Постановление Правительства Нижегородской области от 28 апреля 2017 г. N 276 "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы" (документ утратил силу)

Постановление Правительства Нижегородской области от 28 апреля 2017 г. N 276
"Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы"

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике", постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 года N 215-р "О Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года" Правительство Нижегородской области постановляет:

1. Утвердить схему и программу перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы (далее - Схема и Программа).

2. Рекомендовать субъектам электроэнергетики планировать инвестиционную деятельность на территории Нижегородской области с учетом положений Схемы и Программы.

3. Министерству энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Нижегородской области обеспечить размещение Схемы и Программы на официальном сайте Правительства Нижегородской области (http://www.government-nnov.ru).

4. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на заместителя Губернатора, заместителя Председателя Правительства Нижегородской области А.А. Байера.

5. Аппарату Правительства Нижегородской области обеспечить опубликование настоящего постановления.

И.о. Губернатора

Е.Б. Люлин

Схема
и программа перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на период 2017 - 2021 годы

Часть 1. Анализ существующего состояния электроэнергетики Нижегородской области

Книга 1

Оглавление

Обозначения и сокращения	3
Введение	4
1. Общая характеристика Нижегородской области	5
2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Нижегородской области за прошедший пятилетний период	12
2.1. Характеристика Нижегородской энергосистемы	12
2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Нижегородской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет	14
2.3. Основные крупные потребители в энергосистеме Нижегородской области	15
2.4.. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет	29
2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе	29
2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в регионе, источники покрытия тепловой энергии	30
2.7. Структура установленной электрической мощности на территории Нижегородской области	36
2.8. Состав существующих электростанций на территории Нижегородской области	36
2.9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности	71
2.10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет	72
2.11. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности	73
2.12. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Нижегородской области в последнем году	74
2.13. Единый топливно-энергетический баланс Нижегородской области (ЕТЭБ)	76
3. Список использованных источников информации	77
Приложение А Схема территориального планирования Нижегородской области 78	78

Обозначения и сокращения

В "Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы" применяются следующие сокращения:

АТ - автотрансформатор;

АЭС - Арзамасские электрические сети;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВРП - валовой региональный продукт;

ГРЭС - Государственная районная электростанция;

ж/б опоры - железобетонные опоры;

ЕЭС - единая энергетическая система;

ИП - инвестиционная программа;

ЛЭП - линия электропередачи;

КЛ - кабельная линия;

МВ - масляный выключатель;

НДС - налог на добавленную стоимость;

НПС - насосно-перекачивающая станция;

ОКВЭД - общероссийский классификатор видов экономической деятельности;

ОПК - оборонно-промышленный комплекс;

ПС - подстанция;

ПФО - Приволжский федеральный округ Российской Федерации;

РЖД - Российская железная дорога;

РУ - распределительное устройство;

РЭС - районные электрические сети;

Т - трансформатор;

ТЭБ - Топливно-энергетический баланс;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль.

Введение

Основанием для проведения работы является совокупность следующих нормативных правовых документов в области развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации:

- Федеральный закон от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

- постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

- поручение Президента Российской Федерации о необходимости учета в схемах и программах перспективного развития электроэнергетики максимального использования потенциала когенерации и модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований (перечень поручений от 29.03.2010 N Пр-839, пункт 5).

При выполнении работы также учтены требования Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении", постановления Правительства Российской Федерации от 15.05.2010 N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности", Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем (утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281), Методические указания по устойчивости энергосистем (утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 277), требования Федерального закона от 23.11.2009 N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации", постановление Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения", приказ Минэнерго России N 565, приказ Минрегиона России N 667 от 29.12.2012 "Об утверждении методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения", постановление Правительства Российской Федерации от 16.04.2012 N 307 "О порядке подключения к системам теплоснабжения и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".

Проведение настоящей работы обосновано необходимостью обеспечения надежного функционирования энергосистемы Нижегородской области в долгосрочной перспективе.

Целью работы является создание программы развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей энергосистемы Нижегородской области на 2017 - 2021 гг. для обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирования стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Нижегородской области.

Объектом исследования является Нижегородская область, как социально-экономическая система, включающая в себя различные отрасли народного хозяйства и формирующие эти отрасли организации, в ракурсе обеспечения их необходимой энергетической инфраструктурой. Предметом исследования являлась система планирования развития энергетической инфраструктуры Нижегородской области.

Отдельные элементы настоящей работы также разрабатывались в рамках других проектов. К примеру, разработка топливно-энергетического баланса Нижегородской области на период до 2020 года в соответствии с методологией Международного Энергетического Агентства (МЭА) и практики формирования ТЭБ в странах ОЭСР (государственный контракт от 24.12.2011 N 11).

Анализ перспективной балансовой ситуации и необходимости сетевого строительства 220 кВ и выше отражен в рамках Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Вместе с тем, в настоящей работе для подобного рода научных разработок, выполненных в отношении Нижегородской энергосистемы, проводится комплексный анализ перспектив развития электроэнергетической отрасли народного хозяйства на основе построения единого ТЭБ по территории Нижегородской области, сценарного прогнозирования потребления электрической и тепловой энергии в сочетании с электрическими расчетами режимов работы электрических сетей, необходимых для обоснования принятых направлений развития электросетевых объектов.

Исходными данными для проведения исследования являются: совокупность отчетных данных государственной и отраслевой статистики о функционировании социально-экономической системы Нижегородской области и основных параметров процессов ее энергообеспечения, данные Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы, данные генерирующих и электросетевых компаний о планируемом развитии отдельных объектов электроэнергетики, данные о планируемых к реализации на территории Нижегородской области инвестиционных проектах в области жилищного строительства и промышленности, схемы территориального планирования и генеральные планы городов Нижегородской области, а также данные о планируемых мероприятиях региональной программы энергосбережения Нижегородской области и данные статистического обследования энергокомпаний (Филиал АО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ, филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Нижегородское ПМЭС, филиал "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс" и др.).

1. Общая характеристика Нижегородской области

Нижегородская область - субъект Российской Федерации расположенный в центре Европейской части России. Область входит в состав Приволжского федерального округа. Административный центр - г. Нижний Новгород. Площадь территории области составляет 76,6 тыс. км2, протяжённость с юго-запада на северо-восток - более 400 км.

Нижегородская область граничит на северо-западе с Костромской областью, на северо-востоке - с Кировской, на востоке - с Республикой Марий Эл и Чувашской Республикой - Чувашией, на юге - с Республикой Мордовией, на юго-западе - с Рязанской областью, на западе - с Владимирской и Ивановской областями.

Область является одним из крупнейших субъектов Российской Федерации. В состав Нижегородской области на 1 января 2017 года входило 39 муниципальных районов (административных районов), 13 городских округов, 54 городских поселения и 283 сельских поселения). Карта-схема административно-территориального деления Нижегородской области на 1 января 2017 года представлена на Рисунке 1-1.

В области сконцентрирована значительная часть демографического и экономического потенциала Российской Федерации: 2,2% всего населения страны, 1,6% ВРП, 1,8% основных фондов промышленности, 2,4% отгруженной промышленной продукции, 3,3% объема отгруженной продукции обрабатывающих отраслей, 2,3% розничного товарооборота, 1,9% платных услуг населению.

На 1 января 2017 года в пределах области по данным Росстата проживало 3247,7 тыс. чел. Это десятое место среди субъектов Российской Федерации. Численность населения городов и поселков городского типа области составляет 2581,6 тыс. чел. (79,5% населения), сельских поселений - 666,1 тыс. чел. (20,5%).

В г. Нижний Новгород, который является административным центром области и Приволжского федерального округа, проживает 1276,6 тыс. чел., или почти 39% населения области. Город занимает пятое место в списке городов-миллионников России. Численность населения области к 2017 году по сравнению с данными переписи 2010 г. сократилось на 2,4%.

Рисунок 1-1. Карта-схема административно-территориального деления

Таблица 1-1. Численность населения городов Нижегородской области (по состоянию на 01.01.2015 и 01.01.2016 гг.)

Наименование города	Тыс. человек
	на 01.01.2015	на 01.01.2016
Городской округ город Нижний Новгород	1276,6	1275,5
г. Дзержинск	234,3	233,1
г. Арзамас	104,8	104,8
г. Саров	94,4	94,4
г. Бор	78,1	78,4
г. Кстово	67,4	67,3
г. Павлово	58,6	58,4
г. Выкса	53,6	53,5
г. Балахна	49,9	49,6
г. Заволжье	39,2	38,9
г. Богородск	34,7	34,6
г. Кулебаки	33,7	33,3
г. Городец	30,6	30,5
г. Семенов	24,5	24,6
г. Лысково	21,4	21,3
г. Сергач	20,5	20,4
г. Шахунья	20,4	20,2
г. Навашино	15,4	15,3
г. Лукоянов	14,2	14,2
г. Первомайск	13,8	13,7
г. Урень	12,1	12,3
г. Чкаловск	11,7	11,6
г. Ворсма	10,8	10,6
г. Володарск	10,1	10,1
г. Перевоз	8,9	9,0
г. Ветлуга	8,5	8,5
г. Княгинино	7,1	7,1
г. Горбатов	2,0	2,0

Источник данных: Росстат

Нижегородская область - один из наиболее экономически развитых индустриальных регионов Российской Федерации.

Производство валового регионального продукта в области за 2015 год в текущих основных ценах достигло почти 1069,3 млрд. руб., в среднем на душу населения - 327,5 тыс. руб.

По объему ВРП Нижегородская область входит в двадцатку регионов-лидеров среди субъектов Российской Федерации, занимая четырнадцатое место (таблица ниже).

Таблица 1-2. Доля крупнейших субъектов Российской Федерации в суммарном ВРП регионов России, %

Место	Регионы-лидеры	1998 г.	2000 г.	2005 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
1	г. Москва	14,59	20,14	22,93	24,33	22,27	22,22	21,84	21,54	20,77
2	Московская область	3,64	3,07	3,93	4,85	4,75	4,86	4,71	4,62	4,93
3	Ханты-Мансийский автономный округ - Югра		7,02	7,76	5,71	5,56	5,23	5,04	4,82	4,81
4	г. Санкт-Петербург	3,82	3,27	3,70	4,22	4,61	4,51	4,60	4,49	4,64
5	Краснодарский край	2,29	2,38	2,07	2,37	2,69	2,73	3,07	3,01	2,99
6	Республика Татарстан	2,92	3,24	2,68	2,73	2,77	2,66	2,87	2,80	2,81
7	Ямало-Ненецкий автономный округ		2,04	2,45	2,12	2,03	2,08	2,54	2,75	2,78
8	Свердловская область	3,24	2,71	2,64	2,72	2,58	2,78	2,90	2,80	2,73
9	Красноярский край	3,12	3,73	2,44	2,18	2,34	2,80	2,32	2,38	2,48
10	Республика Башкортостан	2,51	2,52	2,12	2,19	2,02	2,01	2,15	2,12	2,02
11	Самарская область	3,00	2,44	2,23	2,06	1,82	1,85	1,94	1,94	1,90
12	Ростовская область	1,68	1,55	1,46	1,70	1,74	1,75	1,70	1,70	1,80
13	Челябинская область	1,98	2,10	1,94	1,96	1,74	1,73	1,63	1,68	1,80
14	Нижегородская область	2,11	1,83	1,66	1,74	1,71	1,73	1,71	1,70	1,64

Источник данных: Росстат

В целом можно отметить, что в период 1999 - 2015 гг. регион демонстрировал ежегодный темп прироста ВРП, уступающий примерно на 0,7 процентных пункта среднегодовому темпу роста ВРП в стране (4,0% против 4,7%) - рисунок 1-2. Однако в период 2010 - 2015 гг. темп прироста ВРП в Нижегородской области был выше, чем в Российской Федерации в целом: 3,2% против 2,6% соответственно.

Рисунок 1-2. Динамика изменения ВРП России (как суммы регионов) и Нижегородской области

Структура ВРП Нижегородской области отражает его традиционную специализацию в хозяйстве страны и одновременно в значительной мере структуру занятых в её экономике.

В 2005 - 2015 гг. доля промышленности в ВРП области практически не менялась и составляла 33% - 35% за исключением кризисного 2009 года, когда она снизилась до 31%. Это почти столько же, сколько в Российской Федерации - 31% - 34%. Однако область имеет по сравнению со среднероссийским уровнем повышенную долю обрабатывающих производств - до кризиса более 31% - 34% (в Российской Федерации - менее 20%), в 2015 г. - 30,6% (в Российской Федерации - 17,0%). При этом 41% - 45% ВРП области в 2008 - 2015 гг. создали отрасли сферы услуг, включая торговые и деловые услуги. Для сравнения, в целом по стране - примерно 45% - 47%.

Таблица 1.3. Составляющие структуры ВРП Нижегородской области в 2010 и в 2015 гг., %

Виды экономической деятельности	Нижегородская область		Российская Федерация, как сумма регионов
	2010	2015	2010	2015
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство; Рыболовство, рыбоводство (вместе)	3,2	4,3	4,5	5,5
Добыча полезных ископаемых	0,1	0,1	10,4	11,2
Обрабатывающие производства	30,8	30,6	17,7	17
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	4,6	4	4,5	3,6
Строительство	7,6	6,6	6,9	7,2
Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования	15,7	16,8	19,4	17,9
Гостиницы и рестораны	1,1	1	1	1,1
Транспорт и связь	11,8	8,8	10,5	9,4
Финансовая деятельность	0,5	0,3	0,6	0,5
Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг	11,6	13,3	11,4	12,7
Государственное управление и обеспечение военной безопасности; обязательное социальное страхование	5,1	4,5	5	5,2
Образование	3	3,4	3	3,1
Здравоохранение и предоставление социальных услуг	3,9	4,7	3,7	4,1
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг	1	1,6	1,4	1,5

Источник данных: Росстат

Рисунок 1-3. Укрупненная структура ВРП Нижегородской области в 2015 г., %

За период с 1999 по 2016 год средний ежегодный темп промышленного производства в области составил 1,9% (в ПФО - 3,6%, а в целом по стране - 3,4%). В 2016 году индекс промышленного производства по Нижегородской области составил 105,5% к предыдущему году (при этом в среднем по ПФО - 100,8%, по России - 101,1% к 2015 году).

Рисунок 1-4. Индексы изменения промышленного производства в Российской Федерации и Нижегородской области в период 1999 - 2016 гг. (в % к предыдущему году)

Объем отгруженных товаров промышленного производства за 2016 год (в фактических ценах) составил по данным Нижегородстата 1208,8 млрд. рублей, или 2,4% от объема в целом по России. В объёме промышленного производства России доля Нижегородской области несколько снижается: в 2009 году она составляла около 2,7%. По обрабатывающим производствам эта доля снизилась за период с 2009 г. по 2016 г. с 3,7% до 3,3%.

В отгруженной продукции промышленности преобладают обрабатывающие производства: на них приходится 91,7% её объема, на производство и распределение электроэнергии, газа и воды - около 8,2%, на добычу полезных ископаемых - 0,1%.

В структуре обрабатывающей промышленности Нижегородской области наибольшую долю занимают три ключевых сектора - это нефтепереработка (около четверти в общем объеме отгрузки обрабатывающих производств), металлургия (17,6%) и производство транспортных средств и оборудования (16,1%) - на них приходится почти 60 процентов объема отгрузки.

Развиты также производство пищевых продуктов (8,9%), химическое производство (8,6%), производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования (7,4%), целлюлозно-бумажное производство, издательская и полиграфическая деятельность (3,1%).

Нефтеперерабатывающий комплекс стабильно обеспечивает потребности экономики области и населения в топливных ресурсах. Значительная часть продукции реализуется на рынках соседних регионов, либо экспортируется. На территории области находится крупнейший завод компании "Лукойл" - ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" мощностью более 17 млн т по переработке нефти, который дает 99% объема отгруженной продукции по производству нефтепродуктов области.

Основная специализация металлургического производства и производства готовых металлических изделий - прокатное и сталеплавильное производство, выпуск стальных труб, железнодорожных колес. Наиболее крупные предприятия: АО "Выксунский металлургический завод", ПАО "РУСПОЛИМЕТ", ООО "Литейный завод "РОСАЛИТ".

Основу машиностроения составляет производство транспортных средств и оборудования. Основная специализация - транспортное машиностроение: автомобилестроение (грузовые и легковые автомобили, автобусы, автомобильные двигатели), судостроение (корабли, суда, сухогрузные теплоходы), дизелестроение и авиастроение (военные, гражданские самолеты, гидросистемы управления летательных аппаратов, крепежные изделия для сборки авиационной и космической техники).

Наиболее крупные предприятия отрасли: ПАО "Горьковский автомобильный завод", ПАО "Заволжский моторный завод", ООО "Завод АВТОКОМПОНЕНТ", АО "Завод "Красное Сормово", ОАО "Транспневматика", ОАО "Гидромаш", ОАО "КОММАШ", НАЗ "Сокол" - филиал АО "РСК "МиГ", ООО "ЛИР", ПАО "Павловский автобус", АО "Окская судоверфь".

На территории области действует значительное количество предприятий оборонной промышленности. Более половины предприятий и организаций нижегородского оборонно-промышленного комплекса (ОПК) являются головными в своих отраслях по определенным направлениям разработки и производства вооружения и военной техники и их элементов. Среди них такие предприятия, как ОПК ОАО "Гидромаш", ОАО ПКО "Теплообменник", АО "ОКБМ Африкантов", ФГУП "ФНПЦ НИИИС" им. Ю.С. Седакова, НАЗ "Сокол" - филиал АО "РСК "МиГ", АО "Завод "Красное Сормово", АО "Судостроительный завод "Волга", ПАО "Арзамасский машиностроительный завод" и ОАО "Арзамасский приборостроительный завод", ПАО "НИТЕЛ".

В целом, в ОПК Нижегородской области отмечается тенденция роста в производственной и финансово-экономической деятельности. Предприятия и организации ОПК, по-прежнему, сохраняют определяющую роль в машиностроении и приборостроении, формировании научно-технического потенциала и инновационной политики региона.

Предприятия химического производства и производства резиновых и пластмассовых изделий специализируются на производстве сырья для нефтехимического синтеза, полиуретановых труб из ПВХ, корундов синтетических, пластмассовых изделий и полимерных пленок. Среди основных предприятий отрасли такие, как АО "Сибур-Нефтехим", ООО "СИБУР-Кстово", ОАО "Акрилат", ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова", ОАО "ДОС", ОАО "Синтез", АО "ДПО "Пластик", ООО "Корунд", ООО "РусВинил".

Сектор промышленности "Добыча полезных ископаемых" играет вспомогательную роль в хозяйстве области и крайне невелик по объемам производства: чуть более 0,1% в общем объеме отгруженной продукции промышленности. Основная причина в том, что Нижегородская область бедна полезными ископаемыми. Имеются только крупные месторождения торфа, объем которых превышает 500 млн. тонн, титаново-циркониевых песков (месторождение в Лукояновском районе входит в пятерку крупнейших подобных месторождений России), незначительные -фосфоритов, железных руд. Основной набор полезных ископаемых в качестве строительных материалов представлен песками, карбонатными и глинистыми породами, а также гипсом и ангидритом. На территории области известны 12 месторождений стекольных песков.

Объем отгруженной продукции по виду деятельности "Производство и распределение электроэнергии, газа и воды" за 2016 год составил 98,9 млрд. руб. (рост к 2015 году - 101,1%). По состоянию на 01.01.2016 в отрасли действовало 757 предприятий.

По данному виду деятельности наблюдается падение объемов производства в 2016 г. по сравнению с 2009 г. на 18,7%.

На реке Волге расположена Нижегородская ГЭС, являющаяся частью Волжского каскада гидроэлектростанций. Её установленная мощность равна 520 МВт, выработка электроэнергии в 2016 году составила 1491,6 млн. кВт.ч. В регионе функционируют шесть теплоэлектростанций общего пользования - Нижегородская ГРЭС, Новогорьковская ТЭЦ, Сормовская ТЭЦ, Дзержинская ТЭЦ, Автозаводская ТЭЦ, ТЭЦ АО "Саровская генерирующая компания", а также несколько ТЭЦ промышленных предприятий (ФКП "Завод им. Свердлова", ТЭС АО "Сергачский сахарный завод", ТЭЦ ОАО "Инженерный центр"). В данном абзаце и далее по тексту информация о ТЭС АО "Сергачский сахарный завод" и ТЭЦ ОАО "Инженерный центр" приведена справочно, данные электростанции в балансах электрической энергии и мощности в Схеме и Программе перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы не учитываются.

Нижегородская область является крупным сельскохозяйственным регионом Нечерноземья. В 2016 г. объем продукции достиг 74,5 млрд. рублей, или 100,1 процента в сопоставимой оценке к соответствующему периоду 2015 года (в сопоставимой оценке к уровню 2009 г. 103,8%). Производство в последние годы сохраняется на стабильном уровне с некоторой тенденцией к росту, несмотря на снижение численности занятых в сельском хозяйстве более чем на четверть по отношению к 2009 г. Средний ежегодный прирост продукции сельского хозяйства в сопоставимом виде в период 2007 - 2016 гг. составил 1%.

В структуре сельскохозяйственного производства растениеводство и животноводство занимают примерно равные доли (соотношение колеблется от года к году).

Некоторые показатели динамики сельскохозяйственного производства представлены в таблице ниже.

Таблица 1-4. Динамика основных показателей производственной деятельности в сельском хозяйстве (в хозяйствах всех категорий - всего)

Производственный показатель	2012	2013	2014	2015	2016
Посевная площадь, тыс. га	1182,3	1184,2	1139,7	1125,0	1137,9
Поголовье скота и птицы, тыс.
Крупный рогатый скот	310,6	299,4	290,6	283,4	271,1
в том числе коровы	134,6	130,5	127,4	122,4	117,9
Свиньи	130,1	152,6	161,4	244,3	196,3
Овцы и козы	78,9	78,5	77,3	78,1	75,7
Поголовье птицы	9759,9	9043,6	9655,1	10480,8
Производство продуктов сельского хозяйства, тыс. т:
Скот и птица на убой (в убойном все) в том числе:	88,9	95,2	94,2	98,2
крупный рогатый скот	24	24,2	22,3	21,2
свиньи	15,4	16	18,4	22
овцы и козы	1	1	1	1
птица	47,8	53,1	51,6	52,9
Молоко	611,7	611,9	619,8	619,8	602,7
Яйца, млн шт.	1274,3	1342,7	1329,4	1329,5	1360,2
Зерно (в весе после доработки)	933,3	918,6	1133,4	1150,1	1127,5
Сахарная свекла (фабричная, в первоначально оприходованном весе)	291,3	280,7	137,1	210,2	197,2
Картофель	877,8	829,3	837,0	950,6	883,0
Овощи	358,5	358,2	354,0	360,3	362,5

Источник данных Нижегородстат

В январе - декабре 2016 года объем работ, выполненных собственными силами предприятий и организаций по виду деятельности "Строительство" составил 152,7 млрд. рублей, что в сопоставимых ценах на 8 процентов меньше аналогичного периода 2015 года. За период с 2009 по 2016 г. строительство так и не смогло достигнуть объема работ, выполненных перед кризисом 2009 года (уровень 2016 г. составил 82,4% к уровню 2009 г.). При этом за указанный период в области было введено более 19 млн. кв.м площади зданий разного назначения, в первую очередь для жилья и коммерческих и административных целей, а также промышленного и сельскохозяйственного производства.

Таблица 1-5. Общая площадь введенных зданий в Нижегородской области за период 2009 - 2016 гг., тыс. м2

Жилые дома и общежития	14043
Промышленные здания	1045
Сельскохозяйственные здания	431
Здания сферы услуг,	3527
в том числе:
административные здания	370
здания здравоохранения	110
коммерческие здания	1897
учебные здания	367
другие здания	783
Всего	19046

Жилищный фонд области на конец 2015 г. составил 85,1 млн. м2, из них 63,4 млн. м2 было сосредоточено в городских поселениях. Общая жилищная обеспеченность составила 26,1 м2/чел. Жилищный фонд постепенно растет. Однако среднегодовой ввод жилья на душу населения за период 2009 - 2015 гг. (0,442 м2) несколько отстает от среднего уровня ПФО и Российской Федерации (соответственно 0,488 и 0,482 м2).

Оборот розничной торговли в Нижегородской области составил в январе - декабре 2016 года 652,8 млрд. руб. или 98,8% (в сопоставимых ценах) к предыдущему году, платных услуг населению - 155,8 млрд. руб. или 98,9% (в сопоставимых ценах) к 2015 году. Среднегодовой темп роста оборота розничной торговли за последние десять лет (с 2007 по 2016 годы) составил 104,2%, платных услуг населению - 103,0%.

Объем инвестиций в основной капитал в 2016 году составил 219,7 млрд. руб. или 85,8% к предыдущему году. За последние 10 лет (с 2007 по 2016 годы) среднегодовой темп их изменения был 100,1%. Для сравнения за период 2007 - 2013 гг. среднегодовой темп роста объемов инвестиций в основной капитал по Нижегородской области составил 107,5% против 105,8% в среднем по России. В общем объеме инвестиций в основной капитал наибольшую долю занимают инвестиции, направляемые в обрабатывающие производства (химические производства, производства транспортных средств и оборудования, нефтепереработку), а также в транспорт и связь.

Нижегородская область имеет хорошо развитую транспортную инфраструктуру. Её территорию пересекают важные железнодорожные электрифицированные магистрали Москва - Нижний Новгород - Казань и новый пассажирский ход Транссиба. Эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования составляет более 1208 км, протяженность автомобильных дорог с твердым покрытием - почти 24 тыс. км.

В Нижнем Новгороде находится международный аэропорт, число обслуженных пассажиров которым составило в 2016 г. 781 тыс. чел.

Основной водной магистралью области является Волга. Благодаря Волге, ее притоку Оке и системе каналов регион связан водными магистралями со всеми морями, омывающими Европейскую часть России, а также с Москвой, Санкт-Петербургом, Уралом. Протяженность водных путей в области составляет 1054 км. В Нижнем Новгороде находится одна из крупнейших судоходных компаний России - АО "Судоходная компания "Волжское пароходство", которая ежегодно обеспечивает перевозку свыше 6 млн. тонн грузов. Навигация обеспечивается с апреля по ноябрь. На пересечении рек Волги и Оки располагается грузовой механизированный порт. На территории Нижнего Новгорода расположен крупнейший в Поволжье интермодальный логистический комплекс "Логопром Сормово".

В области существует сеть магистральных трансконтинентальных газопроводов, входящих в систему ОАО "Газпром" и обеспечивающих поставку природного газа не только для Нижегородской области и западных областей Российской Федерации, но и на экспорт.

По территории Нижегородской области проходят магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы АО "Транснефть - Верхняя Волга", входящие в систему трубопроводного транспорта нефти: "Сургут - Полоцк", "Горький - Ярославль", "Ярославль - Москва", "Рязань - Москва", "Горький - Рязань", "Альметьевск - Горький", "Горький - Новки", "Новки - Рязань", "Второво - Ярославль", "Рязань - Тула - Орел", кольцевые МНПП - пролегают по территории тринадцати субъектов Российской Федерации, пересекают крупнейшие водные артерии страны: Волгу, Оку, Суру, Клязьму, Москву-реку и имеют общую протяженность нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в однониточном исчислении около 6 тыс. км. Функционирование системы обеспечивает комплекс из 22 нефтеперекачивающих и нефтепродуктоперекачивающих станций, 32 насосных станций, 9-ти резервуарных парков с резервуарами емкостью 5, 10, 20, 30 и 50 тысяч кубических метров.

Таблица 1-6. Показатели работы транспорта в Нижегородской области в 2015 г.

Протяженность путей сообщения общего пользования, км
Эксплуатационная длина железных дорог	1208
Протяженность автомобильных дорог с твердым покрытием (вкл. Дороги необщего пользования)*	23973
Протяженность эксплуатировавшихся судоходных водных путей	1054
Перевозки грузов отдельными видами транспорта, тыс. т
Железнодорожный транспорт	15524
Автомобильный транспорт**	43608
Внутренний водный транспорт	-*
Перевозки пассажиров по видам транспорта общего пользования, млн. чел.
Железнодорожный	20
Автобусный***	461
Внутренний водный	-*

* С 2012 г. статистка учитывает здесь и протяженность улиц.

** Без учета малых предприятий и неформальной деятельности.

*** Данные приведены по юридическим лицам (включая малые предприятия, кроме микропредприятий) и индивидуальным предпринимателям, осуществляющим перевозки пассажиров на коммерческой основе.

Источник данных: Нижегородстат

В 2015 г. железнодорожным транспортом перевезено 15,5 млн. т грузов, автомобильным - 43,6, внутренним водным - 13,6 млн. т*. При этом грузооборот железных дорог на электротяге составил в 2015 г. почти 37,5 млрд. ткм (брутто), автомобильным - 2,88, внутренним водным - 14,75 млрд. ткм*. Важное значение имеет трубопроводный транспорт - нефтепроводы и газопроводы. Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам составила в 2013 г. почти 29,1 млрд. ткм*.

Пассажирские перевозки транспортом общего пользования составили в 2015 г.: железнодорожным - 20 млн. чел., автобусным - 461 млн. чел., внутренним водным - 0,2 млн. чел.* Электротяга поездов метро составила 365 млн. ткм, трамвая - 238, троллейбуса - 135 млн. ткм 1.

1 Электрический транспорт имеют Нижний Новгород (метро, трамвай и троллейбус) и Дзержинск (трамвай и троллейбус).

* Данные по внутреннему водному, трудопроводному транспорту в разрезе субъектов Российской Федерации в соответствии с указаниями Росстата, начиная с итогов за 2014 год, не публикуются в целях обеспечения конфиденциальности первичных статистических данных.

Количество автотранспортных средств (легковых автомобилей, автобусов и грузовиков) составило 1,028 млн. единиц.

Нижегородская область имеет довольно высокий уровень обеспеченности такими основными видами благоустройства жилищного фонда, как централизованные теплоснабжение (отопление и горячее водоснабжение), водопровод и канализация, в городских поселениях и средний уровень - в сельских поселениях (таблица ниже).

Таблица 1-7. Динамика благоустройства жилищного фонда Нижегородской области (на конец года; в процентах от общей площади)

Жилищный фонд - всего	Удельный вес площади, оборудованной
	водопроводом	водоотведением (канализацией)	отоплением	ванными (душевыми)	газом	горячим водоснабжением	напольными эл. плитами
2013	82,1	76,1	87,8	68,9	84,9	67,5	6,4
2014	83,4	77,2	88,4	69,5	83,7	68,4	8,1
2015	84,5	78,3	88,5	70,1	83,8	69,4	7,9
Городской жилищный фонд
2013	90,4	87,2	94,9	81,3	86,4	80,6	8,1
2014	90,9	87,8	95,1	81,6	84,3	80,7	10,5
2015	91,8	88,8	95,0	82,0	84,6	81,6	10,2
Сельский жилищный фонд
2013	57,8	43,3	66,6	32,4	80,7	28,8	1,4
2014	61,4	45,9	68,6	34,1	81,7	32,3	1,2
2015	63,1	47,6	69,7	35,2	81,7	33,8	1,3

По данными Нижегородстата [8,9]

Таблица 1-8. Благоустройство жилищного фонда в России, Приволжском федеральном округе и Нижегородской области, 2015 г., %.

	Доля жилищного фонда, оборудованного:
	центральным отоплением	ваннами (душем)	горячим водоснабжением	водопроводом	канализацией	электроплитами
Россия	85,4	69,2	68,1	81,4	76,8	21,6
ПФО	89,8	65,1	66,1	82,2	75,5	9,0
Нижегородская область	88,5	70,1	69,4	84,5	78,3	7,9

По данными Нижегородстата

Общая протяженность освещенных частей улиц, проездов, набережных на конец года составила в Нижегородской области 5215 км.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Нижегородской области за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика Нижегородской энергосистемы

Энергосистема Нижегородской области граничит с энергосистемами Республик Мордовии, Марий Эл, Чувашской Республикой - Чувашией и энергосистемами Костромской, Ивановской, Владимирской, Рязанской, Ульяновской и Кировской областей.

Электрические межсистемные связи энергосистемы Нижегородской области классом напряжения 110 кВ и выше приведены в таблице 2.1-1.

Электрические межсистемные связи энергосистемы Нижегородской области классом напряжения 110 кВ и выше

N п/п	Наименование
ОЭС Центра
Энергосистема Владимирской области
1.	ВЛ 500 кВ Владимирская - Радуга Северная
2.	ВЛ 500 кВ Владимирская - Радуга Южная
3.	ВЛ 220 кВ Нижегородская ГЭС - Вязники
4.	ВЛ 110 кВ Радуга - Стрелочная цепь с отпайкой на ПС Вербовская
5.	ВЛ 110 кВ Радуга - Стрелочная цепь с отпайкой на ПС Вербовская
6.	ВЛ 110 кВ Радуга - Муром-2
7.	ВЛ 110 кВ Муром - Навашино с отпайками
8.	ВЛ 110 кВ Гороховец - Степаньково
9.	ВЛ 110 кВ Гороховец - Смолино с отпайкой на ПС Комплекс
Энергосистема Ивановской области
10.	ВЛ 110 кВ Нижегородская ГЭС - Пучеж с отпайкой на ПС Губцевская
11.	ВЛ 110 кВ Чистовская - Верещагино
Энергосистема Рязанской области
12.	ВЛ 220 кВ Арзамасская - Сасово с отпайкой на Саровскую ТЭЦ
Энергосистема Костромской области
13.	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Луч
14.	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Нижегородская
15.	ВЛ 220 кВ Рыжково - Мантурово
ОЭС Средней Волги
Энергосистема Республики Мордовии
16.	ВЛ 220 кВ Арзамасская - Рузаевка
17.	ВЛ 220 кВ Осиновка - Саранская
18.	ВЛ 110 кВ Первомайск - Жегалово
19.	ВЛ 110 кВ Первомайск - Ельники
20.	ВЛ 110 кВ Новосельская - Теньгушево
21.	ВЛ 110 кВ Починки - Ичалки с отпайкой на ПС Кемля
Энергосистема Республики Марий Эл
22.	ВЛ 110 кВ Макарьево - Юрино
23.	ВЛ 110 кВ Воскресенск - Мелковка
Энергосистема Чувашской Республики-Чувашия
24.	ВЛ 500 кВ Чебоксарская ГЭС - Нижегородская
25.	ВЛ 110 кВ Покров Майдан-Ядрин N 1
26.	ВЛ 110 кВ Покров Майдан-Ядрин N 2
Энергосистема Ульяновской области
27.	ВЛ 500 кВ Вешкайма - Арзамасская
28.	ВЛ 500 кВ Вешкайма - Осиновка
ОЭС Урала
Энергосистема Кировской области
29.	ВЛ 110 кВ Котельнич - Буреполом
30.	ВЛ 110 кВ Иготино - Шахунья с отпайками

На территории Нижегородской области получили развитие электрические сети напряжением 500/220/110 кВ. Общая характеристика представлена в таблице 2.1-2.

Протяженность ВЛ, КЛ и трансформаторная мощность ПС по классам напряжения 35 кВ и выше филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" и филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Нижегородское ПМЭС.

Класс напряжения	Протяженность ВЛ и КЛ, км	Трансформаторная мощность ПС, МВА
500 кВ	791,06*	5768****
220 кВ	1840,24**; 2026,07***	4588,3****
110 кВ	1. 5330,73	2. 4541,6
35 кВ	3. 2959,54	4. 775,89

* - по трассе и цепям;

** - по трассе;

*** - по цепям.

**** - без резервных фаз и СН.

Филиал "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" и филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Нижегородское ПМЭС отвечают за перераспределение, транспорт электроэнергии в Нижегородской области и присоединение потребителей к электрическим сетям. В состав филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" входят девять производственных отделений (Арзамасские ЭС, Балахнинские ЭС, Дзержинские ЭС, Кстовские ЭС, Семеновские ЭС, Сергачские ЭС, Уренские ЭС, Центральные ЭС, Южные ЭС), отвечающих за электроснабжение г. Нижнего Новгорода и области (рисунок 2-1). Под их управлением находятся 57 РЭС.

Рисунок 2-1. Состав филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"

На территории Нижегородской области осуществляют деятельность 50 территориальных сетевых организаций, оказывающих услуги по передаче электрической энергии. К наиболее крупным из них относятся:

- филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - "Нижегородское ПМЭС";

- филиал "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья";

- ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ";

- Филиал ОАО "РЖД" "Горьковская железная дорога";

- АО "Верхне-Волжская энергетическая компания";

- ООО "Специнвестпроект";

- ЗАО "Свет";

- МУП "Выксаэнерго";

- ООО "ЗЕФС-ЭНЕРГО";

- АО "Саровская Электросетевая Компания";

- филиал "Волго-Вятский" АО "Оборонэнерго";

- ООО "Павловоэнерго".

Основной объем электрических сетей напряжением 0,4-кВ принадлежит ПАО "МРСК Центра и Приволжья" - единой операционной компании с центром ответственности в г. Нижний Новгород, являющейся основным поставщиком услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электросетям во Владимирской, Ивановской, Калужской, Кировской, Нижегородской, Рязанской и Тульской областях, а также в Республике Марий Эл и Удмуртской Республике.

Филиал "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" отвечает за перераспределение, транспорт электроэнергии в Нижегородской области и присоединение потребителей к электрическим сетям.

На территории Нижегородской области осуществляют деятельность на розничном рынке по продаже электрической энергии около 25 организаций, в том числе четыре гарантирующих поставщика:

- ЗАО "Волгаэнергосбыт";

- АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ";

- ООО "Русэнергосбыт";

- ПАО "ТНС энерго Нижний Новгород".

Зоны деятельности гарантирующих поставщиков определены в соответствии с решением региональной службы по тарифам Нижегородской области от 23.10.2006 N 11/1 "О согласовании границ зон деятельности гарантирующих поставщиков на территории Нижегородской области".

Зона деятельности АО "Волгаэнергосбыт" определяется границами балансовой принадлежности электрических сетей ОАО "ГАЗ" и границами эксплуатационной ответственности электрических сетей ООО "Электросети" и АО "Энергосетевая компания".

Зона деятельности ООО "Русэнергосбыт"определяется границами балансовой принадлежности электрических сетей ОАО "РЖД" на территории Нижегородской области по снабжению электрической энергией потребителей (юридических и физических лиц), энергопринимающие устройства которых технологически присоединены к электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании ОАО "РЖД".

Зона деятельности АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ", г. Саров Нижегородской области - на территории Нижегородской области в пределах закрытой зоны г. Сарова (в границах балансовой принадлежности электрических сетей АО "Саровская Электросетевая Компания", г. Саров Нижегородской области).

Зона деятельности ПАО "ТНС энерго Нижний Новгород" - вся территория Нижегородской области за исключением зон действия ООО "Русэнергосбыт", АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ" г. Саров, ЗАО "Волгаэнергосбыт".

К крупным генерирующим компаниям, осуществляющим деятельность на территории Нижегородской области, относятся:

- Филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс" (в составе трех ТЭЦ);

- АО "Волга" (Нижегородская ГРЭС);

- ООО "Автозаводская ТЭЦ" (входящая в состав группы компаний АО "ВолгаЭнерго", управляемая холдингом ООО "ЕвроСибЭнерго");

- Филиал ПАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС";

- АО "Саровская Генерирующая Компания";

- ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова".

В энергетический комплекс области входят объекты генерации - шесть ТЭЦ общего пользования установленной электрической и тепловой мощностью 2235 МВт и 5736 Гкал/ч соответственно, одна ГЭС установленной электрической мощностью 520 МВт, а также блок-станция ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова" с установленной электрической мощностью 36 МВт; 397 линий электропередачи класса напряжения 110-кВ, 205 трансформаторных подстанций и распределительных устройств класса напряжения 110-кВ.

