к N 1 - 16		1978	2,80	5,60	АС-185	4	У110-2	12	ПБ110-4	16	4	ПС-12А	910	2,8	С-50
9.2	уч-к N 16 - 43		1961	7,30	14,60	АС-185	27	П110-2	-	-	27	5	ПС-70; П-4,5	1502	7,3	"-"
9.3	уч-к N 43 - 57		1966	2,90	5,80	АС-185	6	У-2М; УШЛБ-61	8	ПБ110-2; ПБ-28	14	6	ПС-70	816	2,9	"-"
9.4	отп. к ПС Южная N 1 - 24		1976	3,90	7,80	АС-185	12	ПП-2; У110-3; У110-4; П110-6	12	ПБ110-4	24	11	ПС-12А	1902	3,9	"-"
9.5	отп. к ПС Южная N 24 - 26		1974	0,50	1,00	АС-185	1	У110-2	1	ПБ110-4	2	1	ПФ-6	158	0,5	"-"
9.6	отп. к ПС Южная N 26 - 36		1980	2,06	4,12	АС-185	5	У110-2; УС110-8	5	ПБ110-4	10	5	ПС70-Д	944	2	"-"
9.7	отп. к ПС Бугор: уч-к оп. N 1 - 4 (откл. в норм. реж.)			0,350	0,700	АС-185	3	У110-2; У110-1	1	ПБ110-4	4	3	ПФ-6	102	0,35	"-"
9.8.	от оп. 31 к ПС 110 кВ Манежная КЛ-110 кВ Манежная - лев. прав.		2011	0,625 - лев. 0,54 - прав.	1,165	ПвПу2г1*185/95/-64/110
10	ЛТЗ - левая, правая	Новая - ЛТЗ	1985	6,46	12,92	АС-400	24	У110-2; У110-8; П110-4	23	ПБ110-4	47	15	ПС-70Е, ПС-120Б, ПСГ-70Е	5015	6,46	ТК-50	Удовл.
11	ЛТП	Ситовка - ЛТП с отп. на ПС КПД		4,22	8,44		16		13		29	16		3147	4,14		Удовл.
11.1	уч-к N 1 - 12		1987	1,54	3,08	АС-70	5	У110-4	7	ПБ110-2	12	5	ПС-6Б	702	1,54	С-50
11.2	отп. на ПС КПД N 1 - 17		1988	2,48	4,96	АС-95	11	У110-4; УС110-8	6	ПБ110-6	17	11	ПС70-Д	2445	2,6	"-"
11.3	переход а/д N 11 - 12		1988	0,20	0,40	АС-120	-	-	-	-	-	-		-	-	-
12	Московская	Правобережная - Юго-Западная		9,70	19,40		23		39		62	22		4097	9,7	С-50	Удовл.
12.1	уч-к N 1 - 14		1966	2,30	4,60	АС-185	6	У-2	8	ПБ110-4	14	6	П-4,5	720	2,3	С-50
12.2	уч-к N 14 - 17		1982	0,55	1,10	АС-185	-	-	3	ПБ110-8	3	-	ПСГ-12	126	0,55	"-"
12.3	уч-к N 17 - 62		1993	6,85	13,70	АС-185	17	У110-2; П110-6В	28	ПБ110-8	45	16	ПС-120	3251	6,85	"-"
13	Привокзальная	Ситовка - Юго-Западная с отп. на ПС Привокзальная		15,82	31,64		38		59		97	31		6264	15,82	С-50	Удовл.
13.1	уч-к N 1 - 21		1988	2,80	5,60	АС-185	3	У110-2	17	ПБ110-8; УБ110-2	20	6	ПС-120	1260	2,8	С-50
13.2	уч-к N 21 - 30		1995	1,15	2,30	АС-185	9	У-2; П110-2	1	УБ-110-2	10	7	ПС-120	884	1,15	С-50
13.3	уч-к N 30 - 58		1995	5,35	10,70	АС-185	5	У110-2; П110-2	23	ПБ110-8	28	6	ПС-120	1740	5,35	С-50
13.4	уч-к N 58 - 69		1962	2,39	4,78	АС-185	11	У-2М; П110-2		ПБ110-8	11	2	ПС-70	640	2,39	С-50
13.5	уч-к N 69 - 86		1995	2,82	5,64	АС-185	3	У110-2	14	ПБ110-8	17	3	ПС-120	933	2,82	С-50
13.6	уч-к N 86 - 89		1982	0,65	1,30	АС-185	2	У110-2	1	ПБ110-8	3	2	ПС-120	266	0,65	С-50
13.7	отп. к ПС Привокзальная N 1 - 8		1980	0,66	1,32	АС-95; АС-120	5	У110-2	3	ПБ110-4	8	5	ПС-120	541	0,66	С-50
14	Промышленная N 1 - 16	Металлургическая - ТЭЦ-2	1996	3,42	3,42	АС-185	5	У110-2; У110-2-14; У110-2-9	0	-	5	5	ПС-120	390	1,17	ТК-50	Удовл.
15	Связь N 1 - 15	Северная - Металлургическая	1969	2,02	4,04	АСО-300	11	П4М; У90	0	-	11	7	ПС-70Д; ПФЕ-11	1022	2,02	СТ-50	Удовл.
16	Сухая Лубна и Лебедянь - левая N 1 - 42	Правобережная - Сухая Лубна и Правобережная Лебедянь с отп. на Н. Деревня	1981	6,25	12,50	АЖ-120	9	У110-2	35	ПБ110-6	44	9	ПФ-6Б	2638	6,25	С-50	Удовл.
17	Трубная	Ситовка - Трубная 2 с отп. на ПС Тепличная		10,73	21,454		31		28		58	22		3768	10,73		Удовл.
17.1	уч-к N 1 - 18		1982	3,27	6,54	АС-185	5	У110-2	13	ПБ110-2	17	4	ПС-120; ПС-70	1011	3,27	С-50
17.2	уч-к N 18 - 34		1995	2,92	5,84	АС-120	3	У110-2; П110-2	13	ПБ110-2	16	3	ПС-120; ПС-70	1005	2,92	"-"
17.3	уч-к N 34 - 52		1962	4,27	8,53	АС-120	19	У110-2; П110-2	-	-	19	9	ПС-120; ПС-70	1452	4,267	"-"
17.4	уч-к N 52 - 54		1991	0,05	0,10	АС-185	2	У110-2	-	-	2	2	ПС-120	100	0,05	"-"
17.5	отп. к ПС Тепличная N 1 - 4		1980	0,22	0,44	АС-95	2	У110-2	2	П110-2	4	4	ПС-120	200	0,22	ТК-50
17.6	отп. к ПС Трубная-1 N 1 - 9 (Т.О. Труб. заводу)		1991	1,30	2,60	АС-95	9	У110-2; П110-2	-	-	9	7	П-4,5	550	1,3	С-50
18	ТЭЦ-2	ТЭЦ-2 - Металлургическая		3,62	7,24		15		3		18	15		2472	3,62		Удовл.
18.1	уч-к N 1 - 7		1978	1,80	3,60	АС-185	4	П110-2; У110-2	3	ПБ110-8	7	4	ПСГ-12А	912	1,8	С-50
18.2	уч-к N 7 - 18		1986	1,82	3,64	АС-185	11	У110-2	-	-	11	11	ПСГ-70Д	1560	1,82	"-"
19	Усмань	Усмань - Гидрооборудование с отп. на ПС Никольская, Аксай и перемычкой		84,66	131,72		36		463		499	56		21933	84,66		Удовл.
19.1	уч-к N 1 - 92 прав. цепь		1977	18,70	18,70	АС-95	12	У110-1; У110-3	82	ПБ110-1; УБ-110-1	94	14	ПС-12А; ПМ-4,5	2211	18,7	ТК-35, ПС-50
19.2	уч-к N 1 - 95 лев. цепь		1984	18,90	18,90	АС-120	6	У110-1; У110-2	91	ПБ110-5; УБ110-7	97	13	ПС-70Д	3136	18,9	С-50
19.3	уч-к N 95 - 181 прав. цепь		1984	13,00	26,00	АС-120	3	У110-2	83	ПБ110-8; УБ110-2	86	5	ПС-70Д	4496	13	"-"
19.4	уч-к N 181 - 325		1985	23,32	46,64	АС-120	4	У110-2	140	ПБ110-8; УБ110-2	144	12	ПС-6В; ПСД-6А	504	23,32	ТК-50
19.5	уч-к N 325 - 369		1978	5,10	10,20	АС-120	4	У110-4	40	ПБ110-8	44	5	ПС-70Д	7372	5,1	ПС-50
19.6	отп. на ПС Аксай N 1 - 8		1978	1,34	2,68	АС-120	1	У110-2	7	ПБ110-7	8	1	ПС-70Д	2480	1,34	ТК-50
19.7	отп. на ПС Никольская N 1 - 17		1984	3,20	6,4	АС-95	3	У110-2	14	ПБ110-4	17	3	ПФ-70	886	3,2	ТК-50
19.8	Перемычка к ВЛ Двуречки уч-к N 13 - 22		1996	1,10	2,20	АС-120	3	У110-2	6	ПБ110-8	9	3	ПС-70	848	1,1	ТК-50
20	Хворостянка	Гидрооборудование - Хворостянка		30,86	61,72		17		154		171	28		10072	61,72		Удовл.
20.1	уч-к N 1 - 90 (левая цепь)		1992	16,03	16,03	АС-120	15	У110-4; У110-2; П150	75	УБ110-2; ПБ110-8	90	20	ЛК-70, ПС-70Д	2836	16,03	ТК-50
20.2	уч-к N 90 - 157 (левая цепь)		1992	12,55	12,55	АС-150	0	У110-2	67	УБ110-4; ПБ110-8	67	5	ЛК-70, ПС-70Д	1768	12,546	"-"
20.3	уч-к N 157 - 168 (левая цепь)		1992	1,83	1,83	АС-120	-	-	11	УБ110-2	11	1	ЛК-70, ПС-70Д	296	1,834	"-"
20.4	уч-к N 168 - 171 (лев.)		1992	0,45	0,45	АС-150	2	У110-2; УС110-8	1	ПБ110-8	3	2	ЛК-70, ПС-70Д	136	0,45	"-"
20.5	уч-к N 1 - 29; N 37 - 171 (прав.)		1993	0,00	29,46	АС-95	-	-	-	-	-	-	ПС-70Д	4807	29,46	"-"
20.6	уч-к N 29 - 37 (правая цепь)		1993	0,00	1,40	АС-120	-	-	-	-	-	-	ПС-70Д	229	1,4	"-"
21	Цементная	Сокол - Ситовка с отп. на ПС Цементная		19,95	39,90		45		51		96	34		4680	3,32		Удовл.
21.1	уч-к N 1 - 5		1982	0,92	1,84	АС-185	1	У110-2;	4	ПБ110-4	5	1	ПС-12А	1044	0,92	ТК-50
21.2	уч-к N 5 - 67		1982; 1962	13,40	26,80	АС-185	28	У110-2;	34	ПБ110-4	62	17	ПС-12А; ПСГ-70	1045	13,4	ТК-50
21.3	уч-к N 67 - 78		1962; 1980	2,30	4,60	АС-185	4	У110-2; П110-2	7	-	11	4	ПС-70	4644	2,3	"-"
21.4	уч-к N 78 - 95		1980; 1989	3,23	6,46	АС-185	11	У110-2	6	ПБ110-4	17	11	ПФ-70; ПС-70	570; 4644	0,92	"-"
21.5	отп. на ПС Цементная		1962	0,10	0,20	АС-185	1	У110-2	-	-	1	1	ПС-70	36	0,1	"-"
22	Центролит	Правобережная - Центролит		10,93	21,76		48		20		68	25		5345	10,914		Удовл.
22.1	уч-к N 1 - 29		1974	6,00	12,00	АС-185	29	ЦУ-6; П4М-1; У2	-	-	29	5	ПС6-А; ПСГ-70	2000	6	ТК-50
22.2	уч-к N 29 - 38		1966	0,90	1,80	АС-185	5	ЦУ-6; П4М-1; У2	4	ПБ-30	9	5	ПС-120	683	0,9	"-"
22.3	отп. к ПС Университетская N 1 - 30		2009	4,034	7,956	АС-185	14	УС110-2+5; У110-2; У110-2п;	16	ПБ110-8; ПЖ	30	15	ПС-120, ПС-70Е, ЛК70/110	2662	4,014	ТК-9,1
23	Чугун	ТЭЦ-2 - Сокол		10,22	20,44		24		25		49	22		4233	10,22		Удовл.
23.1	уч-к N 1 - 5		1978	0,40	0,80	АС-185	6	У110-2; П110-2	-	-	6	4	ПС-160	415	0,4	С-50
23.2	уч-к N 5 - 44		1980	9,50	19,00	АС-185	14	У110-2; П110-2	25	ПБ110-4	39	14	ПС-70, ПФ-70	3270	9,5	С-50
23.3	уч-к N 44 - 48		1989	0,32	0,64	АС-185	4	У110-2	-	-	4	4	ПС-120, ПСГ-70	548	0,4	ПС-50
	Итого по ВЛ-110 кВ			498,38	853,71		675		2079		2754	600	131 858		510

Продолжение таблицы 8.3

Воздушные линии 110 кВ находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК-Центра" - "Липецкэнерго". ВЛ 110 кВ Лебедянского участка службы воздушных линий

N п/п	Диспетчерское наименование	Наименование ВЛ	Год ввода в экспл.	Протяженность, км		Тип провода	Опоры						Изоляция		Грозозащитный трос		Прим. (сост. ВЛ)
							Металлические		Ж/бетонные		Всего, шт.	В т.ч. анкерн.	Тип изоляторов	Всего, шт.	Длина	Марка
				по трассе	по цепям		к-во	тип	к-во	тип
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1	Лебедянь левая	Правобережная - Лебедянь		66,40	66,95		26		347		373	39		11211	66,6		Удовл.
1.1	уч-к N 202 - 372		1974	27,2	27,2	АС-150/24	19	У2-М-2; У-2; У-4М; У-110-2; У4М+10; У2М+10; УС2-110-3; У2+10; У4+3,8; П4М.	154	ПБ30-1;	173	19	ПС-70Е	5161	27,2	ТК-50	Удовл.
1.2	уч-к N 1 - 202. Опоры N 1 - 2 относятся к ВЛ Сухая лубна		1987	39,2	39,4	АС-150/24	7	У-4М; УС-110-3; У-110-1+9; У-110-1; У110-2.	193	ПБ30-1; УБ-110-7; УБ-110-9.	200	20	ПС-70Е	6050	39,4	ТК-50	Удовл.
1.3	отп. к ПС Куймань от N 246 (оп. 1 - 3) относятся к ВЛ-110 кВ Лебедянь правая		1979	0	0,35	АС-150/24							ПС-70Е
2	Лебедянь Правая	Дон - Сухая Лубна		16,85	37,55		14		67		81	14		5693	16,85		Удовл.
2.1	уч-к от N 188 до ПС Сухая Лубна		1974	6,70	6,70	АС-150/24	3	У-110-1; У-1-М	25	ПБ25-1	28	3	ЛК 70/110; ПС-70Е	333	6,7	ТК-50	Удовл.
2.2	уч-к от N 50 - 187 опоры внесены в Лебедянь левая от N 202 - 372		1974	0,00	20,70	АС-150/24			1	ПБ30-1	1		ПС-70Е	3660
2.3	уч-к от ПС Дон до N 49		1974	9,80	9,80	АС-150/24	9	У110-2т; У110-2+9; У-2; У2-2	40	ПБ110-2	49	9	ПС-70Е	1494	9,8	ТК-50	Удовл.
2.4	отп. к ПС Куймань		1979	0,35	0,35	АС-150/19	2	У110-2; У110-2+5	1	ПБ110-2	3	2	ПС-70Е	206	0,35	ТК-50	Удовл.
3	Сухая Лубна	Правобережная - Сухая Лубна		45,8	45,8		21		210		231	17		6252	45,80		Удовл.
3.1	уч-к от N 203 до ПС Сухая Лубна		1966	6,50	6,50	АС-120/19	4	У 1-М	25	ПБ25-1	29	4	ПС-70Е	904	6,5	ТК-50	Удовл.
3.2	уч-к от ПС Правобережная до N 202		1974	39,30	39,30	АС-185/24	17	У-4М; ЦУ-2+10; У110-2; П4М	185	ПБ30-1	202	13	ПС-70Е	5348	39,30	ТК-50	Удовл.
3.3	отп. К ПС Н. Деревня (N 1 - 42) на балансе Липецкого участка		1981			АЖ-120
4	Заход левая, правая	Дон - Лебедянь		11,90	23,80		15		41		56	15		4248	11,8		Удовл.
4.1	уч-к от ПС Дон до ПС Лебедянь (Заход левая)		1983	11,90	11,90	АС-120-5,2 км; АС-150-6,7 км	15	У110-2; У110-4; У110-2+9	41	ПБ110-8	56	15	ПС-70Е	2124	11,8	С-50; ТК-50	Удовл.
4.2	уч-к от ПС Дон до ПС Лебедянь (Заход правая) опоры относятся к ВЛ Заход левая		1983	0,00	11,90	АС-120-5,2 км; АС-150-6,7 км							ПС-70Е	2124			Удовл.
5	Машзавод левая, правая	Дон - Машзавод с отп. на ПС Нива		9,44	18,88		14		34		48	14		4300	9,40		Удовл.
5.1	уч-к N 12 - 25		1986	2,34	4,68	АС-120/19	3	У110-2+9; У110-2.	9	ПБ110-8.	12	3	ПС70-Д; ПС6А.	884	2,34	ТК-50	Удовл.
5.2	отп. от N 25 до ПС Нива.		1986	4,96	9,92	АС-120/19	7	У110-2; У110-2+5	17	ПБ110-8.	24	7	ПС70-Д; ПС6А.	2468	4,96	С-50	Удовл.
5.3	уч-к от ПС Дон до N 12.		1986	2,10	4,21	АС-120/19	4	У110-2; У110-2+5	8	ПБ110-8.	12	4	ПС70-Д; ПС6А.	948	2,10	ТК-50	Удовл.
	уч-к на ПС Машзавод		1986	0,04	0,08	АС-120/19
6	Химическая-1	Лебедянь - Химическая	1979	28,90	28,90	АС-185/24	10	УА-110-2; У-110-1; У-110-1+5; У-220-1.	155	ПБ110-3, УБ110-4; УБ110-1.	165	19	ЛК-70; ПС-70Д	1491	28,9	ТК-50	Удовл.
7	Данков	Химическая - ТЭЦ	1979	1,89	4,80	АС-150/19	3	У110-1	6	ПБ110-1	9	3	ПМ-4,5	1248	1,93	ТК-50	Удовл.
	уч-к от ПС Химическая до ПС ТЭЦ (опоры от N 1 до N 14 внесены в ВЛ 110 кВ Заводская левая) (опора N 24 внесен. в ВЛ 110 кВ ТЭЦ Доломитная)
8	ТЭЦ Доломитная	Химическая - Доломитная, уч. на ТЭЦ		1,60	6,00		4,00		5,00		9,00	4,00		1185,0 0	1,60		Хор.
8.1	уч-к от N 20 до ПС ТЭЦ		1986	1,60	1,60	АС-150/19	4	У110-1	5	ПБ110-1	9	4	ПФ-70В	465	1,6	ТК-50	Хор.
8.2	уч-к от ПС Химическая до N 20 (опоры N 1 - 20 внесены в ВЛ 110 кВ Долмитная)		1986	0,00	4,40	АС-150/24							ПФ-70В	720		ТК-50	Хор.
9	Доломитная	Химическая - Доломитная, уч. на ТЭЦ	1986	4,40	4,40	АС-150/19	4	У110-2-2; У110-2+5	16	ПБ110-2	20	4	ПФ-70В	856	4,4	ТК-50	Хор.
	уч-к от ПС Химическая до N 20
10	Заводская левая	Химическая - Заводская	1984	4,20	4,20	АС-150/19	6	У110-1; У110-2	14	ПБ110-2; ПБ110-1	20	6	ПФ-70В	800	4,2	ТК-50	Хор.
11	Заводская правая	Химическая - Заводская	1984	4,20	4,20	АС-150/19	5	У110-1	15	ПБ110-1	20	5	ПФ-70В	781	4,2	ТК-50	Хор.
12	Березовка	Химическая - Березовка	1984	52,70	52,70	АС-95/16	23	У110-2, У110-2+5, У110-2+14, У110-2+9, П110-4, П110-1+4	286	ПБ110-8	309	32	ПС-70Д	9400	52,70	С-50	Хор.
13	Золотуха	Ольховец - Круглое	1991	6,245	14,00	АС-120/19	4	У110-1	42	УБ110-1+1, ПБ110-1; ПБ110-5.	46	8	ПС-70Д; ЛК-70	1548	6,55	С-50	Хор.
	уч-к от ПС Ольховец до ПС Круглое (оп. от N 1 до N 43 внесены в ВЛ 110 кВ Круглое) (опора N 90 внесена в ВЛ 110 кВ Ольховец)
14	Круглое	Химическая - Круглое		14,10	14,10		8		76		84	16		1414	14,11		Хор.
14.1	уч-к от ПС Химическая до оп. N 43		1989	6,65	6,65	АС-120/19	3	У110-1; У110-2	38	УБ110-1, УБ110-2, УБ110-4, ПБ110-5, ПБ110-6, ПБ110-6-4	41	9	ПС-70Д; ЛК-70	731	6,65	ТК-50	Хор.
14.2	уч-к от оп. N 43 до ПС Круглое		1989	7,46	7,46	АС-120/19	5	У110-2	38	УБ110-1, УБ110-2, УБ110-4, ПБ110-5, ПБ110-6, ПБ110-6-4	43	7	ПС-70Д; ЛК-70	683	7,455	ТК-50	Хор.
15	Чаплыгин Старая	Лев Толстой - Чаплыгин Старая		25,83	28,6		6		120		126	6		3921	25,83
15.1	уч-к от N 17 до ПС Чаплыгин Старая		1967	25,83	25,83	АС-95/16	6	У110-1	120	ПБ110-3	126	6	ПМ-4,5	3288	25,831	ТК-50	Удовл.
15.2	уч-к от ПС Астапово до N 17 (опоры внесены в ВЛ 110 кВ Троекурово)		1986	0,00	2,77	АС-95/16							ПМ-4,5	633		ТК-50	Хор.
16	Чаплыгин-1	Компрессорная - Чаплыгин Новая		8,65	9,50		5		44		49	6		1944	8,65
16.1	уч-к от N 13 до N 50		1968	6,89	6,89	АС-150/24	0		36	УБ110-1; ПБ110-5	36	1	ПС70Б, ПС-6Б, ПС70Д	896	6,89	ТК-50	Удовл.
16.2	уч-к от N 50 до ПС Компрессорная (опоры относятся к ВЛ-110 кВ "Компрессорная Левая")		2011		0,85	АС-150/24							ПС-70Е	384		ТК-9,1	Хор.
16.3	уч-к от ПС Чаплыгин Новая до N 13		1968	1,77	1,77	АС-150/24	5	У110-2; У 110-2+5	8	ПБ110-2	13	5	ПС70Д	664	1,77	ТК-50	Удовл.
17	Чаплыгин-2	Компрессорная - Первомайская		21,60	22,45		9		106		115	13		3152	21,60
17.1	уч-к от N 8 до ПС Первомайская		1968	21,60	21,60	АС-150/24	5	У110-1; У 1-М	102	УАБм60-1, ПБ-25-1	107	9	ПС-70Б; ПС-4,5	2856	21,6	ТК-50	Удовл.
17.2	уч-к от ПС Компрессорная до N 8		2011	0,00	0,85	АС-150/24	4	У110-1	4	ПБ110-5	8	4	ПС-70Е; ЛК70/110	296		ТК-9,1	Хор.
18	Лутошкино Левая	Лебедянь - Лутошкино с отп. на ПС Россия		50,60	50,60		25		238		263	30		13061	50		неудовл.
18.1	уч-к от ПС Лебедянь до ПС Лутошкино		1981	50,555	50,555	АЖ-120 -13,3; АС-95/16 - 37,255	25	У110-2, У110-4+5, У110-2+5, У110-2+9, У110-4, УС110-3	238	ПБ110-8, УБ110-4, УБ110-2	263	30	ЛК-70, ПС-70Д, ПФ-70Д	13061	50,45	С-50; ТК-50	неудовл.
18.2	отп. до ПС Россия		1983	0,045	0,045	АС-95/16
19	Лутошкино Правая	Лебедянь - Лутошкино с отп. на ПС Россия		0,61	50,61		1		3		4	4		282	0,61		неудовл.
19.1	уч-к от ПС Лебедянь до ПС Лутошкино (опоры N 4 - 263 внесены ВЛ 110 кВ Лутошкино левая)		1981	0,61	50,57	АЖ-120	1	У110-1	3	УБ110-2	4	4	ПС-70Е	282	0,61	ТК-50	неудовл.
19.2	отп. до ПС Россия		1983	0,00	0,05	АС-95/16
20	Ольховец	Дон - Ольховец		7,49	18,30		5		39		44	9		1284	7,49		Хор.
20.1	уч-к от N 12 до N 20 опоры относятся к ВЛ 110 кВ Лев Толстой		1978	0,00	1,30	АС-120/19							ЛК-70	18			Хор.
20.2	уч-к от N 20 до N 59 опоры относятся к ВЛ 110 кВ Лев Толстой		1978	0,00	7,44	АС-120/19							ЛК-70; ПС-70Д	286			Хор.
20.3	уч-к от N 59 до ПС Ольховец		1978	7,49	7,49	АС-95/16	5	У110-2; У110-1; У110-1+9.	39	УБ110-1; ПБ110-8	44	9	ЛК-70; ПС-70Д	751	7,49	С-50	Хор.
20.4	уч-к от ПС Дон до N 12 опоры относятся к ВЛ 110 кВ Лев Толстой		1978	0,00	2,071	АС-120/19							ЛК-70; ПС-70Д	229			Хор.
21	Компрессорная Правая	Дон - Компрессорная		8,59	63,10		5		39		44	5		9560	6,54		Хор.
21.1	уч-к от N 265 до N 304		1981	7,75	7,75	АС-120/19	4	У110-1	34	ПБ110-2	38	4	ПС-70Д	1040	5,7	ТК-50	Хор.
21.2	уч-к от ПС Дон до N 265 опоры внесены в ВЛ 110 кВ Компрессорная Левая		1981	0,00	49,63	АС-120/19								7428		АС-120; ТК-50	Хор.
21.3	уч-к от N 304 до ПС Компрессорная (опоры N 304-N 333 внесены в ВЛ 110 кВ Компрессорная Левая)		1981; 2011	0,84	5,72	АС-120/19	1	У110-1	5	ПБ110-5	6	1	ПС-70Е	1092	0,84	ТК-9,1	Хор.
22	Компрессорная Левая	Дон - Компрессорная	1981; 2011	63,10	63,10	АС-120/19	34	У110-2П; У110-2+14; У110-2; У110-4.	307	ПБ110-8	341	34	ПС-70	9520	63,1	АС-120; ТК-50	Хор.
23	Лев Толстой	Дон - Астапово		30,20	30,20		11		165		176	18		5586	30,20		Хор.
23.1	уч-к от N 12 до N 20		1990	1,30	1,30	АС-120/19	1	У110-4	6	ПБ110-8	7	1	ПС-70	232	1,297	ТК-9,1	Хор.
23.2	уч-к от N 169 до ПС Астапово (опора N 177 внесена в ВЛ 110 кВ Чаплыгин)		1990	1,60	1,60	АС-120/19	3	У110-2	4	ПБ110-8	7	3	ПС-70	832	1,6	С-50	Хор.
23.3	уч-к от N 20 до N 60		1990	7,44	7,44	АС-120/19	2	У110-2; У110-4	38	ПБ110-8	40	2	ПС-70	1088	7,442	ТК-9,1	Хор.
23.4	уч-к от N 60 до N 169		1990	17,79	17,79	АС-120/19	2	У110-1	108	УБ110-1; УБ110-3; ПБ110-8.	110	9	ПС-70	2922	17,79	ТК-9,1	Хор.
23.5	уч-к от ПС Дон до N 12		1990	2,07	2,07	АС-120/19	3	У110-4; У110-4+5	9	ПБ110-8	12	3	ПС-70	512	2,071	ТК-9,1	Хор.
24	Троекурово	Астапово - Троекурово отп. Лев Толстой		34,93	34,93		18		181		199	28		6216	34,93
24.1	уч-к от N 17 до ПС Троекурово		1997	30,01	30,01	АС-120/19	12	У110-1+9; У110-1+5; У110-1; У110-2+5; У110-2П110-5.	159	УБ110-1-1; ПБ110-5; ПБ110-8.	171	21	ПС-70Д	5248	30,01	ТК-50	Хор.
24.2	уч-к от ПС Астапово до N 17		1986	2,77	2,77	АС-120/19	5	У110-2	12	ПБ110-8	17	5	ПС-70Д	664	2,769	ТК-50	Хор.
24.3	отп. к ПС Лев Толстой		1964	2,15	2,15	АС-120/19	1	У110-1	10	УБ110-1-1; ПБ110-5;	11	2	ПС-70Д	304	2,15	ТК-50	Удовл.
25	Чаплыгин	Астапово - Чаплыгин с отп. на ПС Чаплыгин Старая		36,38	45,90		23		162		185	25		7270	36,38
25.1	уч-к от N 152 до N 190 (опоры внесены в ВЛ 110 кВ Компрессорная Правая)		1994	0,00	7,75	АС-120/19							ПС-70Д	1272		ТК-50	Хор.
25.2	уч-к от ПС Астапово до N 152		1994	28,01	28,01	АС-120/19	19	У110-2+5; У110-1+5; У110-1+9; У110-1.	132	ПБ110-5	151	19	ПС-70Д	4680	28,01	ТК-50	Хор.
25.3	уч-к от N 190 до ПС Чаплыгин Новая (опоры N 194 до ПС Чаплыгин Новая внесены в ВЛ 110 кВ Чаплыгин-1)		1944	0,77	2,54	АС-120/19	1	У110-1	2	ПБ110-5	3	1	ПС-70Д	168	0,77	ТК-50	Удовл.
25.4	отп. к ПС Чаплыгин Старая		1994	7,60	7,60	АС-120/19	3	У110-1	28	УБ110-1; ПБ110-5.	31	5	ПС-70Д	1150	7,60	ТК-50	Хор.
26	Заря Левая Правая	Компрессорная - ОЭЗ Чаплыгинская		11,80	23,60		18		67		85	18		2630	11,80		Хор.
26.1	уч-к от ПС Компрессорная до ОЭЗ Чаплыгинская (ВЛ 110 кВ Заря Левая)		2011	11,80	11,80	АС 185/29	18	У110-2; У110-2+5; У110-2+9; У110-2+14	67	ПБ110-8; ПБ110-6В	85	18	ПС-120Б (натяжные); ЛК 70/110-В4 (подвесные)	1315	11,80	ОКГТ-ц-1-6(G.652)-11.1/68	Хор.
26.2	уч-к от ПС Компрессорная до ОЭЗ Чаплыгинская (ВЛ 110 кВ Заря Правая) опоры относятся к ВЛ 110 кВ Заря Левая		2011	0,00	11,80	АС 185/29							ПС-120Б (натяжные); ЛК 70/110-В4 (подвесные)	1315			Хор.
	Итого по ВЛ-110 кВ			568,41	767,17		317		2785		3102	392	114 853		566,62

Продолжение таблицы 8.3

Воздушные линии 110 кВ находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК-Центра" - "Липецкэнерго". ВЛ 110 кВ Елецкого участка службы воздушных линий

N п/п	Диспетчерское наименование	Наименование ВЛ	Год ввода в экспл.	Протяженность, км		Тип провода	Опоры						Изоляция		Грозозащитный трос		Прим. (сост. ВЛ)
							Металлические		Ж/бетонные		Всего, шт.	В т.ч. анкерн.	Тип изоляторов	Всего, шт.	Длина	Марка
				по трассе	по цепям		к-во	тип	к-во	тип
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1	Волово	Тербуны 220 - Волово		41,00	41,02		22		213		235	30		6594	41,00		удовл.
1.1	уч-к по оп. ВЛ 110 кВ Набережная (ПС Тербуны 220 - оп. 1, двухцепной уч-к)		1992		0,02	АС-150					0		ПС70-Д	54
1.2	оп. 1 - 234 ПС Волово добавлены 2 мет. оп. переуст. для ПС Гончар		1992	41,00	41,00	АС-120	22	У110-1, У110-1+9, У110-2+5	213	ПБ110-5, УБ110-13, УСБ110-5, УБ110-1-1	235	30	ПС70-Д	6540	41	С-50
2	Гороховская	Донская - Гороховская с отв. на ПС Кашары		26,10	52,20		20		110		130	20		7440	26,10		удовл.
2.1	ВЛ 110 кВ Гороховская - левая по опорам Гороховская - правая (оп. N 1 - 130 Донская - Гороховская, двухцепной уч-к)		1978		26,10	АС-95					0		ПС6-Б, ПС70-Д	3720
2.2	ВЛ 110 кВ Гороховская - правая совместный подвес с ВЛ 110 кВ Гороховская - левая; (оп. N 1 - 130 Донская - Гороховская, двухцепной уч-к)		1970	26,10	26,10	АС-120	20	ЦУ-2, У-2М	110	ПБ110-2, ПБ-26, ФД1	130	20	ПС6-Б, ПС70-Д	3720	26,1	ТК-50
3	Долгоруково и Тербуны с совместным подвесом Тербуны - новая	Елец - Тербуны с ответвлением на Долгоруково. Елец 220 - Хитрово. Тербуны 220 - Долгоруково с отп. на Тербуны		56,46	112,37		40		280		320	40		17610	56,06		удовл.
3.1	ВЛ 110 кВ Долгоруково совместный подвес с ВЛ 110 кВ Тербуны - новая - (ПС Елецкая 220 оп. N 1 - 2, двухцепной уч-к)		1988	0,20	0,20	АС-150	2	У110-2		-	2	2	ПС70-Д	108	0,195	ТК-50
3.2	ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по опорам ВЛ Долгоруково (ПС Елецкая 220 оп. N 1 - 2, двухцепной уч-к)		1988		0,20	АС-150							ПС70-Д	108
3.3	ВЛ 110 кВ Долгоруково совместный подвес с ВЛ 110 кВ Тербуны - новая (оп. N 2-76, двухцепной уч-к)		1983	13,34	13,34	АС-150	16	У110-2, П110-6, У110-2+9, У110-2+5	58	ПБ110-8, УП110-АБ	74	16	ПС70-Д	2256	13,34	С-50
3.4	ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по опорам Долгоруково (оп. 2 - оп. 76, двухцепной уч-к)		1988		13,34	АС-150					0		ПС70-Д	2256
3.5	ВЛ 110 кВ Долгоруково совместный подвес с ВЛ 110 кВ Тербуны - новая (оп. N 76 - 195, двухцепной уч-к)		1983	21,12	21,12	АС-150	10	У110-2, У110-2+14, УС110-8	109	ПБ110-8	119	10	ПС70-Д	3156	21,12	С-50
3.6	ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по опорам Долгоруково (оп. N 76 - 195, двухцепной уч-к)		1988		21,12	АС-150					0		ПС70-Д	3156
3.7	ВЛ 110 кВ Долгоруково совместный подвес с ВЛ 110 кВ Тербуны - новая (оп. N 195 - 208, двухцепной уч-к)		1983	2,30	2,30	АС-150	1	УС 110-8	12	ПБ110-2	13	1	ПС70-Д	342	2,3	С-50
3.8	ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по опорам Долгоруково (оп. N 195 - 208, двухцепной уч-к)		1988		2,30	АС-150					0		ПС70-Д	342
3.9	ВЛ 110 кВ Тербуны - новая по опорам с ВЛ 110 кВ Тербуны - (оп. N 209 - 314 - двухцепной уч-к)		1988		18,90	АС-150					0		ПС70-Д	2760
3.10	ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тербуны совместный подвес с Тербуны - новая (оп. N 1 - 107 - двухцепной уч-к)		1983	18,90	18,90	АС-150	10	У110-2	97	ПБ110-8	107	10	ПС70-Д	2868	18,5	С-50
3.11	ВЛ 110 кВ Тербуны (оп. N 106 - 111)		1992	0,60	0,60	АС-150	1	УС110-8, УС110-1	4	ПБ110-5, ПБ110-2	5	1	ПС70-Д	150	0,602	С-50
3.12	ВЛ 110 кВ Тербуны по опорам Тербуны-II - (оп. N 111 - 113 ПС Тербуны 220, двухцепной уч-к)		1992		0,06	АС-150					0		ПС70-Д	108
4	ВЛ 110 кВ Донская с отпайкой на ПС Лукошкино	Правобережная - Донская с отпайкой на ПС Лукошкино		73,26	146,52		54		358		412	53		19699	73,26		удовл.
4.1	ВЛ 110 кВ "Донская" - левая (ВО), правая; (оп. N 1 - 20)		1993	2,85	5,70	АС-185	10	У110-2, У-2	10	ПБ110-8	20	10	ПС-120	1470	2,85	С-50
4.2	ВЛ 110 кВ "Донская" - левая (ВО), правая; (оп. N 20 - 47)		1982	6,20	12,40	АС-185	1	У-110-2	26	ПБ110-8	27	1	ПС-120Д	1292	6,2	С-50
4.3	ВЛ 110 кВ "Донская" - левая (ВО), правая; (оп. N 47 - 227)		1984	33,15	66,30	АС-185	17	П-110-6, У110-2	163	ПБ-110-8	180	19	ПС-70	8594	33,15	С-50
4.4	ВЛ 110 кВ "Донская" - левая (ВО), правая; (оп. N 227 - 347)		1986	23,00	46,00	АС-185	14	УС-8, У110-2	116	ПБ-110-8	130	14	ПСГ-70	5975	23,5	С-50
4.5	ВЛ 110 кВ "Донская" - левая (ВО), правая; (оп. N 347 - 364)		1969	3,00	6,00	АС-185	6	У110-2	12	ПБ-30	18	2	П-4,5	654	2,5	С-50
4.6	ВЛ 110 кВ "Донская" - левая (ВО), правая; (оп. N 206 - 11 - отпайка к ПС Донская)		1967	2,00	4,00	АС-95	2	У110-2	9	ПБ-30	11	2	П-4,5	574	2	С-50
4.7	ВЛ 110 кВ Лукошкино левая (ВО), правая; (оп. 273 - 26 ПС Лукошкино, двухцепной уч-к)		1988	3,06	6,12	АС-70	4	УС110-8, У110-2	22	ПБ110-2, УБ110-2	26	5	ПС6-Б	1140	3,06	ТК-50
5	ВЛ 110 кВ Заречная	Елецкая-220 - Елецкая ТЭЦ		3,50	7,00		12		7		19	8		1630	3,50		удовл.
5.1	ВЛ 110 кВ "Заречная" левая (ВО), правая; (ПС Елецкая - оп. - 1 - 12, двухцепной уч-к)		1970	1,40	2,80	АС-185	4	ЦУ-2, ЦУ-4	7	ПБ30-2	11	4	ПМ-4,5, ЛС-11	895	1,4	ТК-50
5.2	ВЛ 110 кВ "Заречная" левая (ВО), правая; (оп. 12 - 19 ТЭЦ, двухцепной уч-к)		1961	2,10	4,20	АС-185	8	КТЛБ8-1, АЛБ8-1, АБКБ-2, УШ6Б-10		-	8	4	ПМ-4,5, ЛС-11	735	2,1	ТК-50
6	ВЛ 110 кВ Елецкая - тяговая левая	Елецкая-220 - Елец тяговая		8,14	8,14		8		35		43	19		1602	7,60		удовл.
6.1	ВЛ 110 кВ Елец тяга - левая (ПС Елецкая 220 оп. 1 - 43 ПС Елец - тяговая)		1990	8,14	8,14	АС-150/24	8	У110-1, У110-1+14, УС110-3, У110-2+14, УС110-8	35	ПБ110-5, УСБ11-25, ПСБ110-1, УБ220-9-1, УБ220-7-1	43	19	ПС70-Д	1602	7,6	ПС-50
7	ВЛ 110 кВ Елецкая - тяговая правая	Елецкая-220 - Елец тяговая		8,36	8,36		9		36		45	20		1680	7,60		удовл.
7.1	ВЛ 110 кВ Елец тяга - правая (оп. 45-1 ПС Елец - тяговая)		1990	8,36	8,36	АС-150/24	9	У110-1, У110-1+14, УС110-3+9, У110-2+14, У110-1+9	36	ПБ110-5, УСБ110-25, ПСБ110-1, УСБ110-23	45	20	ПС70-Д	1680	7,6	ПС-50
8	ВЛ 110 кВ Измалково	Елецкая-220 - Измалково		51,50	103,00		31		211		242	37		13836	51,50		удовл.
8.1	ВЛ 110 кВ Измалково - правая по опорам ВЛ "Измалково - левая"; (оп. 1 - 242 ПС Елецкая 220 - ПС Измалково, двухцепной уч-к)		1985		51,50	АС-120					0		ПФ6-Е, ПС70-Д	6918
8.2	ВЛ 110 кВ Измалково - левая совместный подвес с ВЛ "Измалково - правая"; (оп. 1 - 242 ПС Елецкая 220 - ПС Измалково, двухцепной уч-к)		1979	51,50	51,50	АС-120	31	У110-2, У110-4, У110-4+9, У110-2+14, П110-4, ПС220-2У110	211	ПБ110-8	242	37	ПФ6-Е, ПС70-Д	6918	51,5	ТК-50-40, 45 км, АС-120-11,05 км
9	ВЛ 110 кВ Касторная	Набережное - Касторное (Курск эн. сист.)		25,62	26,90		16		91		107	16		3276	28,80		удовл.
9.1	ВЛ 110 кВ Касторная по опорам ВЛ 110 кВ Набережная (ПС Набережная оп. 1 - 7, двухцепной уч-к)		1971		1,28	АС-95					0		ПФЕ6-Б, ПМ-4,5	228
9.2	ВЛ 110 кВ Касторная (оп. 7 - 114 ПС Касторная)		1971	25,62	25,62	АС-95	16	У1МН, У5МН, У5МН-2	91	ПБ25-1	107	16	ПФЕ6-Б, ПМ-4,5	3048	28,8	С-50
10	ВЛ 110 кВ Компрессорная	Елецкая-220 - КС-7А		12,00	24,00		29		24		53	18		2872	12,00		удовл.
10.1	ВЛ 110 кВ "Компрессорная" - левая (ВО), правая; (ПС Елецкая - оп. 1 - 40, двухцепной уч-к)		1976	8,90	17,80	АС-185	16	У110-2, П110-4, У110-2+9	24	ПБ28	40	14	ПС6-А, ПС 12-А	2218	8,9	ТК-50
10.2	ВЛ 110 кВ Компрессорная" - левая (ВО), правая (оп. 40 - 53 ПС КС-7А, двухцепной уч-к)		1961	3,10	6,20	АС-185	13	ПЛБ7-1, АЛБ8-1, УТБ8-1, УШЛБ8-1, КТЛБ8-1			13	4	ПМ-4,5, ПС70-Д	654	3,1	ТК-50
11	ВЛ 110 кВ Набережная	Тербуны 220 - Набережное с отпайкой на Тербунский гончар		30,05	35,89		26		118		144	25		4580	31,15		удовл.
11.1	ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Набережная совместный подвес с ВЛ 110 кВ Волово (ПС Тербуны 220 - оп. 1, двухцепной уч-к)		1992	0,02	0,02	АС-150	1	У110-2		-	1	1	ПС70-Д	54
11.2	ВЛ 110 Набережная (оп. 2 - оп. 44)		1992	6,84	6,84	АС-120	7	У110-1, У110-2, У110-1+9	36	ПБ110-5, УБ110-13	43	6	ПС70-Д	1214	6,84	С-50
11.3	ВЛ 110 Набережная (оп. 45 - оп. 117)		1971	18,27	18,27	АС-95	6	У1МН	66	ПБ25-1	72	6	ПФЕ6-Б, ПМ-4,5	1908	18,27	С-50
11.4	ВЛ 110 кВ Набережная совместный подвес с ВЛ 110 кВ Касторная (оп. 117 - 123 ПС Набережная, двухцепной уч-к)		1971	1,28	1,28	АС-95	2	У2МН	5	ПБ30-1	7	2	ПФЕ6-Б, ПМ-4,5	228	1,3	С-50
11.5	отпайка на ПС Тербунский Гончар		2007	3,64	9,48	АС-150	10	У110-2, У110-2+5, УС110-8, У110-2С+9	11	ПБ110-2	21	10	ПС-120, ЛК110/40-66 шт.	1176	4,74	ТК-50
12	ВЛ 110 кВ Становая	Елецкая-220 - Становая с отпайкой на Тростное		29,00	58,00		99		22		121	35		7500	29,00		неуд.
12.1	ВЛ 110 кВ Становая левая (ВО), правая; (ПС Елецкая - оп. 1 - 16, двухцепной уч-к)		1969	3,40	6,80	АС-185	9	У6М, У4 м, У4 м+10, П27М+3,8, У6М-3, У6М-1	7	ПБ30-2	16	7	ЛС-11, ПС-120, ПС-4,5, ПС-70Д	1104	3,4	ТК-50	неуд.
12.2	ВЛ 110 кВ Становая левая (ВО), правая; (оп. 16 - оп. 36, двухцепной уч-к)		1961	4,00	8,00	АС-185	17	УШ6ПБ8-1, ПЛБ7-1, УТЛБ8-1	3	ПБ110-8	20	8	ПС-120, ПМ-4,5, ПФЕ-4,5, ПС70-Д, ЛС-11	1344	4	ТК-50	неуд.
12.3	ВЛ 110 кВ Становая левая (ВО), правая; (оп. 36 - оп. 65, двухцепной уч-к)		1976	5,60	11,20	АС-150	17	У110-2+9, У110-2, П110-2	12	ПБ-28	29	10	ПФ6-В, ПС6-Б, ПС12-А	1824	5,6	ТК-50	неуд.
12.4	ВЛ 110 кВ Становая левая (ВО), правая; (оп. 65 - 121 ПС Становая, двухцепной уч-к)		1963	16,00	32,00	АС-150	56	П-2, У110-2+9, У-2, У-6, У110-2П		-	56	10	ПФЕ-4,5, ПС-120, ПС70-Д	3228	16	ТК-50	неуд.
13	ВЛ 110 кВ Табак	Елецкая-220 - Табак		6,50	13,00		20		19		39	18		3000	6,50		удовл.
13.1	ВЛ 110 кВ Табак - левая по опорам Табак - правая (ПС Елецкая 220 оп. 1-39 ПС Табак, двухцепной уч-к)		1981		6,50	АС-120					0		ПС6-А	1500
13.2	ВЛ 110 кВ Табак - правая совместный подвес с ВЛ 110 кВ Табак - левая (ПС Елецкая 220 оп. 1 - 39 ПС Табак, двухцепной уч-к)		1981	6,50	6,50	АС-120	20	У110-2, У110-4, П110-4	19	ПБ110-2, ПБ110-8	39	18	ПС6-А	1500	6,5	ТК-50
14	ВЛ 110 кВ Тербуны-II	Тербуны-220 - Тербуны-110		0,67	0,67		5		2		7	3		258	0,69		удовл.
14.1	ВЛ 110 кВ Тербуны-II (ПС Тербуны 110 оп. 1 - 3)		1971	0,37	0,37	АС-95	3	П1МН, У1МН			3	1	ПФЕ6-Б, ПС-70Д	102	0,252	С-50
14.2	ВЛ 110 кВ Тербуны-II (ПС Тербуны 110 оп. 3 - 5)		1992	0,24	0,24	АС-95		У110-1	2	ПБ25-1	2		ПФЕ6-Б, ПС-70Д	48	0,37 8	С-50
14.3	ВЛ 110 кВ Тербуны-II - Тербуны (оп. 5 - 7 ПС Тербуны 220 - совмест. подвес с ВЛ Тербуны; двухцепной уч-к)		1992	0,06	0,06	АС-150	2	У110-2		-	2	2	ПС70-Д	108	0,057	С-50
15	ВЛ 110 кВ Тербуны - тяговая	Тербуны-220 - Тербуны - тяговая		3,10	3,10		9		11		20	7		690	3,10		удовл.
15.1	ВЛ 110 кВ Тербуны - тяга совместный подвес с Касторная - тяга-баланс ж.д. (ПС Тербуны 220 оп. 1 - 20 ПС Тербуны - тяг.)		1993	3,10	3,10	АС-150/24	9	У110-2, У110-4, У110-2+9, У110-2+5, П100-6В	11	ГТБ110, ПБ110+8	20	7	ПС70-Д	690	3,1	ТК-50
16	ВЛ 110 кВ Хитрово - тяга - левая	ВЛ 110 кВ Долгоруково - Хитрово - тяговая		8,80	8,80		5		46		51	7		1434	8,80		удовл.
16.1	ВЛ 110 кВ Хитрово тяга - левая (оп. 75 - 126 ПС Хитрово - тяг.)		1988	8,80	8,80	АС-150	5	У110-1, У110-1+5	46	УБ110-1-10, ПБ110-5	51	7	ПС70-Д	1434	8,8	С-50
17	ВЛ 110 кВ Хитрово - тяга - правая	ВЛ 110 кВ Долгоруково - Хитрово - тяговая		8,80	8,80		4		46		50	6		1380	8,80		удовл.
17.1	ВЛ 110 кВ Хитрово тяга - правая (оп. 279 - 329 ПС Хитрово - тяг.)		1988	8,80	8,80	АС-150	4	У110-1, У110-1+5	46	УБ110-1-10, ПБ110-5	50	6	ПС70-Д	1380	8,8	С-50
18	ВЛ 110 кВ Центральная	ЕлецкаяТЭЦ - Западная с отпайкой на Агрегатную		9,80	19,60		42		4		46	23		2402	9,74		удовл.
18.1	ВЛ 110 кВ "Центральная" - левая (ВО), правая; (ТЭЦ - ПС Западная оп. 1 - 20, двухцепной уч-к)		1963	4,10	8,20	АС-185	20	У110-2, У2, П2, КТЛБ8-1, У6, УС110-8		ПБ110-1	20	13	ПС70-Д, П-4,5, ПС-4,5	1111	4,1	ТК-50
18.2	ВЛ 110 кВ Центральная - левая (ВО), правая; (оп. 20 - 27, двухцепной уч-к)		1963, 1996	1,10	2,20	АС-150	6	У2, П2, УС110-8, У110-2		-	6	3	ПС-120, П-4,5, ПС-4,5, ПС-70Д	204	1,1	ТК-50
18.3	ВЛ 110 кВ "Центральная" - левая (ВО), правая; (оп. 27 - 32 ПС Агрегатрая, двухцепной уч-к)		1976	0,85	1,70	АС-95	2	У110-2, У110-8	4	ПБ110-2	6	2	ПС6-Б	279	0,788	ПС-50
18.4	ВЛ 110 кВ "Центральная" - левая (ВО), правая; (оп. 27 - оп. 41 - не действ., двухцепной уч-к)		1963	3,75	7,50	АС-150	14	П2, У6, У110-2		-	14	5	ПФЕ-4,5, П-4,5, ПС-4,5, ПС-120	808	3,75	ТК-50
19	ВЛ 110 кВ Елец - тяга - правая и Хитрово - тяга - правая - не действующий уч-к	Тербуны-220		24,90	49,80		18		143		161	20		8928	24,90		удовл.
19.1	ВЛ 110 кВ Хитрово тяга - правая с совместным подвесом Елец тяга - правая (ПС Тербуны 220 оп. 1 - 161, двухцепной уч-к)		1993	24,90	24,90	АС-150	18	У110-2, У110-4+5, У110-4, П110-6в, У110-2+9, УС110-8, У110-2-5	143	ПБ110-8, УБ10-2	161	20	ПС70-Д	4464	24,9	ТК-50
19.2	ВЛ 110 кВ Елец тяга - правая по опорам Хитрово тяга - правая - (оп. 161 - 1 ПС Тербуны 220, двухцепной уч-к)		1993		24,90	АС-150					0		ПС70-Д	4464
	Итого по ВЛ 110 кВ:			427,6	727,2		469		1776		2245	405	106 411		430,1
	Всего			1494,39	2348,48		1461		6640		8083	1397	353 122		1506,7

Выделены участки ВЛ, находящиеся в эксплуатации больше нормативного срока.

В таблицах 8.4, 8.5 представлена информация об электросетевых объектах, находящихся на балансе сторонних организаций.

Таблица 8.4

ПС 110 кВ находящиеся на балансе других организаций

Собственник	ПС 110 кВ	Мощность трансформаторов, кВА
ООО "Лонгричбизнес"	110/35/10 кВ Центролит	Т1/20 000
		Т2/20 000
ООО "Техноинжиниринг"	110/6 кВ Трубная-1	Т1/16 000
		Т2/16 000
ОАО "Силан"	110/6 кВ Заводская	Т1/10 000
		Т2/10 000
ОАО "Доломит"	110/6 кВ Доломитная	Т1/10 000
		Т2/10 000
ООО "ЛеМАЗ"	110/10 кВ Машзавод	Т1/10 000
		Т2/16 000
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.	110/35/27,5 кВ Хитрово - тяговая	Т1/40 000
		Т2/40 000
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.	110/35/27,5 кВ Елец - тяговая	Т1/40 000
		Т2/40 000
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.	110/35/27,5 кВ Тербуны - тяга	Т1/40 000
		Т2/40 000
ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис"	110/35/6 кВ Становая. ОРУ 35 кВ принадлежит РСК	Т1/40 000
		Т2/40 000
ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис"	110/6 кВ Сухая Лубна	Т1/40 000
		Т2/40 000
ОАО "ФСК-ЕЭС"	110/10 кВ Тростное*	Т/6 300
ОАО "Мострансгаз" (Донское УМГ)	110/6 КС-7А	Т1/40 000
		Т2/40 000
ОАО "Энергия"	110/6 Крона	Т1/25 000
		Т2/25 000
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.	110/27,5/10 Урусово	Т1/20 000
		Т2/20 000
ОАО "Завод Железобетон"	110/10 кВ ГПП-11	Т1/16 000
		Т2/16 000
ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"	110 кВ ГПП-1	Т1/63 000
		Т2/63 000
ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк"	110/10 кВ ОЭЗ	Т1/40 000
		Т2/40 000

_____________________________

*) ПС 110/10 кВ Тростное является подстанцией собственных нужд для ПС 500 кВ Елецкая

Продолжение таблицы 8.4

ГПП ОАО "Новолипецкого металлургического комбината"

N ГПП	N тр-ра	Тип тр-ра	S н. тр-ра, МВА	U н. тр-ра, кВ
ГПП-1	1Т	ТДТН	63	115/38,5/11
	2Т	ТДТН	63	115/38,5/11
	3Т	ТДТН	80	115/38,5/11
ГПП-2	1Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
	2Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
	3Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
ГПП-3	1Т	ТДТН	63	115/38,5/11
	2Т	ТДТН	63	115/38,5/11
	3Т	ТДТГ	60	115/38,5/11
ГПП-4	1Т	ТРДН	63	115/11/6,6
	2Т	ТРДН	63	115/11/6,6
ГПП-5	1Т	ТРДЦН	63	115/10,5/10,5
	2Т	ТРДЦН	63	115/10,5/10,5
ГПП-6	1Т	ТРДН	40	115/10,5/10,5
	2Т	ТРДН	40	115/10,5/10,5
ГПП-7	1Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
	2Т	ТРДЦН	63	115/10,5/10,5
	3Т	ТРДЦН	63	115/10,5/10,5
ГПП-8	1Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
	2Т	ТРДЦНКМ	63/100	115/10,5/10,5
	3Т	ТРДЦНКМ	63/100	115/10,5/10,5
	4Т	ТРДЦНКМ	63/100	115/10,5/10,5
ГПП-9	1Т	ТРДЦН	63	115/10,5/10,5
	2Т	ТРДЦН	63	115/10,5/10,5
	3Т	ТРДЦН	63	115/10,5/10,5
ГПП-10	1Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
	2Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
	3Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
	4Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
ГПП-12	1Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
	2Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
ГПП-15-1	1Т	ТРДЦН	63	115/10,5/10,5
	2Т	ТРДЦН	63	115/10,5/10,5
ГПП-15-2	1Т	ТРДЦН	100	230/11/11
	2Т	ТРДЦН	100	230/11/11
ГПП-16	1Т	ТДЦТНК	63	115/11/6,6
	2Т	ТДЦТНК	63	115/11/6,6
ГПП-17	1Т	ТДЦТНК	63	115/11/6,6
	2Т	ТДЦТНК	63	115/11/6,6
	3Т	ТДЦТНК	63	115/11/6,6
ГПП-18	1Т	ТРДН	40	115/6,3/6,3
	2Т	ТРДН	40	115/6,3/6,3
	3Т	ТРДН	80	115/10,5/10,5
ГПП-19	1Т	ТДЦНМ	160/250	110/35
	2Т	ТДЦНМ	160/250	110/35
ГПП-20	1Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
	2Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
ГПП-21	1Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5
	2Т	ТРДЦНК	63	115/10,5/10,5

В таблице 8.5 представлена информация по ЛЭП 110 кВ, находящимся на балансе сторонних потребителей.