Общая установленная электрическая и тепловая мощность электрических станций на начало 2017 года составляет 2791 МВт и 6195,11 Гкал/ч соответственно.

Основными источниками питания энергосистемы Нижегородской области являются Автозаводская ТЭЦ (ООО "Автозаводская ТЭЦ") установленной мощностью 580 МВт, Дзержинская ТЭЦ установленной мощностью 565 МВт, Новогорьковская ТЭЦ установленной мощностью 557 МВт, Сормовская ТЭЦ установленной мощностью 350 МВт (филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс"), Нижегородская ГЭС (Филиал ПАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС") установленной мощностью 520 МВт. На рисунке 2-6 представлена структура установленной электрической мощности электростанций на территории Нижегородской области по состоянию на 1 февраля 2017 года.

Рисунок 2-6. Структура установленной электрической мощности электростанций на территории Нижегородской области по состоянию на 1 февраля 2017 года.

Выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы Нижегородской области в 2016 году составила 9976,6 млн. кВтч, что на 6,1% больше, чем в 2015 году. Увеличение выработки связано с вводом в эксплуатацию в конце 2014 года двух газотурбинных установок на Новогорьковской ТЭЦ (филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс").

Дефицит произведенной на территории энергосистемы Нижегородской области электроэнергии покрывался за счет перетоков электроэнергии и мощности по межсистемным линиям электропередачи из смежных энергосистем. За 2016 год суммарный переток электроэнергии в энергосистему Нижегородской области составил 10155,5 млн кВт-ч.

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Нижегородской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет

Ниже приведена динамика потребления электроэнергии в Нижегородской области за 5-летний период по данным АО "СО ЕЭС" (таблица 2.2-1, рисунок 2-7).

Динамика потребления электроэнергии в энергосистеме Нижегородской области

Показатель	2012	2013	2014	2015	2016
Электропотребление, млрд. кВт*ч	22,379	22,034	20,526	19,695	20,132
Годовой темп прироста, %	-1,69	-1,54	-6,8	-4	+2,2

Рисунок 2-7. Динамика электропотребления на территории Нижегородской области

Наблюдалось снижение электропотребления. По итогам 2016 года потребление электроэнергии в энергосистеме Нижегородской области в прошлом году составило 20132,1 млн кВт-ч, что на 2,2% больше объема потребления за 2015 год.

2.3. Основные крупные потребители в энергосистеме Нижегородской области

Максимальное потребление электрической мощности в 2016 году в энергосистеме Нижегородской области составило 3443,82 МВт (исторический максимум - 4153 МВт в 1990 году).

Потребление электроэнергии в энергосистеме Нижегородской области в 2016 году составило 20132,1 млн. кВтч, что на 2,2% больше объема потребления за 2015 год (19694,989 млн. кВтч).

На территории региона на основании данных местных энергоснабжающих компаний удалось выявить 64 крупных потребителей электроэнергии, которые совместно формируют 4,561 млрд. кВт*ч в 2016 г. (таблица 2.3-1).

Среди них доминируют предприятия обрабатывающей промышленности (в формате ОКВЭД), на которые приходится почти 60% суммарного электропотребления крупных потребителей. Среди них основное место занимают предприятия химии и нефтепереработки (20%), целлюлозно-бумажных производств-% (практически исключительно комбинат АО "Волга"), а также транспортного машиностроения и связанных с ним производств, включая предприятия ОПК (19%), и металлургии (2%) (рисунок 2-4).

Рисунок 2-4. Структура отпуска электроэнергии крупнейшим потребителям Нижегородской области по их основным группам в 2016 году.

Несколько уступают обрабатывающим производствам предприятия транспорта, на которые приходится 19% совокупного объема расхода электроэнергии крупными потребителями. Основная доля потребления внутри этой группировки падает на работу НПС магистральных газовых трубопроводов.

Незначительную долю (6%) занимают предприятия сектора Е, обеспечивающие производство и распределение электроэнергии, газа и воды, а также торговли, представленные единственным предприятием международной сети ИКЕА.

Потребление электроэнергии крупными потребителями Нижегородской области 2012-гг., млн. кВт*ч.

		Наименование предприятия	2012	2013	2014	2015	2016
1	ЦБ произ-во	АО "Волга" (г. Балахна)	1 348.7	1 374	1 369	826	595
2		ОАО "Полиграфкартон"	56	65	44	41	54
3	Нефтехимия	ООО "Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез" (Кстовский р-н)	1 152	715.8	495.3	438,58	525,48
4		ОАО "Сибур-Нефтехим"	681,404	492,095	428,841	401,344	364,649
5		ОАО "Дзержинское производственное объединение "Пластик"	42,913	45,155	47,539	41,244	39,087
6		ОАО "Дзержинское Оргстекло"	137,034	88,704	67,612	63,978	76,487
7		ОАО "Синтез"	47,738	37,803	33,266	37,288	32,948
8		ООО "СинтезОКА"	20,310	22,229	16,230	17,234	16,573
9		ООО "Нефтемаслозавод "Варя"	3	3	3	3,4	3,5
10	Транспортное машиностроение и связанные с ним производства	Группа "ГАЗ", Нижний Новгород	595	658	541	389,304	89,622
11		ПАО "ЗАВОЛЖСКИЙ МОТОРНЫЙ ЗАВОД"	91	105	28	44	51
12		ПАО "Павловский автобус"	53.4	52.5	41.3	40,68	49,83
13		ПАО "Арзамасский машиностроительный завод"	50	51	50	51,5	51,1
14		"НАЗ "Сокол" - филиал АО КСК "МиГ"	53	54	54	91,8	97,8
15		ФГУП НПП "Полет"	6	5	6	5,3	5,5
16		ОАО "Коммаш"	8	8	7	5	5
17		ОАО "Завод "Красное Сормово"	47	48	49	46,2	45
18		ОАО "Транспневматика"	26	24	23	18	22
19		ОАО "Завод Полет"	3	3	2	2	2
20		ОАО "Гидроагрегат"	71.4	72.9	77.2	30,32	32,22
21		ОАО ПКО "Теплообменник"	28	28	28	30,3	32,5
22		ОАО "Салют"	51	51	49	21,6	19,5
23		ОАО "ОКСКАЯ СУДОВЕРФЬ"	28,5	21,1	19,3	17,38	19,16
24		ЗАО "ЗЗГТ"	3	3	2	7	7
25		НОАО "Гидромаш"	64	64	67	65,2	67,4
26		ОАО "ОКБМ Африкантов"	25	26	26	27	26
27	Металлургия	АО "ВМЗ"	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных
28		ПАО "Русполимет"	87,7	76,3	74,5	74	84,6
29		ООО "Литейный завод РосАЛит"	32	31	27	45	43
30		ООО "Дайдо Металл Русь"	14	11	10	10	11
31		ООО "КУЛЕБАКСКИЙ ЭЛЕКТРО-МЕТАЛЛУРГИЧЕСКИЙ ЗАВОД"	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных
32	Прочие обрабатывающие производства	ООО "БИАКСПЛЕН"	12	40	18	41	23
33		ОАО "Рикор Электроникс"	7	7	7	7	7
34		ОАО "НПО "ПРЗ"	19	32	19	20	20
35		ОАО "Горьковский завод аппаратуры связи им. А.С. Попова"	7	7	6	7,9	7,4
36		ФГУП "Завод "Электромаш"	8	8	8	6,7	6,1
37		ФКП "З-д им. Я.М. Свердлова"	60,611	89,631	85,855	107,047	84,404
38		ФГУП "ФНПЦ НИИИС им. Ю.Е. Седакова"	21	35	37	36	36
39		ОАО "ДЗЕРЖИНСКХИММАШ"	12,120	7,788	14,973	12,917	6,578
40		ООО "Корунд"	48,855	42,486	44,437	39,925	40,697
41		ОАО "Металлист"	11.6	12.5	12.2	7,46	6,7
42		ЗАО "АВТОКОМПОЗИТ"	18,4	15,6	13,9	11,29	12,21
43		ООО "Либхерр-Нижний Новгород"	3,462	5,221	7,216	8,712	10,289
44		ООО НПО "Мехинструмент"	8.3	8.3	7.4	6,78	7,19
45		ОАО "Завод Красная Этна"	42	39	33	32,7	31,6
46		ПАО "НМЗ"	66	62	63	66,7	69,2
47		ФГУП "Нижегородский завод им. Фрунзе"	2	4	4	2,9	4,2
48		ОАО "Нормаль"	13	13	12	10,5	9,5
49		ОАО "РУМО"	22	18	15	12	9,4
50		АО "НМЖК"	40	56	25	43	44,5
51		ОАО "Мельинвест"	1	1	-	-	-
52		АО "Сергачский сахарный завод"	10,8	6,7	5,2	3,65	2,798
53	Транспорт	ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород" транспорт	2 365,9	2 349,1	1 033,6	520,710	904,782
54		ОАО "Верхневолжскнефтепровод" ДО ОАО "АК "Транснефть" (ЭП по Нижегородской области)	553,61	486, 05	385,6	369,015	379,565
55		ОАО "Рязаньтранснефтепродукт" ДО "ОАО "АК "Транснефтепродукт"	Нет данных	Нет данных	Нет данных	16,717	15,931
56		МП "Нижегородэлектротранс"	61	61	62	53,1	53,4
57	Производство и распределение ЭЭ, газа и воды	ОАО "Теплоэнерго"	26	24	32	114,5	122,5
58		ОАО "Дзержинский водоканал"	57,407	50,364	43,973	38,889	36,834
59		ОАО "НИЖЕГОРОДСКИЙ ВОДОКАНАЛ"	11	11	12	11,5	10,5
60		ООО "Нижегородский производственно-энергетический комплекс"	35	36	34	37,4	36,4
61		ООО "ПримаЭнерго"	28	28	26	22,2	19,9
62		ЗАО "ЗКПД-4 Инвест"	21	23	25	24	24
63		ООО ПКП "Энергетика"	18	21	20	19,3	17,3
64	Торговля	ООО "ИКЕА-МОС (ТОРГОВЛЯ И НЕДВИЖИМОСТЬ)"	31	32	33	32,9	32,3
		Итого	8 468,16	7 868,33	5 831,44	4 636,06	4 561,13

В рассматриваемый период времени с 2012 по 2016 гг. прироста потребления электроэнергии не наблюдается.

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет

В таблице 2.4.-1 и на рисунке 2-9 представлена динамика максимума потребления мощности энергосистемы Нижегородской области за 5-летний период по данным АО "СО ЕЭС".

- Динамика максимума потребления мощности энергосистемы Нижегородской области

Показатель	2012	2013	2014	2015	2016
Потребление, МВт	3956	3698	3591	3250	3444
Годовой темп прироста, %	10,0	-6,52	-2,89	-9,49	+5,97

Рисунок 2-9. Динамика изменения максимума потребления мощности Нижегородской энергосистемы

В период 2012-гг. наблюдалось снижение максимума потребления мощности, в 2015-гг. имел место рост максимума потребления мощности.

2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе

Суммарный отпуск тепловой энергии в паре и горячей воде в системах централизованного теплоснабжения (без учёта производства тепла в промышленных теплоутилизационных установках) за 2016 год составил 28,0 млн. Гкал. Общая динамика изменения отпуска (выработки) тепловой энергии за период с 2012 по 2016 годы приведена в таблице и на рисунке ниже.

Таблица 2.5-1. Сведения о суммарном тепловом отпуске источников теплоснабжения за период 2012 - 2016 годов

Наименование	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Суммарный отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал, в том числе:	28998,3	28882,1	28135,2	26737,6	28034,3
с коллекторов ТЭЦ	11842,1	10452,5	11141,0	11508,3	12070,4
	40,8%	36,2%	39,6%	43,0%	43,0%
от котельных	17156,2	18429,6	16994,2	15229,3	15963,9
	59,2%	63,8%	60,4%	57,0%	57,0%

Рисунок 2-10. Динамика изменения суммарного отпуска тепловой энергии

В период с 2012 по 2015 годы наблюдалось снижение отпуска тепловой энергии в регионе с 29,0 до 26,7 млн. Гкал и происходили колебания доли выработки тепловой энергии от источников когенерации (ТЭЦ) и котельных. В 2016 году наблюдалось увеличение отпуска тепловой энергии в регионе по отношению к 2015 году на 1,3 млн. Гкал При этом доля отпуска тепла от ТЭЦ в суммарном объеме сохранилась на уровне 2015 года и составила около 43,0%.

Изменение потребления тепла населением Нижегородской области за 2012 - 2016 годы представлено в таблице и на рисунке ниже.

Таблица 2.5-1. Изменение фактического показателя потребления тепла на душу населения в Нижегородской области за период 2012 - 2016 годов

Показатель	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Численность населения, тыс. чел.	3289,8	3285,7	3275,9	3270,2	3249,3
Отпуск тепла населению, тыс. Гкал	11481,7	10886,4	10737,9	10251,1	10797,4
Удельное теплопотребление на душу населения, Гкал/чел.	3,49	3,31	3,28	3,13	3,32

Рисунок 2-11. Изменение потребления тепла населением Нижегородской области

В условиях стабильного уменьшения численности населения Нижегородской области наблюдается снижение потребления им тепла на уровне от 11,5 до 10,8 млн. Гкал/год, за исключением 2015 года, когда данный показатель составил 10,3 млн. Гкал/год.

В последние годы наблюдается тенденция снижения удельного потребления тепловой энергии на одного человека, что может быть вызвано успешным проведением политики в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности в регионе, в том числе установки общедомовых и индивидуальных приборов коммерческого учёта. Фактический показатель удельного теплопотребления населением области в 2016 году составил 3,32 Гкал/чел., что соответствует уровню потребления прошлых лет.

Удельная общая выработка тепловой энергии на душу населения в Нижегородской области в 2012 - 2016 годах находится в пределах от 8,81 до 8,63 Гкал/чел. Этот показатель достиг минимума 8,18 Гкал/чел в 2015 году.

2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в регионе, источники покрытия тепловой энергии

Перечень основных крупных потребителей тепла расположенных в регионе с указанием расчетной тепловой нагрузки, годового теплопотребления и источников тепла, осуществляющих их теплоснабжение представлен в таблице 2.6-1.

На крупных потребителей тепла приходилась до 45% суммарного теплопотребления области. Прежде всего, это предприятия ОАО "ГАЗ", ФГУП "ВНИИЭФ", ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова", АО "Волга" и ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез".

Перечень основных крупных потребителей тепла

N п/п	Наименование предприятия	Населенный пункт		Источник теплоснабжения	Источник теплоснабжения	Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч
		Городской округ, район	Город, район
1	ЗАО "ЗКПД-4 Инвест"	г.о. Нижний Новгород	Сормовский р-н	Котельная ул. Зайцева, 31	74,4	103
2	ОАО "Агрокомбинат "Горьковский"	г.о. Нижний Новгород	Канавинский р-н	Котельная N 1 ул. Тепличная, 2а	52,8	117
3	ОАО "Завод "Красное Сормово"	г.о. Нижний Новгород	Сормовский р-н	Котельная ул. Баррикад, 1	129	252
4	ОАО "Нижегородский авиазавод "Сокол"	г.о. Нижний Новгород	Московский р-н	Котельная N 1 ул. Чаадаева, 1	74,4	96
		г.о. Нижний Новгород	Московский р-н	Котельная N 3	101,5	190
5	ОАО "Нижегородский масложиркомбинат"	г.о. Нижний Новгород	Канавинский р-н	Котельная ш. Жирокомбината,	68,3	322
6	ПАО "Нижегородский машзавод"	г.о. Нижний Новгород	Московский р-н	Котельная Сормовское ш., 21	161,2	274
7	ПАО "Нижегородский машзавод"	г.о. Нижний Новгород	Московский р-н	Котельная Сормовское ш., 21	136	212
8	ОАО "НПП "Полет" (б. ФГУП)	г.о. Нижний Новгород	Ленинский р-н	Котельная ул. Заводская, 15	59,3	31
9	ОАО "РУМО"	г.о. Нижний Новгород	Ленинский р-н	Котельная N 3 ул. Нахимова, 13	75,3	123
10	ОАО "Этна"	г.о. Нижний Новгород	Ленинский р-н	Котельная ул. Премудрова, 10/4	80,5	262
11	ОАО "ГАЗ"	г.о. Нижний Новгород	Автозаводский р-н	ТЭЦ ООО "Автозаводская ТЭЦ" пр. Ленина, 88	1 669,40	1 938
		г.о. Нижний Новгород	Ленинский р-н	Котельная "Северная" ул. Нов. Прибоя, 33	106	96
12	ФГУП "Завод "Электромаш"	г.о. Нижний Новгород	Сормовский р-н	Котельная ул. Федосеенко, 64	53,4	62
13	ФГУП "НИИИС им. Ю.Е. Седакова"	г.о. Нижний Новгород	Приокский р-н	Котельная ул. Тропинина, 47	79,8	82
14	ФГУП "ОКБМ им. Африкантова"	г.о. Нижний Новгород	Московский р-н	Котельная Бурнаковский пр., 15	73,1	95
15	ПАО "Арзамасский машиностроительный завод"	г.о. Арзамас	г. Арзамас	Котельная ул. 9 Мая, 2	120,3	156
16	ОАО "Арзамасский приборостроительный завод им. Пландина"	г.о. Арзамас	г. Арзамас	Котельная ул. 50 лет ВЛКСМ, 8	57,8	79
17	ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова"	г.о. Дзержинск	г. Дзержинск	ТЭЦ Завода им. Свердлова	381,6	758
18	ФГУП "ВНИИЭФ"	г.о. Саров	г. Саров	ТЭЦ АО "Саровская Генерирующая Компания"	777,9	1 289
19	ОАО "Эй Джи Си Борский стекольный завод"	г.о. Бор	г. Бор	Котельная производственно-отопительная	88,6	161
20	АО "Волга"	Балахнинский	г. Балахна	Котельная комбината	329	2 540
21	ОАО "Ильиногорское"	Володарский	п. Ильиногорск	Котельная предприятия	118,8	253
22	АО "ВМЗ"	Выксунский	г. Выкса	Промкотельные (3ед.) ул. 8 Марта, 45	296,5	551
23	ПАО "Заволжский моторный завод"	Городецкий	г. Заволжье	Котельная N 1 ул. Советская, 1а	273,3	229
24	ОАО "Сибур-Нефтехим"	Кстовский	г. Кстово	Котельная предприятия	104	832
25	ООО "ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез"	Кстовский	г. Кстово	Новогорьковская ТЭЦ филиала "Нижегородский" ПАО "Т Плюс"	835,9	2 483
26	ПАО "Русполимет"	Кулебакский	г. Кулебаки	Котельная завода, ул. Восстания, 1	53,9	137
27	ОАО "Павловский автобус"	Павловский	г. Павлово	Котельная ул. Суворова, 1	54,7	73
28	АО "Сергачский сахарный завод"	Сергачский	г. Сергач	ТЭС АО "Сергачский сахарный завод", пос. Юбилейный, 1а	88,1	311
Итого					6 574,80	14 106

Более полная характеристика эксплуатируемых источников когенерации приведена в разделе 2.8. По состоянию на 01.01.2016 в регионе эксплуатируются 2 132 муниципальных и ведомственных котельных суммарной установленной тепловой мощностью 16 654,5 Гкал/ч. Распределение общего количества котельных региона по установленной тепловой мощности представлено на рисунке ниже.

а) по количеству котельных

б) по установленной тепловой мощности

Рисунок 2-12. Распределение общего количества котельных Нижегородской области по установленной тепловой мощности

Наибольшее количество (77%) котельных области установленной тепловой мощностью менее 3 Гкал/ч. Крупные котельные (17 шт.) установленной тепловой мощностью более 100 Гкал/ч расположены в г. Нижний Новгород, г. Арзамас, г. Бор. г. Выкса, г. Заволжье, г. Кстово, г. Кулебаки.

Сводные данные по котельным Нижегородской области на 01.01.2016 представлены в таблице ниже.

Таблица 2.6-2. Сведения об источниках теплоснабжения (котельных)

N п/п	Наименование городского округа/района	Кол-во котельных, шт.	Установленная мощность, Гкал/ч
1	г.о. Нижний Новгород	247	6 598,70
2	г.о. Арзамас	49	801,30
3	г.о. Дзержинск	70	3 177,70
4	г.о. Саров	1	9,30
5	г.о.г. Бор	78	265,50
6	г.о. Семеновский	62	106,60
7	Ардатовский	15	18,60
8	Арзамасский	53	77,80
9	Балахнинский	22	943,90
10	Богородский	43	163,10
11	Большеболдинский	14	15,20
12	Большемурашкинский	7	11,70
13	Бутурлинский	12	23,80
14	Вадский	35	28,10
15	Варнавинский	31	22,60
16	Вачский	28	60,60
17	Ветлужский	31	47,60
18	Вознесенский	8	65,00
19	Володарский	23	20,50
20	Воротынский	38	13,90
21	Воскресенский	56	36,70
22	Выксунский	43	141,70
23	Гагинский	24	13,70
24	Городецкий	81	291,70
25	Д.Константиновский	33	135,20
26	Дивеевский	30	19,10
27	Княгининский	24	21,30
28	Ковернинский	29	32,20
29	Краснобаковский	48	26,90
30	Краснооктябрьский	48	45,30
31	Кстовский	34	881,20
32	Кулебакский	47	147,80
33	Лукояновский	84	59,40
34	Лысковский	35	138,00
35	Навашинский	32	95,50
36	Павловский	34	324,50
37	Первомайский	28	47,70
38	Перевозский	20	24,70
39	Пильнинский	28	45,30
40	Починковский	43	70,70
41	Сергачский	90	42,60
42	Сеченовский	46	32,60
43	Сокольский	21	22,80
44	Сосновский	16	28,40
45	Спасский	13	2,40
46	Тонкинский	21	26,20
47	Тоншаевский	41	17,10
48	Уренский	62	111,70
49	Чкаловский	28	116,10
50	Шарангский	39	15,00
51	Шатковский	38	28,70
52	Шахунский	47	123,50
Всего по Нижегородской области		2132	16654,50

Распределение количества и установленной тепловой мощности котельных по муниципальным районам и городским округам Нижегородской области на 01.01.2016 представлено на рисунке ниже.

Рисунок 2-13. Распределение количества и установленной тепловой мощности котельных по муниципальным районам и городским округам Нижегородской области на 01.01.2016

Средний КПД на отпущенную тепловую энергию котельными в Нижегородской области составляет 87,4%, что соответствует среднему удельному расходу топлива на отпуск тепла с коллекторов котельных - 163,46 кг у.т./Гкал.

КПД на отпущенную тепловую энергию котельными, расположенными преимущественно в северных районах области, где отсутствует природный газ: Краснобаковском, Воскресенском, Тонкинском, Варнавинском, Ветлужском, Тоншаевском и Шарангском районах области имеет значение ниже 60%.

Фактические средние удельные расходы топлива на котельных области свидетельствуют об их удовлетворительном техническом состоянии.

2.7. Структура установленной электрической мощности на территории Нижегородской области

По состоянию на 1 февраля 2017 года установленная мощность электростанций Нижегородской области составила 2791 МВт.

Структура установленной электрической мощности на территории Нижегородской области приведена в таблице 2.7-1.

- Структура установленной электрической мощности на территории Нижегородской области по состоянию на 1 февраля 2017 года, МВт

Тип электростанций	Генерирующие компании	Наименование электростанции	Установленная мощность, МВт
ТЭС	филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс"	Новогорьковская ТЭЦ	557
		Сормовская ТЭЦ	350
		Дзержинская ТЭЦ	565
		Итого по филиалу "Нижегородский" ПАО "Т Плюс"	1472
	АО "Волга"	Нижегородская ГРЭС	112
	Группа компаний "ВолгаЭнерго"	Автозаводская ТЭЦ	580
	АО "Саровская Генерирующая Компания"	Саровская ТЭЦ	71
Всего ТЭС			2235
ГЭС	Филиал ОАО "РусГидро"	Нижегородская ГЭС	520
Блок-станции	ФКП "Завод имени Я.М. Свердлова"	ТЭЦ ФКП "Завод имени Я.М. Свердлова"	36
Суммарная установленная мощность электростанций и станций промышленных предприятий Нижегородской области			2791

Установленная мощность Новогорьковской ТЭЦ с 01.02.2017 увеличилась до 557 МВт после проведенной перемаркировки основного генерирующего оборудования, на основании Акта о перемаркировке ГТУ-ст.N1,2 (GT13E2) от 23.01.2017 г.

2.8. Состав существующих электростанций на территории Нижегородской области

Состав и параметры оборудования электростанций (станционный номер, тип генераторов, турбин котельного оборудования, тип топлива, установленная и располагаемая мощность, скорость набора и снижения нагрузки, и т.д.) приведены в таблице 2.8-1.

- Общая характеристика генерирующего оборудования Нижегородской энергосистемы

ст. N	Электростанция и месторасположение объектов генерации	Энергоблок (с указанием типов оборудования)	Год ввода (реконструкции)	Располагаемая тепл. мощность, Гкал/ч	Фактическая максимальная электр. мощность, МВт	Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/ч	Тип топлива
1				1156,5	565	504,18	Природный газ, мазут
1	Дзержинская ТЭЦ, город Дзержинск	ПТ-/75-/13	1961	139	60
2		ПТ-/100-/13	1993	182	80
3		ГТУ V 94,2 (siemens)	2006	-	150
4		Т-/45-,45	2006	87,5	30
5		Т-/120--	1977	175	110
6		ПТ-/165-/15	1984	308	135
2				598	350	400,31	Природный газ, мазут
1	Сормовская ТЭЦ, город Нижний Новгород	ПТ-/75-/13	1974 (2010)	139	65
2		ПТ-/75-/13	1975 (2010)	139	65
3		Т-/120--	1978	175	110
4		Т-/120--	1981	175	110
3				575	557	778,21	Природный газ, мазут
1	Новогорьковская ТЭЦ, город Кстово	GT13E2	2014	59	176,2
2		GT13E2	2014	59	175,8
6		ПТ-/75-/13	2001	149	65
8		ПТ-/165-/15	1990	308	140
4				1234	580	1 856,95	Природный газ, мазут
3	Автозаводская ТЭЦ, город Нижний Новгород	ВР--	1949 г.	120	25
4		АТ--	1941 г.	94	25
5		ВТ--	1952 г.	54	25
6		ВТ--	1954 г.	54	25
7		Т--	1965 г.	160	100
8		Т--	1966 г.	160	100
9		ПТ--/13	1974 г.	139	60
10		ПТ--/13	1976 г.	139	60
11		ПТ--/13	1976 г.	139	60
12		Т-/120--	1978 г.	175	100
5				293,6	71	625,132	Природный газ, мазут
1	Саровская ТЭЦ, город Саров	П--/5 "Лаваль"	1951	23,6	4
2		П--/5 "Лаваль"	1952	23,6	4
3		П--/5 "Лаваль"	1953	23,6	4
4		П--/5 "Лаваль"	1953	23,6	4
6		ВПТ--	1961	113,6	30
7		ПР--/10/0,9	1970	85,6	25
6				277	36	244
1	ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова"	Р--/5	1966	81	12		Природный газ, мазут
2		Р--/5	1979	98	12
3		Р--/5	1980	98	12
7				338	112	289,4
2	Нижегородская ГРЭС им. А. В. Винтера АО "Волга"	Р--/13	1968	128	32		Природный газ
3		ПТ-/100-/13	1983	210	80
8				96	12
1	ТЭС АО "Сергачский сахарный завод"	Тр-/4	1966 (2016)	53	6		Природный газ
2		Р--/5М	1966 (2016)	53	6
9					3,54
1	ТЭЦ ОАО "Инженерный центр"	Petra-INB	-	-	1,02		Природный газ
2		Petra-INB	-	-	1,02
3		MTUL62	-	-	1,5
10					520
1	Нижегородская ГЭС	К 510-ВБ-900	1955		65
2		К 510-ВБ-900	1955		65
3		К 510-ВБ-900	1955		65
4		К 510-ВБ-900	1955		65
5		К 510-ВБ-900	1956		65
6		К 510-ВБ-900	1956		65
7		К 510-ВБ-900	1956		65
8		К 510-ВБ-900	1956		65

ООО "Автозаводская ТЭЦ"

Автозаводская ТЭЦ - одно из ключевых энергетических предприятий г. Нижнего Новгорода. ТЭЦ расположена в Автозаводском районе г. Нижнего Новгорода по адресу пр. Ленина, 88. Введена в эксплуатацию 4 ноября 1931 года. С октября 2004 года входит в группу компаний "Волгаэнерго", которая находится под управлением крупнейшей независимой энергетической компании ОАО "ЕвроСибЭнерго".

По установленной электрической и тепловой мощности является крупнейшей компанией в Нижегородской области. 4 ноября 1931 года станция была введена в эксплуатацию. Суммарная установленная мощность Автозаводской ТЭЦ составляет: электрическая - 580 МВт, тепловая - 2 074 Гкал/ч, в том числе отборов паровых турбин - 1 234 Гкал/ч.

Станция предназначена для энергоснабжения крупнейшего автомобилестроительного предприятия ПАО "Горьковский автомобильный завод" входящего в "Группу ГАЗ", а также жилищно-коммунального сектора г. Нижнего Новгорода.

Основные технико-экономические показатели работы Автозаводской ТЭЦ в 2012 - 2016 гг. представлены в таблице 2.8-2.

Таблица 2.8-2 - Основные технико-экономические показатели работы Автозаводской ТЭЦ в 2012 - 2016 гг.

N п/п	Показатель	2012	2013	2014	2015	2016
11.	Установленная мощность
1.1.	- электрическая, МВт	580	580	580	580	580
1.2.	- тепловая , Гкал/ч	2 074	2 074	2 074	2 074	2 074
1.3.	в том числе отборов паровых турбин, Гкал/ч	1 234	1 234	1 234	1 234	1 234
22.	Информация о выработке тепловой энергии
2.1.	Общая выработка тепловой энергии, тыс. Гкал/год	4346,26*	4174,78*	3995,26*	3819,10*	3716,60*
2.2.	Собственные нужды, %	11	12	9	9	5
2.3.	Отпуск в сеть, тыс. Гкал/год	3869,07	3674,53	3657,21	3483,47	3514,76
2.4.	Реализация, тыс. Гкал/год, в том числе по абонентам:	3855	3656	3638	3465	3495
2.4.1	Население	1 771	1653	1700	1673	1604
2.4.2	Бюджетные организации	187	189	170	164	166
2.4.3	Промышленные предприятия	1309	1223	1227	1109	1103
2.4.4	Прочие потребители	137	133	127	122	131
2.4.5	Потери	451	458	414	397	491
3.	Информация о выработке электрической энергии
3.1	Общая выработка электроэнергии, млрд. кВт*ч/год	2,216	2,105	1,666	1,655	1,569
3.2	Собственные нужды, %	13%	14%	16%	15%	15%
3.3	Отпуск в сеть, млрд. кВт*ч/год	1,942	1,834	1,422	1,414	1,333
3.4	Реализация, млрд. кВт*ч/год, в том числе по абонентам:	1,92	1,81	1,40	1,39	1,31
3.4.1	Население
3.4.2	Бюджетные организации
3.4.3	Промышленные предприятия
3.4.4	Прочие потребители
4	Информация об использовании топлива
4.1	Годовой расход топлива, в том числе:	1248,112	1195,603	1040,497	988,592	985,424
4.1.1	Газ (основное топливо), тонн или тыс. т.у.т.	1191,584	1193,842	1029,355	972,079	925,256
4.1.2	Мазут (резервное топливо), тонн или тыс. т.у.т.	56 ,528	1 ,761	11 ,142	16,513	60 ,168

* Теплоэнергия с января 2012 по сентябрь 2015 ТЭЦ, кот. "Ленинская" и "Северная", с октября 2015 по декабрь 2016 - только от ТЭЦ и кот. "Ленинская".

Сормовская ТЭЦ

Сормовская ТЭЦ - одно из ключевых предприятий энергетики в г. Нижнем Новгороде. Площадка станции расположена по адресу г. Нижний Новгород ул. Коминтерна, 45. Входит в состав филиала "Нижегородский" ПАО "Т Плюс". Сормовская ТЭЦ была введена в эксплуатацию в 1974 году. В 1981 году вошла в строй вторая очередь.

По состоянию на 01.01.2017 суммарная установленная мощность Сормовской ТЭЦ составила: электрическая - МВт, тепловая - 646 Гкал/ч, в том числе отборов паровых турбин - 646 Гкал/ч.

Станция предназначена для обеспечения тепловой энергией потребителей Сормовского, Московского и Канавинского районов г. Нижнего Новгорода.

Таблица 2.8-3. Основные технико-экономические показатели работы Сормовской ТЭЦ в 2012 - 2016 гг.

N п/п	Наименование	Един. изм.	Год
			2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
1.	Установленная мощность
	- электрическая	МВт	350	350	350	350	350
	- тепловая	Гкал/ч	646	646	646	646	646
	в том числе отборов паровых турбин	Гкал/ч	646	646	646	646	646
2.	Выработка электроэнергии, всего	млн. кВт.ч	996,4	855,6	892,1	890,6	823,9
	в том числе по конденсационному циклу	млн. кВт.ч	483,3	339,5	388,2	387,8	302,2
	тоже в % от суммарной выработки	%	48,5	39,7	43,5	43,5	36,7
3.	Отпуск электроэнергии с шин, всего	млн. кВт.ч	874,9	738,6	774,6	776,3	713,2
4.	Расход электроэнергии на собств. нужды, всего	млн. кВт.ч	121,5	117,0	117,5	114,4	110,7
	тоже в % от суммарной выработки	%	12,2	13,7	13,2	12,8	13,4
	в том числе
	- на производство электроэнергии	млн. кВт.ч	71,4	65,7	65,8	63,0	55,9
	- на производство тепловой энергии	млн. кВт.ч	50,1	51,3	51,7	51,3	54,8
5.	Удельный расход электроэнергии на собств. нужды
	- на производство электроэнергии	%	7,2	7,7	7,4	7,1	6,8
	- на производство тепловой энергии	кВт.ч/Гкал	44,4	45,3	47,9	47,5	48,2
6.	Отпуск тепла с коллекторов	тыс. Гкал	1 128,0	1 131,6	1078,8	1080,7	1135,7
	в том числе отработавшим паром	тыс. Гкал	1 076,2	1 131,6	1078,8	1080,7	1135,7
	тоже в % от суммарного отпуска	%	95,4	100,0	100,0	100	100
7.	Число часов использования мощности
	- электрической	ч	2 847	2 445	2 549	2545	2354
	- тепловой	ч	1 746	1 752	1 670	1673	1758
	в том числе отборов паровых турбин	ч	1 666	1 752	1 670	1673	1758
8.	Расход условного топлива, всего	тыс. т у.т.	474,1	413,2	418,6	419,5	373,1
	в том числе
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	тыс. т у.т.	304,0	246,3	258,6	258,7	202,7
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	тыс т у.т.	170,1	166,8	160,0	160,8	170,4
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	тыс. т у.т.	270,7	209,2	222,9	223,2	175,3
	- на отпуск тепла (физ. метод)	тыс т у.т.	203,4	204,0	195,7	196,4	197,9
9.	Удельный расход условного топлива
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	г у.т./кВт.ч	347,5	333,5	333,8	333,3	284,2
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	кг у.т./Гкал	150,8	147,4	148,4	148,8	150,1
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	г у.т./кВт.ч	309,4	283,2	287,8	287,4	245,8
	- на отпуск тепла (физ. метод)	кг у.т./Гкал	180,4	180,3	181,4	181,7	174,2
10.	Расход натурального топлива по видам
	- природный газ	млн. м3	328,6	335,7	347	342,1	263,7
	- мазут	тыс. т	74,7	20,7	14,1	15,2	49,8

Саровская ТЭЦ

Саровская ТЭЦ расположена в г. Сарове Нижегородской области по адресу Варламовская дорога, 31. Станция введена в эксплуатацию в 1951 году. АО "Саровская Генерирующая Компания" - дочернее общество АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ" - единственный производитель тепловой и электрической энергии в закрытом административном территориальном образовании г. Саров.

Станция предназначена для обеспечения надежного электроснабжения потребителей г. Сарова, в том числе крупнейшего предприятия -ФГУП "РФЯЦ-ВНИИЭФ".

Основные технико-экономические показатели работы Саровской ТЭЦ в 2012 - 2016 гг. представлены в таблице 2.8-4.

Основные технико-экономические показатели работы Саровской ТЭЦ в 2012 - 2016 гг.

N п/п	Наименование	Един. изм.	Год
			2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
1.	Установленная мощность
	- электрическая	МВт	71	71	71	71	71
	- тепловая	Гкал/ч	594	594	594	594	594
	в том числе отборов паровых турбин	Гкал/ч	274	274	274	274	274
2.	Выработка электроэнергии, всего	млн. кВт.ч	395,1	405,2	418,0	407,3	382,9
	в том числе по конденсационному циклу	млн. кВт.ч	71,8	57,0	57,0	40	38,3
	тоже в % от суммарной выработки	%	18,2	14,1	13,6	9,8	10
3.	Отпуск электроэнергии с шин, всего	млн. кВт.ч	337,0	344,5	361,3	355,1	335,3
4.	Расход электроэнергии на собств. нужды, всего	млн. кВт.ч	58,1	60,7	56,7	52,2	47,6
	тоже в % от суммарной выработки	%	14,7	15,0	13,6	12,8	12,4
	в том числе
	- на производство электроэнергии	млн. кВт.ч	14,2	15,3	15,0	14	12,7
	- на производство тепловой энергии	млн. кВт.ч	44,0	45,5	41,8	38,2	34,9
5.	Удельный расход электроэнергии на собств. нужды
	- на производство электроэнергии	%	3,6	3,8	3,6	3,4	3,3
	- на производство тепловой энергии	кВт.ч/Гкал	34,2	37,3	34,7	33,8	29,7
6.	Отпуск тепла с коллекторов	тыс. Гкал	1286,0	1221,3	1206,2	1132,4	1175,4
	в том числе отработавшим паром	тыс. Гкал	1069,7	1108,9	1101,7	1050,2	973
	тоже в % от суммарного отпуска	%	83,2	90,8	91,3	92,7	82,8
7.	Число часов использования мощности
	- электрической	ч	5 565	5 707	5 887	5737	5392
	- тепловой	ч	2 165	2 056	2 031	1906	1979
	в том числе отборов паровых турбин	ч	3 904	4 047	4 021	3833	3551
8.	Расход условного топлива, всего	тыс. т у.т.	298,5	285,9	284,8	266,2	270,1
	в том числе
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	тыс. т у.т.	-	-	-
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	тыс т у.т.	-	-	-
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	тыс. т у.т.	78,5	80,2	80,6	76,6	73,8
	- на отпуск тепла (физ. метод)	тыс т у.т.	220,0	205,7	204,2	189,6	196,2
9.	Удельный расход условного топлива
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	г у.т./кВт.ч	-	-	-
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	кг у.т./Гкал	-	-	-
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	г у.т./кВт.ч	233,0	232,7	223,0	215,6	220,2
	- на отпуск тепла (физ. метод)	кг у.т./Гкал	171,0	168,5	169,3	167,5	167
10.	Расход натурального топлива по видам
	- природный газ	млн. м3	258,4	237,1	243,8	225,7	229,1
	- мазут	тыс. т	0,0	13,6	0,0	0	0

ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова"

Ведомственная ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова" расположена в г. Дзержинск Нижегородской области по адресу пр. Свердлова, 4.

По состоянию на 01.01.2017 г. суммарная установленная мощность ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова" составила: электрическая - 36 МВт, тепловая - 277 Гкал/ч, в том числе отборов паровых турбин - 277 Гкал/ч.

Станция предназначена для обеспечения тепло-и электроснабжения крупнейшего химического предприятия -ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова".

Основные технико-экономические показатели работы ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова" в 2012 - 2016 гг. представлены в таблице 2.8-5.

Основные технико-экономические показатели работы ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова" в 2012 - 2016 гг.

N п/п	Наименование	Един. изм.	Год
			2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
1.	Установленная мощность
	- электрическая	МВт	36	36	36	36	36
	- тепловая	Гкал/ч	422	422	422	422	422
	в том числе отборов паровых турбин	Гкал/ч	277	277	277	277	277
2.	Выработка электроэнергии, всего	млн. кВт.ч	92,4	74,8	83,8	48,4	73
	в том числе по конденсационному циклу	млн. кВт.ч	0,0	0,0	0,0	0	0
	тоже в % от суммарной выработки	%	0,0	0,0	0,0	0	0
3.	Отпуск электроэнергии с шин, всего	млн. кВт.ч	78,8	59,1	69,0	37,6	59,8
4.	Расход электроэнергии на собств. нужды, всего	млн. кВт.ч	13,7	15,7	14,8	12,6	13,2
	тоже в % от суммарной выработки	%	14,8	21,0	17,7	26,0	18,1
5.	Отпуск тепла с коллекторов	тыс. Гкал	663,4	658,0	701,0	664	678
	в том числе отработавшим паром	тыс. Гкал	663,4	658,0	701,0	283,8	365,7
	тоже в % от суммарного отпуска	%	100,0	100,0	100,0	100	100
6.	Число часов использования мощности
	- электрической	ч	2 567	2 078	2 328	1344	2028
	- тепловой	ч	2 395	2 375	2 531	2397	2448
7.	Расход условного топлива, всего	тыс. т у.т.	127,7	142,3	135,2	122,7	125,6
	в том числе
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	тыс. т у.т.	-	-	-	-	-
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	тыс т у.т.	-	-	-	-	-
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	тыс. т у.т.	13,4	12,3	12,3	6,7	10,2
	- на отпуск тепла (физ. метод)	тыс т у.т.	114,3	130,0	122,9	116	115,4
8.	Удельный расход условного топлива
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	г у.т./кВт.ч	-	-	-	-	-
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	кг у.т./Гкал	-	-	-	-	-
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	г у.т./кВт.ч	170,0	207,3	175,3	177,4	170,27
	- на отпуск тепла (физ. метод)	кг у.т./Гкал	172,3	197,6	178,6	174,8	170,29
9.	Расход натурального топлива по видам
	- природный газ	млн. м3	112,0	124,8	118,6	107,6	110,2
	- мазут	тыс. т	0,0	0,0	0,0	0	0

ТЭС АО "Сергачский сахарный завод"

Ведомственная ТЭС АО "Сергачский сахарный завод" расположена в г. Сергач Нижегородской области по адресу пос. Юбилейный, д. 1а.

По состоянию на 01.01.2017 суммарная установленная мощность ТЭС АО "Сергачский сахарный завод" составила: электрическая - 12 МВт, тепловая - 106 Гкал/ч.

ТЭС АО "Сергачский сахарный завод" обеспечивает тепловые нагрузки сахарного завода в технологическом паре и электроэнергии в сезонный период, потребности в отоплении и горячей воде собственных зданий завода.

Основные технико-экономические показатели работы ТЭС АО "Сергачский сахарный завод" в 2012 - 2016 гг. представлены в таблице 2.8-6.

Основные технико-экономические показатели работы ТЭС АО "Сергачский сахарный завод" в 2012 - 2016 гг.

N п/п	Наименование	Един. изм.	Год
			2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
1.	Установленная мощность
	- электрическая	МВт	12	12	12	12	12
	- тепловая	Гкал/ч	166	166	166	166	166
	в том числе отборов паровых турбин	Гкал/ч
2.	Выработка электроэнергии, всего	млн. кВт.ч	16,6	10	10,9	8,8	8
	в том числе по конденсационному циклу	млн. кВт.ч
	тоже в % от суммарной выработки	%
3.	Отпуск электроэнергии с шин, всего	млн. кВт.ч	12,2	6,5	7,86	6,1	6,7
4.	Расход электроэнергии на собств. нужды, всего	млн. кВт.ч	4,4	3,5	3,04	2,7	1,3
	тоже в % от суммарной выработки	%	27	35	28	31	16
5.	Отпуск тепла с коллекторов	тыс. Гкал	172,6	125,6	117,9	117	98
6.	Число часов использования мощности
	- электрической	ч	6024	4416	4536	2304	1584
	- тепловой	ч	7632	5136	4536	5184	2360
7.	Расход условного топлива, всего	тыс. т у.т.	31,2	23,0	21,9	19,9	16,5
	в том числе
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	тыс. т у.т.	3,3	2,1	2,1	1,8	1,6
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	тыс т у.т.	27,9	20,9	19,8	18,1	14,9
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	тыс. т у.т.
	- на отпуск тепла (физ. метод)	тыс т у.т.
8.	Удельный расход условного топлива		420,6	483,3	444	444	385,5
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	г у.т./кВт.ч	271,7	316,9	277	288	232,8
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	кг у.т./Гкал	148,9	166,4	167	156	152,7
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	г у.т./кВт.ч
	- на отпуск тепла (физ. метод)	кг у.т./Гкал
9.	Расход натурального топлива по видам
	- природный газ	млн. м3	26,3	21,8	18,6	16,3	13,6
	- мазут	тыс. т

ТЭЦ ОАО "Инженерный центр"

ТЭЦ ОАО "Инженерный центр" расположена в г. Бор Нижегородская области по адресу п. Октябрьский, ул. Молодежная, 1 Б. Основным направлением деятельности компании - развитие малой энергетики в Нижегородской области.

По состоянию на 01.01.2015 суммарная установленная электрическая мощность ТЭЦ ОАО "Инженерный центр" составила 3,54 МВт.

Станция предназначена для обеспечения тепло-и электроснабжения жилищно-коммунального сектора г. Бор.

Основные технико-экономические показатели работы ТЭЦ ОАО "Инженерный центр" в 2012 - 2016 гг. представлены в таблице. 2.8-7.

Основные технико-экономические показатели работы ТЭЦ ОАО "Инженерный центр" в 2012 - 2016 гг.

N п/п	Наименование	Един. изм.	Год
			2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
1.	Установленная мощность
	- электрическая	МВт	3,53	3,53	3,53	3,53	3,53
	- тепловая	Гкал/ч	12,1	12,1	12,1	12,1	12,1
	в том числе от когерационных установок	Гкал/ч	3,51	3,51	3,51	3,51	3,51
2.	Выработка электроэнергии, всего	млн. кВт.ч	26,4	26,8	26,0	24,6	16,1
	в том числе по конденсационному циклу	млн. кВт.ч	0,0	0,0	0,0	0	0
	тоже в % от суммарной выработки	%	0,0	0,0	0,0	0	0
3.	Отпуск электроэнергии с шин, всего	млн. кВт.ч	25,1	25,4	24,6	23,9	14,9
4.	Расход электроэнергии на собств. нужды, всего	млн. кВт.ч	1,3	1,4	1,4	1,3	1,2
	тоже в % от суммарной выработки	%	5,0	5,1	5,4	5,3	7,2
	в том числе
	- на производство электроэнергии	млн. кВт.ч	0,8	0,9	0,9	0,8	0,7
	- на производство тепловой энергии	млн. кВт.ч	0,5	0,5	0,5	0,5	0,4
5.	Удельный расход электроэнергии на собств. нужды
	- на производство электроэнергии	%	1,9	1,9	1,9	3,6	4,5
	- на производство тепловой энергии	кВт.ч/Гкал	35,7	47,9	43,9	26,3	22,5
6.	Отпуск тепла с коллекторов	тыс. Гкал	22,4	18,8	20,5	18,9	19,3
	в том числе горячей водой	тыс. Гкал	22,4	18,8	20,5	18,9	19,3
	тоже в % от суммарного отпуска	%	100,0	100,0	100,0	100	100
7.	Число часов использования мощности
	- электрической	ч	7 479	7 592	7 365	6961	4563
	- тепловой	ч	1 851	1 554	1 694	1563	1595
	в том числе когенерационных установок	ч	6 382	5 356	5 840	н/д	н/д
8.	Расход условного топлива, всего	тыс. т у.т.	9,5	8,9	8,8	8,6	6,7
	в том числе
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	тыс. т у.т.	6,8	6,6	6,4	6,2	4,2
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	тыс т у.т.	2,7	2,3	2,4	2,4	2,5
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	тыс. т у.т.	-	-	-
	- на отпуск тепла (физ. метод)	тыс т у.т.	-	-	-
9.	Удельный расход условного топлива
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	г у.т./кВт.ч	273,3	258,7	260,2	266,8	284,8
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	кг у.т./Гкал	120	124,5	118,8	124,6	128,9
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	г у.т./кВт.ч	-	-	-
	- на отпуск тепла (физ. метод)	кг у.т./Гкал	-	-	-
10.	Расход натурального топлива по видам
	- природный газ	млн. м3	8,3	7,8	7,7	7,3	5,7

Дзержинская ТЭЦ

Дзержинская ТЭЦ - одно из крупнейших энергетических предприятий Нижегородской области. Площадка станции расположена в г. Дзержинск Нижегородской области. С 1 октября 2007 года входит в состав филиала "Нижегородский" ПАО "Т Плюс".

Суммарная установленная электрическая мощность Дзержинской ТЭЦ составляет 565 МВт.

Станция предназначена для снабжения паром и горячей водой предприятий и жилых микрорайонов г. Дзержинска.

Основные технико-экономические показатели работы Дзержинской ТЭЦ в 2012-гг. представлены в таблице 2.8-8.

Таблица 2.8.-8. Основные технико-экономические показатели работы Дзержинской ТЭЦ в 2012 - 2016 гг.

N п/п	Наименование	Ед. изм.	Год
			2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
1.	Установленная мощность
	- электрическая	МВт	565	565	565	565	565
	- тепловая	Гкал/ч	1 474	1 474	1 474	1474	1345,7
	в том числе отборов паровых турбин	Гкал/ч	929	929	929	929	929
2.	Выработка электроэнергии, всего	млн. кВт.ч	2 492,6	2 019,9	1 969,2	2114,4	1700,8
	в том числе по конденсационному циклу	млн. кВт.ч	1 576,2	1 170,7	1 209,4	1384,9	969,8
	тоже в % от суммарной выработки	%	63,2	58,0	61,4	65,5	57,0
3.	Отпуск электроэнергии с шин, всего	млн. кВт.ч	2 285,9	1 839,7	1 799,3	1946,5	1558,4
4.	Расход электроэнергии на собств. нужды, всего	млн. кВт.ч	206,7	180,2	170,0	167,9	142,4
	тоже в % от суммарной выработки	%	8,3	8,9	8,6	7,9	8,4
	в том числе
	- на производство электроэнергии	млн. кВт.ч	124,6	104,8	100,1	103,0	78,9
	- на производство тепловой энергии	млн. кВт.ч	82,0	75,4	69,8	65,0	63,5
5.	Удельный расход электроэнергии на собств. нужды
	- на производство электроэнергии	%	5,0	5,2	5,1	4,9	4,6
	- на производство тепловой энергии	кВт.ч/Гкал	33,5	40,3	49,6	51,7	48,6
6.	Отпуск тепла с коллекторов	тыс. Гкал	2 448,9	1 871,6	1407,0	1255,6	1307,1
	в том числе отработавшим паром	тыс. Гкал	1 514,3	1 408,4	1119,8	1031,6	1054,9
	тоже в % от суммарного отпуска	%	61,8	75,3	79,6	82,2	82,5
7.	Число часов использования мощности
	- электрической	ч	4 412	3 575	3 485	3742	3010
	- тепловой	ч	1 661	1 270	955	852	971,3
	в том числе отборов паровых турбин	ч	1 630	1 516	1 205	1110	1136
8.	Расход условного топлива, всего	тыс. т у.т.	1 091,3	871,9	786,3	819,9	686,2
	в том числе
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	тыс. т у.т.	724,3	588,7	570,2	621,5	480,9
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	тыс т у.т.	367,0	283,2	216,1	198,4	205,3
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	тыс. т у.т.	684,2	557,7	-545,1	600,3	458,2
	- на отпуск тепла (физ. метод)	тыс т у.т.	407,1	314,2	-241,1	219,5	228,0
9.	Удельный расход условного топлива
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	г у.т./кВт.ч	316,9	320,0	316,9	319,3	308,6
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	кг у.т./Гкал	149,8	151,3	153,6	158	157,0
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	г у.т./кВт.ч	299,3	303,2	-303,0	308,4	294,0
	- на отпуск тепла (физ. метод)	кг у.т./Гкал	166,2	167,9	-171,4	174,8	174,4
10.	Расход натурального топлива по видам
	- природный газ	млн. м3	945,7	758,1	682,6	701,3	557,2
	- мазут	тыс. т	5,0	0,0	0,0	0,3	25,5

Нижегородская ГРЭС им. А.В. Винтера АО "Волга"

Нижегородская ГРЭС (им. А.В. Винтера) - государственная районная электростанция расположена в г. Балахна Нижегородской области, одна из старейших в России, построенная по плану ГОЭЛРО. Нижегородская ГРЭС введена в эксплуатацию 6 сентября 1925 года. В настоящее время входит в состав АО "Волга".

Установленная электрическая мощность Нижегородская ГРЭС ( им. А.В. Винтера) составляет 112 МВт.

Данная ТЭЦ предназначена для тепло- и электроснабжения промышленных предприятий и населения г. Балахны и пос. Правдинск.

Основные технико-экономические показатели работы Нижегородской ГРЭС в 2012 - 2016 гг. представлены в таблице 2.8-9.

Основные технико-экономические показатели работы Нижегородской ГРЭС в 2012 - 2016 гг.

N п/п	Наименование	Един. изм.	Год
			2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
1.	Установленная мощность
	- электрическая	МВт	112	112	112	112	112
	- тепловая	Гкал/ч	438	438	438	438	438
	в том числе отборов паровых турбин	Гкал/ч	338	338	338	338	338
2.	Выработка электроэнергии, всего	млн. кВт.ч	465,3	535,2	519,5	638,3	662,9
	в том числе по конденсационному циклу	млн. кВт.ч	107,5	166,3	197,9	349,07	303,4
	тоже в % от суммарной выработки	%	23,1	31,1	38,1	54,7	45,8
3.	Отпуск электроэнергии с шин, всего	млн. кВт.ч	386,0	450,1	432,8	544,7	569,9
4.	Расход электроэнергии на собств. нужды, всего	млн. кВт.ч	79,3	85,1	86,6	93,6	92,9
	тоже в % от суммарной выработки	%	17,0	15,9	20	14,7	14,0
	в том числе
	- на производство электроэнергии	млн. кВт.ч	34,0	39,0	40,5	48,6	46,2
	- на производство тепловой энергии	млн. кВт.ч	45,3	46,1	46,1	45,0	46,7
5.	Удельный расход электроэнергии на собств. нужды
	- на производство электроэнергии	%	7,3	7,3	7,8	7,6	7,0
	- на производство тепловой энергии	кВт.ч/Гкал	41,5	41,7	44	44,4	41,9
6.	Отпуск тепла с коллекторов	тыс. Гкал	1090,9	1105,2	1047,5	1013,6	1113,3
	в том числе отработавшим паром	тыс. Гкал	998,4	1105,0	942,8	962,5	1022,0
	тоже в % от суммарного отпуска	%	91,5	99,98	90	94,9	91,8
7.	Число часов использования мощности
	- электрической	ч	4 154	4 779	4638	5 699	5 919
	- тепловой	ч	2 491	2 523	3452	3 510	3 881
	в том числе отборов паровых турбин	ч	2 954	3 269	3452	3 510	3 881
8.	Расход условного топлива, всего	тыс. т у.т.	313,8	345,8	336,5	383,5	400,2
	в том числе
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	тыс. т у.т.	138,9	166,7	164,4	214,0	212,9
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	тыс т у.т.	174,9	179,1	172,1	169,5	187,3
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	тыс. т у.т.	102,3	130,3	132	186,8	180,4
	- на отпуск тепла (физ. метод)	тыс т у.т.	211,5	215,5	204,6	196,7	219,9
9.	Удельный расход условного топлива
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	г у.т./кВт.ч	359,9	370,2	379,9	392,8	373,5
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	кг у.т./Гкал	160,3	162,1	164,3	167,2	168,3
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	г у.т./кВт.ч	265,1	289,5	304,9	342,9	316,5
	- на отпуск тепла (физ. метод)	кг у.т./Гкал	193,1	195,0	195,3	194,0	197,5
10.	Расход натурального топлива по видам
	- природный газ	млн. м3	273,1	300,5	291,9	327,9	341,3
	- мазут	тыс. т	1,1	0,2	0,1	0,26	0,7

Новогорьковская ТЭЦ

Новогорьковская ТЭЦ располагается в промышленной зоне г. Кстово Нижегородской области и входит в состав филиала "Нижегородский" ПАО "Т Плюс". Станция введена в эксплуатацию в 1956 году.

Новогорьковская ТЭЦ является энергетическим центром Кстовского промышленного узла и обеспечивает потребности в электроэнергии, тепле и паре промышленных и сельскохозяйственных предприятий и населения города.

Установленная электрическая мощность электростанции с 01.02.2017 составила 557 МВт после проведенной перемаркировки основного генерирующего оборудования на основании Акта о перемаркировке ГТУ-ст.N1,2 (GT13E2) от 23.01.2017.

Основные технико-экономические показатели работы Новогорьковской ТЭЦ в 2012-гг. представлены в таблице 2.8-10.

Таблица 2.8-10. - Основные технико-экономические показатели работы Новогорьковской ТЭЦ в 2012 - 2016 гг.

N п/п	Наименование	Един. изм.	Год
			2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
1.	Установленная мощность (средняя за год)
	- электрическая	МВт	205	205	227,1	548,3	548,3
	- тепловая	Гкал/ч	510	510	526,4	731	731
	в том числе отборов паровых турбин	Гкал/ч	457	457	457	457	457
2.	Выработка электроэнергии, всего	млн. кВт.ч	825,7	842,2	687,9	2478,6	3272,2
	в том числе по конденсационному циклу	млн. кВт.ч	202,3	261,5	220,8	1923,5	2464,4
	тоже в % от суммарной выработки	%	24,5	31,0	32,1	77,6	75,3
3.	Отпуск электроэнергии с шин, всего	млн. кВт.ч	688,1	710,6	558,2	2303,6	3068,6
4.	Расход электроэнергии на собств. нужды, всего	млн. кВт.ч	137,6	131,6	129,7	175	203,7
	тоже в % от суммарной выработки	%	16,7	15,6	18,9	7,1	6,2
	в том числе
	- на производство электроэнергии	млн. кВт.ч	75,6	76,2	56,0	116,4	138,5
	- на производство тепловой энергии	млн. кВт.ч	61,9	55,4	73,7	58,6	65,2
5.	Удельный расход электроэнергии на собств. нужды
	- на производство электроэнергии	%	9,2	9,0	8,2	4,7	4,2
	- на производство тепловой энергии	кВт.ч/Гкал	40,3	44,5	40,9	23,7	22,9
6.	Отпуск тепла с коллекторов	тыс. Гкал	1 536,7	1 244,0	1800,8	2477,1	2844,0
	в том числе отработавшим паром	тыс. Гкал	1 245,6	1 219,3	1330,9	1731,8	1917,5
	тоже в % от суммарного отпуска	%	81,1	98,0	73,9	69,9	67,4
7.	Число часов использования мощности
	- электрической	ч	4 028	4 108	3029	4521	5968
	- тепловой	ч	3 013	2 439	3 421	3389	3891
	в том числе отборов паровых турбин	ч	2 726	2 668	2 912	3789	4196
8.	Расход условного топлива, всего	тыс. т у.т.	520,3	479,3	515,6	992,3	1165,2
	в том числе
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	тыс. т у.т.	259,1	268,6	193,8	566,1	699,0
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	тыс т у.т.	261,2	210,7	321,8	426,2	466,2
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	тыс. т у.т.	217,8	234,1	-,7	536,5	670,7
	- на отпуск тепла (физ. метод)	тыс т у.т.	302,5	245,2	-,9	455,7	494,5
9.	Удельный расход условного топлива
	- на отпуск электроэнергии (метод ОРГРЭС)	г у.т./кВт.ч	376,6	378,0	347,3	245,8	227,8
	- на отпуск тепла (метод ОРГРЭС)	кг у.т./Гкал	170,0	169,4	178,7	172,0	163,9
	- на отпуск электроэнергии (физ. метод)	г у.т./кВт.ч	316,5	329,5	-,1	232,9	218,6
	- на отпуск тепла (физ. метод)	кг у.т./Гкал	196,9	197,1	-,8	184,0	173,9
10.	Расход натурального топлива по видам
	- природный газ	млн. м3	446,4	415,3	444,4	848,0	994,7
	- мазут	тыс. т	5,9	1,2	2,4	0	0,462

Нижегородская ГЭС

Нижегородская ГЭС - гидроэлектростанция на реке Волге у города Заволжье в Городецком районе Нижегородской области. Данная ГЭС является четвертой ступенью Волжско-Камского каскада электростанций.

Установленная мощность Нижегородской ГЭС составляет 520 МВт, выработка электроэнергии в 2015 году составила 1 168,6 млн. кВт*ч., в 2016 году -1491,6 млн. кВт*ч.

2.9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы Нижегородской области за 2016 год составила 9976,6 млн. кВтч. Увеличение выработки связано с вводом в эксплуатацию в конце 2014 года двух газотурбинных установок на Новогорьковской ТЭЦ (филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс").

Сведения о динамике и структуре производства электрической энергии в Нижегородской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций приведены на рисунке 2-11.

Рисунок 2-11. - Структура выработки электроэнергии в Нижегородской области в разрезе электростанций за 2016 год.

В таблице 2.9-1 и на рисунке ниже приведена динамика и структура выработки электроэнергии в Нижегородской области по типам электростанций.

- Выработка электроэнергии электростанциями в Нижегородской области в 2015 - 2016 гг., млрд. кВт.ч.

Тип электростанций	Генерирующие компании	Наименование электростанции	Выработка электроэнергии электростанциями Нижегородской области, млрд. кВт*ч
			2015	2016
ТЭС	филиал "Нижегородский" ПАО "Т плюс"	Новогорьковская ТЭЦ	2,4786	3,2722
		Сормовская ТЭЦ	0,8906	0,8239
		Дзержинская ТЭЦ	2,1144	1,7008
		Итого по филиалу "Нижегородский" ПАО "Т плюс"	5,4836	5,7969
	ОАО "Волга"	Нижегородская ГРЭС	0,6383	0,6629
	Группа компаний "ВолгаЭнерго"	Автозаводская ТЭЦ	1,6546	1,5693
	ТЭЦ АО "Саровская Генерирующая Компания"	Саровская ТЭЦ	0,407	0,3829
Всего ТЭС			8,1835	8,412
ГЭС	Филиал ПАО "РусГидро"	Нижегородская ГЭС	1,168	1,4916
Блок-станции	ФКП "Завод имени Я.М. Свердлова"	ТЭЦ ФКП "Завод имени Я.М. Свердлова"	0,0483	0,0730
Суммарная выработка электроэнергии электростанциями Нижегородской области			9,4009	9,9766

Рисунок 2-12. - Выработка электроэнергии электростанциями в Нижегородской области в 2016 году., млрд. кВт.ч.

2.10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет

Баланс электрической энергии (мощности) обеспечивается за счет собственной выработки электрической энергии ТЭС и Нижегородской ГЭС в области, которая составляет не более 45% от электропотребления, и сальдо перетока электроэнергии по магистральным сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от поставщиков оптового рынка электроэнергии (мощности).

Собственный максимум нагрузки энергосистемы в 2016 г. составил 3444 МВт, в 2015 году 3250 МВт, продемонстрировав увеличение в размере 5,97%. При этом за рассматриваемый период наибольшая собственная нагрузка энергосистемы была зафиксирована в 2012 году и составила 3956 МВт.

Фактические балансы электроэнергии и мощности за отчётный час зимнего режимного дня в период с 2011 по 2016 годы Нижегородской области в целом приведены в таблице 2.10-1.

Таблица 2.10-1. Балансы электрической энергии и мощности в период с 2011 по 2016 годы

Показатель	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Выработка, млрд. кВт*ч	9,677	9,405	8,709	7,531	9,401	9,9766
Потребление, млрд. кВт*ч	22,765	22,379	22,034	20,526	19,695	20,132
Сальдо (дефицит), млрд. кВт*ч	13,088	12,974	13,325	12,995	10,294	10,155
Генерация, МВт	1841,8	1665,9	1551	1684,9	1879,8	1462
Потребление, МВт	3596	3956	3698	3591	3250	3444
Сальдо, МВт	1754,2	2290,1	2147	1906,1	1370,2	1982

Анализ балансов показывает, что энергосистема региона является дефицитной как по мощности, так и по электроэнергии, дефицит покрывается за счет перетоков мощности и электроэнергии из смежных энергосистем. В таблице 2.10-2 представлены значения сальдо перетоков Нижегородской энергосистемы.

Динамика выработки электроэнергии электростанциями энергосистемы Нижегородской области представлена в таблице 2.10-3.

Значения сальдо-перетоков энергосистемы Нижегородской области в период с 2012 по 2016 годы

Показатель	2012	2013	2014	2015	2016
Дефицит электроэнергии в энергосистеме Нижегородской области, млрд. кВт*ч	12,974	13,325	12,995	10,294	10,1555
Сальдо перетоков электроэнергии, млрд. кВт*ч, в том числе:	12,974	13,325	12,995	10,294	10,1555
с энергосистемой Владимирской области	2,979	1,032	2,831	2,333	0,7266
с энергосистемой Ивановской области	0,112	0,103	0,207	0,107	0,0220
с энергосистемой Костромской области	5,643	5,011	5,650	4,169	4,705
с энергосистемой Рязанской области	-0,135	-0,326	-0,216	-0,374	-0,4859
с энергосистемой Кировской области	0,091	0,100	0,150	0,135	0,0788
с энергосистемой Республики Мордовия	-0,562	-0,545	-0,728	-0,895	-0,8422
с энергосистемой Республики Марий Эл	-0,119	-0,106	-0,076	-0,077	-0,0773
с энергосистемой Чувашской Республики - Чувашией	-1,535	-0,519	-0,754	-0,62	-0,4415
с энергосистемой Ульяновской области	6,500	8,575	5,929	5,515	6,4700

Выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы Нижегородской области в период с 2012 по 2016 годы, млрд. кВт*ч

Показатель	2012	2013	2014	2015	2016
Всего	9,405*	8,709	7,531	9,4009	9,9766
ГЭС:
Нижегородская ГЭС	1,882	1,871	1,281	1,168	1,4916
ТЭС:
Нижегородская ГРЭС	0,465	0,535	0,520	0,6383	0,6629
Новогорьковская ТЭЦ	0,826	0,842	0,702	2,4786	3,2722
Сормовская ТЭЦ	0,996	0,856	0,892	0,8906	0,8239
Дзержинская ТЭЦ	2,493	2,020	1,969	2,1144	1,7008
Автозаводская ТЭЦ	2,216	2,105	1,666	1,6546	1,5693
Саровская ТЭЦ	0,395	0,405	0,418	0,407	0,3829
ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова"	0,092	0,075	0,084	0,0483	0,0730

* - С учетом выработки Игумновской ТЭЦ в размере 0,039 млрд. кВт*ч

2.11. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности

Разработка раздела велась на основании следующих сведений:

- Территориального органа федеральной службы государственной статистики по Нижегородской области (http://nizhstat.gks.ru/) - "Численность занятых по субъектам Российской Федерации, в среднем за год";

- Формы отчётности государственной статистики "Сведения об остатках, поступлении и расходе топлива, теплоэнергии и использовании отработанных нефтепродуктов за 2010 (2011, 2012, 2013, 2014) год. Остатки, поступление, расход топлива и теплоэнергии";

- Отчетная динамика потребления электроэнергии в Нижегородской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет;

- Правительство Нижегородской области (http://www.government-nnov.ru/).

В таблице ниже приведены отчётные статистические сведения по динамике изменения отчётных показателей и сведений за период с 2010 по 2014 гг.

Таблица 2.11-1. Динамика основных показателей Нижегородской области

Показатели	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.
Валовой региональный продукт млн. руб.	652806	770774	842196	925833	Н/Д
Население тыс. чел.	3307,6	3296,9	3289,8	3285,7	3275,9
Численность занятых в экономике, тыс. чел.	1641,1	1656,7	1719,1	1702,0	1701,1
Расход электроэнергии на выпуск продукции, млн. кВтч	9344,0	9885,0	5 873	6 388	4 548
Потребление субъектом Российской Федерации топливно-энергетических ресурсов, тыс. т.у.т.	21139,8	21570,5	20729,5	20841,1	19342,1

Н/Д - данные отсутствуют

К основным показателям энергоэффективности относятся:

- Энергоемкость ВРП (т.у.т./млн. руб.) - отношение величины потребления топливно-энергетических ресурсов на территории региона к ВРП. Энергоемкость ВРП может быть определена по первичному или конечному потреблению энергоресурсов;

- Электроемкость ВРП (тыс. кВт. ч/млн. руб.) - отношение величины потребления электрической энергии к ВРП в определенном году;

- Электропотребление на душу населения (тыс. кВт·ч/чел.) - показатель, характеризующий уровень потребленной электроэнергии или электрической мощности (за исключением объёмов на производственные нужды) на одного проживающего человека.

- Электровооруженность труда (кВт.ч/чел.) - показатель, характеризующий уровень потребленной в производстве электроэнергии или электрической мощности на величину численности занятых в экономике.

При оценке показателей следует иметь ввиду возможное изменением форм государственной статистики и методик учета, которые в корне могут изменять указанные значения, и, как вследствие, данная оценка за иной период может стать неприемлемой.

Данные по рассчитываемым основным показателям энерго- и электроэффективности представлены в таблице ниже.

Таблица 2.11-2. Динамика основных показателей энерго и электроэффективности

Показатели	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.
Энергоемкость ВРП, кг у.т./руб.	0,032	0,028	0,025	0,023	-
Электроемкость ВРП кВт·ч/руб.	0,014	0,013	0,007	0,007	-
Электропотребление на душу населения тыс. кВт·ч/чел.*	3,89	3,91	5,02	4,76	4,88
Электровооруженность труда в экономике, тыс. кВт·ч в год/занятого	5,69	5,97	3,42	3,75	2,67

* - в соответствии с данными об объёмах электропотребления на непроизводственные нужды.

Приведенные данные по динамике основных показателей энерго- и электроэффективности показывают, что:

- С 2010 года динамика изменения ВРП положительная;

Энергоемкость валового регионального продукта имеет тенденцию к снижению и в 2013 году составила ,023 кг у.т./руб;

Электроемкость валового регионального продукта также имеет тенденцию к снижению и в 2013 году составила ,007 кВт·ч/руб;

Непроизводственное электропотребление на душу населения за последние годы держится на уровне 4,7 - 4,8 тыс. кВт·ч/чел. Стоит отметить, что для определения данного показателя за рассматриваемый период приняты сведения об изменении динамики потребления электроэнергии в энергосистеме Нижегородской области за вычетом объёмов потребления крупными потребителями;

В рассматриваемый период электровооруженность труда в экономике носит тенденцию общего снижения и в 2014 году составила 2,67 тыс. кВт*ч на одного экономически занятого жителя Нижегородской области. Данная тенденция может быть обеспечена за счёт снижения издержек электрической энергии при производстве продукции и оказании услуг, а так же снижения производимой продукции и оказываемых услуг.

2.12. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Нижегородской области в последнем году

В соответствии с поданными сведениями от ресурсоснабжающих организаций изменение расхода котельно-печного топлива по ТЭЦ Нижегородской области за период 2012 - 2016 гг. приведены в таблице ниже.

Таблица 2.12-1. Расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе ТЭЦ Нижегородской области за 2012 - 2016 гг., тыс. т.у.т.

Организация	Наименование станции	Марка топлива	2012	2013	2014	2015	2016
ООО "Автозаводская ТЭЦ"	Автозаводская ТЭЦ	Топливо, всего	1248,112	1195,603	1040,497	988,592	985,424
		Мазут топочный	56,528	1,761	11,142	16,513	60,168
		Газ природный	1191,584	1193,842	1029,355	972,079	925,256
филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс"	Сормовская ТЭЦ	Топливо, всего	474,2	413,1	418,6	419,5	373,1
		Мазут топочный	97,3	26,9	18,4	19,8	64,6
		Газ природный	376,9	386,2	400,2	399,7	308,5
	Дзержинская ТЭЦ	Топливо, всего	1091,3	871,9	786,3	819,9	686,2
		Мазут топочный	6,38	0	0	0,4	33,8
		Газ природный	1084,94	871,9	786,3	819,5	652,4
	Новогорьковская ТЭЦ	Топливо, всего	520,3	479,3	515,6	992,3	1165,2
		Мазут топочный	8,08	1,615	3,3	0	0,6
		Газ природный	512,25	477,7	512,3	992,3	1164,6
АО "Волга"	Нижегородская ГРЭС	Топливо, всего	313,842	345,782	336,547	383,462	400,231
		Газ природный	313,407	345,546	336,399	383,116	399,324
		Мазут топочный	0,435	0,236	0,148	0,346	0,907
ООО "Синтез ОКА-Энерго"	Игумновская ТЭЦ	Топливо, всего	125,7	119,4	Н/Д	Н/Д	Н/Д
		Газ природный	125,5493	119,1945	Н/Д	Н/Д	Н/Д
		Мазут топочный	0,1507	0,2055	Н/Д	Н/Д	Н/Д
АО "Саровская Генерирующая Компания"	Саровская ТЭЦ	Топливо, всего	298,5	285,9	284,8	266,2	270,1
		Газ природный	298,5	275,5	284,8	266,2	270,1
		Мазут топочный	0	10,4	0
ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова"	ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова"	Топливо, всего	127,72	142,28	135,23	122,7	125,64
		Газ природный	127,72	142,28	135,23	122,7	125,64
		Мазут топочный	0	0	0	0	0
АО "Сергачский сахарный завод"	ТЭС АО "Сергачский сахарный завод"	Топливо, всего	31,2	23,0	21,9	19,9	16,5
		Газ природный	31,2	23,0	21,9	19,9	16,5
		Мазут топочный	-	-	-	-	-
ОАО "Инженерный центр"	ТЭЦ ОАО "Инженерный центр"	Топливо, всего	9,5	8,9	8,8	8,6	6,7
		Газ природный	9,5	8,9	8,8	8,6	6,7
		Мазут топочный	-	-	-	-	-

Н/Д - данные отсутствуют

Основная доля котельно-печного топлива, используемого на ТЭЦ, приходится на природный газ (99%), в качестве резервного топлива используется мазут топочный. Снижение затрат котельно-печного топлива в последние годы частично связано с снижением выработки тепловой и электрической энергии.

Рисунок 2-13. Изменение затрат котельно-печного топлива на ТЭЦ

Основная доля в расходе топлива на производство электрической и тепловой энергии приходится на Автозаводскую и Дзержинскую ТЭЦ, составляя при этом около 28% и 21% от общего потребления соответственно. Среди блок-станций наибольшая доля топлива (около 6%) потребляется на Саровской ТЭЦ.

Динамика изменения общего расхода котельно-печного топлива котельными Нижегородской области приведена на рисунке 2-14.

Рисунок 2-14. Изменение затрат котельно-печного топлива на котельных

Основной объём затрат котельно-печного топлива для котельных Нижегородской области приходится на природный газ (см. рис. 2-15). Так же в состав используемого природного ресурса входят жидкое топливо (топочный мазут) и твердое топливо (уголь и прочие виды).

Рисунок 2-15. Распределения затрат котельно-печного топлива по видам котельными Нижегородской области

В соответствии с приведёнными сведениями следует отметить, что большая часть котельно-печного топлива, используемого для выработки тепловой и электрической энергии ТЭЦ и котельными, приходится на природный газ и составляет 96,5%, на нефтепродукты - 1,1%, на твердое топливо - 2,4%.

Факт использования на сегодняшний день твердого топлива (уголь, дрова, щепа, опил, пеллеты) объясняется тем, что подключение некоторых котельных к системам газоснабжения слишком затруднительно, из-за их большой удаленности от газотранспортной инфраструктуры. Наблюдается снижение доли потребления котельными топочного мазута по отношению к предыдущему периоду и перевод котельных на твердое топливо, в первую очередь - использование возобновляемых древесных ресурсов.

2.13. Единый топливно-энергетический баланс Нижегородской области (ЕТЭБ)

Единые топливно-энергетические балансы (ЕТЭБ) Нижегородской области за 2010 - 2014 гг. разработаны на основании формы отчётности государственной статистики "Сведения об остатках, поступлении и расходе топлива, теплоэнергии и использовании отработанных нефтепродуктов за 2010 (2011, 2012, 2013, 2014) год. Остатки, поступление, расход топлива и теплоэнергии" и в соответствии с постановлением Госкомстата Российской Федерации от 23.06.1999 N 46 "Об утверждении "Методологических положений по расчету топливно-энергетического баланса Российской Федерации в соответствии с международной практикой".

Сведения об изменении и составе потребления топливно-энергетических ресурсов приведены в таблице ниже.

Таблица 2.13-1. Сведения об использовании топливно-энергетических ресурсов на территории Нижегородской области за 2010 - 2014 гг.*

N	Вид топлива	Объём потребления, тыс. тут
		2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.
1	Бензины авиационные	0,1	0,1	0,04	0,05	-
2	Бензины автомобильные	995,3	987,1	993,5	1008,6	1207,4
3	Керосины	24,1	21,6	21,3	20,8	21,8
4	Топливо дизельное	671,7	755,6	218,4	838,0	948,5
5	Топливо печное бытовое	28,6	37,1	13,3	10,5	19,3
6	Мазут топочный	651,5	559,3	527,1	375,2	355,8
7	Мазут флотский	0,8	7,8	27,3	27,2	-
8	Газ горючий природный и попутный	17353,5	17627,8	17445,4	17037,3	16271,3
9	Газ горючий искусственный коксовый	140,6	145,8	166,3	170,4	-
10	Газ нефтеперерабатывающих предприятий сухой	794,9	906,5	786,7	773,7	-
11	Газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные)	126,5	115,2	127,2	168,4	178,6
12	Уголь и продукты переработки угля	167,7	152,5	129,5	127,7	101,9
13	Торф топливный фрезерный	4,1	4,6	3,1	2,1	-
14	Торф топливный кусковой	0,2	0,3	0,2	0,0	-
15	Брикеты и полубрикеты торфяные топливные	1,4	2,9	2,9	1,1	-
16	Кокс металлургический сухой	23,0	7,8	17,8	37,0	22,5
17	Дрова для отопления	86,1	76,4	68,7	61,5	53,0
18	Прочие виды нефтепродуктов	4,0	3,7	3,6	5,6	0,0
19	Прочие виды твердого топлива	65,6	158,5	177,3	176,0	162,1
20	Всего	21139,8	21570,5	20729,5	20841,1	19342,1

* - формы статистической отчётности периодически подвергаются изменениям, в связи с чем ежегодный состав показателей (вид топлива) может отличаться

Рисунок 2.16. Динамика изменения реализации топливно-энергетических ресурсов на территории Нижегородской области

В последние годы на территории Нижегородской области наблюдается тенденция снижения реализации топливно-энергетических ресурсов, обусловленная в первую очередь снижением объёмов производства товаров и услуг, в том числе выработки тепловой и электрической энергии.

Изменение составляющих ТЭБ в 2014 году по отношению к 2010 году приведено на рисунке ниже. Исходя из данных на сегодняшний день можно сказать, что возросла доля потребления природного газа по отношению к другим видам топливо-энергетическим ресурсам. Так же возросла доля потребления моторного топлива.

Рисунок 2.17. Доли затрат топливно-энергетических ресурсов за 2010 и 2014 гг.