Таблица 8.5

ВЛ 110 кВ находящиеся на балансе сторонних потребителей

N	ВЛ	Наименование ВЛ	Марка провода	Протяженность, км
ОАО "ФСК-ЕЭС"
1	Ответвление на ПС Тростное от Становая - левая	-	АС-120	1,5
ООО "Железобетон"
2	Ответвление на ГПП-11	-	2АС-185	0,5
Линии 110 кВ ОАО "НЛМК"
3	Новая - ТЭЦ НЛМК	ТЭЦ - левая	АСКС-500	6,4
4	Новая - ТЭЦ НЛМК	ТЭЦ - правая	АСКС-500	6,4
5	Новая - РП1	РП-11	АСКС-500	6,7
6	Новая - РП1	РП-13	АСКС-500	6,7
7	ТЭЦ - РП1	Цепь N 1	АСО-500	1,486
		Цепь N 2	АСО-500	1,486
8	КВЛ п/ст Северная - ГПП18	Цепь N 1	АСО-500/АПвВнг-3(1х800)	1,58/0,66
		Цепь N 2	АСО-500/АПвВнг-3(1х800)	1,58/0,57
9	КВЛ ГПП18 - РП1	Цепь N 1	АСО-500/АПвВнг-3(1х800)	5,193/0,51
		Цепь N 2	АСО-500/АПвВнг-3(1х800)	5,193/0,51
10	ТЭЦ НЛМК - ГПП1		АСО-500	2,4
11	Северная - ГПП1	ГПП-1	АСКС-500	7,6
12	Северная - ГПП17		АС-185	1,2
			МСАШВ-3(1х150)	0,43
13	Новая - ГПП17		АС-185	3,8
			МСАШВ-3(1х150)	0,36
14	ТЭЦ НЛМК - ГПП17		АС-185	3,33
			МСАШВ-3(1х150)	0,465
15	Металлургическая - РП2	Прокатная левая	АС-500	3,7
16	Металлургическая - РП2	Прокатная правая	АС-500	3,7
17	Металлургическая - ТЭЦ2	ТЭЦ-2 - правая	АС-185	3,62
18	Металлургическая - ТЭЦ2	ТЭЦ-2 - левая	АС-185	3,62
19	Металлургическая - ТЭЦ2	Промышленная	АС-185	2,26
			АС-185	1,17
20	ТЭЦ-2 - РП2	РП-2 - левая	АС-500	6
21	ТЭЦ-2 - РП2	РП-2 - правая	АС-500	6
22	Металлургическая - ГПП3	ГПП-3 левая	АСО-400	4,6
23	Металлургическая - ГПП3	ГПП-3 правая	АСО-400	4,6
24	Металлургическая - ГПП5	ГПП-5 - правая	АС-185	2,61
25	ТЭЦ-2 - ГПП-5	ГПП-5 - левая	АС-185	1,53
26	ТЭЦ-2 - ГПП-6	ГПП-6 - правая	АСКС-185	2,6
27	ТЭЦ-2 - ГПП-6	ГПП-6 - левая	АСКС-185	2,6
28	Ответвление на ГПП-4		2АС-185	2,5
ОАО "ЛМЗ Свободный Сокол"
29	ГПП-1 (Свободный сокол) - Сокол	ГПП-1 - правая
30	ГПП-1 (Свободный сокол) - Сокол	ГПП-1 - левая
31	Отпайка от ВЛ Двуречки Левая, Правая к ПС ОЭЗ Липецк	отп. к ПС ОЭЗ Липецк	АС-120	0,3

В таблице 8.6 представлена информация по техническому состоянию ПС 110 кВ, находящихся на балансе ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", и находящиеся в эксплуатации больше нормативного срока.

Таблица 8.6

Техническое состояние ПС 110 кВ находящиеся в эксплуатации больше нормативного срока Липецкий участок службы подстанций

N п/п	Наименование	Напряжения, кВ	Год ввода ПС	Срок службы ПС	Тех. состояние	Трансформаторы:
						N	тип	мощность, МВА	год ввода	срок службы	Тех. сост.
1	Аксай	110/35/10	1984	29	уд.	Т1	ТДТН	10	1984	29	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	10	1984	29	удовл.
2	Бугор	110/35/6	1934	79	хор.	Т1	ТДТН	63	2011	2	хор.
		110/35/6				Т2	ТДТН	63	2012	1	хор.
3	Вербилово	110/35/6	1978	35	уд.	Т1	ТДТН	10	1978	35	непригод.
		110/35/6				Т2	ТМТН	6,3	1978	35	удовл.
4	В. Матренка	110/35/6	1977	36	уд.	Т1	ТМТН	6,3	1977	36	хорош.
		110/35/6				Т2	ТМТН	6,3	1977	36	хорош.
5	Гидрооборудование	110/10/6	1976	37	уд.	Т1	ТРДН	25	1978	35	удовл.
		110/10/6				Т2	ТРДН	25	1976	37	удовл.
		110/35/6				Т3	ТДТНГ	31,5	1999	14	неудовл.
6	ГПП-2	110/6	1986	27	уд.	Т1	ТРДН	63	1986	27	удовл.
		110/6				Т2	ТРДН	63	1986	27	хор.
7	Двуречки	110/10	1979	34	уд.	Т1	ТМН	6,3	1979	34	удовл.
						Т2
8	Добринка	110/35/10	1976	37	уд.	Т1	ТДТН	16	1976	37	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	10	1976	37	хорош.
9	Доброе	110/35/10	1983	30	уд.	Т1	ТДТН	16	1983	30	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	16	1983	30	удовл.
10	Казинка	110/35/10	1979	34	уд.	Т1	ТДТН	16	1979	34	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	16	1979	34	удовл.
11	КПД	110/6	1987	26	уд.	Т1	ТДН	10	1987	26	хор.
		110/6				Т2	ТДН	16	2011	2	хор.
12	ЛТП	110/6	1987	26	уд.	Т1	ТМН	6,3	1987	26	хор.
		110/6				Т2	ТДН	10	1987	26	хор.
13	Никольская	110/35/10	1976	37	уд.	Т1	ТМТН	6,3	1976	37	удовл.
		110/35/10				Т2	ТМТН	6,3	1976	37	удовл.
14	Новая Деревня	110/35/10	1973	40	уд.	Т1	ТДТН	10	1973	40	удовл.
		110/35/10				Т2	ТМТН	6,3	1973	40	удовл.
15	Привокзальная	110/6	1965	48	уд.	Т1	ТДНГ	20	1964	49	удовл.
		110/6				Т2	ТДНГ	20	1965	48	удовл.
		110/6				Т3	ТРДН	25	1977	36	удовл.
16	Ситовка	110/6	1983	30	уд.	Т1	ТДН	10	1985	28	удовл.
		110/6				Т2	ТДН	10	1985	28	удовл.
17	Тепличная	110/6	1980	33	уд.	Т1	ТМН	15	1980	33	удовл.
		110/6				Т2	ТМН	15	1980	33	удовл.
18	Усмань	110/35/10	1954	59	уд.	Т1	ТДТН	16	1994	19	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	16	1954	59	неуд.
19	Хворостянка	110/35/10	1976	37	уд.	Т1	ТДТН	10	1978	35	треб. рем.
		110/35/10				Т2	ТДТН	16	1976	37	хорош.
20	Хлевное	110/35/10	1981	32	уд.	Т1	ТДТН	16	1980	33	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	16	1985	28	удовл.
21	Цементная	110/35/6	1963	50	уд.	Т1	ТДТН	40	2012	1	хор.
		110/6				Т2	ТРДН	32	1973	40	неуд.
		110/35/6				Т3	ТДТН	63	2011	2	хор.
22	Юго-Западная	110/10/6	1982	31	уд.	Т1	ТДТН	40	1996	17	удовл.
		110/10/6				Т2	ТДТН	40	2004	9	удовл.
23	Южная	110/10/6	1978	35	уд.	Т1	ТДТН	40	1978	35	неуд.
		110/10/6				Т2	ТДТН	40	1978	35	удовл.

Продолжение таблицы 8.6

Елецкий участок службы подстанций

N п/п	Наименование	Напряжения, кВ	Год ввода ПС	Срок службы ПС	Тех. состояние	Трансформаторы:
						N	тип	мощность, МВА	год ввода	срок службы	Тех. сост.
1	Агрегатная	110/6	1977	36	уд.	Т1	ТДН	16	1982	31	удовл.
		110/6				Т2	ТДН	16	1977	36	удовл.
2	Гороховская	110/35/10	1974	39	уд.	Т1	ТДТН	16	1974	39	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	16	1977	36	удовл.
3	Долгоруково	110/35/10	1970	43	уд.	Т1	ТМТ	6,3	1970	43	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	10	1975	38	удовл.
4	Донская	110/35/10	1966	47	уд.	Т1	ТДТН	10	1967	46	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	10	1966	47	неприг.
5	Измалково	110/35/10	1980	33	уд.	Т1	ТДТН	10	1980	33	неудовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	10	1983	30	удовл.
6	Кашары	110/10	1972	41	хор.	Т1	ТМН	2,5	1982	31	хор.
		110/10				Т2	ТМН	6,3	1986	27	хор.
7	Набережное	110/35/10	1973	40	уд.	Т1	ТМТ	6,3	1973	40	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	10	1983	30	хор.
8	Табак	110/6	1981	32	уд.	Т1	ТДН	16	1981	32	удовл.
		110/6				Т2	ТДН	16	2011	2	хор.
9	Тербуны	110/35/10	1973	40	уд.	Т1	ТДТН	10	1972	41	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	10	1980	33	удовл.

Продолжение таблицы 8.6

Лебедянский участок службы подстанций

N п/п	Наименование	Напряжения, кВ	Год ввода ПС	Срок службы ПС	Тех. состояние	Трансформаторы:
						N	тип	мощность, МВА	год ввода	срок службы	Тех. сост.
1	Лебедянь	110/35/10	1964	49	уд.	Т1	ТДТН	16	1968	45	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	16	1970	43	неудовл.
2	Лев Толстой	110/35/10	1964	49	уд.	Т1	ТДТН	10	1972	41	удовл.
3	Россия	110/35/10	1981	32	уд.	Т1	ТДТН	16	1981	32	удовл.
		110/35/10				Т2	ТДТН	16	1989	24	удовл.
		110/35/10				Т1	ТДТН	16	1981	32	удовл.
4	Компрессорная	110/35/10	1981	32	уд.	Т2	ТДТН	16	1982	31	удовл.
		110/35/10				Т1	ТДТН	16	1983	30	хор.
5	Березовка	110/35/10	1983	30	уд.	Т2	ТДТН	10	1994	19	удовл.
		110/35/10				Т1	ТДТН	10	1986	27	хор.
6	Нива	110/35/10	1986	27	уд.	Т2	ТДН	10	2003	10	хор.
		110/10				Т1	ТДТН	16	1986	27	удовл.
7	Астапово	110/35/10	1986	27	уд.	Т2	ТДТН	16	1991	22	хор.
		110/35/10				Т1	ТДТН	16	1986	27	удовл.
8	Химическая	110/35/10	1986	27	уд.	Т2	ТДТН	16	1986	27	удовл.
		110/35/10				Т1	ТМН	2,5	1978	35	удовл.
9	Ольховец	110/10	1978	35	уд.	Т2	ТМН	2,5	1982	31	удовл.
		110/10				Т1	ТМН	2,5	1979	34	удовл.
10	Куймань	110/10	1979	34	уд.	Т2	ТМН	2,5	1980	33	удовл.
		110/10				Т1	ТМН	2,5	1983	30	хор.
11	Лутошкино	110/10	1983	30	уд.	Т2	ТМН	2,5	1983	30	хор.
		110/10				Т1	ТМТГ	7,5	1969	44	удовл.

Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа) и в основном соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 110 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 45 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов, для ВЛ на деревянных опорах - 20 - 25 лет, исходя из физического износа опор. Для ПС, согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции ПС часто возникает и по условиям морального износа. В таблицах 8.7 и 8.8 представлена сводная информация о сроках службы основных электросетевых объектов.

Таблица 8.7

Срок службы ПС 110 кВ находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (исходным годом считать 2013 г.)

Срок службы, лет	Липецкий участок		Елецкий участок		Лебедянский участок		Всего по области
	Кол-во	%	Кол-во	%	Кол-во	%	Кол-во	%
40 лет и более	5	18,52%	5	38,46%	3	20,00%	13	23,64%
от 30 до 39 лет	14	51,85%	4	30,77%	6	40,00%	24	43,64%
от 20 до 29 лет	5	18,52%	2	15,38%	4	26,67%	11	20,00%
от 10 до 19 лет	1	3,70%	1	7,69%	2	13,33%	4	7,27%
менее 10 лет	2	7,41%	1	7,69%	-	-	3	5,45%
Итого	27	100,00%	13	100,00%	15	100,00%	55	100,00%

На диаграмме 8.1 представлено процентное соотношение по срокам службы ПС 110 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

Диаграмма 8.1

Таблица 8.8

Срок службы ВЛ 110 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (исходным годом считать 2013 г.)

Срок службы, лет	Липецкий участок		Елецкий участок		Лебедянский участок		Всего по области
	км	%	км	%	км	%	км	%
40 лет и более	68,15	7,94%	158,62	21,81%	67,28	8,77%	294,05	12,50%
от 30 до 39 лет	462,47	53,90%	189,36	26,04%	338,80	44,16%	990,63	42,11%
от 20 до 29 лет	255,71	29,80%	367,52	50,54%	193,64	25,24%	816,87	34,73%
от 10 до 19 лет	61,93	7,22%	2,20	0,30%	73,37	9,56%	137,50	5,85%
менее 10 лет	9,72	1,13%	9,48	1,30%	94,12	12,27%	113,32	4,82%
Всего	857,98	100,00%	727,18	100,00%	767,21	100,00%	2352,37	100,00%

На диаграмме 8.2 представлено процентное соотношение по срокам службы ВЛ 110 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".

Диаграмма 8.2

На надежность электроснабжения потребителей кроме технического состояния и технического уровня электросетевых объектов, как было отмечено выше, также оказывает влияние схема присоединения электросетевых объектов к сети и конфигурация их связывающей сети. В таблицах 8.9 и 8.10 приведена общая статистика по типам присоединения подстанций к сети и по конфигурации сети.

Таблица 8.9

Количество ПС, присоединенные к разным типам конфигурации сети по филиалу ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

Количество ПС 110 кВ, шт. (всего 55 шт.)
Тип сети	Узловая	Замкнутая	Кольцевая	Радиальная
Липецкие ЭС (всего 27 шт.)		14		13
Елецкие ЭС (всего 13 шт.)		7		6
Лебедянские ЭС (всего 15 шт.)		14
Итого: шт.		35		20
в %	-	64,64%	-	36,36%

Таблица 8.10

Количество ПС имеющие разные типы присоединения к сети по филиалу ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

Тип присоединения	Узловая	Проходная	Ответвительная	Тупиковая
Липецкие ЭС (всего 27 шт.)		7	12	8
Елецкие ЭС (всего 13 шт.)		2	7	5
Лебедянские ЭС (всего 15 шт.)		7	3	4
Итого: шт.	0	16	22	17
в %	0,00%	29,1%	40,0%	30,9%

Как видно из таблицы 8.9, для сети 110 кВ "замкнутый" тип сети является доминирующим (64,64%), реже используется "радиальный" тип сети (36,36%).

По мере уменьшения надежности типы конфигурации сети располагаются в следующей последовательности: "узловая", "замкнутая" опирающаяся на два ЦП, замкнутая - "кольцевая" - опирающаяся на один ЦП и "радиальная"

Количество ПС имеющих разные типы присоединения к сети, представлено в таблице 8.10. Таблица 8.10 показывает общую статистику типов присоединения подстанций к сети 110 кВ. Для сети 110 кВ основным типом присоединения подстанций к сети является "ответвительная".

В таблице 8.11 представлена сводная информация по:

- по отсутствию РПН на трансформаторах подстанций;

- отсутствия резервного питания ПС по высокой стороне;

- по количеству однотрансформаторных подстанций;

- подстанциям РУ 110 кВ которых выполнены (полностью или частично) на ОД и КЗ.

Таблица 8.11

Показатель	Количество подстанций находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"
	110 кВ (всего 55 шт.)
	единица измерения
	шт.	%
Отсутствие РПН (на всех или на нескольких трансформаторах)	ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций (110 кВ - 27 шт.)
	-	-
	ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций (110 кВ - 13 шт.)
	2	15,4%
	ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций (110 кВ - 15 шт.)
	1	6,7%
Итого	3	5,4%
Отсутствие резервного питания ПС по высокой стороне	ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций (110 кВ - 27 шт.)
	ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций (110 кВ - 13 шт.)
	1	7,7%
	ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций (110 кВ - 15 шт.)
	3	20,0
Итого	4	7,3%
Однотрансформаторные подстанции	ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций (110 кВ - 27 шт.)
	1	3,7%
	ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций (110 кВ - 13 шт.)
	-	-
	ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций (110 кВ - 15 шт.)
	2	13,3%
Итого	3	5,4%
Подстанции, РУ 110 кВ которых выполнены на ОД и КЗ (полностью или частично)	ПС 110 кВ Липецкого участка службы подстанций (110 кВ - 27 шт.)
	13	48,2%
	ПС 110 кВ Елецкого участка службы подстанций (110 кВ - 13 шт.)
	5	38,5%
	ПС 110 кВ Лебедянского участка службы подстанций (110 кВ - 15 шт.)
	5	33,3%
Итого	23	41,8%

Отсутствие РПН на трансформаторах ухудшает надежность электроснабжения при необходимости регулировать напряжение на шинах НН подстанции. При необходимости повысить или понизить напряжение (при наличии ПБВ) необходимо отключение трансформатора от сети. Замена трансформаторов старых моделей на более современные позволить регулировать напряжение без вывода трансформатора из сети.

Отсутствие резервного питания по высокой стороне (35 кВ) подстанции снижает надежность электроснабжения на порядок. При повреждении ЛЭП, подстанция оказывается отключенной до момента устранения неполадки.

Отсутствие второго трансформатора также, как отсутствие резервного питания по стороне 110 кВ снижает надежность электроснабжения. Повреждение трансформатора вызывает перебои в электроснабжении, на время необходимое на его замену или восстановление работоспособности.

Согласно представленным данным, на части (41,8%) подстанций 110 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", в схемах РУ 110 кВ имеет место применение отделителей и короткозамыкателей. Данное оборудование: отделители и короткозамыкатели, морально устарело и его использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. При выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, необходимо произвести их замену на элегазовые выключатели.

Далее, в разделе 8.2 приведен анализ технического состояния и даны рекомендации по реконструкциям электросетевых объектов 110 кВ. Показана информация по ВЛ 110 кВ, находящимся в неудовлетворительном состоянии, и определены объемы работ по реконструкции. Для ПС 110 кВ, схемы РУ 110 кВ и схема их подключения к энергосистеме имеют отклонения от рекомендуемых, что ухудшает как их надежность, так и надежность сети, даны рекомендации по их переустройству и переустройству сети для повышения их надежности на настоящий период.

8.2. Анализ текущего состояния и рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 кВ, для повышения их надежности на настоящий период

8.2.1. Анализ текущего состояния электросетевых объектов 110 кВ

Перечень ВЛ 110 кВ, находящихся в неудовлетворительном состоянии представлен в таблице 8.12.

Перечень ВЛ 110 кВ с объемами работ по реконструкции представлен в таблице 8.13.

Таблица 8.12

N	Наименование ВЛ 35 кВ (участка ВЛ 35 кВ)	Протяженность, км	Количество цепей	Провод
Липецкий участок
1	ВЛ 110 кВ Двуречки
1.1	оп. 1 - 74	14,13	2	АЖ-120
1.2	отп. на Казинка	7,53	2	АЖ-120
2	ВЛ 110 кВ Доброе
2.1	4 - 165	33,05	1	АС-120
Елецкий участок
3	ВЛ 110 кВ Становая
3.1	оп. 1 - 36	7,4	2	АС-185

Ниже перечислены ПС 110 кВ, схема подключения которых имеют отклонения от рекомендуемых, что ухудшает как их надежность, так и надежность сети, а так же имеют элементы находящиеся в неудовлетворительном состоянии,

Липецкий участок службы подстанций

- ПС "Аксай" - подстанция подключена ответвлениями от ВЛ 110 кВ Усмань левая и правая. Выключатель 110 кВ установлен только в цепи Т2. При аварии на Т1 ПС 110 кВ Аксай также происходит отключение Т2 на ПС Никольская.

- ПС "Вербилово" - трансформатор ТДТН-10000/110/35/6 на подстанции находится в непригодном состоянии.

- ПС "Цементная" - трансформатор ТРДН-32000/110/6 на подстанции находится в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Усмань" - трансформатор Т2 ТДТН-16000/110/35/10 на подстанции находится в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Южная" - трансформатор Т1 ТДТН-40000/110/10/6 на подстанции находится в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "В. Матренка" и "Хворостянка" - подстанции включены в транзит 110 кВ Усмань - В. Матренка - Добринка - Хворостянка - Гидрооборудование, а имеют схему РУ 110 кВ N 110-4 которая применяется на тупиковых и ответвительных подстанциях. Авария в трансформаторах на ПС В. Матренка или Хворостянка или на ВЛ 110 кВ к этим ПС приводит к полному погашению этой подстанции.

- ПС "Юго-Западная" - РУ 110 кВ подстанции выполнено по схеме N 110-12 с установленными трансформаторами мощностью 2 х 40 МВА, присоединенными через отделитель и короткозамыкатель (далее по тексту ОД и КЗ). Применение ОД и КЗ в данном случае противоречит указаниям по применению типовых схем РУ.

Таблица 8.13

N п/п	Наименование ВЛ	Протяженность (км)	Число цепей	Замена опор (шт.)	Доп. опор (шт.)	Марка провода	Замена провода (км трассы)	Замена изоляторов, шт.	Замена линейной арматуры (опор)	Устан. гасит. колебаний (шт.)	Замена грозотроса (км)	Примечан.	Срок реконструкции
1	ВЛ 110 кВ Донская левая - правая	73,26	2	5		АС-185	0,948	1788	Да	48	0,948	N 230 - 231, N 322 - 323	2014 - 2015
2	ВЛ 110 кВ Гороховская левая - правая	26,1	2	-	-		-	4149	-	-	-		2016 - 2017
3	ВЛ 110 кВ Становая правая - левая	29	2	18	Экспертиза объемов, вынос за пределы городской черты оп. N 1 - 38 с использованием недействующего участка ВЛ-110 кВ Компрессорная - с заменой стоек опор типа СК-22 на СК - 4 кол. 18 шт.								2014 - 2015
4	ВЛ 110 кВ 2А	23,1	2	-	2		-	-	-	-	23,1	Пр. оп. N 102 - 103 - 104 нет габарита	2014 - 2015
5	ВЛ 110 кВ Правобережная 220 - Новая 220 (Бугор)	18,68	2	2							16,5	N 43, N 44 разрушение фундаментов устан. в пойме р. Воронеж	2014 - 2015
6	ВЛ 110 кВ В. Матренка	46,3		3							46,3	(оп. 32, 117, 115)	2016 - 2017
7	ВЛ 110 кВ Вербилово	58,95		2	2						32,65	125 - 126, 163 - 164 - 166 нет габарита	2014 - 2015
8	ВЛ 110 кВ Двуречки	23,61	2			АС-120	23,61	8976	Да		21,66		2014 - 2015
9	ВЛ 110 Добринка-1	28,9									28,9		2018
10	ВЛ 110 кВ Доброе (левая)	33,7				АС-120	33,7						2014 - 2015
11	ВЛ 110 кВ Кольцевая с отп.	19,81		5	2			7218	Да			замена опор N (5, 7, 9, 13, 15). Отп. К ПС Южная прол. N 30 - 31 нет габарита отп. К ПС Бугор прол. N 3 - 4	2014 - 2015
12	ВЛ 110 кВ Лебедянь левая, С. Дубна правая	-						1844	Да				2016 - 2017
13	ВЛ 110 кВ Связь	2,02						666	Да				2016 - 2017
14	ВЛ 110 кВ Трубная с отп.	10,73									7,76		2018
15	ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2	3,62									3,62		2018
16	ВЛ 110 кВ Усмань с отп.	84,66			2			1176	Да		83,56	Прав. цепь прол. N 7 - 8; N 64 - 65 нет габарита	2014 - 2015
17	ВЛ 110 Цементная	19,95						1722	Да		15,8	N 78 - 95	2016 - 2017
18	ВЛ 110 кВ Центролит	6,9									6,9		2018
19	ВЛ 110 кВ Чугун	10,22						3012	Да		10,22		2016 - 2017
20	ВЛ 110 кВ Заход Левый - Правый	11,8			10								2014 - 2015
21	ВЛ 110 кВ Данков	4,73						1168				12% запланировано на кап. ремонт 2013 г.	2016 - 2017
22	ВЛ 110 кВ Доломитная	4,4						818				20% запланировано на кап. ремонт 2013 г.	2016 - 2017
23	ВЛ 110 кВ ТЭЦ Доломитная	5,95						1589					2016 - 2017
24	ВЛ 110 кВ Лутошкино лев. прав.	50,6	2			АС-120	25						2018

Выделены ВЛ 110 кВ и участки ВЛ 110 кВ, учтенные в объемах капитального строительства (по полной реконструкции или замене провода).

- ПС "Привокзальная" - РУ 110 кВ выполнено по схеме N 110-4Н с подключенными тремя силовыми трансформаторами. В нормальном режиме Т-1 и Т-3 включены на питание от одной ВЛ. При аварии на данной линии или в любом из этих двух трансформаторов происходит отключение обоих трансформаторов. Оставшийся в работе трансформатор Т-2 мощностью 20 МВА не может нести полную нагрузку подстанции (45,14 МВА по результатам замеров максимума нагрузки зимы 2012 г.). Таким образом, происходит отключение потребителей части города на время осуществления переключений оперативным персоналом. Кроме того, установленные трансформаторы имеют срок службы 43, 42 и 30 лет, что значительно превосходит нормативный срок службы данного оборудования и на порядок повышается вероятность его отказа.

- ПС "Хлевное", "КПД" - ОРУ 110 кВ подстанций выполнены с применением ОД и КЗ, что снижает надежность сети.

Елецкий участок службы подстанций

- ПС "Измалково" - ОРУ 110 кВ подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. Трансформатор Т1 ТДТН-10000/110/35/10 на подстанции находится в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Набережная" - подстанция включена в транзит 110 кВ, но РУ 110 кВ выполнено по блочной схеме, применяемой для тупиковых подстанций.

- ПС "Донская" - на подстанции установлен трансформатор (Т-2) мощностью 10 МВА, который находится в непригодном состоянии.

Лебедянский участок службы подстанций

- ПС "Лебедянь" - один из установленных трансформаторов ТДТН-16000/110/35/10, находится в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Лутошкино" - ОРУ 110 кВ подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. При аварии на трансформаторе подстанции также отключится один трансформатор на ПС Россия.

- ПС "Ольховец", "Круглое" - являются проходными подстанциями включенными в транзит 110 кВ Дон - Химическая. РУ 110 кВ выполнены по блочной схеме, применяемой для тупиковых и ответвительных подстанций.

- ПС "Нива" - подстанция подключена ответвлениями от ВЛ 110 кВ Машзавод левая и правая. Выключатель 110 кВ установлен только в цепи одного трансформатора. При аварии на трансформаторе, подключенного через ОД и КЗ происходит отключение Т-1 на ПС Машзавод.

8.2.2. Рекомендации по переустройству электросетевых объектов 110 кВ на настоящий период

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

Липецкий участок службы подстанций

- ПС "Аксай" - Рекомендуется установить ячейку элегазового выключателя 110 кВ в цепь трансформатора Т1. Также требуется установка шкафа УРЗА (1 шт.).

- ПС "Вербилово" - на подстанции требуется замена силового трансформатора (Т-1) мощностью 10 МВА, находящегося в непригодном состоянии.

- ПС "Цементная" - на подстанции требуется замена силового трансформатора ТРДН-32000/110/6, находящегося в неудовлетворительном состоянии. Также на подстанции требуется замена трансформатора тока 110 кВ (1 фаза), находящегося в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Усмань" - на подстанции требуется замена силового трансформатора Т2 ТДТН-16000/110/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Южная" - на подстанции требуется замена силового трансформатора Т1 ТДТН-40000/110/10/6, находящегося в неудовлетворительном состоянии. Также на ПС требуется установка УУОТ (1 шт.), замена 2 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные, установка 2 комплектов РЗА 6 кВ (2 шт. РЗА линий 6 кВ).

- ПС "В. Матренка" и "Хворостянка" - необходимо ОРУ 110 кВ данных двух подстанций достроить до схемы N 110-5Н "мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов". Данная схема обеспечит надежную работу транзита и при аварии на линиях или трансформаторах. На ПС В. Матренка требуется установка УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.). На ПС Хворостянка требуется установка 3-х комплектов трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (3 шт.).

- ПС "Юго-Западная" - требуется заменить ОД и КЗ в цепях трансформаторов на ячейки элегазовых выключателей 110 кВ. Также необходимо заменить 3 линейных и 2 секционных масляных выключателя 6 - 10 кВ на вакуумные. Также необходима замена 3-х комплектов РЗА линий 6 - 10 кВ и 2-х комплектов РЗА СВ 6 - 10 кВ.

- ПС "Хлевное" - для повышения надежности сети рекомендуется установка двух ячеек элегазовых выключателей 110 кВ. Также необходимо выполнить замену 6 шт. (2 компл.) трансформаторов тока наружной установки, находящихся в неудовлетворительном состоянии и установку шкафа УРЗА.

- ПС "КПД" - для повышения надежности сети рекомендуется установка двух ячеек элегазовых выключателей 110 кВ. Также необходимо выполнить:

- установку 3-х трансформаторов тока (1 компл.);

- установку УУОТ - 1 шт.;

- установку шкафа УРЗА - 1 шт.;

- замену 13 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные;

- установку 13 комплектов РЗА 6 кВ, 3 шт. терминала.

- ПС "Октябрьская" - на подстанции необходимо заменить 13 масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. Также необходима установка 13 комплектов РЗА 10 кВ (10 шт. РЗА линий 10 кВ, 2 шт. РЗА ввода тр-ра 10 кВ, 1 шт. РЗА СВ 10 кВ), 3 шт. терминала.

- ПС "Трубная-2" - на подстанции необходимо заменить 18 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные. Также необходима установка 18 комплектов РЗА 6 кВ (15 шт. РЗА линий 6 кВ, 2 шт. РЗА ввода тр-ра 6 кВ, 1 шт. РЗА СВ 6 кВ), 3 шт. терминала.

- ПС "Тепличная" - на подстанции необходимо установить две ячейки элегазовых выключателей 110 кВ, 2 комплекта трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.). Также требуется заменить 2 масляных выключателя 6 кВ на вакуумные. Также необходима установка 2 комплектов РЗА 6 кВ (2 шт. РЗА линий 6 кВ), 2 шт. терминала.

- ПС "Добринка" - на подстанции необходимо заменить 6 масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. Также необходима установка 6 комплектов РЗА 10 кВ (6 шт. РЗА линий 10 кВ).

- ПС "ЛТП" - на подстанции необходимо заменить 18 масляных выключателей 6 кВ на вакуумные. Также необходима установка 18 комплектов РЗА 6 кВ (15 шт. РЗА линий 6 кВ, 2 шт. РЗА ввода тр-ра 6 кВ, 1 шт. РЗА СВ 6 кВ).

- ПС "Привокзальная" - на подстанции необходима установка УУОТ (1 шт.).

Елецкий участок службы подстанций

- ПС "Измалково" - для повышения надежности сети необходима замена ОД и КЗ на ячейки элегазовых выключателей 110 кВ. Также на подстанции требуется замена силового трансформатора Т1 ТДТН-10000/110/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии. Также требуется установка УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.).

- ПС "Набережная" - для повышения надежности сети необходимо выполнить РУ 110 кВ по схеме 110-5АН.

- ПС "Долгоруково" - на подстанции требуется замена 2-х трансформаторов тока 110 кВ, находящихся в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Донская" - на подстанции требуется замена силового трансформатора (Т-2) мощностью 10 МВА, находящегося в непригодном состоянии. Также требуется замена выключателя 110 кВ на элегазовый и установка 1 шкафа УРЗА.

- ПС "Троекурово" - на подстанции необходимо заменить 8 масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. Также необходима замена 8 комплектов РЗА 10 кВ (5 шт. РЗА линий 10 кВ, 2 шт. РЗА ввода тр-ра 10 кВ, 1 шт. РЗА СВ 10 кВ), 8 шт. терминала.

- ПС "Кашары" - для повышения надежности сети необходима замена ОД и КЗ на ячейки элегазовых выключателей 110 кВ. Также требуется установка 2 к-тов трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.).

Лебедянский участок службы подстанций

- ПС "Лебедянь" - на подстанции необходима замена силового трансформатора мощностью 16 МВА, находящегося в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Лутошкино" - для повышения надежности, необходимо довести ОРУ 110 кВ до схемы N 110-4Н, установив две ячейки элегазовых выключателей 110 кВ в цепи трансформаторов.

- ПС "Ольховец", "Круглое" - Для повышения надежности транзита необходимо выполнить реконструкцию РУ 110 кВ данных подстанций до схемы N 110-5АН. На ПС "Круглое" требуется установка 1 комплекта трансформаторов тока 110 кВ, УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (1 шт.).

- ПС "Нива" - Рекомендуется установить ячейку элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора. Также требуется установка 1 комплекта трансформаторов тока 110 кВ, 1 шкафа УРЗА.

- ПС "Чаплыгин" - на подстанции необходимо заменить 1 масляный выключатель 10 кВ на вакуумный. Также необходима установка 1 комплекта РЗА 10 кВ (1 шт. РЗА линии 10 кВ).

8.2.3. Анализ загрузки центров питания 110 кВ на настоящий момент

В таблице 8.14 представлен расчет пропускной способности центров питания филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера максимума нагрузки 2012 г., из которого видно, что уже в настоящее время на следующих подстанциях 110 кВ имеется дефицит трансформаторной мощности (с учетом существующих сетей связи 6 (10) - 35 кВ между подстанциями):

- ПС 110/10 кВ Двуречки (однотрансформаторная подстанция);

- ПС 110/35/10 кВ Чаплыгин (однотрансформаторная подстанция);

- ПС 110/6 кВ Привокзальная;

- ПС 110/35/10 кВ Долгоруково;

- ПС 110/35 кВ Т-3 Гидрооборудование (дефицит из-за отсутствия резерва 35 кВ на подстанции);

- ПС 110/35/10 кВ Хворостянка;

- ПС 110/35/6 кВ Новая Деревня.

Таблица 8.14

Расчет пропускной способности Центров питания филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера максимума нагрузки 2012 г.

N п/п	Наименование объекта центра питания, класс напряжения	Установленная мощность трансформаторов Sycт. с указанием их количества, шт./МВА	Суммарная полная мощность ЦП по результатам замеров максимума нагрузки Smax, MBA	Полная мощность, перераспределяемая в соответствии с ПТЭ, МВА за время		Полная мощность с учетом перераспределения, МВА	Допустимая нагрузка расчетная в режиме n-1, МВА	Дефицит/профицит ЦП, МВА
				МВА	Мин.
1	2	3	4	5	6	7	9	10	11
1	ПС 110/10 кВ Лев Толстой	10	2,50	2,50	60	0,00	2,50	0,00	0,00
2	ПС 110/10 кВ Двуречки	6,3	1,93	0,00	0	1,93	0,00	-1,93	-1,93
3	ПС 110/35/10 кВ Чаплыгин	6,3	4,70	2,00	120	2,70	2,00	-2,70	-2,70
4	ПС 110/6 кВ Агрегатная	16+16	16,56	0,77	30	15,79	16,80	1,01	1,01
5	ПС 110/6 кВ Западная	40+40	24,30	1,30	30	23,00	42,00	19,00	19,00
6	ПС 110/10 кВ Кашары	2,5+6,3	2,23	0,96	60	1,27	2,63	1,36	1,36
7	ПС 110/10 кВ Тербунский гончар	25+25	0,42	0,00	0	0,42	26,25	25,83	25,83
8	ПС 110/6 кВ Табак	16+16	8,05	3,10	20	4,95	16,80	11,85	11,85
9	ПС 110/10 кВ Лукошкино	10+2,5	0,94	0,30	30	0,64	2,63	1,99	1,99
10	ПС 110/10 кВ Нива	10+10	7,30	2,60	120	4,70	10,50	5,80	5,80
11	ПС 110/10 кВ Ольховец	2,5+2,5	1,56	0,00	0	1,56	2,63	1,07	1,07
12	ПС 110/10 кВ Куймань	2,5+2,5	0,80	0,00	0	0,80	2,63	1,83	1,83
13	ПС 110/10 кВ Лутошкино	2,5+2,5	0,09	0,09	60	0,00	2,63	2,63	2,63
14	ПС 110/10 кВ Круглое	2,5+2,5	0,40	0,10	60	0,30	2,63	2,33	2,33
15	ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная	40+40	42,20	3,20	100	39,00	42,00	3,00	3,00
16	ПС 110/6 кВ Привокзальная	20+20+25	45,14	1,38	30	43,76	42,00	-1,76	-1,76
17	ПС 110/10/6 кВ Южная	40+40	42,04	3,00	240	39,04	42,00	2,96	2,96
18	ПС 110/6 кВ Ситовка	10+10	3,79	0,84	60	2,95	10,50	7,55	7,55
19	ПС 110/6 кВ ЛТП	6,3+10	2,49	0,00	0	2,49	6,62	4,13	4,13
20	ПС 110/6 кВ КПД	10+16	4,67	0,00	0	4,67	10,50	5,83	5,83
21	ПС 110/10 кВ Октябрьская	40+40	27,82	0,60	45	27,22	42,00	14,78	14,78
22	ПС 110/10 кВ Манежная	40+40	1,04	0,00	0	1,04	42,00	40,96	40,96
23	ПС 110/10 кВ Университетская	40+40	0,70	0,00	0	0,70	42,00	41,30	41,30
24	ПС 110/6 кВ Тепличная	15+15	6,40	1,20	60	5,20	15,75	10,55	10,55
25	ПС 110/6 кВ Трубная-2	25+25	5,00	0,00	0	5,00	26,25	21,25	21,25
26	ПС 110/6 кВ ГПП-2 ЛТЗ	63+63	14,13	0,00	0	14,13	66,15	52,02	52,02
27	ПС 110/35/10 кВ Тербуны-110	10+10	11,41	1		10,41	10,50	0,09	0,09
	Ном. мощность СН, МВА	10+10	3,19	1	30	2,19	10,50	8,31
	Ном. мощность НН, МВА	10+10	8,22	0,00	0	8,22	10,50	2,28
28	ПС 110/35/10 кВ Долгоруково	6,3+10	10,90	3,5		7,40	6,62	-0,78	-0,78
	Ном. мощность СН, МВА	6,3+10	7,35	2	45	5,35	6,62	1,27
	Ном. мощность НН, МВА	6,3+10	3,55	1,50	140	2,05	6,62	4,57
29	ПС 110/35/10 кВ Волово	10+10	3,13	1,5		1,63	10,50	8,87	7,88
	Ном. мощность СН, МВА	10+10	0,01	1	60	-0,99	10,50	11,49
	Ном. мощность НН, МВА	10+10	3,12	0,50	120	2,62	10,50	7,88
30	ПС 110/35/10 кВ Измалково	10+10	7,51	1,35		6,16	10,50	4,34	4,34
	Ном. мощность СН, МВА	10+10	2,55	0,85	30	1,70	10,50	8,80
	Ном. мощность НН, МВА	10+10	4,96	0,50	30	4,46	10,50	6,04
31	ПС 110/35/10 кВ Гороховская	16+16	13,51	2,3		11,21	16,80	5,59	5,59
	Ном. мощность СН, МВА	16+16	9,15	1,8	30	7,35	16,80	9,45
	Ном. мощность НН, МВА	16+16	4,36	0,50	60	3,86	16,80	12,94
32	ПС 110/35/10 кВ Донская	10+10	4,67	2,70		1,97	10,50	8,53	7,07
	Ном. мощность СН, МВА	10+10	1,24	2,7	30	-1,46	10,50	11,96
	Ном. мощность НН, МВА	10+10	3,43	0,00	0	3,43	10,50	7,07
33	ПС 110/35/10 кВ Лебедянь	16+16	19,43	11,30		8,13	16,80	8,67	8,67
	Ном. мощность СН, МВА	16+16	8,30	8,3	60	0,00	16,80	16,80
	Ном. мощность НН, МВА	16+16	11,13	3,00	120	8,13	16,80	8,67
34	ПС 110/35/10 кВ Чаплыгин - новая	16+16	8,77	5,8		2,97	16,80	13,83	13,83
	Ном. мощность СН, МВА	16+16	4,30	4,3	30	0,00	16,80	16,80
	Ном. мощность НН, МВА	16+16	4,47	1,50	100	2,97	16,80	13,83
35	ПС 110/35/10 кВ Компрессорная	16+16	6,50	4		2,50	16,80	14,30	14,30
	Ном. мощность СН, МВА	16+16	4,00	2,5	30	1,50	16,80	15,30
	Ном. мощность НН, МВА	16+16	2,50	1,50	60	1,00	16,80	15,80
36	ПС 110/35/10 кВ Россия	16+16	6,46	2,7		3,76	16,80	13,04	13,04
	Ном. мощность СН, МВА	16+16	5,60	2,2	90	3,40	16,80	13,40
	Ном. мощность НН, МВА	16+16	0,86	0,50	60	0,36	16,80	16,44
37	ПС 110/35/10 кВ Березовка	16+10	3,40	2,45		0,95	10,50	9,55	9,55
	Ном. мощность СН, МВА	16+10	2,20	2,2	60	0,00	10,50	10,50
	Ном. мощность НН, МВА	16+10	1,20	0,25	60	0,95	10,50	9,55
38	ПС 110/35/10 кВ Астапово	16+16	5,50	4,8		0,70	16,80	16,10	16,10
	Ном. мощность СН, МВА	16+16	2,30	2,3	60	0,00	16,80	16,80
	Ном. мощность НН, МВА	16+16	3,20	2,50	120	0,70	16,80	16,10
39	ПС 110/35/10 кВ Химическая	16+16	6,61	5,2		1,41	16,80	15,39	15,39
	Ном. мощность СН, МВА	16+16	4,70	4	60	0,70	16,80	16,10
	Ном. мощность НН, МВА	16+16	1,91	1,20	60	0,71	16,80	16,09
40	ПС 110/35/6 кВ Бугор	63+63	29,59	0		29,59	66,15	35,56	35,56
	Ном. мощность СН, МВА	63+63	11,59	0	0	11,59	66,15	54,56
	Ном. мощность НН, МВА	63+63	18,00	0,00	0	18,00	66,15	47,15
41	ПС 110/35/6 кВ Цементная	40+32+63	49,15	2		47,15	75,60	28,45	28,45
	Ном. Мощность СН, МВА	40+63	16,87	2	60	14,87	42,00	27,13
	Ном. мощность НН, МВА	40+32+63	32,28	0,00	0	32,28	75,60	43,32
42	ПС 110/10/6 кВ Т-1, Т-2 Гидрооборудование	25+25	8,66	0		8,66	26,25	17,59	8,60
	Ном. Мощность НН 6 кВ, МВА	12,5+12,5	4,53	0	0	4,53	13,13	8,60
	Ном. мощность НН 10 кВ, МВА	12,5+12,5	4,13	0,00	0	4,13	13,13	9,00
	ПС 110/35 кВ Т-3 Гидрооборудование	31,5	8,44	5,50	30	2,94	5,50	-2,94	-2,94
43	ПС 110/35/10 кВ Усмань	16+16	16,05	5,83		10,22	16,80	6,58	6,58
	Ном. мощность СН, МВА	16+16	5,03	4,5	40	0,53	16,80	16,27
	Ном. мощность НН, МВА	16+16	11,02	1,33	100	9,69	16,80	7,11
44	ПС 110/35/10 кВ Аксай	10+10	3,42	1,1		2,32	10,50	8,18	7,96
	Ном. мощность СН, МВА	10+10	0,48	0,7	120	-0,22	10,50	10,72
	Ном. мощность НН, МВА	10+10	2,94	0,40	70	2,54	10,50	7,96
45	ПС 110/35/10 кВ Никольская	6,3+6,3	5,65	2,63		3,02	6,62	3,60	3,60
	Ном. мощность СН, МВА	6,3+6,3	4,60	1,9	120	2,70	6,62	3,92
	Ном. мощность НН, МВА	6,3+6,3	1,05	0,73	60	0,32	6,62	6,30
46	ПС 110/35/10 кВ Хворостянка	10+16	14,83	1,56		13,27	10,50	-2,77	-2,77
	Ном. мощность СН, МВА	10+16	12,07	1,2	40	10,87	10,50	-0,37
	Ном. мощность НН, МВА	10+16	2,76	0,36	140	2,40	10,50	8,10
47	ПС 110/35/10 кВ Добринка	16+10	9,16	6,1		3,06	10,50	7,44	7,44
	Ном. мощность СН, МВА	16+10	3,31	3,1	120	0,21	10,50	10,29
	Ном. мощность НН, МВА	16+10	5,85	3,00	290	2,85	10,50	7,65
48	ПС 110/35/10 кВ Верхняя Матренка	6,3+6,3	2,51	1,24		1,27	6,62	5,35	5,35
	Ном. мощность СН, МВА	6,3+6,3	1,44	0,9	40	0,54	6,62	6,08
	Ном. мощность НН, МВА	6,3+6,3	1,07	0,34	150	0,73	6,62	5,89
49	ПС 110/35/10 кВ Казинка	16+16	22,03	7,72		14,31	16,80	2,49	2,49
	Ном. мощность СН, МВА	16+16	14,66	6,40	60	8,26	16,80	8,54
	Ном. мощность НН, МВА	16+16	7,37	1,32	40	6,05	16,80	10,75
50	ПС 110/35/10 кВ Доброе	16+16	12,45	4,6		7,85	16,80	8,95	8,95
	Ном. мощность СН, МВА	16+16	7,43	3,6	60	3,83	16,80	12,97
	Ном. мощность НН, МВА	16+16	5,02	1,00	100	4,02	16,80	12,78
51	ПС 110/35/6 кВ Новая Деревня	10+6,3	9,90	2,92		6,98	6,62	-0,37	-0,37
	Ном. мощность СН, МВА	10+6,3	7,20	2,1	60	5,10	6,62	1,52
	Ном. мощность НН, МВА	10+6,3	2,70	0,82	70	1,88	6,62	4,74
52	ПС 110/35/6 кВ Вербилово	10+6,3	3,59	2,5		1,09	6,62	5,53	5,53
	Ном. мощность СН, МВА	10+6,3	2,57	2,5	60	0,07	6,62	6,55
	Ном. мощность НН, МВА	10+6,3	1,02	0	0	1,02	6,62	5,60
53	ПС 110/35/10 кВ Хлевное	16+16	13,94	1,8		12,14	16,80	4,66	4,66
	Ном. мощность СН, МВА	16+16	8,43	1	60	7,43	16,80	9,37
	Ном. мощность НН, МВА	16+16	5,51	0,80	50	4,71	16,80	12,09
54	ПС 110/35/10 кВ Набережное	6,3+10	3,02	1,20		1,82	6,62	4,80	4,80
	Ном. мощность СН, МВА	6,3+10	1,95	1,2	10	0,75	6,62	5,87
	Ном. мощность НН, МВА	6,3+10	1,07	0,00	0	1,07	6,62	5,55
55	ПС 110/35/10 кВ Троекурово	10+6,3	1,10	0,80		0,30	6,62	6,32	6,32
	Ном. мощность СН, МВА	10+6,3	0,50	0,5	60	0,00	6,62	6,62
	Ном. мощность НН, МВА	10+6,3	0,60	0,30	120	0,30	6,62	6,32

Примечание. Цветом выделены центры питания 110 кВ на которых имеется дефицит трансформаторной мощности.

8.2.4. Анализ загрузки ВЛ 110 кВ на настоящий момент

На рисунках 0.1 - 0.3 (Приложение Д) представлены схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше Липецкой энергосистемы в нормальном режиме в зимний максимум 2012 г., летний максимум 2012 г., летний минимум 2012 г.

В таблицах 8.15 - 8.16 представлены данные о загрузке ВЛ 110 кВ в зимний максимум 2012 г. и летний максимум 2012 г. соответственно с разбивкой по участкам электрических сетей.

Таблица 8.15

Липецкий участок службы воздушных линий (зимний максимум 2012 г.)

Наименование ВЛ	Марка и сечение провода	Дл. доп. ток при температуре минус 5 °С, А	Загрузка, МВт/МВар	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
"2А Левая"	АС-185	657	15,9/12,1	99	15,07
"2А Правая"	АС-185	657	15,9/12,1	99	15,07
"Бугор Левая"	АС-185; АС-240	657	40,9/21,9	232	35,31
"Бугор Правая"	АС-185; АС-240	657	40,9/21,9	232	35,31
"В. Матренка"	АС-120	503	5,7/0,7	32	6,36
"Вербилово Левая"	АС-185	657	6,3/1	34	5,18
"Вербилово Правая"	АС-185	657	6,8/2	38	5,78
участок Вербилово - Хлевное 1	АС-95	425	4,06/1,4	24	5,65
участок Вербилово - Хлевное 2	АС-95	425	6,1/2,8	37	8,71
"Двуречки Левая"	АЖ-120; АС-120	503	22,1/9,3	120	23,86
"Двуречки Правая"	АЖ-120; АС-120	503	21,1/9,6	116	23,06
"Добринка-1"	АС-120	503	4/2,3	24	4,77
"Добринка-2"	АС-120	503	4,1/0	23	4,57
"Доброе Левая"	АС-120	503	6,2/1,6	35	6,96
"Доброе Правая"	АС-120	503	4,8/2,2	30	5,96
"Кольцевая Левая"	АС-185; ПвПу2г1*185/95/-64/110	657	22,6/7	118	17,96
"Кольцевая Правая"	АС-185; ПвПу2г1*185/95/-64/110	657	20,7/5,8	107	16,29
"ЛТП Левая"	АС-70; АС-95; АС-120	341	2,1/0,8	12	3,52
"ЛТП Правая"	АС-70; АС-95; АС-120	341	4,1/1,7	23	6,74
"Московская Левая"	АС-185	657	34,1/13,8	188	28,61
"Московская Правая"	АС-185	657	34,1/13,8	188	28,61
"Привокзальная Левая"	АС-185; АС-95; АС-120	657	18,5/9	106	16,13
"Привокзальная Правая"	АС-185; АС-95; АС-120	657	7,4/4,7	45	6,85
отп. на Привокзальную 1	АС-95	425	28,5/11,8	159	37,41
отп. на Привокзальную 2	АС-95	425	14,3/6,3	80	18,82
Промышленная	АС-185	657	9,3/2	48	7,31
Связь Левая	АС0-300	890	0	0	0,00
Связь Правая	АС0-300	890	0	0	0,00
Сухая Лубна	АС-185	657	8/1,8	43	6,54
"Трубная Левая"	АС-185; АС-120; АС-95	503	9,3/3,2	51	10,14
"Трубная Правая"	АС-185; АС-120; АС-95	503	7,7/2,7	42	8,35
"ТЭЦ-2 Левая"	АС-185	657	8,9/1,9	45	6,85
"ТЭЦ-2 Правая"	АС-185	657	8,9/1,9	45	6,85
"Усмань Левая"	АС-95; АС-120	503	16,0/5,0	86	17,10
"Усмань Правая"	АС-95; АС-120	425	14,8/4,8	80	18,82
"Хворостянка"	АС-120; АС-95	425	14,8/4,1	79	18,59
"Цементная Левая"	АС-185	657	49,4/20,7	270	41,10
"Цементная Правая"	АС-185	657	50,4/21	275	41,86
"Центролит Левая"	АС-185	657	7,2/4,9	45	6,85
"Центролит Правая"	АС-185	657	3,6/2,5	23	3,50
Чугун Левая	АС-185	657	44,5/11,7	230	35,01
Чугун Правая	АС-185	657	44,5/11,7	230	35,01

Продолжение таблицы 8.15

Лебедянский участок службы воздушных линий (зимний максимум 2012 г.)

Наименование ВЛ	Марка и сечение провода	Дл. доп. ток при температуре минус 5 °С, А	Загрузка, МВт/МВар	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
Лебедянь Левая	АС-150	580	7,9/1,2	42	7,24
Лебедянь Правая	АС-150/19; АС-150/24	580	3,8/1,8	24	4,14
Заход Левая	АС-120/19; АС-150/24	503	15,7/5,9	86	17,10
Заход Правая	АС-120/19; АС-150/24	503	15,7/5,9	86	17,10
Машзавод Левая	АС-120/19	503	5,8/2,8	34	6,76
Машзавод Правая	АС-120/19	503	6/2,9	34	6,76
Химическая-1	АС-185/24	657	13,9/4,2	76	11,57
Данков	АС-150/19	580	2/0,6	11	1,90
ТЭЦ - Доломитная	АС-150/19; АС-150/24	580	2,5/0,6	14	2,41
Доломитная	АС-150/19	580	3,5/0,9	19	3,28
Заводская Левая	АС-150/19	580	4,5/1,1	24	4,14
Заводская Правая	АС-150/19	580	4,5/1,1	24	4,14
Березовка	АС-95/16	425	2,8/0,1	18	4,24
Золотуха	АС-120/19	503	10,8/2,5	56	11,13
Круглое	АС-120/19	503	10,3/2,6	55	10,93
Чаплыгин-1	АС-150/24	503	4,1/1,7	23	4,57
ВЛ Чаплыгин-2	АС-150/24	503	10,1/9,6	72	14,31
ВЛ Лутошкино Левая	АЖ-120; АС-95/16	425	8,1/2,9	46	10,82
ВЛ Лутошкино Правая	АЖ-120; АС-95/16	425	1/0,7	6	1,41
Ольховец	АС-95/16; АС-120/19	425	12,2/2,2	64	15,06
Компрессорная Правая	АС-120/19	503	0,7/5,4	28	5,57
ВЛ Компрессорная Левая	АС-120/19	503	0,7/5,4	28	5,57
Лев Толстой	АС-120/19	503	16,1/5,1	88	17,50
Троекурово	АС-120/19	503	3,7/0,6	20	3,98
Чаплыгин с отп. на ПС Чаплыгин Старая	АС-120/19; АС-150/19	503	6,7/2,7	41	8,15

Продолжение таблицы 8.15

Елецкий участок службы воздушных линий (зимний максимум 2012 г.)

Наименование ВЛ	Марка и сечение провода	Дл. доп. ток при температуре минус 5 °С, А	Загрузка, МВт/МВар	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
Волово	АС-150	580	2,8/0,2	17	2,93
Гороховская Левая	АС-95	425	6,5/3,3	39	9,18
Гороховская Правая	АС-120	503	8,9/3,7	50	9,94
Тербуны нов.	АС-150	580	4,6/0,6	25	4,31
Донская Левая	АС-185	657	9,1/2,3	49	7,46
Донская Правая	АС-185	657	8,7/2,5	47	7,15
Елецкая - тяговая левая	АС-150	580	2,5/1,7	16	2,76
Елецкая - тяговая правая	АС-150	580	2,5/1,7	16	2,76
Заречная Левая	АС-185	657	1/0,6	6	0,91
Заречная Правая	АС-185	657	1/0,6	6	0,91
Измалково Левая	АС-120	503	3/0	18	3,58
Измалково Правая	АС-120	503	3,3/0	19	3,78
Касторная	АС-95	425	3/0,3	18	4,24
Компрессорная Левая	АС-185	657	2,5/0,8	14	2,13
Компрессорная Правая	АС-185	657	0	0	0,00
Набережная	АС-95; АС-120; АС-150	425	2,9/1,2	18	4,24
Становая Левая	АС-150	580	11,7/2,6	62	10,69
Становая Правая	АС-150	580	13,4/4,3	73	12,59
Табак Левая	АС-120	503	4,6/2	26	5,17
Табак Левая	АС-120	503	3/1,2	17	3,38
ВЛ-110 кВ Тербуны-II	АС-95; АС-150	425	0	0	0,00
ВЛ-110 кВ Тербуны - тяговая	АС-150	580	7/1,9	38	6,55
Хитрово - тяга - левая	АС-150	580	0	0	0,00
Хитрово - тяга - правая	АС-150	580	0	0	0,00
Центральная Левая	АС-185	657	19,8/9,5	117	17,81
Центральная Правая	АС-185	657	15,7/7,3	88	13,39

Таблица 8.16

Липецкий участок службы воздушных линий (летний максимум 2012 г.)

Наименование ЛЭП	Марка и сечение провода/кабеля	Дл. доп. ток при температуре +35 °С, А	Загрузка, МВт/МВар	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
"2А Левая"	АС-185	448	16,8/4,4	87	19,42
"2А Правая"	АС-185	448	16,8/4,4	87	19,42
"Бугор Левая"	АС-185; АС-240	448	28,6/13,1	157	35,04
"Бугор Правая"	АС-185; АС-240	448	29,2/13,3	160	35,71
"В. Матренка"	АС-120	343	2,6/0,3	15	4,37
"Вербилово Левая"	АС-185	448	3,4/0,2	17	3,79
"Вербилово Правая"	АС-185	448	2,9/0,2	15	3,35
участок Вербилово - Хлевное 1	АС-95	290	1,8/0,3	11	3,79
участок Вербилово - Хлевное 2	АС-95	290	2,5/0,8	15	5,17
"Двуречки Левая"	АЖ-120; АС-120	343	10,6/3,4	56	16,33
"Двуречки Правая"	АЖ-120; АС-120	343	16,4/9,2	94	27,41
"Добринка-1"	АС-120	343	2,1/1,9	12	3,50
"Добринка-2"	АС-120	343	2,7/0,6	15	4,37
"Доброе Левая"	АС-120	343	3/0,3	17	4,96
"Доброе Правая"	АС-120	343	3,1/1	19	5,54
"Кольцевая Левая"	АС-185; ПвПу2г1*185/95/-64/110	448	15,4/3,8	79	17,63
"Кольцевая Правая"	АС-185; ПвПу2г1*185/95/-64/110	448	15,1/4	78	17,41
"ЛТП Левая"	АС-70; АС-95; АС-120	233	1,6/0,6	9	3,86
"ЛТП Правая"	АС-70; АС-95; АС-120	233	1,8/0,7	10	4,29
"Московская Левая"	АС-185	448	40,6/10,4	209	46,65
"Московская Правая"	АС-185	448	40,6/10,4	209	46,65
"Привокзальная Левая"	АС-185; АС-95; АС-120	448	30,8/7,6	159	35,49
"Привокзальная Правая"	АС-185; АС-95; АС-120	448	19,3/3,3	98	21,88
отп. на Привокзальную 1	АС-95	290	23,7/9,5	128	44,14
отп. на Привокзальную 2	АС-95	290	9,0/4	49	16,90
Промышленная	АС-185	448	1/3,7	20	4,46
Связь Левая	АС0-300	607	0	0	0,00
Связь Правая	АС0-300	607	0	0	0,00
Сухая Лубна	АС-185	448	5,9/6	45	10,04
"Трубная Левая"	АС-185; АС-120; АС-95	343	5,5/3,6	34	9,91
"Трубная Правая"	АС-185; АС-120; АС-95	343	6,4/2,7	36	10,50
"ТЭЦ-2 Левая"	АС-185	448	0,9/3,5	18	4,02
"ТЭЦ-2 Правая"	АС-185	448	0,9/3,5	18	4,02
"Усмань Левая"	АС-95; АС-120	343	9,1/2	48	13,99
"Усмань Правая"	АС-95; АС-120	290	9,4/2	50	17,24
"Хворостянка"	АС-120; АС-95	290	6,9/1,5	37	12,76
"Цементная Левая"	АС-185	448	22,9/15,9	140	31,25
"Цементная Правая"	АС-185	448	31,8/20,7	189	42,19
"Центролит Левая"	АС-185	448	4,7/3	28	6,25
"Центролит Правая"	АС-185	448	4,8/3,9	31	6,92
Чугун Левая	АС-185	448	11,9/11,7	84	18,75
Чугун Правая	АС-185	448	11,9/11,7	84	18,75

Продолжение таблицы 8.16

Лебедянский участок службы воздушных линий (летний максимум 2012 г.)

Наименование ВЛ	Марка и сечение провода	Дл. доп. ток при температуре +35 °С, А	Загрузка, МВт/МВар	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
Лебедянь Левая	АС-150	396	4,2/6,1	41	10,35
Лебедянь Правая	АС-150/19; АС-150/24	396	4,4/4,2	31	7,83
Заход Левая	АС-120/19; АС-150/24	343	8,7/0,9	44	12,83
Заход Правая	АС-120/19; АС-150/24	343	8,7/0,9	44	12,83
Машзавод Левая	АС-120/19	343	3,1/1,1	17	4,96
Машзавод Правая	АС-120/19	343	3,1/1,1	17	4,96
Химическая-1	АС-185/24	448	8,7/5,2	54	12,05
Данков	АС-150/19	396	1,5/0,6	9	2,27
ТЭЦ - Доломитная	АС-150/19; АС-150/24	396	4,3/3,5	29	7,32
Доломитная	АС-150/19	396	0	0	0,00
Заводская Левая	АС-150/19	396	1,5/0,3	8	2,02
Заводская Правая	АС-150/19	396	1,5/0,3	8	2,02
Березовка	АС-95/16	290	1,8/0,1	13	4,48
Золотуха	АС-120/19	343	6,7/2,4	36	10,50
Круглое	АС-120/19	343	6,5/2,7	36	10,50
Чаплыгин-1	АС-150/24	343	1/0,9	8	2,33
ВЛ Чаплыгин-2	АС-150/24	343	2,8/0,2	15	4,37
ВЛ Лутошкино Левая	АЖ-120; АС-95/16	290	3,7/1,2	22	7,59
ВЛ Лутошкино Правая	АЖ-120; АС-95/16	290	0,9/0,7	6	2,07
Ольховец	АС-95/16; АС-120/19	290	7,5/1,9	40	13,79
Компрессорная Правая	АС-120/19	343	3,2/0,9	17	4,96
ВЛ Компрессорная Левая	АС-120/19	343	3,2/0,9	17	4,96
Лев Толстой	АС-120/19	343	10/5,7	61	17,78
Троекурово	АС-120/19	343	2,2/0,6	12	3,50
Чаплыгин с отп. на ПС Чаплыгин Старая	АС-120/19; АС-150/19	343	5,7/4,2	40	11,66

Продолжение таблицы 8.16

Елецкий участок службы воздушных линий (летний максимум 2012 г.)

Наименование ВЛ	Марка и сечение провода	Дл. доп. ток при температуре +35 °С, А	Загрузка, МВт/МВар	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
Волово	АС-150	396	1,7/0	11	2,78
Гороховская Левая	АС-95	290	5/2,6	30	10,34
Гороховская Правая	АС-120	343	1,4/0,7	9	2,62
Тербуны нов.	АС-150	396	2,5/0,1	15	3,79
Донская Левая	АС-185	448	3,7/7,5	42	9,38
Донская Правая	АС-185	448	7,5/4,3	44	9,82
Елецкая - тяговая левая	АС-150	396	3,5/2,7	23	5,81
Елецкая - тяговая правая	АС-150	396	3,5/2,7	23	5,81
Заречная Левая	АС-185	448	3,9/4	28	6,25
Заречная Правая	АС-185	448	3,9/4	28	6,25
Измалково Левая	АС-120	343	0,4/1,2	6	1,75
Измалково Правая	АС-120	343	2/0,1	13	3,79
Касторная	АС-95	290	3/4,6	28	9,66
Компрессорная Левая	АС-185	448	1/0,8	8	1,79
Компрессорная Правая	АС-185	448	0	0	0,00
Набережная	АС-95; АС-120; АС-150	290	1,2/0,5	9	3,10
Становая Левая	АС-150	396	7/1,8	37	9,34
Становая Правая	АС-150	396	10,1/3,4	56	14,14
Табак Левая	АС-120	343	7,7/4,58	46	13,41
Табак Левая	АС-120	343	0	0	0,00
ВЛ-110 кВ Тербуны-II	АС-95; АС-150	290	0	0	0,00
ВЛ-110 кВ Тербуны - тяговая	АС-150	396	5/1,9	27	6,82
Хитрово - тяга - левая	АС-150	396	0	0	0,00
Хитрово - тяга - правая	АС-150	396	0	0	0,00
Центральная Левая	АС-185	448	9,1/5,3	53	11,83
Центральная Правая	АС-185	448	9,35/5,4	55	12,28

Как видно из таблицы 8.15 загрузка ВЛ 110 кВ в зимний максимум энергосистемы 2012 г. находилась в пределах следующих значений (процент загрузки от длительно допустимого тока линии при температуре минус 5 °С):

- Липецкий участок от 3,5% до 42%;

- Лебедянский участок от 1,4% до 17,5%;

- Елецкий участок от 0,9% до 17,8%.

Как видно из таблицы 8.16 загрузка ВЛ 110 кВ в летний максимум энергосистемы 2012 г. находилась в пределах следующих значений (процент загрузки от длительно допустимого тока линии при температуре +35 °С):

- Липецкий участок от 3,35% до 46,7%;

- Лебедянский участок от 2% до 17,8%;

- Елецкий участок от 1,75% до 14,1%.

8.3. Решения по электрическим сетям 110 кВ

В период рассматриваемой перспективы настоящей "Схемой" предусматривается дальнейшее развитие сетей 110 кВ Липецкой энергосистемы. Развитие электрических сетей определяется, в основном, развитием энергоисточников, темпами роста и распределения электрических нагрузок на рассматриваемой территории, необходимость обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в повышении надежности электроснабжения существующих и вновь сооружаемых объектов.

Схема сети 110 кВ, а также предварительные параметры линий и подстанций, определяются в процессе решения основных вопросов, позволяющих:

- ликвидировать "узкие места" в существующей схеме сетей 110 кВ;

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

- усилить электроснабжение отдельных электросетевых районов;

- обеспечить электроснабжение новых потребителей;

Электрические расчеты сети 110 кВ на расчетные года выполнены с целью:

- определения мест размещения новых подстанций;

- предварительного выбора схем электрических соединений электростанций и подстанций;

- определения сечения проводов ВЛ, числа и мощностей трансформаторов на подстанциях;

- выбора схемы сети;

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

- разработки мероприятий по снижению расхода электроэнергии;

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

Электрические расчеты выполняются для нормального максимального и наиболее тяжелого послеаварийного режимов работы сети 110 кВ, из условия, что в проектный год на всех подстанциях 110 кВ будут установлены устройства РПН.

В течение периода 2014 - 2018 г.г. зимний максимум нагрузки по энергосистеме достигнет в 2018 г. - 1968 МВт. В таблице 8.17 приведен перечень подстанций 220 и 110 кВ, на которых в период с 2013 по 2019 года прирост нагрузок на шинах 6 - 10 кВ, 35 кВ составит более 50 кВт. Прирост нагрузок по подстанциям учитывался с применением коэффициента попадания в максимум энергосистемы (коэффициента совмещения).

Таблица 8.17

Прирост нагрузок за период с 2013 по 2019 год

Наименование ПС	мощность ЦП по результатам замеров максимума нагрузки Smax, кВА	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	Всего 2013 - 2019, кВт
ПС 110/10 кВ Рождество	-	4 000,00	1 600,00	1 600,00	2 400,00	2 400,00	2 400,00	1 600,00	16 000,00
ПС 110/10 кВ Куймань	800		800,00						800,00
ПС 110/10 кВ ОЭЗ	-	6 080,00	3 360,00	2 040,00	2 400,00	1 600,00			15 480,00
ПС 110/10 кВ ОЭЗ Елецпром	-		3 120,00	1 120,00	1 120,00	2 080,00	3 200,00		10 640,00
ПС 110/35/10 кВ Компрессорная	6500	272,00	1 600,00	1 872,00	1 600,00		1 600,00	1 600,00	8 544,00
35 кВ		272,00		272,00
10 кВ			1 600,00	1 600,00	1 600,00		1 600,00	1 600,00
ПС 110/10 кВ Рошен	-	4 000,00	3 200,00	3 200,00	3 200,00	3 200,00	4 000,00	7 200,00	28 000,00
ПС 110/10 кВ Тербунский гончар	420			800,00	800,00	960,00		10 780,00	13 340,00
ПС 110/10/10 кВ Манежная	1040	4 838,20	4 088,00	1 735,00	344,00				11 005,20
ПС 110/10/10 кВ Университетская	700	953,30	1 840,00	1 600,00	4 264,90	4 453,50	4 396,50		17 508,20
ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная	42200		7 936,00	1 401,20	1 600,00	1 600,00	1 600,00	1 600,00	15 737,20
ПС 110/10/6 кВ Южная	42040		251,60						251,60
ПС 110/35/10 кВ Астапово	5500	824,00	320,00	320,00		430,40			1 894,40
ПС 110/35/10 кВ Волово	3130	640,00					272,00		912,00
ПС 110/35/10 кВ Гороховская	13510	800,00				406,10			1 206,10
ПС 110/35/10 кВ Доброе	12450						668,80	238,80	907,60
ПС 110/35/10 кВ Донская	4670		320,00				697,60	697,60	1 715,20
ПС 110/35/10 кВ Казинка	22030	1 056,00	288,40	448,00			132,00		1 924,40
35 кВ		272,00	288,40	448,00			132,00
10 кВ		784,00
ПС 110/35/10 кВ Лебедянь	19430	288,00	880,00	880,00		464,00	464,00		2 976,00
35 кВ			480,00	480,00
10 кВ		288,00	400,00	400,00		464,00	464,00
ПС 110/35/10 кВ Хворостянка	14830	176,00	616,00	176,00		272,00	428,80		1 668,80
35 кВ		176,00	616,00	176,00		272,00
10 кВ							428,80
ПС 110/35/10 кВ Химическая	6610	800,00	960,00	1 040,00	1 360,00	800,00			4 960,00
ПС 110/35/10 кВ Хлевное	13940		950,00	302,00	448,00	0,00	748,80	320,00	2 768,80
35 кВ			352,00
10 кВ			598,00	302,00	448,00		748,80	320,00
ПС 110/35/6 кВ Бугор	29590		1 006,70	1 372,00	1 751,60	400,00	489,60		5 019,90
ПС 110/35/6 кВ Цементная	49150			3 252,80	1 864,00	2 136,00	1 864,00	1 864,00	10 980,80
35 кВ				1 864,00	1 864,00	1 864,00	1 864,00	1 864,00
6 кВ				1 388,80		272,00
ПС 110/6 кВ Агрегатная	16560			247,20		499,20			746,40
ПС 110/6 кВ ГПП-2	14130	2 680,00	2 424,00	800,00	1 200,00	1 200,00	1 000,00	600,00	9 904,00
ПС 110/6 кВ Западная	24300	445,80	640,00		384,80	272,00			1 742,60
ПС 110/6 кВ КПД	4670		604,00		1 784,00	428,80			2 816,80
ПС 110/6 кВ Привокзальная	45140		116,00	124,00					240,00
ПС 110/6 кВ Тепличная	6400			400,00	880,00	1 240,00	400,00	400,00	3 320,00
ПС 110/6 кВ Трубная-2	5000		400,00	832,00	1 720,00	2 224,80	400,00	883,20	6 460,00
ПС 110/35/6 кВ Вербилово	3590		400,00		532,00				932,00
35 кВ			400,00		532,00
6 кВ
ПС 110/35/10 кВ Аксай	3420					272,00			272,00
35 кВ						272,00
10 кВ
ПС 110/35/10 кВ Долгоруково	10900	281,60				432,00	680,00		1 393,60
35 кВ		281,60				432,00	680,00
10 кВ
ПС 110/35/10 кВ Россия	6460		400,00	400,00		428,40			1 228,40
35 кВ			400,00	400,00		428,40
10 кВ
ПС 110/35/10 кВ Тербуны	11410	320,00							320,00
35 кВ		320,00
10 кВ
ПС 110/35 кВ Гидрооборудование		168,00	160,00						328,00
ПС 220/110 кВ Казинка	-		960,00	800,00	3 760,00	6 400,00	4 000,00		15 920,00
Итого прирост нагрузок, кВт		28 622,90	39 240,70	26 762,20	33 413,30	34 599,20	29 442,10	27 783,60	219 864,00

8.3.1. Решения по Липецкому участку службы подстанций и службы воздушных линий

ПС 110/6 кВ Привокзальная

В связи с тем, что основное оборудование ПС 110 кВ Привокзальная выработало свой срок эксплуатации и установленной мощности трансформаторов недостаточно для питания существующих потребителей (см. таблицу 8.14, раздел 8.2.1), требуется произвести реконструкцию данной подстанции с установкой двух трансформаторов 2 х 63 МВА. Реконструкцию подстанции планируется осуществить в период 2016 - 2017 г.г.

ПС 110/10/6 кВ Юго-Западная

В связи с ростом коммунально-бытовой и промышленной нагрузки в г. Липецке с питанием от ПС Юго-Западная до 2014 года необходимо увеличение трансформаторной мощности подстанции путем установки третьего трансформатора Т3 40 МВА с подключениям к секциям шин 110 кВ подстанции через развилку из выключателей. По информации филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" данные мероприятия по реконструкции ПС 110 кВ Юго-Западная выполняются в настоящий момент.

ПС 110/35/10 кВ Новая Деревня

В соответствии с таблицей 8.14 уже в 2012 г. по результатам замеров максимума нагрузки зимы 2012 г. загрузка трансформатора 6,3 МВА в режиме n-1 могла составить 6,98 МВА при допустимом значении 6,62 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 2,92 МВА). Загрузка трансформатора 6,3 МВА в зимний максимум 2018 г. в режиме n-1 составит 7,59 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 2,92 МВА). Исходя из этого, рекомендуется в 2014 г. произвести замену трансформатора Т2 6,3 МВА на подстанции.

Альтернативой замены Т2 6,3 МВА на ПС 110 кВ Новая Деревня может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Новая Деревня и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 0,97 МВА (с учетом существующего перераспределения).

ПС 110/35/10 кВ Хворостянка

В соответствии с таблицей 8.14 уже в 2012 г. по результатам замеров максимума нагрузки зимы 2012 г. загрузка трансформатора 10 МВА в режиме n-1 могла составить 13,27 МВА при допустимом значении 10,5 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,56 МВА). Загрузка трансформатора 10 МВА в максимум нагрузки подстанции в 2018 г. в режиме n-1 может составить 14,6 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1,56 МВА). Исходя из этого, рекомендуется произвести замену трансформатора Т2 10 МВА на подстанции. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2017 г.

Альтернативой замены Т2 10 МВА на ПС 110 кВ Хворостянка может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Хворостянка и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 4,1 МВА (с учетом существующего перераспределения).

ПС 110/35/10 кВ Казинка

Загрузка трансформатора 16 МВА в режиме n-1 на ПС 110 кВ Казинка в 2018 г. составит 16,93 МВА при допустимом значении 16,8 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 7,72 МВА по таблице 8.14). Исходя из этого, рекомендуется произвести замену трансформаторов 2 х 16 МВА на трансформаторы 2 х 25 МВА в 2018 г.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 110 кВ Казинка может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Казинка и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 0,13 МВА (с учетом существующего перераспределения).

ПС 110/35/10/6 кВ Гидрооборудование

Для питания сети 35 кВ на данной ПС установлен один трансформатор 110/35 кВ номинальной мощностью 31,5 МВА, его загрузка в зимний максимум 2012 г. составила 8,44 МВА, в зимний максимум 2018 года составит 8,75 МВА. Существующее значение перераспределения мощности при отключении данного трансформатора составляет 5,5 МВА, исходя из этого дефицит мощности в 2012 г. составил 2,94 МВА, в 2018 г. составит 3,25 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции требуется строительство дополнительных сетей связи по сети низкого напряжения между ПС 35 кВ, получающих питание от ПС Гидрооборудования, и близ расположенными ПС 35 - 110 кВ в размере не менее 3,25 МВА (с учетом существующего перераспределения).

ПС 110/10 кВ Двуречки

На данной подстанции установлен один трансформатор 110/10 кВ номинальной мощностью 6,3 МВА, его максимальная загрузка в 2012 г. составила 1,93 МВА, в 2018 г. также составит 1,93 МВА. Перераспределение мощности при отключении трансформатора 6,3 МВА по сетям низкого напряжения с другими ПС в настоящий момент отсутствует, исходя из этого, дефицит мощности составляет 1,94 МВА. Для снятия дефицита мощности на ПС требуется строительство сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 110 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 1,94 МВА, в ином случае потребуется установка второго трансформатора на подстанции.

Для электроснабжения новой кондитерской фабрики "Рошен", в районе д. Косыревка в 2013 году планируется завершение мероприятий по подключению абонентской ПС 110/10 кВ Рошен с двумя трансформаторами по 25 МВА и двухцепной ВЛ 110 кВ от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Правобережная (на данный момент ПС 110/10 кВ Рошен уже построена).

В период до 2018 г. в г. Липецк прогнозируется значительный прирост коммунально-бытовой нагрузки. В связи с этим, при строительстве новых центров питания и реконструкции существующих для подключения вновь появляющихся потребителей электроэнергии требуется проверка достаточности пропускной способности сети 110 кВ.

На рисунках NN 1 - 48 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний/летний максимумы, летний минимум 2014 - 2018 г.г., позволяющие оценить загрузку ВЛ 110 кВ в г. Липецк. (все рисунки представлены в приложении Е). Послеаварийные режимы в летний максимум, летний минимум для сети 110 кВ Липецкого энергоузла проводятся при аварийном отключении одного элемента сети с наложением на ремонт другого (критерий n-2 в данном случае применяется для сети 110 кВ, т.к. сеть 110 кВ в данном районе несет функции основной сети и оказывает непосредственное влияние на сеть 220 кВ).

На рисунке 1 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2014 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 487 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2014 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 140 МВт (см. рис. 2).

На рисунке 3 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2015 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 487 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2015 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 140 МВт (см. рис. 4).

На рисунке 5 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2015 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 459 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего минимума 2015 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 119 МВт (см. рис. 6).

На рисунке 7 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2016 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 495 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2016 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 145 МВт (см. рис. 8).

На рисунке 9 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2016 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 464 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего минимума 2016 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 122 МВт (см. рис. 10).

На рисунке 11 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2017 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 503 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2017 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 150 МВт (см. рис. 12).

На рисунке 13 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2017 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 472 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего минимума 2017 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 130 МВт (см. рис. 14).

На рисунке 15 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 499 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2018 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 148 МВт (см. рис. 16).

На рисунке 17 представлен послеаварийный режим в летний минимум 2018 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 99 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 470 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С. Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего минимума 2018 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 130 МВт (см. рис. 18).

Из вышеприведенных расчетов послеаварийных режимов на уровни нагрузок летнего максимума, летнего минимума 2014 - 2018 годов следует, что при ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая либо Правая во избежание перегрузки оставшейся в работе ВЛ 110 кВ требуется, чтобы генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее:

- летний максимум 2014 г. - 140 МВт;

- летний максимум 2015 г. - 140 МВт;

- летний минимум 2015 г. - 119 МВт;

- летний максимум 2016 г. - 145 МВт;

- летний минимум 2016 г. - 122 МВт;

- летний максимум 2017 г. - 150 МВт;

- летний минимум 2017 г. - 130 МВт;

- летний максимум 2018 г. - 148 МВт;

- летний минимум 2018 г. - 130 МВт.

Аналогичная ситуация с перегрузкой ВЛ 110 кВ Московская происходит в летние максимумы 2014 - 2018 г. в послеаварийных режимах "Отключена 2 сек. СШ 1 110 кВ Липецкой ТЭЦ - 2, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 до аварии 99 МВт", представленных на рис. 19 - 28. Наибольшая перегрузка ВЛ 110 кВ Московская правая составляет 472 А в летний максимум 2017 г. (рис. 25). Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ требуется, чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2017 г. при ремонте ВЛ Московская Левая/Правая генерация Липецкой ТЭЦ-2 составляла не менее 119 МВт (см. рис. 26).

Исходя из вышесказанного, реконструкции ВЛ 110 кВ Московская Левая, Правая при принятом в работе потреблении на пятилетний период не требуется.

На рисунках 29 и 30 представлены послеаварийные режимы в летний максимум и летний минимум 2018 г. "Отключена 2 сек. СШ 2 110 кВ Липецкой ТЭЦ -2, в ремонте ВЛ 110 кВ Ситовка - Липецкая ТЭЦ-2 1. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 до аварии 270 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт". Данные режимы позволяют оценить максимальную загрузку ВЛ 110 кВ Чугун за пятилетний период, рассматриваемый в данной работе. Из данных режимов следует, что перегрузка ВЛ 110 кВ Чугун отсутствует (загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Чугун Правая составляет в летний максимум 2018 г. - 432 А, в летний минимум 2018 г. - 340 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С), т.е. реконструкции двухцепной ВЛ 110 кВ Чугун при принятом в работе потреблении на пятилетний период не требуется.

На рисунках 31 - 43 представлен ряд послеаварийных режимов в зимний/летний максимумы 2018 г., летний минимум 2018 г., позволяющих оценить максимальную загрузку сети 110 кВ в районе г. Липецка:

- рис. 31 Зимний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;

- рис. 32 Зимний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1;

- рис. 33 Зимний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая;

- рис. 34 Зимний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Цементная Левая;

- рис. 35 Зимний максимум 2018 г. Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол;

- рис. 36 Летний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Бугор Левая;

- рис. 37 Летний максимум 2018 г. Отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка;

- рис. 38 Летний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Цементная Левая, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1;

- рис. 39 Летний максимум 2018 г. Отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Чугун;

- рис. 40 Летний максимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая;

- рис. 41 Летний максимум 2018 г. Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка 1;

- рис. 42 Летний минимум 2018 г. Отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка;

- рис. 43 Летний минимум 2018 г. Отключена ВЛ 110 кВ Привокзальная Левая, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая.

Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 3.31 - 3.43) следует, что перегрузка электросетевых объектов отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.

Далее справочно приводятся расчеты послеаварийных режимов в сети 110 кВ Липецкого энергоузла на последний год планирования (2018 г.) в случае набора нагрузки на ПС 220 кВ Казинка (потребители ОЭЗ ППТ Липецк), ПС 110 кВ Привокзальная (с учетом реконструкции на 2 х 63 МВА) и ПС 110 кВ Юго-Западная в соответствии с подключением всех возможных потребителей (всех ТУ) на данные подстанции (по ПС Казинка - в соответствии с прогнозом потребления мощности, полученным от ОЭЗ ППТ Липецк). Принятые нагрузки по подстанциям представлены в таблице 8.18.

Таблица 8.18

Наименование центра питания	Расчетная нагрузка в летний максимум 2018 г., МВт
ПС 220 кВ Казинка	140
ПС 110 кВ Юго-западная	75
ПС 110 кВ Привокзальная	58,8

Примечание: нагрузка по ПС 110 кВ принята исходя из 5% перегрузки трансформатора подстанции в режиме n-1, нагрузка ПС 220 кВ Казинка принята с учетом коэффициента совмещения равного 0,8 и коэффициента 0,9 для летнего максимума относительно зимнего.

На рисунке 44 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "Отключена ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 100 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 605 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С (510 А - при температуре +25 °С). Во избежание перегрузки данной ВЛ 110 кВ, требуется чтобы на уровне нагрузок летнего максимума 2018 г. в нормальном режиме генерация Липецкой ТЭЦ-2 практически постоянно составляла не менее 240 МВт (см. рис. 45), в то время как по режиму тепловых нагрузок станции летнего периода оптимальная величина генерации 100 МВт.

На рисунке 46 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 100 МВт", при этом загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Московская Правая составит 748 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С (510 А - при температуре +25 °С). Для предотвращения токовой перегрузки выше указанной ВЛ 110 кВ возможно превентивное увеличение генерации Липецкой ТЭЦ-2 в при ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая/Правая. Однако, следует отметить, что максимальная генерация Липецкой ТЭЦ-2 в летний период не может превышать 270 МВт. На рис. 47 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "Отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Сокол, в ремонте ВЛ 110 кВ Московская Левая. Генерация Липецкой ТЭЦ-2 270 МВт", при этом сохраняется перегрузка ВЛ 110 кВ Московская Правая - 505А.

На рис. 48 представлен послеаварийный режим в летний максимум 2018 г. "Отключена 2 сек. СШ 2 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2, в ремонте ВЛ 110 кВ Ситовка - Липецкая ТЭЦ-2 1. Генерация Липецкая ТЭЦ-2 до аварии 270 МВт, нагрузка РП-2 - 60 МВт", при этом загрузка ВЛ 110 кВ Чугун составит 487 А, при длительно допустимом токе для провода АС-185, которым выполнена данная линия, равном 448 А при температуре +35 °С.

Из выше приведенных послеаварийных режимов следует, что в случае перспективного роста нагрузок относительно основного варианта в соответствии со значениями, представленными в таблице 8.18 и более, потребуется реконструкция двухцепной ВЛ 110 кВ Московская и двухцепной ВЛ 110 кВ Чугун с увеличением сечения провода.

8.3.2. Решения по Елецкому участку службы подстанций и службы воздушных линий

В г. Елец для электроснабжения особой экономической зоны "Елецпром" планируется строительство ПС 110/10/10 кВ ОЭЗ Елецпром с двумя трансформаторами по 40 МВА. Подключение планируется выполнить ответвлениями от ВЛ 110 кВ Елец - тяга левая и Елец - тяга правая - двухцепной ВЛ 110 кВ, выполненной проводом АС-120 протяженностью 1,5 км. Строительство планируется в два этапа: в 2013 - 2014 г.г. подключение первого трансформатора, в 2015 году - второго.

ПС 110/35/10 кВ Тербуны

Загрузка трансформатора 10 МВА в режиме n-1 на ПС 110 кВ Тербуны в 2014 г. составит 11,56 МВА (11,61 МВА в 2018 г.) при допустимом значении 10,5 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 1 МВА по таблице 8.14). Исходя из этого, рекомендуется произвести замену трансформаторов 2 х 10 МВА на трансформаторы 2 х 16 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2015 - 2016 г.г.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 110 кВ Тербуны может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Тербуны и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 1,11 МВА (с учетом существующего перераспределения).

ПС 110/35/10 кВ Долгоруково

В соответствии с таблицей 8.14 уже в 2012 г. по результатам замеров максимума нагрузки зимы 2012 г. загрузка трансформатора 6,3 МВА в режиме n-1 могла составить 7,4 МВА при допустимом значении 6,62 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 3,5 МВА). Загрузка трансформатора 6,3 МВА в максимум нагрузки 2018 г. в режиме n-1 может составить 9,0 МВА (с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи в размере 3,5 МВА). Исходя из этого, рекомендуется в 2015 г. произвести замену трансформатора Т1 6,3 МВА на подстанции.

Альтернативой замены Т1 6,3 МВА на ПС 110 кВ Долгоруково может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 110 кВ Долгоруково и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 110 кВ в размере не менее 2,38 МВА (с учетом существующего перераспределения).

8.3.3. Решения по Лебедянскому участку службы подстанций и службы воздушных линий

В г. Чаплыгин идет строительство ОЭЗ РУ ППТ "Чаплыгин". В настоящий момент на территории ОЭЗ функционирует предприятие ООО "Хавле Индустриверке" (электроснабжение осуществляется на напряжении 10 кВ по двухцепной ВЛ 10 кВ от ПС 110 кВ Компрессорная (ВЛ в габаритах 110 кВ)). Согласно таблицы 6.1 раздел 6 ООО "Хавле Индустриверке" выйдет на проектную мощность (заявленная 10 МВт) к 2019 г. (также в рассматриваемый период возможно появление новых потенциальных резидентов ОЭЗ). К этому времени потребуется строительство новой ПС 110 кВ с переводом существующей двухцепной ВЛ 110 кВ на проектное напряжение (потребуется установка двух ячеек элегазовых выключателей 110 кВ в ОРУ 110 кВ ПС Компрессорная).

В районе с. Гребенкино Краснинского района строится индустриальный парк ИРИТО (ООО "Моторинвест") и жилой поселок с объектами социально-бытового характера. Для электроснабжения предприятия необходимо построить новую подстанцию 110/10 кВ с трансформаторами по 25 МВА. Окончание строительства подстанции планируется осуществить в 2014 г. Схему подстанции принять 110-4Н. Подключение ПС 110 кВ Рождество к энергосистеме выполняется двухцепным ответвлением от ВЛ 110 кВ Лутошкино левая, правая (по информации филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" мероприятия по строительству данной двухцепной ВЛ 110 кВ уже завершены). До строительства ПС 110 кВ Рождество питание заводских электроприемников будет осуществляться от передвижной подстанции 110 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".

ПС 110/10 кВ Чаплыгин

На данной подстанции установлен один трансформатор 110/35/10 кВ номинальной мощностью 6,3 МВА, его максимальная загрузка в 2012 г. составила 4,7 МВА, в 2018 г. также составит 4,7 МВА. Существующее значение перераспределения мощности при отключении данного трансформатора составляет 2,0 МВА, исходя из этого дефицит мощности в 2012 - 2018 г.г. составит 2,7 МВА. Для снятия дефицита мощности на подстанции требуется строительство дополнительных сетей связи по сети низкого напряжения между данной ПС 110 кВ и радом расположенными ПС в размере не менее 2,7 МВА (с учетом существующего перераспределения).

Далее на рисунках NN 49 - 54 представлены наиболее тяжелые послеаварийные режимы в зимний и летний максимумы 2018 г. (в летний максимум с учетом критерия n-2) для того, чтобы проверить максимально возможную загрузку электросетевого оборудования в районе расположения ПС 220 кВ Дон (расчеты производятся на 2018 г., исходя из наибольшей загрузки оборудования в данный период):

- рис. 49 Зимний максимум энергосистемы 2018 г. "отключен АТ 2 на ПС 220 кВ Дон";

- рис. 50 Летний максимум 2018 г. "в ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключена ВЛ 110 кВ С. Лубна";

- рис. 51 Летний максимум 2018 г. "в ремонте ВЛ 110 кВ Л. Толстой, отключена ВЛ 110 кВ Компрессорная Левая";

- рис. 52 Летний максимум 2018 г. "отключена двухцепная ВЛ 110 кВ Компрессорная";

- рис. 53 Летний максимум 2018 г. "в ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключен АТ 1"

- рис. 54 Летний максимум 2018 г. "в ремонте АТ-2 на ПС 220 кВ Дон, отключена СШ 1 110 кВ ПС 220 кВ Дон".

Из вышеприведенных послеаварийных режимов (рис. 49 - 54) следует, что перегрузка электросетевых объектов в районе расположения ПС 220 кВ Дон отсутствует, уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.

8.4. Расчет токов короткого замыкания в сети 110 кВ

В таблицах 8.19, 8.20 представлены значения токов короткого замыкания на шинах 35 - 110 кВ ПС 110 кВ Липецкой энергосистемы на 2014 - 2018 г.г., полученные в результате расчетов нормальной и ремонтных схем сети (в ремонте АТ на ПС 220 кВ Металлургическая, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; в ремонте АТ на ПС 220 кВ Северная, замкнут транзит 110 кВ Связь Левая, Правая; ремонт 2 СШ 220 кВ ПС Борино с переводом всех присоединений на 1 СШ 220 кВ, замкнут транзит 110 кВ Кольцевая Левая, Правая). При расчете учитывалась установка токоограничивающих реакторов (ТОР) в цепях ВЛ 110 кВ ТЭЦ НЛМК - РП-1 и в цепях КВЛ 110 кВ ГПП 18 - Северная, которые устанавливаются в рамках технологического присоединения ГТРС за ДП-6,7.

Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 110 кВ представлены на 2018 г., т.к. в этот период токи КЗ будут иметь максимальные значения. При выявлении несоответствия коммутационного оборудования значениям токов КЗ, будут просчитаны значения токов КЗ для данных подстанции в период с 2014 - 2018 г.г. для вычисления года, в который необходима замена оборудования.

В таблице 8.19 представлены значения токов короткого замыкания в нормальном режиме и максимальные значения токов короткого замыкания на шинах 35 - 110 кВ ПС 110 кВ Липецкой энергосистемы, полученные в результате расчетов нормальной и ремонтных схем сети, на 2018 г.

Таблица 8.19

Значения токов КЗ на 2018 г.

N п/п	Наименование	Напряжения, кВ	СШ	Ток трехфазного и однофазного КЗ на 2018 г. в норм. режиме, кА		Ток трехфазного и однофазного КЗ на 2018 г. макс. значения, кА		Отключающая способность выключателей, кА
				110 кВ	35 кВ	110 кВ	35 кВ
1	Аксай	110/35/10	1	4,53/2,9	1,36*	4,77/2,93	1,36*	40; 10*
		110/35/10	2	4,52/2,9	1,36*	4,76/2,97	1,36*
2	Бугор	110/35/6	1	7,86/4,04	6,68*	8,3/4,14	6,8*	40; 10*, 10*
		110/35/6	2	7,86/4,04	6,68*	8,3/4,14	6,8*
3	Вербилово	110/35/6	1	4,54/2,65	0,89*	4,77/2,7	0,89*	40; 10*, 12.5*
		110/35/6	2	4,54/2,65	0,89*	4,77/2,7	0,89*
4	В. Матренка	110/35/6	1	1,64/0,92	0,8*	1,67/0,93	0,8*	10*
		110/35/6	2	1,54/0,89	0,79*	1,56/0,89	0,79*
5	Гидрооборудование	110/10/6	1	9,97/7,32		11,13/7,8		18.4; 20; 18.4; 12.5*
		110/10/6	2	9,87/7,4		11,04/7,9
		110/35/6	1	9,87/7,4	4,36*	11,04/7,9	4,42*
6	Двуречки	110/10	1	9,57/6,46		10,67/6,8		25
		110/10	2	9,67/6,43		10,75/6,8
7	Добринка	110/35/10	1	2,27/1,3	1,79*	2,32/1,3	1,8*	20, 40; 10*
		110/35/10	2	2,27/1,3	1,24*	2,31/1,3	1,24*
8	Доброе	110/35/10	1	4,09/2,32	2,02*	4,12/2,32	2,02*	10*
		110/35/10	2	4,09/2,32	2,02*	4,12/2,32	2,02*
9	Казинка	110/35/10	1	7,98/5,19	3,26*	8,73/5,4	3,3*	40; 10*
		110/35/10	2	8,21/5,21	3,26*	8,94/5,42	3,3*
10	КПД	110/6	1	13,92/9,01		14,34/9,1		10*
		110/6	2	13,92/9,01		14,34/9,1
11	ЛТП	110/6	1	17,52/11,64		18,2/11,8
		110/6	2	17,52/11,64		18,2/11,8
12	Никольская	110/35/10	1	2,97/1,8	0,86*	3,06/1,83	0,86*	40; 10*
		110/35/10	2	2,96/1,8	0,86*	3,05/1,84	0,86*
13	Новая Деревня	110/35/10	1	5,77/3,52	1,39*	5,98/3,58	1,39*	40; 10*
		110/35/10	2	5,77/3,52	1,39*	5,98/3,55	1,39*
14	Октябрьская	110/10	1	9,98/6,31		10,7/6,6		25, 40
		110/10	2	9,98/6,31		10,7/6,6
15	Привокзальная	110/10/6	1	16,48/10,47		18,2/11
		110/10/6	2	16,48/10,47		18,2/11
16	Ситовка	110/6	1	21,59/14,83		22,7/15,2		20; 25; 40
		110/6	2	21,59/14,83		22,7/15,2
17	Тепличная	110/6	1	10,95/6,67		11,21/6,7
		110/6	2	10,95/6,67		11,21/6,7
18	Усмань	110/35/10	1	2,61/1,59	1,85*	2,68/1,6	1,86*	20; 40; 6.6*; 12.5*
		110/35/10	2	2,61/1,59	1,85*	2,68/1,6	1,86*
19	Хворостянка	110/35/10	1	3,58/2,07	2,68*	3,71/2,1	2,69*	10*
		110/35/10	2	3,58/2,07	2,68*	3,71/2,1	2,69*
20	Хлевное	110/35/10	1	2,64/1,51	1,87*	2,7/1,52	1,88*	10*
		110/35/10	2	2,64/1,51	1,87*	2,7/1,52	1,88*
21	Трубная-2	110/6	1	7,4/4,42		7,51/4,45
		110/6	2	7,4/4,42		7,51/4,45
22	Цементная	110/35/6	1	15,96/10,78	5,37*	16,4/10,9	5,39*	40; 20*
		110/35/6	2	15,96/10,78	8,12*	16,4/10,9	8,18*
23	Юго-Западная	110/10/6	1	20,52/13,09		23,9/14		20, 40
		110/10/6	2	20,52/13,09		23,9/14
24	Южная	110/10/6	1	11,39/8,95		14,5/9,2		40
		110/10/6	2	11,39/8,95		14,5/9,2
25	Манежная	110/10	1	11,65/7,94		15/9,55		40
		110/10	2	11,65/7,94		15/9,55
26	Университетская	110/10	1	9,74/6,78		10,9/7,2		40
		110/10	2	9,74/6,78		10,9/7,2
27	Агрегатная	110/6	1	9,38/7,18		9,5/7,2		40
		110/6	2	9,38/7,18		9,5/7,2
28	Волово	110/35/10	1	1,8/1,4	1,2*	1,8/1,4	1,2*	25; 10*
		110/35/10	2	1,8/1,4	1,2*	1,8/1,4	1,2*
29	Гороховская	110/35/10	1	3,36/1,98	1,97*	3,41/2	1,97*	40; 10*
		110/35/10	2	3,36/1,98	1,97*	3,41/2	1,97*
30	Долгоруково	110/35/10	1	3,51/2,24	1,33*	3,53/2,25	1,33*	40; 6.6*; 10*
		110/35/10	2	2,26/2	1,25*	2,26/2	1,25*
31	Донская	110/35/10	1	6,79/4,39	1,41*	7,03/4,46	1,41*	20; 25; 40; 6.6*
		110/35/10	2	6,79/4,39	1,41*	7,03/4,46	1,41*
32	Западная	110/6	1	9,96/7,84		10,14/7,9		25
		110/6	2	9,96/7,84		10,14/7,9
33	Измалково	110/35/10	1	2,6/1,56	1,27*	2,61/1,56	1,27*	10*
		110/35/10	2	2,6/1,56	1,27*	2,61/1,56	1,27*
34	Кашары	110/10	1	4,44/2,7		4,54/2,72
		110/10	2	4,44/2,7		4,54/2,72
35	Лукошкино	110/10	1	8,04/6,13		8,51/6,33		40
		110/10	2	8,04/6,13		8,51/6,33
36	Набережное	110/35/10	1	2,1/1,8	0,83*	2,1/1,8	0,83*	40; 6.6*; 10*
		110/35/10	2	2,1/1,8	0,83*	2,1/1,8	0,83*
37	Табак	110/6	1	9,49/7,64		9,65/7,7
		110/6	2	9,49/7,64		9,65/7,7
38	Тербуны	110/35/10	1	2,98/3,3	1,93*	2,98/3,3	1,98*	20; 6.6*; 12.5*
		110/35/10	2	2,54/1,55	1,86*	2,54/1,55	1,86*
39	ОЭЗ Елецпром	110/10	1	8,82/8,17		8,96/8,25
		110/10	2	8,82/8,17		8,96/8,25
40	Тербунский Гончар	110/10	1	2,86/2,82		2,87/2,82		40
		110/10	2	2,86/2,82		2,87/2,82
41	Лебедянь	110/35/10	1	9,77/7,37	2,24*	9,99/7,45	2,24*	20; 25; 40; 10*; 6.6*
		110/35/10	2	9,77/7,37	2,24*	9,99/7,45	2,24*
42	Лев Толстой	110/35/10	1	3,46/2,23		3,48/2,24		40
			2
43	Чаплыгин Новая	110/35/10	1	1,99/1,22	1,73*	1,99/1,22	1,73*	25; 10*
		110/35/10	2	1,98/1,22	1,73*	1,98/1,22	1,73*
44	Россия	110/35/10	1	3,14/2,35	1,93*	3,16/2,36	1,93*	40; 10
		110/35/10	2	3,14/2,35	1,93*	3,16/2,36	1,93*
45	Компрессорная	110/35/10	1	5,66/3,46	2,14*	5,69/3,47	2,14 *	18.4; 10*
		110/35/10	2	5,66/3,46	2,14*	5,69/3,47	2,14*
46	Березовка	110/35/10	1	1,97/1,26	1,73*	1,97/1,26	1,73*	25; 10*
		110/35/10	2	1,97/1,26	1,73*	1,97/1,26	1,73*
47	Нива	110/10	1	7,01/5,39		7,1/5,42		40
		110/10	2	7,01/5,39		7,1/5,42
48	Астапово	110/35/10	1	3,81/2,49	2*	3,83/2,49	2*	25; 10*
		110/35/10	2	3,81/2,49	2*	3,83/2,49	2*
49	Химическая	110/35/10	1	5,34/4,53	2,11*	5,4/4,55	2,4*	20; 40; 12.5*
		110/35/10	2	5,34/4,53	2,11*	5,4/4,55	2,4*
50	Ольховец	110/10	1	6,12/5,48		6,19/5,51		40
		110/10	2	6,12/5,48		6,19/5,51
51	Куймань	110/10	1	7,01/4,49		7,21/4,54		40
		110/10	2	7,01/4,49		7,21/4,54
52	Лутошкино	110/10	1	2,53/1,78		2,54/1,78
		110/10	2	2,53/1,78		2,54/1,78
53	Круглое	110/10	1	5,34/4,53		5,4/4,55		40
		110/10	2	5,34/4,53		5,4/4,55
54	Троекурово	110/35/10	1	2,1/1,29	1,21*	2,11/1,29	1,21*	25; 10*
		110/35/10	2	2,1/1,29	1,21*	2,11/1,29	0,83*
55	Рождество	110/10	1	4,25/3,54		4,29/3,55
		110/10	2	4,25/3,54		4,29/3,55

Примечание: синим цветом указаны параметры сетей 110 кВ, звездочкой (*) - сетей 35 кВ, в числителе даны значения трехфазного тока к.з. 110 кВ, в знаменателе однофазного.

Результаты расчетов токов короткого замыкания на 2014 - 2018 г.г. показали:

- 2014 г. превышение тока к.з. над значениями тока отключения следующих выключателей 110 кВ на ПС 110 кВ Ситовка;

- в цепи трансформаторов 1 и 2, в цепи линий Трубная Левая, Правая, ЛТП Левая, Правая, ОВ 110 кВ (трехфазный ток КЗ 22,7 кА, однофазный 15,2 кА).

По информации филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" реконструкция ПС 110 кВ Ситовка будет осуществлена в 2013 г.

В таблице 8.20 представлены значения токов КЗ в период 2014 - 2018 г.г. на шинах 110 кВ Липецкой ТЭЦ 2:

Таблица 8.20

Год	1 СШ 1 ск, 2 СШ 1 ск		1 СШ 2 ск, 2 СШ 2 ск
	Трехфазный, кА	Однофазный, кА	Трехфазный, кА	Однофазный, кА
2014 г.	37,42	39,07	35,2	36,37
2015 г.	37,39	39,05	35,16	36,34
2016 г.	37,33	39,01	35,12	36,32
2017 г.	37,33	39,01	35,12	36,32
2018 г.	37,53	37,15	35,25	36,41

Номинальный ток отключения выключателей 110 кВ Липецкой ТЭЦ 2 составляет 31,5 кА, исходя из этого, следует произвести замену следующих выключателей 110 кВ:

2014 г.: выключатели 110 кВ в цепи линий Чугун Левая, Правая, ГПП-6 Левая, Правая, ГПП-5 Левая, резервных трансформаторов 1, 2, блоков генератор - трансформатор 1, 2, 3, 4, 5, ТЭЦ-2 Левая, Правая, ШСВВ I и II, ОВВ-1, ОВВ-2.

Итого на Липецкой ТЭЦ 2 по несоответствию токам КЗ требуется заменить 18 выключателей 110 кВ. Стоимость замены выключателей составит 969,368 млн. руб. с НДС. Согласно инвестиционной программы филиала ОАО "Квадра" - "Восточная генерация", мероприятия по замене выключателей 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 с током отключения 31,5 А запланированы в период до 2016 года.

8.5. Перечень объектов и объемы капитальных вложений для нового строительства и РРТП

В таблицах 8.21, 8.23, 8.25, 8.26 указан перечень объектов и объемы ориентировочных капитальных вложений для нового строительства и РРТП подстанций, и воздушных линий напряжением 110 кВ Липецкой энергосистемы

В таблице 8.21 представлены перечень центров питания, намечаемых "Схемой" к новому строительству в проектный период.

В таблице 8.23 приведен перечень центров питания, намечаемых "Схемой" к установке второго трансформатора и (или) замене существующих в проектный период.

В таблице 8.25 приведен перечень подстанций 110 кВ, предусмотренных "Схемой" к реконструкции и техническому перевооружению, с указанием элементов, заменяемых или вновь устанавливаемых.

В таблице 8.26 приведены объемы нового строительства и РРТП линий электропередачи напряжением 110 кВ, предусмотренные Схемой" в проектный период.

В таблице 8.22 приведен перечень потребителей, заявленной мощностью 50 кВт и более, подключаемых к новым ПС 110 кВ (таблица 8.21) в проектный период.

В таблице 8.24 приведен перечень потребителей, заявленной мощностью 50 кВт и более, подключаемых к реконструируемым ПС 110 кВ (таблица 8.23) в проектный период.

Стоимость работ по демонтажу трансформаторов на подстанциях представлена в таблице 8.27. Для ПС 110 кВ Донская и ПС 110 кВ Вербилово применены расценки демонтажа оборудования, не подлежащего дальнейшему использованию с разборкой и резкой на части. Для остальных подстанций применена расценка на демонтаж оборудования, подлежащего дальнейшему использованию, со снятием с места установки, необходимой (частичной) разборкой и консервацией с целью длительного или кратковременного хранения.

Цены указаны по состоянию на II-й квартал 2013 года.

Таблица 8.21

Перечень центров питания, намечаемых "Схемой" к новому строительству в проектный период. Основные показатели

N	Подстанция	Суммарный переток в 2018 год через трансформатор ПС, МВА	Количество и мощность трансформаторов, единиц/МВА	Сроки строительства	Стоимость в ценах II-го квартала 2013 г, тыс. руб.
1	ПС 110/10 кВ "Елецпром"	11,72	40+40	2013 - 2015	360 069,23
2	ПС 110/10 кВ Рождество	15,8	25+25	2014	332 780,06
Итого, тыс. руб. в ценах 2 квартала 2013 г. без НДС					692 849,29
Итого, тыс. руб. в ценах 2 квартала 2013 г. с НДС					817 562,16

Таблица 8.22

Перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более, подключаемых к новым ПС 110 кВ (таблица 8.21) в проектный период

N	Наименование подстанции	Полное наименование Заявителя	Адрес присоединения	Подключаемая мощность, кВт	Год подключения
1	2	3	4	5	6
1	ПС 110 кВ ОЭЗ Елецпром	ОАО "Куриное царство"	Липецкая обл., Елецкий р-н, ОЭЗ регионального уровня ППТ "Елецпром"	6 900,00	2014 - 2018
		ОАО "Куриное царство"	Липецкая обл., Елецкий р-н, ОЭЗ регионального уровня ППТ "Елецпром"	6 400,00	2014 - 2018
2	ПС 110 кВ Рождество	ООО "Моторинвест"	399672, Краснинский р-н, С. Гребенкино	20 000,00	2013 - 2019
		ООО "Реал Эстейт"	399672, Краснинский р-н, С. Гребенкино	500	2017

Таблица 8.23

Перечень центров питания, намечаемых "Схемой" к установке второго трансформатора и замене существующих в проектный период. Основные показатели

N	Подстанция	Суммарный переток через трансформатор ПС, МВА		Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА		Сроки установки (замены)
		Исходный год, 2012	Проектный год, 2018	Исходный год, 2012	Проектный год, 2018
110/35/10 кВ
1	Донская*	4,67	8,5	10+10	10+10	2014
2	Казинка	22,03	24,65	16+16	25+25	2018
3	Хворостянка	14,83	16,16	16+10	16+16	2017
4	Долгоруково	10,9	12,5	6,3+10	10+10	2015
5	Тербуны	11,41	11,61	10+10	16+16	2015 - 2016
6	Лебедянь*	19,43	24,04	16+16	16+16	2015
7	Усмань*	10,22	16,29	16+16	16+16	2016
8	Измалково*	7,51	7,51	10+10	10+10	2015
110/35/6 кВ
9	Новая Деревня	9,9	10,51	6,3+10	10+10	2014
10	Вербилово*	3,59	4,59	10+6,3	6,3+6,3	2014
11	Цементная*	49,15	58,99	40+32+63	40+25+63	2016
110/10/6 кВ
12	Южная*	42,04	44,41	40+40	40+40	2017
13	Привокзальная	45,14	45,63	20+20+25	63+63	2016 - 2017

_____________________________

*) - замена трансформатора по тех. состоянию

Суммарный переток через трансформатор указан без учета перераспределения по сетям СН и НН.