Следует отметить, что на сегодняшний день основной используемый объём топливо-энергетических ресурсов (природный газ и нефтепродукты) поступают из-за пределов Нижегородской области.

3. Список использованных источников информации

1. Результаты ежегодного опроса крупных потребителей электрической энергии Российской Федерации, включая Нижегородскую область, по прогнозируемой динамике выпуска продукции и энергопотреблению.

2. Схема территориального планирования Нижегородской области (http://depgrad.government.ru/?id=18640).

3. Регионы России. Российский статистический ежегодник - 2014 г. Социально-экономические показатели. (http://www.gks.ru/bgd/regl/b14_14s/Main.htm).

4. Численность населения Нижегородской области (http://nizhstat.gks.ru/).

Приложение А

Схема
территориального планирования Нижегородской области

Часть 2. Основные направления развития электроэнергетики Нижегородской области

Книга 1

Оглавление

Обозначения и сокращения	3
Введение	4
1. Цели и задачи развития электроэнергетики Нижегородской области	5
2. Прогноз потребления электрической энергии и максимума нагрузки по Нижегородской области на пятилетний период	6
3. Прогноз потребления тепловой энергии на период до 2021 года. Характеристика потенциала развития когенерации в Нижегородской области	7
4. Определение потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основании балансов электрической и тепловой энергии	27
5. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Нижегородской области с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ, крупных котельных)	28
6. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и модернизации систем централизованного теплоснабжения на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных	47
7. Развитие генерации и источников тепловой энергии	48
8. Прогноз развития энергетики Нижегородской области на основе ВИЭ	50
9. Оценка перспективной балансовой ситуации на 5-летний период	52
10. Прогноз основных направлений развития теплоэнергетики Нижегородской области на 2017-годы	53
Список использованных источников информации	54
Приложение А Предлагаемые и утвержденные мероприятия нового строительства и реконструкции источников тепла и тепловых сетей муниципальных образований Нижегородской области	55

Обозначения и сокращения

В "Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы" применяются следующие сокращения:

АТ - автотрансформатор;

АЭС - Арзамасские электрические сети;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВРП - валовой региональный продукт;

ГРЭС - Государственная районная электростанция;

ж/б опоры - железобетонные опоры;

ЕЭС - единая энергетическая система;

ИП - инвестиционная программа;

ЛЭП - линия электропередачи;

КЛ - кабельная линия;

МВ - масляный выключатель;

НДС - налог на добавленную стоимость;

НПС - насосно-перекачивающая станция;

ОКВЭД - общероссийский классификатор видов экономической деятельности;

ОПК - оборонно-промышленный комплекс;

ПС - подстанция;

ПФО - Приволжский федеральный округ Российской Федерации;

РЖД - Российская железная дорога;

РУ - распределительное устройство;

РЭС - районные электрические сети;

Т - трансформатор;

ТЭБ - Топливно-энергетический баланс;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль.

Введение

Основанием для проведения работы является совокупность следующих нормативных правовых документов в области развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации:

Федеральный закон от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

поручение Президента Российской Федерации о необходимости учета в схемах и программах перспективного развития электроэнергетики максимального использования потенциала когенерации и модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований (перечень поручений от 29.03.2010 N Пр-839 пункт 5).

При выполнении работы также учтены требования Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении", постановления Правительства Российской Федерации от 15.05.2010 N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности", Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем (утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281), Методические указания по устойчивости энергосистем (утверждены Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 277), требования Федерального закона от 23.11.2009 N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации", постановление Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения", приказ Минэнерго России N 565, приказ Минрегиона России N 667 от 29.12.2012 "Об утверждении методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения", постановление Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации", постановление Правительства Российской Федерации от 16.04.2012 N 307 "О порядке подключения к системам теплоснабжения и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".

Проведение настоящей работы обосновано необходимостью обеспечения надежного функционирования энергосистемы Нижегородской области в долгосрочной перспективе.

Целью работы является создание программы развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей энергосистемы Нижегородской области на 2017 - 2021 гг. для обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирования стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Нижегородской области.

Объектом исследования является Нижегородская область, как социально-экономическая система, включающая в себя различные отрасли народного хозяйства и формирующие эти отрасли организации, в ракурсе обеспечения их необходимой энергетической инфраструктурой. Предметом исследования являлась система планирования развития энергетической инфраструктуры Нижегородской области.

Работа является логическим продолжением цикла разработок, выполненных органами исполнительной власти Нижегородской области при участии энергокомпаний Нижегородской области и нашедших отражение в Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2016 - 2020 годы, утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 29.04.2016 N 242.

Отдельные элементы настоящей работы также разрабатывались в рамках других проектов. К примеру, разработка топливно-энергетического баланса Нижегородской области на период до 2020 года в соответствии с методологией Международного Энергетического Агентства (МЭА) и практики формирования топливно-энергетического баланса (далее - ТЭБ) в странах ОЭСР (государственный контракт от 24.12.2011 N 11).

Анализ перспективной балансовой ситуации и необходимости сетевого строительства 220 кВ и выше отражен в рамках Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Вместе с тем, в настоящей работе для подобного рода научных разработок, выполненных в отношении энергосистемы Нижегородской области, проводится комплексный анализ перспектив развития электроэнергетической отрасли народного хозяйства на основе построения единого ТЭБ по территории Нижегородской области, сценарного прогнозирования потребления электрической и тепловой энергии.

Исходными данными для проведения исследования являются: совокупность отчетных данных государственной и отраслевой статистики о функционировании социально-экономической системы Нижегородской области и основных параметров процессов ее энергообеспечения, данные Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы, данные генерирующих и электросетевых компаний о планируемом развитии отдельных объектов электроэнергетики, данные о планируемых к реализации на территории Нижегородской области инвестиционных проектах в области жилищного строительства и промышленности, Схемы территориального планирования и генеральные планы городов Нижегородской области, а также данные о планируемых мероприятиях региональной программы энергосбережения Нижегородской области и данные статистического обследования энергокомпаний (Филиал АО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ, филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Нижегородское ПМЭС, филиал "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс" и др.).

1. Цели и задачи развития электроэнергетики Нижегородской области

Нижегородская область по сравнению с другими субъектами Российской Федерации, также не имеющих собственных запасов нефтегазовых и угольных топливно-энергетических ресурсов, имеет схожую энергетическую инфраструктуру.

Общие для топливно-энергетического хозяйства региона особенности состоят в следующем:

- Нижегородская область не обладает собственными первичными энергоресурсами (кроме торфа и древесины) и имеет практически монотопливный баланс, доля газа в котором составляет около 80%. Данный факт предъявляет повышенные требования к обеспечению надежности газоснабжения региона и требует разработки мероприятий, способствующих обеспечению энергетической безопасности;

- значительный дефицит электрической мощности значительно снижает уровень энергетической безопасности региона, повышая зависимость области от смежных энергосистем и соседних регионов;

- отсутствие крупных электрогенерирующих установок;

- энергоснабжение Нижегородской области обеспечивается на основе использования морально устаревших технологий 60 - 70 годов прошлого века и физически изношенного оборудования, что естественно, снижает надежность, эффективность работы и производственные возможности систем, приводит к перерасходу топлива и других энергоресурсов;

- теплоснабжение региона, а также монотопливный характер энергобаланса обуславливают сильную взаимозависимость режимов работы систем электро-, тепло- и газоснабжения и требуют совместного рассмотрения вопросов их развития.

Анализ сложившейся ситуации в топливно-энергетическом комплексе (далее - ТЭК) Нижегородской области показывает необходимость проведения мероприятий, направленных на повышение надежности энергообеспечения.

В течение прошедшего десятилетия ТЭК Нижегородской области, в основном, сохранял свою энергетическую устойчивость и обеспечивал потребности региона в топливе и энергии. Однако качественные характеристики практически всех основных элементов областного ТЭК не соответствуют необходимым масштабам его развития.

Главная цель развития электроэнергетики Нижегородской области состоит в формировании экономически эффективного, динамично развивающегося и финансово устойчивого топливно-энергетического хозяйства, оснащенного передовыми технологиями и высококвалифицированными кадрами для надежного обеспечения решения задач перспективного развития региона.

Для дальнейшего совершенствования энергетического комплекса Нижегородской области с преодолением вышеуказанных негативных тенденций необходимо решить следующие задачи:

- повышение надежности энергоисточников с максимально возможным использованием существующих резервов мощности в нормальных и послеаварийных режимах, обеспечение нормативного резервирования всех систем транспорта газа, электроэнергии и тепла;

- перевооружение и развитие действующих ТЭЦ с постепенным переходом к парогазовому циклу, ГТУ ТЭЦ, а также развитие когенерации на крупных источниках теплоснабжения;

- предотвращение непроизводительного расходования топливно-энергетических ресурсов, обеспечение учета производимых и потребляемых топливно-энергетических ресурсов с помощью современных средств измерений и передовых образцов учетно-измерительных систем;

- диверсификация используемых видов энергии и топлива - развитие малой энергетики и использование альтернативных видов топлива (торфа, биотоплива и ВИЭ);

- регулярная разработка отчетных и перспективных топливно-энергетических балансов Нижегородской области, муниципальных районов и городских округов региона;

- повышение экономической и экологической эффективности действующих энергоисточников;

- совершенствование методологии и практик тарифного регулирования в энергетической отрасли региона с целью стимулирования решения поставленных задач.

2. Прогноз потребления электрической энергии и максимума нагрузки по Нижегородской области на пятилетний период

В соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы прогнозируется, что потребление электроэнергии в энергосистеме Нижегородской области в 2021 году составит 20,007 млрд. кВт*ч.

Среднегодовой темп прироста потребления электроэнергии в период 2017 - 2021 годов составит около 0,12%.

В таблице 2-1 и на рисунке 2-1 приведен прогноз потребления электроэнергии энергосистемы Нижегородской области на перспективу по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Таблица 2-1. Электропотребление энергосистемы Нижегородской области на перспективу по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы

Показатель	2016 (факт)	2017	2018	2019	2020	2021
Электропотребление, млрд. кВт·ч	20,132	19,650	19,728*	19,779	19,908	20,007
Прирост, %		-2,39	0,40	0,26	0,65	0,50

* - Отчетные данные о фактическом электропотреблении Нижегородской области за 2015 и 2016 годы, составившем 19,695 и 20,132 млрд. кВт-ч соответственно, показывают положительную динамику электропотребления в размере 2,17%. Фактическое электропотребление за 1 квартал 2017 года по отношению к 1 кварталу 2016 года также показывает положительную динамику в размере 5,10%. Согласно своду заявок субъектов электроэнергетики региона электропотребление Нижегородской области в 2018 году составит 20,824 млрд. кВт-ч. Прогноз спроса на электрическую энергию по Нижегородской энергосистеме на 2018 год (с учетом фактических данных и динамики электропотреблении региона за 2016 год) составит 20,431 млрд. кВт-ч. (решение региональной службы по тарифам Нижегородской области от 20.04.2017 N 18/2). Данная информация приведена справочно.

В таблице 2-2 и на рисунке 2-2 приведен прогноз максимума потребления мощности энергосистемы Нижегородской области на перспективу.

Таблица 2-2. Максимум потребления мощности энергосистемы Нижегородской области на перспективу по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы

Показатель	2016 (факт)	2017	2018	2019	2020	2021
Максимум потребления базовый вариант, МВт	3444	3273	3294	3301	3310	3333
Прирост, %		-4,97	0,64	0,21	0,27	0,69

Снижение собственного максимума потребления энергосистемы Нижегородской области к 2021 году по отношению к 2016 году (3444 МВт) прогнозируется величиной 111 МВт, что составляет 3,22%.

Рисунок 2-1. Прогноз электропотребления энергосистемы Нижегородской области на перспективу по данным проекта Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы

Рисунок 2-2. Прогноз роста максимума потребления мощности энергосистемы Нижегородской области на перспективу по данным проекта Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы

3. Прогноз потребления тепловой энергии на период до 2021 года. Характеристика потенциала развития когенерации в Нижегородской области

Прогноз потребления тепловой энергии в Нижегородской области на период до 2021 года выполнен с учетом прогнозных социально-экономических показателей Нижегородской области, включая фактическую динамику и прогнозы численности населения Нижегородстата на 2016 - 2021 годы и данных о развитии крупных промышленных предприятий региона.

Фактическая и ожидаемая динамика изменения численности населения Нижегородской области, а также отпуска тепловой энергии на его нужды представлена на рисунке ниже.

Рисунок 3-3. Фактическая и ожидаемая динамика изменения численности населения и объёма потребления тепловой энергии в Нижегородской области

По прогнозам на перспективу до 2021 года ожидается снижение численности населения области на 110,5 тыс. человек (3,4% к 2016 году).

В части развития промышленности региона в период до 2021 года строительство новых крупных промышленных предприятий в регионе не намечается.

На действующих промышленных предприятиях численностью рабочих более 1000 чел. (АО "Волга", ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова", АО "Выксунский металлургический завод", ПАО "Заволжский моторный завод", ОАО "НПО "Правдинский радиозавод", ОАО "Дзержинское оргстекло", ООО "Корунд", ОАО "Эй Джи Си Борский Стекольный завод", ОАО "Транспневматика", ПАО "Русполимет") расширения производства также не планируется (таблица ниже).

Таблица 3-1. Данные о фактической и проектной производственной мощности крупных предприятий Нижегородской области количеством рабочих мест более 1000 чел.

N п/п	Наименование предприятия	Адрес	Основные производства	Проектная производственная мощность	Фактическая производственная мощность	Строительство новых производств (год ввода и проектная мощность)
1	АО "Волга"	606407, г. Балахна, ул. Горького, д. 1	Бумага газетная	550 тыс. тн/ год	545 тыс. тонн (2013 г.)	Не планируется
					530 тыс. тонн (2014 г.)
					525 тыс. тонн (2015 г.)
					520 тыс. тонн (2016 г.)
					500 тыс. тонн (2017 г.)
2	ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова"	606002, Нижегородская область, г. Дзержинск, ул. Свердлова, д. 4	Производство гражданской продукции:		Не планируется
			Нитробензол	*	*
			Уксусная кислота	*	*
			Уксусный ангидрид	*	*
			Этилацетат	*	*
			Фенолформальдегидные смолы	*	*
			Эпоксидные смолы	*	*
			Кислота серная МНГ	*	*
			Полиакриламид	*	*
			Ацетат натрия	*	*
			Сульфонол	*	*
			Смазочно-охлаждающая жидкость	*	*
			Присадки цетаноповышающие	*	*
			Производство продукции промышленного назначения:		Не планируется
			Шашки прессованные, детонаторы	*	*
			Промежуточные детонаторы-пентолитовые	*	*
			Заряды кумулятивные	*	*
			Граммониты	*	*
			Аммониты	*	*
			Тротил для промышленных взрывчатых веществ	*	*
			ТЭН	*	м
			Производство товаров народного потребления:		Не планируется
			Стиральные машины	**	**
			Водонагреватели	**	**
			Посуда алюминиевая штампованная	**	**
3	АО "Выксунский металлургический завод"	607030, Нижегородская область, Выкса, ул. Братьев Баташевых, 45	Производство труб	2 287,7 тыс. тн/год	1 718,422 тыс. тн/год (2011 год)	Не планируется
			Производство железнодорожных колес	560 тыс. шт.	749,875 тыс. шт. (2011 год)
4	ОАО "Заволжский моторный завод"	606431, Нижегородская область, Городецкий район, Заволжье-2, ул. Советская, д. 1	Производство двигателей внутреннего сгорания	400 000 шт/год	93 222 шт/год	На площадке завода планируется появление новых компаний-резидентов
5	ОАО "НПО "Правдинский радиозавод"	Нижегородская обл. г. Балахна ул. Горького д. 34	Производство радиолокационной радионавигационной аппаратуры и радиоаппаратуры дистанционного управления	5650 шт. (2013 г.)	5133 шт.	Не планируется
				5930 шт. (2014 г.)
				6220 шт. (2015 г.)
				6530 шт. (2016 г.)
				6860 шт.(2017 г.)
			Предоставление услуг по монтажу, ремонту и тех. обслуживанию приборов и инструментов для измерения, контроля, испытания, навигации, локации и прочих целей.	215 шт. (2013 г.)	196 шт.
				225 шт. (2014 г.)
				240 шт. (2015 г.)
				250 шт. (2016 г.)
				270 шт. (2017 г.)
6	ОАО "Дзержинское оргстекло"	606008, Нижегородская обл., г. Дзержинск	Синильная кислота	18 700 т/год (2012 г.)	12 964 т/год (2012 г.)	Не планируется
			Ацетонциангидрин	44 045 т/год (2012 г.)	18 529 т/год (2012 г.)
			Метилметакрилат	34 000 т/год (2012 г.)	24 629 т/год (2012 г.)
			ОС к/ф 2х3 в 5 мм усл. Ном.	1 725 т/год (2012 г.)	3 847 т/год (2012 г.)
			ОС (АО-120, СООТ)	105 т/год (2012 г.)	3 847 т/год (2012 г.)
			Оргстекло в пересчете на 5 мм номинал (к-с 75)	12 220 т/год (2012 г.)	3 847 т/год (2012 г.)
7	ООО "Корунд"	-	Производство сложных полиэфиров, красок и эмалей	55 000 т/год	17 400 т/год	Не планируется
			Производство пенополиуретана	5 000 т/год	2 300 т/год
			Производство циансолей	10 000 т/год	12 665 т/год
8	ОАО "Эй Джи Си Борский Стекольный завод"	-	Полированное стекло	49 000 тыс. м.2	40 998,6 тыс. м.2	Не планируется
			Автостекло	6 000 тыс. м.2	5 056,2 тыс. м.2	Не планируется
9	ОАО "Транспневматика"	607760, Нижегородская область, г. Первомайск, ул. Мочалина, д. 2а	Цилиндры	108 000 шт.	77 608 шт. (2013 г.)
			Регуляторы	119 400 шт.	104 108 шт. (2013 г.)
			Компрессоры	4 800 шт.	1858 шт. (2013 г.)
			Авторежимы	102 000 шт.	97 033 шт. (2013 г.)
			Рукава соединительные	780 000 шт.	463 252 шт. (2013 г.)
			Гидродемпферы	18 000 шт.	24 687 шт. (2013 г.)
10	ПАО "Русполимет"	607010, Нижегородская область, г. Кулебаки, ул. Восстания, д. 1	Кольцевая продукция	230 000 шт. (2012 г.)	152 357 шт. (2012 г.)	К 2017 году увеличение производства кольцевой продукции на 24,3% и металлургической продукции на 62,5% к 2012 году.
			Сортовой прокат	118 000 т (2012 г.)	90 400 т (2012 г.)
			Металлургическая продукция	16 000 т (2012 г.)	12 255 т (2012 г.)

Примечания:

* - сведения не подлежат открытому обращению. С доступными сведениями можно ознакомиться на сайте ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова".

** - сведения о производствах ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова", находящихся на консервации.

Однако в настоящее время загруженность крупных предприятий области оценивается в 60 70 % проектной мощности, и, обладая достаточным запасом потенциала производства, в ближайшей 10 лет они могут увеличить теплопотребление на промышленные цели.

Учитывая возможность увеличения тепла действующими промышленными предприятиями Нижегородской области, прогноз потребления тепловой энергии (отпуска тепла с коллекторов энергоисточников) выполнен по двум вариантам:

- базовый - учитывающий фактическую динамику теплопотребления промышленности региона;

- интенсивный - учитывающий увеличение загрузки производственных мощностей промышленных предприятий области при поэтапном увеличении ими потребления тепла на производственные нужды.

Прогноз общего потребления тепловой энергии (отпуска тепла с коллекторов энергоисточников) на перспективу до 2021 года Нижегородской области по базовому и интенсивному вариантам представлен на рисунке ниже.

Рисунок 3-4. Прогноз потребления тепловой энергии (отпуска тепла с коллекторов энергоисточников) на перспективу Нижегородской области

В период до 2021 года по базовому варианту ожидается снижение потребления тепловой энергии в регионе на 10,1% к уровню потребления 2016 года. Это обуславливается снижением на перспективу численности населения области и снижением потребления тепловой энергии промышленными предприятиями по существующей тенденции за последние годы.

По интенсивному варианту до 2021 года ожидается увеличение потребления тепловой энергии в Нижегородской области на 10,4% к уровню потребления 2016 года в связи с увеличением её потребления на производственные нужды промышленности региона.

По результатам прогноза суммарное потребление тепловой энергии в Нижегородской области на расчетный 2021 год планируется в диапазоне 25,2 30,96 млн. Гкал/год.

В настоящее время до 43% суммарного потребления тепловой энергии в регионе обеспечивается за счет источников когенерации - 10 ТЭЦ различной установленной мощностью.

В соответствии с имеющимся прогнозом отпуска по существующим ТЭЦ доля отпуска тепловой энергии по источникам когенерации и котельным на перспективу может составить:

Рисунок 3-5. Доля отпуска тепловой энергии по источникам когенерации и котельным на перспективу

Учитывая то, что Нижегородская энергосистема является дефицитной по электрической мощности и энергии, на перспективу до 2020 года возможно дополнительное строительство новых источников когенерации в районах концентрированных тепловых нагрузок с замещением доли отпуска тепла от котельных.

Оценка максимального потенциала развития когенерации в регионе на расчетный 2020 год выполнена по базовому варианту прогноза потребления тепловой энергии, что гарантированно обеспечит новые источники когенерации тепловыми нагрузками.

Оценка суммарной установленной электрической мощности новых источников когенерации более 25 МВт выполнена с учетом расчетных тепловых нагрузок района их размещения на перспективу до 2020 года при:

- часовом коэффициенте теплофикации (т) 0,45, позволяющего оптимально использовать тепловую мощность как в отопительном, так и неотопительном периодах;

- средней удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении для парогазового цикла Эср = 1 300 кВт.ч/Гкал.

Суммарная электрическая мощность теплофикационного оборудования источников когенерации по формуле:

, Мвт

где

- средняя удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, кВт ч/Гкал;

- 1300 кВтч/Гкал - 1,3 МВт ч/Гкал,

- часовой коэффициент теплофикации = 0,45.

Результаты оценки потенциала максимального развития когенерации на базе тепловых электростанций более 25 МВт на 2020 год представлены в таблице ниже.

Таблица 3-2. Результаты оценки потенциала максимального развития когенерации на базе тепловых электростанций более 25 МВт на 2020 год

N п/п	Муниципальный район/городской округ	Суммарная расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч	Расчетная суммарная установленная электрическая мощность источников когенерации, МВт	Установленная электрическая мощность действующих ТЭЦ, МВт	Возможная дополнительная установленная электрическая мощность источников когенерации, МВт
1	г.о. Нижний Новгород	4 096,49	2 396	930	1 466
2	г.о. Арзамас	265,2	155	-	155
3	г.о. Бор	390,4	228	4	224
4	г.о. Дзержинск	748,80	438	601	-
5	г.о. Саров	696,6	408	71	337
6	г.о. Семеновский	80,6	47	-	47
7	Балахнинский	333,7	195	112	51
8	Богородский	133,3	78	-	78
9	Володарский	207,1	121	-	121
10	Выксунский	373,4	218	-	218
11	Городецкий	282,7	165	-	165
12	Кстовский	671,4	393	557	88
13	Кулебакский	107,8	63	-	63
14	Лысковский	66,6	39	-	39
15	Навашинский	43,9	26	-	26
16	Павловский	222,3	130	-	130
17	Сергачский	118,4	69	12	57
18	Уренский	45,9	27	-	27
19	Шахунский	101,7	59	-	59
	Итого	8 986,3	5 257,0	2 287,0	3 352,9

Следует отметить, что данная оценка носит характер предварительного инвестиционного предложения и требует детального уточнения при актуализации разработанных схем теплоснабжения городов и поселений с учетом ограничений по организации:

- подачи основного топлива и создания нормативных запасов резервного жидкого топлива;

- обеспечения энергоисточников водой и системами водоотведения;

- площадок размещения новых источников;

- зон теплоснабжения новых источников когенерации, включая ограничения по прохождению участков тепловых сетей, гидравлических режимов их работы и дальности транспорта тепла;

- схем выдачи электрической мощности;

- эффективности капитальных вложений при минимизации тарифной нагрузки на население и конкурентоспособности на рынках электроэнергии.

4. Определение потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основании балансов электрической и тепловой энергии

В соответствии с выполненным прогнозом потребления тепловой энергии Нижегородской области суммарное теплопотребление на расчетный 2021 год оценивается в 25,2 30,96 млн. Гкал/год, а потребление электроэнергии в зависимости от сценария потребления составит 20,15 20,86 млрд кВт*ч.

По рассматриваемым вариантам развития генерирующих мощностей региона доля отпуска тепловой энергии от ТЭЦ области на перспективу сохранится на существующем уровне около 40%.

В таблице и на диаграмме внизу приведено изменение уровня потребления котельно-печного топлива на основании прогнозируемого отпуска тепловой энергии. Следует сказать, что в случаях прогнозирования затрат учитывалось возможное повышение среднего КПД установок котельных до уровня 90%, а также приняты к сведению предоставленные прогнозируемые объёмы затрат котельно-печного топлива по ТЭЦ.

Таблица 4-1. Перспективный баланс затрат котельно-печного топлива по источникам теплоснабжения

Источники	Показатель	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Котельные	Потреб., тыс. т.у.т.	2628,0	2536,1	2531,1	2526,4	2522,0	2517,6
ТЭЦ		4087,6	4017,4	4017,4	4017,4	4017,4	4017,4
Итого		6715,6	6553,5	6548,5	6543,8	6539,4	6535,0

Рисунок 4-1. Перспективный баланс затрат котельно-печного топлива по источникам теплоснабжения

В структуре топливного баланса котельных в ближайшие 10 лет ожидается сохранение доминирующего положения природного газа с незначительным увеличением его доли на 1 - 2% за счет намечаемого перевода ряда котельных региона на сжигание природного газа.

Для увеличения доли газа в топливном балансе ТЭЦ Нижегородской области, в частности, необходимо выполнение мероприятий по снятию ограничений пропускной способности газопроводов на Сормовскую ТЭЦ.

Расчетная структура топливного баланса на котельных Нижегородской области в 2021 году следующая:

- газообразное топливо - 6 208,2 тыс. т у.т. (95%);

- жидкое топливо - 130,7 тыс. т у.т. (2%);

- твердое топливо - 196,1 тыс. т у.т. (3%).

5. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Нижегородской области с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ, крупных котельных)

Развитие систем теплоснабжения поселения или городского округа осуществляется на основании схемы теплоснабжения.

Необходимость разработки схем теплоснабжения городов (поселений) определена Федеральным законом от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении".

Порядок их разработки и утверждения, а также требования к схемам теплоснабжения утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154.

По состоянию на 01.04.2017 из 350 муниципальных образований Нижегородской области схемы теплоснабжения утверждены в 349 муниципальных образованиях (не утверждена в г.о. г. Кулебаки).

Сводные данные по утверждённым схемам теплоснабжения поселений и городских округов Нижегородской области по состоянию на 01.04.2017 представлены в таблице ниже.

Таблица 5-1. Данные по разработанным и утверждённым схемам теплоснабжения Нижегородской области

N п/п	Муниципальный район/городской округ	Наличие проекта или утвержденной схемы теплоснабжения		Планируемая дата
		Наименование	Расчетный срок действия	разработки	утверждения
1	г.о. город Нижний Новгород	Приказом министерства энергетики Российской Федерации от 17.11.2016 N 1222 утверждена актуализированная Схема теплоснабжения муниципального образования "город Нижний Новгород" до 2031 года	2031	-	-
2	г.о. город Арзамас	Постановление администрации города Арзамаса от 05.02.2016 N 93
3	г.о. город Бор	Схема теплоснабжения разработана и утверждена постановлением администрации г.о. г. Бор от 11.06.2014 N 3882	2028
4	г.о. город Выкса	Схема теплоснабжения разработана и утверждена постановлением администрации г.о. г. Выкса от 28.04.2014 N 1872	2035
5	г.о. город Дзержинск	Схема теплоснабжения разработана и утверждена постановлением администрации г.о. г. Дзержинска постановлением от 06.11.2013 N 4451	2026
6	г.о. город Кулебаки	-		разработана	01.06.2017
7	г.о. город Первомайск	Схема теплоснабжения разработана и утверждена постановлением администрации г.о. г. Первомайск от 04.12.2013 N 1356	-
8	г.о. город Саров	Схема теплоснабжения разработана и утверждена постановлением администрации г. Саров 16.12.2013 N 6781	2028
9	г.о. Навашинский	Постановление Администрации городского округа Навашинский Нижегородской области от 18.04.2016 N 331 "Об актуализации схемы теплоснабжения городского округа Навашинский на период до 2028 года по состоянию на 2017 год"	2028
10	г.о. Семеновский	Схема теплоснабжения разработана и утверждена постановлением администрации г.о. Семеновский 01.03.2013 N 507	-
11	г.о. Сокольский	Постановление администрации городского округа Сокольский от 23.03.2017 N 152
12	г.о. город Чкаловск	Постановление администрации городского округа город Чкаловск от 29.06.2016 N 716
13	г.о. город Шахунья	Схема теплоснабжения разработана и утверждена постановлением администрации г.о. г. Шахунья от 04.12.2013 N 1077	-	-	-
14	Ардатовский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
15	Арзамасский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
16	Балахнинский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
17	Богородский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены,	-
18	Большеболдинский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
19	Большемурашкинский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
20	Бутурлинский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
21	Вадский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
22	Варнавинский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-	-	-
23	Вачский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
24	Ветлужский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
25	Вознесенский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
26	Володарский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
27	Воротынский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
28	Воскресенский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
29	Гагинский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
30	Городецкий район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
31	Дальнеконстантиновский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
32	Дивеевский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
33	Княгининский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
34	Ковернинский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
35	Краснобаковский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
36	Краснооктябрьский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
37	Кстовский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
38	Лукояновский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
39	Лысковский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
40	Павловский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
41	Перевозский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
42	Пильнинский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
43	Починковский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
44	Сергачский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
45	Сеченовский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
46	Сосновский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
47	Спасский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
48	Тонкинский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
49	Тоншаевский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
50	Уренский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
51	Шарангский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-
52	Шатковский район	Схемы теплоснабжения всех поселений района разработаны и утверждены	-

Наиболее крупной системой теплоснабжения Нижегородской области, по которой разработана схема теплоснабжения, является система теплоснабжения г. Нижнего Новгорода.

В настоящее время "Схема теплоснабжения муниципального образования "город Нижний Новгород" до 2031 года" утверждена приказом министерства энергетики Российской Федерации от 17.11.2016 N 1222. Согласно разработанной схеме теплоснабжения г. Нижнего Новгорода предусматривается:

- мероприятия по реконструкции Автозаводской ТЭЦ, направленные на обеспечение нормальной работы станции до ввода ПГУ-440 -срок окончания реализации 31.12.2018;

- вывод из эксплуатации основного паросилового оборудования 2-оч. суммарной установленной электрической мощностью 100 МВт, тепловой - 322 Гкал/ч - срок 2019 г.;

- реконструкция Автозаводской ТЭЦ со строительством нового блока ПГУ-440 установленной электрической мощностью 440 МВт, тепловой - 350 Гкал/ч - начало строительства 2019, ввод в работу ПГУ-440 в 2021 году.

В рамках актуальной информации, учтенной при разработке Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы, реализация мероприятий по демонтажу на Автозаводской ТЭЦ ТГ - 3, 4, 5, 6 суммарной установленной мощностью 100 МВт и мероприятие по вводу на Автозаводской ТЭЦ ПГУ установленной мощностью 440 МВт включено только в дополнительный перечень (мероприятия которого не учитываются при расчете режимно-балансовой ситуации). С учетом изложенного, информация о демонтаже на Автозаводской ТЭЦ ТГ - 3, 4, 5, 6 суммарной установленной мощностью 100 МВт и вводе на Автозаводской ТЭЦ ПГУ установленной мощностью 440 МВт приведена справочно и данные демонтаж и ввод генерирующего оборудования в балансах электрической энергии и мощности в СиПР не учитываются.

6. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и модернизации систем централизованного теплоснабжения на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных

В качестве основного топлива на всех ТЭЦ Нижегородской области используется природный газ. Определенный интерес составляет использование более эффективного парогазового цикла для совместной выработки электрической и тепловой энергии, но на расчётный срок планирования предусматривается только выполнение мероприятий по повышению эффективности работы оборудования ООО "Автозаводская ТЭЦ".

- выполнение замещающих мероприятий с 2015 по 2018 год;

- в 2019 году вывод из эксплуатации основного паросилового оборудования установленной электрической мощностью 100 МВт, тепловой - 322 Гкал/ч;

- строительство нового блока ПГУ-440 (установленной электрическая мощность 440 МВт, тепловая - 350 Гкал/ч) в 2019 году, ввод в работу ПГУ - 31.12.2021 года.

В рамках актуальной информации, учтенной при разработке Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы, реализация мероприятий по демонтажу на Автозаводской ТЭЦ ТГ - 3, 4, 5, 6 суммарной установленной мощностью 100 МВт и мероприятие по вводу на Автозаводской ТЭЦ ПГУ установленной мощностью 440 МВт включено только в дополнительный перечень (мероприятия которого не учитываются при расчете режимно-балансовой ситуации). С учетом изложенного, информация о демонтаже на Автозаводской ТЭЦ ТГ - 3, 4, 5, 6 суммарной установленной мощностью 100 МВт и вводе на Автозаводской ТЭЦ ПГУ установленной мощностью 440 МВт приведена справочно и данные демонтаж и ввод генерирующего оборудования в балансах электрической энергии и мощности в СиПР не учитываются.

Оценка потенциала использования источников когенерации дополнительной мощности приведена в разделе 3.

7. Развитие генерации и источников тепловой энергии

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Нижегородской области мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период.

При разработке предложений по развитию генерирующих мощностей в Нижегородской области были использованы:

- Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы;

данные, имеющиеся в распоряжении министерства энергетики и ЖКХ Нижегородской области, в том числе предложения энергокомпаний, функционирующих на территории региона;

Схема и программа развития электроэнергетики Нижегородской области на 2016 - 2020 годы, утвержденная постановлением Правительства Нижегородской области от 29.04.2016 N 242.

Анализ вышеперечисленных материалов показывает, что предложения по развитию энергоисточников направлены на надежное электро- и теплоснабжение потребителей Нижегородской области.

Развитие ТЭЦ в Нижегородской области определялось перспективным ростом потребности в тепле и ростом износа основного оборудования существующих источников генерации в регионе.

Техническое перевооружение существующих энергоблоков тепловых электростанций, работающих на газе, а также их расширение планируется с применением газотурбинных и парогазовых технологий.

Таблицы 7-1 и 7-2 показывают изменение установленной мощности энергосистемы Нижегородской области в течение 2017 - 2021 гг. с учётом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017-годы. До конца 2021 г. в указанной энергосистеме с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации предполагается ввести 41,5 МВт.

Таблица 7-1. Изменение установленной мощности электростанций энергосистемы Нижегородской области с учётом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы

Показатель	2017	2018	2019	2020	2021
Вводы мощности, МВт	25	25	0	7,5	0
Выводы мощности, МВт	0	0	0	16	0
Прирост мощности, МВт	25	25	0	-8,5	0
Установленная мощность на конец года, МВт	2816	2841	2841	2832,5	2832,5

Таблица 7.2. Изменение установленной мощности энергосистемы Нижегородской области по электростанциям с учётом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы

Электростанция	Год	Мощность, МВт	Тип
Вводы мощности
Саровская ТЭЦ	2017	25	ввод
Саровская ТЭЦ	2018	25	ввод
Нижегородская ГЭС	2020	7,5	модернизация
Выводы мощности
Саровская ТЭЦ	2020	4	демонтаж
Саровская ТЭЦ	2020	4	демонтаж
Саровская ТЭЦ	2020	4	демонтаж
Саровская ТЭЦ	2020	4	демонтаж

В таблицах 7-3 и 7-4 представлены перечень электростанций с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации генерирующих объектов и генерирующего оборудования (7-3) и изменение установленной мощности энергосистемы Нижегородской области с учётом основных и дополнительных (7-4) объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации генерирующих объектов и генерирующего оборудования в соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2017-годы.

Таблица 7-3. Перечень электростанций с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации генерирующих объектов и генерирующего оборудования в соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы

Электростанция	Год	Мощность, МВт	Тип
Нижегородская ТЭЦ 1 ПГУ-450(Т)	2019	450	ввод
Нижегородская ТЭЦ 2 ПГУ-450(Т)	2021	450	ввод
Автозаводская ТЭЦ 13 ПГУ (Т)	2021	440	ввод
Автозаводская ТЭЦ (ТГ-3,4,5)	2019	75	демонтаж
Автозаводская ТЭЦ (ТГ-6)	2023	25	демонтаж

Таблица 7-4. Изменение установленной мощности электростанций Нижегородской энергосистемы с учётом основных и дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации генерирующих объектов и генерирующего оборудования в соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы

Показатель	2017	2018	2019	2020	2021
Вводы мощности, МВт	25	25	450	7,5	890
Выводы мощности, МВт	0	0	75	16	0
Прирост мощности, МВт	25	25	375	-8,5	890
Установленная мощность на конец года, МВт	2816	2841	3216	3207,5	4097,5

Указанная в таблице 7-3 и таблице 7-4 информация, за исключением увеличения установленной мощности Саровской ТЭЦ на 50 МВт в 2017 и 2018 годах, Нижегородской ГЭС на 7,5 МВт в 2019 году и снижения установленной мощности на Саровской ТЭЦ на 16 МВт в 2019 году, приведена справочно и данные о вводе и мероприятий по выводу из эксплуатации(изменению установленной мощности) генерирующего оборудования в балансах электрической энергии и мощности в СиПР не учитываются.

8. Прогноз развития энергетики Нижегородской области на основе ВИЭ

Одной из основных задач в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности Нижегородской области является увеличение доли производства электроэнергии с использованием возобновляемых источников энергии на 4,5% к 2020 году. Общий объем производства энергии с использованием ВИЭ при этом должен возрасти на 30 тыс. т.у.т.

В 2008 году ICF подготовлен отчет по анализу потенциала ВИЭ для энергоснабжения Нижегородской области. В соответствии с данным документом произведена оценка технологического потенциала возобновляемых источников, перспективных для Нижегородской области.

Рисунок 8-2. Технологический энергопотенциал возобновляемых источников энергии (тыс. т.у.т., %), перспективы для Нижегородской области

В качестве базовых для масштабного развития возобновляемой энергетики в Нижегородской области авторами исследования [4] выбрана ветроэнергетика (с суммарной установленной мощностью до 150 МВт к 2020 году), гелиоэнергетика (тепловая и электрическая с суммарной установленной мощностью примерно 180 МВт к 2020 году) и биоэнергетика (с суммарной установленной мощностью до 125 МВт к 2020 году).

Выбор данных опорных видов ВИЭ был обусловлен прежде всего тем, что авторы считали ресурсообеспеченность региона солнечными и ветровыми ресурсами достаточно высокой, а также в связи с большими перспективами наращивания потенциала биоэнергетики на базе отходов деревообработки, а также биологических отходов сельскохозяйственного производства. По сути, авторами данные направления выбраны с учетом их взаимной конкуренции за инвестиции.

При этом авторами отмечено, что целевые показатели выбирались с учетом того, что в Российской Федерации в 2008 - 2009 гг. должны были вступить в силу нормативные акты, предусматривающие ряд льгот (экобонусов) для поддержки ВИЭ.

В соответствии с [4] плановая установленная мощность ветроэлектростанций (ВЭС) к 2010 году должна была составить 25 МВт (при выработке 21 млн. кВт*ч), к 2015 году - 75 МВт (при выработке 197 млн. кВт*ч), к 2020 году - 150 МВт (при выработке 354 млн. кВт*ч).