Программа перемещения трансформаторов 110 кВ:

В 2014 году: на ПС 110 кВ Вербилово возможно установить трансформатор, демонтируемый с ПС 110 кВ Новая Деревня.

В 2015 году: на ПС 110 кВ Долгоруково возможно установить трансформатор, демонтируемый с ПС 110 кВ Тербуны.

Таблица 8.24

Перечень потребителей заявленной мощностью 50 кВт и более, подключаемых к реконструируемым ПС 110 кВ (таблица 8.23) в проектный период

N	Наименование подстанции	Полное наименование Заявителя	Адрес присоединения	Подключаемая мощность, кВт	Год подключения
1	2	3	4	5	6
1	ПС 110 кВ Донская	ООО "Агрофирма "Задонье"	Задонский район	400	2014
		ОАО "Куриное Царство"	Птицефабрика "Студенец"	1 743,00	2018 - 2019
2	ПС 110 кВ Казинка	ИП Чернышева С.А.	Грязинский район	340,00	2013
		ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	640,00	2013
3	ПС 110 кВ Хворостянка	ООО "Отрада Ген"	Добринский район	536,00	2018
4	ПС 110 кВ Лебедянь	Водоканал города Лебедянь МП	г. Лебедянь	580	2017
		ООО "Сансет"	г. Лебедянь	360	2013
		ООО "Сансет"	г. Лебедянь	500	2014
		ООО "Сансет"	г. Лебедянь	500	2015
		Водоканал города Лебедянь МП	г. Лебедянь	580	2018
5	ПС 110 кВ Цементная	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	11650	2015 - 2019
		ООО "Центр-Гранд"	г. Липецк	570	2015
		ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	340	2017
		ООО "Новый город" (Шубин В.В.)	г. Липецк	666	2015
		ОАО "ЛГЭК" (заказчик: ООО "Автоинвест")	г. Липецк	500	2015
6	ПС 110 кВ Южная	ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	314,5	2014
7	ПС 110 кВ Привокзальная	ОАО "ЛГЭК" Заказчик: ООО "Спецфундаментстрой"	г. Липецк	145	2014
		ОАО "ЛГЭК" заказчик: МУ "Управление строительства г. Липецка"	г. Липецк	155	2015

Таблица 8.25

Перечень подстанций 110 кВ, предусмотренных "Схемой" к реконструкции и техническому перевооружению

N	Подстанция	Тип и мощность ПС, МВА	Перечень работ по переустройству ПС (установка и/или замена)	Количество устанавливаемого оборудования	Стоимость	Примечание
1	2	3	4	5	6	7
2014
1	Вербилово	110/35/6 кВ 10+6,3 МВА	Силового трансформатора	ТДТН 6300/110/35/6 - 1 шт.	20 572,21	Непригодное состояние. Возможно перемещение с ПС 110 кВ Н. Деревня
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
2	Юго-Западная	110/10/6 кВ 40+40 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 5 шт.	9 924,30	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 5 шт.	239,05	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
3	Южная	110/10/6 кВ 40+40 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 2 шт.	3 969,72	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА	УУОТ - 1 шт., РЗА 10 кВ - 2 шт.	1 112,03	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
4	Привокзальная	110/6 кВ 20+20+25 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА	УУОТ - 1 шт.	1 016,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
5	Хлевное	110/35/10 кВ 16+16 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 1 шт.	45 638,79	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт., РЗА 110 кВ - 1 шт.	1 232,00	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
6	КПД	110/6 кВ 10+10 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН	ТТ-110 кВ - 3 шт. (1 компл.)	900,00	Целевая программа
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 1 шт.	45 638,79	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.	1 632,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
7	Донская	110/35/10 кВ 10+10 МВА	Силового трансформатора	ТДТН-10000/110/35/10 - 1 шт.	30 480,73	Непригодное состояние. Возможно перемещение с ПС 110 кВ Тербуны
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
8	Новая Деревня	110/35/6 кВ 10+6,3 МВА	Силового трансформатора	ТДТН-10000/110/35/6 - 1 шт.	30 480,73	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
9	Октябрьская	110/10 кВ 40+40 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 13 шт.	25 803,18	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 16 шт.	764,96	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
10	Трубная-2	110/6 кВ 25+25 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 18 шт.	35 727,48	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 21 шт.	1 004,01	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
11	ЛТП	110/6 кВ 6,3+10 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 18 шт.	35 727,48	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 18 шт.	860,58	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
12	Троекурово	110/35/10 кВ 10+6,3 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 8 шт.	15 878,88	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 16 шт.	764,96	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего 2014 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб.					309 368,71
Всего 2014 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС					365 055,08
2015
13	Аксай	110/35/10 кВ 10+10 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 1 шт.	45 638,79	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт., РЗА 110 кВ - 1 шт.	1 232,00	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
14	В. Матренка	110/35/10 кВ 6,3+6,3 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 2 шт.	91 277,58	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 2 шт., РЗА 110 кВ - 2 шт., УУОТ - 1 шт.	3 480,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
15	КПД	110/6 кВ 10+10 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 13 шт.	25 803,18	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 1 шт.	45 638,79	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 16 шт.	764,96	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
16	Измалково	110/35/10 кВ 10+10 МВА	Силового трансформатора	ТДТН-10000/110/35/10 - 1 шт.	30 480,73	Неудовлетворительное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 2 шт.	91 277,58	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 2 шт., РЗА 110 кВ - 2 шт., УУОТ - 1 шт.	3 480,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
17	Долгоруково	110/35/10 кВ 6,3+10	Силового трансформатора	ТДТН-10000/110/35/10 - 1 шт.	30 480,73	Дефицит мощности. Возможно перемещение с ПС Тербуны
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН	ТТ-110 кВ - 2 шт. (2 фазы)	600,00	Неудовлетворительное состояние
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
18	Ольховец	110/10 кВ 2,5+2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 1 шт.	45 638,79	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
19	Тербуны	110/35/10 кВ 10+10 МВА	Силового трансформатора	ТДТН-16000/110/35/10 - 1 шт.	42 140,48	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
20	Тепличная	110/6 кВ 15+15 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 2 шт.	3 969,72	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 4 шт.	191,24	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
21	Лебедянь	110/35/10 кВ 16+16 МВА	Силового трансформатора	ТДТН-16000/110/35/10 - 1 шт.	42 140,48	Неудовлетворительное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
22	Добринка	110/35/10 кВ 16+10 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 6 шт.	11 909,16	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 6 шт.	286,86	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
23	Чаплыгин	110/35/10 кВ 16+16 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 1 шт.	1 984,86	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 1 шт.	47,81	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего 2015 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб.					518 464,58
Всего 2015 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС					611 788,20
2016
24	Тербуны	110/35/10 кВ 10+10 МВА	Силового трансформатора	ТДТН-16000/110/35/10 - 1 шт.	42 140,48	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
25	Хлевное	110/35/10 кВ 16+16 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН	ТТ-110 кВ - 6 шт. (2 компл.)	1 800,00	Неудовлетворительное состояние
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
26	В. Матренка	110/35/10 кВ 6,3+6,3 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 1 шт.	45 638,79	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
27	Круглое	110/10 кВ 6,3+2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН	ТТ-110 кВ - 3 шт. (1 компл.)	900,00	Целевая программа
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 2 шт.	91 277,58	Целевая программа. Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.	1 632,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
28	Кашары	110/10 кВ 2,5+6,3 ВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН	ТТ-110 кВ - 6 шт. (2 компл.)	1 800,00	Целевая программа
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 2 шт.	91 277,58	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.	2 248,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
29	Усмань	110/35/10 кВ 16+16 МВА	Силового трансформатора	ТДТН-16000/110/35/10 - 1 шт.	42 140,48	Неудовлетворительное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
30	Привокзальная	110/6 кВ 20+20+25 МВА	Силового трансформатора	ТРДЦН-63000/110/6 - 1 шт.	66 722,98	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
31	Цементная	110/35/10/6 63+40+32 МВА	Силового трансформатора	ТРДН-25000/110/6 - 1 шт.	40 838,45	Неудовлетворительное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего 2016 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб.					428 417,17
Всего 2016 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС					505 532,26
2017
32	Хворостянка	110/35/10 кВ 16+10 МВА	Силового трансформатора	ТДТН-16000/110/35/10 - 1 шт.	42 140,48	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН	ТТ-110 кВ - 9 шт. (3 компл.)	2 700,00	Целевая программа
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 3 шт.	136 916,38	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 3 шт., РЗА 110 кВ - 2 шт., УУОТ - 1 шт.	4 096,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
33	Цементная	110/35/10/6 63+40+32 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН	ТТ-110 кВ - 1 шт. (1 фаза)	300,00	Неудовлетворительное состояние
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
34	Набережная	110/35/10 кВ кВ 6,3+10 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 1 шт.	45 638,79	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
35	Нива	110/10 кВ 10+10 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН	ТТ-110 кВ - 3 шт. (1 компл.)	900,00	Целевая программа
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 2 шт.	91 277,58	Целевая программа. Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт.	616,00	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
36	Южная	110/10/6 кВ 40+40 МВА	Силового трансформатора	ТРДН-40000/110/10/6 - 1 шт.	51 417,51	Неудовлетворительное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
37	Привокзальная	110/6 кВ 20+20+25 МВА	Силового трансформатора	ТРДЦН-63000/110/6 - 1 шт.	66 722,98	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего 2017 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб.					442 726,13
Всего 2017 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС					522 416,84
2018
38	Донская	110/35/10 кВ 10+10 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 1 шт.	45 638,79	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт.	616,00	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
39	Лутошкино	110/10 кВ 2,5+2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 2 шт.	91 277,58	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
40	Казинка	110/35/10 кВ 16+16 МВА	Силового трансформатора	ТДТН-25000/110/35/10 - 2 шт.	93 434,30	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейка выключателя
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
41	Тепличная	110/6 кВ 15+15 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН	ТТ-110 кВ - 6 шт. (2 компл.)	1 800,00	Целевая программа
			Ячейка выключателя	ЭВ 110 кВ - 2 шт.	91 277,58	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.	2 248,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего 2018 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб.					326 292,67
Всего 2018 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС					385 025,35
Всего 2014 - 2018 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб.					2 025 269,26
Всего 2014 - 2018 год, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС					2 389 817,73

Примечание:

(1) Стоимость ячейки выключателя включает:

Оборудование (60%)

Релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22%)

Ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%)

(2) Стоимость ячейки трансформатора учитывает:

Установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.),

Материалы, строительные и монтажные работы.

Таблица 8.26

Перечень линий электропередачи напряжением 110 кВ для нового строительства и РРТП, предусмотренного "Схемой" в проектный период. Основные показатели

N	Линия электропередачи	Марка и сечение провода (кабеля)	Протяженность по трассе, км	Количество цепей	Сроки строительства	Стоимость в ценах 2013 г., тыс. руб.
1	Ответвления на ПС Елецпром от ВЛ 110 кВ Елец тяга Правая, Левая	АС-120	1,5	2	2013 - 2015	8 153,73
2	ВЛ 110 кВ Донская левая, правая. Замена провода на участке 0,948 км	АС-185	0,948	2	2014 - 2015	1 772,09
3	ВЛ 110 кВ Двуречки лев. прав. Замена провода	АС-120	21,66	2	2014 - 2015	38 368,41
4	ВЛ 110 кВ Доброе левая. Замена провода	АС-120	33,7	1	2014 - 2015	27 382,79
5	ВЛ 110 кВ Лутошкино лев. прав. Замена провода на участке 25 км (от ПС Лебедянь до ответвления на ПС Рождество)	АС-120	25	2	2018	40 627,29
Всего, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб.						116 304,31
Всего, в ценах II квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС						137 239,09

Таблица 8.27

Стоимость работ по демонтажу силовых трансформаторов

N	Подстанция	Демонтируемый трансформатор ПС, МВА	Сроки установки (замены)	Стоимость демонтажных работ, тыс. руб.
1	Донская	10	2014	94,24
2	Казинка	16+16	2018	248,95
3	Хворостянка	10	2017	124,47
4	Долгоруково	6,3	2015	113,54
5	Тербуны	10+10	2015 - 2016	248,95
6	Новая Деревня	6,3	2014	124,47
7	Вербилово	10	2014	94,24
8	Лебедянь	16	2015	124,47
9	Усмань	16	2016	124,47
10	Южная	40	2017	135,41
11	Измалково	10	2015	124,47
12	Цементная	32	2016	135,41
13	Привокзальная	20+20+25	2016 - 2017	384,36
	Всего, в ценах 2 квартала 2013 года, тыс. руб.			2 077,47
	Всего, в ценах 2 квартала 2013 года, тыс. руб. с НДС			2 451,41

9. Электросетевые объекты 35 кВ на территории Липецкой области

9.1. Общая характеристика электросетевых объектов 35 кВ, находящихся на территории региона

В данном томе пояснительной записки рассматриваются электросетевые объекты напряжения 35 кВ.

Подстанции 35 кВ предназначены для создания центров питания распределительных сетей 6 - 10 кВ. Гораздо реже используется трансформация 35/0,4 кВ для прямой передачи в сеть потребителей. Подстанции класса напряжения 35 кВ используются в основном в сельской местности, реже на промышленных предприятиях и в городах.

В таблице 9.1 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 35 кВ, находящимся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".

В таблице 9.2 представлена общая сводная информация по электросетевым объектам напряжением 35 кВ, находящимся на балансе ОАО "ЛГЭК".

Таблица 9.1

Сводная информация по электросетевым объектам 35 кВ, находящимся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

Объект	Кол-во, шт.	Мощность, МВА	Протяженность, км
ПС 35 кВ:	143	882
в том числе:
35/6 кВ	11	85,9
35/10 кВ	132	796,1
ВЛ 35 кВ:	195		2 670,17
Из них на двухцепных опорах, с подвеской двух цепей
35 кВ	26		365,88

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

Таблица 9.2

Сводная информация по электросетевым объектам 35 кВ, находящимся на балансе ОАО "ЛГЭК"

Объект	Кол-во, шт.	Мощность, МВА	Протяженность, км
ПС 35 кВ:	3	61,5
в том числе:
35/10/6 кВ	1	32
35/6 кВ	2	29,5
ВЛ 35 кВ:	2		17,565
Из них на двухцепных опорах, с подвеской двух цепей
35 кВ	2		17,565

Примечание: протяженность ВЛ указана в одноцепном исчислении.

Ниже в таблицах 9.3 и 9.6 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", подстанции и линии электропередач и их основные параметры. В таблицах 9.4 и 9.7 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе ОАО "ЛГЭК", подстанции и линии электропередач и их основные параметры. В таблицах 9.5 и 9.8 представлены электросетевые объекты напряжением 35 кВ, находящиеся на балансе прочих организаций.

Таблица 9.3

ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций

N	Наименование	Год ввода	Напряжение	Трансформаторы				Схема	Тех. состояние
				Т-1		Т-2
				Тип	МВА	Тип	МВА
1	ПС 35 кВ N 1	1985	35/10	ТМН	4	ТМН	4	35-5Н	уд.
2	ПС 35 кВ N 2	1954	35/6	ТМ	1	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
3	ПС 35 кВ N 3	1933	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
4	ПС 35 кВ N 4	1953	35/6	ТМН	4	ТМН	4	Нетип.	уд.
5	ПС 35 кВ Березняговка	1969	35/10	ТМ	1,6	ТМ	1,6	Нетип.	уд.
6	ПС 35 кВ Борино	1959	35/10	ТМН	4	ТМ	4	Нетип.	уд.
7	ПС 35 кВ Борисовка	1979	35/10	ТМ	4*	ТМ	2,5	35-9	уд.
8	ПС 35 кВ Бочиновка	1993	35/10	ТМН	4	ТМН	4	35-5АН	уд.
9	ПС 35 кВ Бутырки	1968	35/10	ТМН	5,6	ТМН	6,3	35-4Н	уд.
10	ПС 35 кВ Введенка	1971	35/10	ТМН	4	ТМ	4	Нетип.	уд.
11	ПС 35 кВ Вешаловка	1978	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
12	ПС 35 кВ Водозабор	1991	35/6	ТДНС	10	ТДНС	10	35-9	уд.
13	ПС 35 кВ Вперед	1973	35/10	ТМН	4	ТМН	4	Нетип.	уд.
14	ПС 35 кВ Грязи - город	1966	35/6	ТМ	6,3	ТМ	5,6	Нетип.	уд.
15	ПС 35 кВ Грязное	1976	35/10	ТМ	4	ТМН	4	Нетип.	уд.
16	ПС 35 кВ Демшинка	1991	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
17	ПС 35 кВ Дмитриевка	1980	35/10	ТМ	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
18	ПС 35 кВ Дмитряшевка	1977	35/10	ТМ	2,5*	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
19	ПС 35 кВ Дружба	1977	35/6	ТМ	5,6			35-3	уд.
20	ПС 35 кВ Ивановка	1978	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
21	ПС 35 кВ Каликино	1971	35/10	ТМР	3,2	ТМР	3,2	Нетип.	уд.
22	ПС 35 кВ Карамышево	1999	35/10	ТДНС	10	ТДНС	10	35-9	уд.
23	ПС 35 кВ Карьер	2009	35/6	ТМН	4			35-3Н	хор.
24	ПС 35 кВ Княжья Байгора	1975	35/10	ТМ	1,6	ТМ	1,6	Нетип.	уд.
25	ПС 35 кВ Конь-Колодезь	1981	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
26	ПС 35 кВ Красная Дубрава	1983	35/10	ТМ	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
27	ПС 35 кВ Куликово	1995	35/10	ТМ	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
28	ПС 35 кВ Курино	1959	35/10	ТМ	2,5			Нетип.	уд.
29	ПС 35 кВ Лебедянка	1960	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
30	ПС 35 кВ Малей	1960	35/10	ТМН	4	ТМ	2,5	35-5АН	уд.
31	ПС 35 кВ Матыра	1973	35/10	ТМН	4	ТМР	3,2	35-4Н	уд.
32	ПС 35 кВ Московка	1988	35/10	ТМН	1,6	ТМН	1,6	35-9	уд.
33	ПС 35 кВ Мясокомбинат	1975	35/10	ТМН	6,3	ТМН	6,3	35-4Н	уд.
34	ПС 35 кВ Негачевка	1973	35/10	ТМ	2,5	ТМН	2,5	35-9	уд.
35	ПС 35 кВ Новодубовое	1982	35/10	ТМ	2,5			Нетип.	уд.
36	ПС 35 кВ Новониколаевка	1974	35/6	ТМ	4			Нетип.	уд.
37	ПС 35 кВ Новочеркутино	1974	35/10	ТМН	4	ТМН	4	35-5Н	уд.
38	ПС 35 кВ Паршиновка	1980	35/10	ТМН	1,6	ТМ	2,5	35-5АН	уд.
39	ПС 35 кВ Пашково	1977	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
40	ПС 35 кВ Песковатка	1973	35/10	ТМ	1,6*			Нетип.	уд.
41	ПС 35 кВ Петровская	1973	35/10	ТМ	2,5	ТМ	4	35-5АН	уд.
42	ПС 35 кВ Плавица	1978	35/10	ТМ	1,6	ТМ	1,6	35-5АН	уд.
43	ПС 35 кВ Поддубровка	1980	35/10	ТМ	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
44	ПС 35 кВ Правда	1984	35/10	ТМН	4	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
45	ПС 35 кВ Пружинки	1986	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
46	ПС 35 кВ Птицефабрика	1972	35/6	ТМ	4	ТМ	4	Нетип.	уд.
47	ПС 35 кВ Ратчино	1982	35/10	ТМН	2,5	ТМ	2,5	35-5АН	уд.
48	ПС 35 кВ Речная	1981	35/10	ТМН	4	ТМН	4	Нетип.	уд.
49	ПС 35 кВ Сельхозтехника	1978	35/10	ТМ	2,5	ТМ	1,6	Нетип.	уд.
50	ПС 35 кВ Сенцово	1985	35/10	ТДНС	10	ТДНС	10	35-5АН	уд.
51	ПС 35 кВ Синдякино	1982	35/10	ТМ	2,5			Нетип.	уд.
52	ПС 35 кВ Сошки	1988	35/10	ТМН	4	ТМН	4	35-5АН	уд.
53	ПС 35 кВ Сселки	2009	35/10	ТДНС	10	ТДНС	10	35-5АН	хор.
54	ПС 35 кВ Стебаево	1987	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
55	ПС 35 кВ Таволжанка	1995	35/6	ТМН	4	ТМН	4	35-5АН	уд.
56	ПС 35 кВ Т. Чамлык	1972	35/10	ТМ	3,2	ТМ	4	Нетип.	уд.
57	ПС 35 кВ Троицкая	1974	35/10	ТМ	2,5	ТМ	4	35-4Н	уд.
58	ПС 35 кВ Трубетчино	1965	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
59	ПС 35 кВ Тюшевка	1982	35/10	ТМН	4	ТМН	4	35-5АН	уд.
60	ПС 35 кВ Федоровка	1979	35/10	ТМ	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
61	ПС 35 кВ Хлебопродукты	1990	35/10	ТМН	6,3	ТМН	6,3	35-5АН	уд.
62	ПС 35 кВ Частая Дубрава	1974	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
63	ПС 35 кВ Ярлуково	1972	35/10	ТМ	3,2	ТМН		35-4Н	уд.

Продолжение таблицы 9.3

ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций

N	Наименование	Год ввода	Напряжение	Трансформаторы				Схема	Тех. состояние
				Т-1		Т-2
				Тип	МВА	Тип	МВА
1	ПС 35 кВ 2-е Тербуны	1982	35/10	ТМ	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
2	ПС 35 кВ N 5	1954	35/6	ТМ	3,2	ТМН	6,3*	Нетип.	уд.
3	ПС 35 кВ Авангард	1990	35/10	ТМН	4	ТМН	4	35-5АН	уд.
4	ПС 35 кВ Аврора	1981	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
5	ПС 35 кВ Афанасьево	1978	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	35-5АН	уд.
6	ПС 35 кВ Б. Боевка	1983	35/10	ТМ	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
7	ПС 35 кВ Бабарыкино	1982	35/10	ТМН	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
8	ПС 35 кВ Борки	1981	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
9	ПС 35 кВ Васильевка	1981	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
10	ПС 35 кВ Веселое	1984	35/10	ТМ	2,5			35-1	уд.
11	ПС 35 кВ Воронец	1982	35/10	ТМН	4	ТМН	4	Нетип.	уд.
12	ПС 35 кВ Восточная	1966	35/10	ТМН	10	ТДНС	16	Нетип.	уд.
13	ПС 35 кВ Гатище	1973	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
14	ПС 35 кВ Гнилуша	1973	35/10	ТМН	6,3	ТМН	6,3	Нетип.	уд.
15	ПС 35 кВ Голиково	1974	35/6	ТАМ	1,8	ТМ	1,6	35-4Н	уд.
16	ПС 35 кВ Грызлово	1973	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	35-5АН	уд.
17	ПС 35 кВ Жерновное	1994	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
18	ПС 35 кВ Задонск-Сельская	1968	35/10	ТАМ	3,2	ТМ	1,6	Нетип.	уд.
19	ПС 35 кВ Захаровка	1984	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
20	ПС 35 кВ Казаки	1992	35/10	ТМН	4	ТМН	4	35-9	уд.
21	ПС 35 кВ Казачье	1990	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
22	ПС 35 кВ Каменка	1968	35/10	ТМ	2,5			Нетип.	уд.
23	ПС 35 кВ Кириллово	1989	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
24	ПС 35 кВ Князево	1979	35/10	ТМ	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
25	ПС 35 кВ Колесово	1999	35/10	ТМН	6,3	ТМН	6,3	35-9	уд.
26	ПС 35 кВ Красная пальна	1965	35/10	ТМН	3,2			Нетип.	уд.
27	ПС 35 кВ Красотыновка	1981	35/10	ТМН	2,5			Нетип.	уд.
28	ПС 35 кВ Ксизово	1988	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
29	ПС 35 кВ Дамская	1966	35/10	ТМ	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
30	ПС 35 кВ Лебяжье	1978	35/10	ТМ	2,5	ТМ	1,6	Нетип.	уд.
31	ПС 35 кВ Ломовец	1979	35/10	ТМ	1,6	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
32	ПС 35 кВ Озерки	1984	35/10	ТМН	2,5			Нетип.	уд.
33	ПС 35 кВ Ольшанец	1979	35/10	ТМ	2,5	ТМН	4	Нетип.	уд.
34	ПС 35 кВ Панкратовка	1973	35/10		2,5			Нетип.	уд.
35	ПС 35 кВ Плоское	1973	35/10	ТМН	4	ТМН	4	Нетип.	уд.
36	ПС 35 кВ Преображение	1982	35/10	ТМ	2,5			35-1	уд.
37	ПС 35 кВ Солидарность	1978	35/10	ТМ	4	ТМ	4	35-5АН	уд.
38	ПС 35 кВ Стегаловка	1971	35/10	ТМ	2,5	ТМР	3,2*	35-4Н	уд.
39	ПС 35 кВ Талица	1969	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
40	ПС 35 кВ Тимирязево	1986	35/10	ТМН	4	ТМН	4	35-4Н	уд.
41	ПС 35 кВ Тихий Дон	1987	35/10	ТМН	4	ТМН	4	Нетип.	уд.
42	ПС 35 кВ Хитрово	1967	35/10	ТМН*	6,3*	ТМН	6,3	35-9	уд.
43	ПС 35 кВ Чернава	1967	35/10	ТМН	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
44	ПС 35 кВ Чернолес	1986	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
45	ПС 35 кВ Яковлево	1970	35/10	ТМ	2,5			Нетип.	уд.

Продолжение таблицы 9.3

ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций

N	Наименование	Год ввода	Напряжение	Трансформаторы				Схема	Тех. состояние
				Т-1		Т-2
				Тип	МВА	Тип	МВА
1	ПС 35 кВ Агроном	1968	35/10	ТМН	4	ТМ	6,3	Нетип.	уд.
2	ПС 35 кВ Барятино	1980	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
3	ПС 35 кВ Березовка	1979	35/10	ТМН	2,5			35-3	уд.
4	ПС 35 кВ Бигильдино	1983	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
5	ПС 35 кВ Большие Избищи	1980	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	35-5АН	уд.
6	ПС 35 кВ Большое Попово	1988	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
7	ПС 35 кВ Большой Верх	1978	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
8	ПС 35 кВ Ведное	1976	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
9	ПС 35 кВ Воскресеновка	1974	35/10	ТМ	1,6	ТМ	1,6	Нетип.	уд.
10	ПС 35 кВ Гагарино	1988	35/10	ТАМ*	1,8*	ТМ	1,8	Нетип.	уд.
11	ПС 35 кВ Головинщино	1966	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
12	ПС 35 кВ Данков - сельская	1976	35/10	ТМ	6,3	ТМН	6,3	Нетип.	уд.
13	ПС 35 кВ Долгое	1976	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
14	ПС 35 кВ Дрезгалово	1985	35/10	ТМ	1,6	ТМ	1,6	Нетип.	уд.
15	ПС 35 кВ Знаменка	1980	35/10	ТМ	2,5			Нетип.	уд.
16	ПС 35 кВ Каменная Лубна	1970	35/10	ТМ	2,5			Нетип.	уд.
17	ПС 35 кВ Колыбельская	1968	35/10	ТМ*	2,5*	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
18	ПС 35 кВ Комплекс	2006	35/10	ТМН	4	ТМН	4	35-9	хор.
19	ПС 35 кВ Красное	1975	35/10	ТМ	4	ТМН	4	Нетип.	уд.
20	ПС 35 кВ Культура	1979	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
21	ПС 35 кВ Никольское	1984	35/10	ТМН	4			Нетип.	уд.
22	ПС 35 кВ Новополянье	1977	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
23	ПС 35 кВ Первомайская	1969	35/10	ТМ	2,5			Нетип.	уд.
24	ПС 35 кВ Пиково	1982	35/10	ТМ	2,5			Нетип.	уд.
25	ПС 35 кВ Полибино	1985	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
26	ПС 35 кВ Политово	1991	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
27	ПС 35 кВ Раненбург	1975	35/10	ТМ	1,6	ТМ	1,6	Нетип.	уд.
28	ПС 35 кВ Р. Дуброво	-	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	Нетип.
29	ПС 35 кВ Сапрыкино	1977	35/10	ТМ	1,6	ТМ	2,5	Нетип.	уд.
30	ПС 35 кВ Сергиевка	1996	35/10	ТМН	2,5	ТМ	2,5	35-5АН	уд.
31	ПС 35 кВ Теплое	1992	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.
32	ПС 35 кВ Топки	1997	35/10	ТМ	2,5	ТМ	2,5	35-5АН	уд.
33	ПС 35 кВ Троекурово-совхозная	1970	35/10	ТМ	2,5	ТМ*	2,5*	Нетип.	уд.
34	ПС 35 кВ Хрущево	1987	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	Нетип.	уд.
35	ПС 35 кВ Яблоново	1990	35/10	ТМН	2,5	ТМН	2,5	35-5АН	уд.

_____________________________

*) Звездочкой (*) выделены трансформаторы подстанций, находящиеся в неудовлетворительном и непригодном состоянии.

**) Синим цветом указаны года ввода подстанций, отработавших свой нормативный срок эксплуатации.

Таблица 9.4

ПС 35 кВ, находящиеся на балансе ОАО "ЛГЭК"

N	Наименование подстанции (классы напряжения)	Год ввода электроустановки в эксплуатацию	Адрес электроустановки	Установленные силовые трансформаторы	Год ввода трансформатора в эксплуатацию
1	ПС 35/10/6 кВ Город	1939	ул. Кузнечная, д. N 1 (территория КЭС ОАО "ЛГЭК")	ТДТН-16000/35/10/6	2010
		(в 2010 реконструирована)		ТДТН-16000/35/10/6	2010
2	ПС 35/6 кВ Студеновская	1971	ул. Энгельса, за домом N 2	ТДНС-10000/35/6	1971
				ТДНС-10000/35/6	1971
3	ПС 35/6 кВ Водозабор-2	1998	ул. Папина, территория водозабора N 2	ТМ-6300/35/6	1978
				ТМ-3200/35/6	1965

Таблица 9.5

ПС 35 кВ, находящиеся на балансе других организаций

Собственник	ПС 35/6 - 10 кВ	Мощность трансформаторов, кВА
ОАО "Асфальтобетонный завод"	35/0,4 кВ АБЗ	Т1/630
	35/10 кВ СОМ	Т1/1600
	35 кВ Стальконструкция	Т1/4000
	35 кВ Стройдеталь	Т1/1000
		Т2/630
		Т3/630
	35 кВ Силикатный з-д	Т1/10000
		Т2/10000
	35 кВ Эковент	Т1/630
		Т2/1000
ОАО "НЛМК"	35/6 кВ Боринский водозабор	Т1/1600
		Т2/1600
ОАО "НЛМК"	35/10 кВ Пионерская	Т1/6300
		Т2/6300
ОАО "Казинский пищевой комбинат"	ПС 35/6 кВ КПК	Т1/4000
		Т2/4000
	ПС 35 кВ Добринский сахарный з-д	Т1/1600
		Т2/1600
	ПС 35/10 кВ Литейная	Т1/2500
ОАО ЛОЭЗ "Гидромаш"	ПС 35/10 кВ ЛОЭЗ	Т1/4000
		Т2/4000
		Т3/6300
филиал ОАО "РЖД" Ю.В.Ж.Д.	ПС 35 кВ Грязи ж/д	Т1/3200
		Т2/3200
ЗАО "Рождественский карьер"	ПС 35/10 кВ Рождество	Т1/4000
		Т2/2700
	ПС 35/10 кВ Сахзавод	Т1/1600
ОП "Задонск-Агротест"	35/0,4 кВ СХТ	Т/1000
ФГУ ИК-4 УФСИН РФ по Липецкой обл.	35/6 кВ ИТК	Т/4000

Таблица 9.6

Воздушные линии 35 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

N п/п	Наименование ВЛ	Год ввода в экспл.	Протяженность, км		Тип провода	Опоры						Изоляция		Грозозащитный трос		Примеч. (сост. ВЛ)
						Металлические		Ж/бетонные		Всего, шт.	В т.ч. анкерн.	Тип изоляторов	Всего, шт.	Длина	Марка
			по трассе	по цепям		к-во	тип	к-во	тип
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
ВЛ 35 кВ Липецкий участок
1	ВЛ 35 кВ N 2		10,6	10,6		11		71		83	23		1118	3,86		Удовл.
1.1	оп. 1 - 65	1979	8,30	8,30	АС-95	10	У35-1; У110-1	53	УБ35-11; ПБ35-3	65	20	ПС-70Е		2,16	ТК-50
1.2	оп. 65 - 83	1993	2,30	2,30	АС-95	1	У110-1	18	ПБ35-1В; УБ35-11	18	3	ПФ-70; ПСГ-6А		1,7	ПС-35
2	ВЛ 35 кВ N 3		7,2	7,2		3		47		51	8		622	2,7		Удовл.
2.1	оп. 1 - 16	1974	2,20	2,20	АС-95	2	У35-1	14	ПБ35-1; ПУСБ-1	16	4	ПФ-70		1,2	С-35
2.2	оп. 16 - 39	1980	3,50	3,50	АС-70	1	У35-2	21	ПБ35-В; ПУСБ	23	2	ПС-70		1,5
2.3	оп. 39 - 51	1981	1,50	1,50	АС-70		-	12	ПБ35-1В	12	2	ПС-70
3	ВЛ 35 кВ N 4		3,80	4,00		0		27		27	4		402	1,9		Удовл.
3.1	оп. 1 - 3 (по опорам ВЛ 35 кВ Птицефабрика)	1978	0,00	0,20	АС-70	-	-		-			ПС-6В
3.2	оп. 3 - 8	1994	0,70	0,70	АС-70	-	-	4	ПБ35-3; ПБ35-1В	4		ПС-70		0,7	ТК-35
3.3	оп. 8 - 14	1993	0,80	0,80	АС-70	-	-	6	ПБ35-3; ПБ35-1В; УБ35-11	6	1	ПС-70			"-"
3.4	оп. 14 - 22	1993	1,00	1,00	АС-70	-	-	8	ПБ35-1В; УБ35-11	8	1	ПС-70			"-"
3.5	оп. 22 - 30	1981	1,30	1,30	АС-70	-	-	9	ПБ35-1В; УБ35-11	9	2	ПС-70		1,2	С-50
4	ВЛ 35 кВ N 5		10,91	11,46		5		79		84	10		480	2,95		Удовл.
4.1	оп. 1 - 6 (по опорам ВЛ 35 кВ Сенцово-2)	1992	0,00	0,55	АС-70	-	-	-	-	-	-	ПС-70Д			ПС-35
4.2	оп. 6 - 9	1956	0,55	0,55	АС-70	-	-	3	ПБ35-1В	3	1	"-"		0,55	ПС-35
4.3	оп. 9 - 41	1972	4,16	4,16	АС-70	0	УАП35-3	32	ПБ35-1В; ПБ35-3	32	3	ПС-6Б			"-"
4.4	отпайка на ПС 3 5 кВ Частая Дубрава оп. 1 - 50	1974	6,20	6,20	АС-70	5	УАП-6; У35-1	44	УП35; ПБ35-1В	49	6	ПФ-6В	610	2,4	С-35
5	ВЛ 35 кВ N 6		4,10	6,50		9		35		44	10		575	4,1		Удовл.
5.1	оп. 1 - 14 (по опорам ВЛ 110 кВ Н. Деревня)	1972	0,00	2,40	АС-95	5	У-2	9	ПБ-110-2	14	5	ПС-70Е; ПФ-6В
5.2	оп. 14 - 24	1966	1,70	1,70	АС-185	2	У5М	8	ПБ110-1	10	2	ПМ-4,5		1,7	С-50
5.3	оп. 24 - 44	1977	2,40	2,40	АС-70	2	У110-1; У35-2	18	УБ35-1; ПБ35-1; ПБ35-1В	20	3	ПФ-6В; ПС-70Е		2,4	ТК-35
6	ВЛ 35 кВ Аксай	1989	15,10	15,10	АС-95	9	У35-1; У110-2	121	УБ35-11; 2УБ35-11; ПБ35-1В	130	23	ПС-70Д	1646	3,32	ПС-35	Удовл.
7	ВЛ 35 кВ Березняговка-1		28,45	32,30		8		178		186	21		1025	2,7		Удовл.
7.1	оп. 1 - 159	1969	24,60	24,60	АС-70	3	ЦУ-11	156	АБ35-7; ПБ-33; ПБ35-1В;	159	15	ЛК70/35, ПС-70Д	432 (гирл), 107	1,5	ПС-35
7.2	отпайка оп. 1 - 27	1996	3,85	7,70	АС-70	5	У35-2	22	ПБ35-2; ПУСБ35-2	27	6	ПС-70Д	486		ТК-35
8	ВЛ 35 кВ Березняговка-2		13,10	13,71		4		104		108	5		1184	3,51		Удовл.
8.1	оп. 6 - 115	1989	13,10	13,10	АС-70	4	У35-1; УАП35-6	104	ПБ35-1В; ПБ35-3	108	5	ПС-70Д		1,35	ПС-35
8.2	оп. 1 - 6 (по опорам ВЛ 35 кВ Федоровка)	1989	0,00	0,61	АС-70	-	-	-	-	-	-	ПС-70Д		2,16
9	ВЛ 35 кВ Борино		18,80	37,60		21		87		108	31		2379	3,66		Неуд.
9.1	оп. 1 - 78	1969	14,60	29,20	АС-95	13	У2М; УС110-8	66	ПБ35-2	79	16	ПС-70		1,2	ПС-35	Неуд.
9.2	отпайка к ПС 35 кВ Водозабор оп. 1 - 4	1981	0,70	1,40	АС-95	1	У2М	3	ПБ35-3В	4	4	ПС-70		1	"-"	Неуд.
9.3	отпайка к ПС 35 кВ Троицкая оп. 1 - 23	1975	3,50	7,00	АС-70	7	У35-2; У110-2	18	ПБ35-2; УП35	25	11	ПФ-6В	750	1,46	ПС-35	Неуд.
10	ВЛ 35 кВ Борисовка-1	1979	12,80	12,80	АС-70	3	У35-1; УАП35-6	68	УБ35-1; УБ35-1В	71	21	ПС-6Б	1026	2,5	ПС-35	Удовл.
11	ВЛ 35 кВ Борисовка-2		24,85	33,20		16		114		130	40		2271	2,514		Удовл.
11.1	оп. 1 - 55 (по опорам ВЛ 35 кВ Бутырки)	1998	0,00	8,35	АС-120	-	-	-	-	-	-	ПС-70Е
11.2	оп. 55 - 169	2001	23,90	23,90	АС-120	13	У35-1; У110-1	101	УБ35-1; ПБ35-1	114	26	ПС-70Е		1,63	ТК-50
11.3	отпайка к ПС 35 кВ Карьер оп. 1 - 13, 14 - 16	2009	0,859	0,859	АС-70	1	У35-1т	9+4 портал	УБ35-11.1т; УБ-35-1.1; ПБ35-3.1т; П-1	16	14	ПС-70Е	348	0,884	ТК-8,1
11.4	отпайка к ПС 35 кВ Карьер оп. 13 - 14	2009	0,109	0,109	АС-120	2	У110-1+9; У35-1т+5	-	-
11.5	отпайка к ПС 35 кВ Сселки	2009	0,09	0,09	АС-120	0	-	0	-	0	0	-	-	0,09	ТК-9-1
12	ВЛ 35 кВ Бочиновка	1977	3,70	3,70	АС-95	5	У35-1; П35-1	23	АУБМ-1; ПБ35-1	28	6	ПС-6А	402	3,7	ПС-35	Удовл.
13	ВЛ 35 кВ Бутырки		8,73	8,73		20		38		58	20		823	2,98		Удовл.
13.1	оп. 1 - 55	1998	8,35	8,35	АС-120	19	У35-2	37	ПБ35-4	56	19	ПС-70Е		1,5	С-50
13.2	оп. 55 - 58	2000	0,30	0,30	АС-120	1	У35-1	1	ПБ35-1	2	1	ПС-70Е		1,4	ПС-35
13.3	отпайка к ПС 35 кВ Сселки	2009	0,08	0,08	АС-120	0	-	0	-	0	0	-	-	0,08	ТК-9-1
14	ВЛ 35 кВ Введенка оп. 1 - 53	1971	6,90	6,90	АС-70	11	У1М; У35-1	42	ПБ35-3; ПВ-1	53	11	ПМ-4,5 ПС-70Д	670	3,38	ПС-35	Удовл.
15	ВЛ 35 кВ Вешаловка	1978	9,50	9,50	АС-70	3	У35-2	91	А35-4Б; ПБ35-1В	94	20	ПС-6А	1050	3,2	ПС-35	Удовл.
16	ВЛ 35 кВ Водозабор		4,32	4,32		12		20		32	12		549	3,52		Удовл.
16.1	оп. 1 - 6	1989, 2009	0,62	0,62	АС-120	4	У35-2	2	УБ35-11; ПБ35-2	6	5	ПС-70Д		0,62	ТК-50
16.2	оп. 6 - 9	1968	0,48	0,48	АС-120	5	П110-1; У1М	6	УБ35-11; ПБ35-18	11	4	ПС-70Д		1	ТК-35
	оп. 9 - 18	1968	1,32	1,32	АС-70
16.3	оп. 18 - 32	1989	1,90	1,90	АС-120	3	У35-2	12	ПБ35-2	15	3	ПС-70Д		1,9	ПС-35
17	ВЛ 35 кВ Вперед		24,73	24,73		9		75		84	13		1040	3,06		Удовл.
17.1	оп. 1 - 54	1991	6,50	6,50	АС-70	3	У35-1; УАП35-3	50	ПБ35-1В; ПБ35-3	53	3	ПФ-70		1,92	ПС-35
17.2	оп. 54 - 81	1984	3,40	3,40	АС-70	6	У35-2	22	ПБ35-2	28	8	ПФ-70		1,14	"-"
17.3	оп. 1 - 80 (отпайка к ПС 35 кВ Хворостянка)		14,83	14,83	АС-95	-	-	3	УБ35-1	3	2	ПФ-70
18	ВЛ 35 кВ Грязи-Городская		7,71	13,21		12		38		50	24		1635	4,9		Удовл.
18.1	оп. 1 - 28	1965	5,50	11,00	АС-95	10	УА2М	18	ПБ35-2	28	10	ПС-70		0,4	ПС-35; ТК-35	Неуд.
18.2	от ПС 35 кВ Гидрооборудование - левая оп. 1 - 11	2000	1,20	1,20	АС-95	1	У35-2; У110-1	6	УБ35-1; ПБ35-1; ПБ110-2	7	4	ПС-70Е			ТК-35
18.3	от ПС 35 кВ Гидрооборудование - правая оп. 1 - 15	2000	1,01	1,01	АС-95	1	У35-1	14	УБ35-1; ПБ35-1	15	10	ПС-70Е			"-"
19	отпайка от ВЛ 35 кВ Сухоборье - правая к ПС 35 кВ Грязное	1976	5,60	5,60	АС-95	3	У35-1; УСБ35-1в	37	ПБ35-1; ПБ35-1В	40	6	ПС-70Д, ПФ-70Д	510	1,2	ПС-35	Удовл.
20	ВЛ 35 кВ Демшинка	1991	14,00	14,00	АС-95	7	У35-1; У35-2	115	ПБ35-2; ПБ35-1В; УБ35-11	122	15	ПС-70Д	1378	3,7	ПС-35	Удовл.
21	ВЛ 35 кВ Дмитриевка		7,40	9,90		3		66		69	11		1260	1,8		Удовл.
21.1	оп. 1 - 70	1980	7,40	7,40	АС-70	3	У35-2; УАП35-3	66	ПБ35-3; ПБ35-1В	69	11	ПС-6Б		1,8	ПС-35
21.2	оп. 70 - 87 (по опорам ВЛ 35 кВ К. Байгора)	1976	0,00	2,50	АС-70	-	-	-	-	-	-	ПС-6Б
22	ВЛ 35 кВ Дмитряшевка		13,20	14,02		8		100		108	18					Удовл.
22.1	оп. 1 - 13	1980, 1970	2,10	2,10	АС-70	4	У35-2т+5; У35-1т; У2М	8	ПБ35-1	12	4	ПС6-Б			ПС-35
22.2	оп. 13 - 15 (по опорам ВЛ 35 кВ Хлевное)	1970	0,00	0,82	АС-150	1	-	-	-	1	1	ПС-12
22.3	оп. 15 - 107	1977, 1982	10,75	10,75	АС-70	1	У1М; У35-1т	90	УА35-4б; УБ35-1; ПУСБ35-1; ПБ35-1в	91	11	ПС6-Б			ПС-35
22.4	оп. 107 - 110	1989, 1977	0,35	0,35	АС-70	2	У35-2т	2	ПБ35-2	4	2	ПС6-Б			ПС-35
23	ВЛ 35 кВ Ивановка	1978	8,00	8,00	АС-70	0	-	62	УБ35-1; ПП35-4Б; П35-4Б	62	10	ПФ-6Б	741	3,8	ПС-35	Удовл.
24	ВЛ 35 кВ Казинка-1		4,02	4,02		9		17		26	12		358	4,02		Удовл.
24.1	оп. 1 - 7	1982	0,90	0,90	АС-70	2	У35-2	5	ПБ35-2	7	2	ПС-70		0,9	С-35
24.2	оп. 7 - 26	1973, 2008	3,12	3,12	АС-120	7	У35-2+5; У35-1; У5М	12	ПБ35-1; ПБ35-2; УБ35-1	19	10	ПФ-6А, ПС-70		3,12	"-"
25	ВЛ 35 кВ Казинка-2		8,00	9,40		2		30		39	10		607	1,08		Удовл.
25.1	оп. 1 - 45 (оп. 1 - 5 по опорам ВЛ 35 кВ Казинка-1 дл. = 0,9 км)	1974	8,00	8,90	АС-120	5	У35-1	34	УБ35-1; У35-2; У35-1; ПБ35-1; ПБ35-2	39	10	ПФ-6Б		1	С-35
25.2	оп. 45 - 48 (оп. 1 - 4 по опорам ВЛ 35 кВ Таволжанка)	1994	0,00	0,50	АС-120	-	-	-	-	-	-	ПС-70Д		0,8
26	ВЛ 35 кВ Каликино-1	1971	16,00	16,00	АС-95	7	У35-1; У35-2	60	ПБ35-1 АБ35-3	67	13	ПС-70	774	3	С-35	Удовл.
27	ВЛ 35 кВ Каликино-2		9,60	9,80		4		36		40	8		510	1,4		Удовл.
27.1	оп. 1 - 40 (оп. 1 - 3 по опорам ВЛ 35 кВ Каликино-1)	1971	9,40	9,60	АС-95	0	-	36	ПБ35-1; ПУСБ35-1	36	4	ПМ-4,5; ПС-70			ПС-35
27.2	оп. 40 - 43	1982	0,20	0,20	АС-95	4	У35-2; УАП35-3	0	ПБ35-1	4	4	ПМ-4,5; ПС-70			ТК-35
28	ВЛ 35 кВ Княжья Байгора		18,10	18,10		13		83		96	17		1089	1,9		Удовл.
28.1	оп. 1 - 54	1976	10,60	10,60	АС-70	7	УАП35-6; У35-1	47	ПБ35-1В	54	11	ПС-70		0,2	ПС-35
28.2	оп. 54 - 78	1981	5,00	5,00	АС-70	2	УАП35-6; У35-1	22	ПБ35-1В	24	2	ПС-70		0,5	"-"
28.3	оп. 78 - 96	1976	2,50	2,50	АС-70	4	У35-2	14	ПБ35-2	18	4	ПС-70		1,7	"-"
29	ВЛ 35 кВ К. Колодезь		8,90	8,90		7		50		57	12		778	2,7		Удовл.
29.1	оп. 1 - 50	1982	8,20	8,20	АС-95	4	У35-1; У35-1+5	45	УБ35-1; ПБ35-1	49	9	ПС-70Д		1,5	ПС-35
29.2	оп. 50 - 57	1982	0,70	0,70	АС-95	3	У35-2т	5	ПБ35-2	8	3	ПС-70Д		1,2	ПС-35
30	ВЛ 35 кВ КПК		2,50	2,50		8		8		16	8		264	2,5		Удовл.
30.1	оп. 1 - 8	1973	1,28	1,28	АС-70	4	УАП35-1; У35-2	3	ПБ35-1В; ПБ35-3	7	4	ПФ-6В		1,28	С-35
30.2	оп. 8 - 16 (совместно с ВЛ 35 кВ Песковатка)	1996	1,22	1,22	АС-120	4	У35-2	5	ПБ110-6	9	4	ПС-70Д		1,22	ПС-50
31	ВЛ 35 кВ Красная Дубрава		9,12	9,12		8		79		87	18		1091	3		Удовл.
31.1	оп. 1 - 17	1967	3,20	3,20	АС-95	5	У5М	12	ПБ35-1В	17	6	ПМ-4,5		1,5	ПС-35
31.2	оп. 17 - 68	1976	4,70	4,70	АС-70	2	УАП35-6; У5М	49	ПБ35-1В	51	4	ПМ-4,5			"-"
31.3	оп. 68 - 69	1983	0,20	0,20	АС-70	1	У35-2	-	-	1	1	ПМ-4,5		1,5	"-"
31.4	от ПС 35 кВ Гидрооборудование оп. 1 - 18	2000	1,02	1,02	АС-95, АС-120	-	-	18	ПБ35-1; УБ35-1	18	7	ПС-70Д			ТК-35
32	ВЛ 35 кВ Куликово-1	1996	17,70	17,70	АС-70	5	У35-1	136	УБ35-11; ПБ35-3; ПБ35-1В	141	19	ПС-70	1647	2,84	ТК-35	Удовл.
33	ВЛ 35 кВ Куликово-2	1995	12,30	12,30	АС-70	5	У35-1; У35-2	109	УБ35-11; ПБ35-3; ПБ35-1В	114	18	ПС-70Д	1412	2,8	ПС-35	Удовл.
34	ВЛ 35 кВ Курино		4,40	11,39		1		35		36	6		634			Удовл.
34.1	оп. 1 - 10 (по опорам ВЛ 35 кВ Синдякино)	1982	0,00	1,34	АС-70	-	-	-	-	-	-	ПС-70Д		-	ПС-35
34.2	оп. 10 - 47	1982	4,40	4,40	АС-70	1	У35-1	35	УБ35-1; ПБ35-3; ПБ35-1В	36	6	ПС-70Д
34.3	оп. 47 - 85 (по опорам ВЛ 35 кВ Манино)	1986	0,00	5,65	АС-70	-	-	-	-	-	-	ПС-70Д		-	ПС-35
35	ВЛ 35 кВ Лебедянка-1		13,55	15,95		0		98		98	5		1251	1,1		Удовл.
35.1	оп. 18 - 55	1982	5,20	5,20	АС-95	-	-	37	ПБ35-3; ПБ35-1В	37	-	ПС-70Д			С-50
35.2	оп. 55 - 116	1984	8,35	8,35	АС-95	-	-	61	УБ35-1; ПБ35-1В	61	5	ПС-70Д			"-"
35.3	оп. 1 - 18 (по опорам ВЛ 35 кВ Пашково-2)	1982	0,00	2,40	АС-95	-	-	-	-	-	-	ПФ-70
36	ВЛ 35 кВ Лебедянка-2	1976	24,20	24,20	АС-70	0	-	140	УБ35-1; ПБ35-1; ПБ35-1В	140	10	ПС-6Б		2,63	ПС-35	Удовл.
37	ВЛ 35 кВ Лозовка		16,23	17,50		12		68		80	12		966	2,4		Удовл.
37.1	оп. 1 - 81	1971	16,23	16,23	АС-95	12	У60Б-3а; У35-1	68	ПБ35-3; ПБ-33	80	12	ПС-6А			С-35
37.2	оп. 82 - 92 (по опорам ВЛ 35 кВ Дубовое)	1983	0,00	1,27	АС-95	-	-	-	-	-	-	-			ПС-35
38	ВЛ 35 кВ ЛОЭЗ		3,40	3,40		4		26		30	8		429	3,4		Удовл.
38.1	оп. 1 - 20	1966	3,40	3,40	АС-70	2	ПМ-2; У1М	17	АУБМ-1; ПБ33	19	5	ПМ-4,5		2	ПС-50	Неуд.
38.2	оп. 20 - 31 (ТО ЛОЭЗ)	1974	1,80	1,80	АС-95	2	У35-1; У35-2	9	ПБ35-1; ПУСБ35-1	11	3	ПФ-70		1,4	ПС-35
39	ВЛ 35 кВ Манино		24,15	24,15		18		182		200	31		2711	3,2		Удовл.
39.1	оп. 1 - 162	1985	18,50	18,50	АС-70	13	У35-1; УАП35-6	148	ПБ35-1В; УБ35-1	161	26	ПС-70Д		0,9	ПС-35
39.2	оп. 162 - 200	1986	5,65	5,65	АС-70	5	У35-2	34	ПБ35-2	39	5	ПС-70Д		2,3	"-"
40	ВЛ 35 кВ Матыра-1	1972	8,40	8,40	АС-120	25	П110-1; У35-1	36	ПБ35-2; ПБ35-1	61	22	ПС-6А	1089	2,7	С-35, ПС-35	Удовл.
41	ВЛ 35 кВ Матыра-2		3,08	3,98		7		13		20	7		389	1,3		Удовл.
41.1	оп. 1 - 20	1973	3,08	3,08	АС-120	7	У35-1; У5М	13	ПБ35-1	20	7	ПФ-6А, ПС-70		1,3	С-35
41.2	оп. 20 - 27 (по опорам ВЛ 35 кВ Казинка-1)	1982	0,00	0,90	АС-70	-	-	-	-	-	-	ПФ-6А, ПС-70
42	ВЛ 35 кВ Московка		7,90	7,90		8		54		62	17		834	2,66		Удовл.
42.1	оп. 1 - 59	1980	7,40	7,40	АС-95	6	У35-2; У35-1; УАП35-3	52	ПБ35-1В; ПБ35-3	58	15	ПС-6Б		1,26	ПС-35
42.2	оп. 59 - 62	1988	0,50	0,50	АС-95	2	У35-2	2	ПБ35-2	4	2	ПС-70Д		1,4	"-"
43	ВЛ 35 кВ Мясокомбинат		3,80	7,60		10		18		28	10		968	3,8		Удовл.
43.1	оп. 1 - 21	1975	3,00	6,00	АС-95	7	У35-2	14	ПБ35-2	21	7	ПС-6А		3	С-35
43.2	отпайка к ПС 35 кВ Хлебопродукты оп. 1 - 7	1990	0,80	1,60	АС-120	3	У35-2	4	ПБ35-2	7	3	ПС-70Д		0,8	ПС-35
44	ВЛ 35 кВ Ново-Николаевка	1973	3,47	3,47	АС-120	9	У1М	10	ПБ-33	19	9	ПС-70	340	3,1	С-35	Удовл.
45	ВЛ 35 кВ Ново-Черкутино	1974	11,85	11,85	АС-50	5	УАП35-3; УАП35-6	85	ПБ35-1; ПБ35-1В; УП35	90	8	ПФ-6Б	1070	3,1	С-35	Удовл.
46	ВЛ 35 кВ Паршиновка-1		18,40	18,40		14		117		131	15		1575	2,3		Удовл.
46.1	оп. 1 - 71	1980	8,40	8,40	АС-70	6	У35-1; УАП35-5	63	УБ35-1; ПБ35-1В	69	6	ПФ-70В		1,3	ПС-35
46.2	оп. 71 - 132	1980	10,00	10,00	АС-70	8	У35-2	54	ПБ35-2	62	9	ПФ-70В		1	"-"
47	ВЛ 35 кВ Паршиновка-2		18,19	18,19		2		75		77	13		1605	1,1		Удовл.
47.1	оп. 1 - 77	1984	8,19	8,19	АС-70	2	У35-2; УАП35-3	75	УБ35-1; ПБ35-1В	77	10	ПФ-6В		1,1	ПС-35
47.2	оп. 77 - 138 (совместно с ВЛ 35 кВ Паршиновка-1 соп. 72)	1980	10,00	10,00	АС-70	-	-	-	-	-	-	ПФ-6В
48	ВЛ 35 кВ Пашково-1	1977	19,60	19,60	АС-95	2	У35-1; У35-2	161	ПБ35-1; ПБ35-3В; УБ35-1; УБ35-3В	163	19	ПС-6А	1778	2,28	ПС-35	Удовл.
49	ВЛ 35 кВ Пашково-2		15,80	15,80		4		129		133	11		1089	3,9		Удовл.
49.1	оп. 1 - 18 (совместно с ВЛ 35 кВ Лебедянка-1)	1977	2,40	2,40	АС-95	2	У35-1	16	УБ35-1; ПБ35-1В	18	2	ПС-6Б, ПС-70		2,4	ПС-35
49.2	оп. 18 - 133	1982	13,40	13,40	АС-95	2	У35-2	113	ПБ35-2; ПБ35-1; ПБ35-1В	115	9	ПС-70		1,5	С-50
50	ВЛ 35 кВ Песковатка		14,50	16,94		13		89		102	15		1341	3,55		Удовл.
50.1	оп. 1 - 9 (по опорам ВЛ 35 кВ КПК соп. 8 - 16)	1996	0,00	1,22	АС-120	-	-	-	-	-	-	ПС-70Д
50.2	оп. 9 - 86	1973	10,80	12,02	АС-70	10	У35-1; УАП35-6; УАП35-5; УАП35-4	67	ПБ35-3; ПБ35-1В; АБ35-3; ПУСБ35-1	77	12	ПФ-6В		1,5	С-35
50.3	отпайка к ПС 35 кВ Вперед оп. 1 - 25	1973	3,70	3,70	АС-70	3	У35-1; УАП35-3	22	ПБ35-3; ПБ35-1В	25	3	ПФ-6В		2,05	"-"
51	ВЛ 35 кВ Петровская-1		18,30	18,30		4		123		127	18		1497	3,2		Удовл.
51.1	оп. 1 - 5	1979	0,80	0,80	АС-70	2	У35-2	3	АУБМ35	5	3	ПМ-4,5		1,7	С-35
51.2	оп. 5 - 128	1968	17,50	17,50	АС-70	2	У5М	120	ПБ35-1; ПБ-33	122	15	ПМ-4,5		1,5	"-"
52	ВЛ 35 кВ Петровская-2	1980	23,680	23,680	АС-70	11	У35-1; УАП-3; УАП35-6	186	ПБ35-1; УБ35-1; ПБ35-1В	197	24	ПС-60Д	2206	3,25	ПС-35	Удовл.
53	ВЛ 35 кВ Поддубровка		9,10	10,40		0		63		63	9		798	1,1		Удовл.
53.1	оп. 59 - 62 (по опорам ВЛ 35 кВ Московская)	1988	0,00	0,50	АС-95	-	-	-	-	-	-	ПС-70Д
53.2	оп. 5 - 67	1980	8,80	8,80	АС-95	-	-	55	УБ35-1; ПБ35-1В; ПБ35-3	55	8	ПФ-70		0,95	ПС-35
53.3	оп. 59 - 67	1986	0,30	0,30	АС-95	-	-	8	ПБ35-1В	8	1	ПФ-70			"-"
53.4	оп. 67 - 72 (по опорам ВЛ 35 кВ Манино)	1986	0,00	0,80	АС-95	-	-	-	-	-	-	ПС-70		1,1
54	ВЛ 35 кВ Полевая		4,87	6,770		4		36		40	8		816	2,5		Удовл.
54.1	оп. 1 - 40	1968	4,87	4,870	АС-70	4	П110-4М; У35-1	36	ПБ35-1В	40	9	ПМ-4,5		2,5	ПС-35	Неуд.
54.2	оп. 40 - 54 (по опорам ВЛ 35 кВ Водозабор оп. 18 - 32)	1991	0,00	1,900	АС-120	-	-	-	-	-	-	ПС-70
55	ВЛ 35 кВ Правда		12,40	15,80		4		97		104	10		1614	1,22		Удовл.
55.1	оп. 1 - 28 (по опорам ВЛ 35 кВ Вперед)	1984	0,00	3,40	АС-70	-	-	-	-	-	-	ПФ-70
55.2	оп. 28 - 132	1984	12,40	12,40	АС-70	4	У35-1; УАП35-3	97	УБ35-1; ПБ35-3; ПБ35-1В	104	10	ПФ-70		1,22	ПС-35
56	ВЛ 35 кВ Пружинки-1 оп. 1 - 94	1985	10,70	10,70	АС-70	10	УАП35-3; УАП35-6; У35-1; У35-2	83	ПБ35-1В; ПБ35-3; УБ35-1	93	17	ПС-70Д	1220	3	ПС-35	Удовл.
57	ВЛ 35 кВ Пружинки-2		10,78	10,78		8		84		92	12		1185	2,57		Удовл.
57.1	оп. 1 - 29	1986	4,02	4,02	АС-70	4	У35-2	25	ПБ35-2	29	4	ПС-70Д		1,35	ПС-35
57.2	оп. 29 - 93	1986	6,76	6,76	АС-70	4	У35-1	59	ПБ35-1В; ПБ35-3; ПЖТ35-2; УБ35-1	63	8	ПС-70Д		1,22	"-"
58	ВЛ 35 кВ Птицефабрика		4,60	4,60		3		45		48	3		561	4,6		Удовл.
58.1	оп. 1 - 2	1999	0,11	0,11	АС-95	-	-	1	ПБ35-1В	1	-	ПС-70		0,11	ТК-35
58.2	оп. 2 - 44	1972	4,03	4,03	АС-95	-	-	42	АУБМ; ПБ-22	42	5	ПМ-4,5		4,03	"-"
58.3	оп. 44 - 46	1999	0,26	0,26	АС-95	1	У35-2	1	ПУСБ35-1	2	1	ПС-70		0,26	"-"
58.4	оп. 46 - 48	1978	0,20	0,20	АС-70	2	У35-2	1	ПБ35-2	3	2	ПС-6В		0,2	ПС-35
59	ВЛ 35 кВ Ратчино		8,90	9,10		1		35		36	5		477	0,9		Удовл.
59.1	оп. 1 - 2 (по опорам ВЛ 35 кВ Каликино-2)	1982	0,00	0,20	АС-95	-	-	-	-	-	-	ПСГ-70			ПС-35
59.2	оп. 2 - 38	1971	8,90	8,90	АС-95	1	У1М	35	ПБ35-1; ПУБ35-1	36	8	ПМ-4,5		0,9	С-35
60	ВЛ 35 кВ Речная		10,80	11,72		3		57		60	3		738	0,94		Удовл.
60.1	оп. 1 - 7 (по опорам ВЛ 35 кВ Хлевное)	1982	0,00	0,92	АС-70	-	-	-	-	-	-	ПС-6В			С-35
60.2	оп. 7 - 67	1970	10,80	10,80	АС-50	3	У35-1; У35-2	57	АБ35-7; ПУБ35-3; ПБ35-1В	60	3	ПС-70Д			ПС-35
61	ВЛ 35 кВ Сахзавод	1978	10,60	21,20	АС-70	16	У35-2	57	ПБ35-2	73	15	ПС-6А	1816	10,6	ПС-35	Удовл.
61.1	отпайка от ВЛ 35 кВ Сахзавод - правая к ПС 35 кВ Плавица оп. 1 - 50	1978	5,90	5,90	АС-70	3	УАП35-2; У35-1	47	УБ35-1; ПБ35-1В	50	6	ПС-6В	560	1,3	ПС-35
62	ВЛ 35 кВ Сельхозтехника	1978	3,45	3,45	АС-50	2	У35-1	31	ПБ35-1В; ПБ35-1; УБ35-1; АУБМ-5	33	5	ПФ-6Б	430	3,45	ТК-35	Удовл.
63	ВЛ 35 кВ Сенцово-1	1979	5,30	5,30	АС-70	3	УАП35-3	42	УБ35-1; ПБ35-3; ПБ35-1В	45	9	ПС-70	540	5,3	ПС-35	Удовл.
64	ВЛ 35 кВ Сенцово-2		11,70	11,70		12		102		114			1805	4,534		Удовл.
64.1	оп. 1 - 6	1992	0,55	0,55	АС-70	2	У35-2	4	ПБ35-4	6	2	ПС-70Д		1,534	ПС-35
64.2	оп. 6 - 114	1992	11,15	11,15	АСУ-70	10	У35-2; У110-2; УАП35-3	98	УБ35-11; ПБ35-3В; ПБ35-3	108	19	"-"		3	ПС-35
65	ВЛ 35 кВ Синдякино		12,76	12,76		7		88		95	14		1323	2,45		Удовл.
65.1	оп. 1 - 8 (по опорам ВЛ 35 кВ К. Колодезь)	1982	0,00	0,70	АС-95	-	-	-	-	-	-	ПС-70Д		1,113	ПС-35
65.2	оп. 8 - 25	1982	2,155	2,155	АС-70	0	У35-1	79	УБ35-1; ПБ35-В; ПБ35-3; ПБ35-3,1	79	7	ПС-70Д			ПС-35
65.3	оп. 25 - 30	2009	0,637	0,637	АС-70 АС-120	4	У35-1; У35-1+5	2	У35-1; У35-1+5; ПБ35-3,1	6	4	ПС-70Д			ПС-35
65.4	оп. 30 - 94	1982	7,927	7,927	АС-70
65.5	оп. 94 - 103	1982	1,34	1,34	АС-70	3	У35-2т	7	ПБ35-2т	10	3	ПС-70Д		1,338	ПС-35
66	ВЛ 35 кВ Сокол	1964	4,74	9,48	АС-95	28	2АТ; 2УТ; 2ТП	0	-	28	16	ПС-70Е	1040	4,74	ПС-35 ТК-35	Удовл.
67	ВЛ 35 кВ Сошки	1986	10,89	21,78	АС-95	17	У35-2	69	ПБ35-4; П110-6; ПЖТ35-Я	86	17	ПС-70Д	2340	4,1	ПС-35	Удовл.
68	ВЛ 35 кВ Стебаево-1		8,00	19,40		8		41		49	14		1653	1,04		Удовл.
68.1	оп. 1 - 49	1987	8,00	8,00	АС-95	8	У110-2; УАП356; У35-1	41	ПБ35-В; ПБ35-1; УБ35-1	49	13	ПС-70Д		1,04	ПС-35
68.2	оп. 49 - 122 (по опорам ВЛ 35 кВ Стебаево-2)	1987	0,00	11,40	АС-95	-	-	-	-	-	-	ПС-70
69	ВЛ 35 кВ Стебаево-2		18,50	18,50		13		96		109	17		1431	3,49		Удовл.
69.1	оп. 1 - 38	1987	7,10	7,10	АС-95	7	У35-1	31	ПБ35-1В; УБ35-1	38	9	ПС-70Д		2,24	ПС-35
69.2	оп. 38 - 109	1987	11,40	11,40	АС-95	6	У35-2; У110-2	65	ПБ35-2	71	8	ПС-70Д		1,25	"-"
70	ВЛ 35 кВ Таволжанка		1,20	1,20		6		4		10	6		156	1,2		Удовл.
70.1	оп. 1 - 4	1994	0,50	0,50	АС-120	4	У35-2	-	-	4	4	ПС-70Д			ТК-35
70.2	оп. 4 - 10	1974	0,70	0,70	АС-120	2	УМ-1	4	ПБ35-1	6	2	ПФ-6Б			С-35
71	ВЛ 35 кВ Талицкий Чамлык	1972	15,10	15,10	АС-70	7	У35-2	92	ПВ-2; ПВ-2т; ПУБ35 -1	99	9	ПФ6-15	1090	2,8	С-35, С-50	Удовл.
72	ВЛ 35 кВ Трубетчино		21,10	21,10		13		137		150	13		1690	3,2		Удовл.
72.1	оп. 1 - 42	1969	5,40	5,40	АС-70	5	УТМ	37	ПВ-1	42	5	ПМ-4,5		1,8	С-35
72.2	оп. 42 - 150	1971	15,70	15,70	АС-50	8	У11	100	ПБ35-1В	108	8	ПС-70		1,4	ТК-35
73	ВЛ 35 кВ Усмань - Тяговая	1967	3,18	3,18	АС-185	2	У5М	15	ПБ-33; АУБМ-60	17	7	ПМ-4,5	385	3,18	С-50	Удовл.
74	ВЛ 35 кВ Федоровка		17,50	17,50		13		139		152	27		1692	5,15		Удовл.
74.1	оп. 1 - 146	1979	16,89	16,89	АС-70	11	У35-1; УАП35-5	135	УБ35-1; ПБ35-3В	146	25	ПС-6А		2,54	ПС-35
74.2	оп. 146 - 152	1979	0,61	0,61	АС-70	2	У35-2	4	ПБ35-2	6	2	"-"		2,61	"-"
75	ВЛ 35 кВ Хлевное		6,66	6,67		12		31		42	17		675	3,7		Удовл.
75.1	ПС 110 кВ Хлевное - оп. 1	1982	0,015	0,03	АС-70	1	У35-2+5	-	-	1	1	ПС-6А			ПС-35
75.2	оп. 1 - 16	1982	2,00	2,00	АС-70	1	У35-2т	14	УБ35-1; ПБ35-3в	14	2	"-"			"-"
75.3	оп. 16 - 18 (совместно с ВЛ 35 кВ Дмитряшевка)	1970	0,82	0,82	АС-150	3	У1мн; У35-2; ЦП28+3	-	-	3	3	ПС-12			"-"
75.4	оп. 18 - 36	1970	2,90	2,90	АС-50	4	У35-1	13	ПБ35-15; АБ35-3	17	8	ПС-6В			С-35
75.5	оп. 36 - 42 (совместно с ВЛ 35 кВ Речная)	1982	0,92	0,92	АС-70	3	У35-2	4	ПБ35-2	7	3	ПС-6В			С-35
76	ВЛ 35 кВ Ярлуково-1		15,69	19,73		13		91		104	22		1724	3,2		Удовл.
76.1	оп. 1 - 62	1972	11,65	11,65	АС-70	8	У35-1; У35-2	54	ПБ35-1; ПУСБ	62	13	ПС-70Д		2,1	С-35
76.2	отпайка к ПС 35 кВ Малей оп. 1 - 42	1993	4,04	8,08	АС-70	5	У35-2	37	ПБ35-2; 2ПУСБ35-1; 2УБ35-2	42	9	ПС-70Е		1,1	"-"
77	ВЛ 35 кВ Ярлуково-2		6,10	6,10		9		24		33	11		470	3,6		Удовл.
77.1	оп. 1 - 30	1972	6,00	6,00	АС-70	7	У35-1; У35-2; ПМ-1	22	ПБ35-1; ПУСБ35-1	29	8	ПФ-6Б		3,5	С-35
77.2	отпайка к ПС 35 кВ Дружба оп. 1 - 4	1972	0,10	0,10	АС-70	2	У35-1	2	ПБ35-1В	4	3	ПФ-6Б		0,1	ПС-35
78	ВЛ 35 кВ Тюшевка	1984	11,47	22,94	АС-95	13		83		96	18				ПС-35	Удовл.
78.1	оп. 1 - 21	1984	2,01	4,02	АС-95	5	У35-2	16	ПБ35-4, УБ-110	21	8			2,55	ПС-35
78.2	оп. 21 - 28	1984	0,95	1,89	АС-95	1	У35-2	6	ПБ35-4	7	1
78.3		1984	8,10	16,20	АС-95	5	У35-2	60	ПБ35-4, УБ-110	65	7			1,98	ПС-35
78.4	оп. 95 - 98	1984	0,41	0,83	АС-95	2	У35-2	1	ПБ35-4	2	2
	Итого по ВЛ 35 кВ Липецкого района		878,73	1002,6		626		5 533		6 170	1082		80 757	228,8
ВЛ 35 кВ Лебедянские сети
79	ВЛ 35 кВ Б. Попово		14,60	14,60		16		87		103	17		1220	2,06		Хор.
79.1	оп. 79 до ПС 35 кВ Б. Попово	1980	3,27	3,27	АС-95/16	10	У35-2+5; У35-2; У-35-2т;	15	ПБ35-2; ПБ35-2т.	25	11	ПС-60Д; ПС-6Б.	375	0,76	С-35
79.2	ПС 110 кВ Лебедянь до оп. 79	1975	11,33	11,33	АС-95/16	6	У35-1; У35-1т+5; У35-1+5.	72	ПУСБ35-1; ПБ35-1т; ПБ35-1.	78	6	ПС-60Д	845	1,3	С-35
80	ВЛ 35 кВ Рождество		15,29	18,56		7		75		82	19		1406	3,93		Хор.
80.1	оп. 24 до ПС 35 кВ Рождество	1975	12,89	12,89	АС-95	3	У35-1; У35-1т	58	ПБ35-1В, УБ-35-1т; УБ-35-1	61	11	ПС-60Д, ПМ-4,5	774	1,53	ПС-35
80.2	ПС 35 кВ Б. Попово до оп. 24 (оп. 1 - 7 и оп. 10 - 24 внесены в ВЛ 35 кВ Б. Попово)	1980	0,00	3,27	АС-95			2	УБ35-1	2	2	ПС-60Д	404
80.3	отпайка к ПС 35 кВ Сах. Завод	1975	2,40	2,40	АС-50	4	У35-1т+5	15	УБ-35-1; ПБ-35-1-в	19	6	ПМ-4,5	228	2,4	С-35	Неуд.
81	ВЛ 35 кВ Рождество-1		12,30	12,30		8		98		106	13		1210	3,40		Хор.
81.1	оп. 90 до ПС 35 кВ Яблонево	1990	1,6	1,60	АС-70/11	2	У35-2т+5; У35-2т.	15	ПБ35-2т	17	2	ПС-70Д	190	1,6	ПС-35
81.2	ПС 35 кВ Рождество до оп. 90	1990	10,70	10,70	АС-70/11	6	У35-1+5; У35-1.	83	УБ-35-1т; ПБ35-1т; ПБ35-1; ПБ35-1в	89	11	ПС-70Д	1020	1,8	ПС-35
82	ВЛ 35 кВ Яблонево		10,71	12,80		5		105		110	16		1505	1,60		Хор.
82.1	оп. 17 до ПС 35 кВ Красное, оп. 124 - 128 внесены в ВЛ 35 кВ Дрезгалово-1	1990	10,71	11,20	АС-70/11	5	У35-1+5, УАП35-4, У35-1т	105	ПБ35-1в, ПБ35-2в, УБ35-11	по	16	ПС-70Д, ПС65/26	1310	1,6	ПС-35
82.2	ПС 35 кВ Яблоново до оп. 17 опоры внесены в ВЛ 35 кВ Рождество-1	1990	0,00	1,60	АС-70/11							ПС-70Д	195		ПС-35
83	ВЛ 35 кВ Дрезгалово-1		22,80	22,80		24		190		214	40		2785	1,99		Удовл.
83.1	оп. 204 до ПС 35 кВ Дрезгалово	1976	0,98	0,98	АС-70/11	2	У35-2т	8	ПБ35-2т	10	2	ПС-6Б	148	0,98	ПС-35
83.2	оп. 69 до оп. 75	1976	0,40	0,40	АС-70/11	1	У35-2т+5	5	УБ35-1; ПБ35-2т	6	2	ПС-6Б	57
83.3	оп. 75 до оп. 204	1976	14,73	14,73	АС-70/11	6	У35-1+5; У35-2+5; У35-1.	122	УБ35-1; ПБ35-1; УААГ-35	128	23	ПС-6Б	1605
83.4	ПС 110 кВ Россия до оп. 69	1985	6,69	6,69	АС-70/11	15	У35-2т; У35-2; У35-2+5; УАП35-5	55	УБ35-2т; ПБ35-2; ПБ35-4Б	70	13	ПС-6Б	975	1,01	ПС-35
84	ВЛ 35 кВ Дубрава		7,10	7,10		12		55		67	16		978	2,9		Удовл.
84.1	ПС 110 кВ Россия до ПС 35 кВ Дубрава: оп. 1 внесена в ВЛ 35 кВ Сапрыкино	1985	7,10	7,10	АС-95/16	12	У35-1т, У35-2т+5, У35-1т+5, УАП35-6, УС35-3	55	ПБ35-3, ПБ35-1в, УБ35-1; УБ35-1т	67	16	ПС-70Д	978	2,9	ПС-35
85	ВЛ 35 кВ Дрезгалово-2		7,52	8,50		4		74		78	14		1121	1,20		Удовл.
85.1	оп. 10 до ПС 35 кВ Талица	1977	7,52	7,52	АС-70/11	4	У35-1т, У35-1+5	74	УААг-35; ПБ35-3; ПБ35-3т; УБ35-1т; ПБ35-1в; ПБ35-1т.	78	14	ПС-6Б	989	1,2	ПС-35
85.2	ПС 35 кВ Дрезгалово до оп. 10 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Дрезгалово-1)	1976	0,00	0,98	АС-70/11							ПС-6Б	132
86	ВЛ 35 кВ Сапрыкино		13,9	13,9		3		94		97	12		1158	2,5		Хор.
86.1	ПС 110 кВ Россия до ПС 35 кВ Сапрыкино	1977	13,90	13,90	АС-70/11	3	У35-1т, У35-1; У35-2т.	94	УБ35-1; УБ35-1т; ПБ35-3т; П35-4Бт; П35-4Б.	97	12	ПС-6Б	1158	2,5	ПС-35
87	ВЛ 35 кВ Агроном		9,20	9,20		12		55		67	16		921	2,80		Неуд.
87.1	оп. 7 до ПС 35 кВ Агроном	1968	8,74	8,74	АС-50/8,0	8	У35-1т, У35-1; У35-2т.	52	УБ35-1; ПБ35-2т; ПБ35-1в; П35-4Б.	60	9	ПМ-4,5	789	2,29	С-35	Неуд.
87.2	ПС 110 кВ Лебедянь до оп. 7	1969	0,47	0,47	АС-50/8,0	4	У35-2т	3	ПБ35-2т	7	7	ПМ-4,5	132	0,51	С-35	Неуд.
88	ВЛ 35 кВ Сергиевка		9,4	9,4		1		71		72	9		849	2,9		Неуд.
88.1	ПС 35 кВ Троекурово Совхозная до ПС 35 кВ Сергиевка (оп. 1 внесена в ВЛ 35 кВ Троекурово-Совхозная)	1966	9,40	9,40	АС-50/8,0-8,00; АС-70/11-1,40.	1	У35-1т+5	71	УБ35-1т; УБ35-1; ПБ35-3т; ПБ33	72	9	ПМ-4,5	849	2,9	С-50	Неуд.
89	ВЛ 35 кВ Б. Избищи		4,45	18,90		1		41		42	4		2212	1,1		Удовл.
89.1	оп. 102 до оп. 145	1983	4,45	4,45	АС-70/11	1	У35-1	41	УБ35-1; ПБ35-3т; ПБ35-1в	42	4	ПС-70Д	489	1,1	ПС-35
89.2	оп. 145 до ПС Б. Избищи (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Дружба)	1983	0,00	0,25	АС-70/11							ПС-70Д	112
89.3	ПС 220 кВ Дон до оп. 102 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Культура)	1983	0,00	14,20	АС-95/16							ПС-70Д	1611
90	ВЛ 35 кВ Культура		21,50	21,50		18		151		169	35		2424	3,3		Удовл.
90.1	оп. 102 до ПС 35 кВ Культура	1983	7,30	7,30	АС-70	4	У35-1т, У35-1+5	63	УБ35-1; ПБ35-1в	67	8	ПС-70Д	813	1,65	ПС-35
90.2	ПС 220 кВ Дон до оп. 102	1989	14,20	14,20	АС-95/16	14	У35-2т; У35-2.	88	УБ35-11т; УБ35-11; ПБ35-2т; ПБ35-2	102	27	ПС-70Д	1611	1,65	ПС-35
91	ВЛ 35 кВ Шовское		14,30	14,30		3		115		118	15		1374	2,90		Удовл.
91.1	ПС 35 кВ Культура до ПС 35 кВ Первомайская (опора оп. 119 внесена в ВЛ 35 кВ Первомайская)	1979	14,30	14,30	АС-70/11	3	У35-2т; У35-1т.	115	ПБ35-3; ПБ35-3т; ПУСБ35-1т; ПУСБ35-1; ПВС1т; ПВС-1	118	15	ПС-70Д	1374	2,9	ПС-35; С-35
92	ВЛ 35 кВ Дружба		12,10	12,10		5		101		106	13		1359	3,4		Удовл.
92.1	оп. 3 до ПС 35 кВ Трубетчино	1983	11,85	11,85	АС-70/11	3	У35-1т; УАП35-3	100	УБ35-1; ПБ35-1в; ПБ35-3	103	11	ПС-70Д	1275	3,18	ПС-35
92.2	ПС 35 кВ Б. Избищи до оп. 3	1983	0,25	0,25	АС-70/11	2	У35-2т	1	ПБ35-2т	3	2	ПС-70Д	84	0,22	ПС-35
93	ВЛ 35 кВ Долгое-1		7,30	14,10		4		49		53	6		1293	1,2		Удовл.
93.1	оп. 46 до ПС Полибино (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Полибино)	1985	0,00	6,80	АС-70/11							ПС-70Д	606
93.2	ПС 35 кВ Долгое до оп. 46	1976	7,30	7,30	АС-70/11	4	У35-1т; У35-1	49	УААг-35; ПБ35-3; ПБ35-1в; ПБ35-1т.	53	6	ПС-70Д	687	1,2	С-35
94	ВЛ 35 кВ Долгое-2		13,10	13,10		10		70		80	12		1118	2,4		Удовл.
94.1	оп. 75 до ПС 35 кВ Бигильдино	1979	0,63	0,63	АС-70/11	3	У35-2т	3	ПБ35-2т	6	3	ПС-6Б	149	0,6	ПС-35
94.2	ПС 35 кВ Долгое до оп. 75	1976	12,47	12,47	АС-70/11	7	УАП35-4т; УАП35-4	67	ПБ35-3; ПУСБ35-1; УААг-35; ПБ35-1вт; ПБ35-1в.	74	9	ПС-6Б	969	1,8	ПС-35
95	ВЛ 35 кВ Знаменка		10,80	10,80		9		85		94	17		1342	2,7		Удовл.
95.1	оп. 13 до ПС 35 кВ Знаменка	1980	9,36	9,36	АС-70/72	8	У35-1; УАП35-3	74	УБ35-1; ПБ35-3; УБ35-1т; УААг-35; ПБ35-1т; ПБ35-1в.	82	16	ПС 70Д; ПМ-4,5.	1207	1,3	С-35
95.2	ПС Астапово до оп. 13 (оп. 1 внесена в ВЛ 35 кВ Первомайская)	1986	1,44	1,44	АС-70/11	1	У35-1	11	УБ35-1; ПБ35-1в	12	1	ПС 70Д	135	1,4	С-35
96	ВЛ 35 кВ Бигильдино		21,36	22,00		6		122		128	11		1601	1,6		Удовл.
96.1	оп. 129 до ПС Бигильдино (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Долгое-1)	1979	0,00	0,64	АС-70/11							ПС 6Б	143
96.2	ПС 35 кВ Знаменка до оп. 129	1976	21,36	21,36	АС-70/11	6	У35-1; У35-1т	122	УБ35-1т; УБ35-1; ПБ35-1т; ПБ35-1в	128	11	ПС 6Б	1458	1,6	С-35
97	ВЛ 35 кВ Первомайская		17,1	17,1		6		107		113	9		1352	2,9		Удовл.
97.1	ПС 110 кВ Астапово до ПС 35 кВ Первомайская	1968	17,1	17,1	АС-95-1,930; АС-50-15,170	6	У35-2т; У35-1	107	ПУСБ35-1; ПВС-1; ПБ35-3; ПВС 1т	113	9	ПС 70Д; ПМ-4,5.	1352	2,9	ПС-35; С-35
98	ВЛ 35 кВ Троекурово Совхозная		10,25	10,80		1		57		58	5		826	2,3		Удовл.
98.1	оп. 7 до ПС 35 кВ Троекурово Совхозная	1969	10,25	10,25	АС-95/16	1	У2-П	57	ПУБ35-3-1т; ПУБ35-3-1; ПБ35-3т; ПБ35-3	58	5	ПМ-4,5	694	2,3	ТК-35
98.2	ПС 110 кВ Лебедянь до оп. 7 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Агроном)	1969	0,00	0,55	АС-50/8,0							ПМ-4,5	132			Неуд.
99	ВЛ 35 кВ Плодовая		18,46	18,46		13		149		162	19		1972	2,6		Удовл.
99.1	оп. 106 до ПС 35 кВ Агроном	1988	6,61	6,61	АС-70/11	11	У35-2; У35-2+5; УАП 35-4	48	ПУСБ35-4; ПБ35-2	59	11	ПС 70Д	837	1,3	ПС-35
99.2	оп. 2 до оп. 106	1988	11,85	11,85	АС-70/11	2	У35-1	101	УБ35-1; ПБ35-3; ПБ35-1в	103	8	ПС 70Д	1135	1,3	ПС-35
99.3	ПС 35 кВ Хрущево до оп. 2 (опоры внесены в ВЛ35 кВ Хрущево)	1988	0,00	0,14	АС-70/11							ПС 70Д	66
100	ВЛ 35 кВ Луговая		10,20	13,90		7		80		87	13		1599	1,07		Удовл.
100.1	оп. 27 до ПС 35 кВ Новополянье	1988	10,198	10,198	АС-70/11	7	У35-1; У35-1+5; У35-1+5т	80	УБ35-1; ПБ35-3; ПБ35-1в;	87	13	ПС 70Д	1119	1,07	ПС-35
100.2	ПС 35 кВ Головенщино до оп. 27 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Головенщино)	1988	0,0	3,70	АС-70/11							ПС 70Д	480
101	ВЛ 35 кВ Хрущево		23,90	23,90		8		173		181	31		2259	3,8		Удовл.
101.1	оп. 180 до ПС 35 кВ Хрущево	1988	0,14	0,14	АС-70/11	2	У35-2т	0		2	2	ПС 70Д	72	0,106	ПС-35
101.2	ПС 110 кВ Химическая до оп. 180	1987	23,76	23,76	АС-70/11	6	У35-1т; У35-1; У35-1+5т; УАП35-4	173	УБ35-1; ПБ35-3; ПБ35-1в	179	29	ПС 70Д	2187	3,694	ПС-35
102	ВЛ 35 кВ Пиково		14,00	14,00		12		90		102	17		1351	4,4		Хор.
102.1	оп.39 до ПС 35 кВ Пиково	1982	8,70	8,70	АС-70/11	8	У35-1+5; У35-1	55	УБ35-1; ПБ35-1в	63	9	ПС 70Д	759	2,8	ПС-35
102.2	ПС 110 кВ Чаплыгин Новая до оп. 39	1994	5,30	5,30	АС-95/16	4	У35-2т; У35-1	35	УБ35-1; ПБ35-2; ПБ35-1в	39	8	ПС 70Д	592	1,6	ТК-35
103	ВЛ 35 кВ Инструментальная Левая, Правая		1,10	2,20		7		3		10	7		122	1,1		Хор.
103.1	ПС 110 кВ Нива до Инструментального завода	1986	1,10	2,20	АС-120/19	7	У35-2	3	ПБ35-2	10	7	ПС 70Д	122	1,1	ПС-35
104	ВЛ 35 кВ Б. Верх		18,40	25,10		12		149		161	22		2906	1		Хор.
104.1	оп. 57 до ПС 35 кВ Б. Верх	1988	18,40	18,40	АС-95/16	12	У35-1; У35-2; У35-2+5; У352т	149	УБ35-1; ПБ35-3; ПУСБ35-4; ПБ351в; ПБ35-2	161	22	ПС 70Д	2069	1,35	ПС-35
104.2	участок от Агроном до оп. 57 (опоры оп. 1 - 3 внесены в ВЛ 35 кВ Агроном; опоры оп. 4 - 57 внесены в ВЛ 35 кВ Плодовая)	1988	0,00	6,70	АС-95/16							ПС 70Д	837
105	ВЛ 35 кВ Политово		16,4	16,4		4		163		167	8		1686	2		Удовл.
105.1	оп. 166 до ПС 35 кВ Политово	1975	0,23	0,23	АС-95	2	У352т	0		2	2	ПС 70Д	72	0,2	ТК-50
105.2	ПС 35 кВ Данков Сельская до оп. 166	1967	16,12	16,12	АС-50/8,0	2	У352т	163	УБ35-1; ПБ35-1в; ПБ35-3	165	6	ПМ-4,5	1614	1,9	ПС-35
106	ВЛ 35 кВ Теплое		29,76	31,50		7		197		204	23		2781	3,3		Удовл.
106.1	оп. 13 до оп. 155	1985	20,72	20,72	АС-70/11	1	У35-1	140	АУБ35-1в; ПБ35-3;	141	15	ПФ-6Б; ПМ 4,5; ПС 70Д	1728
106.2	оп. 155 до ПС Теплое (оп. 176 внесена в ВЛ 35 кВ Воскресеновка)	1993	2,54	2,54	АС-70/11	0		21	УБ351т; ПБ35-1в	21	2	ПС 70Д	210	1,8	ТК-50
106.3	ПС 110 кВ Химическая до оп. 13 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Данков-Сельская)	1983	0,00	1,74	АС-95/16							ПС 70Д	270
106.4	отпайка к ПС 35 кВ Данков Сельская (оп. 43 внесена в ВЛ 35 кВ Политово)	1967	6,50	6,50	АС-50/8,0	6	УАП35-3	36	ПБ351в	42	6	ПФ-6Б	573	1,5	ПС-35	Неуд.
107	ВЛ 35 кВ Данков Сельская		4,74	4,74		9		29		38	19		769	2,98		Хор.
107.1	оп. 13 до оп. 35	1991	2,69	2,69	АС-120/19	1	У35-2т+5;	20	УБ35-1т; АУБМ351т; ПБ35-3т; ПБ35-3	21	8	ПС 70Д	378	0,98	ТК-50
107.2	оп. 35 до ПС 35 кВ Данков Сельская	1967	0,31	0,31	АС-120/19	1	У35-1т	3	ПБ35-3т	4	4	ПС 70Д	124	0,3	ТК-50
107.3	ПС 110 кВ Химическая до оп. 13	1983	1,74	1,74	АС-95/16	7	У35-2т; У35-2т+5.	6	ПБ35-2т	13	7	ПС 70Д	267	1,7	С-50
108	ВЛ 35 кВ Воскресеновка		13,80	13,80		3		131		134	21		1593	2,50		Хор.
108.1	ПС 35 кВ Теплое до ПС 35 кВ Воскресеновка	1980	13,80	13,80	АС-70/11	3	У35-1т	131	УБ35-11,1; УААг35; ПБ35-3; ПБ35-1в; ПБ35вс	134	21	ПС-6Б	1593	2,5	С-35
109	ВЛ 35 кВ Барятино-1		17,80	17,80		11		139		150	23		1806	3,60		Удовл.
109.1	ПС Воскресеновка до ПС Борятино (опора оп. 1 внесена в ВЛ 35 кВ Барятино)	1980	17,80	17,80	АС-70/11	11	УАП35-1т; УАП35-6; У35-1+5; У35-1; У35-1т	139	УБ35-1; ПБ35-3; ПБ35-1в	150	23	ПС-6Б	1806	3,6	ПС-50
110	ВЛ 35 кВ Барятино		24,52	24,52		21		198		219	33		2607	3,42		Удовл.
110.1	оп. 26 до ПС 35 кВ Борятино	1984	21,09	21,09	АС-70/11	13	УАП35-1; У35-1; У35-1+5; У35-1т	179	УБ35-11т; УБ35-11; ПБ35-3	192	24	ПС 70Д	2169	1,5	ПС-35
110.2	ПС 35 кВ Березовка до оп. 26	1975	3,42	3,42	АС-70/11	8	У35-2т; У35-2т+5; У35-2	18	ПБ35-1в; ПБ35-2	26	8	ПС-6Б	411	1,9	ПС-35
110.3	отпайка к ПС 35 кВ Холм	1975	0,02	0,02	АС-70/11			1	УБ35-11т	1	1	ПС-6Б	27	0,02	ПС-35
111	ВЛ 35 кВ Ведное-1		26,40	26,40		3		213		216	17		2793	3,10		Удовл.
111.1	оп. 218 до ПС 35 кВ Ведное	1978	3,14	3,14	АС-70/11	3	У35-2т	27	ПБ35-2вт	30	3	ПС-6Б	348	3,1	ПС-35
111.2	оп. 31 до оп. 218	1978	20,04	20,04	АС-70/11	0		186	УП35-4б; УА35-4б; ПБ35-1в	186	14	ПС-6Б; ПС-70Д	1980
111.3	ПС 35 кВ Никольское до оп. 31 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Никольское)	1984	3,22	3,22	АС-70/11							ПС-6Б	465
112	ВЛ 35 кВ Ведное-2		9,38	12,52		6		89		95	12		1464	1,20		Удовл.
112.1	оп. 30 до ПС 35 кВ Троекурово	1978	9,38	9,38	АС-70/11	6	УАП35-2; У35-1т; УАП35-1т; У35-1т+5	89	УА35-1; УП35-1; ПБ35-1в	95	12	ПС-6Б	1116	1,2	ПС-35
112.2	ПС 35 кВ Ведное до оп. 30 (опоры внесены в ВЛ35 кВ Ведное-1)	1978	0,00	3,14	АС-70/11							ПС-6Б	348
113	ВЛ 35 кВ Троекурово		7,51	8,70		4		49		53	4		603	2,00		Удовл.
113.1	ПС 35 кВ Гагарино до ПС 110 кВ Троекурово (опоры от ПС 35 кВ Гагарино до оп. 12 внесены в ВЛ 35 кВ Мясопром)	1974	7,51	8,70	АС-70/11	4	УАП35-3т; УАП35-5	49	ПБ35-1т; ПБ35-1в	53	4	ПФ-6Б	603	2	С-35
114	ВЛ 35 кВ Гагарино		10,75	20,45		1		74		75	3		1890	1,60		Удовл.
114.1	оп. 83 до ПС 35 кВ Гагарино	1974	10,75	10,75	АС-50/8,0	1	У35-1т	74	УБ35-1; УБ 35-1т; ПУСБ35-1; ПУСБ35-1т; ПБ35-1в	75	3	ПФ-6Б	777	1,6	ПС-50
114.2	ПС 35 кВ Топки до оп. 83 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Топки)	1997	0,00	9,70	АС-50/8,0							ПС 70Д	1113
115	ВЛ 35 кВ Колыбельская		8,77	14,40		0		37		37	3		870	1,50		Удовл.
115.1	оп. 26 до ПС 35 кВ Колыбельская	1969	8,77	8,77	АС-95/16	0		37	УБ35-11,1; ПБ351в	37	3	ПФ-6Б	519	1,5	С-35
115.2	ПС 110 кВ Компрессорная до оп. 26 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Связь ГКС)	1980	0,00	5,63	АС-95/16							ПС 70Д	351
116	ВЛ 35 кВ Раненбург		8,60	8,60		12		55		67	29		1182	4,40		Хор.
116.1	ПС 110 кВ Компрессорная до ПС 35 кВ Раненбург	1994	8,60	8,60	АС-70/11	12	У352т; УС110-3; У35-1т+5; У35-1+5; У35-1; У35-1т; У35-1т+9	55	УБ3511т; УБ35-11; ПБ353т; ПБ35-3	67	29	ПС 70Д	1182	4,4	ТК-50
117	ВЛ 35 кВ Красивая Меча с отп. на ПС 35 кВ Сергиевка		35,17	40,00		25		288		313	45		3705	3,24		Хор.
117.1	ПС 35 кВ Б. Верх до ПС 35 кВ Сапрыкино (опоры от ПС 35 кВ Б. Верх до оп. 44 внесены в ВЛ 35 кВ Б. Верх)	1994	25,57	30,40	АС-70/11	18	У35-1; У35-2; У352т	198	УБ35-1; ПБ35-3; ПУСБ35-4; ПБ351в; ПБ35-2	216	31	ПС 70Д	2583	1,72	ПС-35
117.2	отпайка к ПС 35 кВ Сергиевка	1996	9,60	9,60	АС-70/11	7	У35-1+5; У351т; У35-1+5т.	90	УБ35-1; ПБ35-1в	97	14	ПС 70Д	1122	1,52	ПС-35
118	ВЛ 35 кВ Новополянье		6,55	8,28		2		68		70	9		1005	0,90		Удовл.
118.1	оп. 14 до ПС 35 кВ Новополянье	1977	6,55	6,55	АС-95/16	2	У35-1; УАП35-5	68	УБ35-1; УА35-4Б; УП35-4Б; ПБ35-1в	70	9	ПС-6Б	822	0,9	ПС-35
118.2	ПС 110 кВ Чаплыгин Новая до оп. 14 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Связь ГКС)	1994	0,00	1,73	АС-95/16							ПС 70Д	183
119	ВЛ 35 кВ Головинщино		20,10	20,10		12		154		166	25		1959	3,16		Удовл.
119.1	оп. 141 до ПС 35 кВ Головинщино	1988	3,70	3,70	АС-95/16	6	У35-2; У35-2т	21	ПУСБ35-4; ПБ35-2	27	7	ПС 70Д	396	2,46	ПС-35
119.2	ПС Астапово до оп. 141 (оп. 1 внесена в ВЛ 35 кВ Комплекс)	1988	16,40	16,40	АС-95/16	6	У35-1; У35-1т; У35-1+5	133	УБ35-1; ПБ35-3; ПБ351в;	139	18	ПС 70Д	1563	0,7	С-35
120	ВЛ 35 кВ Полибино		13,50	13,50		15		80		95	21		1218	2,90		Удовл.
120.1	оп. 46 до ПС 35 кВ Полибино	1985	6,80	6,80	АС-70/11	8	У35-2т; У35-2	38	ПБ35-2	46	10	ПС-6Б; ПС-70Д	567	1,1	ПС-35
120.2	ПС 110 кВ Березовка до оп. 46	1976	6,70	6,70	АС-70/11	7	У351т;	42	УААг-35; УБ35-1т; ПБ351в; ПБ35в	49	11	ПС-6Б; ПС-70Д	651	1,8	ПС-35
121	ВЛ 35 кВ Связь ГКС		14,30	14,30		5		61		66	14		894	3,00		Удовл.
121.1	оп. 14 - 41	1968	7,21	7,21	АС-95/16	0		26	УБ35-11,1; ПБ351в	26	7	ПС-6Б; ПС-70Д	363
121.2	оп. 41 до ПС 110 кВ Компрессорная	1980	5,36	5,36	АС-95/16	2	У35-2; У35-2т	24	ПУСБ35-4; ПБ35-2	26	4	ПС 70Д	327	1,3	ТК-35
121.3	ПС 110 кВ Чаплыгин Новая до оп. 14	1994	1,73	1,73	АС-95/16	3	У352т	11	ПБ35-2	14	3	ПС 70Д	204	1,7	ТК-35
124	ВЛ 35 кВ Никольское		19,40	19,40		12		170		182	29		2202	2,44		Удовл.
124.1	оп. 152 до ПС 35 кВ НиКольское	1984	3,33	3,33	АС-70/11	7	У35-2т+5; У35-2т; У35-2	24	ПБ35-4; ПБ35-4т	31	7	ПС-6Б; ПС-70Д	417	1,6	ПС-35
124.2	ПС 35 кВ Раненбург до оп. 152	1978	16,07	16,07	АС-70/11	5	У35-1т+5; У35-1т; УАП35-1	146	УБ35-11т; УБ35-11; УААг35; ПБ35-1в	151	22	ПС-6Б; ПС-70Д	1785	0,84	ПС-35
125	ВЛ 35 кВ Красное		0,00	7,20		0		1		1	1		957	0,00		Удовл.
125.1	оп. 69 до ПС Красное (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Яблоново)	1976	0,00	0,51	АС-70/11			1	УБ35-1	1	1	ПС-6Б	78
125.2	ПС 110 кВ Россия до оп. 69 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Дрезгалово-1)	1985	0,00	6,69	АС-70/11							ПС-6Б	879
126	ВЛ 35 кВ Березовка		8,54	12,10		5		97		102	10		1189	0,00		Удовл.
126.1	оп. 2 до ПС Березовка (опоры оп. 105 - 129 внесены в ВЛ 35 кВ Барятино)	1967	8,54	11,95	АС-50/8,0-8,685; АС-70/11-3,267	5	У35-1+5; У35-1	97	ПБ35-3; УБ35-11,1; ПБ35-1в	102	10	ПС-6Б	1141
126.2	ПС 35 кВ Политово до оп. 2 (опоры внесены в ВЛ 35 кВ Политово)	1975	0,00	0,15	АС-70/11							ПС 70Д	48
127	ВЛ 35 кВ Чаплыгин Старая-Раненбург (габарит 35 кВ)		8,40	8,40		11		36		47	15		648	4,00		Удовл.
127.1	ПС 110 кВ Чаплыгин Старая до ПС 35 кВ Раненбург	1968	8,40	8,40	АС-70/11	11	У35-1, УАП35-6, УАП35-2, УАП35-3, УАП35-8	36	ПБ35-1, УП35	47	15	ПС-6Б	648	4	8-0-Г-В-ЖС-Н-120
128	ВЛ 35 кВ РП Чаплыгин Правая		7,47	7,47		8		47		55	10		2496	1,80		Удовл.
128.1	оп. 15 до оп. 43	1968	3,79	3,79	АС-95/16	1	У35-1	26	ПУБ35-3; ПБ35-1б	27	3	ПС-6Б; ПС-70Д	300
128.2	оп. 43 до ПС 110 кВ Чаплыгин Старая	1976	1,85	1,85	АС-95/16	4	У35-2т	9	ПБ35-2т	13	4	ПС-6Б; ПС-70Д	189
128.3	ПС 110 кВ Чаплыгин Новая до оп. 15	1994	1,83	1,83	АС-95/16	3	У35-2т	12	ПБ35-2т	15	3	ПС 70Д	2007	1,8	ТК-35
129	ВЛ 35 кВ Каменная Лубна		19,50	19,50		4		156		160	18		894	1,35		Неуд.
129.1	ПС 110 кВ Донская до оп. 160	1968	19,50	19,50	АС-50/8,0	4	У35-1; У35-1+5	156	АУБМ-3; УБ35-11; ПБ35-3; ПБ35-1в; П-35; УБ35-1в	160	18	ПМ-4,5; ШД-35	894	1,35	ПС-35
130	ВЛ 35 кВ Комплекс		12,40	12,40		9		82		91	10		1017	2,70		Удовл.
130.1	ПС 110 кВ Астапово до оп. 16	1986	1,63	1,63	АС-70/11	3	У35-1т+5	13	ПУСБ35-1т; ПБ35-1в	16	3	ПС-6Б	201	1,6	ПС-35
130.2	оп. 16 до оп. 91	1974	10,62	10,62	АС-70/11	5	У35-1+5; УАП35-4; У35-1т+5	69	ПБ35-3; ПУСБ35-1т; УБ35-11; ПБ35-1в	74	6	ПС-6Б	780
130.3	оп. 91 до ПС Комплекс (опора оп. 92 внесена в ВЛ 35 кВ Топки)	2006	0,15	0,15	АС-70/11	1	У35-1т+5	0		1	1	ПС 70Д	36	1,1	ТК-50
131	ВЛ 35 кВ Топки		9,90	9,90		13		72		85	20		1158	3,50		Удовл.
131.1	ПС 35 кВ Топки до оп. 83	1997	9,70	9,70	АС-70/11	11	У35-2т; У35-2т+5; У110-2+5; У110-2т+5	72	ПБ35-2т; ПУСБ35-4; ПБ35-2; ПБ35-2т	83	18	ПС 70Д	1098	3,3	ПС-50; ТК-50
132.1	оп. 83 до ПС 35 кВ Комплекс	2006	0,20	0,20	АС-70/11	2	У35-1т+5; У35-2т	0		2	2	ПС 70Д	60	0,2	ТК-50
133	ВЛ 35 кВ Мясопром		12,77	12,77		8,00		90,00		98,00	16,00		1212,00	2,50		Хор.
133.1	ПС 35 кВ Гагарине до ПС 35 кВ Пиково	2007	12,77	12,77	АС-95/16	8	У35-2т+5; У110-2т+5; У35-1; У35-1т;	90	УБ35-1-11.1; ПУСБ35-4.1т; ПБ35-4.1т; ПБ35-3.1	98	16	ПС 70Д	1212	2,5	ЛК-0,8
134	Перемычка		0,00	16,30		0		4		4	3		2806	0,00		Удовл.
134.1	оп. 48 до ПС Лебедянь (оп. 48 - 78 относятся ВЛ - 110 кВ Лебедянь Левая) (оп. 82 - 83 относятся к ВЛ 35 кВ Б. Попово)	1972		6,50	АС-150/24			3	УБ35-1; ПЖ-35Я1	3	2	ПС 6А	1276		ТК-50
134.2	ПС 220 кВ Дон до оп. 47 (оп. 2 - 47 относятся к ВЛ 110 кВ Лебедянь Правая)	1974		9,80	АС-150/24			1	УБ35-1	1	1	ПС 6А	1530		ТК-50
	Итого по ВЛ 35 кВ Лебедянского района		707,51	802,82		424		5226		5650	849		81667	126,59		Удовл.
ВЛ 35 кВ Елецкие сети
135	ВЛ 35 кВ Авангард		15,2	16,77		10		76		86	13		1236	1,2		Удовл.
135.1	по опорам ВЛ 35 кВ ТЭЦ: оп. 1 - 18, двухцепной участок	1977		1,57								ПФ6-В	267
135.2	оп. 18 - 63	1972	9,2	9,2		3	У-35-1, У110-2	42	АБ35-7, ПБ25-15, ПУБ35-1, ПУБ35-2	45	4	ПФ6-В	465	-	-
135.3	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Хитрово: оп. 63 - 104, двухцепной участок	1989	6	6		7	У35-2+5, У35-2	34	ПБ35-2, 2УБ35-11	41	9	ПС70-Д	504	1,2	ПС-35
136	ВЛ 35 кВ Аврора	1979	10,3	10,3		22		47		69	24		1077	2,26		Удовл.
136.1	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Казачье: оп. 1 - 37, двухцепной участок	1990	5,5	5,5	АС-70	15	У35-2, У35-2+5, У110-2+9	22	ПУСБ35-4, ПУСБ35-1, ПБ35-2-1	37	15	ПС70-Д	654	1	ПС-35
136.2	оп. 37 - 66	1979	4,4	4,4	АС-70	4	У35-1	25	УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-5в	29	6	ПС70-Д	351	0,9	ПС-35
136.3	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Ольшанец: оп. 66 - 69, двухцепной участок	1979	0,4	0,4	АС-70	3	У35-2+5, У35-2т	0	-	3	3	ПС70-Д	72	0,36	ПС-35
137	ВЛ 35 кВ Афанасьево	1978	7,8	7,8		12		50		62	14		768	3,28		Удовл.
137.1	оп. 1 - 42	1978	5,8	5,8	АС-70	5	УАП35-1, УАП35-2, УАП35-3	37	УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-1вт, ПБ35-3т, ПБ35-5в	42	7	ПС70-Д	483	1,32	ПС-35
137.2	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Чернава: оп. 42 - 62, двухцепной участок	1978	2	2	АС-70	7	У35-2, У35-2+5	13	ПБ35-2вт, ПБ35-4	20	7	ПС70-Д	285	1,96	ПС-35
138	ВЛ 35 кВ Большая Боевка оп. 1 - 99, оп. 91 - 99 2-х цеп. дл. = 0,7 км	1983	9,4	10,1	АС-70	10	У35-1, У35-2, УАП35-3	89	ПБ35-1в, АБ35-1, ПБ35-6	99	18	ПФ6-В	1161	2,5	ПС-35	Удовл.
139	ВЛ 35 кВ Бабарыкино оп. 1 - 141	1980	16,8	16,8	АС-70	11	У35-1, У35-2, УАП35-3	130	УБ35-1, ПБ35-3, ПБ35-1в, ПБ35-1вт, ПУСБ35-1	141	20	ПФ6-В	1706	3,15	ПС-35	Удовл.
140	ВЛ 35 кВ Борки		14,7	14,7		8		67		75	10		825	3,3		Удовл.
140.1	оп. 1 - 73	1973	14,65	14,65	АС-95	6	У35-1, У35-2, У110-1, УБ35-11	67	ПУБ35-1, ПБ-33, КБ35-1, УБ35-11	73	8	ПС70-Д	777	3,25	С-35
140.2	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Гатище: оп. 73 - 75, двухцепной участок	1981	0,05	0,05	АС-95	2	У35-2	0	-	2	2	ПС70-Д	48	0,05	С-35
141	ВЛ 35 кВ Васильевна оп. 1 - 56	1979	8,34	8,34	АС-95	5	У35-1+5, У35-2+5, У110-1+9	51	УБ35-1, ПБ35-1, ПБ35-1в	56	15	ПС 6-В	729	2,8	ПС-35	Удовл.
142	ВЛ 35 кВ Веселое оп. 1 - 94. (оп.1 - 9 2-х цеп. дл. = 1 км 2-ая ц. недейст.)	1983	9,8	10,8	АС-70	8	У35-1, У35-2, У35-1+5	86	УБ35-1, ПУСБ35-1вт, ПБ35-2, ПБ35-3, ПБ35-1в, ПБ110-5, ПБ110-8	94	11	ПС70-Д	1011	4	ПС-35	Удовл.
143	ВЛ 35 кВ Волово оп. 1 - 114	1979	17,26	17,26	АС-95	8	У35-1	106	УБ35-1, ПБ35-1, ПБ35-6в, ПБ35-1в	114	23	ПС6-В	1446	2,7	ПС-35	Удовл.
144	ВЛ 35 кВ Волынь оп. 1 - 116	1978	12,35	12,35	АС-70		-	116	УБ35-1, УБ35-1в, П35-4б, ПБ35-3т, ПБ35-5в, ПБ35-7в	116	18	ПФ6-В, ПС70-Д	1356	3,5	ПС-35	Удовл.
145	ВЛ 35 кВ Воронец		2,6	9		5		14		19	5		954	0,95		Удовл.
145.1	по опорам ВЛ 35 кВ Казаки оп. 1 - 41, двухцепной участок	1983		6,4	АС-95							ПФ6-В	654
145.2	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Казаки: оп. 41 - 60, двухцепной участок	1983	2,6	2,6	АС-95	5	У35-2, У35-2+5	14	ПБ35-2, ПБ35-2Т, ПБ35-2Т, ПЖЛ35-А	19	5	ПФ6-В	300	0,95	ПС-35
146	ВЛ 35 кВ Восточная		5,9	11,8		23		18		41	20		1350	5,9		Неуд.
146.1	левая, правая: оп. 1 - 22, двухцепной участок	1977	3	6	АС-95	9	2АПТ, 2УП, 2П, 2УПТ, 2АП-2, У35-2, У35-2+5, У110-2П	13	ПБ35-1, ПБ35-2в	22	9	ПС6-А, ПМ-4,5	666	3	С-35	Неуд.
146.2	оп. 22 - 28, двухцепной участок	1973	1,06	2,12	АС-95		2АПТ, 2УП, 2П, 2УПТ, 2АП-2, У35-2, У35-2+5, У110-2П	5	ПБ35-1, ПБ35-2в	5		ПС6-А, ПМ-4,5	90	0,86	С-35	Неуд.
146.3	левая, правая оп. 28 - 41, двухцепной участок	1965	1,84	3,68	АС-95	14	2АПТ, 2УП, 2П, 2УПТ, 2АП-2, У35-2, У35-2+5, У110-2П		ПБ35-1, ПБ35-2в	14	11	ПС6-А, ПМ-4,5	594	2,04	С-35	Неуд.
147	ВЛ 35 кВ Вторые Тербуны	1982	13,55	13,55		13		122		135	18		1485	2,44		Удовл.
147.1	оп. 1 - 94	1982	9,05	9,05	АС-70	2	У35-1, УАП35-6	92 30	УБ35-1, ПБ35-3, ПБ35-1в	94	9	ПФ6-В	981	1,2	ПС-35
147.2	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Рассвет: оп. 94 - 135, двухцепной участок	1982	4,5	4,5	АС-70	11	У35-2+5, У35-2		ПБ35-2	41	9	ПФ6-В	504	1,24	ПС-35
148	ВЛ 35 кВ Гатище		7,9	7,95		7		35		42	7		531	2,8		Удовл.
148.1	по опорам ВЛ 35 кВ Борки: оп. 1 - 2, двухцепной участок	1981		0,05	АС-95							ПФ6-В	48
148.2	оп. 2 - 44	1973	7,9	7,9	АС-35	7	У35-1	35	ПБ-33	42	7	ПФ6-В	483	2,8	ТК-50
149	ВЛ 35 кВ Гнилуша оп. 1 - 75	1971	14	14	АС-95	14	У1Мн, У35-2, У110-3п	61	ПБ-35, ПБ-35-15, ПБ35-3	75	14	ПМ-4,5, ПС-70Е	909	2,35	С-35	Удовл.
150	ВЛ 35 кВ Голиково оп. 1 - 46	1970	8,62	8,62	АС-95-150	8	У-6М, У60БА-3	38	КБ35-1, ПБ35-3, ПБ35-15,	46	12	ПМ-4,5	618	3,34	С-35	Удовл.
151	ВЛ 35 кВ Грызлово		10,6	11,28		9		53		62	10		810	1,87		Удовл.
151.1	по опорам ВЛ 35 кВ Свишни оп. 1 - 8, двухцепной участок	1996		0,68	АС-70							ПС70-Д	102
151.2	оп. 9 - 13	1996	0,53	0,53	АС-70	1	У35-2, У1мн	4	УБ35-11, ПБ35-3вт	5	2	ПС70-Д	75	0,53	С-35
151.3	оп. 14 - 70	1971	10,07	10,07	АС-50	8	У5мн, У1мн	49	ПУВ-1, ПВ-1	57	8	ПФ6-В	633	1,34	С-35
152	ВЛ 35 кВ Донская оп. 1 - 27	1967	5,01	5,01	АС-95	2	У35-2	25	ПБ-33, АУБМ60-1	27	7	ПС70-Д	348	5,01	С-35	Удовл.
153	ВЛ 35 кВ Дубовое		8	9,17		10		40		50	10		744	2,6		Удовл.
153.1	по опорам ВЛ 35 кВ Лазовка оп. 1 - 11, двухцепной участок	1983	1,17	2,34	АС-95	3	У35-2т, У35-2т+5	8	ПБ35-2	11	3	ПФ-6В	288	1,2	ПС-35
153.2	оп. 11 - 50	1971	6,83	6,83	АС-95	7	У1Мн	32	ПБ-33	39	7	ПС-70Д	456	1,4	С-35
154	ВЛ 35 кВ Дубрава		10,15	10,75		6		100		106	13		1281	2,53		Удовл.
154.1	оп. 1 - 106	1985	10,15	10,15	АС-70	6	У35-2т+5, У35-1, УАП35-3, УАП35-6	100	УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-3	106	13	ПС70-Д	1149	2,53	ПС-35
154.2	по опорам ВЛ 35 кВ Чернолес оп. 106 - 114, двухцепной участок	1985		0,6	АС-70							ПС70-Д	132
155	ВЛ 35 кВ Жерновное		14,2	14,2		6		136		142	14		1488	3,4		Удовл.
155.1	оп. 1 - 78	1977	7,4	7,4	АС-70			78	УА35-4в, УБ35-1т, УП35-4в, ПУсБ35-1, П35-4вт, П35-4в, ПБ35-4в	78	8	ПС-70Д	822	2	ПС-35
155.2	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Ломовец: оп. 78 - 142, двухцепной участок	1994	6,8	6,8	АС-70	6	У35-2+5, У35-2, У35-2т+5, У35-2т	58	ПБ110-8, ПБ35-4.1, ПБ35-4.1т, ПУсБ35-2,1	64	6	ПС70-Д	666	1,4	ПС-35
156	ВЛ 35 кВ Задонск		10,7	10,7		17		40		57	20		813	3,23		Удовл.
156.1	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Казачье: оп. 1 - 15, двухцепной участок	1972	2,27	2,27	АС-95-120	12	П-4 м, У2 м-2	3	ПБ-22	15	11	ПС-70Д	300	2,27	С-35
156.2	оп. 15 - 55	1972	8,26	8,26	АС-95	4	У35-1	36	АБ35-7, КБ36-1т	40	8	ПФ6-В	480	0,79	С-35
156.3	оп. 56 - 57	1999	0,17	0,17	АС-95	1	У2 м-2, У35-2	1	ПБ-33, ПБ-33-1т, УБ35-11.1	2	1	ПС-70Д	33	0,17	С-35
157	ВЛ 35 кВ Захаровка		11,8	11,8		10		55		65	14		795	2,2		Удовл.
157.1	оп. 1 - 56	1974	10,8	10,8	АС-95	6	У35-1, У35-2	50	УБ35-1, АБ35-7, КБ35-3, ПУБ35-1, ПУБ35-3, ПБ35-3, ПБ-33	56	10	ПС-70	654	1,2	С-35
157.2	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Свобода: оп. 65 - 56, двухцепной участок	1983	1	1	АС-95	4	У35-2+5, У35-2	5	ПБ35-2т	9	4	ПС70-Д	141	1	ПС-35
158	ВЛ 35 кВ Измалково		7,3	11,5		2		54		56	5		981	1,56		Удовл.
158.1	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Панкратовка: оп. 1 - 10, двухцепной участок	1973	1,6	1,6	АС-50	2	У35-2	8	ПБ-22	10	2	ПС-70Д	138	1,56	С-35
158.2	оп. 10 - 58	1998	5,7	5,7	АС-50		-	46	УБ35-1, ПБ35-1, ПБ35-1в	48	3	П-4,5, ПС70-Д	459		-
158.3	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Кириллово: оп. 58 - 93, двухцепной участок	1989		4,2	АС-70							ПС70-Д	384
159	ВЛ 35 кВ Казаки		24,1	26,7		30		141		171	48		2697	2,7		Удовл.
159.1	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Воронец: оп. 1 - 41, двухцепной участок	1983	6,4	6,4	АС-95	12	У35-2, У35-2Т, У35-2+5, УС110-8	29	ПБ35-2, ПБ35-2Т, ПЖЛ35-4	41	19	ПФ6-В	654	1,6	ПС-35
159.2	отпайка на ПС 35 кВ Воронец по опорам ВЛ 35 кВ Воронец: оп. 41 - 60, двухцепной участок	1983		2,6	АС-95							ПФ6-В	300
159.3	оп. 41 - 171	1983	17,7	17,7	АС-95	18	У35-1, У35-1+5, У35-1+5, УАП35-2, З(У110-1+9), У110-2+9	112	ПБ35-1, ПБ35-3, ПБ35-1в, УБ35-1	130	29	ПС70-Д	1743	1,1	ПС-35
160	ВЛ 35 кВ Казачье		2,6	11,07		5		14		19	6		1287	2,1		Удовл.
160.1	по опорам ВЛ 35 кВ Тешевка: оп. 1 - 6, двухцепной участок	1970		0,7	АС-95					0		ПС70-Д	72
160.2	оп. 6 - 8; оп. 11	1970	0,36	0,36	АС-95	2	У35-2	2	ПБ-26, УБ35-1, ПУСБ35-1	4	2	ПС70-Д	66	0,6	С-35
160.3	оп. 8 - 10	1979	0,24	0,24	АС-95	0	-	2	УБ35-1, ПУСБ35-1	2	1	ПС70-Д	33	0,6	С-35
160.4	по опорам ВЛ 35 кВ Задонск (оп. 10 - 25, двухцепной участок)	1972		2,27	АС-95-120					0		ПС70-Д	300
160.5	оп. 25 - 39	1979	2	2	АС-70	3	У35-2, У35-1+5, У35-2, УАП35-6	10	УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-5в	13	3	ПС70-Д	162	0,9	ПС-35
160.6	по опорам ВЛ 35 кВ Аврора оп. 39 - 75, двухцепной участок	1990		5,5	АС-70					0		ПС70-Д	654
161	ВЛ 35 кВ Калабино		18,4	18,4		2		182		184	30		2106	3,04		Удовл.
161.1	оп. 1 - 182	1977	18,2	18,2	АС-70	1	УАП35-1	181	УБ35-1, ПП35-4б, П35-4бт, ПБ35-3, УА35-4б, УП35-4б, ПС35-4б	182	28	ПС70-Д	2058	2,84	ПС-35
161.2	оп. 182 - 184	1979	0,2	0,2	АС-70	1	УАП35-1	1	УБ35-1	2	2	ПС70-Д	48	0,2	ПС-35
162	ВЛ 35 кВ Каменка		14,46	15,64		7		104		111	9		1350	1,3		Удовл.
162.1	по опорам ВЛ 35 кВ Плоское: оп. 1 - 9, двухцепной участок	1968		1,18	АС-50, АС-95							ПС-70Д	216
162.2	оп. 19 - 120	1985	14,46	14,46	АС-95	7	У35-1, У35-1+5, УАП35-6	104	УБ35-1, ПБ35-1, ПБ35-3, ПУСБ35-1, ПБ35-1в	111	9	ПС6-Б	1134	1,3	ПС-35
163	ВЛ 35 кВ Кириллово		21	21		13		184		197	28		2274	3,4		Удовл.
163.1	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Измалково: оп. 1 - 36, двухцепной участок	1989	4,2	4,2	АС-70	4	У35-2	32	ПБ35-2	36	4	ПС70-Д	384	1,4	ПС-35
163.2	оп. 36 - 197	1989	16,8	16,8	АС-70	9	У35-1, УАП-6, У35-2, У35-2-5	152	У35-11, П35-3, ПБ35-16	161	24	ПС70-Д	1890	2	ПС-35
164	ВЛ 35 кВ Князево		17,9	18,2		12		161		173	15		1863	1,19		Удовл.
164.1	оп. 1 - 173	1987	17,9	17,9	АС-70	12	У35-2+5, У35-1, УАП35-6, УАП35-3	161	ПБ35-3, ПБ35-1в, УБ35-1	173	15	ПС70-Д	1782	1,19	ПС-35
164.2	по опорам ВЛ 35 кВ Рассвет: оп. 177 - 173, двухцепной участок	1987		0,3	АС-70							ПС70-Д	81
165	ВЛ 35 кВ Колесово оп. 1 - 84	1972	18	18	АС-95	7	У-35-1, У35-2	77	АБ35-7, КБ35-1, ПУБ35-3, ПУБ35-15	84	13	ПФ6-В	975	2,3	С-35	Удовл.
166	ВЛ 35 кВ Красная Пальна		13,8	15,4		3		98		101	11		1212	1,55		Неуд.
166.1	по опорам ВЛ 35 кВ Плоское оп. 1 - 12, двухцепной участок	1972		1,6	АС-70							ПС6-А	138			Неуд.
166.2	оп. 12 - 113	1967	13,8	13,8	АС-50	3		98	АУ-АМ-3, АУ-АМ-3в, АУ-АМ-3+3, УА, ПВС-1, ПБ-35	101	11	ПМ-4,5, ПС-6Б	1074	1,55	ПС-35	Неуд.
167	ВЛ 35 кВ Красотыновка оп. 1 - 163	1981	18,9	18,9	АС-70	14	УАП-35-3, УАП-35-6, У35-1, У35-2т, У110-1+9	149	Уп35-1, УПБ35-3, ПБ35-1в, ПБ35-3, ПУСБ35-1	163	28	ПС70-Д	1887	2,8	ПС-35	Удовл.
168	ВЛ 35 кВ Ксизово		15,71	16,08		12		109		121	20		1389	2,32		Удовл.
168.1	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Дмитряшевка: оп. 1 - 4, двухцепной участок	1989	0,37	0,74	АС-70	2	У35-2	2	ПБ35-2	4	2	ПС6-В	66	0,37	ПС-35
168.2	оп. 4 - 119	1988	15,22	15,22	АС-70	8	У35-1	107	УБ95-11б/о, ПБ35-1в, ПБ35-3, ПБ35-1	115	16	ПС70-Д	1275	1,85	ПС-35
168.3	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Ольшанец: оп. 119 - 121, двухцепной участок	1988	0,12	0,12	АС-70	2	У35-2т, У35-2т-5		-	2	2	ПС70-Д	48	0,1	ПС-35
169	ВЛ 35 кВ Лебяжье оп. 1 - 246	1977	25,2	25,2	АС-70	6	У35-1т, УАП35-2т, УАП35-5	240	УБ35-1т, УБ35-1вт, УБ35-4а, УБ35-5в, УП35-4б, ПУС35-1, ПС35-4бт, ПП35-4б, ПБ35-1, ПБ35-3т, ПБ35-7в	246	28	ПС6-А	2634	3,06	ПС-35	Удовл.
170	ВЛ 35 кВ Ломовец		13,1	19,9		2		128		130	8		1956	1,7		Удовл.
170.1	по опорам ВЛ 35 кВ Жерновное оп. 1 - 64, двухцепной участок	1994		6,8	АС-70							ПС70-Д	666
170.2	оп. 64 - 194	1977	13,1	13,1	АС-70	2	УАП35-5, УАП35-6, УП35-4б	128	УА35-4в, УБ35-1т, УП35-4в, ПУсБ35-1в, П35-4вт, П35-4в, ПБ35-4в	130	8	ПС70-Д	1290	1,7	ПС-35
171	ВЛ 35 кВ Негачевка		20,1	24,5		4		113		117	11		1590	2,81		Удовл.
171.1	по опорам ВЛ 35 кВ Озерки оп. 1 - 33, двухцепной участок	1984		4,4	АС-70							ПС12-А, ПС6-А	372
171.2	оп. 33 - 150	1972	20,1	20,1	АС-50	4	У35-1, У35-2	113	АБ35-7, ПУБ35-3, ПБ35-15	117	11	ПС70-Д	1218	2,81	ПС-35	Неуд.
172	ВЛ 35 кВ Озерки		18,4	18,4		8		109		117	16		1293	2,2		Удовл.
172.1	оп. 1 - 84	1972	14	14	АС-50	4	У35-1	80	АБ35-2, АБ35-7, ПУБ35-3, ПБ35-15	84	11	ПС6-А, ПС12-А	921	1,1	ТК-50	Неуд.
172.2	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Негачевка: оп. 84 - 117, двухцепной участок	1984	4,4	4,4	АС-70	4	У35-2	29	ПУСБ35-2, ПБ35-2	33	5	ПС12-А, ПС6-А	372	1,1	С-35
173	ВЛ 35 кВ Ольшанец		29,53	30,05		19		216		235	40		2811	5,09		Удовл.
173.1	по опорам ВЛ 35 кВ Аврора оп. 1 - 3, двухцепной участок	1979		0,4	АС-70							ПС70-Д	48
173.2	оп. 3 - 133	1977	16,5	16,5	АС-70	12	У35-1, У35-1+5, УАП35-3т, УАП35-2т, УАП35-6	118	УБ35-1, ПБ35-1вт, ПБ35-1в, ПБ35-5в, ПБ35-3	130	21	ПС70-Д	1485	1,42	ПС-35
173.3	оп. 133 - 144	1979	1,5	1,5	АС-70	2	У35-1, У35-1+5, УАП35-Зт, УАП35-2т, УАП35-6	9	УБ35-1, ПБ35-1вт, ПБ35-1в, ПБ35-5в, ПБ35-3	11	5	ПФ6-В, ПС70-Д	174	1	ПС-35
173.4	отпайка на ПС 35 кВ Ольшанец оп. 136 - 105а	1988	11,53	11,53	АС-70	5	У35-1т, УАП35-5, У35-2т	89	УБ35-1, УБ35-11б/о, ПБ35-1в	94	14	ПС70-Д	1056	2,67	С-35
173.5	по опорам ВЛ 35 кВ Ксизово: оп. 105а - 106а, двухцепной участок	1988		0,12	АС-70							ПС70-Д	48
174	ВЛ 35 кВ Панкратовка		12,8	14,4		3		111		114	12		1350	1,07		Удовл.
174.1	оп. 1 - 114	1992	12,8	12,8	АС-70	3	У35-2т, У35-1	111	УБ35-11, 2УБ35-11, ПБ35-3в, ПБ35-3	114	12	ПС70-Д	1212	1,07	ПС-35
174.2	по опорам ВЛ 35 кВ Измалково: оп. 114 - 123, двухцепной участок	1973		1,6	АС-50							ПС-70Д	138
175	ВЛ 35 кВ Плоское		7,38	7,38		13		40		53	17		732	2,08		Удовл.
175.1	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Каменка: оп. 1 - 9, двухцепной участок	1968	1,18	1,18	АС-50, АС-95	9	КВ11-2, У11-3, УВБ11-3		-	9	9	ПС-70Д	216	1,18	ПС-35
175.2	оп. 9 - 41	1967	4,6	4,6	АС-50	2	АБ-ЗА-1	30	АУ-АМ-3т, АУ-АМ-3т, ПБ35-1, ПВС-1	32	6	ПС-70Д	378	0,9	ПС-35
175.3	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Красная Пальна: оп. 41 - 53, двухцепной участок	1972	1,6	1,6	АС-70	2	У35-2	10	ПБ-22	12	2	ПС6-А	138
176	ВЛ 35 кВ Плоты оп. 1 - 84	1985	9,85	9,85	АС-70	10	У35-1-5, У35-1, УАП35-3, УАП35-6	74	УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-3	84	15	ПС6-Б	1047	3,15	ПС-35	Удовл.
177	ВЛ 35 кВ Преображенье оп. 1 - 201	1982	21,4	21,4	АС-70	19	У35-1, У35-2, У35-2+5, У110-4+5, УАП36-6	182	УБ35-1, ПБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-2, ПБ35-3	201	27	ПС70-Д	2214	3,5	ПС-35	Удовл.
178	ВЛ 35 кВ Рассвет		14,6	19,1		7		132		139	11		1920	1		Удовл.
178.1	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Князево оп. 1 - 4, двухцепной участок	1987	0,3	0,3	АС-70	3	У35-2	1	ПБ35-2	4	3	ПС70-Д	81	0,3	ПС-35
178.2	оп. 4 - 139	1987	14,3	14,3	АС-70	4	У35-1, УАП35-6	131	УБ35-1, ПБ35-3, ПБ35-1в	135	8	ПС70-Д	1335	0,7	ПС-35
178.3	по опорам ВЛ 35 кВ Вторые Тербуны: оп. 139 - 178, двухцепной участок	1982		4,5	АС-70							ПФ6-В	504
179	ВЛ 35 кВ Свишни		11,82	12,08		3		77		80	8		883	2,55		Удовл.
179.1	по опорам ВЛ 35 кВ Стегаловка: оп. 1 - 3, двухцепной участок	1971		0,26	АС-95							ПФ6-В	70
179.2	оп. 4 - 71	1971	10,39	10,39	АС-50	1	У1мн	67	УБ35-11,1, ПБ35-15, ПВ-1, ПУВ-1	68	5	ПФ6-В	651	1,12	ТК-35
179.3	оп. 71 - 75	1996	0,75	0,75	АС-70			4	УБ35-11,1, ПБ35-15, ПВ-1, ПУВ-1	4	1	ПФ6-В	60	0,75	ТК-35
179.4	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Грызлово: оп. 75 - 83, двухцепной участок	1996	0,68	0,68	АС-70	2	У35-2+5, У35-2	6	ПБ35-4,1т	8	2	ПС70-Д	102	0,68	С-35
180	ВЛ 35 кВ Свобода		5,2	6,2		0		25		25	2		396	1,5		Удовл.
180.1	оп. 1 - 25	1974	5,2	5,2	АС-95	0	-	25	КБ35-1, КБ35-1, ПУБ35-3, ПБ-33	25	2	ПС70-Д	255	1,5	С-35
180.2	по опорам ВЛ 35 кВ Захаровка оп. 25 - 34, двухцепной участок	1983		1	АС-95							ПС70-Д	141
181	ВЛ 35 кВ Скорняково		16,05	17,63		19		114		133	31		1865	3,65		Удовл.
181.1	по опорам ВЛ 35 кВ Тихий Дон: оп. 1 - 9, двухцепной участок	1987		1,25	АС-95							ПС70-Д	126
181.2	оп. 9 - 142, в т.ч. 2-х цеп. переход через р. Дон = 0,33 км	1997	16,05	16,38	АС-95	19	У35-1, У110-2+14, У110-2+10, У35-1+5	114	ПБ35-3В, УБ35-11.1, 2хУБ35-11.1	133	31	ПС70-Д	1739	3,65	ТК-35
182	ВЛ 35 кВ Солидарность левая, правая (оп. 1 - 21, двухцепной участок)	1977	2,53	5,06	АС-95	8	У35-2, У35-2+5, У110-2п	13	ПБ35-2В, ПБ35-Б	21	8	ПС6-Б	930	2,53	ПС-35	Удовл.
183	ВЛ 35 кВ Стегаловка	1971	12,52	12,52		14		47		61	14		761	4,96		Удовл.
183.1	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Тимирязево: оп. 1 - 16, двухцепной участок	1971	3,03	3,03	АС-95	6	У2Мн	10	ПБ-22	16	6	ПФ6-В	234	3,03	С-35
183.2	оп. 16 - 59	1971	8,8	8,8	АС-95	6	У1мн	36	ПБ35-15	42	6	ПФ6-В	387	1,67	ТК-50
183.3	по опорам ВЛ 35 кВ Тимирязево: отпайка на Тимирязево, (оп. 17 - 19, двухцепной участок)	1977	0,43	0,43	АС-95							ПС6-В	70
183.4	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Свишни: оп. 59 - 61, двухцепной участок	1971	0,26	0,26	АС-95	2	У2мн	1	ПБ-22	3	2	ПФ6-В	70	0,26	ТК-35
184	ВЛ 35 кВ Талица оп. 1 - 90	1969	15,5	15,5	АС-70	7	АБ-ЗА-1, У60БЗА-1, У110+5, У110+9	83	АБ35-5, АБ35-7, ПБ35-3, ПУБ35-3, ПВС-1, ПП35-3, ППТ35-15	90	16	ПМ-4,5; ПС70-Д	1050	1,98	С-35	Удовл.
185	ВЛ 35 кВ Тешевка		1,2	1,2		3		6		9	4		153	1,2		Удовл.
185.1	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Казачье: оп. 1 - 6, двухцепной участок	1970	0,7	0,7	АС-95	3	У2мн, У35-2	3	ПБ-26	6	3	ПФ6-В	99	0,7	С-35
185.2	оп. 6 - 9	1970	0,5	0,5	АС-95		-	3	ПБ-26, КБ35-1	3	1	ПФ6-В	54	0,5	С-35
186	ВЛ 35 кВ Тимирязево		0,43	3,46		2		1		3	2		304	0,43		Удовл.
186.1	по опорам ВЛ 35 кВ Стегаловка: оп. 1 - 16, двухцепной участок	1971		3,03	АС-95							ПФ6-В	234
186.2	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Стегаловка: отпайка на Тимирязево, оп. 16 - 19, двухцепной участок	1977	0,43	0,43	АС-95	2	У35-2	1	ПБ35-2	3	2	ПС6-В	70	0,43	ПС-35
187	ВЛ 35 кВ Тихий Дон		9,52	9,52		14		63		77	19		988	3,44		Удовл.
187.1	отпайка на ПС 3 5 кВ Тихий Дон, оп. 1 - 11	1997	1,1	1,1	АС-95	4	У35-2Т, У35-1+5Т	7	ПБ35-3,1Т	11	4	ПС70-Д	169	1,1	ПС-35
187.2	отпайка на ПС 3 5 кВ Тихий Дон, оп. 11 - 68	1987	7,17	7,17	АС-95	7	У35-1, У110-1+9, УАП35-6	50	ПБ35-1в, ПБ35-3, УБ35-1	57	12	ПС70-Д	693	1,14	ПС-35
187.3	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Скорняково: оп. 68 - 77, двухцепной участок	1987	1,25	1,25	АС-95	3	У35-2, У35-2+5	6	ПБ35-2Т	9	3	ПС70-Д	126	1,2	ПС-35
188	ВЛ 35 кВ ТЭЦ		6,22	7,69		20		28		48	18		984	4,03		Удовл.
188.1	оп. 1 - 10, двухцепной участок, 2-ая цепь не действ.	1972	1,47	2,94	АС-95	8	У-35-2, У110-2+9, ПП-26	2	ПБ-22, портал	10	6	ПФ6-В	360	1,47	С-35
188.2	оп. 10 - 30	1972	3,18	3,18	АС-95	5	У-35-1, У-35-2	15	ПБ-35, портал	20	5	ПФ6-В	357	1,06	С-35
188.3	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Авангард: оп. 30 - 48, двухцепной участок	1977	1,57	1,57		7	У35-2, У35-2+5	11	УСБ110-3, ПБ35-2В	18	7	ПФ6-В	267	1,5	ПС-35
189	ВЛ 35 кВ Хитрово		7,5	13,5		3		35		38	6		936	1		Удовл.
189.1	по опорам ВЛ 35 кВ Авангард: оп. 1 - 41, двухцепной участок	1989		6								ПС70-Д	504
189.2	оп. 41 - 77	1972	7,5	7,5	АС-95	3	У-35-1	35	ПБ35-15, УБ35-11, АБ35-7	38	6	ПФ6-В	432	1	С-35
190	ВЛ 35 кВ Чернава		14	16		1		112		113	10		1452	1,38		Удовл.
190.1	по опорам ВЛ 35 кВ Афанасьево: оп. 1 - 20, двухцепной участок	1978		2	АС-70							ПС70-Д	285
190.2	оп. 20 - 104	1963	10,2	10,2	АС-50			84	ПБ35-3, УБ35-1	84	5	ПФ6-В	831
190.3	оп. 104 - 133	1998	3,8	3,8	АС-70	1	У35-1	28	ПБ35-1в, УБ35-11,1	29	5	ПС70-Д	336	1,38	ТК-35
191	ВЛ 35 кВ Чернолес		10,35	11,1		10		94		104	15		1161	2,52		Удовл.
191.1	совместный подвес с ВЛ 35 кВ Дубрава: оп. 1 - 8, двухцепной участок	1985	0,6	0,6	АС-70	4	У35-2в	4	ПБ35-2	8	4	ПС70-Д	132	0,57	ПС-35
191.2	оп. 8 - 96	1985	9	9	АС-70	4	УАП35-3, УАП35-6	84	УБ35-1, ПБ35-1в, ПБ35-3	88	9	ПС70-Д	927	1,2	ПС-35
191.3	оп. 96 - 104, двухцепной участок	1985	0,75	1,5	АС-70	2	У35-2+5	6	ПБ35-2	8	2	ПС70-Д	102	0,75	ПС-35
192	ВЛ 35 кВ Элеватор - левая: оп. 1 - 3	1992	0,16	0,16	АС-70	1	У35-2+5	2	УБ35-1, ПБ35-1	3	2	ПС70-Д	57	0,16	ТК-35	Удовл.
193	ВЛ 35 кВ Элеватор - правая: оп. 1 - 3	1992	0,15	0,15	АС-70	1	У35-2+5	2	ПБ35-1, УБ35-11	3	2	ПС70-Д	57	0,153	ТК-35	Удовл.
194	ВЛ 35 кВ Яковлево		22,87	22,87		5		92		97	17		1128	3,84		Удовл.
194.1	оп. 1 - 9	1992	0,8	0,8	АС-95	3	У35-2	6	ПБ35-15, УБ35-1	9	8	ПС70-Д	201	0,8	ТК-50
194.2	оп. 9 - 91	1970	21,72	21,72	АС-95	0	У35-2	82	АБ35-5, КБ35-3, КБ35-1	82	4	ПС70-Д	798	1,14	ТК-50
194.3	оп. 1 - 6	1992	0,35	0,35	АС-95	2	У35-1, У35-2, У110-1	4	ПУБ35-1, ПБ-33, КБ35-1	6	5	ПС70-Д, ПФ6-Е	129	1,9	С-35
195	ВЛ 35 кВ N 5 оп. 1 - 137	1967	17,8	17,8	АС-50, АС-70	0	-	137	ПУБ35-1, ПБ-33, КБ35-1, УБ35-11, ПБ-35-3	137	7	ПФ-6В, ПС6-6Б, ПС70-Д	1338	1,5	ТК-35	Удовл.
	Итого по ВЛ 35 кВ Елецкого района		743,33	816,56		533		5104		5637	909		73452	154,1
	Всего по ВЛ 35 кВ		2329,5	2621,9		1583		15863		17457	2840		235876	509,4