В рамках отчета по технико-экономической оценке и обоснованию эффективности развития отдельных технологий и проектов ВИЭ для энергоснабжения Краснодарского края, Астраханской и Нижегородской областей [5], выполненного в 2008 году, также предлагался для реализации пилотный проект по установке ВЭС суммарной мощностью 25 мВт и выработкой 57,4 млн. кВтч. В целом, в работе отмечалась экономическая эффективность такого проекта.

Таблица 8-1. Планируемые целевые показатели производства и потребления электроэнергии ВИЭ в Нижегородской области

Потребляемая электроэнергия, млрд. кВтч	20,69	25,83	33,00	37,00
Требуемая мощность, МВт
Тип электростанции (ЭС) Годы:	2005 г.	2016 г.	2018 г.	2022 г.
ГЭС мощностью < 25 МВт топливный эквивалент, т у.т.	0,6	1,2	6,0	34,0
выработка, млрд. кВт"ч	0,002	0,004	0,018	0,100
мощность, МВт	0,5	1	5	29
ВЭС < 25 МВт топливный эквивалент, т у.т.	0,0	22,3	67,0	120,5
выработка, млрд. кВт"ч	0,000	0,066	0,197	0,354
мощность, МВт	0	25	75	150
ГеотермЭС < 25 МВт топливный эквивалент, т у.т.	0,0	0,0	0,4	1,5
выработка, млрд. кВт"ч	0,000	0,000	0,001	0,004
мощность, МВт	0	0	0,3	1,01
БиоЭС < 25 МВт топливный эквивалент, т у.т.	0,0	3,0	37,2	187,0
выработка, млрд. кВт"ч	0,000	0,009	0,110	0,550
мощность, МВт	0,00	2,00	25,00	125,57
ГелиоЭС < 25 МВт топливный эквивалент, т у.т.	0,0	2,1	25,0	376,3
выработка, млрд. кВт"ч	0,000	0,006	0,074	1,107
мощность, МВт	0,0	1,0	12,0	180,49

Как можно видеть из приведенных данных согласно отчетам ICF [4, 5], среднее число часов использования максимума установленной мощности для ВЭС составляет свыше 2000 часов, а коэффициент использования номинальной мощности ВЭС - свыше 20%.

Вместе с тем, по данным наблюдений Нижегородского центра по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды на территории области средняя годовая скорость ветра на высоте 10 метров составляет около 2,5 - 4 м/с, тогда как для развития ветроэнергетики большой мощности значение должно быть не менее 10 м/с.

Единственная ветроэнергетическая установка на территории области установлена в с. Татинец Кстовского района Нижегородской области. Ее установленная мощность составляет 180 кВт, а выработка в год - порядка 17,5 тыс. кВт*ч. Таким образом, число часов использования мощности составило всего 97 часов из 8760, а коэффициент использования номинальной мощности - чуть более 1%.

Сравнивая эти экспериментальные данные с заложенными в расчет экономической эффективности параметрами работы ВЭС, можно сделать вывод, что при текущем развитии техники и технологий внедрение ВЭС на территории Нижегородской области будет экономически не целесообразным. Таким образом, существенное развитие ветроэнергетики на территории Нижегородской области представляется маловероятным.

Использование фотоэлектрических элементов для выработки электроэнергии признано состоятельным согласно [5] лишь при наличии экобонусов. Следует также отметить, что согласно [6] энергетический потенциал солнечной энергии составляет примерно 3 кВт*ч/кв. м/день. Т.е. с 10 кв. м площади в год в максимальном варианте (при КПД фотоэлементов 13%) можно получить всего чуть более 1,3 тыс. кВт*ч, что примерно соответствует потреблению электроэнергии одной семьей. При этом по самым оптимистичным оценкам срок окупаемости такой установки составит не менее 11 лет (при стоимости установки примерно 750 евро за 1 кВт). В таких условиях и с учетом того, что в российском законодательстве отсутствуют стимулирующие внедрение ВИЭ меры, развитие солнечной энергетики на территории Нижегородской области в ближайшей перспективе также вызывает сомнение. Окупаемость проектов солнечных тепловых электростанций достаточно большой мощности (1 МВт) в [5] также оценивается в 10 - 14 лет.

Также надо отметить, что исследования, проведенные Институтом высоких температур Российской академии наук (ИВТ АН) совместно с МГУ им. М.В. Ломоносова, свидетельствуют о проблемах с получением приемлемых экономических показателей для снабжения изолированных потребителей электроэнергией от солнечных фотоэлектрических энергоустановок и ветрогенераторов. Так, для получения от них 0,1 кВт электрической мощности (с коэффициентом гарантированной выдачи 99,8) на территории Нижегородской области потребуется установка от 5 и более квадратных метров солнечных панелей или от 1 до 3 кВт ветрогенераторов. Помимо капиталовложений в генерирующие мощности для обеспечения указанного коэффициента гарантированной выдачи потребуются дополнительные весьма высокие затраты на аккумуляторные батареи, доходящие до 500 ам. долл./кВт (рисунок 8-2 и рисунок 8-3).

Рисунок 8-2. Расчетная установленная мощность ветроустановки (Н = 50 м, скорость ветра 10 км/ч) для выдачи гарантированной (Кгот = 99,8%) электрической мощности 0,1 кВт потребителю [4, 5]

Рисунок 8-3. Расчетная установленная площадь фотоэлектрических элементов для выдачи гарантированной (99,8%) электрической мощности 0,1 кВт потребителю (при оптимальном наклоне поверхности к Солнцу - для Нижегородской области - (-150) к широте местности)

Помимо развития ветроэнергетики, солнечной энергетики и биоэнергетики в рамках концепции областной целевой программы "Энергетическая безопасность Нижегородской области на 2009 - 2012 годы", утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 01.11.2008 N 514, был рассмотрен проект строительства 7 мини-ГЭС суммарной мощностью 2,8 МВт. Однако высокая себестоимость сооружений обусловила торможение инвестирования в малую гидроэнергетику. Поэтому сегодня в Нижегородской области функционирует единственная Ичалковская мини-ГЭС мощностью 203 кВт со среднегодовой выработкой 600 тыс. кВт*ч.

С учетом представленных выше расчетов об эффективности использования ВЭС, ГЭС и энергии солнца можно заключить, что развитие ВИЭ на территории Нижегородской области в рассматриваемой перспективе возможно только в направлении освоения биоэнергетического потенциала, характеризуемого, прежде всего, запасами торфа и возможностями использования отходов лесной, деревообрабатывающей и целлюлозно-бумажной промышленности.

Отходы деревообработки используются в производстве древесных топливных гранул и брикетов. Они относятся к CO2-нейтральным с низким содержанием серы. Часть этих отходов используется самими деревообрабатывающими предприятиями в качестве топлива для сушки пиломатериалов и отопления цехов. В отличие от торфяного топлива перевод котельных с газа, мазута и угля на древесинные отходы требует меньше финансовых и временных затрат. Современные котельные, работающие на древесинных отходах, обеспечивают стопроцентное сгорание топлива, за счёт чего достигается высокий КПД котельной.

В топливном балансе электро- и теплоэнергетики Нижегородской области на долю торфа (включая брикеты), дров и так называемого прочего твердого топлива в целом приходится 0,2%, 0,4% и 1,2% соответственно, в частности, в топливном балансе котельных - 0,4%, 1% и 2,9% соответственно. На электростанциях данные виды топлива в настоящее время не используются (по данным формы 6-ТП).

В целом, использование торфа в области пока находится на низком уровне.

5 мая 2008 года постановлением Правительства Нижегородской области N 179 утверждена областная целевая программа "Развитие торфяной отрасли в Нижегородской области на 2009 - 2011 годы", согласно которой за счет замещения привозных видов твердого и жидкого топлива на торфяное к 2012 году объемы использования местных ресурсов в действующих котельных планировалось увеличить до 88 т у.т. в год, а объемы добычи топливного торфа с новых месторождений - до 90 тыс. тонн. Данная Программа не была реализована в полной мере в связи с отсутствием запланированного финансирования из средств областного и местного бюджетов и невозможностью привлечения сторонних инвесторов.

Реализация мероприятий по развитию торфяной отрасли в Нижегородской области в полном объеме помимо больших финансовых затрат потребует дополнительно уточнения сырьевых баз торфа и определения направлений возможного использования торфяных месторождений, осуществления контроля качества производимого торфяного топлива, перевода котельных с традиционного на торфяное топливо, проведения паспортизации торфяных месторождений, что займет не менее трех лет.

9. Оценка перспективной балансовой ситуации на 5-летний период

В соответствии с прогнозируемыми уровнями роста потребления электроэнергии и мощности, намечаемыми объемами работ по техническому перевооружению электростанций и вводами новых энергомощностей с высокой вероятностью реализации по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы были сформированы балансы мощности и электроэнергии по энергосистеме Нижегородской области.

В таблице 9-1 представлен баланс электрической мощности энергосистемы Нижегородской области по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017-годы. Энергосистема Нижегородской области является дефицитной на протяжении всего прогнозного периода.

В таблице 9-2 представлен баланс электроэнергии энергосистемы Нижегородской области по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы. Из таблицы 9-2 видно, что энергосистема Нижегородской области характеризуется дефицитом электроэнергии на протяжении всего прогнозного периода. Дефицит электроэнергии будет покрываться за счет перетоков из смежных энергосистем.

Таблица 9-1. Баланс мощности энергосистемы Нижегородской области по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы

Показатели, МВт	2017	2018	2019	2020	2021
Установленная мощность на начало года	2791	2816	2841	2841	2832,5
Ввод мощности	25,0	25,0	0,0	7,5	0,0
Вывод мощности	0,0	0,0	0,0	16,0	0,0
Установленная мощность на конец года	2816	2841	2841	2832,5	2832,5
Ограничения мощности	42	42	42	42	42
Располагаемая мощность	2774	2799	2799	2790,5	2790,5
Потребление энергосистемы	3273	3294	3301	3310	3333
Дефицит мощности	499	495	502	519,5	542,

Таблица 9-2. Баланс электроэнергии энергосистемы Нижегородской области по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017-годы

Показатели, млрд. кВт·ч	2017	2018	2019	2020	2021
Выработка (В)	9,682	9,624	9,688	9,701	9,700
ГЭС	1,474	1,510	1,510	1,510	1,510
ТЭС	8,208	8,114	8,178	8,191	8,190
Потребление (П)	19,650	19,728	19,779	19,908	20,007
Сальдо электроэнергии (П-В)	9,968	10,104	10,091	10,207	10,307

10. Прогноз основных направлений развития теплоэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы

В соответствии с утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 17.04.2006 N 127 Стратегией развития Нижегородской области до 2020 года намечаются следующие задачи развития теплового хозяйства области:

- развитие теплоснабжения на базе теплофикации с использованием современных экономически и экологически эффективных когенерационных установок широкого диапазона мощности;

- сочетание централизованного и децентрализованного теплоснабжения с выделением соответствующих зон при модернизации и развитии систем децентрализованного теплоснабжения на основе высокоэффективных конденсационных газовых и угольных котлов, теплонасосных и других установок, а также автоматизированных индивидуальных теплогенераторов нового поколения для сжигания разных видов топлива;

- сокращение в регионе выработки электрической энергии по конденсационному циклу;

- рациональное сочетание системного и элементного резервирования;

- оснащение автоматикой и измерительными приборами систем теплоснабжения в рамках измерительных систем диспетчерского управления;

- реконструкция ТЭЦ, котельных, проведение теплогидравлической наладки режимов тепловых сетей;

- приведение котельных, тепловых сетей, абонентских вводов к требованиям технических норм.

Развитие теплового хозяйства (ТЭЦ, котельные и тепловые сети) муниципальных образований региона в период 2017 - 2021 годов основывается на:

- выполненных и (или) утвержденных схемах теплоснабжения поселений;

- областной и муниципальных адресных программах переселения граждан из аварийного жилищного фонда и выполнения государственных обязательств по обеспечению жильем отдельных категорий граждан с учетом необходимости развития жилищного строительства;

- областной и муниципальных программах комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры и программах по энергосбережению и повышению энергетической эффективности территориальных образований области;

- инвестиционных программ теплоснабжающих компаний;

- программах капитального ремонта и реконструкции действующих источников тепла и тепловых сетей;

- предложениях глав администраций муниципальных образований Нижегородской области.

В соответствии с имеющимися в распоряжении министерства энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Нижегородской области данными в работе учтено 82 действующих и (или) разрабатываемых документов, а также порядка 69 предложений в части развития теплового хозяйства муниципальных образований Нижегородской области.

Подробный перечень предлагаемых и утвержденных мероприятий нового строительства и реконструкции источников тепла и тепловых сетей представлен в Приложении А.

Согласно утвержденным и предлагаемым мероприятиям развития теплового хозяйства области до 2022 года намечается новое строительство и реконструкция источников тепла суммарной установленной тепловой мощностью до 2,15 тыс. Гкал/ч, в том числе реконструкция - 72,5 Гкал/ч.

Общий объем вновь вводимой и реконструируемой тепловой мощности составляет всего 9,7% от суммарной установленной тепловой мощности в 2012 году.

Объем нового строительства и реконструкции тепловых сетей на период до 2019 года суммарной протяженностью 340,5 км в двух трубном исчислении (8,1% суммарной протяженности тепловых сетей в 2012 году) также не достаточен и позволяет заместить только 16,6% тепловых сетей, нуждающейся в замене.

Малые объемы нового строительства и реконструкции теплового хозяйства региона обуславливаются, прежде всего, с недостаточностью финансирования.

Следует отметить, предлагаемые и (или) утвержденные мероприятия носят локальный характер и в основном связан с первоочередными задачами обеспечения тепловой энергией социально-значимых объектов (детские сады, школы, больницы, дома культуры и др.).

По развитию систем теплоснабжения существующего и нового жилого фонда на перспективу явно прослеживается идеология децентрализации. В большинстве программ развития жилья муниципальных образований предусматривается создание индивидуальных (в том числе поквартирных) источников тепла, что в свою очередь снижает потенциал области в развитии когенерации.

Систематизация решений развития теплового хозяйства и обоснование применения индивидуальных и централизованных систем теплоснабжения требует разработки схем теплоснабжения поселений с оценкой тарифных последствий, а также эффективности организации комбинированной выработки тепла и электроэнергии (когенерация) в электродефицитных районах или районах с низкой надежностью электроснабжения.

Кроме того, это позволит ранжировать мероприятия по их значимости и эффективности, повысить эффективность использования топлива в регионе и исключить необоснованные затраты в развитие энергоисточников и тепловых сетей.

Список использованных источников информации

1. Постановление правительства Нижегородской области от 01.11.2008 N 514 "Об утверждении концепции областной целевой программы "Энергетическая безопасность Нижегородской области на 2009 - 2012 годы".

Пояснительная записка к прогнозу социально-экономического развития Нижегородской области на 2013 год и на период до 2015 года, июль 2012 г.

Делегация Европейской Комиссии в России. EuropeAid/116951/C/SV/RU. Предпроектное исследование перспектив использования ВИЭ для повышения эффективности энергоснабжения Нижегородской области. / Tacis Information Office, 2008.

Делегация Европейской комиссии в России. EuropeAid/116951/C/SV/RU. Технико-экономические оценки и обоснование эффективности развития отдельных технологий и проектов ВИЭ для энергоснабжения Краснодарского края, Астраханской и Нижегородской областей. / Tacis Information Office, 2008.

База климатологических данных для территории России. Атлас ресурсов солнечной энергии на территории России.//ИВТАН, МГУ, 2010 г. (разработана в рамках ФЦП "Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на 2009 - 2013 гг.")

Киселева С.В., Коломиец Ю.Г., Поппель О.С., Фрид С.Е. Разработка геоинформационной системы "Возобновляемые источники энергии России". / Научно-образовательный центр "Возобновляемые источники энергии": Географический факультет МГУ им. М.В. Ломоносова - ИВТАН, 2011.

Приложение А

Предлагаемые и утвержденные мероприятия нового строительства и реконструкции источников тепла и тепловых сетей муниципальных образований Нижегородской области

N п/п	Наименование муниципального образования	N п/п прог.	Наименование программам развития источников тепловой энергии и тепловых сетей	Мероприятия программ и предложения администраций районов и городских округов	Намечаемый год реализации	Мощность
						вновь вводимая	реконструируемая
1	г.о. город Нижний Новгород	1	Схема теплоснабжения города Нижнего Новгорода до 2030 года (актуализация на 2016 год)	Строительство 10 новых котельных	2015 - 2020 гг.	-	-
				Замещающие мероприятия на Автозаводской ТЭЦ до ввода ПГУ-440;	2015 - 2018 гг.		-322 Гкал/ч
				Реконструкция Автозаводской ТЭЦ с установкой ПГУ-440	2019 - 2021 гг.	350 Гкал/ч	-
				Реконструкция 23 действующих котельных с увеличением их зоны действия	2015 - 2025 гг.	-	-
				Вывод из эксплуатации с переводом в режим работы ЦТП 17 котельных	2015 - 2020 гг.	-	-
				Техническое перевооружение 43 котельных	2015 - 2019 гг.	-	-
				Строительство тепловых сетей для подключения новых потребителей приведен	2015 - 2026 гг.	-	-
				Реконструкция существующих тепловых сетей с увеличением пропускной способности	2015 - 2027 гг.	-	-
				Реконструкции существующих тепловых сетей в целях снижения уровня износа	2015 - 2029 гг.	-	-
2	г.о. город Арзамас	2	Реконструкция котельной ОАО "Арзамасский приборостроительный завод"	Замена котлов КВГМ 30 на EVROTERM - 17,44/115	2015 - 2016 гг.	30,0 Гкал/ч	-
			ОАО "Арзамасский приборостроительный завод"	Замена магистралей Дср 219	2013 - 2017 гг.	-	-
		5	Децентрализация системы теплоснабжения ОАО "Коммаш"	Децентрализация системы теплоснабжения	2017 г.	-	-
3	г.о. город Бор	-	-	-	-	-	-
4	г.о. город Дзержинск	-	-	-	-	-	-
5	г.о. город Саров	7	Программа комплексного развития коммунальной инфраструктуры города Саров на 2011 - 2015 гг. и перспективу до 2020 года	Строительство распределительных тепловых сетей для теплоснабжения МКР-31, 33, 36	2016 - 2020 гг.	-	-
				Реконструкция тепловой сети мкр.1, кварталов 1, 2, 3, квартала 20, квартала 9а	2015 - 2020 гг.	-	-
				Реконструкция тепловой сети мкр.2а, квартала 2	2015 - 2021 гг.	-	-
				Реконструкция тепловой сети мкр 2а, квартал 2а	2015 - 2022 гг.	-	-
				Реконструкция тепловой сети по ул. Железнодорожная, по ул. Димитрова, точка "А" - база "УЭС", хлебозаводской р-н (в районе МУП "Пищекомбинат")	2016 - 2020 гг.	-	-
				Реконструкция магистрали отопления ТЭЦ-МКР 2а	2016 - 2020 гг.	-	-
				Реконструкция тепловой сети ЦТП-промышленный район	2016 - 2020 гг.	-	-
6	г.о. Семеновский	-	-	-	-	-	-
7	Ардатовский район	-	-	-	-	-	-
8	Арзамасский район	-	-	-	-	-	-
9	Балахнинский район	10	Инвестиционная программа Нижегородского филиала ОАО "ТГК-6" на 2013 год	Разработка проекта на техническое перевооружение системы центрального теплоснабжения микрорайона Правдинск	2012 - 2022 гг.	-	-
		-	Предложения Администрации Балахнинского муниципального района (не утверждены)	Модернизация котельной ул. Попова, г. Балахна с переводом на газ, реконструкция тепловых сетей.	2012 - 2022 гг.	-	-
				Строительство сетей теплоснабжения для гостиницы по ул. К.Маркса, г. Балахна	2012 - 2022 гг.	-	-
				Автоматизация котельных р.п. Большое Козино (установку радиопередатчиков на котельных),	2012 - 2022 гг.	-	-
				Реконструкция и модернизация котельной по ул. Воинская р.п. Б.Козино Балахнинского района	2012 - 2022 гг.	-	-
				Реконструкция тепловых сетей и сетей горячего водоснабжения р.п. Б.Козино с проведением наладки гидравлического режима тепловой сети, восстановление автоматики котлоагрегатов	2012 - 2022 гг.	-	-
				Модернизация котельных р.п. Малое Козино по ул. Докучаева, р.п. М.Козино, по ул. Победа, п. Лукино и котельной в п. Первое Мая Балахнинского района с переводом на газ, реконструкция тепловых сетей.	2012 - 2022 гг.	-	-
				Оптимизация схемы теплоснабжения п. Лукино, перекладка тепловых сетей	2012 - 2022 гг.	-	-
				Модернизация котельных в п. Совхозный и д. Истомино Балахнинского района, реконструкция тепловых сетей	2012 - 2022 гг.	-	-
				Модернизация котельных в д. Конево, Балахнинского района с переводом на газ, реконструкция тепловых сетей	2012 - 2022 гг.	-	-
10	Богородский район	11	Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры	Модернизация тепловых сетей Дср 57-426	2013 - 2017 гг.	-	40 000 м
				Строительство котельной в д. Березовка	2017 г.	4,3 Гкал/ч	-
11	Большеболдинский район	12	ПКР систем коммунальной инфраструктуры Большеболдинского сельсовета на 2011 - 2020 годы, утверждена Решением сессии Большеболдинского сельсовета от 27.08.2012 N 95	Капитальный ремонт тепловых сетей с. Б.Болдино ул. Красная - ул. Пушкинская Дср 100	2017 г.	-	180 м
		13	ПКР систем коммунальной инфраструктуры Молчановского сельсовета на 2012 - 2020 годы, утверждена Решением сессии Молчановского сельсовета от 10.08.2012 N 100	Капитальный на ремонт муниципальных котельных	2012 - 2020 гг.	-	-
		14	ПКР систем коммунальной инфраструктуры Новослободского сельсовета на 2012 - 2020 годы, утверждена Решением сельского совета Новослободского сельсовета от 04.09.2012 N 136	Капитальный на ремонт муниципальных котельных	2012 - 2020 гг.	-	-
		16	ПКР систем коммунальной инфраструктуры Пикшенского сельсовета на 2011 - 2020 годы, утверждена Решением сельского совета Пикшенского сельсовета от 05.09.2012 N 94	Капитальный на ремонт муниципальных котельных	2012 - 2020 гг.	-	-
		17	ПКР систем коммунальной инфраструктуры Черновского сельсовета на 2011 - 2020 годы, утверждена Решением сельского совета Черновского сельсовета от 01.08.2012 N 50	Капитальный на ремонт муниципальных котельных	2012 - 2020 гг.	-	-
12	Большемурашкинский район	18	Муниципальная целевая программа "Комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры рабочего поселка Большое Мурашкино Большемурашкинского муниципального района Нижегородской области на 2011 - 2020 годы"	-	2011 - 2020 гг.	-	-
			Большемурашкинского муниципального района Нижегородской области на 2012 - 2020 годы"	Капитальный ремонт теплотрассы п. Советский к дому N 29 Дср 76	2017 г.	-	100 м
				Капитальный ремонт теплотрассы п. Советский к дому N 19 и N 20 Дср 40	2018 г.	-	60 м
13	Бутурлинский район	-	-	-	-	-	-
14	Вадский район	-	-	-	-	-	-
15	Варнавинский район	-	Предложения Администрации Варнавинского муниципального района (не утверждены)	Перевод центральной котельной р.п. Варнавино на местные виды топлива	2013 - 2022 гг.	-	-
16	Вачский район	28	Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры Филинского сельсовета на период 2011 - 2020 гг.	Стротельство блок-модульной котельной ГВС ул. Молодежная с. Филинское и тепловых сетей ГВС Дср 57-89	2017 г.	1,204 Гкал/ч 2 588 м	-
				Строительство газовой котельной с. Клин	2017 г.	0,86 Гкал/ч	-
17	Ветлужский район	-	-	-	-	-	-
18	Вознесенский район	-	-	-	-	-	-
19	Володарский район	35	Программа комплексного развития Володарского района	Строительство трех модульных котельных в п. Решетиха (мощностью 6,0 МВт, 6,0 МВт и 7,0 МВт) и двух котельных в п. Ильиногорск ( 7,0 МВт и 8,0 МВт)	2013 - 2017 гг.	29,24 Гкал/ч	-
20	Воротынский район	-	-	-	-	-	-
21	Воскресенский район	-	-	-	-	-	-
22	г.о. город Выкса	41	Проект "Программы комплексного развития инженерной инфраструктуры городского округа город Выкса Нижегородской области на 2012 - 2025 г.г".	Реконструкция пятнадцати котельных	2012 - 2017 гг.	23,44 Гкал/ч	-
23	Гагинский район	-	-	-	-	-	-
24	Городецкий район	42	Предложения Администрации Городецкого муниципального района (не утверждены)	Строительство котельной на первом поселке г. Заволжье (в районе бойлерной N 5)	2013 - 2017 гг.	-	-
				Строительство котельной на Финском поселке г. Заволжье (в районе ул. Гидростроительная, д. 17А)	2013 - 2017 гг.	-	-
				Строительство котельной на нужды отопления и ГВС в районе ул. Железнодорожная г. Заволжье	2013 - 2017 гг.	-	-
				Строительство блочной котельной на ГВС в районе котельной N 2 ул. Баумана, д. 46 г. Заволжье	2013 - 2017 гг.	-	-
25	Дальнеконстантиновский район	-	-	-	-	-	-
26	Дивеевский район	-	-	-	-	-	-
27	Княгининский район	-	-	-	-	-	-
28	Ковернинский район	-	-	-	-	-	-
29	Краснобаковский район	45	"Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры Краснобаковского района Нижегородской области на 2011 - 2020 гг."	Замена ветхих тепловых сетей ул. Чапаева	2018 - 2020 гг.	-	2000 м
30	Краснооктябрьский район	-	-	-	-	-	-
31	Кстовский район	48	Производственная программа ОАО "Тепловые сети Кстовского района"	Реконструкция и новое строительство тепловых сетей	2013 - 2017 гг.	-	1 000 м в год
32	г.о. город Кулебаки	51	Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры р.п. Гремячево	Реконструкция котельной КВ-ТС (установка модульной котельной)	2018 г.	-	-
33	Лукояновский район	56	Предложения Администрации Лукояновского муниципального района (не утверждены)	Строительство котельной Кудеяровского ДК	2017 г.	0,069 Гкал/ч	-
				Строительство котельной Маресьевского ДК	2017 г.	0,052 Гкал/ч	-
				Строительство котельной М.Полянского ДК	2018 г.	0,052 Гкал/ч	-
34	Лысковский район	57	Районная целевая программа "Развитие социальной и инженерной инфраструктуры как основы повышения качества жизни населения Лысковского муниципального района Нижегородской области"	Строительство индивидуальных источников теплоснабжения	2013 - 2017 гг.	-	-
35	г.о. Навашинский	-	-	-	-	-	-
36	Павловский район	-	Предложения Администрации Павлоского района на период 2013 - 2017 г.г. (не утверждены)	Реконструкция котельной г. Павлово, ул. Чкалова	2017 г.	-	-
37	г.о. город Первомайск	-	-	-	-	-	-
38	Перевозский район	61	Схема территориального планирования территории Перевозского района до 2030 года	Новое строительство автономных источников тепла для частного жилого фонда	2012 - 2030 гг.	-	-
39	Пильнинский район	-	-	-	-	-	-
40	Починковский район	-	Действующие программы развития источников тепла и тепловых сетей Починковского муниципального района	Строительство индивидуальной котельной здания средней школы с. Починки	2017 г.	0,24 Гкал/ч	-
				Строительство индивидуальной котельной 145 ПЧ с. Починки	2018 г.	0,05 Гкал/ч	-
41	Сергачский район	-	-	-	-	-	-
42	Сеченовский район	-	-	-	-	-	-
43	г.о. Сокольский	-	-	-	-	-	-
44	Сосновский район	65	"Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры Сосновского муниципального района Нижегородской области на период с 2011 г. - 2020 г."	Строительство модульной газовой котельной с. Панино	2017 г.	0,26 Гкал/ч	-
				Строительство модульной газовой котельной с. Рожок	2017 г.	0,43 Гкал/ч	-
45	Спасский район	-	-	-	-	-	-
46	Тонкинский район	-	-	-	-	-	-
47	Тоншаевский район	-	-	-	-	-	-
48	Уренский район	-	-	-	-	-	-
49	г.о. город Чкаловск	-	-	-	-	-	-
50	Шарангский район	77	Областная целевая программа "Меры социальной поддержки молодых специалистов Нижегородской области на 2011 - 2023 годы"	Строительство новых индивидуальных источников тепла на твердом топливе	2013 - 2023 гг.	-	-
51	Шатковский район	-	-	-	-	-	-
52	г.о. город Шахунья	-	-	-	-	-	-

Часть 1. Анализ существующего состояния электроэнергетики Нижегородской области

Книга 2

Оглавление

Обозначения и сокращения	4
Введение	5
1. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 35 кВ и выше	6
1.1. Перечень существующих ЛЭП и подстанций, возрастная структура электрических сетей Нижегородской области	6
2. Основные внешние электрические связи энергосистемы Нижегородской области	199
Заключение	200
Список использованных источников информации	201

Обозначения и сокращения

В "Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы" применяются следующие сокращения:

АТ - автотрансформатор;

АЭС - Арзамасские электрические сети;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВРП - валовой региональный продукт;

ГРЭС - Государственная районная электростанция;

ж/б опоры - железобетонные опоры;

ЕЭС - единая энергетическая система;

ИП - инвестиционная программа;

ЛЭП - линия электропередачи;

КЛ - кабельная линия;

МВ - масляный выключатель;

НДС - налог на добавленную стоимость;

НПС - насосно-перекачивающая станция;

ОКВЭД - общероссийский классификатор видов экономической деятельности;

ОПК - оборонно-промышленный комплекс;

ПС - подстанция;

ПФО - Приволжский федеральный округ РФ;

РЖД - Российская железная дорога;

РУ - распределительное устройство;

РЭС - районные электрические сети;

Т - трансформатор;

ТЭБ - Топливно-энергетический баланс;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль.

Введение

Основанием для проведения работы является совокупность следующих нормативно-правовых документов в области развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации:

Федеральный закон от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".

Целью проведения работы является создание программы развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей энергосистемы Нижегородской области на 2017 - 2021 годы для обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирования стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Нижегородской области.

В рамках данной книги приводятся характеристики электросетевого хозяйства Нижегородской области 35 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 35 кВ с указанием сводных данных по ним.

Кроме того, с учетом оценки балансовой ситуации и наличия узких мест, на основании анализа характеристик электросетевого хозяйства Нижегородской области выявляются особенности функционирования энергосистемы на территории Нижегородской области, связанные с:

- наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети с указанием ограничивающих элементов;

- недостатком пропускной способности электрических сетей 35 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов;

- отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения);

- несоответствием фактических условий эксплуатации оборудования требованиям нормативно-технической документации с указанием данных элементов.

1. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 35 кВ и выше

Основная электрическая сеть энергосистемы Нижегородской области сформирована с использованием системы номинальных напряжений 35-110-220-500 кВ.

В настоящее время в Нижегородской области имеются ВЛ 110 кВ и выше общей протяженностью 8077,849 км, в том числе ВЛ 500 кВ - 791,06 км, ВЛ 220 кВ - 2026,07 км (по цепям) и 1840,24 км (по трассе), ЛЭП 110 кВ - 5330,73 км, а также ВЛ 35 кВ - 2959,54 км (таблица 1-1).

Таблица 1-1. Сети, находящиеся на балансе филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" и филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Нижегородское ПМЭС по состоянию на 01.01.2017.

N	Показатель	Всего на балансе по состоянию на 01.01.2017	Ед. изм.
1. Сети ЕНЭС 220 - 500 кВ
1.	500 кВ	5768	МВА
2.	220 кВ	4588,3	МВА
3.	Всего трансформаторная мощность эл. Подстанций 220 - 500 кВ, в т.ч. по уровню напряжения (с высокой стороны)	10365,3	МВА
4.	ВЛ 500 кВ	791,06*	км
5.	ВЛ 220 кВ	1840,24** 2026,07***	км
6.	ЛЭП 500 - 220 кВ всего в т.ч.	2631,3** 2817,13***	км
2. Распределительные сети 110 - 0,4 кВ
7.	110 кВ	4541,6	МВА
8.	35 кВ	775,89	МВА
9.	Всего транс. мощность эл. подстанций 35 - 110 кВ (в т.ч. по уровню напряжения с высокой стороны)	5317,49	МВА
10.	Трансформаторные подстанции 10 (6) / 0.4 кВ	14897	шт.
		3705,54	МВА
11.	РП, всего	239	шт.
12.	ВЛ - 110 кВ	5318,18	км.
13.	КЛ - 110 кВ	12,55	км.
14.	ЛЭП 110 кВ всего	5330,73	км.
15.	ЛЭП 35 кВ всего	2959,54	км.
16.	ВЛ - 6 - 10 кВ	22415,87	км.
17.	КЛ - 6 - 10 кВ	3146,12	км.
18.	ЛЭП 6 - 10 кВ всего	25561,99	км.
19.	ВЛ - 0.4кВ	26508,35	км.
20.	КЛ - 0.4 кВ	1148,45	км.
21.	ЛЭП 0.4 кВ всего	27686,8	км.
22.	ЛЭП 110 - 0,4кВ всего	61539,06	км.

* - по трассе и цепям;

** - по трассе;

*** - по цепям.

Транзиты 500 кВ Владимирская - Вешкайма и Костромская ГРЭС - Чебоксарская ГЭС формируют межсистемные связи ОЭС Центра с ОЭС Средней Волги и служат источниками для покрытия дефицита мощности энергосистемы Нижегородской области, обеспечивая электроснабжение крупных нагрузочных узлов. К вышеуказанным транзитам подключены ПС 500 кВ Радуга, ПС 500 кВ Арзамасская, ПС 500 кВ Осиновка, ПС 500 кВ Луч и ПС 500 кВ Нижегородская, от которых осуществляется отбор мощности для энергосистемы Нижегородской области. Распределительные устройства 220 кВ и 110 кВ указанных подстанций являются основными "центрами питания" системообразующей сети 220 - 110 кВ, в которую осуществляется выдача мощности электростанций, расположенных на территории Нижегородской области.

Электрические сети напряжением 220 кВ являются радиально - кольцевыми и используются для питания крупных нагрузочных узлов Нижегородской области и отдельных потребителей. В настоящее время на территории Нижегородской области действуют 18 ПС 220 кВ (Этилен, Ока, Заречная, Бобыльская, Починковская - 1, Починковская - 2, Сергач, Кудьма, Нагорная, Борская, Семеновская, Макарьево, Пильна, Рыжково, Лукояновская, Ермолово, Филатово, Узловая), РП 220 кВ Сеченово и ПП 220 кВ Зелецино.

Сеть 110 кВ одновременно является системообразующей и распределительной, используется для осуществления электроснабжения г. Нижнего Новгорода и Нижегородской области. На напряжении 110 кВ осуществляется выдача мощности всех электростанций.

Все находящиеся на территории энергосистемы Нижегородской области электросетевые объекты напряжением 220-500 кВ являются объектами единой национальной электрической сети (ЕНЭС), а их эксплуатация осуществляется филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги.

Основная часть электросетевых объектов напряжением 35 - 110 кВ является объектами филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", у которого в эксплуатации находятся 142 ПС 110 кВ (мощность трансформаторов 110 кВ 4541,6 МВА) и 119 ПС 35 кВ (мощность трансформаторов 35 кВ 775,89 МВА).

ГАРАНТ:

Нумерация разделов приводится в соответствии с источником

1.1. Перечень существующих ЛЭП и подстанций, возрастная структура электрических сетей Нижегородской области

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

Перечень подстанций напряжением 35 кВ и выше энергосистемы Нижегородской области, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах 1-2, 1-3, 1-4.

Перечень линий электропередач напряжением 35 кВ и выше энергосистемы Нижегородской области, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах 1-5, 1-6, 1-7.

В таблицах 1-2 - 1-7 срок службы оборудования, превышающий нормативные значения, выделен цветом.

Срок службы электросетевых объектов, введенных до 2002 года, определяется в соответствии с постановлением Совмина СССР от 22.10.1990 N 1072 "О единых нормах амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР" [1] и, в основном, соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах срок службы составляет 50 лет, для ВЛ 35 кВ и выше на деревянных опорах - 30 лет, для ПС 35 кВ и выше - не менее 25 лет.

Для объектов, введенных после 1 января 2002 года, согласно письму Минфина России от 28 февраля 2002 года N 16-00-14/75, применяются правила, зафиксированные постановлением Правительства Российской Федерации от 1 января 2002 года N 1 "О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы" [2]. Для линий 35 кВ и выше электропередачи на металлических и ж/б опорах - 15 лет, для ПС - до 20 лет. На рисунке 1-1 приведено состояние парка трансформаторов подстанций напряжением 220 кВ и выше энергосистемы Нижегородской области до 2022 года.

Рисунок 1-1. - Состояние парка трансформаторов подстанций напряжением 220 кВ и выше энергосистемы Нижегородской области до 2022 года

Как видно из таблицы 1-2 и рисунка 1-1, на данный момент доля установленной трансформаторной мощности на ПС c высшим напряжением 220 кВ и выше со сроком службы 25 и более лет составляет около 68%, а к 2022 году достигнет уровня уже 73%.

На рисунке 1-2 приведено состояние парка трансформаторов подстанций напряжением 110 кВ энергосистемы Нижегородской области до 2022 года.

Рисунок 1-2. - Состояние парка трансформаторов подстанций напряжением 110 кВ энергосистемы Нижегородской области до 2022 года

Как видно из таблицы 1-3 и рисунка 1-2, на данный момент доля установленной трансформаторной мощности на ПС c высшим напряжением 110 кВ со сроком службы 25 и более лет составляет около 81%, а к 2022 году достигнет уровня более 90%.

На рисунке 1-3 приведено состояние парка трансформаторов подстанций напряжением 35 кВ энергосистемы Нижегородской области до 2022 года.

Рисунок 1-3. - Состояние парка трансформаторов подстанций напряжением 35 кВ энергосистемы Нижегородской области до 2022 года

Как видно из таблицы 1-4 и рисунка 1-3, на данный момент доля установленной трансформаторной мощности на ПС c высшим напряжением 35 кВ со сроком службы 25 и более лет составляет около 82%, а к 2022 году достигнет уровня 92%.

На рисунке 1-4 приведена возрастная структура ВЛ 220 кВ и выше по состоянию на 2016, 2020 и 2022 гг.

Рисунок 1-4. - Возрастная структура ВЛ 220 кВ и выше по состоянию на 2016, 2020 и 2022 гг.

Как видно из таблицы 1-5 и рисунка 1-4, на данный момент доля ВЛ 220 кВ и выше со сроком службы 50 и более лет составляет 24%, а к 2022 году достигнет уровня 32%.

На рисунке 1-5 приведена возрастная структура ВЛ 110 кВ и выше по состоянию на 2016, 2020 и 2022 гг.

Рисунок 1-5. - Возрастная структура ВЛ 110 кВ по состоянию на 2016, 2020 и 2022 гг.

Как видно из таблицы 1-6 и рисунка 1-5, на данный момент доля ВЛ 110 кВ со сроком службы 50 и более лет составляет 31%, а к 2022 году достигнет уровня 43%.

На рисунке 1-6 приведена возрастная структура ВЛ 35 кВ и выше по состоянию на 2016, 2020 и 2022 гг.

Рисунок 1-6. - Возрастная структура ВЛ 35 кВ по состоянию на 2016, 2019 и 2022 гг.

Как видно из таблицы 1-7 и рисунка 1-6, на данный момент доля ВЛ 35 кВ со сроком службы 50 и более лет составляет 26%, а к 2022 году достигнет уже 32%.

Необходимо отметить, что продолжающийся рост количества морально устаревшего электротехнического оборудования, находящегося в эксплуатации и имеющего высокую степень износа, вызывает необходимость ежегодного увеличения эксплуатационных затрат, а также затрат на ремонтные работы, что в свою очередь снижает эффективность функционирования распределительного электросетевого комплекса. Также высокий уровень износа сетевого и подстанционного оборудования снижает надежность электроснабжения потребителей региона.

Таблица 1-2. Перечень подстанций 220 кВ и выше энергосистемы Нижегородской области, их сводные данные и физическое состояние оборудования (по данным филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Нижегородской ПМЭС)

N	Подстанция	Полный класс напряжения, кВ	Класс напряжения, кВ	Трансформатор	Тип трансформатора	Мощность, МВА	Год ввода	Состояние	Срок службы
									на 2016 г.	на 2020 г.	на 2022 г.
1	ПС 500 кВ Нижегородская	500/220/10	500	АТ-1	3*АОДЦТНО	3*167	1998	исправное	18	22	24
				АТ-2	3*АОДЦТН	3*167	2011	исправное	5	9	11
				резерв	1*АОДЦТНО	1*167	1999	исправное	17	21	23
2	ПС 500 кВ Луч	500/230/11	500	АТ-1	3*АОДЦТН	3*167	1974	исправное	42	46	48
				АТ-2	3*АОДЦТН	3*167	1971	исправное	45	49	51
				резерв	1*АОДЦТН	1*167	1998	исправное	18	22	24
3	ПС 500 кВ Радуга	500/110/10	500	АТ-1	АТДЦТН	250	2007	исправное	9	13	15
				АТ-2		250	2008	исправное	8	12	14
				АТ-3		250	1991	исправное	25	29	31
				АТ-4		250	1990	исправное	26	30	32
				АТ-5		250	1990	исправное	26	30	32
4	ПС 500 кВ Осиновка	500/220/10	500	АТ-1	3*АОДЦТН	3*167	1985	исправное	31	35	37
				АТ-2		3*167	1986	исправное	30	34	36
5	ПС 500 кВ Арзамасская	500/220/10	500	АТ-1	3*АОДЦТН	3*167	2013	исправное	3	7	9
				АТ-2		3*167	2013	исправное	3	7	9
		500/110/10	500	АТ-3	АТДЦТН	250	2013	исправное	3	7	9
				АТ-4		250	2013	исправное	3	7	9
		110/10	110	АТ-5	ТДН	10	2013	исправное	3	7	9
6	ПС 220 кВ Заречная	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН	200	2013	исправное	3	7	9
				АТ-2		200	2013	исправное	3	7	9
7	ПС 220 кВ Нагорная	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН	200	1977	исправное	39	43	45
				АТ-2		200	1981	исправное	35	39	41
		220/110/11		АТ-3		200	2010	исправное	6	10	12
8	ПС 220 кВ Ока	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН	125	1968	исправное	48	52	54
				АТ-3	АТДЦТН	200	1979	исправное	37	41	43
9	ПС 220 кВ Этилен	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН	125	1980	исправное	36	40	42
				АТ-2		125	1987	исправное	29	33	35
10	ПС 220 кВ Макарьево	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН	63	1981	исправное	35	39	41
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН	25	1981	исправное	35	39	41
		110/35/10		Т-4 резерв		10	1987	исправное	29	33	35
11	ПС 220 кВ Кудьма	220/110	220	АТ-1	АТДЦТН	125	1982	исправное	34	38	40
		110/35/6	110	Т-1	ТДТН	63	1987	исправное	29	33	35
		110/35/6	110	Т-2		63	1987	исправное	29	33	35
12	ПС 220 кВ Сергач	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН	125	1979	исправное	37	41	43
				АТ-2		125	1987	исправное	29	33	35
		110/35/10	110	Т-1	ТДТН	10	1968	исправное	48	52	54
13	ПС 220 кВ Бобыльская	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН	63	1987	исправное	29	33	35
				АТ-2		63	1986	исправное	30	34	36
14	ПС 220 кВ Семеновская	220/110	220	АТ-1	АТДЦТГ	90	1962	исправное	54	58	60
		220/110/10	220	АТ-2	АТДЦТН	125	2002	исправное	14	18	20
				АТ-3		125	1983	исправное	33	37	39
		110/10	110	Т-4	ТДТН	16	1989	исправное	27	31	33
15	ПС 220 кВ Борская	220/110/10	220	АТ-3	АТДЦТН	125	2014	исправное	2	6	8
				АТ-4		125	2014	исправное	2	6	8
16	ПС 220 кВ Починковская-1,2	220/10/10	220	Т-1	ТРДЦН	63	1984	исправное	32	36	38
				Т-2		63	1984	исправное	32	36	38
				Т-3		63	1984	исправное	32	36	38
				Т-4		63	1985	исправное	31	35	37
				Т-5		63	1986	исправное	30	34	36
				Т-6		63	1986	исправное	30	34	36
				Т-7		63	1987	исправное	29	33	35
				Т-8		63	1987	исправное	29	33	35
				Т-9		63	1987	исправное	29	33	35
				Т-10		63	1987	исправное	29	33	35
17	ПС 220 кВ Лукояновская	220/10/10	220	Т-1	ТРДЦН	63	1992	исправное	24	28	30
				Т-2		63	1992	исправное	24	28	30
18	ПС 220 кВ Ермолово, Филатово	220/10/10	220	Т-1	ТРДЦН	63	1985	исправное	31	35	37
				Т-2		63	1985	ухудшенное	31	35	37
				Т-3		63	1990	исправное	26	30	32
				Т-4		63	1985	ухудшенное	31	35	37
				Т-5		63	1986	исправное	30	34	36
				Т-6		63	1986	исправное	30	34	36
				Т-7		63	1987	исправное	29	33	35
				Т-8		63	1987	исправное	29	33	35
				Т-9		63	1987	исправное	29	33	35
				Т-10		63	2000	исправное	16	20	22
19	ПС 220 кВ Пильна	220/10/10	220	Т-1	ТРДЦН	63	1990	исправное	26	30	32
				Т-2		63	1990	исправное	26	30	32
20	ПС 220 кВ Рыжково	220/35/10	220	Т-1	ТДТН	25	1973	исправное	43	47	49
		35/10	35	Т-2	ТМ	4	1984	исправное	32	36	38
21	ПС 220 кВ Узловая	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН	125	1991	исправное	25	29	31
		110/10	110	Т-2	ТМ	6,3	1998	исправное	18	22	24
22	РП 220 кВ Сеченово	220	220	-	-	-	1989	исправное	27	31	33
23	ПП 220 кВ Зелецино	220	220	-	-	-	2012	исправное	4	8	10
ИТОГО:			500			5758*
			220			4391
			110			203,3
			35			4

* - без резервных фаз

Таблица 1-3. Перечень подстанций 110 кВ энергосистемы Нижегородской области, их сводные данные и физическое состояние оборудования (по данным филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья")

N	ПО	ПС	Класс напряжения, кВ	Трансформатор	Тип трансформатора	Класс напряжения	Мощность, МВА	Год ввода	Физическое состояние оборудования	Срок службы
										на 2017 г.	на 2021 г.	на 2023 г.
1	АЭС	Арзамас-110	110/35/10	Т-1	ТДТНГ-20000/110	110/35/10	20	1956	Исправное	61	65	67
				Т-2	ТДТН-20000/110	110/35/10	20	1966		51	55	57
				Т-3	ТДТН-40000/110	110/35/10	40	2012		5	9	11
2	АЭС	Лукоянов-110	110/10	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1969	Исправное	48	52	54
				Т-2	ТДН-16000/110	110/10	16	2000		17	21	23
3	АЭС	Первомайск	110/6	Т-1	ТДТНГ-15000/110	110/35/6	15	1957	Исправное	60	64	66
				Т-2	ТДТН-20000/110	110/35/6	20	1970		47	51	53
4	АЭС	Шатки	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1979	Исправное	38	42	44
				Т-2	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1991		26	30	32
				Т-3	ТДТНГ-10000/110	110/35/10	10	1962		55	59	61
5	АЭС	Починки-110	110/35/10	Т-1	ТДТНГ-31500/110	110/35/6	31,5	1965	Исправное	52	56	58
				Т-2	ТДТНГ-31500/110	110/35/6	31,5	1962		55	59	61
6	АЭС	Выездное	110/35/10	Т-2	ТДТНГ-15000/110	110/35/10	15	1973	Исправное	44	48	50
7	АЭС	Вадская	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1972	Исправное	45	49	51
				Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1972		45	49	51
8	АЭС	Орбита	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110	110/35/10	25	1979	Исправное	38	42	44
				Т-2	ТДТН-25000/110	110/35/10	25	1990		27	31	33
9	АЭС	Панфилово	110/35/10	Т-1	ТДТНГ-10000/110	110/35/10	10	1972	Исправное	45	49	51
				Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1980		37	41	43
10	АЭС	Перевоз	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1982	Исправное	35	39	41
				Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1987		30	34	36
11	АЭС	Большое Маресьево	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1981	Исправное	36	40	42
				Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1975		42	46	48
12	АЭС	Кардавиль	110/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1993	Исправное	24	28	30
				Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1993		24	28	30
13	АЭС	Разино	110/10	Т-1	ТМТН-6300/110	110/35/10	6,3	1991	Исправное	26	30	32
				Т-2	ТМТН-6300/110	110/35/10	6,3	1992		25	29	31
14	АЭС	Арзинка	110/10	Т-1	KTRU-5600/110	110/35/10	5,6	1964	Исправное	53	57	59
15	АЭС	КС-6	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	110/10	10	1982	Исправное	35	39	41
				Т-2	ТДН-10000/110	110/10	10	1990		27	31	33
16	АЭС	Березовская	110/10	Т-1	ТДН-16000/110	110/10	16	1987	Исправное	30	34	36
				Т-2	ТДН-16000/110	110/10	16	1987		30	34	36
17	АЭС	Новоселки	110/10	Т-1	ТДН-16000/110	110/10	16	1982	Исправное	35	39	41
				Т-2	ТДН-10000/110	110/10	10	1982		35	39	41
18	АЭС	Сатис	110/6	Т-1	ТМ-5600/110	110/6	5,6	1961	Исправное	56	60	62
19	АЭС	Власть Советов	110/10	Т-1	ТМН-6300/110	110/10	6,3	1982	Исправное	35	39	41
				Т-2	ТМН-6300/110	110/10	6,3	1982		35	39	41
20	АЭС	Мадаево	110/10	Т-1	ТМН-6300/110	110/6	6,3	1998	Исправное	19	23	25
				Т-2	ТМН-6300/110	110/10	6,3	1998		19	23	25
21	БЭС	Чистовская	110/35/6	Т-1	ТДТГ-10000/110	110/35/6	10	1961	Исправное	56	60	62
				Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/6	10	1967		50	54	56
22	БЭС	Губцевская	110/35/10	Т-1	ТДТНГ-20000/110	110/35/10	20	1963	Исправное	54	58	60
23	БЭС	Ковернинская	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110-70У1	110/35/10	10	1983	Исправное	34	38	40
				Т-2	ТДТН-10000/110-75У1	110/35/10	10	1984		33	37	39
24	БЭС	Бурцевская	110/35/6	Т-1	ТДТН-25000/110-76У1	110/35/6	25	1981	Исправное	36	40	42
				Т-2	ТДТН-25000/110-76У1	110/35/6	25	1979		38	42	44
25	БЭС	Чернораменская	110/10	Т-1	ТДН-16000/110-76У1	110/10	16	1980	Исправное	37	41	43
				Т-2	ТДН-16000/110-76У1	110/10	16	1981		36	40	42
26	БЭС	Малаховская	110/27,5/6	Т-1	ТДН-10000/110	110/6	10	1976	Исправное	41	45	47
				Т-2	ТДТНГЭ-31500/110	110/27,5/6	31,5	1960		57	61	63
27	БЭС	Пестовская	110/6	Т-1	ТДН-10000/110	110/6	10	1978	Исправное	39	43	45
				Т-2	ТД-16000/110	110/6	16	1963		54	58	60
28	БЭС	Алешинская	110/6	Т-1	ТДН-10000/110	110/6	10	1966	Исправное	51	55	57
				Т-2	ТМ-6300/110	110/6	6,3	1960		57	61	63
29	БЭС	Городецкая	110/6/6	Т-1	ТРДН-25000/110-79У1	110/6/6	25	1987	Исправное	30	34	36
				Т-2	ТРДН-25000/110-79У1	110/6/6	25	1987		30	34	36
30	БЭС	Левобережная	110/35/6	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/6	16	1985	Исправное	32	36	38
				Т-2	ТДТН-40000/110	110/35/6	40	1977		40	44	46
31	БЭС	Заволжская	110/6	Т-1	ТМГ-5600/110	110/6	5,6	1952	Исправное	65	69	71
32	БЭС	Ильинская	110/10	Т-1	ТМН-6300/110-71У1	110/10	6,3	1981	Исправное	36	40	42
				Т-2	ТДН-10000/110	110/10	10	1974		43	47	49
33	БЭС	Бриляковская	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1968	Исправное	49	53	55
				Т-2	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1975		42	46	48
34	БЭС	Сокольская	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1974	Исправное	43	47	49
				Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1982		35	39	41
35	БЭС	Кострово	110/35/10	Т-1	ТМТН-6300/110	110/35/10	6,3	1985	Исправное	32	36	38
36	ДЭС	Западная	110/10/6	Т-1	ТДТГ-31500/110	110/35/6	31,5	1956	Исправное	61	65	67
				Т-2	ТДТНГ-31500/110	110/35/6	31,5	1962		55	59	61
				Т-3	ТРДН-40000/110	110/10/10	40	2010		7	11	13
				Т-4	ТРДН-40000/110	110/10/10	40	2010		7	11	13
37	ДЭС	Дзержинская	110/35/6	Т-1	ТДТН-31500/110	110/35/6	31,5	1965	Исправное	52	56	58
				Т-2	ТДТН-31500/110	110/35/6	31,5	1963		54	58	60
38	ДЭС	Городская	110/10/6	Т-1	ТРДН-25000/110-76У1	110/10/6	25	1986	Исправное	31	35	37
				Т-2	ТРДН-25000/110	110/10/6	25	2009		8	12	14
				Т-3	ТДН-16000/110	110/10	16	2008		9	13	15
39	ДЭС	Смолино	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1970	Исправное	47	51	53
				Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1970		47	51	53
40	ДЭС	Комплекс	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1979	Исправное	38	42	44
				Т-2	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1976		41	45	47
41	ДЭС	Сейма-ПТФ	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110	110/35/10	25	1989	Исправное	28	32	34
				Т-2	ТДТН-25000/110	110/35/10	25	1990		27	31	33
42	ДЭС	Доскино	110/10	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1986	Исправное	31	35	37
				Т-2	ТДН-10000/110	110/10	10	1966		51	55	57
43	КЭС	Воротынец	110/35/6	Т-1	ТДТН-25000/110	110/35/6	25	1971	Исправное	46	50	52
				Т-2	ТДТН-25000/110	110/35/6	25	1973		44	48	50
44	КЭС	Лысково	110/10/6	Т-1	ТДНГ-20000/110	110/6	20	1971	Исправное	46	50	52
				Т-2	ТРДН-25000/110	110/6	25	1973		44	48	50
45	КЭС	Нива	110/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1978	Исправное	39	43	45
				Т-2	ТДТН-6300/110	110/35/10	6,3	1978		39	43	45
46	КЭС	Просек	110/10	Т-1	ТМТГ-5600/110	110/35/10	5,6	1956	Исправное	61	65	67
47	КЭС	Варганы	110/10	Т-1	ТМ-6300/110	110/10	6,3	1968	Исправное	49	53	55
				Т-2	ТМН-6300/110	110/10	6,3	1993		24	28	30
48	КЭС	Покров Майдан	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1974	Исправное	43	47	49
				Т-2	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1984		33	37	39
49	КЭС	Мешиха	110/10	Т-1	ТРДН-25000/110	110/10	25	1980	Исправное	37	41	43
				Т-2	ТРДН-25000/110	110/10	25	1980		37	41	43
50	КЭС	Дальнее Константиново	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1980	Исправное	37	41	43
				Т-2	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1978		39	43	45
51	КЭС	Федяково	110/6	Т-1	ТРДН-25000/110	110/6/6	25	2010	Исправное	7	11	13
				Т-2	ТРДН-25000/110	110/6/6	25	2009		8	12	14
52	КЭС	Работки	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1986	Исправное	31	35	37
				Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1974		43	47	49
53	КЭС	Подлесово	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1974	Исправное	43	47	49
				Т-2	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1974		43	47	49
54	КЭС	Безводное	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	110/10	10	1984	Исправное	33	37	39
				Т-2	ТДН-10000/110	110/10	10	1984		33	37	39
55	КЭС	Буревестник	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	110/10	10	1971	Исправное	46	50	52
				Т-2	ТДН-16000/110	110/10	16	1983		34	38	40
56	КЭС	Павлово	110/35/6	Т-1	ТДТГ-20000/110	110/35/6	20	1957	Исправное	60	64	66
				Т-2	ТДТН-25000/110	110/35/6	25	1996		21	25	27
57	КЭС	Таремская	110/6	Т-1	ТМН-6300/110	110/6	6,3	1973	Исправное	44	48	50
				Т-2	ТМН-6300/110	110/6	6,3	1973		44	48	50
58	КЭС	Ворсма	110/6	Т-1	ТДН-16000/110	110/6	16	1972	Исправное	45	49	51
				Т-2	ТДН-16000/110	110/6	16	1993		24	28	30
59	КЭС	Ясенецкая	110/6	Т-1	ТДН-10000/110	110/6	10	2002	Исправное	15	19	21
				Т-2	ТДН-10000/110	110/6	10	1966		51	55	57
60	КЭС	Тумботино	110/6	Т-1	ТДН-10000/110	110/6	10	1969	Исправное	48	52	54
				Т-2	ТДН-10000/110	110/6	10	1969		48	52	54
61	КЭС	Степаньково	110/10/6	Т-1	ТДТН-25000/110	110/10/6	25	1982	Исправное	35	39	41
				Т-2	ТДТН-25000/110	110/10/6	25	1983		34	38	40
62	КЭС	Богородская	110/6	Т-1	ТДНГ-15000/110	110/6	15	1954	Исправное	63	67	69
				Т-2	ТДНГ-15000/110	110/6	15	1963		54	58	60
63	КЭС	Кожевенная	110/35/6	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/6	16	1989	Исправное	28	32	34
				Т-2	ТДТН-25000/110	110/6	25	2015		2	6	8
64	Сем	Боковая	110/10	Т-1	ТМН-6300/110	110/10	6,3	1977	Исправное	40	44	46
	ЭС
65	Сем	Варнавино	110/35/10	Т-1	ТМТН-6300/110	110/35/10	6,3	1987	Исправное	30	34	36
	ЭС			Т-2	ТМТН-6300/110	110/35/10	6,3	1988		29	33	35
66	Сем	Воскресенская	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1986	Исправное	31	35	37
	ЭС			Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1969		48	52	54
67	Сем	Зиновьево	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1991	Исправное	26	30	32
	ЭС			Т-2	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1992		25	29	31
68	Сем	Зубилиха	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1977	Исправное	40	44	46
	ЭС			Т-2	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1979		38	42	44
69	Сем	Кварц	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	110/10	10	1981	Исправное	36	40	42
	ЭС			Т-2	ТДН-10000/110	110/10	10	1984		33	37	39
70	Сем	Красные Баки	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	110/10	10	1966	Исправное	51	55	57
	ЭС			Т-2	ТДН-10000/110	110/10	10	1974		43	47	49
71	Сем	Линда	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1972	Исправное	45	49	51
	ЭС			Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1984		33	37	39
72	Сем	Моховые Горы	110/35/6	Т-1	ТДТН-31500/110	110/35/6	31,5	1969	Исправное	48	52	54
	ЭС			Т-2	ТДТН-40000/110	110/35/6	40	1992		25	29	31
73	Сем	Останкино	110/35/6	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1983	Исправное	34	38	40
	ЭС			Т-2	ТДТН-16000/110	110/35/6	16	1974		43	47	49
74	Сем	Ситники	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110	110/35/10	25	1988	Исправное	29	33	35
	ЭС			Т-2	ТДТН-25000/110	110/35/10	25	1988		29	33	35
75	Сем	Сухобезводное	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1969	Исправное	48	52	54
	ЭС			Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1984		33	37	39
76	Сем	Толоконцево	110/6	Т-1	ТДГ-15000/110	110/6	15	1960	Исправное	57	61	63
	ЭС
77	Сем	Шалдеж	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1986	Исправное	31	35	37
	ЭС			Т-2	ТМН-6300/110	110/10	6,3	1990		27	31	33
78	Сем	Шеманиха	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1968	Исправное	49	53	55
	ЭС
79	Сер	Пильна-110	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1985	Исправное	32	36	38
	ЭС			Т-2	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1975		42	46	48
80	Сер	Салганы	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1969	Исправное	48	52	54
	ЭС			Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1972		45	49	51
81	Сер	Кузьминка	110/10	Т-1	ТМН-6300/110У1	110/10	6,3	1990	Исправное	27	31	33
	ЭС			Т-2	ТМТГ-5600/110У1	110/35/10	5,6	1960		57	61	63
82	Сер	Строительная	110/10	Т-1	ТМН-6300/110У1	110/10	6,3	1982	Исправное	35	39	41
	ЭС
83	Сер	Андреевская	110/10	Т-1	ТАМГ-2500/110У1	110/10	2,5	1973	Исправное	44	48	50
	ЭС			Т-2	ТМН-6300/110У1	110/10	6,3	1983		34	38	40
84	Сер	Бутурлино	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1981	Исправное	36	40	42
	ЭС			Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1990		27	31	33
85	Сер	Сеченово-110	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1983	Исправное	34	38	40
	ЭС			Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1991		26	30	32
86	Сер	Спасское	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1975	Исправное	42	46	48
	ЭС			Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1977		40	44	46
87	Сер	Гагино	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1990	Исправное	27	31	33
	ЭС			Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1990		27	31	33
88	Сер	Медяны	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1991	Исправное	26	30	32
	ЭС			Т-2	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1991		26	30	32
89	Сер	Ачка	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	110/10	10	1992	Исправное	25	29	31
	ЭС			Т-2	ТДН-10000/110	110/10	10	1993		24	28	30
90	СерЭС	Полюс	110/10	Т-1	ТМН-6300/110	110/10	6,3	1980	Исправное	37	41	43
				Т-2	ТМН-6300/110	110/10	6,3	1981		36	40	42
91	СерЭС	Княгинино	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1965	Исправное	52	56	58
				Т-2	ТДТГ-10000/110	110/35/10	10	1959		58	62	64
92	СерЭС	Возрождение	110/10	Т-1	ТМ-6300/110	110/10	6,3	1992	Исправное	25	29	31
				Т-2	ТМ-6300/110	110/10	6,3	1993		24	28	30
93	УЭС	Вахтан	110/10	Т-1	ТМ-6300/110	110/10	6,3	1966	Исправное	51	55	57
				Т-2	ТДН-10000/110	110/10	10	1982		35	39	41
94	УЭС	Ветлуга	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1977	Исправное	40	44	46
				Т-2	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1970		47	51	53
95	УЭС	Гагаринская	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1978	Исправное	39	43	45
96	УЭС	Карпуниха	110/10	Т-1	ТМТГ-5600/110	110/35/10	5,6	1969	Исправное	48	52	54
97	УЭС	Минино	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1991	Исправное	26	30	32
				Т-2	ТМН-2500/110	110/10	2,5	1991		26	30	32
98	УЭС	Пижма	110/35/10	Т-1	ТМТ-6300/110	110/35/10	6,3	1963	Исправное	54	58	60
				Т-2	ТМТ-6300/110	110/35/10	6,3	1966		51	55	57
99	УЭС	Роженцово	110/10	Т-1	ТМТН-6300/110	110/35/10	6,3	1986	Исправное	31	35	37
100	УЭС	Сява	110/10	Т-1	ТМ-6300/110	110/10	6,3	1966	Исправное	51	55	57
				Т-2	ТМН-6300/110	110/10	6,3	1979		38	42	44
101	УЭС	Тонкино	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1968	Исправное	49	53	55
				Т-2	ТДТН-16000/110	110/35/10	16	1992		25	29	31
102	УЭС	Урень	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1973	Исправное	44	48	50
				Т-2	ТМТН-6300/110	110/35/10	6,3	1977		40	44	46
				Т-3	ТДТН-10000/110	110/35/10	10	1977		40	44	46
103	УЭС	Хмелевицы	110/10	Т-1	ТМГ-5600/110	110/10	5,6	1975	Исправное	42	46	48
104	УЭС	Шаранга	110/10	Т-1	ТДН-16000/110	110/10	16	1982	Исправное	35	39	41
				Т-2	ТДН-10000/110	110/10	10	1994		23	27	29
105	ЦЭС	Молитовская	110/6	Т-2	ТРДН-40/110	110/6/6	40	1970	Исправное	47	51	53
				Т-3	ТРДН-32/110	110/6/6	32	1968		49	53	55
106	ЦЭС	Кировская	110/6	Т-1	ТДТГ-31,5/110	110/35/6	31,5	1960	Исправное	57	61	63
				Т-2	ТДТНГ-31,5/110	110/35/6	31,5	1960		57	61	63
107	ЦЭС	Спутник	110/6	Т-1	ТРДН-25/110	110/6/6	25	2001	Исправное	16	20	22
				Т-2	ТРДН-32/110	110/6/6	32	1998		19	23	25
108	ЦЭС	Водозабор	110/6	Т-1	ТДН-15/110	110/6	15	1966	Исправное	51	55	57
				Т-2	ТДН-16/110	110/6	16	1977		40	44	46
109	ЦЭС	Соцгород	110/6	Т-1	ТД-31,5/110	110/6	31,5	1936	Исправное	81	85	87
				Т-2	ТРДН-40/110	110/6/6	40	1975		42	46	48
110	ЦЭС	Ленинская	110/6	Т-1	ТРДН-25/110	110/6/6	25	1994	Исправное	23	27	29
				Т-2	ТД-16/110	110/6	16	1963		54	58	60
111	ЦЭС	Свердловская	110/6	Т-1	ТРДН-63/110	110/10/6	63	2008	Исправное	9	13	15
				Т-2	ТРДН-63/110	110/10/6	63	2008		9	13	15
				Т-3	ТРД-32/110	110/6/6	32	1962		55	59	61
112	ЦЭС	Мыза	110/6	Т-1	ТРДН-40/110	110/6/6	40	2003	Исправное	14	18	20
				Т-2	ТРДН-40/110	110/6/6	40	1985		32	36	38
113	ЦЭС	Артемовская	110/6	Т-1	ТДН-10/110	110/6	10	1975	Исправное	42	46	48
				Т-2	ТДН-10/110	110/6	10	1976		41	45	47
114	ЦЭС	Печёрская	110/6	Т-1	ТДТН-25/110	110/10/6	25	2013	Исправное	4	8	10
				Т-2	ТДТН-25/110	110/10/6	25	2013		4	8	10
115	ЦЭС	Приокская	110/6	Т-1	ТДНГ-31,5/110	110/6	31,5	1965	Исправное	52	56	58
				Т-2	ТДНГ-31,5/110	110/6	31,5	1963		54	58	60
116	ЦЭС	Кузнечиха	110/10	Т-1	ТРДН-40/110	110/10/10	40	2008	Исправное	9	13	15
				Т-2	ТРДН-40/110	110/10/10	40	2008		9	13	15
117	ЦЭС	Ольгино	110/6	Т-1	ТДН-16/110	110/6	16	1978	Исправное	39	43	45
				Т-2	ТДН-16/110	110/6	16	1978		39	43	45
118	ЦЭС	Митино	110/35/10	Т-1	ТДТН-16/110	110/35/10	16	1981	Исправное	36	40	42
				Т-2	ТДТН-16/110	110/35/10	16	1981		36	40	42
119	ЦЭС	Ковалиха	110/6	Т-1	ТРДН-32/110	110/6/6	32	1971	Исправное	46	50	52
				Т-2	ТРДН-40/110	110/10/6	40	1983		34	38	40
120	ЦЭС	НИИТОП	110/6	Т-1	ТРДН-25/110	110/10/6	25	2002	Исправное	15	19	21
				Т-2	ТРНДЦН-40/25/110	110/10/6	40	2002		15	19	21
121	ЦЭС	Новосормовская	110/6	Т-1	ТРНДЦН-40/25/110	110/6/6	40	1989	Исправное	28	32	34
				Т-2	ТРНДЦН-40/25/110	110/6	40	1989		28	32	34
122	ЦЭС	Старосормовская	110/6	Т-1	S-W 32000/110	110/6	32	1961	Исправное	56	60	62
				Т-2	ТДГ-31,5/110	110/6	31,5	1956		61	65	67
123	ЦЭС	Мещерская	110/10/6	Т-1	ТРДН-25/110	110/6	25	1982	Исправное	35	39	41
				Т-2	ТРДН-25/110	110/10/6	25	2016		1	4	7
124	ЦЭС	Светлоярская	110/6	Т-1	ТРДН-40/110	110/6	40	1987	Исправное	30	34	36
				Т-2	ТРДН-40/110	110/6	40	1978		39	43	45
125	ЦЭС	Левинка	110/6	Т-1	ТДН-16/110	110/6	16	1975	Исправное	42	46	48
				Т-2	ТДГВ-15/110	110/6	15	1963		54	58	60
126	ЦЭС	Канавинская	110/6	Т-1	ТДН-31,5/110	110/6	31,5	1968	Исправное	49	53	55
				Т-2	ТРДН-40/110	110/6	40	1976		41	45	47
127	ЦЭС	Варя	110/6	Т-1	ТДН-16/110	110/6	16	2008	Исправное	9	13	15
				Т-2	ТДН-16/110	110/6	16	2008		9	13	15
128	ЦЭС	Стрелка	110/10/10	Т-1	ТРДН-40/110	110/10/10	40	2014	Исправное	3	7	9
				Т-2	ТРДН-40/110	110/10/10	40	2014		3	7	9
129	ЮЭС	Выкса	110/6	Т-1	ТДНГ-31500-110/6	110/6	31,5	1964	Исправное	53	57	59
				Т-2	ТДНГ-31500-110/6	110/6	31,5	1967		50	54	56
130	ЮЭС	Змейка	110/35/6	Т-1	ТДТН-16000-110/35/6	110/35/6	16	1977	Исправное	40	44	46
				Т-2	ТДТН-16000-110/35/6	110/35/6	16	1978		39	43	45
131	ЮЭС	Досчатое	110/6	Т-1	ТМ-6300-110/6	110/6	6,3	1969	Исправное	48	52	54
				Т-2	ТДН-10000-110/6	110/6	10	1974		43	47	49
132	ЮЭС	Кулебаки	110/35/6	Т-1	ТДТН-25000-110/35/6	110/35/6	25	1981	Исправное	36	40	45
				Т-2	ТДТН-25000-110/35/6	110/35/6	25	1970		47	51	53
133	ЮЭС	Гремячево	110/35/10/6	Т-1	ТДТН-16000-110/35/6	110/35/6	16	1972	Исправное	45	49	51
				Т-2	ТДТН-25000-110/35/6	110/35/6	25	1980		37	41	43
134	ЮЭС	Навашино	110/6	Т-1	ТМГ-7500-110/6	110/6	7,5	1958	Исправное	59	63	65
				Т-2	ТМГ-7500-110/6	110/6	7,5	1958		59	63	65
				Т-3	ТДН-15000-110/6	110/6	15	1974		43	47	49
135	ЮЭС	Дивеево	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000-110/35/10	110/35/10	10	1972	Исправное	45	49	51
				Т-2	ТДТН-16000-110/35/10	110/35/10	16	1985		32	36	38
136	ЮЭС	Конново	110/35/10	Т-1	ТМТГ-7500-110/35/10	110/35/10	7,5	1960	Исправное	57	61	63
137	ЮЭС	Новосельская	110/10	Т-1	ТМН-2500-110/10	110/10	2,5	1990	Исправное	27	31	33
				Т-2	ТМН-2500-110/10	110/10	2,5	1990		27	31	33
138	ЮЭС	Жемчуг	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000-110/35/10	110/35/10	10	1985	Исправное	32	36	38
				Т-2	ТДТН-10000-110/35/10	110/35/10	10	1985		32	36	38
139	ЮЭС	Сапфир	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000-110/35/10	110/35/10	10	1993	Исправное	24	28	30
				Т-2	ТДТН-10000-110/35/10	110/35/10	10	1993		24	28	30
140	ЮЭС	Турбенево	110/35/6	Т-1	ТДТН-10000-110/35/6	110/35/6	10	1960	Исправное	57	61	63
141	ЮЭС	Вача	110/35/6	Т-1	ТДТГ-10000-110/35/6	110/35/6	10	1962	Исправное	55	59	61
				Т-2	ТДТН-16000-110/35/6	110/35/6	16	1981		36	40	42
142	ЮЭС	Сосновская	110/35/6	Т-1	ТДТН-16000-110/35/6	110/35/6	16	1967	Исправное	50	54	56
				Т-2	ТДТН-16000-110/35/6	110/35/6	16	1975		42	46	48

Таблица 1-4. Перечень подстанций 35 кВ энергосистемы Нижегородской области, их сводные данные и физическое состояние оборудования (по данным филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья")