_____________________________

*) Выделением указаны года ввода ВЛ 35 кВ и участков ВЛ 35 кВ, отработавших свой нормативный срок эксплуатации.

Таблица 9.7

ВЛ 35 кВ, находящиеся на балансе ОАО "ЛГЭК"

N	Наименование ЛЭП 35 кВ	Марка провода/кабеля	Количество цепей	Протяженность, км	Год ввода в эксплуатацию
1	ПС Бугор - ПС ЦРП-Город с отпайками:
1.1	ПС Бугор - ПС ЦРП-Город	АС-95	2	4,915	1962
1.2	отпайка на ПС 35 кВ Водозабор-2 (левая цепь)	АС-70	1	0,085	2000
1.3	отпайка на ПС 35 кВ Водозабор-2 (правая цепь)	АС-95	1	0,050	2002
2	ПС Цементная - ПС Студеновская	АС-50	2	3,8	1967

Таблица 9.8

ВЛ 35 кВ, находящиеся на балансе сторонних потребителей

N	ВЛ	Наименование ВЛ	Марка провода	Протяженность, км
1	Ответвление на АБЗ
2	Ответвление на СОМ		АС-70	2,3
3	Ответвление на Стальконструкция СТК		АС-120	1,6
4	Ответвление на Стройдеталь СТД
5	Ответвление на Силикатный завод
6	Ответвление на Эковент
7	Борино - Пионерская	Сухоборье - левая
8	Борино - Пионерская с отвл. на Грязное	Сухоборье - правая	АС-95	8,8
9	Усмань - Литейная	Литейная - левая	АС-95	2,5
10	Пост 474 - Грязи ж/д	Грязи ж/д	АС-95	5,2
11	Ответвления на ИТК от Елец-220 - Восточная правая		АС-95	1,4

По данным ОАО "ЛГЭК" электросетевое оборудование, находящееся на балансе компании находится в удовлетворительном состоянии. В таблице 9.9 и 9.10 представлен перечень ПС 35 кВ и ВЛ 35 кВ ОАО "ЛГЭК", находящихся в эксплуатации больше нормативного срока.

Таблица 9.9

Техническое состояние ПС 35 кВ ОАО "ЛГЭК", находящихся в эксплуатации больше нормативного срока

N	Наименование подстанции (классы напряжения)	Год ввода электроустановки в эксплуатацию	Адрес электроустановки	Установленные силовые трансформаторы	Год ввода трансформатора в эксплуатацию	Тех. сост.
1	ПС Студеновская 35/6 кВ	1971	ул. Энгельса, за домом N 2	ТДНС-10000/35/6	1971	удовл.
				ТДНС-10000/35/6	1971	удовл.
2	ПС Водозабор-2 35/6 кВ	1998	ул. Папина, территория водозабора N 2	ТМ-6300/35/6	1978	удовл.
				ТМ-3200/35/6	1965	удовл.

Таблица 9.10

Техническое состояние ВЛ 35 кВ ОАО "ЛГЭК", находящихся в эксплуатации больше нормативного срока

N	Наименование ЛЭП 35 кВ	Марка провода/кабеля	Количество цепей	Протяженность, км	Год ввода в эксплуатацию	Тех. сост.
1	ПС Бугор - ПС ЦРП-Город с отпайками	АС-95	2	4,915	1962	удовл.
2	ПС Цементная - ПС Студеновская	АС-50	2	3,8	1967	Удовл.

Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом, исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа), и в основном соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 45 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов, для ВЛ на деревянных опорах - 20 - 25 лет, исходя из физического износа опор. Для ПС, согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции ПС часто возникает и по условиям морального износа. В таблицах 9.11 и 9.12 и на рисунках 9.1 и 9.2 представлена информация о сроках службы основных электросетевых объектов филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго".

На надежность электроснабжения потребителей кроме технического состояния и технического уровня электросетевых объектов, как было отмечено выше, также оказывает влияние схема присоединения электросетевых объектов к сети и конфигурация их связывающей сети. В таблицах 9.13 и 9.14 приведена общая статистика по типам присоединения подстанций к сети и по конфигурации сети.

Таблица 9.11

Срок службы ПС 35 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (исходным годом считать 2013 г.)

Срок службы, лет	Количество подстанций 35 кВ
	шт.	%
40 и более лет	43	30,07%
39 - 30 лет	58	40,56%
29 - 20 лет	32	22,38%
19 - 10 лет	7	4,90%
менее 10 лет	3	2,10%
Итого	143	100,00%

Рисунок 9.1. Диаграмма срока службы ПС 35 кВ находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

Таблица 9.12

Срок службы ВЛ 35 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (исходным годом считать 2013 г.)

Срок службы, лет	Длина линий,
	км	%
40 и более лет	707,22	26,97%
39 - 30 лет	1002,36	38,23%
29 - 20 лет	685,42	26,14%
19 - 10 лет	208,32	7,95%
менее 10 лет	18,63	0,71%
Итого	2621,95	100,00%

Рисунок 9.2. Диаграмма срока службы ВЛ и участков ВЛ 35 кВ находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

Таблица 9.13

Количество ПС, присоединенных к разным типам конфигурации сети

Количество ПС 35 кВ, шт. (всего 143 шт.)
Тип сети	Узловая	Замкнутая	Кольцевая	Радиальная
Липецкие ЭС (всего 63 шт.)	19	40	-	4
Елецкие ЭС (всего 45 шт.)	23	17	-	5
Лебедянские ЭС (всего 35 шт.)	12	23	-	-
Итого: шт.	54	79	-	9
в %	37,76%	55,24%		6,29%

Таблица 9.14

Количество ПС, имеющих разные типы присоединения к сети

Количество ПС 35 кВ, шт. (всего 143 шт.)
Тип присоединения	Узловая	Ответвительная	Проходная	Тупиковая
Липецкие ЭС (всего 63 шт.)	6	10	43	4
Елецкие ЭС (всего 45 шт.)	6		31	8
Лебедянские ЭС (всего 35 шт.)	3		31	1
Итого: шт.(143 шт.)	15	10	105	13
в %	10,49%	6,99%	73,43%	9,09%

Как видно из таблицы 9.13, для сети 35 кВ "замкнутый" тип сети является доминирующим (55,24%), реже используется "узловой" тип сети (37,76%).

По мере уменьшения надежности типы конфигурации сети располагаются в следующей последовательности: "узловая", "замкнутая" опирающаяся на два ЦП, замкнутая - "кольцевая" - опирающаяся на один ЦП и "радиальная"

Количество ПС, имеющих разные типы присоединения к сети, представлено в таблице 9.14. Таблица 9.14 показывает общую статистику типов присоединения подстанций к сети 35 кВ. Для сети 35 кВ основным типом присоединения подстанций к сети является "проходная".

Подстанции ОАО "ЛГЭК" подключены к сети по радиальному типу. В таблице 9.15 представлена сводная информация:

- по отсутствию РПН на трансформаторах подстанций;

- отсутствия резервного питания ПС по высокой стороне;

- по количеству однотрансформаторных подстанций;

- подстанциям РУ 35 кВ которых выполнены (полностью или частично) на ОД и КЗ.

Таблица 9.15

Показатель	Количество подстанций 35 кВ находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" (всего 143 шт.)
	единица измерения
	шт.	%
Отсутствие РПН (на всех или на нескольких трансформаторах)	ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (63 шт.)
	41	65,08%
	ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)
	26	57,78%
	ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (35 шт.)
	23	65,71%
Итого	90	62,94%
Отсутствие резервного питания ПС по стороне 35 кВ	ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (63 шт.)
	9	14,29%
	ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)
	5	11,11%
	ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (35 шт.)
	1	2,86%
Итого	15	10,49%
Однотрансформаторные подстанции	ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (63 шт.)
	7	11,11%
	ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)
	8	17,78%
	ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (35 шт.)
	6	17,14%
Итого	21	14,69%
Подстанции, РУ 35 кВ которых выполнены на ОД и КЗ (полностью или частично)	ПС 35 кВ Липецкого участка службы подстанций (63 шт.)
	25	39,68%
	ПС 35 кВ Елецкого участка службы подстанций (45 шт.)
	26	57,78%
	ПС 35 кВ Лебедянского участка службы подстанций (35 шт.)
	18	51,43%
Итого	69	48,25%

Отсутствие РПН на трансформаторах ухудшает надежность электроснабжения при необходимости регулировать напряжение на шинах НН подстанции. При необходимости повысить или понизить напряжение (при наличии ПБВ) необходимо отключение трансформатора от сети. Замена трансформаторов старых моделей (ТМ, ТАМ) на более современные (ТМН) позволить регулировать напряжение без вывода трансформатора из сети.

Отсутствие резервного питания по высокой стороне (35 кВ) подстанции снижает надежность электроснабжения на порядок. При повреждении ЛЭП подстанция оказывается отключенной до момента устранения неполадки. Из 15 ПС 35 кВ, с установленным одним трансформатором, только 7 имеют возможность перераспределить часть подключаемой мощности по сетям связи низкого напряжения.

Отсутствие второго трансформатора также как отсутствие резервного питания по стороне 35 кВ снижает надежность электроснабжения. Повреждение трансформатора вызывает перебои в электроснабжении, на время необходимое на его замену или восстановление работоспособности. Из 21 ПС 35 кВ с установленным одним трансформатором, только у 10 имеет возможность перераспределить часть подключаемой мощности по сетям связи низкого напряжения.

Согласно представленным данным, практически на половине (48,25%) подстанций 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", в схемах РУ 35 кВ имеет место применение отделителей и короткозамыкателей. Данное оборудование (отделители и короткозамыкатели), морально устарело и его использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. При выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 35 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, необходимо произвести их замену на элегазовые выключатели. На нескольких подстанциях при подключении трансформаторов применены плавкие предохранители, что также снижает надежность электроснабжения потребителей.

Далее, в разделе 9.2 приведен анализ технического состояния и даны рекомендации по реконструкциям электросетевых объектов 35 кВ. Показана информация по ВЛ 35 кВ, находящимся в неудовлетворительном состоянии и определены объемы работ по реконструкции. Для ПС 35 кВ схемы РУ 35 кВ и схема их подключения к энергосистеме имеют отклонения от рекомендуемых, что ухудшает как их надежность, так и надежность сети. Даны рекомендации по их переустройству и переустройству сети для повышения их надежности на настоящий период.

9.2. Анализ существующего состояния и рекомендации по переустройству сети и электросетевых объектов для повышения их надежности

Перечень ВЛ 35 кВ, находящихся в неудовлетворительном состоянии представлен в таблице 9.16

Перечень ВЛ 35 кВ с объемами работ по реконструкции представлены в таблице 9.17

Таблица 9.16

N	Наименование ВЛ 35 кВ (участка ВЛ 35 кВ)	Протяженность, км	Количество цепей	Провод
Липецкий участок
1	ВЛ 35 кВ Борино
1.1	оп. 1 - 78	14,60	2	АС-95
1.2	отп. на Водозабор	0,70	2	АС-95
1.3	отп. на Троицкая	3,50	2	АС-70
2	ВЛ 35 кВ Грязи - городские
2.1	оп. 1 - 28	5,50	2	АС-95
3	ВЛ 35 кВ ЛОЭЗ
3.1	оп. 1 - 20	3,40	1	АС-70
4	ВЛ 35 кВ Полевая
4.1	оп. 1 - 40	4,87	1	АС-70
Елецкий участок
5	ВЛ 35 кВ Восточная
5.1	оп. 1-41	5,90	2	АС-95
6	ВЛ 35 кВ Красная пальна
6.1	оп. 1 - 12 по опорам ВЛ 35 кВ Плоское	1,60	-	АС-70
6.2	оп. 12 - 113	13,80	1	АС-50
7	ВЛ 35 кВ Негачевка
7.1	оп. 33 - 150	20,10	1	АС-50
8	ВЛ 35 кВ Озерки
8.1	оп. 1 - 84	14,00	1	АС-50
Лебедянский участок
9	ВЛ 35 кВ Рождество
9.1	отп. на Сах. завод	2,40	1	АС-50
10	ВЛ 35 кВ Агроном
10.1	от оп. 7 до ПС Агроном	8,74	1	АС-50
10.2	от. ПС Лебедянь до оп. 7	0,47	1	АС-50
11	ВЛ 35 Сергиевка
11.1	уч. от ПС Троекурово-совхозная до ПС Сергиевка	9,20	1	АС-50, АС-70
12	ВЛ 35 кВ Троекурово-совхозная
12.1	уч-ок по опорам ВЛ 35 кВ Агроном	0,55	-	АС-50
13	ВЛ 35 кВ Теплое
13.1	отп. на ПС Данков - сельская	6,50	1	АС-50

Таблица 9.17

Объемы работ по реконструкции ВЛ 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"

N п/п	Наименование ВЛ	Протяженность (км)	Число цепей	Замена опор (шт.)	Доп. опоры (шт.)	Марка провода	Замена провода (км трассы)	Замена изоляторов, шт.	Замена линейной арматуры (опор.)	Устан. гасит. Колебаний (шт.)	Замена грозотроса (км)	Примечан.	Срок реконструкции
1	ВЛ 35 кВ Кр. Пальна	15,40	1	99	-	АС-70	13,8		Да	-	3,1	Полная реконструкция	2014 - 2015
2	ВЛ 35кВ Озерки	18,40	1	1	-	АС-70	13,97		Да	-	13,97		2016 - 2017
3	ВЛ 35 кВ Негачевка	24,50	1	-	-	АС-70	20,215	-	Да		20,3		2014 - 2015
4	ВЛ 35 кВ Восточная левая - правая	5,90		Экспертиза, (снос или реконструкция)									2014 - 2015
5	ВЛ 35 кВ Солидарность левая - правая	2,50		9	-		-	-	-	-			2014 - 2015
6	ВЛ 35 кВ Красатыновка			-	-		-	2025					2018
7	ВЛ 35 кВ N 2	10,60						238	Да		2,31		2016 - 2017
8	ВЛ 35 кВ N 3	5,00									4,41		2018
9	ВЛ 35 кВ N 5 с отп.	11,46						591	Да				2016 - 2017
10	ВЛ 35 кВ Березняговка-1	28,45									2,7		2018
11	ВЛ 35 кВ Борино с отпайками	18,80	2			АС-95	18,8	736	Да		5,09	установка гасителей вибрации	2014 - 2015
12	ВЛ 35 кВ Бочиновка	3,70									1,2		2016 - 2017
13	ВЛ 35 кВ Введенка	6,90									3,08		2016 - 2017
14	ВЛ 35 кВ Вешаловка	9,50									3,2		2016 - 2017
15	ВЛ 35 кВ Вперед	9,90						1209	Да		3,1		2016 - 2017
16	ВЛ 35 кВ Грязи - городская	7,71									5		2016 - 2017
17	ВЛ 35 кВ Грязное	5,60						648	Да		1,26		2016 - 2017
18	ВЛ 35 кВ Дмитриевка	9,90									1,8		2018
19	ВЛ 35 кВ Дмитряшевка	14,02									5		2016 - 2017
20	ВЛ 35 кВ Ивановка	8,00									3,95		2018
21	ВЛ 35 кВ Казинка-2	9,40						793	Да		1,8		2016 - 2017
22	ВЛ 35 кВ Каликино-1	16,00									1,6		2016 - 2017
23	ВЛ 35 кВ Каликино-2	9,80			2						1,7	оп. N 19 - 20, 37 - 38 нет габарита	2014 - 2015
24	ВЛ 35 кВ Кн. Байгора	18,10									2,4		2018
25	ВЛ 35 кВ КПК	2,50						168	Да. 8 опор		1,3		2016 - 2017
26	ВЛ 35 кВ Кр. Дубрава	9,12									3,02		2016 - 2017
27	ВЛ 35 кВ Матыра-1	8,40									2,7		2016 - 2017
28	ВЛ 35 кВ Матыра-2	3,98						501	Да		1,7		2016 - 2017
29	ВЛ 35 кВ Мясокомбинат с отп.	3,80									3,8		2016 - 2017
30	ВЛ 35 кВ Паршиновка-1	18,40						2034	Да. 132 опоры				2016 - 2017
31	ВЛ 35 кВ Паршиновка-2	18,19						1848	Да. 138 опор				2016 - 2017
32	ВЛ 35 кВ Пашково-2	15,80									3,9		2018
33	ВЛ 35 кВ Песковатка с отп.	16,94						1466	Да. 112 опор		4,08		2016 - 2017
34	ВЛ 35 кВ Петровская-1	18,30									4,27		2016 - 2017
35	ВЛ 35 кВ Полевая	6,77		36							2,46		2014 - 2015
36	ВЛ 35 кВ Правда	15,80						1482	Да. 104 опоры				2016 - 2017
37	ВЛ 35 кВ Птицефабрика	4,60									1,89		2018
38	ВЛ 35 кВ Речная	11,72									2,32		2016 - 2017
39	ВЛ 35 кВ Сахзавод	10,60									7,03		2016 - 2017
40	ВЛ 35 кВ Сельхозтехника	3,45						550	Да. 33 опор				2016 - 2017
41	ВЛ 35 кВ Сенцово-1	5,30									5,3		2016 - 2017
42	ВЛ 35 кВ Трубетчино	22,10		52							3,2		2016 - 2017
43	ВЛ-35кВ Федоровка	17,50		22									2016 - 2017
44	ВЛ 35 кВ Хлевное	6,66									3,76		2018
45	ВЛ 35 кВ Ярлуково-1	15,69									2,1		2016 - 2017
46	ВЛ 35 кВ Ярлуково-2 с отп.	6,10						432	Да		3,5		2016 - 2017
47	ВЛ 35 кВ Агроном	8,94	1	-	-	АС-50	6,9	-			3,5		2014 - 2015
48	ВЛ 35 кВ Каменная Лубна	19,72	1	160	-	АС-70	19,72	160	Да	986	1,7		2014 - 2015
49	ВЛ 35 кВ Рождество	12,17		-	-		-	1179	Да	-	-	-	2014 - 2015
50	ВЛ 35 кВ Рождество отпайка на Сах. Завод	2,25	1	-	-	АС-50	2,25	327	Да	127	0,85	-	2014 - 2015
51	ВЛ 35 кВ Теплое с отп. на ПС Данков Сельская	29,27	1	-	-	АС-50	6,5	444	Да	278	1,6	-	2014 - 2015
52	ВЛ 35 кВ Сергиевка	10,48	1	-	-	АС-70	10,48	549	Да	458	1,5	-	2014 - 2015
53	ВЛ 35 кВ Троекурово совхозная	10,80	1	-	-	АС-50	0,35	741	Да	390	3,1	-	2014 - 2015
54	ВЛ 35 кВ Бигильдино	20,40		5	-		-	-	-	-	-	-	2014 - 2015
55	ВЛ 35 кВ Дрезгалово-2	9,48		15	-		-	-	-	-	-		2014 - 2015
56	ВЛ 35 кВ Ведное 1	26,32		18	-		-	459	-	-	-		2014 - 2015
57	ВЛ 35 кВ Ведное 2	12,40		17	-		-	-	-	-	-		2014 - 2015
58	ВЛ 35 кВ Б. Попово	15,12		6	-		-	1311		-	-	-	2014 - 2015
59	ВЛ 35 кВ Яблонево	11,19	2	7	-	АС-50	1	240	Да	-	1	оп. N 124 - 132	2014 - 2015

Цветом выделены ВЛ 35 кВ и участки ВЛ 35 кВ, учтенные в объемах капитального строительства (по полной реконструкции или замене провода).

В таблице 9.18 представлены результаты расчета пропускной способности центров питания филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера максимума нагрузки 2012 г.

Нагрузка на ПС 35 кВ Студеновская, находящейся на балансе ОАО "ЛГЭК", в 2012 году составляла 15,67 МВА, при допустимых 10,5 МВА.

Как видно из представленных расчетов, на части подстанций 35 кВ Липецкой энергосистемы уже в настоящее время существует дефицит мощности. При выходе из строя одного из установленных трансформаторов (режим N-1), переток мощности через оставшийся в работе превышает его номинальное значение. Для повышения надежности электроснабжения необходима замена трансформаторов на более мощные. Окончательное решение по выбору мощности заменяемых трансформаторов будет сделано в разделе 9.3.1, после проведения расчетов по перспективным нагрузкам.

Далее проведен анализ и даны рекомендации по повышению надежности для подстанций:

- имеющих отклонения от рекомендованных (типовых) схем подключения РУ 35 кВ;

- имеющих дефицит мощности;

- имеющих основное оборудование, находящееся в неудовлетворительном или непригодном состоянии;

- имеющих основное оборудование, которое морально устарело и не удовлетворяет современным требованиям по надежности.

Таблица 9.18

Расчет пропускной способности центров питания филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" по итогам зимнего замера максимума нагрузки 2012 г.