N	ПО	ПС	Класс напряжения ПС, кВ	Трансформатор	Тип трансформатора	Класс напряжения, кВ	Мощность, МВА	Год ввода	Физическое состояние оборудования	Срок службы
										на 2017 г.	на 2021 г.	на 2023 г.
1	АЭС	Водоватово	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	35/10	6,3	1983	Исправное	34	38	40
				Т-2	ТМН-4000/35	35/10	4	1982		35	39	41
2	АЭС	Слизнево	35/6	Т-1	ТМ-4000/35	35/6	4	1977	Исправное	40	44	46
				Т-2	ТМ-4000/35	35/6	4	1980		37	41	43
3	АЭС	Новый Усад	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1970	Исправное	47	51	53
				Т-2	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1979		38	42	44
4	АЭС	Чернуха	35/10	Т-2	ТМ-4000/35	35/10	4	1990	Исправное	27	31	33
				Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1989		28	32	34
5	АЭС	Пустынь	35/10	Т-1	ТМН-1600/35	35/10	1,6	1994	Исправное	23	27	29
				Т-2	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1994		23	27	29
6	АЭС	Ичалки	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1986	Исправное	31	35	37
				Т-2	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1986		31	35	37
7	АЭС	Карьер	35/10	Т-1	ТМ-6300/35	35/10	6,3	1992	Исправное	25	29	31
				Т-2	ТМН-4000/35	35/10	4	1998		19	23	25
				Т-3	ТМ-3200/35	35/6	3,2	1995		22	26	28
8	АЭС	Смирново	35/10	Т-1	ТМН-4000/35	35/10	4	1990	Исправное	27	31	33
				Т-2	ТД-7500/35	35/10	7,5	1993		24	28	30
9	АЭС	Шарапово	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1993	Исправное	24	28	30
				Т-2	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1985		32	36	38
10	АЭС	Ужовка	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1979	Исправное	38	42	44
				Т-2	ТМН-4000/35	35/10	4	1981		36	40	42
11	АЭС	Ужовка-2	35/10	Т-2	ТМН-4000/35	35/10	4	2011	Исправное	6	10	12
				Т-1	ТМН-4000/35	35/10	4	2011		6	10	12
12	АЭС	Наруксово	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1993	Исправное	24	28	30
				Т-2	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1981		36	40	42
13	АЭС	Пеля-Ховань	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1973	Исправное	44	48	50
				Т-2	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1977		40	44	46
14	АЭС	Большое Болдино	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1981	Исправное	36	40	42
				Т-2	ТМ-4000/35	35/10	4	1980		37	41	43
15	АЭС	Новая Слобода	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1985	Исправное	32	36	38
16	БЭС	Пуреховская	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1970	Исправное	47	51	53
				Т-2	ТМ-4000/35	35/10	4	1973		44	48	50
17	БЭС	Катунская	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1971	Исправное	46	50	52
18	БЭС	Сицкая	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	35/10	6,3	1992	Исправное	25	29	31
				Т-2	ТМ-5600/35	35/10	5,6	1951		66	70	72
19	БЭС	Чкаловская	35/10	Т-1	ТМН-10000/35-72У1	35/10	10	1989	Исправное	28	32	34
				Т-2	ТДНС-10000/35-74У1	35/10	10	1982		35	39	41
20	БЭС	Тарасовская	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1968	Исправное	49	53	55
				Т-2	ТМН-6300/35	35/10	6,3	1972		45	49	51
21	БЭС	Сухоноска	35/10	Т-1	ТМН-4000/35-73У1	35/10	4	1985	Исправное	32	36	38
				Т-2	ТМН-4000/35-80У1	35/10	4	1985		32	36	38
22	БЭС	БОЭМЗ	35/6	Т-1	ТМ-3200/35	35/6	3,2	1951	Исправное	66	70	72
				Т-2	ТМН-2500/35	35/6	2,5	1980		37	41	43
23	БЭС	Гриденинская	35/6	Т-1	ТМН-2500/35	35/6	2,5	1971	Исправное	46	50	52
				Т-2	ТМН-2500/35	35/6	2,5	1973		44	48	50
24	БЭС	Узола	35/10	Т-1	ТМН-2500/35-73У1	35/10	2,5	1986	Исправное	31	35	37
				Т-2	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1989		28	32	34
25	БЭС	Марковская	35/6	Т-1	ТМ-3200/35	35/6	3,2	1950	Исправное	67	71	73
				Т-2	ТМН-4000/35	35/6	4	1985		32	36	38
26	БЭС	Кострово	110/35/10	Т-2	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1978	Исправное	39	43	45
27	БЭС	Козлово	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1986	Исправное	31	35	37
				Т-2	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1986		31	35	37
28	БЭС	Вилеж	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1984	Исправное	33	37	39
29	ДЭС	Ильино	35/10	Т-1	ТМ-6300/35	35/10	6,3	1973	Исправное	44	48	50
				Т-2	ТМ-6300/35	35/10	6,3	1973		44	48	50
30	ДЭС	Фролищи	35/6	Т-1	ТМН-2500/35	35/6	2,5	1972	Исправное	45	49	51
				Т-2	ТМН-2500/35	35/6	2,5	1983		34	38	40
31	КЭС	"Большое Мурашкино"	35/10	Т-1	ТМ-7500/35	35/10	7,5	2004	Исправное	13	17	19
				Т-2	ТДНС-10000/35-У1	35/10	10	2004		13	17	19
32	КЭС	"Васильсурск"	35/10	Т-1	ТМ-1800/35	35/10	1,8	1968	Исправное	49	53	55
33	КЭС	"НИРФИ"	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1977	Исправное	40	44	46
				Т-2	ТМ-4000/35	35/10	4	1977		40	44	46
34	КЭС	"Западная"	35/6	Т-1	ТДНС-16000/35	35/6	16	2009	Исправное	8	12	14
				Т-2	ТДНС-16000/35	35/6	16	2009		8	12	14
35	КЭС	"Кстовская"	35/6/0,4	Т-1	ТДНС-10000/35	35/6	10	1971	Исправное	46	50	52
					ТМ-630/35	35/0,4	0,63	1979		38	42	44
					ТМ-1000/35	35/0,4	1	2009		8	12	14
36	КЭС	"Восточная"	35/6	Т-1	ТДНС-16000/35/6 У1	35/6	16	2014	Исправное	3	7	9
				Т-2	ТМНТДНС-16000/35/6 У1	35/6	16	2014		3	7	9
37	КЭС	"Береговая"	35/6	Т-1	ТМ-3200/35	35/6	3,2	1956	Исправное	61	65	67
				Т-2	ТМ-1600/35	35/6	1,6	1996		21	25	27
				T-3	ТМ-1000/35	35/10	1	1957		60	64	66
38	КЭС	"Ветчак"	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1977	Исправное	40	44	46
				Т-2	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1984		33	37	39
39	КЭС	"Мокрое"	35/6	Т-1	ТДНС-10000/35	35/6	10	2009	Исправное	8	12	14
				Т-2	ТДНС-10000/35	35/6	10	2011		6	10	12
40	КЭС	"Чернуха"	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1970	Исправное	47	51	53
				Т-2	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1970		47	51	53
41	КЭС	"Константиново-5"	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	35/10	6,3	1971	Исправное	46	50	52
				Т-2	ТМН-6300/35	35/10	6,3	1971		46	50	52
42	КЭС	"Прокошево"	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1974	Исправное	43	47	49
				Т-2	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1974		43	47	49
43	КЭС	"СельХозТехника"	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1971	Исправное	46	50	52
				Т-2	ТМ-4000/35	35/10	4	1971		46	50	52
44	КЭС	"Чернышиха"	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1979	Исправное	38	42	44
				Т-2	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1979		38	42	44
45	КЭС	"Запрудное"	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1983	Исправное	34	38	40
				Т-2	ТМН-1800/35	35/10	1,8	1969		48	52	54
46	КЭС	"Помра"	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1993	Исправное	24	28	30
				Т-2	ТМ-3200/35	35/10	3,2	2000		17	21	23
47	КЭС	"Игумново"	35/10	Т-1	ТМН-4000/35-У1	35/10	4	1993	Исправное	24	28	30
				Т-2	ТМН-4000/35-У1	35/10	4	1993		24	28	30
48	КЭС	"Фокинская низина-2"	35/10	Т-1	ТМН-1600/35	35/6	1,6	1986	Исправное	31	35	37
49	КЭС	"Рождественно"	35/10	Т-1	ТМН-1600/35	35/6	1,6	1987	Исправное	30	34	36
				Т-2	ТМ-1800/35	35/10	1,8	1970		47	51	53
50	КЭС	"Григорово"	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1990	Исправное	27	31	33
				Т-2	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1990		27	31	33
51	КЭС	"ДОЗ-2"	35/6	Т-1	ТМ-2500/35	35/6	2,5	1990	Исправное	27	31	33
				Т-2	ТМН-4000/35	35/6	4	1987		30	34	36
52	КЭС	"Горбатовская"	35/6	Т-1	ТМ-3200/35	35/6	3,2	1937	Исправное	80	84	86
				Т-2	ТМН-4000/35	35/6	4	1996		21	25	27
53	КЭС	"Вареж"	35/6	Т-1	ТМН-4000/35	35/6	4	1996	Исправное	21	25	27
				Т-2	ТМ-3200/35	35/6	3,2	1983		34	38	40
54	КЭС	"Куликово"	35/10	Т-1	ТМ-3200/35	35/10	3,2	1967	Исправное	50	54	56
				Т-2	ТМН-4000/35	35/10	4	1989		28	32	34
55	КЭС	"Хвощевка"	35/10	Т-1	ТМ-1800/35	35/10	1,8	1964	Исправное	53	57	59
				Т-2	ТМН-6300/35	35/10	6,3	2004		13	17	19
56	КЭС	"Ушаково"	35/6	Т-1	ТМН-2500/35	35/6	2,5	1989	Исправное	28	32	34
				Т-2	ТМН-2500/35	35/6	2,5	1989		28	32	34
57	КЭС	"Оранки"	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1991	Исправное	26	30	32
				Т-2	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1970		47	51	53
58	СемЭС	Валки	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1985	Исправное	32	36	38
				Т-2	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1966		51	55	57
59	СемЭС	Воздвиженская	35/10	Т-1	ТМН-4000/35	35/10	4	1984	Исправное	33	37	39
				Т-2	ТМН-4000/35	35/10	4	1992		25	29	31
60	СемЭС	Демидовская	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1984	Исправное	33	37	39
				Т-2	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1984		33	37	39
61	СемЭС	Ивановская	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1981	Исправное	36	40	42
62	СемЭС	Ильино-Заборская	35/10	Т-2	ТМ-4000/35	35/10	4	1977	Исправное	40	44	46
63	СемЭС	Каликино	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	35/10	6,3	1989	Исправное	28	32	34
				Т-2	ТМН-6300/35	35/10	6,3	1989		28	32	34
64	СемЭС	Каменка	35/10	Т-1	ТМ-1800/35	35/10	1,8	1956	Исправное	61	65	67
				Т-2	ТМН-4000/35	35/10	4	1985		32	36	38
65	СемЭС	Керженец	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1990	Исправное	27	31	33
66	СемЭС	Кузьмияр	35/10	Т-1	ТАМ-1800/35	35/10	1,8	1965	Исправное	52	56	58
67	СемЭС	Лапшанга	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1973	Исправное	44	48	50
				Т-2	ТМ-1000/35	35/10	1	1968		49	53	55
68	СемЭС	Лесной Курорт	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1976	Исправное	41	45	47
69	СемЭС	Марково	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1982	Исправное	35	39	41
70	СемЭС	Носовая	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1982	Исправное	35	39	41
71	СемЭС	Останкино	110/35/6	Т-3	ТМ-3200/35	35/6	3,2	1950	Исправное	67	71	73
72	СемЭС	Память Парижской Коммуны	35/6	Т-1	ТМН-2500/35	35/6	2,5	1990	Исправное	27	31	33
				Т-2	ТМ-3150/35	35/6	3,2	1957		60	64	66
73	СемЭС	Перелаз	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1978	Исправное	39	43	45
74	СемЭС	Петушиха	35/10	Т-1	ТМН-1600/35	35/10	1,6	1991	Исправное	26	30	32
				Т-2	ТМН-1600/35	35/10	1,6	1991		26	30	32
75	СемЭС	Плюхино	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1989	Исправное	28	32	34
				Т-2	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1989		28	32	34
76	СемЭС	СГ-32	35/6	Т-1	ТМ-1000/35	35/6	1	1960	Исправное	57	61	63
				Т-2	ТМ-560/35	35/6	0,56	1956		61	65	67
77	СемЭС	СГ-36	35/6	Т-1	ТМ-1800/35	35/6	1,8	1951	Исправное	66	70	72
				Т-2	ТМ-1000/35	35/6	1	2008		9	13	15
78	СемЭС	Сысуево	35/10	Т-1	ТАМ-1800/35	35/10	1,8	1964	Исправное	53	57	59
79	СемЭС	Хахалы	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1978	Исправное	39	43	45
80	СемЭС	Чистое Поле	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1979	Исправное	38	42	44
				Т-2	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1983		34	38	40
81	СемЭС	Югары	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1974	Исправное	43	47	49
				Т-2	ТМ-1800/35	35/10	1,8	1935		82	86	88
82	СерЭС	Петряксы	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	35/10	6,3	1990	Исправное	27	31	33
				Т-2	ТМ-7500/35	35/10	7,5	1957		60	64	66
83	СерЭС	Талызино	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1988	Исправное	29	33	35
				Т-2	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1988		29	33	35
84	СерЭС	Сурадеево	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1981	Исправное	36	40	42
85	СерЭС	Лопатино	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1981	Исправное	36	40	42
86	СерЭС	Бортсурманы	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1979	Исправное	38	42	44
87	СерЭС	Ратово	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1975	Исправное	42	46	48
88	СерЭС	Ушаково	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1982	Исправное	35	39	41
89	СерЭС	Юрьево	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1981	Исправное	36	40	42
90	СерЭС	Беловка	35/10	Т-1	ТАМ-1800/35	35/10	1,8	1967	Исправное	50	54	56
				Т-2	ТМН-2500/35	35/10	2,5	1985		32	36	38
91	СерЭС	Каменищи	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	35/10	2,5	1982	Исправное	35	39	41
92	УЭС	Арья	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	35/10	6,3	1981	Исправное	36	40	42
93	УЭС	Белышево	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1982	Исправное	35	40	41
94	УЭС	Калинино	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1981	Исправное	36	40	42
				Т-2	ТМ-5600/35	35/10	5,6	1965		52	56	58
95	УЭС	Ошминская	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1975	Исправное	42	46	48
96	УЭС	Пакали	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1982	Исправное	35	39	41
				Т-2	ТМ-1800/35	35/10	1,8	1950		67	71	73
97	УЭС	Стрелица	35/10	Т-1	ТМ-3200/35	35/10	3,2	1964	Исправное	53	57	59
98	УЭС	Тоншаево	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1951	Исправное	66	70	72
				Т-2	ТМ-1800/35	35/10	1,8	1949		68	72	74
				Т-3	ТМ-1800/35	35/10	1,8	1941		76	80	82
99	УЭС	Уста	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	35/10	4	1974	Исправное	43	47	49
				Т-2	ТМН-1600/35	35/10	1,6	2008		9	13	15
100	УЭС	Черная	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	35/10	1,6	1981	Исправное	36	40	42
101	УЭС	Шайгино	35/10	Т-1	ТМН-1600/35	35/10	1,6	1984	Исправное	33	37	39
102	ЦЭС	Митино	110/35/10	Т-3	ТМ-3,2/35/15	35/10	3,2	1950	Исправное	67	71	73
103	ЮЭС	Н.Дмитриевка	35/10	Т-1	ТМ-1600-35/10	35/10	1,6	1978	Исправное	39	43	45
				Т-2	ТМН-2500-35/10	35/10	2,5	1988		29	33	35
104	ЮЭС	Дружба	35/6	Т-1	ТМН-6300-35/6	35/6	6,3	1979	Исправное	38	42	44
				Т-2	ТМН-6300-35/6	35/6	6,3	1979		38	42	44
105	ЮЭС	Новая	35/10	Т-1	ТМ-1600-35/10	35/10	1,6	1979	Исправное	38	42	44
106	ЮЭС	Сноведь	35/10	Т-1	ТМН-1600-35/10	35/10	1,6	1986	Исправное	31	35	37
107	ЮЭС	Родиониха	35/6	Т-1	ТМ-1600-35/6	35/6	1,6	1964	Исправное	53	57	59
				Т-2	ТМН-1600-35/6	35/6	1,6	1986		31	35	37
108	ЮЭС	Тёша	35/10	Т-1	ТМ-4000-35/10	35/10	4	1969	Исправное	48	52	54
				Т-2	ТМ-4000-35/10	35/10	4	1979		38	42	44
109	ЮЭС	Саваслейка	35/6	Т-1	ТМН-10000-35/6	35/6	10	2010	Исправное	7	11	13
				Т-2	ТМН-10000-35/6	35/6	10	2010		7	11	13
110	ЮЭС	Мухтолово	35/10	Т-1	ТМ-4000-35/10	35/10	4	1970	Исправное	47	51	53
				Т-2	ТМ-3200-35/10	35/10	3,2	1947		70	74	76
111	ЮЭС	Елизарьево	35/10	Т-1	ТМ-4000-35/10	35/10	4	1973	Исправное	44	48	50
				Т-2	ТМ-4000-35/10	35/10	4	1971		46	50	52
112	ЮЭС	Стёксово	35/10	Т-1	ТМ-4000-35/10	35/10	4	1977	Исправное	40	44	46
113	ЮЭС	Глухово	35/10	Т-1	ТМ-2500-35/10	35/10	2,5	1980	Исправное	37	41	43
				Т-2	ТМ-1600-35/10	35/10	1,6	1970		47	51	53
114	ЮЭС	Нарышкино	35/10	Т-1	ТМН-2500-35/10	35/10	2,5	1983	Исправное	34	38	40
				Т-2	ТМ-1600-35/10	35/10	1,6	1981		36	40	42
115	ЮЭС	Яковцево	35/6	Т-1	ТМ-1000-35/6	35/6	1	1952	Исправное	65	69	71
				Т-2	ТОНС-2000-35/6	35/6	2	1957		60	64	66
116	ЮЭС	Чулково	35/6	Т-1	ТМ-1000-35/6	35/6	1	1979	Исправное	38	42	44
				Т-2	ТМН-2500-35/6	35/6	2,5	1984		33	37	39
117	ЮЭС	Филинская	35/6	Т-1	ТМН-4000-35/6	35/6	4	1991	Исправное	26	30	32
				Т-2	ТМН-4000-35/6	35/6	4	1991		26	30	32
118	ЮЭС	Беляйково	35/6	Т-1	ТМ-2500-35/6	35/6	2,5	1971	Исправное	46	50	52
				Т-2	ТМ-2500-35/6	35/6	2,5	1971		46	50	52
119	ЮЭС	Бараново	35/10	Т-1	ТМ-4000-35/10	35/10	4	1970	Исправное	47	51	53
				Т-2	ТМН-4000-35/10	35/10	4	1986		31	35	37
120	ЮЭС	Елизарово	35/6	Т-1	ТМ-4000-35/6	35/6	4	1968	Исправное	49	53	55
				Т-2	ТМН-4000-35/6	35/6	4	1988		29	33	35
121	ЮЭС	Лесуново	35/10	Т-1	ТМ-2500-35/10	35/10	2,5	1979	Исправное	38	42	44
122	АЭС	Починки-110	110/35/10	Т-3	ТМН-6300/35	35/10	6,3	1982	Исправное	35	39	41
				Т-4	ТМН-6300/35	35/10	6,3	1981		36	40	42
123	АЭС	Выездное	110/35/10	Т-1	ТМ-6300/35	35/10	6,3	1969	Исправное	48	52	54
124	ЮЭС	Виля	35/6	Т-1	ТМН-4000/35	35/6	4	2016	Исправное	1	5	7

Таблица 1-5. Перечень ЛЭП 220 кВ и выше энергосистемы Нижегородской области, их сводные данные и физическое состояние линий (по данным филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Нижегородское ПМЭС)

N	Наименование	Участок ВЛ(КВЛ)/ ВЛ(КВЛ)	Напряжение, кВ	Кол-во цепей	Протяженность		Техническое состояние	Год	Срок службы
					По трассе, км	По цепям, км
									на 2016 г.	на 2020 г.	на 2022 г.
1	ВЛ 500 кВ Арзамасская - Осиновка	ВЛ	500	1	67,78	67,78	Исправное	1956	61	65	68
				1	0,41	0,41	Исправное	2013	4	7	10
2	ВЛ 500 кВ Арзамасская - Радуга Северная	ВЛ	500	1	120,12	120,12	Исправное	1956	60	64	67
				1	0,54	0,54	Исправное	2013	3	7	10
3	ВЛ 500 кВ Арзамасская - Радуга Южная	ВЛ	500	1	120,57	120,57	Исправное	1956	60	64	67
				1	0,53	0,53	Исправное	2013	3	7	10
4	ВЛ 500 кВ Владимирская - Радуга Северная	Участок ВЛ	500	1	7,45	7,45	Исправное	1956	60	64	67
5	ВЛ 500 кВ Владимирская - Радуга Южная	Участок ВЛ	500	1	7,75	7,75	Исправное	1956	60	64	67
6	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Луч	Участок ВЛ	500	1	70,68	70,68	Исправное	1970	46	50	53
7	ВЛ 500 кВ Луч - Нижегородская	ВЛ	500	1	46,65	46,65	Исправное	1978	38	42	45
8	ВЛ 500 кВ Чебоксарская ГЭС - Нижегородская	Участок ВЛ	500	1	147	147	Исправное	1978	38	42	45
9	ВЛ 500 кВ Вешкайма - Осиновка	Участок ВЛ	500	1	21,62	21,62	Исправное	1956	60	64	67
10	ВЛ 500 кВ Вешкайма - Арзамасская	Участок ВЛ	500	1	88,29	88,29	Исправное	1956	60	64	67
				1	0,34	0,34	Исправное	2013	3	7	10
11	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Нижегородская	ВЛ	500	1	91,327	91,327	Исправное	2016	1	4	6
12	ВЛ 220 кВ Сеченово-Филатово N 1	ВЛ	220	1	0,8	0,8	Исправное	1988	28	32	35
13	ВЛ 220 кВ Сеченово-Филатово N 2	ВЛ	220	1	0,84	0,84	Исправное	1988	28	32	35
14	ВЛ 220 кВ Сеченово-Ермолово N 1	ВЛ	220	1	0,23	0,23	Исправное	1987	29	33	36
15	ВЛ 220 кВ Сеченово-Ермолово N 2	ВЛ	220	1	0,2	0,2	Исправное	1987	29	33	36
16	ВЛ 220 кВ Сеченово-Ермолово N 3 с отпайкой на ПС Филатово	ВЛ	220	1	0,74	0,74	Исправное	1989	27	31	34
17	ВЛ 220 кВ Сеченово-Ермолово N 4 с отпайкой на ПС Филатово	ВЛ	220	1	1,3	1,3	Исправное	1989	27	31	34
18	ВЛ 220 кВ Арзамасская - Бобыльская	ВЛ	220	1	45,41	45,41	Исправное	1962	54	58	61
				2	19,3	19,3	Исправное	1985	31	35	38
				1	0,43	0,43	Исправное	2013	3	7	10
19	ВЛ 220 кВ Бобыльская - Кудьма	ВЛ	220	2		19,3	Исправное	1985	31	35	38
				1	79,04	79,04	Исправное	1962	54	58	61
				2	4,78	4,78	Исправное	1990	26	30	33
				2	1,72	1,72	Исправное	2013	3	7	10
20	ВЛ 220 кВ Нагорная - Кудьма	ВЛ	220	2		1,72	Исправное	2013	3	7	10
				2		4,78	Исправное	1990	26	30	33
				1	14,31	14,31	Исправное	1962	54	58	61
				2	7,23	7,23	Исправное	1977	39	43	46
21	ВЛ 220 кВ Нижегородская-Нагорная N 2	ВЛ	220	2		7,23	Исправное	1977	39	43	46
				2		3,27	Исправное	1964	52	56	59
				2		19,32	Исправное	2004	12	16	19
22	КВЛ 220 кВ Нижегородская-Заречная	ВЛ	220	2	19,32	19,32	Исправное	2004	12	16	19
				2		1,25	Исправное	1964	52	56	59
				1	0,34	0,34	Исправное	2013	3	7	10
				2		14,35	Исправное	1964	52	56	59
23	ВЛ 220 кВ Луч-Нагорная	ВЛ	220	2	14,35	14,35	Исправное	1964	52	56	59
				2	1,25	1,25	Исправное	1964	52	56	59
				2	3,27	3,27	Исправное	1964	52	56	59
				1	4,28	4,28	Исправное	1964	52	56	59
				2	2	2	Исправное	1977	39	43	46
				2	27,7	27,7	Исправное	1977	39	43	46
				2	0,75	0,75	Исправное	1977	39	43	46
24	ВЛ 220 кВ Нагорная-Борская N 2	ВЛ	220	2		0,75	Исправное	1977	39	43	46
				1	0,76	0,76	Исправное	1993	23	27	30
				1	1,4	1,4	Исправное	1993	23	27	30
				1	4,37	4,37	Исправное	1963	53	57	60
				1	2,08	2,08	Исправное	1963	53	57	60
				1	2,8	2,8	Исправное	1963	53	57	60
				1	2,675	2,675	Исправное	1963	53	57	60
				1	0,415	0,415	Исправное	2015	1	5	7
				2		0,533	Исправное	2015	1	5	7
25	ВЛ 220 кВ Борская-Семеновская	ВЛ	220	2	0,533	0,533	Исправное	2015	1	5	7
				1	0,148	1,0148	Исправное	2015	1	5	7
				1	60,862	60,862	Исправное	1963	53	57	60
26	ВЛ 220 кВ Борская-Макарьево	ВЛ	220	1	54,31	54,31	Исправное	1981	35	39	42
27	КВЛ 220 кВ Луч-Заречная N 1	ВЛ	220	1	0,33	0,33	Исправное	2013	3	7	10
				2		27,7	Исправное	1975	41	45	48
28	КВЛ 220 кВ Луч-Заречная N 2	ВЛ	220	1	0,32	0,32	Исправное	2013	3	7	10
				2	12,9	12,9	Исправное	1970	46	50	53
				2	14,8	14,8	Исправное	1975	41	45	48
29	ВЛ 220 кВ Луч-Ока	ВЛ	220	2		14,8	Исправное	1975	41	45	48
				2	7,2	7,2	Исправное	1970	46	50	53
30	КВЛ 220 кВ Ока-Заречная	ВЛ	220	2		7,2	Исправное	1970	46	50	53
				1	0,33	0,33	Исправное	2013	3	7	10
				2		12,9	Исправное	1970	46	50	53
31	ВЛ 220 кВ Луч-Этилен N 1	ВЛ	220	1	20,6	20,6	Исправное	1981	35	39	42
32	ВЛ 220 кВ Луч-Этилен N 2	ВЛ	220	1	20,6	20,6	Исправное	1981	35	39	42
33	ВЛ 220 кВ Нижегородская ГЭС-Вязники	ВЛ	220	1	29,88	29,88	Исправное	1956	60	64	67
34	ВЛ 220 кВ Нижегородская ГЭС-Семеновская	ВЛ	220	1	8,25	8,25	Исправное	1964	52	56	59
				1	1,64	1,64	Исправное	1964	52	56	59
				1	71,61	71,61	Исправное	1964	52	56	59
35	ВЛ 220 кВ Рыжково - Мантурово	Участок ВЛ	220	1	1,3	1,3	Исправное	2002	14	18	21
				1	62,94	62,94	Исправное	1972	44	48	51
36	ВЛ 220 кВ Семёновская - Рыжково	ВЛ	220	1	46,3	46,3	Исправное	1975	41	45	48
37	ВЛ 220 кВ Арзамасская-Лукояновская N 1	ВЛ	220	1	28,85	28,85	Исправное	1990	26	30	33
				1	0,53	0,53	Исправное	2013	3	7	10
38	ВЛ 220 кВ Арзамасская-Лукояновская N 2	ВЛ	220	1	28,85	28,85	Исправное	1990	26	30	33
				1	0,48	0,48	Исправное	2013	3	7	10
39	ВЛ 220 кВ Арзамасская - Починковская-2	ВЛ	220	1	67,58	67,58	Исправное	1974	42	46	49
				1	0,20	0,20	Исправное	2013	3	7	10
				1	11,40	11,40	Исправное	1987	29	33	36
40	ВЛ 220 кВ Арзамасская - Сасово с отпайкой на Саровскую ТЭЦ	Участок ВЛ	220	1	84,85	84,85	Исправное	1983	33	37	40
				1	0,03	0,03	Исправное	2013	3	7	10
41	ВЛ 220 кВ Арзамасская - Сергач	ВЛ	220	1	108,84	108,84	Исправное	1968	48	52	55
				1	0,55	0,55	Исправное	2013	3	7	10
42	ВЛ 220 кВ Осиновка - Починковская-1 N 1	ВЛ	220	1	26,3	26,3	Исправное	1984	32	36	39
43	ВЛ 220 кВ Осиновка - Починковская-1 N 2	ВЛ	220	1	26,2	26,2	Исправное	1984	32	36	39
44	ВЛ 220 кВ Осиновка - Починковская-2	ВЛ	220	1	27,35	27,35	Исправное	1987	29	33	36
45	ВЛ 220 кВ Осиновка - Сеченово N 1	ВЛ	220	1	96,6	96,6	Исправное	1984	32	36	39
46	ВЛ 220 кВ Осиновка - Сеченово N 2	ВЛ	220	1	97,5	97,5	Исправное	1984	32	36	39
47	ВЛ 220 кВ Осиновка - Сеченово N 3	ВЛ	220	1	95,9	95,9	Исправное	1988	28	32	35
48	ВЛ 220 кВ Осиновка - Сеченово N 4	ВЛ	220	1	95,9	95,9	Исправное	1988	28	32	35
49	ВЛ 220 кВ Сергач - Сеченово	ВЛ	220	1	62,9	62,9	Исправное	1984	32	36	39
50	ВЛ 220 кВ Сеченово - Пильна N 1	ВЛ	220	1	49,1	49,1	Исправное	1989	27	31	34
51	ВЛ 220 кВ Сеченово - Пильна N 2	ВЛ	220	1	49,1	49,1	Исправное	1989	27	31	34
52	ВЛ 220 кВ Нижегородская - Нагорная N 1	ВЛ	220	2	4	4	Исправное	2010	6	10	13
				2	26,02	26,02	Исправное	2010	6	10	13
53	ВЛ 220 кВ Нижегородская - Борская	ВЛ	220	2		26,02	Исправное	2011	5	9	12
				2	3,113	3,113	Исправное	2011	5	9	12
				1	0,356	0,356	Исправное	2011	5	9	12
				2	1,720	1,720	Исправное	2011	5	9	12
				2	11,431	11,431	Исправное	2011	5	9	12
54	ВЛ 220 кВ Нагорная - Борская N 1	ВЛ	220	2		20,264	Исправное	2011	5	9	12
55	ВЛ 220 кВ Новогорьковская ТЭЦ - Нижегородская	ВЛ	220	1	15,38	15,38	Исправное	2012	4	8	10
				2	0,41	0,41	Исправное	2012	4	8	10
				2		2,862	Исправное	2015	1	5	7
56	ВЛ 220 кВ Кудьма - Зелецино	ВЛ	220	2		0,72	Исправное	2015	1	5	7
				1	11,077	11,077	Исправное	2015	3	5	7
57	КВЛ 220 кВ Новогорьковская ТЭЦ - Зелецино	ВЛ	220	2	2,862	2,862	Исправное	2012	4	8	10
				2	0,31	0,31	Исправное	2015	1	5	7
58	ВЛ 220 кВ Арзамасская - Рузаевка	Участок ВЛ	220	1	81,2	81,2	Исправное	1960	56	60	62
59	ВЛ 220 кВ Осиновка - Саранская	Участок ВЛ	220	1	44,4	44,4	Исправное	1974	42	46	48
ЛЭП 500 кВ:					791,06	791,06
ЛЭП 220 кВ:					1840,24	2026,07
ИТОГО:					2631,3	2817,13

Таблица 1-6. Перечень ЛЭП 110 кВ энергосистемы Нижегородской области, их сводные данные и физическое состояние линий (по данным филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья")