N п/п	Наименование центра питания	Текущий дефицит
		Установленная мощность трансформаторов Sycт. с указанием их количества, шт./МВА	Полная мощность ЦП по результатам замера максимума нагрузки, МВА	Полная мощность, перераспределяемая в соответствии с ПТЭ, МВА за время		Полная мощность с учетом перераспределения, МВА	Допустимая нагрузка расчетная в режиме n-1, МВА	Дефицит/профицит ЦП, МВА
				МВА	Мин.
1	2	3	4	5	6	7	9	10
1	II-е Тербуны	2,5+2,5	1,13	0,00	0	1,13	2,63	1,50
2	N 1	4+4	4,48	0,00	0	4,48	4,20	-0,28
3	N 2	2,5+1	1,93	0,00	0	1,93	1,05	-0,88
4	N 3	2,5+2,5	2,39	0,38	40	2,01	2,63	0,62
5	N 4	4+4	3,14	0,85	30	2,29	4,20	1,91
6	Авангард	4+4	1,30	1,10	40	0,20	4,20	4,00
7	Аврора	2,5+2,5	1,33	0,70	60	0,63	2,63	2,00
8	Агроном	4+6,3	1,90	0,20	60	1,70	4,20	2,50
9	Афанасьево	2,5+2,5	1,71	0,00	0	1,71	2,63	0,92
10	Б. Верх	2,5+2,5	0,91	0,00	0	0,91	2,63	1,72
11	Б. Избищи	2,5+2,5	1,87	1,00	60	0,87	2,63	1,76
12	Б. Боевка	2,5+2,5	0,41	0,15	100	0,26	2,63	2,37
13	Б. Попово	2,5+2,5	1,82	0,30	90	1,52	2,63	1,11
14	Бабарыкино	2,5+2,5	0,88	0,61	240	0,27	2,63	2,36
15	Березняговка	1,6+1,6	1,20	0,70	130	0,50	1,68	1,18
16	Березовка	2,5	0,00	0,00	0	0,00	0,00	0,00
17	Бигильдино	2,5+2,5	1,22	0,60	60	0,62	2,63	2,01
18	Борино	4+4	5,09	0,86	75	4,23	4,20	-0,03
19	Борисовка	4+2,5	3,39	0,00	0	3,39	2,63	-0,77
20	Борки	2,5+2,5	1,08	0,00	0	1,08	2,63	1,55
21	Борятино	2,5+2,5	0,31	0,00	0	0,31	2,63	2,32
22	Бочиновка	4+4	2,51	1,10	90	1,41	4,20	2,79
23	Бутырки	5,6+6,3	7,75	0,00	0	7,75	5,88	-1,87
24	Васильевка	2,5+2,5	0,65	0,30	60	0,35	2,63	2,28
25	Введенка	4+4	4,12	0,00	0	4,12	4,20	0,08
26	Ведное	2,5+2,5	0,76	0,30	120	0,46	2,63	2,17
27	Веселое	2,5	0,10	0,07	100	0,03	0,07	0,04
28	Вешаловка	2,5+2,5	0,99	0,00	0	0,99	2,63	1,64
29	Водозабор	10+10	1,12	0,00	0	1,12	10,50	9,38
30	Воронец	4+4	2,37	0,50	120	1,87	4,20	2,33
31	Воскресеновка	1,6+1,6	0,56	0,00	0	0,56	1,68	1,12
32	Восточная	10+16	7,51	1,30	20	6,21	10,50	4,29
33	Вперед	4+4	0,37	0,00	0	0,37	4,20	3,83
34	Гагарино	1,8+1,8	0,49	0,20	120	0,29	1,89	1,60
35	Гатище	2,5+2,5	0,59	0,00	0	0,59	2,63	2,04
36	Гнилуша	6,3+6,3	2,24	0,70	40	1,54	6,62	5,08
37	Голиково	1,8+1,6	0,81	0,00	0	0,81	1,68	0,87
38	Головинщино	2,5+2,5	1,02	0,00	0	1,02	2,63	1,61
39	Грызлово	2,5+2,5	0,99	0,20	100	0,79	2,63	1,84
40	Грязи - город	6,3+5,6	5,84	1,61	50	4,23	5,88	1,65
41	Грязное	4+4	1,30	0,00	0	1,30	4,20	2,90
42	Данков - сельская	6,3+6,3	3,91	1,60	60	2,31	6,62	4,31
43	Демшинка	2,5+2,5	0,70	0,00	0	0,70	2,63	1,93
44	Дмитриевка	2,5+2,5	0,66	0,20	70	0,46	2,63	2,17
45	Дмитряшевка	2,5+2,5	0,42	0,00	0	0,42	2,63	2,21
46	Долгое	2,5+2,5	0,24	0,00	0	0,24	2,63	2,39
47	Дрезгалово	1,6+1,6	1,09	0,30	60	0,79	1,68	0,89
48	Дружба	5,6	6 кВ абонент
49	Дубрава	2,5+2,5	0,33	0,00	0	0,33	2,63	2,30
50	Жерновное	2,5+2,5	0,26	0,00	0	0,26	2,63	2,37
51	Задонск - сельск.	3,2+1,6	2,24	0,00	0	2,24	1,68	-0,56
52	Захаровка	2,5+2,5	0,56	0,16	60	0,40	2,63	2,23
53	Знаменка*	2,5	0,73	0,00	0	0,73	0,00	-0,73
54	Ивановка	2,5+2,5	0,90	0,00	0	0,90	2,63	1,73
55	Казаки	4+4	1,83	0,00	0	1,83	4,20	2,37
56	Казачье	2,5+2,5	0,42	0,00	0	0,42	2,63	2,21
57	Каликино	3,2+3,2	2,15	0,00	0	2,15	3,36	1,21
58	Каменка*	2,5	0,65	0,00	0	0,65	0,00	-0,65
59	Каменная Лубна*	2,5	1,24	1,10	90	0,14	1,10	-0,14
60	Карамышево	10+10	0,78	0,00	0	0,78	10,50	9,72
61	Карьер	4	0,04				0,00	0,00
62	Кириллово	2,5+2,5	0,72	0,15	60	0,57	2,63	2,06
63	Княжья Байгора	1,6+1,6	0,80	0,11	40	0,69	1,68	0,99
64	Князево	2,5+2,5	0,37	0,00	0	0,37	2,63	2,26
65	Колесово	6,3+6,3	3,05	0,50	60	2,55	6,62	4,07
66	Колыбельская	2,5+2,5	1,11	0,00	0	1,11	2,63	1,52
67	Комплекс	4+4	1,22	0,60	120	0,62	4,20	3,58
68	Конь-Колодезь	2,5+2,5	1,12	0,00	0	1,12	2,63	1,51
69	Кр. Пальна*	3,2	0,79	0,40	180	0,39	0,40	-0,39
70	Красная Дубрава	2,5+2,5	0,86	0,63	90	0,23	2,63	2,40
71	Красное	4+4	4,22	1,50	120	2,72	4,20	1,48
72	Красотыновка*	2,5	0,79	0,29	60	0,50	0,29	-0,21
73	Ксизово	2,5+2,5	0,26	0,00	0	0,26	2,63	2,37
74	Куликово	2,5+2,5	0,65	0,00	0	0,65	2,63	1,98
75	Культура	2,5+2,5	1,04	0,20	60	0,84	2,63	1,79
76	Курино*	2,5	0,58	0,10	40	0,48	0,10	-0,38
77	Ламское	2,5+2,5	1,89	0,22	180	1,67	2,63	0,96
78	Лебедянка	2,5+2,5	0,64	0,00	0	0,64	2,63	1,99
79	Лебяжье	2,5+1,6	0,40	0,00	0	0,40	1,68	1,28
80	Ломовец	1,6+2,5	0,43	0,00	0	0,43	1,68	1,25
81	Малей	4+2,5	0,38	0,20	60	0,18	2,63	2,45
82	Матыра	4+3,2	4,24	0,00	0	4,24	3,36	-0,88
83	Московка	1,6+1,6	0,78	0,00	0	0,78	1,68	0,90
84	Мясокомбинат	6,3+6,3	4,97	2,00	60	2,97	6,62	3,65
85	Негачевка	2,5+2,5	0,47	0,00	0	0,47	2,63	2,16
86	Никольское*	4	0,27	0,10	120	0,17	0,10	-0,07
87	Новодубовое*	2,5	1,17	0,00	0	1,17	0,00	-1,17
88	Новониколаевка*	4	0,74	0,00	0	0,74	0,00	-0,74
89	Новополянье	2,5+2,5	0,47	0,00	0	0,47	2,63	2,16
90	Новочеркутино	4+4	1,26	0,00	0	1,26	4,20	2,94
91	Озерки	2,5	0,11	0,00	0	0,11	0,00	-0,11
92	Ольшанец	2,5+4	1,43	0,00	0	1,43	2,63	1,20
93	Панкратовка*	2,5	0,76	0,05	90	0,71	0,05	-0,66
94	Паршиновка	1,6+2,5	0,22	0,00	0	0,22	1,68	1,46
95	Пашково	2,5+2,5	1,66	1,00	130	0,66	2,63	1,97
96	Первомайская	2,5	0,91	0,00	0	0,91	0,00	-0,91
97	Песковатка*	1,6	0,86	0,22	30	0,64	0,22	-0,42
98	Петровская	2,5+4	0,63	0,00	0	0,63	2,63	2,00
99	Пиково*	2,5	0,55	0,34	120	0,21	0,34	0,13
100	Плавица	1,6+1,6	1,26	0,00	0	1,26	1,68	0,42
101	Плоское	4+4	3,99	0,80	140	3,19	4,20	1,01
102	Поддубровка	2,5+2,5	1,03	0,44	60	0,59	2,63	2,04
103	Полибино	2,5+2,5	0,24	0,00	0	0,24	2,63	2,39
104	Политово	2,5+2,5	0,91	0,00	0	0,91	2,63	1,72
105	Правда	4+2,5	1,36	0,00	0	1,36	2,63	1,27
106	Преображенье*	2,5	0,64	0,16	0	0,48	0,16	-0,32
107	Пружинки	2,5+2,5	0,81	0,00	0	0,81	2,63	1,82
108	ПС N 5	6,3+3,2	1,39	0,00	0	1,39	3,36	1,97
109	Птицефабрика	4+4	1,79	0,00	0	1,79	4,20	2,41
110	Раненбург	1,6+1,6	1,47	0,00	0	1,47	1,68	0,21
111	Ратчино	2,5+2,5	1,09	0,00	0	1,09	2,63	1,54
112	Речная	4+4	1,55	0,00	0	1,55	4,20	2,65
113	Сапрыкино	1,6+2,5	0,64	0,00	0	0,64	1,68	1,04
114	Сенцово	10+10	5,89	0,26	40	5,63	10,50	4,87
115	Сергиевка	2,5+2,5	0,16	0,00	0	0,16	2,63	2,47
116	Синдякино*	2,5	0,25	0,00	0	0,25	0,00	-0,25
117	Солидарность	4+4	2,45	1,20	70	1,25	4,20	2,95
118	Сошки	4+4	0,77	0,60	60	0,17	4,20	4,03
119	Сселки	10+10	0,38	0,00	0	0,38	10,50	10,12
120	Стебаево	2,5+2,5	0,62	0,34	80	0,28	2,63	2,35
121	Стегаловка	2,5+3,2	0,51	0,10	80	0,41	2,63	2,22
122	СХТ	2,5+1,6	1,46	0,50	30	0,96	1,68	0,72
123	Таволжанка	4+4	5,68	0,70	40	4,98	4,20	-0,78
124	Талица	2,5+2,5	1,35	0,20	110	1,15	2,63	1,48
125	Талицкий Чамлык	3,2+4	1,69	0,00	0	1,69	3,36	1,67
126	Теплое	2,5+2,5	1,09	0,80	60	0,29	2,63	2,33
127	Тимирязево	4+4	0,97	0,30	60	0,67	4,20	3,53
128	Тихий Дон	4+4	0,54	0,13	60	0,41	4,20	3,79
129	Топки	2,5+2,5	0,65	0,29	60	0,36	2,63	2,27
130	Троекурово - совх.	2,5+2,5	2,02	0,00	0	2,02	2,63	0,61
131	Троицкая	2,5+4	2,79	0,00	0	2,79	2,63	-0,17
132	Трубетчино	2,5+2,5	1,59	0,00	0	1,59	2,63	1,04
133	Тюшевка	4+4	0,88	0,00	0	0,88	4,20	3,32
134	Федоровка	2,5+2,5	0,54	0,20	90	0,34	2,63	2,29
135	Хитрово	6,3+6,3	2,42	0,00	0	2,42	6,62	4,20
136	Хлебопродукты	6,3+6,3	5,75	0,74	30	5,01	6,62	1,61
137	Хрущево	2,5+2,5	0,44	0,00	0	0,44	2,63	2,19
138	Частая Дубрава	2,5+2,5	1,63	1,44	75	0,19	2,63	2,44
139	Чернава	2,5+2,5	2,00	0,00	0	2,00	2,63	0,63
140	Чернолес	2,5+2,5	0,35	0,00	0	0,35	2,63	2,28
141	Яблонево	2,5+2,5	0,75	0,00	0	0,75	2,63	1,88
142	Яковлево*	2,5	0,92	0,00	0	0,92	0,00	-0,92
143	Ярлуково	3,2+4	4,74	0,45	60	4,29	3,36	-0,93

_____________________________

Цветом выделены подстанции, к которым в настоящее время подключение новых мощностей закрыто.

*) - однотрансформаторные подстанции

Липецкий участок службы подстанций и службы воздушных линий

- ПС "N 1" - на подстанции установлены два трансформатора Т1 и Т2 (ТМН-4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 4,34 МВА, при допустимом значении 4,2 МВА. При выходе из строя любого из трансформаторов, оставшийся в работе будет загружен на 108,5%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.

- ПС "N 2" - существующая схема подстанции - нетиповая. Не смотря на то, что к подстанции подходят две ВЛ 35 кВ, фактически подстанция при существующей схеме РУ 35 кВ имеет одно питание по стороне высшего напряжения. При аварии на шинах 35 кВ (или на питающей линии) происходит полное погашение всей подстанции и одного трансформатора ПС 35 кВ Птицефабрика. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ по схеме 35-5АН. Данная реконструкция может быть связана с относительно небольшими затратами (установка ячейки секционного выключателя 35 кВ и переключения линий 35 кВ на секции шин подстанции). На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМ-1000/35) и Т2 (ТМ-2500/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 1,93 МВА, при допустимом 1,05 МВА. При выходе из строя Т2 (2,5 МВА), оставшийся в работе Т1 будет загружен на 193%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.

- ПС "N 3" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция является узловой, но РУ 35 кВ выполнено не по схеме для узловых подстанций. При подходящих к ПС трех ВЛ 35 кВ подстанция по сути имеет одно питание по высшему напряжению. При аварии на одном трансформаторе или на шинах 35 кВ происходит погашение всей подстанции и подключенных к ней потребителей. Необходимо провести реконструкцию РУ 35 кВ с исполнением по схеме 35-9, установив 3 ячейки выключателей 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установка одной ячейки элегазового выключателя 35 кВ и замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "N 4" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция включена в транзит и является проходной. Существующая схема РУ 35 кВ, несмотря на установленные четыре выключателя 35 кВ, является ненадежной. При аварии на шинах 35 кВ или на ВЛ 35 кВ N 4 происходит полное погашение подстанции N 4 и одного трансформатора на ПС Птицефабрика. Рекомендуется ячейку резервного выключателя, при реконструкции переустановить как секционную, доведя схему подстанции до 35-5АН.

- ПС "Березняговка" - существующая схема подстанции - нетиповая (в цепях трансформаторов установлены отделители и короткозамыкатели). Подстанция включена в транзит 35 кВ. Необходимо выполнить данную подстанцию по схеме 35-5АН, установить две ячейки выключателей 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена одного установленного масляного выключателя 10 кВ на вакуумный. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется установка двух ячеек элегазовых выключателей 35 кВ и замена восьми установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Борисовка" - на подстанции установлено два трансформатора Т1 (ТМ - 4000/35/10) и Т2 (ТМ - 2500/35/10). Т1 находится в неудовлетворительном состоянии. Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 3,39 МВА, при допустимом 2,63 МВА. При выходе из строя Т1 загрузка Т2 составит 128,9%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет. Необходимо заменить оба трансформатора на подстанции, что повысит надежность и качество электроснабжения.

- ПС "Бочиновка" - по целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена восьми установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Бутырки" - также как и ПС N 4 подстанция включена в транзит 35 кВ. Несмотря на четыре установленных ячейки выключателей, существует возможность полного погашения подстанции при аварии и ремонтных работах на шинах 35 кВ. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ на подстанции. В таком случае при любой аварии один трансформатор всегда будет оставаться под напряжением.

На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМН - 5600/35) и Т2 (ТМ - 6300/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 7,75 МВА, при допустимом 5,88. При выходе из строя Т1 (5,6 МВА), оставшийся в работе Т2 будет загружен на 131,8%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.

- ПС "Введенка" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция включена в транзит 35 кВ. Необходимо выполнить реконструкцию данной подстанции по схеме 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя в соответствии с нормативными требованиями. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется замена установленных выключателей 35 кВ на элегазовые и установка ячейки секционного выключателя 35 кВ.

- ПС "Вешаловка" - подстанция, аналогично ПС 35 кВ Бутырки является проходной и включена в транзит 35 кВ. Также, несмотря на четыре установленных выключателя существует возможность полного погашения подстанции при аварии и ремонтных работах на шинах 35 кВ. Необходимо установить секционный выключатель 35 кВ и выполнить РУ подстанции по схеме 35-9. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Вперед" - ситуация с подстанцией полностью аналогична ПС "Введенка". РУ 35 кВ необходимо выполнить по схеме 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется замена двух установленных выключателей 35 кВ на элегазовые. При проведении реконструкции (замене выключателей) рекомендуем также установить ячейку секционного выключателя 35 кВ.

- ПС "Грязи - город" - РУ 35 кВ подстанции имеет 5 присоединений (2 трансформатора и 3 ВЛ 35 кВ), но выполнено не по типовой схеме для таких ПС. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-9. Необходимо дополнительно установить на подстанции пять ячеек выключателей 35 кВ. В настоящее время проводятся работы по установке одной ячейки выключателя 35 кВ по целевой программе повышения надежности.

- ПС "Грязное" - подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. Несмотря на четыре установленных ячейки выключателей существует возможность полного погашения подстанции при аварии в точке присоединения линий и трансформаторов. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ и выполнить РУ подстанции по схеме 35-5Н.

- ПС "Дмитряшевка" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. При аварии или ремонтных работах на шинах 35 кВ происходит погашение обоих трансформаторов подстанции. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5Н, установив дополнительно две ячейки выключателя 35 кВ. Также установленный на подстанции трансформатор ТМ - 2500/35/10 находится в неудовлетворительном состоянии, для повышения надежности необходима его замена.

- ПС "Демшинка" - по целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена восьми установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Ивановка" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5Н, установив дополнительно ячейку секционного выключателя 35 кВ.

- ПС "Каликино" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. Необходимо выполнить по схеме 35-9, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ.

- ПС "Карамышево" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена девяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Княжья Байгора" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ необходимо выполнить по схеме 35-5Н. При существующей схеме имеется общая точка подключения трансформаторов и линий, и при аварии в этом месте происходит полное погашение подстанции. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена 11 установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Конь Колодезь" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой двух ячеек выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.

- ПС "Курино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с установкой одной ячейки выключателя 35 кВ в цепи трансформатора. В случае расширения подстанции с установкой второго трансформатора, необходимо будет установить еще одну ячейку выключателя, доведя схему до 35-5Н.

- ПС "Лебедянка" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме, имеющей весьма низкую надежность. Подключение силовых трансформаторов выполнено на плавких предохранителях. При аварии на подходящих линиях 35 кВ или на шинах 35 кВ происходит погашение всей подстанции. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-9, установив 6 ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Малей" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Матыра" - подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ Казинка - ПС N 1 - Матыра - ГПП - 3, однако РУ 35 кВ выполнено по схеме 4Н. Необходимо реконструировать РУ - 35 кВ до схемы 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ. В настоящее время, по целевой программе повышения надежности проводятся работы по замене вводного масляного выключателя на элегазовый. В 2014 году планируется провести работы по замене второго вводного масляного выключателя на элегазовый. Рекомендуется в 2014 году совместно с заменой второго выключателя установить ячейку секционного выключателя. На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМН - 4000/35) и Т2 (ТМР - 3200/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 4,24 МВА, при допустимом 3,36 МВА. При выходе из строя Т1 (4 МВА), оставшийся в работе Т2 будет загружен 126,2%. При выходе из строя Т2 (3,2 МВА), оставшийся в работе Т1 будет загружен 106,% Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.

- ПС "Новодубовое" - РУ 35 кВ выполнено по схеме являющейся не типовой для проходных подстанций. Также РУ 35 кВ выполнено с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой ячейки выключателя 35 кВ, по схеме 35-5АН. В 2014 году по целевой программе повышения надежности на подстанции планируется замена пяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Новониколаевка" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо установить выключатель 35 кВ в цепи трансформатора подстанции.

- ПС "Паршиновка" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена двух установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Пашково" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. Необходимо выполнить по схеме 35-9, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ.

- ПС "Песковатка" - подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ, схема подстанции - нетиповая. При аварии на шинах ПС или трансформаторе отключается кроме самой подстанции, еще и ПС 35 кВ СХТ. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-3 и перезавести ВЛ 35 кВ, сделав ПС ответвительной. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМ - 1600/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Поддубровка" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанций с заменой ОД и КЗ на выключатели. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, установив дополнительно две ячейки выключателя 35 кВ.

- ПС "Правда" - в цепи трансформатора Т-1 установлены ОД и КЗ. При аварии в трансформаторе происходит кратковременное погашение трех подстанций 35 кВ в результате срабатывания короткозамыкателя и отключения транзита от ПС Хворостянка. Требуется демонтировать ОД и КЗ, установив ячейку выключателя (схема 35-5АН). По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установка ячейки элегазового выключателя 35 кВ и замена шести установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Пружинки" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с применением ОД и КЗ, что является нарушением существующих нормативов. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.

- ПС "Птицефабрика" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов - с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой двух ячеек выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установка двух ячеек элегазовых выключателей 35 кВ.

- ПС "Речная" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ выполнить по схеме 35-5Н.

- ПС "Сельхозтехника" (СХТ) - на РУ 35 кВ подстанции установлены ОД и КЗ, что является нарушением существующих нормативов. При аварии на любом из трансформаторов происходит отключение всей подстанции. Необходимо произвести замену ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-4Н.

- ПС "Синдякино" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой ячейки выключателя в цепь трансформатора. В случае расширения подстанции, с установкой второго трансформатора, необходимо будет установить дополнительно еще одну ячейку выключателя, доведя схему до 35-5АН.

- ПС "Сенцово" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена одного установленного масляного выключателя 10 кВ на вакуумный.

- ПС "Стебаево" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5АН, установив дополнительно две ячейки выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена 11 установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Таволжанка" - на подстанции установлены два трансформатора Т1 и Т2 (ТМН - 4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 5,68 МВА, при допустимом 4,2. При выходе из строя любого из трансформатора, оставшийся в работе будет загружен на 135,2%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции составляет 0,7 МВА. При перераспределении нагрузки по существующим сетям связи перегрузка составит 118,6%.

- ПС "Талицкий Чамлык" - РУ 35 кВ выполнено по схеме не типовой для проходных подстанций, включенных в транзит. Рекомендуется реконструкция РУ 35 кВ до схемы 35-5АН, установив две ячейки выключателей 35 кВ.

- ПС "Троицкая" - на подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМ-2500/35) и Т2 (ТМ - 4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 2,79 МВА, при допустимом 2,63. При выходе из строя Т1, оставшийся в работе будет загружен на 111,6%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.

- ПС "Трубетчино" - в цепи трансформаторов установлены предохранители. Несмотря на подходящие к ПС две ВЛ 35 кВ, при существующей схеме РУ 35 кВ подстанция фактически имеет одно питание и при аварии возможно полное погашение подстанции и обеих ВЛ 35 кВ. Требуется выполнить реконструкцию РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-5Н, установив три ячейки выключателей 35 кВ.

- ПС "Тюшевка" - по целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена пяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Хлебопродукты" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена девяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

- ПС "Частая Дубрава" - в цепи трансформаторов установлены ОД и КЗ. В соответствии с нормативными документами данная схема (укрупненный блок - блок линия - 2 трансформатора) является начальным этапом развития схемы 35-4, и должна выполняться с выключателями 35 кВ. Необходимо заменить ОД и КЗ в цепи трансформаторов на ячейки выключателей, и для повышения надежности перевести данную подстанцию с отпаечной в проходную путем строительства второго захода ВЛ 35 кВ. При этом РУ 35 кВ необходимо выполнить по схеме 35-5Н.

- ПС "Ярлуково" - подстанция включена в транзит 35 кВ. Необходимо выполнить данную подстанцию по схеме 35-5Н с установкой ячейки секционного выключателя. В настоящее время, по целевой программе надежности, выполняются работы по замене одного вводного выключателя 35 кВ. Также по целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена шести установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМ - 3200/35) и Т2 (ТМ - 4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 4,74 МВА, при допустимом 3,36. При выходе из строя Т2 (4 МВА) оставшийся в работе Т1 будет загружен на 148,1%. При выходе из строя Т1 (3,2 МВА) оставшийся в работе Т2 будет загружен на 118,5%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции составляет 0,45 МВА. При перераспределении нагрузки по существующим сетям связи перегрузка составит 134,1% и 107,25% соответственно. Необходимо заменить оба трансформатора на более мощные.

Елецкий участок службы подстанций и службы воздушных линий

- ПС "2-е Тербуны" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.

- ПС "N 5" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5АН. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМ-6300/35/6, находящегося в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Аврора" - РУ 35 кВ подстанций выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5АН.

- ПС "Б. Боевка" - подстанция подключена одной ВЛ 35 кВ от ПС 35 кВ Хитрово. В схеме подстанции применены ОД и КЗ, с нарушением существующих нормативов. При аварии на трансформаторах или системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется реконструировать РУ 35 кВ до схемы 35-4Н, установив дополнительно одну ячейку выключателя 35 кВ.

- ПС "Бабарыкино" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется установка двух ячеек элегазовых выключателей 35 кВ.

- ПС "Борки" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с применением ОД и КЗ, что противоречит существующим нормативам. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.

- ПС "Васильевка" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанций выполнить по схеме 35-5Н.

- ПС "Воронец" - подстанция подключена от РУ 35 кВ ПС 220 кВ Елецкая двумя линиями, подключенными через ОД и КЗ. При аварии на секциях шин или Т1 ПС 35 кВ Воронец происходит отключение транзита Казаки - Афанасьево - Чернава. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установка двух вводных ячеек элегазовых выключателей 35 кВ.

- ПС "Восточная" - подстанция, имеющая по сути пять присоединений (три линии и два трансформатора), имеет схему, не предназначенную для этого. Рекомендуется реконструировать подстанцию по схеме 35-9. Для этого необходимо дополнительно установить 3 ячейки выключателей 35 кВ. Также рекомендуется завести на ПС 35 кВ Восточная ВЛ 35 кВ с ПС 35 кВ ИТК с установкой еще одной ячейки выключателя 35 кВ. Это повысит надежность электроснабжения, т.к. любая авария на ПС 35 кВ ИТК или ВЛ 35 кВ отключает трансформатор Т1 на ПС 35 кВ Восточная.

- ПС "Гатище" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме с применением ОД и КЗ. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. При существующей схеме сети при аварии на системе шин 35 кВ происходит полное погашение ПС Гатище и одного трансформатора ПС Борки. Необходимо выполнить РУ 35 кВ ПС Гатище по схеме 35-5Н, установив две ячейки выключателей 35 кВ.

- ПС "Гнилуша" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме с применением ОД и КЗ. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. При аварии на системе шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Необходимо выполнить РУ 35 кВ ПС Гнилуша по схеме 35-5Н путем установки ячейки секционного выключателя 35 кВ.

- ПС "Голиково" - РУ 35 кВ выполнено по блочной схеме, которая применяется для тупиковых и отпаечных подстанций. Данная подстанция включена в транзит 35 кВ и должна быть выполнена по схеме "мостик". Авария на любой из систем шин приводит к полному погашению ПС. Необходимо достроить РУ 35 кВ до схемы 35-5Н путем установки ячейки секционного выключателя.

- ПС "Задонск - сельская" - РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме с применением ОД и КЗ. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. При аварии на системе шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя. На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТАМ-3200/35) и Т2 (ТМ-1600/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 2,24 МВА при допустимом 1,68 МВА. При выходе из строя Т2 (3,2 МВА) оставшийся в работе Т1 будет загружен на 140%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.

- ПС "Захаровка" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.

- ПС "Каменка" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать РУ 35 кВ до схемы 35-5Н. В 2014 году планируется замена установленного вводного масляного выключателя 35 кВ на элегазовый. В 2017 году планируется замена второго установленного вводного масляного выключателя 35 кВ на элегазовый. Рекомендуется к 2017 году реконструировать подстанцию с установкой ячейки секционного выключателя.

- ПС "Князево" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена одного установленного масляного выключателя 10 кВ на вакуумный.

- ПС "Красная Пальна" - РУ 35 кВ имеет четыре присоединения (1 трансформатор и три линии), но выключатель установлен только в цепи трансформатора. При аварии на любой из трех подходящих линий произойдет погашение двух подстанций: Красная Пальна и Чернолес. Необходимо установить ячейки выключателей 35 кВ в цепях линий, а при дальнейшем развитии подстанции (установка второго трансформатора) РУ 35 кВ довести до схемы 35-9, установив еще одну ячейку выключателя 35 кВ.

- ПС "Красотыновка" - на РУ 35 кВ подстанции установлена только одна ячейка секционного выключателя. При аварии на трансформаторе подстанции происходит отключение ПС 35 кВ Веселое. Для повышения надежности необходимо установить ячейку выключателя в цепь трансформатора. В дальнейшей перспективе, при установке второго трансформатора - довести схему до 35-5АН.

- ПС "Ксизово" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. Необходимо реконструировать подстанцию по схеме "мостик", установив дополнительно две ячейки выключателей 35 кВ в цепи трансформаторов по схеме 35-5АН.

- ПС "Ламское" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. В 2014 году по целевой программе повышения надежности планируется замена установленных вводных масляных выключателей 35 кВ на элегазовые. Рекомендуется при реконструкции подстанции также установить ячейку секционного выключателя.

- ПС "Лебяжье" - подстанция является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н.

- ПС "Ломовец" - подстанция является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется установка двух вводных ячеек элегазовых выключателей 35 кВ (вместо масляных). Рекомендуется при проведении реконструкции установить ячейку секционного выключателя.

- ПС "Озерки" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.

- ПС "Ольшанец" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н.

- ПС "Панкратовка" - существующая схема подстанции - нетиповая. Подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. Необходимо реконструировать подстанцию по схеме "мостик", установив дополнительно ячейку выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется установка одной ячейки элегазового выключателя 35 кВ.

- ПС "Плоское" - является проходной подстанцией. Требуется установить секционный выключатель 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется реконструировать до схемы 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя.

- ПС "Стегаловка" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМР-3200/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Талица" - является узловой, но выполнена не по типовой схеме. Необходимо осуществить реконструкцию РУ 35 кВ до схемы 35-9. Установить три ячейки выключателей 35 кВ.

- ПС "Тихий Дон" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.

- ПС "Хитрово" - установленный трансформатор Т1 (ТМН 6300/35/10) находится в непригодном состоянии. Необходима его замена.

- ПС "Чернава" - является проходной. Требуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на системах шин 35 кВ происходит полное погашение подстанции. Реконструировать до схемы 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена вводного масляного выключателя 35 кВ на элегазовый. Рекомендуется при реконструкции также установить ячейку секционного выключателя 35 кВ.

- ПС "Чернолес" - схема присоединения для тупиковых подстанций не типовая. Требуется установить ячейку выключателя 35 кВ в цепи трансформатора Т1, так как существующая схема противоречит нормативным требованиям и при аварии на трансформаторе Т1 происходит полное погашение подстанции.

- ПС "Яковлево" - является узловой подстанцией. Для увеличения надежности электроснабжения рекомендуется установить ячейку выключателя 35 кВ в цепь трансформатора, так как при аварии на трансформаторе происходит размыкание транзитов 35 кВ. В случае расширения подстанции возможно реконструировать схему до 35-9.

Лебедянский участок службы подстанций и службы воздушных линий

- ПС "Агроном" - является узловой, но выполнена не по типовой схеме. При аварии на ВЛ 35 кВ Агроном, не имеющей выключателя, или на шинах подстанции происходит ее полное погашение. Необходимо осуществить реконструкцию РУ 35 кВ до схемы 35-9, для этого требуется установка трех ячеек выключателей 35 кВ. В настоящее время выполняются работы по установке одной ячейки выключателя 35 кВ по целевой программе повышения надежности.

- ПС "Барятино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанций выполнить по схеме 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Бигильдино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на две ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.

- ПС "Большое Попово" - является проходной подстанцией, включенной в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Необходима реконструкция подстанции до схемы 35-5 АН с установкой ячейки секционного выключателя 35 кВ.

- ПС "Ведное" - является проходной подстанцией и включена в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без выключателей и с общей системой шин, при аварии на которых происходит полное погашение ПС с разрывом транзита Троекурово - Ведное - Никольское. Необходимо выполнить РУ 35 кВ подстанций по схеме 35-5Н, для этого требуется установка трех ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Воскресеновка" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Требуется реконструировать РУ 35 кВ до схемы 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Гагарино" - аналогично ПС 35 кВ Агроном является узловой ПС, и РУ 35 кВ необходимо выполнить по схеме 35-9, для этого требуется установка четырех выключателей 35 кВ. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТАМ-1800/35/10, находящегося а неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Данков сельская" - подстанция является узловой, РУ 35 кВ подстанции имеет 5 присоединений (два трансформатора, три линии). При существующей нетиповой схеме авария на шинах подстанции или на любой из ВЛ (не имеющих выключателя) приводит к отключению всей подстанции. Необходимо выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-9. Для этого необходимо установить три ячейки выключателей 35 кВ.

- "Долгое" - является проходной подстанцией и включена в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без выключателей и с общей системой шин, при аварии на которых происходит полное погашение ПС. Необходимо выполнить РУ 35 кВ подстанций по схеме 35-5Н, для этого требуется установка трех ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Дрезгалово" - оба трансформатора подстанции подключены к одной системе шин 35 кВ. При аварии на шинах или на ВЛ 35 кВ Дрезгалово 1 происходит отключение обоих трансформаторов подстанции. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, реконструировать схему РУ 35 кВ до 35-5АН.

- ПС "Знаменка" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей. При первоначальной реконструкции установить ячейку выключателя в цепь трансформатора. В дальнейшей перспективе в случае расширения подстанции и установки второго трансформатора РУ 35 кВ подстанций выполнить по схеме 35-5АН, для этого потребуется установка еще двух ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Каменная Лубна" - подстанция является проходной. Схема РУ 35 кВ нетиповая для проходных подстанций. В случае расширения подстанции с установкой второго трансформатора необходимо будет реконструировать РУ подстанции до схемы 35-5Н, смонтировать ячейку секционного выключателя.

- ПС "Колыбельская" - оба трансформатора подстанции зафиксированы на одну секцию шин 35 кВ. При аварии на секции происходит отключение обоих трансформаторов подстанции. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ и подключить силовые трансформаторы к разным секциям. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМ-2500/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Культура" - оба трансформатора подстанции зафиксированы на одну систему шин 35 кВ. При аварии на шинах или на любой подходящей к подстанции ВЛ 35 кВ происходит отключение обоих трансформаторов подстанции. Необходимо установить секционную ячейку выключателя 35 кВ, выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5АН.

- ПС "Никольское" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции, с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Новополянье" - подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Требуется установка ячейки секционного выключателя 35 кВ и перевод ячейки выключателя в цепь трансформатора Т2 с реконструкцией схемы до 35-5АН. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется замена одной вводной ячейки элегазового выключателя 35 кВ. При реконструкции подстанции рекомендуется также установить ячейку секционного выключателя.

- ПС "Первомайская" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. При первичной реконструкции подстанции необходимо установить ячейку элегазового выключателя вместо ОД и КЗ в цепи линий трансформатора. При расширении подстанции с установкой второго трансформатора необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейку выключателя. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н. По целевой программе повышения надежности в 2018 году на подстанции планируется установка одной вводной ячейки элегазового выключателя 35 кВ.

- ПС "Пиково" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанций выполнить по схеме 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Полибино" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, для этого потребуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Раненбург" - является проходной подстанцией и включена в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без выключателей с общей системой шин, при аварии на которой происходит полное погашение ПС. Необходимо выполнить РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-5Н, для этого требуется установка трех ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Р. Дуброво" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на выключатели. РУ 35 кВ подстанций выполнить по схеме 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Сапрыкино" - РУ 35 кВ подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с заменой ОД и КЗ на ячейку выключателя в цепи трансформатора Т1. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5АН.

- ПС "Топки" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена одного установленного масляного выключателя 10 кВ на вакуумный.

- ПС "Троекурово - совхозная" - является проходной подстанцией, включенной в транзит 35 кВ. РУ 35 кВ выполнено без секционного выключателя, и при аварии на шинах происходит полное погашение подстанции. Необходимо установить ячейку секционного выключателя 35 кВ, РУ 35 кВ выполнить по схеме 35-5Н. Также требуется замена установленного на подстанции трансформатора ТМ-2500/35/10, находящегося в неудовлетворительном состоянии.

- ПС "Хрущево" - РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Необходимо произвести реконструкцию РУ 35 кВ с заменой ОД и КЗ на ячейки выключателей 35 кВ. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н, для этого требуется установка двух ячеек выключателей 35 кВ.

- ПС "Яблоново" - по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена одного установленного масляного выключателя 10 кВ на вакуумный.

Техническое состояние ПС 35 кВ оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 50% основного электросетевого электрооборудования отработало нормативный срок службы. На части подстанций установлены морально устаревшие трансформаторы. Перечень подстанций с установленными на них морально устаревшими трансформаторами представлен в таблице 9.19.

Необходимо обратить внимание на то, что при истечении срока службы электрооборудования вероятность отказа увеличивается на порядок.

Компенсация реактивной мощности.

На шинах 6 - 10 кВ подстанций среднее значение = 0,9 ( = 0,48). Данное значение cosц немного ниже рекомендуемого = 0,93 ( = 0,4). Но, так как трансформаторы и воздушные линии 35 кВ недозагружены до экономической плотности тока и не перегружены в послеаварийных режимах, то острой необходимости в компенсации реактивной мощности с целью увеличения пропускной способности нет. Дальнейшее повышение среднего значения до 0,93 ( = 0,4) на шинах 6 - 10 кВ ПС 35 кВ приведет к установке значительной мощности конденсаторных батарей, а эффект от этого - снижение потерь всего на 3%, что экономически не выгодно.

Таблица 9.19

Морально устаревшие трансформаторы, имеющие большие потери холостого хода

Наименование подстанции		Мощность, МВА	Тип трансформатора
Липецкие электрические сети
Каликино	Т1	3,2	ТМР
	Т2	3,2	ТМР
Талицкий Чамлык	Т1	3,2	ТМ
Ярлуково	Т1	3,2	ТМ
Бутырки	Т1	5,6	ТМН
Грязи - город	Т2	5,6	ТМ
Дружба	Т1	5,6	ТМ
Елецкие электрические сети
Голиково	Т1	1,8	ТМ
Задонск - сельская	Т1	1,8	ТАМ
Красная Пальна	Т1	3,2	ТМН
N 5	Т2	3,2	ТМ
Стегаловка	Т2	3,2	ТМР
Лебедянские электрические сети
Гагарино	Т1	1,8	ТМ
	Т2	1,8	ТАМ

Моральный износ основного электрооборудования.

Замена морально устаревшего электрооборудования на современное приведет к снижению потерь мощности и электроэнергии, так как у современного электрооборудования потребление электроэнергии для собственных нужд и периодичность обслуживания и ремонта значительно меньше, чем у существующего.

Анализ загрузки ВЛ 35 кВ на текущий момент.

В таблице 9.20 представлены данные по загрузке ВЛ 35 кВ в зимний максимум 2012 года, в таблице 9.21 представлены данные по загрузке ВЛ 35 кВ в летний максимум 2012 года. В зимний максимум принят длительно допустимый ток для температуры окружающего воздуха -5 °С. В летний максимум - для температуры +35 °С.

Таблица 9.20

Загрузка ВЛ 35 кВ Липецкого участка в зимний максимум 2012 года

Наименование ВЛ 35 кВ	Марка и сечение провода	Дл. доп. ток при температуре -5 °С	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
N 2	АС-95	425	42	9,88
N 3	АС-70, АС-95	341	35	10,26
N 4	АС-70	341	22	6,45
N 5	АС-70	341	23	6,74
N 6	АС-95, АС-185, АС-70	341	78	22,87
Аксай	АС-95	425	15	3,53
Березняговка-1	АС-70	341	5	1,47
Березняговка-2	АС-70	341	14	4,11
Борино лев.	АС-95	425	48	11,29
Борино прав.	АС-95	425	106	24,94
Борисовка-1	АС-70	341	57	16,72
Борисовка-2	АС-120	503	0	0,00
Бочиновка	АС-95	425	60	14,12
Бутырки	АС-70	341	106	31,09
Введенка	АС-70	341	99	29,03
Вешаловка	АС-70	341	28	8,21
Водозабор	АС-120	503	129	25,65
Вперед	АС-95	425	71	16,71
Грязи - городская лев.	АС-95	425	55	12,94
Грязи - городская прав.	АС-95	425	58	13,65
Отп. от Сухоботье к ПС 35 кВ Грязное	АС-70	341	0	0,00
Демшинка	АС-95	425	12	2,82
Дмитриевка	АС-70	341	10	2,93
Дмитряшевка	АС-70	341	11	3,23
Ивановка	АС-70	341	15	4,40
Казинка-1	АС-70, АС-120	341	29	8,50
Казинка-2	АС-120	503	91	18,09
Каликино-1	АС-95	425	58	13,65
Каликино-2	АС-95	425	19	4,47
Княжья Байгора	АС-70	341	0	0,00
Конь-Колодезь	АС-95	425	33	7,76
КПК	АС-70, АС-120	341	8	2,35
Красная Дубрава	АС-95	425	9	2,12
Куликово-1	АС-70	341	7	2,05
Куликово-2	АС-70	341	4	1,17
Курино	АС-70	341	10	2,93
Лебедянка-1	АС-95	425	0	0,00
Лебедянка-2	АС-70	341	11	3,23
Лозовка	АС-95	425	19	4,47
ЛОЭЗ	АС-95	425	77	18,12
Манино	АС-70	341	0	0,00
Матыра-1	АС-120	503	113	22,47
Матыра-2	АС-70, АС-120	341	42	12,32
Московка	АС-95	425	34	8,00
Мясокомбинат	АС-95	425	88	20,71
Ново-Николаевка	АС-120	503	120	23,86
Ново-Черкутино	АС-50	270	28	10,37
Паршиновка-1	АС-70	341	0	0,00
Паршиновка-2	АС-70	341	4	1,17
Пашково-1	АС-95	425	27	6,35
Пашково-2	АС-95	425	0	0,00
Песковатка	АС-70	341	41	12,02
Петровская-1	АС-70	341	13	3,81
Петровская-2	АС-70	341	8	2,35
Поддубровка	АС-95	425	17	4,00
Полевая	АС-70, АС-120	341	129	37,83
Правда	АС-70	341	0	0,00
Пружинки-1	АС-70	341	13	3,81
Пружинки-2	АС-70	341	0	0,00
Птицефабрика	АС-70, АС-95	341	8	2,35
Ратчино	АС-95	425	0	0,00
Речная	АС-50	270	8	2,96
Сахзавод	АС-70	341	19	5,57
Сельхозтехника	АС-50	270	26	9,63
Сенцово-1	АС-50	270	107	39,63
Сенцово-2	АС-70	341	0	0,00
Синдякино	АС-70	341	14	4,11
Сошки	АС-95	425	24	5,65
Стебаево-1	АС-95	425	31	7,29
Стебаево-2	АС-95	425	20	4,71
Таволжанка	АС-120	503	0	0,00
Талицкий Чамлык	АС-70	341	34	9,97
Трубетчино	АС-50, АС-70	270	29	10,74
Усмань - Тяговая	АС-185	657	0	0,00
Федоровка	АС-70	341	24	7,04
Хлевное	АС-50	270	34	12,59
Ярлуково-1	АС-70	341	7	2,05
Ярлуково-2	АС-70	341	90	26,39
Тюшевка	АС-95	425	15	3,53

Продолжение таблицы 9.20

Загрузка ВЛ 35 кВ Елецкого участка в зимний максимум 2012 года

Наименование ВЛ 35 кВ	Марка и сечение провода	Дл. доп. ток при температуре -5 °С	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
N 5	АС-70	341	0	0,00
Авангард	АС-95	425	19	4,47
Аврора	АС-70	341	49	14,37
Афанасьево	АС-70	341	60	17,60
Б. Боевка	АС-70	341	7	2,05
Бабарыкино	АС-70	341	33	9,68
Борки	АС-95	425	39	9,18
Васильевка	АС-95	425	12	2,82
Веселое	АС-70	341	2	0,59
Волово	АС-95	425	0	0,00
Волынь	АС-70	341	0	0,00
Воронец	АС-95	425	7	1,65
Восточная	АС-95	425	98	23,06
Вторые Тербуны	АС-70	341	0	0,00
Гатище	АС-95	425	20	4,71
Гнилуша	АС-95	425	37	8,71
Голиково	АС-95	425	13	3,06
Грызлово	АС-50, АС-70	270	0	0,00
Донская	АС-95	425	44	10,35
Дубовое	АС-95	425	0	0,00
Дубрава	АС-70	341	0	0,00
Жерновное	АС-70	341	11	3,23
Задонск	АС-95	425	53	12,47
Захаровка	АС-95	425	0	0,00
Измалково	АС-50	270	11	4,07
Казаки	АС-95	425	89	20,94
Казачье	АС-70, АС-95	341	56	16,42
Калабино	АС-70	341	0	0,00
Каменка	АС-70	341	57	16,72
Кириллово	АС-70	341	13	3,81
Князево	АС-70	341	25	7,33
Колесово	АС-95	425	0	0,00
Кр. Пальна	АС-70	341	22	6,45
Красотыновка	АС-70, АС-95	341	13	3,81
Ксизово	АС-70	341	3	0,88
Лебяжье	АС-70	341	7	2,05
Ломовец	АС-70	341	7	2,05
Негачевка	АС-50	270	0	0,00
Озерки	АС-50	270	2	0,74
Ольшанец	АС-70	341	26	7,62
Панкратовка	АС-70	341	0	0,00
Плоское	АС-50	270	89	32,96
Плоты	АС-70	341	46	13,49
Преображенье	АС-70	341	10	2,93
Рассвет	АС-70	341	19	5,57
Свишни	АС-50, АС-70	270	17	6,30
Свобода	АС-95	425	10	2,35
Скорняково	АС-95	425	0	0,00
Солидарность	АС-95	425	19	4,47
Стегаловка	АС-95	425	43	10,12
Талица	АС-70	341	35	10,26
Тешевка	АС-95	425	88	20,71
Тимирязево	АС-95	425	1	0,24
Тихий Дон	АС-95	425	8	1,88
ТЭЦ	АС-95	425	0	0,00
Хитрово	АС-95	425	49	11,53
Чернава	АС-50, АС-70	270	32	11,85
Чернолес	АС-70	341	6	1,76
Элеватор прав.	АС-70	341	0	0,00
Элеватор лев.	АС-70	341	0	0,00
Яковлево	АС-95	425	16	3,76

Продолжение таблицы 9.20

Загрузка ВЛ 35 кВ Лебедянского участка в зимний максимум 2012 года

Наименование ВЛ 35 кВ	Марка и сечение провода	Дл. доп. ток при температуре -5 °С	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
Агроном	АС-50	270	51	18,89
Б. Верх	АС-95	425	16	3,76
Б. Избищи	АС-70	341	31	9,09
Б. Попово	АС-95	425	33	7,76
Барятино	АС-50	270	5	1,85
Барятино-1	АС-70	341	0	0,00
Березовка	АС-50	270	15	5,56
Бигильдино	АС-70	341	10	2,93
Ведное-1	АС-70	341	0	0,00
Ведное-2	АС-70	341	12	3,52
Воскресеновка	АС-70	341	9	2,64
Гагарино	АС-70	341	18	5,28
Головинщино	АС-95	425	12	2,82
Данков - сельская	АС-120	503	71	14,12
Долгое-1	АС-70	341	11	3,23
Долгое-2	АС-70	341	7	2,05
Дрезгалово-1	АС-70	341	18	5,28
Дрезгалово-2	АС-70	341	0	0,00
Дружба	АС-70	341	0	0,00
Дубрава	АС-95	425	3	0,71
Знаменка	АС-70	341	23	6,74
Инструмент. лев., прав.	АС-120	503	0	0,00
Кам. Лубна	АС-70	341	18	5,28
Колыбельская	АС-95	425	17	4,00
Комплекс	АС-70	341	6	1,76
Красивая Меча	АС-70	341	3	0,88
Красное	АС-70	341	112	32,84
Культура	АС-70	341	28	8,21
Луговая	АС-70	341	0	0,00
Мясопром	АС-95	425	27	6,35
Никольское	АС-70	341	5	1,47
Новополянье	АС-70	341	8	2,35
Первомайская	АС-50	270	0	0,00
Перемычка	АС-150	580	0	0,00
Пиково	АС-70	341	35	10,26
Плодовая	АС-70	341	0	0,00
Полибино	АС-70	341	15	4,40
Политово	АС-50	270	0	0,00
Раненбург	АС-70	341	27	7,92
Рождество	АС-70	341	3	0,88
Рождество-1	АС-70	341	29	8,50
РП Чаплыгин правая	АС-95	425	0	0,00
Сапрыкино	АС-70	341	14	4,11
Связь ГСК	АС-95	425	0	0,00
Сергиевка	АС-50	270	3	1,11
Теплое	АС-70	341	27	7,92
Топки	АС-50	270	9	3,33
Троекурово	АС-70	341	0	0,00
Троекурово - совхозная	АС-95	425	33	7,76
Хрущево	АС-70	341	8	2,35
Чаплыгин (стар.) - Раненбург	АС-70	341	0	0,00
Шовское	АС-70	341	13	3,81
Яблонево	АС-70	341	40	11,73

Таблица 9.21

Загрузка ВЛ 35 кВ Липецкого участка в летний максимум 2012 года

Наименование ВЛ 35 кВ	Марка и сечение провода	Дл. доп. ток при температуре +35 °С	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
N 2	АС-95	290	21	7,24
N 3	АС-70, АС-95	233	13	5,58
N 4	АС-70	233	11	4,72
N 5	АС-70	233	9	3,86
N 6	АС-95, АС-185, АС-70	233	42	18,03
Аксай	АС-95	290	18	6,21
Березняговка-1	АС-70	233	1	0,43
Березняговка-2	АС-70	233	7	3,00
Борино лев.	АС-95	290	65	22,41
Борино прав.	АС-95	290	40	13,79
Борисовка-1	АС-70	233	27	11,59
Борисовка-2	АС-120	343	0	0,00
Бочиновка	АС-95	290	32	11,03
Бутырки	АС-70	233	74	31,76
Введенка	АС-70	233	45	19,31
Вешаловка	АС-70	233	9	3,86
Водозабор	АС-120	343	70	20,41
Вперед	АС-95	290	21	7,24
Грязи - городская лев.	АС-95	290	34	11,72
Грязи - городская прав.	АС-95	290	32	11,03
Отп. от Сухоботье к ПС 35 кВ Грязное	АС-70	233	0	0,00
Демшинка	АС-95	290	3	1,03
Дмитриевка	АС-70	233	7	3,00
Дмитряшевка	АС-70	233	6	2,58
Ивановка	АС-70	233	14	6,01
Казинка-1	АС-70, АС-120	233	20	8,58
Казинка-2	АС-120	343	35	10,20
Каликино-1	АС-95	290	41	14,14
Каликино-2	АС-95	290	12	4,14
Княжья Байгора	АС-70	233	0	0,00
Конь-Колодезь	АС-95	290	15	5,17
КПК	АС-70, АС-120	233	8	3,43
Красная Дубрава	АС-95	290	1	0,34
Куликово-1	АС-70	233	4	1,72
Куликово-2	АС-70	233	2	0,86
Курино	АС-70	233	3	1,29
Лебедянка-1	АС-95	290	0	0,00
Лебедянка-2	АС-70	233	5	2,15
Лозовка	АС-95	290	12	4,14
ЛОЭЗ	АС-95	290	37	12,76
Манино	АС-70	233	0	0,00
Матыра-1	АС-120	343	70	20,41
Матыра-2	АС-70, АС-120	233	21	9,01
Московка	АС-95	290	21	7,24
Мясокомбинат	АС-95	290	71	24,48
Ново-Николаевка	АС-120	343	126	36,73
Ново-Черкутино	АС-50	184	20	10,87
Паршиновка-1	АС-70	233	2	0,86
Паршиновка-2	АС-70	233	0	0,00
Пашково-1	АС-95	290	14	4,83
Пашково-2	АС-95	290	0	0,00
Песковатка	АС-70	233	7	3,00
Петровская-1	АС-70	233	17	7,30
Петровская-2	АС-70	233	5	2,15
Поддубровка	АС-95	290	13	4,48
Полевая	АС-70, АС-120	233	70	30,04
Правда	АС-70	233	0	0,00
Пружинки-1	АС-70	233	3	1,29
Пружинки-2	АС-70	233	0	0,00
Птицефабрика	АС-70, АС-95	233	4	1,72
Ратчино	АС-95	290	0	0,00
Речная	АС-50	184	4	2,17
Сахзавод	АС-70	233	7	3,00
Сельхозтехника	АС-50	184	5	2,72
Сенцово-1	АС-50	184	117	63,59
Сенцово-2	АС-70	233	0	0,00
Синдякино	АС-70	233	5	2,15
Сошки	АС-95	290	18	6,21
Стебаево-1	АС-95	290	22	7,59
Стебаево-2	АС-95	290	8	2,76
Таволжанка	АС-120	343	0	0,00
Талицкий Чамлык	АС-70	233	26	11,16
Трубетчино	АС-50, АС-70	184	21	11,41
Усмань - Тяговая	АС-185	448	0	0,00
Федоровка	АС-70	233	11	4,72
Хлевное	АС-50	184	15	8,15
Ярлуково-1	АС-70	233	0	0,00
Ярлуково-2	АС-70	233	49	21,03
Тюшевка	АС-95	290	12	4,14

Продолжение таблицы 9.21

Загрузка ВЛ 35 кВ Елецкого участка в летний максимум 2012 года

Наименование ВЛ 35 кВ	Марка и сечение провода	Дл. доп. ток при температуре +35 °С	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
N 5	АС-70	233	0	0,00
Авангард	АС-95	290	29	10,00
Аврора	АС-70	233	20	8,58
Афанасьево	АС-70	233	34	14,59
Б. Боевка	АС-70	233	5	2,15
Бабарыкино	АС-70	233	16	6,87
Борки	АС-95	290	19	6,55
Васильевка	АС-95	290	7	2,41
Веселое	АС-70	233	10	4,29
Волово	АС-95	290	0	0,00
Волынь	АС-70	233	0	0,00
Воронец	АС-95	290	1	0,34
Восточная	АС-95	290	64	22,07
Вторые Тербуны	АС-70	233	0	0,00
Гатище	АС-95	290	9	3,10
Гнилуша	АС-95	290	7	2,41
Голиково	АС-95	290	16	5,52
Грызлово	АС-50, АС-70	184	0	0,00
Донская	АС-95	290	45	15,52
Дубовое	АС-95	290	0	0,00
Дубрава	АС-70	233	0	0,00
Жерновное	АС-70	233	8	3,43
Задонск	АС-95	290	20	6,90
Захаровка	АС-95	290	0	0,00
Измалково	АС-50	184	6	3,26
Казаки	АС-95	290	44	15,17
Казачье	АС-70, АС-95	233	23	9,87
Калабино	АС-70	233	0	0,00
Каменка	АС-70	233	28	12,02
Кириллово	АС-70	233	4	1,72
Князево	АС-70	233	11	4,72
Колесово	АС-95	290	0	0,00
Кр. Пальна	АС-70	233	13	5,58
Красотыновка	АС-70, АС-95	233	13	5,58
Ксизово	АС-70	233	2	0,86
Лебяжье	АС-70	233	4	1,72
Ломовец	АС-70	233	4	1,72
Негачевка	АС-50	184	0	0,00
Озерки	АС-50	184	2	1,09
Ольшанец	АС-70	233	10	4,29
Панкратовка	АС-70	233	0	0,00
Плоское	АС-50	184	39	21,20
Плоты	АС-70	233	25	10,73
Преображенье	АС-70	233	4	1,72
Рассвет	АС-70	233	6	2,58
Свишни	АС-50, АС-70	184	7	3,80
Свобода	АС-95	290	4	1,38
Скорняково	АС-95	290	0	0,00
Солидарность	АС-95	290	9	3,10
Стегаловка	АС-95	290	18	6,21
Талица	АС-70	233	30	12,88
Тешевка	АС-95	290	40	13,79
Тимирязево	АС-95	290	2	0,69
Тихий Дон	АС-95	290	45	15,52
ТЭЦ	АС-95	290	0	0,00
Хитрово	АС-95	290	17	5,86
Чернава	АС-50, АС-70	184	18	9,78
Чернолес	АС-70	233	6	2,58
Элеватор прав.	АС-70	233	0	0,00
Элеватор лев.	АС-70	233	0	0,00
Яковлево	АС-95	290	10	3,45

Продолжение таблицы 9.21

Загрузка ВЛ 35 кВ Лебедянского участка в летний максимум 2012 года

Наименование ВЛ 35 кВ	Марка и сечение провода	Дл. доп. ток при температуре +35 °С	Ток по линии, А	% загрузки от дл. доп. тока
Агроном	АС-50	184	19	10,33
Б. Верх	АС-95	290	7	2,41
Б. Избищи	АС-70	233	13	5,58
Б. Попово	АС-95	290	16	5,52
Барятино	АС-50	184	4	2,17
Барятино-1	АС-70	233	0	0,00
Березовка	АС-50	184	6	3,26
Бигильдино	АС-70	233	0	0,00
Ведное-1	АС-70	233	0	0,00
Ведное-2	АС-70	233	5	2,15
Воскресеновка	АС-70	233	5	2,15
Гагарино	АС-70	233	13	5,58
Головинщино	АС-95	290	8	2,76
Данков - сельская	АС-120	343	36	10,50
Долгое-1	АС-70	233	17	7,30
Долгое-2	АС-70	233	13	5,58
Дрезгалово-1	АС-70	233	5	2,15
Дрезгалово-2	АС-70	233	0	0,00
Дружба	АС-70	233	0	0,00
Дубрава	АС-95	290	3	1,03
Знаменка	АС-70	233	8	3,43
Инструмент. лев., прав.	АС-120	343	0	0,00
Кам. Лубна	АС-70	233	6	2,58
Колыбельская	АС-95	290	13	4,48
Комплекс	АС-70	233	8	3,43
Красивая Меча	АС-70	233	6	2,58
Красное	АС-70	233	63	27,04
Культура	АС-70	233	20	8,58
Луговая	АС-70	233	0	0,00
Мясопром	АС-95	290	18	6,21
Никольское	АС-70	233	5	2,15
Новополянье	АС-70	233	6	2,58
Первомайская	АС-50	184	0	0,00
Перемычка	АС-150	396	0	0,00
Пиково	АС-70	233	22	9,44
Плодовая	АС-70	233	0	0,00
Полибино	АС-70	233	21	9,01
Политово	АС-50	184	0	0,00
Раненбург	АС-70	233	20	8,58
Рождество	АС-70	233	3	1,29
Рождество-1	АС-70	233	29	12,45
РП Чаплыгин правая	АС-95	290	0	0,00
Сапрыкино	АС-70	233	11	4,72
Связь ГСК	АС-95	290	0	0,00
Сергиевка	АС-50	184	0	0,00
Теплое	АС-70	233	19	8,15
Топки	АС-50	184	8	4,35
Троекурово	АС-70	233	0	0,00
Троекурово - совхозная	АС-95	290	15	5,17
Хрущево	АС-70	233	6	2,58
Чаплыгин (стар.) - Раненбург	АС-70	233	0	0,00
Шовское	АС-70	233	11	4,72
Яблонево	АС-70	233	35	15,02

Согласно представленным данным из таблиц 9.20 и 9.21 загрузка ВЛ 35 кВ в зимний максимум 2012 года в среднем по всей Липецкой энергосистеме составила 8,61% от длительно допустимой. В том числе:

По Липецкому участку электрических сетей - 10,53%.

По Елецкому участку электрических сетей - 8,02%.

По Лебедянскому участку электрических сетей - 5,99%.

Загрузка ВЛ 35 кВ в летний максимум 2012 года в среднем по всей Липецкой энергосистеме составила 7,65% от длительно допустимой. В том числе:

По Липецкому участку электрических сетей - 9,38%.

По Елецкому участку электрических сетей - 6,61%.

По Лебедянскому участку электрических сетей - 5,86%.

Уровни напряжения в сети 35 кВ в 2013 г.

Уровни напряжения в сети 35 кВ в нормальном режиме на всех подстанциях филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" находятся в пределах нормально допустимых значений.

В послеаварийных режимах на протяженных транзитах при отключении головных участков напряжения на наиболее удаленных подстанциях также остаются в пределах допустимых значений.

Реконструкция объектов напряжением ниже 35 кВ.

По целевой программе повышения надежности филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" до 2018 года предусмотрена реконструкция ряда РП 10(6) кВ с заменой установленного оборудования. Сумма затрат на замену оборудования составит 158548,26 тыс. руб.

В инвестиционной программе ОАО "ЛГЭК" на период с 2014 по 2018 г.г. заложено новое строительство и реконструкция объектов напряжением 10(6) - 0,4 кВ. Информация по новому строительству и объемам реконструкций представлена в таблице 9.22. Сумма затрат по объектам 10(6)/0,4 кВ составит 1284790,0 тыс. руб.

Необходимость и объемы реконструкций электросетевых объектов 35 кВ, находящихся на балансе ОАО "ЛГЭК", будут рассмотрены в разделе 9.3.1.

Таблица 9.22

Вводы мощности (новые/замена) и потребность в инвестициях в сетевые объекты ОАО "ЛГЭК" на период 2014 - 2018 г.г.

N	Новое строительство, в том числе:	2014		2015		2016		2017		2018		Всего
		км, МВА	инвест. млн. руб.	км, МВА	инвест. млн. руб.	км, МВА	инвест. млн. руб.	км, МВА	инвест. млн. руб.	км, МВА	инвест. млн. руб.	км, МВА	инвест. млн. руб.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1.	Вводы (замена) ВЛ/КЛ
1.1.	Вводы ВЛ 10(6) кВ							6,60	62,01	3,75	9,32	10,35	71,33
1.2.	Вводы КЛ 10(6) кВ	27,73	80,40	42,00	75,00	7,20	40,00			2,48	22,15	79,41	217,55
1.3.	Вводы ВЛ/КЛ 0,4 кВ	1,62	18,80	0,30	0,50					0,20	0,71	2,12	20,01
1.4.	Замена ВЛ 10(6) кВ	7,30	13,35							10,66	10,90	17,96	24,25
1.5.	Замена КЛ 10(6) кВ
1.6.	Замена ВЛ/КЛ 0,4 кВ	33,10	112,09	58,20	53,57	113,30	284,74	65,20	89,75	17,00	10,00	286,80	550,15
	Всего вводы (замена) ВЛ/КЛ	69,75	224,64	100,50	129,07	120,50	324,74	71,80	151,76	34,09	53,08	396,64	883,29
2.	Вводы (замена) ПС
2.1.	Вводы ПС 10(6)/0,4 кВ	12,40	28,00	18,00	35,00	2,23	45,00			3,40	8,25	36,03	116,25
2.2.	Замена ПС 10(6)/0,4 кВ	0,40	15,50	1,00	19,50	1,00	25,35	0,63	200,80	1,60	24,10	4,63	285,25
2.3.	Установка БСК, МВар	-		-		2,10		2,50		1,00		5,60
	Всего вводы (замена) ПС 10(6)/0,4 кВ		43,50		54,50		70,35		200,80		32,35		401,50
	Итого капитальные затраты на вводы и замены сетей 10(6) - 0,4 кВ		268,14		183,57		395,09		352,56		85,43		1284,79

9.3. Электрические нагрузки на проектный период

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

Техническому перевооружению подлежат отдельные подстанции, перечень которых был представлен выше, требующие изменения схемы РУ высшего напряжения и схемы присоединения к энергосистеме с целью приведения их в соответствие с директивными материалами, а также требующие замены электросетевого оборудования, пришедшего в негодность.

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

- ликвидировать "узкие места" в существующей схеме сетей 35 кВ;

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

- усилить электроснабжение отдельных электросетевых районов;

- обеспечить электроснабжение новых потребителей.

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

- определения мест размещения новых подстанций;

- предварительного выбора схем электрических соединений электростанций и подстанций;

- определения сечения проводов ВЛ, числа и мощностей трансформаторов на подстанциях;

- выбора схемы сети;

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

- разработки мероприятий по снижению расхода электроэнергии;

- определения токов короткого замыкания.

В таблице 9.23 приведен прирост нагрузок на шинах 6 - 10 кВ подстанций 35 кВ в период с 2013 по 2018 год. Прирост нагрузок по подстанциям учитывался с применением коэффициентов попадания в максимум энергосистемы.

Прирост нагрузок на ПС 35 кВ Студеновская, находящейся на балансе ОАО "ЛГЭК", до 2018 года составит 10,0 МВА.

Таблица 9.23

Прирост нагрузок на шинах 10(6) кВ ПС 35 кВ Липецкой энергосистемы

Наименование ПС	Текущая нагрузка	Прирост нагрузок по годам						Итого, прирост
		2013	2014	2015	2016	2017	2018
	S, кВА	P, кВт	P, кВт	P, кВт	P, кВт	P, кВт	P, кВт	P, кВт
ПС 35/10 кВ N 1	4480,0		576,8				264	840,8
ПС 35/10 кВ Б. Избищи	1870,0	200	200	200				600,0
ПС 35/10 кВ Бабарыкино	880,0						272	272,0
ПС 35/10 кВ Борино	5090,0		288	400	400		272	1360,0
ПС 35/10 кВ Бутырки	7750,0		624	472		272	816	2184,0
ПС 35/10 кВ Грязное	1300,0		400					400,0
ПС 35/10 кВ Дмитриевка	660,0					272		272,0
ПС 35/10 кВ Жерновное	260,0	281,6						281,6
ПС 35/10 кВ Конь-Колодезь	1120,0		352					352,0
ПС 35/10 кВ Красная Пальна	790,0				400			400,0
ПС 35/10 кВ Красотыновка	790,0					432		432,0
ПС 35/10 кВ Малей	380,0			448				448,0
ПС 35/10 кВ Плавица	1260,0					272		272,0
ПС 35/10 кВ Плоское	3990,0			336			448,584	784,6
ПС 35/10 кВ Раненбург	1470,0	272		272				544,0
ПС 35/10 кВ Романово	-				302,4			302,4
ПС 35/10 кВ Сельхозтехника	1460,0	176	616	176				968,0
ПС 35/10 кВ Сенцово	5890,0			504				504,0
ПС 35/10 кВ Сергиевка	160,0		400	400				800,0
ПС 35/10 кВ Солидарность	2450,0	883,2			336			1219,2
ПС 35/10 кВ Сселки	380,0			1384	272	770,4	640	3066,4
ПС 35/10 кВ Стебаево	620,0				532			532,0
ПС 35/10 кВ Тимирязево	970,0						680	680,0
ПС 35/10 кВ Троекурово - совхозная	2020,0		480	480				960,0
ПС 35/10 кВ Трубетчино	1590,0	96	96	96				288,0
ПС 35/10 кВ Хлебопродукты	5750,0			400	480			880,0
ПС 35/10 кВ Частая Дубрава	1630,0					304		304,0
ПС 35/10 кВ Черная слобода	-			1438,0				1438,0
ПС 35/10 кВ Яблоново	750,0					428,4		428,4
ПС 35/10 кВ Яковлево	920,0	320						320,0
ПС 35/10 кВ Ярлуково	4740,0	272						272,0
ПС 35/6 кВ Восточная	7510,0	256						256,0
ПС 35/6 кВ Грязи Город	5840,0	168	160					328,0
Итого прирост нагрузок, кВт		3324,8	4592,8	5808,0	2722,4	2750,8	6832,6	21551,4

Синим цветом выделена новая подстанция, планируемая к постройке в проектный период.

9.3.1. Решения по электрическим сетям

Ниже представлены технические решения и рекомендации по усилению сети 35 кВ на проектный период до 2018 г.

Решения по Липецкому участку службы подстанций и службы воздушных линий

ПС 35/10 кВ N 1.

К 2018 году нагрузка на подстанции составит 5,32 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2016 году рекомендуется заменить установленные трансформаторы на 2 x 6,3 МВА. Демонтируемые трансформаторы, состояние которых характеризуется как хорошее и удовлетворительное, возможно переместить на ПС 35 кВ Троекурово - Совхозная.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ N 1 может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 1,12 МВА.

ПС 35/10 кВ N 2.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 1,93 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2014 году в связи с высокими нагрузками рекомендуется заменить установленный трансформатор Т1 (1 МВА) на трансформатор 2,5 МВА.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ N 2 может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,88 МВА.

ПС 35/10 кВ Борисовка.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 3,39 МВА. На подстанции в настоящее время требуется замена обоих трансформаторов:

Т1 - в связи с неудовлетворительным состоянием, в 2018 году необходима замена на ТМН-4000/35/10.

Т2 - в связи с существующей нагрузкой, в 2014 году требуется замена на ТМН-4000/35/10.

Рекомендуется в 2014 году сделать полную реконструкцию с заменой обоих трансформаторов. Демонтируемый трансформатор Т2 имеет удовлетворительное состояние, и возможно его перемещение на ПС 35 кВ N 2.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Борисовка может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,77 МВА.

ПС 35/10 кВ Бутырки.

До 2018 года нагрузка на подстанции составит 9,93 МВА. В 2015 г. потребуется замена существующих трансформаторов Т1 5,6 МВА и Т2 6,3 МВА на 2 x 10 МВА. Демонтируемый трансформатор Т2, состояние которого характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Хитрово.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Бутырки может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 4,05 МВА. При строительстве сети связи с возможностью перераспределения мощности в размере 3,32 МВА заменить можно будет только трансформатор мощностью 5,6 МВА на трансформатор 6,3 МВА.

ПС 35/10 кВ Борино.

До 2018 года нагрузка на подстанции составит 6,45 МВА. С учетом перераспределения мощности по сетям связи, равной 0,86 МВА, загрузка трансформатора в режиме n-1 составит 139,8%. В связи с ростом нагрузок требуется замена трансформаторов Т1 и Т2 2 x 4 МВА на трансформаторы 2 x 6,3 МВА.

Данное мероприятие рекомендуется осуществить в 2014 г. Демонтируемые трансформаторы, состояние которых характеризуется как хорошее и удовлетворительное, возможно переместить на ПС 35 кВ Борисовка.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Борино может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности дополнительного перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 1,39 МВА.

ПС 35/10 кВ Дмитряшевка.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 0,42 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2017 году необходима замена трансформатора на ТМН-2500/35/10.

ПС 35/10 кВ Матыра.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 4,24 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2015 г. рекомендуется замена существующих трансформаторов Т1 и Т2 на трансформаторы по 6,3 МВА.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Матыра может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 1,33 МВА. При строительстве сети связи с возможностью перераспределения мощности в размере хотя бы 0,05 МВА заменить можно будет только трансформатор мощностью 3,2 МВА.

ПС 35/10 кВ Песковатка.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 0,86 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2018 году необходима замена трансформатора на ТМН-1600/35/10.

ПС 35/10 кВ Сельхозтехника (СХТ).

До 2018 года нагрузка на подстанции составит 2,43 МВА. С учетом перераспределения нагрузки по сетям связи (0,5 МВА) нагрузка составит 1,93 МВА. При выходе из строя Т1 (2,5 МВА) загрузка Т2 (1,6 МВА) составит 120,6%. В связи с ростом нагрузок требуется замена трансформатора Т2 1,6 МВА на трансформатор 2,5 МВА. Данное мероприятие рекомендуется осуществить в 2014 г. Демонтируемый трансформатор, состояние которого характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Песковатка.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Сельхозтехника может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности дополнительного перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,25 МВА.

ПС 35/10 кВ Таволжанка.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 5,68 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2017 г. рекомендуется замена существующих трансформаторов Т1 и Т2 (2 x 4 МВА) на 2 x 6,3 МВА. Демонтируемые трансформаторы, состояние которых характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Матыра.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Таволжанка может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности дополнительного перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,78 МВА.

ПС 35/10 кВ Троицкая.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 2,79 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. В 2016 г. рекомендуется замена трансформатора Т1 (2,5 МВА) на 4 МВА.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Троицкая может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности дополнительного перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,165 МВА.

ПС 35/10 кВ Ярлуково.

До 2018 года нагрузка на подстанции составит 5,01 МВА. В связи с ростом нагрузок требуется замена трансформаторов Т1 3,2 МВА и Т2 4 МВА на трансформаторы 2 x 6,3 МВА. Данное мероприятие рекомендуется осуществить в 2016 г.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Ярлуково может быть строительство дополнительных сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности дополнительного перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 1,2 МВА. При строительстве сети связи с возможностью перераспределения мощности в размере 0,36 МВА потребуется заменить только трансформатор мощностью 3,2 МВА.

Для обеспечения резервирования питания подстанций СХТ и Песковатка рекомендуется построить ВЛ 35 кВ СХТ - Ярлуково протяженностью 8 км с проводом АС-70, для чего РУ 35 кВ ПС Ярлуково необходимо будет выполнить по схеме 35-9, ПС СХТ по схеме 35-5Н, ПС Песковатка по схеме 35-3.

Новые подстанции:

ПС 35/10 кВ Романово.

В настоящее время вблизи города Липецка планируется строительство города-спутника Романово. В настоящий момент времени по данному объекту разработаны проекты планировок территорий. Данными проектами определены местоположения объектов социального и культурного назначения, места расположения центров питания, а также выделены коридоры прохождения для линий электропередач. Для электроснабжения города Романово планируется строительство подстанции 35 кВ с трансформаторами 2 x 10 МВА, схема РУ 35-4Н. Подключение данной подстанции планируется выполнить от ВЛ 35 кВ "Мясокомбинат" кабельными линиями. Данные мероприятия необходимо осуществить в 2019 г. До 2019 года электроснабжение потребителей планируется выполнить от передвижной ПС 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" с трансформатором 4 МВА.

Решения по Елецкому участку службы подстанций и службы воздушных линий

ПС 35/6 кВ N 5.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 1,39 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2015 году необходима замена трансформатора на ТМН-6300/35/6.

ПС 35/10 кВ Задонск - сельская.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 2,24 МВА. Согласно разделу 9.2 уже в настоящее время на подстанции установлен дефицит мощности. Рекомендуется замена существующего трансформатора Т2 1,6 МВА на 2,5 МВА в 2015 г.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Задонск - сельская может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,56 МВА.

ПС 35/10 кВ Стегаловка.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 0,51 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2016 году необходима замена трансформатора на ТМН-2500/35/10.

ПС 35/10 кВ Хитрово.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 2,42 МВА. В связи с непригодным состоянием в 2015 году требуется замена трансформатора на ТМН-6300/35/10.

Новые подстанции:

ПС 35/10 кВ Черная слобода.

В настоящее время в северном районе города Ельца планируется застройка района "Черная слобода". На территории планируется индивидуальное строительство усадебного типа и выборочная реконструкция в исторической части по согласованию с Государственной дирекцией по охране культурного наследия Липецкой области. В дальнейшей перспективе планируется: при развитии и расширении района "Черная слобода" из нее создадут город-спутник. Для электроснабжения потребителей района "Черная слобода" планируется строительство новой подстанции напряжением 35/10 кВ с трансформаторами 2 x 6,3 МВА, схема РУ 35-4Н. Подключение данной подстанции планируется выполнить ответвлениями от ВЛ 35 кВ "Восточная левая, правая" двухцепной воздушной линией 35 кВ. Ответвление планируется выполнить в непосредственной близости от ПС 35 кВ Восточная. Протяженность новой ВЛ 35 кВ ориентировочно составит 6,6 км. Окончание строительства новой ПС 35 кВ Черная слобода и ВЛ 35 кВ планируется в 2015 г.

Решения по Лебедянскому участку службы подстанций и службы воздушных линий

ПС 35/10 кВ Гагарино.

До 2018 года прироста нагрузки на подстанции не планируется, нагрузка составит 0,49 МВА. В связи с неудовлетворительным состоянием в 2018 году необходима замена трансформатора на ТМН-1600/35/10.

ПС 35/10 кВ Раненбург.

До 2018 года нагрузка на подстанции составит 2,02 МВА. В связи с ростом нагрузок требуется замена трансформаторов Т1 и Т2 2 x 1,6 МВА на трансформаторы 2 x 2,5 МВА. Данное мероприятие рекомендуется осуществить в 2018 г. Демонтируемые трансформаторы, состояние которых характеризуется как удовлетворительное, возможно переместить на ПС 35 кВ Гагарино.

Альтернативой замены трансформаторов на ПС 35 кВ Раненбург может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 0,34 МВА.

ПС 35/10 кВ Троекурово - Совхозная.

До 2018 года нагрузка на подстанции составит 2,98 МВА. До 2017 года планировалась замена одного трансформатора, находящегося в неудовлетворительном состоянии. Но в связи с ростом нагрузок уже в 2016 году потребуется замена трансформаторов Т1 и Т2 (2 x 2,5 МВА) на трансформаторы 2 x 4 МВА. Демонтируемый трансформатор, состояние которого характеризуется как хорошее, возможно переместить на ПС 35 кВ Колыбельская.

Альтернативой замены второго трансформатора на ПС 35 кВ Троекурово - Совхозная может быть строительство сетей связи низкого напряжения между ПС 35 кВ и рядом расположенными подстанциями для возможности перераспределения мощности с данной ПС 35 кВ в размере не менее 1,3 МВА.

Развитие электросетевых объектов 35 кВ, находящихся на балансе ОАО "ЛГЭК".

Суммарная нагрузка до 2018 года на ПС Студеновская составит 25,67 МВА. В связи с ростом нагрузок до 2015 года необходимо увеличить трансформаторную мощность. Планируется полностью реконструировать подстанцию с заменой трансформаторов с 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА. Допустимая нагрузка составит 26,25 МВА. Стоимость реконструкции ПС 35 кВ Студеновская составит 200,2 млн. руб.

Также до 2015 г. планируется перевод двухцепной ВЛ 35 кВ Цементная - Студеновская в КЛ 35 кВ с увеличением пропускной способности (протяженность по трассе 5,53 км, кабель из сшитого полиэтилена АПвПу-2x400).

В 2016 - 2017 г.г. планируется реконструкция ВЛ 35 кВ ПС Бугор - ЦРП Город с отв. с переводом ее в КЛ 35 кВ (протяженность по трассе 5 км, кабель из сшитого полиэтилена АПвПу-2x300).

9.4. Расчет токов короткого замыкания

В таблице 9.24 представлены расчеты токов короткого замыкания на 2018 год.

Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 35 кВ представлены на 2018 г., т.к. в этот период токи КЗ будут иметь максимальные значения. При выявлении несоответствия коммутационного оборудования значениям токов КЗ будут просчитаны значения токов КЗ для данных подстанций в период с 2014 - 2018 г.г. для вычисления года, в который необходима замена оборудования.

Наименование	Напряжения, кВ	СШ	Ток трехфазного КЗ на 2018 г., кА	Отключающая способность выключателей, кА
N 1	35/10	1	3,21	12,5
	35/10	2	2,75
N 2	35/6	1	2,81	6,6
	35/6	2	2,81
N 3	35/10	1	2,53	12,5; 6,6
	35/10	2	2,53
N 4	35/6	1	1,16	10; 6,6
	35/6	2	1,16
Березняговка	35/10	1	1,0	12,5
	35/10	2	0,53
Борино	35/10	1	2,31	6,6; 10
	35/10	2	2,31
Борисовка	35/10	1	1,27	12,5
	35/10	2	1,27
Бочиновка	35/10	1	1,63	12,5
	35/10	2	1,63
Бутырки	35/10	1	4,26	10
	35/10	2	4,26
Введенка	35/10	1	4,13	12,5
	35/10	2	4,13
Вешаловка	35/6	1	1,08	10
	35/6	2	1,08
Водозабор	35/6	1	2,44	10
	35/6	2	2,44
Вперед	35/6	1	2,14	10
	35/6	2	2,14
Грязи - город	35/6	1	3,77	12,5
	35/6	2	3,77
Грязное	35/10	1	0,7	10; 12,5
	35/10	2	0,7
Демшинка	35/10	1	0,65	12,5
	35/10	2	0,65
Дмитриевка	35/10	1	0,95	12,5
	35/10	2	0,95
Дмитряшевка	35/10	1	1,17	12,5
	35/10	2	1,17
Дружба	35/6	1	4,26	12,5
		2
Ивановка	35/10	1	1,74	12,5
	35/10	2	1,74
Каликино	35/10	1	1,2	10
	35/10	2	1,2
Карамышево	35/10	1	0,84	12,5
	35/10	2	0,84
Княжья Байгора	35/10	1	0,78	10
	35/10	2	0,78
Конь-Колодезь	35/10	1	1,4	12,5
	35/10	2	1,4
Красная Дубрава	35/10	1	0,57	12,5
	35/10	2	2,11
Куликово	35/10	1	0,88	12,5
	35/10	2	0,63
Курино	35/10	1	0,77	10
		2	0,77
Лебедянка	35/10	1	0,88
	35/10	2	0,88
Малей	35/10	1	2,87	12,5
	35/10	2	2,87
Матыра	35/10	1	4,46	10
	35/10	2	4,46
Московка	35/10	1	0,76	12,5
	35/10	2	0,76
Мясокомбинат	35/10	1	5,99
	35/10	2	5,99
Негачевка	35/10	1	0,99	6,6; 12,5
	35/10	2	0,99
Новодубовое	35/10	1	1,11	12,5
		2	1,11
Новониколаевка	35/6	1	2,17
		2
Новочеркутино	35/10	1	1,45	10
	35/10	2	1,45
Паршиновка	35/10	1	0,61	12,5
	35/10	2	0,73
Пашково	35/10	1	0,96	12,5
	35/10	2	0,96
Песковатка	35/10	1	2,45	12,5
		2
Петровская	35/10	1	0,82	12,5
	35/10	2	0,75
Плавица	35/10	1	1,86	12,5
	35/10	2	1,86
Поддубровка	35/10	1	0,65	12,5
	35/10	2	0,65
Правда	35/10	1	2,24	12,5
	35/10	2	2,24
Пружинки	35/10	1	0,85	12,5
	35/10	2	0,85
Птицефабрика	35/6	1	1,05	12,5
	35/6	2	1,66
Ратчино	35/10	1	0,95	12,5
	35/10	2	0,95
Речная	35/10	1	1,5	12,5
	35/10	2	1,5
Сенцово	35/10	1	1,67	6,6; 12,5
	35/10	2	1,67
Синдякино	35/10	1	0,99	12,5
		2	0,99
Сошки	35/10	1	1,04	12,5
	35/10	2	1,05
Стебаево	35/10	1	0,73	12,5
	35/10	2	0,73
Сельхозтехника (СХТ)	35/10	1	2,78
	35/10	2	2,78
Таволжанка	35/6	1	2,39	12,5
	35/6	2	2,39
Талицкий Чамлык	35/10	1	1,11	10
	35/10	2	1,11
Троицкая	35/10	1	2,83	12,5
	35/10	2	2,83
Трубетчино	35/10	1	1,12
	35/10	2	1,12
Федоровка	35/10	1	0,64	12,5
	35/10	2	0,64
Хлебопродукты	35/10	1	6,01	12,5
	35/10	2	6,01
Частая Дубрава	35/10	1	0,79
	35/10	2	1,51
Ярлуково	35/10	1	4,25	10; 12,5
	35/10	2	4,25
Сселки	35/10	1	6,21
	35/10	2	5,7
2-е Тербуны	35/10	1	0,49	12,5
	35/10	2	0,49
Авангард	35/10	1	1,9	12,5
	35/10	2	1,9
Аврора	35/10	1	1,0	10
	35/10	2	1,0
Афанасьево	35/10	1	1,16	12,5
	35/10	2	1,16
Б. Боевка	35/10	1	0,92	12,5
	35/10	2	0,92
Бабарыкино	35/10	1	1,2	12,5
	35/10	2	1,2
Борки	35/10	1	1,2	10
	35/10	2	1,2
Васильевка	35/10	1	0,73	12,5
	35/10	2	0,73
Веселое	35/10	1	0,72
		2
Воронец	35/10	1	2,85	12,5
	35/10	2	3,25
Восточная	35/6	1	3,65	6,6
	35/6	2	3,65
Гатище	35/10	1	1	12,5
	35/10	2	1
Гнилуша	35/10	1	1,25	6,6
	35/10	2	1,25
Голиково	35/10	1	0,93	12,5
	35/10	2	0,72
Грызлово	35/10	1	0,74	12,5
	35/10	2	0,74
Жерновое	35/10	1	0,9	12,5
	35/10	2	0,9
Задонск - сельская	35/10	1	1,88	6,6; 12,5
	35/10	2	1,88
Захаровка	35/10	1	0,88	12,5
	35/10	2	0,88
Казаки	35/10	1	1,53	12,5
	35/10	2	1,53
Казачье	35/10	1	1,35	12,5
	35/10	2	1,35
Каменка	35/10	1	1,73	10
		2	1,73
Кириллово	35/10	1	0,78	12,5
	35/10	2	0,78
Князево	35/10	1	0,63	12,5
	35/10	2	0,63
Колесово	35/10	1	1,29	12,5
	35/10	2	1,29
Красная Пальна	35/10	1	1,05	12,5
		2	1,05
Красотыновка	35/10	1	0,88	12,5
		2	0,88
Ксизово	35/10	1	1,37	12,5
	35/10	2	1,37
Ламская	35/10	1	0,78	6,6; 10
	35/10	2	0,78
Лебяжье	35/10	1	0,73	12,5
	35/10	2	0,73
Ломовец	35/10	1	0,62	10; 12,5
	35/10	2	0,62
Озерки	35/10	1	0,65	12,5
		2	0,65
Ольшанец	35/10	1	0,48	12,5
	35/10	2	0,68
Панкратовка	35/10	1	0,94	12,5; 10
		2	0,94
Плоское	35/10	1	2,23	6,6; 12,5
	35/10	2	2,23
Преображенье	35/10	1	0,78
		2	0,78
N 5	35/6	1	1,24	6,6
	35/6	2	1,24
Солидарность	35/10	1	4,76	12,5
	35/10	2	6,06
Стегаловка	35/10	1	0,96	6,6
	35/10	2	0,96
Талица	35/10	1	1,14	12,5
	35/10	2	1,14
Тимирязево	35/10	1	1,22	12,5
	35/10	2	1,15
Тихий Дон	35/10	1	0,99	12,5
	35/10	2	0,99
Хитрово	35/10	1	1,2	12,5
	35/10	2	1,2
Чернава	35/10	1	0,74	6,6
	35/10	2	0,74
Чернолес	35/10	1	0,81	12,5
	35/10	2	0,81
Яковлево	35/10	1	1,01	12,5; 6,6; 10
		2	1,01
Красное	35/10	1	1,48	12,5; 6,6
	35/10	2	1,48
Теплое	35/10	1	0,95	12,5
	35/10	2	0,95
Данков сельская	35/10	1	1,72	12,5
	35/10	2	1,72
Колыбельская	35/10	1	1,29	10; 12,5
	35/10	2	1,29
Топки	35/10	1	0,66	12,5
	35/10	2	0,66
Агроном	35/10	1	1,45	12,5
	35/10	2	1,45
Первомайская	35/10	1	0,96	10
		2	0,96
Троекурово совхозная	35/10	1	1,49	6,6
	35/10	2	1,49
Гагарино	35/10	1	1,14	12,5
	35/10	2	1,13
Каменная Лубна	35/10	1	0,74	12,5
		2	0,74
Раненбург	35/10	1	1,51
	35/10	2	1,51
Сергиевка	35/10	1	0,65	12,5
	35/10	2	0,65
Дрезгалово	35/10	1	0,96	12,5
	35/10	2	0,96
Долгое	35/10	1	0,69
	35/10	2	0,69
Воскресеновка	35/10	1	0,71	12,5
	35/10	2	0,71
Сапрыкино	35/10	1	1,2	12,5
	35/10	2	1,2
Новополянье	35/10	1	1,33	12,5; 10
	35/10	2	1,33
Ведное	35/10	1	0,67
	35/10	2	0,67
Бигильдино	35/10	1	0,56	12,5
	35/10	2	0,72
Культура	35/10	1	1,52	12,5
	35/10	2	1,52
Барятино	35/10	1	0,83	10
	35/10	2	0,83
Знаменская	35/10	1	1,22
		2	1,22
Большое Попово	35/10	1	1,63	12,5
	35/10	2	1,63
Пиково	35/10	1	1,14
		2	1,14
Большие Избищи	35/10	1	1,67	12,5
	35/10	2	1,67
Никольское	35/10	1	0,86	12,5
		2	0,47
Полибино	35/10	1	0,9	12,5
	35/10	2	0,9
Р. Дуброво	35/10	1	1,51	12,5
	35/10	2	1,51
Хрущево	35/10	1	0,95	12,5
	35/10	2	0,95
Большой Верх	35/10	1	0,79	12,5
	35/10	2	0,79
Головинщино	35/10	1	1,06	12,5
	35/10	2	1,06
Яблоново	35/10	1	1,01	12,5
	35/10	2	1,01
Политово	35/10	1	1,17	12,5
	35/10	2	1,17
Комплекс	35/10	1	1,33
	35/10	2	0,58
Романово (мобильная ПС)	35/10	1	5,21
Черная слобода	35/10	1	2,53
	35/10	2	2,31

Результаты расчетов токов короткого замыкания в сети 35 кВ на уровне 2018 г. показали, что необходимость в замене коммутационного оборудования на ПС 35 кВ по недостаточной отключающей способности отсутствует.

9.5. Перечень объектов и объемы капитальных вложений для нового строительства и РРТП

В таблицах 9.25, 9.27, 9.29, 9.30 указан перечень объектов и объемы ориентировочных капитальных вложений для нового строительства и РРТП подстанций и воздушных линий напряжением 35 кВ Липецкой энергосистемы.

В таблице 9.25 представлены объемы нового строительства ПС 35 кВ, предусмотренные "Схемой" в проектный период.

В таблице 9.26 приведен перечень потребителей, подключаемых к новым ПС 35 кВ (таблица 9.25) в проектный период.

В таблице 9.27 приведен перечень подстанций, намечаемых "Схемой" к замене существующих трансформаторов в проектный период.

В таблице 9.28 приведен перечень потребителей, подключаемых к реконструируемым ПС 35 кВ (таблица 9.27) в проектный период.

В таблице 9.29 приведен перечень подстанций 35 кВ, предусмотренных "Схемой" к реконструкции и техническому перевооружению, с указанием элементов, заменяемых или вновь устанавливаемых, с разделением по годам.

В таблице 9.30 указан перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для нового строительства и реконструкции филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", предусмотренного "Схемой" в проектный период, приведены основные показатели.

В таблице 9.31 указан перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для нового строительства и реконструкции ОАО "ЛГЭК", предусмотренного "Схемой" в проектный период, приведены основные показатели.

В таблице 9.32 указаны стоимости работ по демонтажу силовых трансформаторов на подстанциях 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", на которых в проектном периоде существует необходимость в замене данного оборудования (таблица 9.27).

Таблица 9.25

Перечень центров питания, намечаемых "Схемой" к новому строительству в проектный период. Основные показатели

N	Подстанция	Суммарная максимальная нагрузка на шинах 35 и 10 кВ ПС, кВ x А	Количество и мощность трансформаторов, единиц/тыс. кВ x А	Сроки строительства	Стоимость в ценах II квартала 2013 г., тыс. руб.
		2018 год	2018 год
1.	Черная слобода	1438	6,3 + 6,3	2015	129377,20
Итого, тыс. руб. в ценах II-го квартала 2013 г.					129377,20
Итого, тыс. руб. в ценах II-го квартала 2013 г. с НДС					152665,10

Таблица 9.26

Перечень потребителей, подключаемых к новым ПС 35 кВ (таблица 9.25) в проектный период

N	Наименование подстанции	Полное наименование заявителя	Адрес присоединения	Подключаемая мощность, кВт	Год подключения
1.	ПС 35 кВ Черная Слобода	Жилищное строительство	МКР "Черная слобода"	1438,00	2015

Таблица 9.27

Перечень центров питания, намечаемых "Схемой" к замене существующих трансформаторов в проектный период. Основные показатели

N	Подстанция	Суммарная максимальная нагрузка на шинах 6 - 10 кВ ПС, МВт		Количество и установленная мощность трансформаторов, единиц/МВА		Сроки строительства
		2013 г.	2018	2013 г.	2018
		Всего	Всего
1.	N 2*	2,07	2,07	1 + 2,5	2,5 + 2,5	2014
2.	Борино	4,36	6,06	4 + 4	6,3 + 6,3	2014
3.	Борисовка	3,42	3,42	4** + 2,5*	4 + 4	2014
4.	N 1*	4,34	5,39	4 + 4	6,3 + 6,3	2016
5.	Бутырки*	6,18	8,91	6,3 + 5,6	10 + 10	2015
6.	Раненбург	1,33	2,01	1,6 + 1,6	2,5 + 2,5	2018
7.	СХТ	1,49	2,7	2,5 + 1,6	2,5 + 2,5	2018
8.	Троекурово - совх.	1,94	3,14	2,5 + 2,5	4 + 4	2016
9.	Ярлуково*	4,76	5,1	3,2 + 4	6,3 + 6,3	2016
10.	Матыра*	3,71	3,71	4 + 3,2	4 + 4	2017
11.	Таволжанка*	5,34	5,34	4 + 4	6,3 + 6,3	2017
12.	Задонск - сельская*	2,0	2,0	3,2 + 1,6	3,2 + 2,5	2015
13.	Хитрово**	2,42	2,42	6,3 + 6,3	6,3 + 6,3	2015
14.	Колыбельская**	1,11	1,11	2,5 + 2,5	2,5 + 2,5	2016
15.	N 5**	1,39	1,39	6,3 + 6,3	6,3 + 6,3	2015
16.	Гагарино**	0,49	0,49	1,8 + 1,8	1,8 + 1,6	2018
17.	Дмитряшевка**	0,42	0,42	2,5 + 2,5	2,5 + 2,5	2017
18.	Песковатка**	0,86	0,86	1,6	1,6	2018
19.	Стегаловка**	0,51	0,51	2,5 + 3,2	2,5 + 2,5	2016
20.	Троицкая*	2,79	2,79	2,5 + 4	4 + 4	2016

_____________________________

*) Замена трансформатора по причине недостаточной мощности

**) Замена трансформатора по технологическому состоянию

Таблица 9.28

Перечень потребителей, подключаемых к реконструируемым ПС 35 кВ (таблица 9.27) в проектный период

N	Наименование подстанции	Полное наименование Заявителя	Адрес присоединения	Подключаемая мощность, кВт	Год подключения
1	2	3	4	5	6
1.	ПС 35 кВ Ярлуково	ООО "Констата"	Грязинский РЭС	340	2013
2.	ПС 35 Троекурово - совхозная	ЗАО "Агрофирма им. 15 лет Октября"	Лебедянский РЭС	600	2014
				600	2015
3.	ПС 35 кВ Сельхозтехника	ООО "Джокер Групп"	Грязинский РЭС	550	2014
		ООО "Сансет"	Грязинский РЭС	220	2013
				220	2014
				220	2015
4.	ПС 35 кВ Раненбург	ООО "РОПА Русь"	Чаплыгинский РЭС	340	2013
		ООО "Фирма Центропроект"	Чаплыгинский РЭС	340	2015
5.	ПС 35 кВ Борино	ООО "Пластиформ"	Липецкий РЭС	360	2014
				500	2015
				500	2016
		ООО "Дагс"	Липецкий РЭС	340	2018
6.	ПС 35 кВ Бутырки	ООО "2 Бутырский источник"	Грязинский РЭС	780	2014
		МУ "Управление строительства г. Липецка"	Грязинский РЭС	340	2018
				340	2017
		"Металлург-4" Садоводческое товарищество	Грязинский РЭС	340	2018
				340	2018
		ОАО "ЛГЭК"	г. Липецк	590	2015
7.	ПС 35 кВ N 1	ОАО "ЛГЭК" (ООО "ГК "Торгсервис")	г. Липецк	391	2014
		ОАО "ЛГЭК" (заказчик Иванникова Е.И.)	г. Липецк	330	2014
		Иванникова Елена Ивановна	Липецкий РЭС	330	2018

Таблица 9.29

Перечень подстанций 35 кВ, предусмотренных "Схемой" к реконструкции и техническому перевооружению

N	Подстанция	Тип и мощность ПС, МВА	Перечень работ по переустройству ПС (установка и/или замена)	Количество устанавливаемого оборудования	Стоимость	Примечание
1	2	3	4	5	6	7
2014
1.	N 2	35/6 кВ 1 + 2,5 МВА	Силового трансформатора	ТМН-2500/35 - 1 шт.	8 180,40	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
2.	Борино	35/10 кВ 4 + 4 МВА	Силового трансформатора	ТМН-6300/35 - 2 шт.	23 792,92	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
3.	Борисовка	35/10 кВ 4 + 2,5 МВА	Силового трансформатора	ТМН-4000/35 - 2 шт.	18 516,88	Неудовлетворительное состояние. Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
4.	Бочиновка	35/10 кВ 4 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 7 шт.	13 894,02	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			БСК
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 7 шт.	334,67	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
5.	Демшинка	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 8 шт.	15 878,88	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 8 шт.	382,48	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
6.	Матыра	35/10 кВ 4 + 3,2 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт.	616,00	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
7.	Новодубовое	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 5 шт.	9 924,30	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 5 шт.	239,05	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
8.	Тюшевка	35/10 кВ 4 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 5 шт.	9 924,30	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 5 шт.	239,05	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
9.	Каменка	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА тра-ра	967,51	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
10.	Ламская	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.	2 248,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
11.	Ярлуково	35/10 кВ 3,2 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт.	616,00	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
12.	Грязи - город	35/6 кВ 6,3 + 5,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт.	616,00	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего 2014 год, в ценах II-го квартала 2013 года, тыс. руб.					144 343,19
Всего 2014 год, в ценах II-го квартала 2013 года с НДС, тыс. руб.					170 324,96
2015
13.	Задонск - сельская	35/10 кВ 3,2 + 1,6 МВА	Силового трансформатора	ТМН-2500/35 - 1 шт.	8 180,40	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
14.	Ламская	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
15.	Матыра	35/10 кВ 4 + 3,2 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
16.	Сельхозтехника (СХТ)	35/10 кВ 2,5 + 1,6 МВА	Силового трансформатора	ТМН-2500/35 - 1 шт.	8 180,40	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
17.	Бутырки	35/10 кВ 5,6 + 4 МВА	Силового трансформатора	ТМН-10000/35 - 2 шт.	31 364,56	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			БСК
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
18.	Березняговка	35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 1 шт.	1 984,86	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 2 шт.	95,62	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
19.	Грязи - город	35/6 кВ 6,3 + 5,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
20.	Карамышево	35/10 кВ 10 + 10 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 9 шт.	17 863,74	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 9 шт.	430,29	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
21.	Лебедянка	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 6 шт.	37 972,32	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
22.	Малей	35/10 кВ 4 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 7 шт.	13 894,02	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 7 шт.	334,67	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
23.	Паршиновка	35/10 кВ 1,6 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 2 шт.	3 969,72	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 4 шт.	191,24	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
24.	Сенцово	35/10 кВ 10 + 10 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 1 шт.	1 984,86	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 2 шт.	95,62	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
25.	Гагарино	35/10 кВ 1,6 + 1,8 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 4 шт.	25 314,88	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
26.	Хлебопродукты	35/10 кВ 6,3 + 6,3 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 9 шт.	17 863,74	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 9 шт.	430,29	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
27.	Восточная	35/6 кВ 10 + 16 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 4 шт.	25 314,88	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
28.	Задонск - сельская	35/10 кВ 3,2 + 1,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
29.	Князево	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 1 шт.	1 984,86	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 1 шт.	47,81	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
30.	Красная Пальна	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 4 шт.	25 314,88	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
31.	Красотыновка	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
32.	Лебяжье	35/10 кВ 2,5 + 1,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
33.	Озерки	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
34.	Ольшанец	35/10 кВ 2,5 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
35.	N 5	35/6 кВ 6,3 + 3,2 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
36.	Тихий Дон	35/10 кВ 4 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
37.	Чернолес	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
38.	Яковлево	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
39.	Данков - сельская	35/10 кВ 6,3 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
40.	Агроном	35/10 кВ 4 + 6,3 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
41.	Раненбург	35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
42.	Долгое	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
43.	Культура	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
44.	Топки	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 1 шт.	1 984,86	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 1 шт.	47,81	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
45.	Талица	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
46.	Яблоново	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 1 шт.	1 984,86	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 1 шт.	47,81	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего 2015 год, в ценах II-го квартала 2013 года, тыс. руб.					410 411,88
Всего 2015 год, в ценах II-го квартала 2013 года с НДС, тыс. руб.					484 286,02
2016
47.	Стегаловка	35/10 кВ 2,5 + 3,2 МВА	Силового трансформатора	ТМН-2500/35 - 1 шт.	8 180,40	Неудовлетворительное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
48.	Хитрово	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора	ТМН-6300/35 - 1 шт.	11896,46	Непригодное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			БСК
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
49.	Ярлуково	35/10 кВ 3,2 + 4 МВА	Силового трансформатора	ТМН-6300/35 - 2 шт.	23 792,92	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
50.	N 1	35/10 кВ 4 + 4 МВА	Силового трансформатора	ТМН-6300/35 - 2 шт.	23 792,92	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
51.	Троекурово - совхозная	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора	ТМН-4000/35 - 2 шт.	18 516,88	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
52.	N 3	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 7 шт.	13 894,02	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Целевая программа. Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА	УУОТ - 1 шт., РЗА 10 кВ - 9 шт.	1 446,70	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
53.	Бутырки	35/10 кВ 5,6 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 12 шт.	23 818,32	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			БСК
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 12 шт.	573,72	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
54.	Вперед	35/6 кВ 4 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Целевая программа. Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.	2 248,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
55.	Ивановка	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
56.	Новодубовое	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
57.	Новониколаевка	35/6 кВ 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
58.	Поддубровка	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
59.	Правда	35/10 кВ 4 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 6 шт.	11 909,16	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт., РЗА 10 кВ - 9 шт.	2 062,70	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
60.	Пружинки	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
61.	Птицефабрика	35/6 кВ 4 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.	2 248,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
62.	Синдякино	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			БСК
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
63.	Трубетчино	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
64.	Воронец	35/10 кВ 4 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
65.	Гнилуша	35/10 кВ 6,3 + 6,3 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
66.	Голиково	35/10 кВ 1,8 + 1,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
67.	Захаровка	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
68.	Князево	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
69.	Ксизово	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
70.	Ведное	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
71.	Бигильдино	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
72.	Никольское	35/10 кВ 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
73.	Полибино	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
74.	Р. Дуброво	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
75.	Троицкая	35/10 кВ 2,5 + 4 МВА	Силового трансформатора	ТМН-4000/35 - 1 шт.	9 258,44	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
76.	Хрущево	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего 2016 год, в ценах II-го квартала 2013 года, тыс. руб.					438 431,86
Всего 2016 год, в ценах II-го квартала 2013 года с НДС, тыс. руб.					517 349,59
2017
77.	Дмитряшевка	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора	ТМН-2500/35 - 1 шт.	8 180,40	Неудовлетворительное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
78.	N 5	35/6 кВ 6,3 + 3,2 МВА	Силового трансформатора	ТМН-6300/35 - 1 шт.	11 896,46	Неудовлетворительное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
79.	Колыбельская	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора	ТМН-2500/35 - 1 шт.	8 180,40	Неудовлетворительное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
80.	Таволжанка	35/6 кВ 4 + 4 МВА	Силового трансформатора	ТМН-6300/35 - 2 шт.	23 792,92	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
81.	Матыра	35/10 кВ 4 + 3,2 МВА	Силового трансформатора	ТМН-4000/35 - 1 шт.	9 258,44	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
82.	N 2	35/6 кВ 1 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
83.	Березняговка	35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 8 шт.	15 878,88	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 8 шт.	382,48	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
84.	Введенка	35/10 кВ 4 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 3 шт., УУОТ - 1 шт.	2 864,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
85.	Вешаловка	35/6 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 7 шт.	13 894,02	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 7 шт.	334,67	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
86.	Княжья Байгора	35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
87.	Конь-Колодезь	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
88.	Курино	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
89.	Речная	35/10 кВ 4 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
90.	Стебаево	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
91.	Талицкий Чамлык	35/10 кВ 3,2 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
92.	Частая Дубрава	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 10 шт.	19 848,60	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
93.	2-е Тербуны	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
94.	Аврора	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
95.	Б. Боевка	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
96.	Борки	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
97.	Васильевка	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
98.	Гатище	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
99.	Каменка	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	1 2657,44	Целевая программа. Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.	1 632,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
100.	Панкратовка	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.	1 632,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
101.	Воскресеновка	35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
102.	Сапрыкино	35/10 кВ 1,6 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
103.	Барятино	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
104.	Пиково	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего 2017 год, в ценах II-го квартала 2013 года, тыс. руб.					396 240,18
Всего 2017 год, в ценах II-го квартала 2013 года с НДС, тыс. руб.					467 563,41
2018
105.	Гагарино	35/10 кВ 1,8 + 1,8 МВА	Силового трансформатора	ТМН-1600/35 - 1 шт.	8 180,40	Неудовлетворительное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
106.	Раненбург	35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА	Силового трансформатора	ТМН-2500/35 - 2 шт.	16 360,80	Дефицит мощности
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
107.	Княжья Байгора	35/10 кВ 1,6 + 1,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 11 шт.	21 833,46	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 11 шт.	525,91	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
108.	Песковатка	35/10 кВ 1,6 МВА	Силового трансформатора	ТМН-1600/35 - 1 шт.	8 180,40	Неудовлетворительное состояние
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
109.	Стебаево	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 11 шт.	21 833,46	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 11 шт.	525,91	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
110.	Сельхозтехника (СХТ)	35/10 кВ 2,5 + 1,6 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Строительство ВЛ 35 кВ СХТ - Ярлуково
			ДГР
			Устройств РЗА
			Аппаратов защиты от перенапряжения
111.	Ярлуково	35/10 кВ 3,2 + 4 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ	ВВ 10 кВ - 6 шт.	11 909,16	Целевая программа
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Строительство ВЛ 35 кВ СХТ - Ярлуково
			ДГР
			Устройств РЗА	РЗА 10 кВ - 6 шт.	286,86	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
112.	Бабарыкино	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.	2 248,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
113.	Ломовец	35/10 кВ 1,6 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 3 шт.	18 986,16	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 2 шт., УУОТ - 1 шт.	2 248,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
114.	Чернава	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Целевая программа. Повышение надежности
			БСК
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.	1 632,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
115.	Первомайская	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Целевая программа. Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.	1 632,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
116.	Новополянье	35/10 кВ 2,5 + 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 2 шт.	12 657,44	Целевая программа. Повышение надежности
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.	1 632,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
117.	Знаменка	35/10 кВ 2,5 МВА	Силового трансформатора
			Ячеек РУ 6 - 10 кВ
			ТТ и/или ТН
			Ячейки выключателей (М, В, Э)	ЭВ 35 кВ - 1 шт.	6 328,72	Целевая программа
			ДГР
			Устройств РЗА	УРЗА - 1 шт., УУОТ - 1 шт.	1 632,41	Целевая программа
			Аппаратов защиты от перенапряжения
Всего 2018 год, в ценах II-го квартала 2013 года, тыс. руб.					201 922,34
Всего 2018 год, в ценах II-го квартала 2013 года с НДС, тыс. руб.					238 268,36
Всего 2014 - 2018 годы, в ценах II-го квартала 2013 года, тыс. руб.					1 591 349,45
Всего 2014 - 2018 годы, в ценах II-го квартала 2013 года с НДС, тыс. руб.					1 877 792,35

Примечание:

(1) Стоимость ячейки выключателя включает:

Оборудование (60%)

Релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22%)

Ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%)

(2) Стоимость ячейки трансформатора учитывает установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.), материалы, строительные и монтажные работы.

Таблица 9.30

Перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для нового строительства и реконструкции филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", предусмотренного "Схемой" в проектный период. Основные показатели

N	Линия электропередачи	Марка и сечение провода (кабеля)	Протяженность по трассе, км	Количество цепей	Сроки строительства	Стоимость
1	2	3	4	5	6	7
1	Участок ВЛ 35 кВ до ПС Частая Дубрава	АС-70	6,2		2015	13 610,80
2	Участок ВЛ 35 кВ до ПС Восточная	АС-70	0,6		2015	1 317,17
3	ВЛ 3 5 кВ Сельхозтехника - Ярлуково	АС-70	8		2018	17 562,33
4	ВЛ 35 кВ Восточная левая, правая реконструкция	АС-95	5,9	2	2015	19 669,30
5	ВЛ 35 кВ Восточная - Черная слобода	АС-70	6,6	2	2015	22 294,80
6	ВЛ 35 кВ Красная Пальна полн. реконстр	АС-70	15,4		2015	33 807,48
7	ВЛ 35 кВ Каменная Лубна полн. реконстр.	АС-70	19,74		2014	43 335,05
8	ВЛ 35 кВ Яблоново реконстр. 1 км	АС-50	1	2	2014	3 334,65
9	ВЛ 35 кВ Озерки замена провода	АС-70	13,97		2016	8 685,49
10	ВЛ 35 кВ Негачевка замена провода	АС-70	20,22		2015	12 571,26
11	ВЛ 35 кВ Борино, замена провода	АС-95	18,8	2	2014	23 376,83
12	ВЛ 35 кВ Агроном, замена провода 6,9 км	АС-50	6,9		2015	4 289,90
13	ВЛ 35 кВ Рождество, отп на Сах. завод	АС-50	2,25		2014	1 398,88
14	ВЛ 35 кВ Теплое с отпайкой на ПС Данков Сельская, замена провода 6,5 км	АС-50	6,5		2015	4 041,21
14	ВЛ 35 кВ Сергиевка, замена провода	АС-70	10,48		2014	6 566,50
16	ВЛ 35 кВ Троекурово-совхозная, замена провода 0,35 км.	АС-50	0,35		2015	221,00
Итого, тыс. руб. в ценах II-го квартала 2013 г.						352 127,08
Итого, тыс. руб. в ценах II-го квартала 2013 г. с НДС						415 509,95

Таблица 9.31

Перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ для нового строительства и реконструкции ОАО "ЛГЭК", предусмотренного "Схемой" в проектный период. Основные показатели

N	Линия электропередачи	Марка и сечение провода (кабеля)	Протяженность по трассе, км	Количество цепей	Сроки строительства	Стоимость
1	2	3	4	5	6	7
7	КЛ 35 кВ Цементная - Студеновская	АПвПу-400	5,53	2	2014	140 200,00
8	КЛ 35 кВ Бугор - ЦРП Город	АПвПу-300	5	2	2017	252 300,00
Итого, тыс. руб.*						392 500,00

_____________________________

*) Стоимость строительства кабельных линий 35 кВ Цементная - Студеновская и Бугор - ЦРП-Город указана с учетом демонтажных работ по соответствующим ВЛ 35 кВ.

Таблица 9.32

Стоимости работ по демонтажу трансформаторов на подстанциях 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" в проектный период

N	Наименование ПС	Демонтируемые трансформаторы, ед./МВА	Примечание	Стоимость демонтажных работ
1	N 2	1		84,81
2	Борино	4+4	Возможно перемещение на ПС 35 кВ Борисовка	144,76
3	Борисовка	4+2,5	Т2 (2,5 MBА) возможно перемещение на ПС N 2	157,19
4	N 1	4+4	Т1 и Т2 возможно перемещение на ПС Троекурово - совх.	144,76
5	Бутырки	5,6+6,3	Т2 (6,3) возможно перемещение на ПС Хитрово	157,19
6	Раненбург	1,6+1,6	Т2 возможно перемещение на ПС Гагарино	144,76
7	СХТ	1,6	Возможно перемещение на ПС Песковатка	72,38
8	Троекурово - совхозная	2,5+2,5	Т1 - возможно перемещение на ПС Колыбельская	157,19
9	Ярлуково	3,2+4		169,63
10	Матыра	3,2		84,81
11	Таволжанка	4+4	Т1 - возможно перемещение на ПС Матыра	157,19
12	Задонск - сельская	1,6		84,81
13	Хитрово*	6,3		58,14
14	Колыбельская	2,5		84,81
15	N 5	6,3		84,81
16	Гагарино	1,8		84,81
17	Дмитряшевка	2,5		84,81
18	Песковатка	1,6		84,81
19	Стегаловка	3,2		84,81
20	Троицкая	2,5		84,81
Итого демонтажные работы в ценах II-квартала 2013 года с НДС, тыс. руб.				2211,31
Итого демонтажные работы в ценах II-квартала 2013 года без НДС, тыс. руб.				2609,35

_____________________________

*) - Трансформатор на ПС 35 кВ Хитрово находится в непригодном состояние и не подлежит дальнейшему использованию

10. Заключительные положения

1. На период до 2018 года настоящей "Схемой" намечен следующий объем строительства и реконструкции электрических сетей 35 кВ и выше:

- ЛЭП 220 и 500 кВ - 281,3 км (в одноцепном исчислении);

- РРТП ПС 220 и 500 кВ - 5 шт.;

- Новые ПС 220 и 500 кВ - 1 шт.;

- ЛЭП 110 кВ - 131,92 км (в одноцепном исчислении);

- РРТП ПС 110 кВ - 31 шт.;

- Новые ПС 110 кВ - 2 шт.;

Реконструируемые ВЛ 110 кВ с заменой непригодного оборудования (опоры, изоляторы, грозотрос и т.д.) - 20 шт.

- ЛЭП 35 кВ - 196,27 км (в одноцепном исчислении);

- РРТП ПС 35 кВ - 99 шт.;

Реконструируемые ВЛ 35 кВ с заменой непригодного оборудования (опоры, изоляторы, грозотрос и т.д.) - 48 шт.

2. Суммарные капиталовложения в развитие электрических сетей 35 кВ и выше, намеченные настоящей "Схемой", определились в объеме: 14 852,62 млн. руб. в ценах 2013 г. (с НДС) в том числе:

- 220 и 500 кВ - 6 051,56 млн. руб. (капитальные вложения, связанные с реализацией мероприятий по схеме выдачи мощности НВАЭС-2: строительство ВЛ 500 кВ НВАЭС-2 - Елецкая и реконструкция ПС 500 кВ Елецкая с установкой 2-х выключателей 500 кВ, в объеме капитальных затрат настоящей "Схемы" не учитываются).

- 110 кВ - 4 316,44 млн. руб.

- 35 кВ - 4 484,62 млн. руб.

3. Распределение затрат среди участников электросетевого строительства представлено в таблице 10.1

Таблица 10.1

Участник	Всего с НДС, млн. руб.
ОАО "ФСК - ЕЭС"	6 051,56
Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго"	5 954,2 (из них 110 кВ - 3 347,07, 35 кВ - 2 607,13)
ОАО "ЛГЭК"	1 877,49
ОАО "Квадра" - "Восточная генерация" (24 выкл. 110 кВ на Липецкой ТЭЦ-2)	969,37
Всего, тыс. руб. с НДС	14 852,62