N п.п.	Класс передаваемого напр., кВ	Диспетчерское наименование	ПО	Протяженность, км	Количество цепей	Марка и сечение провода	Год ввода в эксплуатацию	Техническое состояние	Срок службы
									На 2017 год	На 2021 год	На 2023 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	110	ВЛ 110 кВ "Арзамас - КС-6"	Арзамасские ЭС	1,83	2	АС-185/29	1954	Удовлетворительное	63	67	69
				4,17		АС-120/27	1954		63	67	69
2	110	ВЛ 110 кВ "Бобыльская - Суроватиха"	Арзамасские ЭС	23,60	2	АС-120/27	1954	Удовлетворительное	63	67	69
				31,19	1	АС-120/27	1984		33	37	39
3	110	ВЛ 110 кВ "Бобыльская - КС-6"	Арзамасские ЭС	23,60	2	АС-120/27	1954	Удовлетворительное	63	67	69
				9,29	1	АС-120/27	1985		32	36	38
4	110	ВЛ 110 кВ "Бобыльская - Вад"	Арзамасские ЭС	4,87	2	АС-150/24	1985	Удовлетворительное	32	36	38
5	110	ВЛ 110 кВ "Бобыльская - Перевоз"	Арзамасские ЭС	25,77	2	АС-150/24	1982	Удовлетворительное	35	39	41
6	110	ВЛ 110 кВ "Лесогорская - 1" (Панфилово - Арзамас - 500)	Арзамасские ЭС	27,05	2	АС-95/16	1957	Удовлетворительное	60	64	66
				18,50		АС-120/27	1979		38	42	44
7	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Лесогорская - 1" (Панфилово - Арзамас - 500) на ПС "Шатки"	Арзамасские ЭС	9,00	2	АЖ-120	1983	Удовлетворительное	34	38	40
8	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Лесогорская - 1" (Панфилово - Арзамас - 500) на ПС "Власть Советов"	Арзамасские ЭС	0,05	2	АС-120/27	1985	Хорошее	32	36	38
9	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Лесогорская - 1" (Панфилово - Арзамас - 500) на ПС "Новоселки"	Арзамасские ЭС	3,23	2	АЖ-120	1981	Хорошее	36	40	42
10	110	ВЛ 110 кВ "Лесогорская - 2" (Арзамас - 110 - Арзамас - 500)	Арзамасские ЭС	33,50	2	АС-120/19	1957	Удовлетворительное	60	64	66
				5,60		АС-150/19
11	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Лесогорская - 2" (Арзамас - 110 - Арзамас - 500) на ПС "Шатки"	Арзамасские ЭС	9,00	2	АЖ-120	1983	Удовлетворительное	34	38	40
12	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Лесогорская - 2" (Арзамас - 110 - Арзамас - 500) на ПС "Власть Советов"	Арзамасские ЭС	0,10	2	АС-120/27	1985	Удовлетворительное	32	36	38
13	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Лесогорская - 2" (Арзамас - 110 - Арзамас - 500) на ПС "Новоселки"	Арзамасские ЭС	3,23	2	АЖ-120	1981	Удовлетворительное	36	40	42
14	110	ВЛ 110 кВ "Лесогорская - 3" (Арзамас - 500 - Кардавиль)	Арзамасские ЭС	2,52	2	АС-185/29	1971	Удовлетворительное	46	50	52
				3,63		АС-240/32	1993		24	28	30
15	110	ВЛ 110 кВ "Арзамас - Кардавиль"	Арзамасские ЭС	33,28	2	АС-185/29	1971	Удовлетворительное	46	50	52
				3,63		АС-240/32	1993		24	28	30
16	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Арзамас - Кардавиль" на ПС "АМЗ"	Арзамасские ЭС	1,60	2	АС-185/29	1979	Удовлетворительное	38	42	44
				0,94		АС-240/32
17	110	ВЛ 110 кВ "Арзамас - Панфилово"	Арзамасские ЭС	12,05	2	АС-95/16	1957	Удовлетворительное	60	64	66
				18,50		АС-120/27	1979		38	42	44
18	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Арзамас - Панфилово" на ПС "Заводская"	Арзамасские ЭС	0,56	2	АС-120/27	1988	Удовлетворительное	29	33	35
19	110	ВЛ 110 кВ "Вадская" (Арзамас - 110 - Вадская)	Арзамасские ЭС	1,20	2	АС-185/29	1966	Удовлетворительное	51	55	57
				28,80	1	АС-150/19	1966		51	55	57
20	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Вадская" (Арзамас - 110 - Вадская) на ПС "АМЗ"	Арзамасские ЭС	0,01	2	АС-150/19	1976	Удовлетворительное	41	45	47
				0,93		АС-240/32	1976		41	45	47
21	110	ВЛ 110 кВ "Орбита - Балахониха"	Арзамасские ЭС	25,77	1	АС-70/11	1967	Удовлетворительное	50	54	56
				7,75	2	АС-185/29	1979		38	42	44
22	110	ВЛ 110 кВ "Арзамас - Орбита"	Арзамасские ЭС	3,15	2	АС-70/11	1967	Удовлетворительное	50	54	56
				11,58	1	АС-70/11	1967	Удовлетворительное	50	54	56
				7,75	2	АС-185/29	1979		38	42	44
23	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Арзамас - Орбита" на ПС "Березовская"	Арзамасские ЭС	0,10	2	АС-120/27	1980	Удовлетворительное	37	41	43
24	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Арзамас - Орбита" на ПС "Выездное"	Арзамасские ЭС	0,25	1	АС-120/27	1973	Удовлетворительное	44	48	50
25	110	ВЛ 110 кВ "Арзамас - Березовская"	Арзамасские ЭС	3,25	2	АС-95/16	1979	Удовлетворительное	38	42	44
26	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Арзамас - Березовская" на ПС "Заводская"	Арзамасские ЭС	0,56	2	АС-120/27	1988	Хорошее	29	33	35
27	110	ВЛ 110 кВ N 181 "Первомайск - 40А"	Арзамасские ЭС	24,00	2	АС-120/19	1972	Удовлетворительное	45	49	51
28	110	ВЛ 110 кВ "Арзамас - Сатис"	Арзамасские ЭС	13,50	2	АС-240/32	2004	Хорошее	13	17	19
29	110	ВЛ 110 кВ "Первомайская" (Сатис - Первомайск)	Арзамасские ЭС	20,75	2	АС-240/32	2006	Удовлетворительное	11	15	17
30	110	ВЛ 110 кВ "Лукояновская" (Арзамас - 500 - Лукоянов - 110)	Арзамасские ЭС	0,66	2	АС-120/27	1966	Удовлетворительное	51	55	57
				32,14		АС-185/29	1966		51	55	57
				5,20		АС-240/32	1966		51	55	57
31	110	ВЛ 110 кВ "Лукоянов - Арзинка"	Арзамасские ЭС	23,00	1	АС-120/19	1965	Удовлетворительное	52	56	58
32	110	ВЛ 110 кВ "Починки - Арзинка"	Арзамасские ЭС	19,00	1	АС-120/27	1965	Удовлетворительное	52	56	58
33		ВЛ 110 кВ "Арзамас - Разино"	Арзамасские ЭС	36,00	2	АС-120/27	1959	Удовлетворительное	58	62	64
	110			5,00		АС-120/27	1990		27	31	33
34	110	ВЛ 110 кВ "Разино - Мадаево"	Арзамасские ЭС	20,00	2	АС-120/19	1959	Удовлетворительное	58	62	64
				0,05		АС-150/19	1990		27	31	33
35	110	ВЛ 110 кВ "Починки - Мадаево"	Арзамасские ЭС	24,00	2	АС-120/19	1959	Удовлетворительное	58	62	64
				0,05		АС-150/19	1959		58	62	64
36	110	ВЛ 110 кВ "Лукоянов - Б.Маресьево"	Арзамасские ЭС	26,60	1	АС-95/16	1972	Удовлетворительное	45	49	51
				2,10		АС-120/27	1972		45	49	51
37	110	ВЛ 110 кВ N 100 "ГЭС-ЦБК" (НиГЭС - Накат)	Балахнинские ЭС	38,80	2	2хАС-150/24	1952	Удовлетворительное	65	69	71
38	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 100 "ГЭС-ЦБК" (НиГЭС - Накат) на ПС "Малаховская"	Балахнинские ЭС	1,50	2	АС-240/32	1965	Хорошее	52	56	58
39	110	ВЛ 110 кВ N 101 "НиГРЭС - Луч"	Балахнинские ЭС	15,00	1	АС-120/27	1957	Хорошее	60	64	66
				1,00		АС-150/24	1957		60	64	66
40	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 101 "НиГРЭС - Луч" на ПС "Алёшинская"	Балахнинские ЭС	0,30	1	АС-120/27	1966	Хорошее	51	55	57
41	110	ВЛ 110 кВ N 102 "НиГРЭС - Накат"	Балахнинские ЭС	2,00	2	2хАС-150/24	1952	Хорошее	65	69	71
				0,20		АСО-400/51	1952		65	69	71
42	110	ВЛ 110 кВ N 103 "НиГРЭС - Чистовская"	Балахнинские ЭС	42,71	1	АС-120/27	1936	Хорошее	81	85	87
				1,59		АС-185/29	1936		81	85	87
43	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 103 "НиГРЭС - Чистовская" на ПС "Бурцевская"	Балахнинские ЭС	2,60	2	АС-120/27	1981	Хорошее	36	40	42
44	110	ВЛ 110 кВ N 104 "НиГРЭС - Заволжская"	Балахнинские ЭС	6,95	1	АС-150/24	2012	Хорошее	5	9	11
				1,77		АС-300/204	2012		5	9	11
45	110	ВЛ 110 кВ N 106 "НиГРЭС - Ока"	Балахнинские ЭС	0,66	1	АСО-400/51	1927	Хорошее	90	94	96
				3,20		АС-150/24	1927		90	94	96
				18,91		М-70	1927		90	94	96
46	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 106 "НиГРЭС - Ока" на ПС "Автотрек"	Балахнинские ЭС	3,20	2	АС-70/11	1994	Хорошее	23	27	29
47	110	ВЛ 110 кВ N 107 "НиГРЭС - Этилен"	Балахнинские ЭС	19,09	1	СА-70	1931	Хорошее	86	90	92
				3,68		АС-150/24	1931		86	90	92
48	110	ВЛ 110 кВ N 108 "НиГРЭС - Сормовская ТЭЦ"	Балахнинские ЭС	15,90	1	АС-185/29	1932	Хорошее	85	89	91
49	110	ВЛ 110 кВ N 122 "НиГЭС - Дзержинская"	Балахнинские ЭС	43,75	2	АС-240/32	1956	Удовлетворительное	61	65	67
50	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 122 "НиГЭС - Дзержинская" на ПС "Автотрек"	Балахнинские ЭС	3,20	2	АС-70/11	1994	Хорошее	23	27	29
51	110	ВЛ 110 кВ N 129 "НиГЭС - Западная"	Балахнинские ЭС	43,75	2	АС-240/32	1956	Удовлетворительное	61	65	67
52	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 129 "НиГЭС - Западная" на ПС "Бурцевская"	Балахнинские ЭС	3,60	2	АС-120/27	1981	Хорошее	36	40	42
53	110	ВЛ 110 кВ N 132 "НиГЭС - Новосормовская"	Балахнинские ЭС	37,00	2	АС-240/32	1957	Хорошее	60	64	66
54	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 132 "НиГЭС - Новосормовская" на ПС "Алёшинская"	Балахнинские ЭС	0,30	1	АС-120/27	1957	Удовлетворительное	60	64	66
55	110	ВЛ 110 кВ "ГЭС - Левобережная - 2"	Балахнинские ЭС	3,93	2	АС-185/29	2007	Хорошее	10	14	16
				1,90		АС-185/128	2007		10	14	16
56	110	ВЛ 110 кВ "ГЭС - Левобережная - 1"	Балахнинские ЭС	3,93	2	АС-185/29	2007	Хорошее	10	14	16
				1,90		АС-185/128	2007		10	14	16
57	110	ВЛ 110 кВ N 155 "НиГЭС - ГПП-1 ЗМЗ"	Балахнинские ЭС	0,17	2	АСО-300/66	1963	Хорошее	54	58	60
				2,13		АС-120/27	1963		54	58	60
58	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 155 "НиГЭС - ГПП-1 ЗМЗ" на ПС "ГПП-2 ЗМЗ"	Балахнинские ЭС	2,00	2	АС-185/29	1978	Хорошее	39	43	45
59	110	ВЛ 110 кВ N 156 "НиГЭС - ГПП-1 ЗМЗ"	Балахнинские ЭС	0,20	2	АСО-300/66	1963	Хорошее	54	58	60
				2,10		АС-120/27	1963		54	58	60
60	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 156 "НиГЭС - ГПП-1 ЗМЗ" на ПС "ЗЗГТ"	Балахнинские ЭС	0,35	2	АС-185/29	1963	Хорошее	54	58	60
61	110	ВЛ 110 кВ N 180 "Заволжская - Могильцы"	Балахнинские ЭС	11,00	1	АС-120/27	1933	Хорошее	84	88	90
62	110	ВЛ 110 кВ N 194 "НиГЭС - Луч"	Балахнинские ЭС	37,00	2	АС-240/32	1957	Удовлетворительное	60	64	66
63	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 194 "НиГЭС - Луч" на ПС "Чернораменская"	Балахнинские ЭС	5,00	1	АС-120/27	1981	Хорошее	36	40	42
64	110	ВЛ 110 кВ "Блочная - 3" "НиГРЭС - ТГ-3 НиГРЭС"	Балахнинские ЭС	0,90	2	АС-400/51	1985	Хорошее	32	36	38
65	110	ВЛ 110 кВ "Бриляковская - 1" "Левобережная - Бриляковская"	Балахнинские ЭС	23,45	2	АС-70/11	1968	Хорошее	49	53	55
66	110	ВЛ 110 кВ "Бриляковская - 2" "Левобережная - Бриляковская"	Балахнинские ЭС	23,45	2	АС-95/16	1984	Хорошее	33	37	39
67	110	ВЛ 110 кВ "Городецкая" "Левобережная - Городецкая"	Балахнинские ЭС	6,20	2	АС-120/27	1974	Хорошее	43	47	49
68	110	ВЛ 110 кВ "Заволжская" "Заволжская - Ильинская"	Балахнинские ЭС	4,50	1	АС-120/27	1965	Удовлетворительное	52	56	58
				7,00		А-120	1965		52	56	58
69	110	ВЛ 110 кВ "Ильинская" "Ильинская - Левобережная"	Балахнинские ЭС	11,30	1	АС-120/27	1965	Удовлетворительное	52	56	58
				14,60		А-120	1965		52	56	58
70	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Ильинская" "Ильинская - Левобережная" на ПС "Городецкая"	Балахнинские ЭС	2,70	2	АС-120/27	1965	Удовлетворительное	52	56	58
71	110	ВЛ 110 кВ "Ковернинская" "Бриляковская - Ковернинская"	Балахнинские ЭС	32,20	2	АС-95/16	1983	Хорошее	34	38	40
72	110	ВЛ 110 кВ "Малаховская-1" "НиГЭС - Малаховская"	Балахнинские ЭС	5,22	1	АС-300/66	1965	Хорошее	52	56	58
73	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Малаховская - 1" "НиГЭС - Малаховская" на ПС "Пестовская"	Балахнинские ЭС	0,03	1	АС-120/27	1965	Хорошее	52	56	58
74	110	ВЛ 110 кВ "Малаховская - 2" "НиГЭС - Малаховская"	Балахнинские ЭС	5,05	2	АСО-300/66	1975	Хорошее	42	46	48
75	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Малаховская - 2" "НиГЭС - Малаховская" на ПС "Пестовская"	Балахнинские ЭС	0,40	2	АС-150/24	1975	Хорошее	42	46	48
76	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Малаховская - 2" "НиГЭС - Малаховская" на ПС "ЗЗГТ"	Балахнинские ЭС	0,30	2	АС-185/29	1975	Хорошее	42	46	48
77	110	ВЛ 110 кВ "ГЭС - ЗМЗ"	Балахнинские ЭС	3,37	2	АС-185/29	1975	Хорошее	42	46	48
78	110	ВЛ 110 кВ "ГЭС - Пучеж"	Балахнинские ЭС	34,30	2	АС-120/27	1997	Удовлетворительное	20	24	26
				8,00		АС-150/24	1997		20	24	26
79	110	ВЛ 110 кВ "ГЭС - Пучеж" (2-я цепь)	Балахнинские ЭС	26,00	2	АС-120/27	1997	Хорошее	20	24	26
				8,00		АС-150/24	1997		20	24	26
80	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "ГЭС - Пучеж" на ПС "Губцевская"	Балахнинские ЭС	5,60	2	АС-120/27	1997	Хорошее	20	24	26
81	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "ГЭС - Пучеж" на ПС "Полёт"	Балахнинские ЭС	4,00	2	АС-120/27	1997	Хорошее	20	24	26
82	110	ВЛ 110 кВ "Сокольская" "Брилякоская - Сокольская"	Балахнинские ЭС	43,70	2	АС-70/11	1970	Удовлетворительное	47	51	53
83	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Сокольская" "Бриляковская - Сокольская" на ПС "Кострово"	Балахнинские ЭС	0,20	2	АС-70/11	1970	Хорошее	47	51	53
84	110	ВЛ 110 кВ "Учебно-тренировочный полигон"	Балахнинские ЭС	0,17	1	АС-70/11	1978	Хорошее	39	43	45
85	110	ВЛ 110 кВ "Чернораменская" "Бурцевская - Чернораменская"	Балахнинские ЭС	1,50	1	АЖ-120	1981	Хорошее	36	40	42
86	110	ВЛ 110 кВ "Чистое - Верещагино"	Балахнинские ЭС	5,90	1	АС-120/27	1939	Удовлетворительное	78	82	84
87	110	ВЛ 110 кВ N 106 "НиГРЭС - Ока"	Дзержинские ЭС	5,60	2	АС-185/24	1956	Хорошее	61	65	67
				2,05		АС-150/19	1956		61	65	67
88	110	ВЛ 110 кВ N 107 "НиГРЭС - Этилен"	Дзержинские ЭС	9,17	2	АС-150/19	1931	Хорошее	86	90	92
89	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 110 "Дзержинская - Ока" на ПС Ворошиловская	Дзержинские ЭС	1,95	2	АС-150/19	1956	Удовлетворительное	61	65	67
90	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 110 "Дзержинская - Ока" на ПС "Оргстекло"	Дзержинские ЭС	1,55	2	АС-240/32	1956	Удовлетворительное	61	65	67
				1,80		АС-150/19	1956		61	65	67
				1,05		АС-95/16	1956		61	65	67
91	110	ВЛ 110 кВ N 110 "Дзержинская - Ока"	Дзержинские ЭС	9,00	2	АС-240/32	1956	Удовлетворительное	61	65	67
92	110	ВЛ 110 кВ N 113 "Смолино - СПФ"	Дзержинские ЭС	13,65	1	АС-185/24	1988	Удовлетворительное	29	33	35
93	110	ВЛ 110 кВ N 115 "Игумновская ТЭЦ - Ока"	Дзержинские ЭС	4,53	2	АСК-240/32	1971	Удовлетворительное	46	50	52
94	110	Отпайка от КВЛ 110 кВ N 116 "Игумновская ТЭЦ - Заречная" на ПС Доскино	Дзержинские ЭС	4,70	2	АЖ-120	1978	Удовлетворительное	39	43	45
95	110	КВЛ 110 кВ N 116 "Игумновская ТЭЦ - Заречная"	Дзержинские ЭС	2,53	2	АС-240/32	1978	Удовлетворительное	39	43	45
				4,70	2	АС-240/32	2011	Удовлетворительное	6	10	12
				3,10	2	АС-240/32	2013	Удовлетворительное	4	8	10
96	110	ВЛ 110 кВ N 117 "Ока - Восточная"	Дзержинские ЭС	4,10	2	АСК-240/32	1970	Удовлетворительное	47	51	53
				0,74	2	АСК-240/32	1975	Удовлетворительное	42	46	48
97	110	ВЛ 110 кВ N 121 "Этилен - ГПП - 1 Пластик"	Дзержинские ЭС	5,80	2	АСК-150/24	1986	Удовлетворительное	31	35	37
98	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 121 "Этилен - ГПП - 1 "Пластик" на ГПП - 2 "Пластик"	Дзержинские ЭС	0,10	1	АСК-150/24	1986	Хорошее	31	35	37
99	110	ВЛ 110 кВ N 122 НиГЭС - Дзержинская"	Дзержинские ЭС	11,55	2	АС-240/32	1956	Удовлетворительное	61	65	67
100	110	ВЛ 110 кВ N 123 Дзержинская ТЭЦ - Павлово"	Дзержинские ЭС	0,45	2	АСУС-330/30	1994	Удовлетворительное	23	27	29
				1,80		АС-240/32	1962		55	59	61
101	110	ВЛ 110 кВ N 125 "Ока - Северная"	Дзержинские ЭС	5,39	2	АСК-185/29	1970	Хорошее	47	51	53
102	110	ВЛ 110 кВ N 129 "НиГЭС - Западная"	Дзержинские ЭС	6,80	2	АС-150/19	1956	Хорошее	61	65	67
				7,28		АС-240/32	1956		61	65	67
103	110	ВЛ 110 кВ N 130 Дзержинская ТЭЦ - Павлово"	Дзержинские ЭС	0,45	2	АСУС-330/30	1994	Удовлетворительное	23	27	29
				1,80		АС-240/32	1962		55	59	61
104	110	ВЛ 110 кВ N 139 "Игумновская ТЭЦ - Ява"	Дзержинские ЭС	0,90	2	АС-240/32	1959	Удовлетворительное	58	62	64
				1,07		АСК-185/29	1959		58	62	64
				1,50		М-185	1959		58	62	64
105	110	ВЛ 110 кВ N 149 Дзержинская ТЭЦ - Западная"	Дзержинские ЭС	7,96	2	АС-185/29	1982	Удовлетворительное	35	39	41
106	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 150 "Западная - Сейма - ПТФ" на ПС Тяговая	Дзержинские ЭС	0,02	1	АС-185/29	2006	Хорошее	11	15	17
107	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 150 "Западная - Сейма - ПТФ" на ПС Городская	Дзержинские ЭС	0,30	1	АС-185/29	2006	Хорошее	11	15	17
108	110	ВЛ 110 кВ N 150 "Западная - Сейма - ПТФ"	Дзержинские ЭС	15,34	2	АС-185/29	1961	Хорошее	56	60	62
				2,26		АС-95/16	1961		56	60	62
109	110	ВЛ 110 кВ N 153 Дзержинская - Дзержинская ТЭЦ"	Дзержинские ЭС	1,27	2	М-185	1965	Удовлетворительное	52	56	58
110	110	ВЛ 110 кВ N 184" РОС - Кировская"	Дзержинские ЭС	9,06	2	АС-240/32	1978	Удовлетворительное	39	43	45
111	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 184 "РОС - Кировская" на ПС "Доскино"	Дзержинские ЭС	4,70	2	АЖ-120	1978	Удовлетворительное	39	43	45
112	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 186 "Ока - Оргстекло" на ПС "Ворошиловская"	Дзержинские ЭС	1,20	2	АС-185/24	1976	Удовлетворительное	41	45	47
113	110	ВЛ 110 кВ N 186 Ока - Оргстекло"	Дзержинские ЭС	2,04	2	АС-185/24	1976	Хорошее	41	45	47
				1,80		АС-95/16	1976		41	45	47
114	110	ВЛ 110 кВ N 187 Ока - ГПП - 1 Пластик"	Дзержинские ЭС	2,50	2	АС-185/24	1976	Удовлетворительное	41	45	47
115	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 187 "Ока - ГПП - 1 "Пластик" на ГПП - 2 "Пластик"	Дзержинские ЭС	0,20	1	АС-185/24	1976	Хорошее	41	45	47
116	110	ВЛ 110 кВ N 188 "РОС - Ока"	Дзержинские ЭС	11,40	2	АСК-240/32	1980	Удовлетворительное	37	41	43
117	110	ВЛ 110 кВ N 190 Ока - Западная"	Дзержинские ЭС	0,20	2	АС-185/29	1976	Хорошее	41	45	47
118	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 190 "Ока - Западная" на ПС "Городская"	Дзержинские ЭС	3,84	2	АС-150/19	1976	Удовлетворительное	41	45	47
119	110	ВЛ 110 кВ N 192 Ока - Западная"	Дзержинские ЭС	0,20	2	АС-240/32	1976	Хорошее	41	45	47
120	110	ВЛ 110 кВ "Блочная" (Дзержинская ТЭЦ - Ока)	Дзержинские ЭС	10,60	2	2АС-300/48	1997	Удовлетворительное	20	24	26
121	110	ВЛ 110 кВ "Блочная - 6" (Дзержинская ТЭЦ - Этилен)	Дзержинские ЭС	6,31	2	2АСК-300/48	1984	Удовлетворительное	33	37	39
122	110	ВЛ 110 кВ "Восточная" (Этилен - Восточная)	Дзержинские ЭС	3,01	2	АСК-185/29	1976	Удовлетворительное	41	45	47
123	110	ВЛ 110 кВ "Городская" (Западная - Городская)	Дзержинские ЭС	3,84	2	АСК-185/29	1976	Удовлетворительное	41	45	47
124	110	ВЛ 110 кВ "Западная" (Этилен - Западная)	Дзержинские ЭС	7,75	2	АС-240/32	1956	Удовлетворительное	61	65	67
125	110	ВЛ 110 кВ "Игумновская" (Игумновская ТЭЦ - Ока)	Дзержинские ЭС	4,53	2	АСК-240/32	1971	Удовлетворительное	46	50	52
126	110	ВЛ 110 кВ "Комплекс" (Сейма - ПТФ - Комплекс)	Дзержинские ЭС	23,40	2	АС-95/16	1976	Удовлетворительное	41	45	47
127	110	ВЛ 110 кВ "Корунд-1" (Этилен - Корунд)	Дзержинские ЭС	3,50	1	АСК-185/29	1984	Удовлетворительное	33	37	39
128	110	ВЛ 110 кВ "Корунд-2" (Ока - Корунд)	Дзержинские ЭС	7,00	2	АСК-185/29	1984	Удовлетворительное	33	37	39
129	110	ВЛ 110 кВ "Полимер" (Этилен - Полимер)	Дзержинские ЭС	3,54	2	АСК-240/32	1981	Удовлетворительное	36	40	42
130	110	ВЛ 110 кВ "Северная" (Дзержинская - Северная)	Дзержинские ЭС	5,10	2	АСК-150/24	1976	Удовлетворительное	41	45	47
131	110	ВЛ 110 кВ "Сейма-1" (Этилен-Сейма-ПТФ)	Дзержинские ЭС	30,20	2	АС-240/32	1988	Удовлетворительное	29	33	35
132	110	ВЛ 110 кВ "Сейма-2" (Этилен-Сейма-ПТФ)	Дзержинские ЭС	30,20	2	АС-240/32	1988	Удовлетворительное	29	33	35
133	110	ВЛ 110 кВ "Гороховец-Смолино"	Дзержинские ЭС	16,07	1	АС-185/29	2001	Удовлетворительное	16	20	22
				6,68		АС-150/24	2001		16	20	22
				0,25		АС-150/34	2001		16	20	22
134	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Гороховец-Смолино" на ПС "Комплекс"	Дзержинские ЭС	3,80	1	АС-95/16	2007	Хорошее	10	14	16
135	110	ВЛ 110 кВ "Тяговая" (Сейма-ПТФ-Сейма Тяговая)	Дзержинские ЭС	2,26	2	АС-185/24	1976	Хорошее	41	45	47
136	110	ВЛ 110 кВ "Южная" (Игумновская ТЭЦ-Южная)	Дзержинские ЭС	2,73	2	АСК-185/29	1975	Хорошее	42	46	48
137	110	ВЛ 110 кВ "Кудьма-Ройка"	Кстовские ЭС	18,81	2	АС-185/29	1954	Удовлетворительное	63	67	69
138	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Кудьма - Ройка" на ПС "Федяковская"	Кстовские ЭС	0,50	2	АС-185/29	1954	Удовлетворительное	63	67	69
139	110	ВЛ 110 кВ N 114 "Нагорная - НГТЭЦ"	Кстовские ЭС	16,87	2	АС-185/29	1954	Удовлетворительное	63	67	69
140	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 114 "Нагорная - НГТЭЦ" на ПС "Федяковская"	Кстовские ЭС	0,50	2	АС-185/29	1954	Хорошее	63	67	69
141	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 114 "Нагорная - НГТЭЦ" на ПС "Кстовская"	Кстовские ЭС	0,65	2	АС-185/29	1954	Хорошее	63	67	69
142	110	ВЛ 110 кВ N 140 "Нагорная - Ройка"	Кстовские ЭС	6,48	2	АС-185/29	1954	Удовлетворительное	63	67	69
143	110	ВЛ 110 кВ "НГТЭЦ - Кудьма"	Кстовские ЭС	4,70	2	АС-185/29	1966	Удовлетворительное	51	55	57
144	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "НГТЭЦ - Кудьма" на ПС "Кстовская"	Кстовские ЭС	0,65	2	АС-185/29	1981	Хорошее	36	40	42
145	110	КВЛ 110 кВ "НГТЭЦ - Кудьма-2"	Кстовские ЭС	7,06	1	АС-240/32	2014	Хорошее	3	7	9
146	110	ВЛ 110 кВ "НГТЭЦ - Кудьма-3"	Кстовские ЭС	4,45	2	АС-240/32	2014	Хорошее	3	7	9
147	110	ВЛ 110 кВ "Кудьма - Мешиха"	Кстовские ЭС	17,65	1	АС-120/19	1981	Хорошее	36	40	42
148	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Кудьма - Мешиха" на ПС "Буревестник"	Кстовские ЭС	8,85	1	АС-120/19	1981	Хорошее	36	40	42
149	110	ВЛ 110 кВ N 119 "НГТЭЦ - Д.Константиново"	Кстовские ЭС	34,40	2	АС-185/29	1999	Хорошее	18	22	24
150	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 119 "НГТЭЦ - Д.Константиново" на ПС "Буревестник"	Кстовские ЭС	24,50	2	АС-70/11	1973	Удовлетворительное	44	48	50
				0,20		АС-120/19	2012		5	9	11
151	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 119 "НГТЭЦ - Д.Константиново" на ПС "Мешиха"	Кстовские ЭС	13,50	1	АС-120/19	1973	Удовлетворительное	44	48	50
152	110	ВЛ 110 кВ "Суроватиха - Бобыльская"	Кстовские ЭС	5,45	2	АС-120/19	1997	Удовлетворительное	20	24	26
153	110	ВЛ 110 кВ "Суроватиха - Д.Константиново"	Кстовские ЭС	14,15	2	АС-120/19	1997	Удовлетворительное	20	24	26
154	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Кудьма - Рубин 1" на ПС "Безводное"	Кстовские ЭС	11,80	2	АС-95/16	1988	Удовлетворительное	29	33	35
155	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Кудьма - Рубин 2"на ПС "Безводное"	Кстовские ЭС	11,80	2	АС-95/16	1988	Удовлетворительное	29	33	35
156	110	ВЛ 110 кВ N 135 "НГТЭЦ - Подлесово"	Кстовские ЭС	9,50	2	АС-150/19	1955	Хорошее	62	66	68
				12,60		АС-240/32	2009		8	12	14
157	110	ВЛ 110 кВ "Подлёсово - Нива"	Кстовские ЭС	36,83	2	АС-150/19	1955	Удовлетворительное	62	66	68
				0,40	1	АС-150/19	2016		1	5	7
158	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Подлёсово - Нива" на ПС "Работки"	Кстовские ЭС	5,56	1	АС-240/32	2009	Хорошее	8	12	14
159	110	ВЛ 110 кВ "Нива - Лысково"	Кстовские ЭС	15,20	2	АС-150/19	1955	Удовлетворительное	62	66	68
				5,53		АСУ-240/32	2005		12	16	18
160	110	ВЛ 110 кВ "Лысково - Варганы"	Кстовские ЭС	26,10	1	АС-95/16	1969	Удовлетворительное	48	52	54
				2,10		АС-185/29	2009		8	12	14
				0,20		АС-185/29	2016		1	5	7
161	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Лысково - Варганы" на ПС "Просек"	Кстовские ЭС	7,60	1	АС-70/11	1969	Удовлетворительное	48	52	54
				0,20		АС-120/19	2012		5	9	11
162	110	ВЛ 110 кВ "Варганы - Воротынец"	Кстовские ЭС	21,00	1	АС-95/16	1958	Удовлетворительное	59	63	65
				2,31	2	АС-185/29	2010		7	11	13
163	110	ВЛ 110 кВ "Воротынец - П.Майдан"	Кстовские ЭС	11,40	2	АС-240/32	1983	Хорошее	34	38	40
164	110	ВЛ 110 кВ "Лысково - Княгинино"	Кстовские ЭС	24,20	2	АС-95/16	1960	Удовлетворительное	57	61	63
165	110	ВЛ 110 кВ N 123 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово"	Кстовские ЭС	49,32	2	АС-240/32	1990	Удовлетворительное	27	31	33
166	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 123 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "ПАЗ"	Кстовские ЭС	1,83	2	АС-95/16	1990	Удовлетворительное	27	31	33
167	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 123 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "Металлист"	Кстовские ЭС	0,80	2	АС-95/16	1990	Удовлетворительное	27	31	33
168	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 123 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "Ворсма"	Кстовские ЭС	0,60	2	АС-150/19	1990	Хорошее	27	31	33
169	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 123 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "Борогодская"	Кстовские ЭС	2,53	2	АС-240/32	1993	Хорошее	24	28	30
170	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 123 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "Кожевенная"	Кстовские ЭС	1,50	2	АС-95/16	1978	Удовлетворительное	39	43	45
171	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 123 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "Ясенецкая"	Кстовские ЭС	2,04	2	АС-70/11	1990	Хорошее	27	31	33
				0,07		АС-240/32	1990		27	31	33
172	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 123 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "Буревестник"	Кстовские ЭС	15,70	2	АС-70/11	1965	Удовлетворительное	52	56	58
				5,50		АС-120/27	2009		8	12	14
				0,20		АС-120/27	2012		5	9	11
173	110	ВЛ 110 кВ N 124 "Кулебаки - Павлово"	Кстовские ЭС	15,00	2	АС-240/32	1994	Удовлетворительное	23	27	29
174	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 124 "Кулебаки - Павлово" на ПС "Таремская"	Кстовские ЭС	0,02	2	АС-240/32	1994	Хорошее	23	27	29
175	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 124 "Кулебаки - Павлово" на ПС "Новая"	Кстовские ЭС	0,15	2	М-70	1994	Хорошее	23	27	29
176	110	ВЛ 110 кВ N 130 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово"	Кстовские ЭС	49,32	2	АС-240/32	1990	Удовлетворительное	27	31	33
177	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 130 "Дзержинская ТЭЦ-Павлово" на ПС "ПАЗ"	Кстовские ЭС	1,83	2	АС-95/16	1990	Удовлетворительное	27	31	33
178	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 130 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "Металлист"	Кстовские ЭС	0,80	2	АС-95/16	1990	Удовлетворительное	27	31	33
179	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 130"Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "Ворсма"	Кстовские ЭС	0,60	2	АС-150/19	1990	Хорошее	27	31	33
180	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 130 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "Борогодская"	Кстовские ЭС	2,53	2	АС-240/32	1993	Хорошее	24	28	30
181	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 130 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "Кожевенная"	Кстовские ЭС	1,50	2	АС-95/16	1978	Удовлетворительное	39	43	45
182	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 130 "Дзержинская ТЭЦ - Павлово" на ПС "Ясенецкая"	Кстовские ЭС	2,04	2	АС-70/11	1990	Удовлетворительное	27	31	33
				0,07		АС-240/32	1990		27	31	33
183	110	ВЛ 110 кВ N 148 "Кулебаки - Павлово"	Кстовские ЭС	15,00	2	АС-240/32	1995	Удовлетворительное	22	26	28
184	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 148 "Кулебаки - Павлово" на ПС "Таремская"	Кстовские ЭС	0,07	2	АС-240/32	1994	Хорошее	23	27	29
185	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 148 "Кулебаки - Павлово" на ПС "Новая"	Кстовские ЭС	0,15	2	М-70	1994	Хорошее	23	27	29
186	110	ВЛ 110 кВ N 109 "Павлово - Сосновская"	Кстовские ЭС	21,90	2	АС-120/27	2008	Удовлетворительное	9	13	15
187	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 109 "Павлово - Сосновская" на ПС "Литвиново"	Кстовские ЭС	2,52	1	АС-120/27	2008	Хорошее	9	13	15
188	110	ВЛ 110 кВ N 109 "Павлово - Сосновская" (2 цепь)	Кстовские ЭС	13,80	2	АС-120/27	2008	Удовлетворительное	9	13	15
189	110	ВЛ 110 кВ "Тумботинская" (Павлово - Тумботино)	Кстовские ЭС	0,60	2	Бр-120	1984	Удовлетворительное	33	37	39
				13,30		АС-120/27
190	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Тумботинская" (Павлово - Тумботино) на ПС "Сосновская"	Кстовские ЭС	6,85	1	АС-120/19	1984	Удовлетворительное	33	37	39
191	110	ВЛ 110 кВ "Тумботино - Степаньково"	Кстовские ЭС	23,18	2	АС-120/27	1983	Удовлетворительное	34	38	40
192	110	ВЛ 110 кВ "Гороховец - Степаньково"	Кстовские ЭС	9,10	2	АС-95/16	1971	Удовлетворительное	46	50	52
193	110	Кабельный участок КВЛ 110 кВ "НГТЭЦ - Кудьма-2" (Новогорьковская ТЭЦ - Кудьма)	Кстовские ЭС	1,55	1	АПвПнг2г(А)-HF 1х300(гж)/185-64/110 кВ	2014	Хорошее	3	7	9
194	110	ВЛ 110 кВ N 131 "Печёрская - Моховые Горы"	Семеновские ЭС	6,23	2	АС-185/29	1936	Удовлетворительное	81	85	87
195	110	ВЛ 110 кВ N 134 "Моховые Горы - Линда"	Семеновские ЭС	45,66	2	АС-120/27	1958	Удовлетворительное	59	63	65
196	110	ВЛ 110 кВ "Линда - Тарасиха"	Семеновские ЭС	13,02	2	АС-120/19	1958	Удовлетворительное	59	63	65
				10,36		АС-120/19	1962	Удовлетворительное	55	59	61
				0,20		АС-120/19	1984	Удовлетворительное	33	37	39
				13,95		АС-95/16	1984	Удовлетворительное	33	37	39
197	110	ВЛ 110 кВ N 159 "Семёновская - Тарасиха"	Семеновские ЭС	34,50	2	АС-120/27	1958	Удовлетворительное	59	63	65
198	110	ВЛ 110 кВ N 160 "Семёновская - Шалдеж"	Семеновские ЭС	15,53	2	АС-70/11	1961	Удовлетворительное	56	60	62
199	110	ВЛ 110 кВ "Шалдеж-Воскресенск"	Семеновские ЭС	45,17	2	АС-70/11	1961	Удовлетворительное	56	60	62
200	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Шалдеж-Воскресенск" на ПС "Боковая"	Семеновские ЭС	5,50	1	АС-70/11	1967	Удовлетворительное	50	54	56
201	110	ВЛ 110 кВ N 161 "Семёновская - Керженец"	Семеновские ЭС	14,00	2	АС-185/29	1963	Удовлетворительное	54	58	60
202	110	ВЛ 110 кВ N 162 "Семёновская - Сухобезводное"	Семеновские ЭС	38,65	2	АС-185/29	1963	Удовлетворительное	54	58	60
203	110	ВЛ 110 кВ "Сухобезводное - Кр.Баки"	Семеновские ЭС	18,19	2	АС-185/29	1963	Удовлетворительное	54	58	60
				11,00		2хАС-70/11	1963	Удовлетворительное	54	58	60
204	110	ВЛ 110 кВ N 163 "Керженец - Быструха"	Семеновские ЭС	55,69	2	АС-185/29	1963	Удовлетворительное	54	58	60
205	110	ВЛ 110 кВ "Красные Баки - Быструха"	Семеновские ЭС	20,00	2	АС-185/24	1963	Удовлетворительное	54	58	60
206	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 164 "Быструха - Урень" до ПС "Шеманиха"	Семеновские ЭС	0,33	1	АС-70/11	1968	Удовлетворительное	49	53	55
207	110	ВЛ 110 кВ N 170 "Толоконцево - Могильцы"	Семеновские ЭС	9,80	2	АС-120/27	2002	Хорошее	15	19	21
208	110	ВЛ 110 кВ N 171 "Моховые Горы - Толоконцево"	Семеновские ЭС	2,90	2	АС-120/27	2002	Удовлетворительное	15	19	21
				0,60			1936	Удовлетворительное	81	85	87
209	110	ВЛ 110 кВ "Стеклозаводская" ("Борская - Стеклозавод")	Семеновские ЭС	4,85	2	АС-185/24	1979	Хорошее	38	42	44
210	110	ВЛ 110 кВ N 151 "Моховые Горы - Стеклозавод"	Семеновские ЭС	5,20	2	АС-95/16	1963	Удовлетворительное	54	58	60
211	110	ВЛ 110 кВ "Борская-1" ("Борская - Моховые Горы")	Семеновские ЭС	9,18	2	АС-185/29	1990	Хорошее	27	31	33
212	110	ВЛ 110 кВ "Борская-2" ("Борская - Моховые Горы")	Семеновские ЭС	14,85	2	АС-185/29	1990	Хорошее	27	31	33
213	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Борская-2" ("Борская - Моховые Горы") на ПС "Кварц"	Семеновские ЭС	2,00	2	АС-120/27	1990	Хорошее	27	31	33
214	110	ВЛ 110 кВ "Ситники" ("Борская - Ситники")	Семеновские ЭС	19,17	2	АС-120/27	1990	Удовлетворительное	27	31	33
215	110	ВЛ 110 кВ "Кварц" ("Борская - Кварц")	Семеновские ЭС	11,70	2	АС-120/27	1987	Удовлетворительное	30	34	36
216	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Кварц" ("Борская - Кварц") на ПС "Ситники"	Семеновские ЭС	7,82	2	АС-120/27	1990	Хорошее	27	31	33
217	110	ВЛ 110 кВ "Бор - Останкино"	Семеновские ЭС	19,80	1	АС-120/27	1974	Удовлетворительное	43	47	49
218	110	ВЛ 110 кВ "Останкино - Макарьево"	Семеновские ЭС	29,92	1	АЖ-120	1981	Удовлетворительное	36	40	42
				5,58		АС-120/27	1981	Удовлетворительное	36	40	42
				1,40		АЖ-120	1984	Удовлетворительное	33	37	39
219	110	ВЛ 110 кВ "Макарьево - Юрино"	Семеновские ЭС	64,20	1	АС-120/27	1981	Удовлетворительное	36	40	42
220	110	ВЛ 110 кВ "Воскресенск - Мелковка"	Семеновские ЭС	39,00	2	АС-95/16	1977	Удовлетворительное	40	44	46
221	110	ВЛ 110 кВ "Сухобезводное - Зубилиха"	Семеновские ЭС	16,80	1	АС-70/11	1977	Удовлетворительное	40	44	46
222	110	ВЛ 110 кВ "Воскресенск - Зубилиха"	Семеновские ЭС	32,50	1	АС-70/11	1979	Удовлетворительное	38	42	44
223	110	ВЛ 110 кВ "Варнавино-1" ("Красные Баки - Варнавино")	Семеновские ЭС	34,53	2	АС-120/27	1987	Удовлетворительное	30	34	36
224	110	ВЛ 110 кВ "Варнавино-2" ("Красные Баки - Варнавино")	Семеновские ЭС	34,53	2	АС-120/27	1987	Удовлетворительное	30	34	36
225	110	ВЛ 110 кВ "Зиновьево-1" ("Семёновская - Зиновьево")	Семеновские ЭС	8,84	2	АС-120/19	1992	Хорошее	25	29	31
226	110	ВЛ 110 кВ "Зиновьево-2" ("Семёновская - Зиновьево")	Семеновские ЭС	8,84	2	АС-120/19	1992	Хорошее	25	29	31
227	110	ВЛ 110 кВ "Возрождение - Сергач"	Сергачские ЭС	28,00	2	АС-95/16	1974	Хорошее	43	47	49
				12,00		АС-120/19	1992		25	29	31
228	110	ВЛ 110 кВ "Княгинино - Возрождение"	Сергачские ЭС	24,60	2	АС-120/19	1992	Хорошее	25	29	31
229	110	ВЛ 110 кВ "Сергач - Бутурлино"	Сергачские ЭС	39,70	2	АС-150/24	1981	Удовлетворительное	36	40	42
230	110	ВЛ 110 кВ "Сергач - Андреевская"	Сергачские ЭС	24,80	2	АС-240/32	1974	Хорошее	43	47	49
231	110	ВЛ 110 кВ "Андреевская - Спасское"	Сергачские ЭС	22,50	2	АС-240/32	1974	Хорошее	43	47	49
232	110	ВЛ 110 кВ "Спасское - П.Майдан"	Сергачские ЭС	15,60	2	АС-240/32	1975	Хорошее	42	46	48
233	110	ВЛ 110 кВ "Сергач - Ачка"	Сергачские ЭС	11,06	2	АС-120/19	1985	Хорошее	32	36	38
234	110	ВЛ 110 кВ "Ачка - Пильна"	Сергачские ЭС	20,36	2	АС-120/19	1985	Хорошее	32	36	38
235	110	ВЛ 110 кВ "Сергач - Строительная"	Сергачские ЭС	3,40	2	АС-70/11	1969	Хорошее	48	52	54
236	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Сергач - Строительная" на ПС "Полюс"	Сергачские ЭС	0,10	2	АС-70/11	1981	Хорошее	36	40	42
237	110	ВЛ 110 кВ "Строительная - Сеченово"	Сергачские ЭС	14,57	2	АС-70/11	1969	Удовлетворительное	48	52	54
				32,40		АС-95/16	1983		34	38	40
238	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Строительная - Сеченово" на ПС "Кузьминка"	Сергачские ЭС	0,03	2	АС-95/16	1969	Хорошее	48	52	54
239	110	ВЛ 110 кВ "Сергач-Салганы"	Сергачские ЭС	36,50	2	АС-70/11	1969	Хорошее	48	52	54
240	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Сергач - Салганы" на ПС "Полюс"	Сергачские ЭС	0,07	2	АС-70/11	1981	Хорошее	36	40	42
241	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Сергач - Салганы" на ПС "Кузьминка"	Сергачские ЭС	0,03	2	АС-70/11	1969	Хорошее	48	52	54
242	110	ВЛ 110 кВ "Салганы - Медяны"	Сергачские ЭС	13,24	2	АС-150/24	1991	Хорошее	26	30	32
243	110	ВЛ 110 кВ "Медяны - Сеченово"	Сергачские ЭС	14,66	2	АС-150/24	1991	Удовлетворительное	26	30	32
244	110	ВЛ 110 кВ "Б.Маресьево - Гагино"	Сергачские ЭС	27,10	2	АС-120/19	1991	Удовлетворительное	26	30	32
245	110	ВЛ 110 кВ "Перевоз - Бутурлино"	Сергачские ЭС	24,99	2	АС-150/24	2013	Хорошее	4	8	10
246	110	ВЛ 110 кВ N 164 "Быструха - Урень"	Уренские ЭС	44,60	2	АС-120/19	1962	Удовлетворительное	55	59	61
247	110	ВЛ 110 кВ N 165 "Быструха - Арья"	Уренские ЭС	55,00	2	АС-120/19	1962	Удовлетворительное	55	59	61
248	110	ВЛ 110 кВ N 166 "Арья Тяговая - Шахунья Тяговая"	Уренские ЭС	48,00	2	АС-120/19	1962	Хорошее	55	59	61
249	110	ВЛ 110 кВ N 176 "Узловая - Шахунья Тяговая"	Уренские ЭС	6,40	2	АС-120/19	1962	Хорошее	55	59	61
250	110	ВЛ 110 кВ N 177 "Урень - Узловая"	Уренские ЭС	52,00	2	АС-120/19	1962	Хорошее	55	59	61
251	110	ВЛ 110 кВ N 172 "Шахунья Тяговая - Иготино".	Уренские ЭС	61,80	2	АС-150/24	1963	Хорошее	54	58	60
252	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 172 "Шахунья Тяговая - Иготино" на ПС Пижма	Уренские ЭС	1,20	2	АС-120/19	1977	Хорошее	40	44	46
253	110	ВЛ 110 кВ N 175 "Буреполом Тяговая - Котельнич"	Уренские ЭС	8,20	2	АС-150/24	1963	Хорошее	54	58	60
254	110	ВЛ 110 кВ N 173 "Шахунья Тяговая - Буреполом Тяговая".	Уренские ЭС	56,00	2	АС-150/24	1963	Хорошее	54	58	60
255	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 173 "Шахунья Тяговая - Буреполом Тяговая" на ПС Пижма	Уренские ЭС	1,20	2	АС-120/27	1977	Хорошее	40	44	46
256	110	ВЛ 110 "Узловая - Гагаринская"	Уренские ЭС	13,13	2	АС-120/19	1995	Хорошее	22	26	28
257	110	ВЛ 110 Узловая - Тонкино	Уренские ЭС	6,70	2	АС-50/8	1995	Хорошее	22	26	28
				40,48		АС-120/19	1995		22	26	28
258	110	ВЛ 110 Гагаринская - Тонкино	Уренские ЭС	21,23	2	АС-120/19	1995	Хорошее	22	26	28
259	110	ВЛ 110 кВ N 168 "Шахунья Тяговая - Вахтан"	Уренские ЭС	31,80	1	АС-70/11	1966	Удовлетворительное	51	55	57
260	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 168 "Шахунья Тяговая - Вахтан" на ПС Хмелевицы	Уренские ЭС	18,00	1	АС-70/11	1974	Удовлетворительное	43	47	49
261	110	ВЛ 110 кВ N 169 "Урень - Ветлуга"	Уренские ЭС	47,20	1	АС-70/11	1964	Удовлетворительное	53	57	59
262	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 169 "Урень - Ветлуга" на ПС Карпуниха	Уренские ЭС	3,60	1	АС-70/11	1969	Удовлетворительное	48	52	54
263	110	ВЛ 110 кВ N 197 "Вахтан - Сява"	Уренские ЭС	21,41	1	АС-70/11	1967	Хорошее	50	54	56
264	110	ВЛ 110 кВ N 198 "Сява - Минино"	Уренские ЭС	33,40	1	АС-120/19	1990	Хорошее	27	31	33
265	110	ВЛ 110 кВ N 199 "Ветлуга - Минино"	Уренские ЭС	11,60	2	АС-120/19	1990	Хорошее	27	31	33
				4,40		АС-95/16	1990		27	31	33
266	110	ВЛ 110 кВ N 179 "Урень - Шаранга"	Уренские ЭС	59,40	1	АС-120/19	1993	Хорошее	24	28	30
				12,90		АС-150/24	1993		24	28	30
267	110	ВЛ 110 "Тонкино - Шаранга"	Уренские ЭС	25,50	2	АС-95/16	1981	Хорошее	36	40	42
268	110	ВЛ 110 кВ "Узловая - Вахтан"	Уренские ЭС	4,30	1	АС-120/19	1995	Хорошее	22	26	28
269	110	ВЛ110 кВ "Шаранга - Роженцово"	Уренские ЭС	15,00	1	АС-120/19	1986	Хорошее	31	35	37
270	110	ВЛ 110 кВ N 105 "Сормовская ТЭЦ - Новосормовская"	Центральные ЭС	4,28	2	АС-240/39	1968	Хорошее	49	53	55
				1,49		АС-185/29
271	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 105 "Сормовская ТЭЦ - Новосормовская" на ПС "Варя"	Центральные ЭС	0,20	2	АС-120/19	2008	Хорошее	9	13	15
272	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 105 "Сормовская ТЭЦ - Новосормовская" на ПС "Левинка"	Центральные ЭС	0,50	2	АС-95/16	1963	Хорошее	54	58	60
273	110	ВЛ 110 кВ N 108 "НиГРЭС - Сормовская ТЭЦ"	Центральные ЭС	3,50	1	АС-185/29	1954	Хорошее	63	67	69
				3,10	2	АС-185/29	2011		6	10	12
				4,00	1	АС-240/39	2011		6	10	12
				7,76	2	АС-240/39	1954		63	67	69
274	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 108 "НиГРЭС - Сормовская ТЭЦ" на ПС "Высоково"	Центральные ЭС	1,93	2	АС-120/19	1961	Хорошее	56	60	62
275	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 108 "НиГРЭС - Сормовская ТЭЦ" на ПС "Старосормовская"	Центральные ЭС	1,00	1	АС-120/19	1957	Хорошее	60	64	66
				0,25	2	АС-185/29
276	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 108 "НиГРЭС - Сормовская ТЭЦ" на ПС "Варя"	Центральные ЭС	0,20	2	АС-120/19	2008	Хорошее	9	13	15
277	110	ВЛ 110 кВ N 111 "Молитовская - Кировская"	Центральные ЭС	2,80	2	АС-185/29	1965	Хорошее	52	56	58
278	110	ВЛ 110 кВ N 112 "ТЭЦ ГАЗ - Кировская"	Центральные ЭС	3,85	2	АС-240/39	1965	Удовлетворительное	52	56	58
				2,13		АС-300/48
				1,84		АС-400/51
279	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 112 "ТЭЦ ГАЗ - Кировская" на ТГ 10	Центральные ЭС	0,44	2	АС-400/51	1965	Хорошее	52	56	58
				0,90		АС-500/64
280	110	ВЛ 110 кВ N 114 "Новогорьковская ТЭЦ - Нагорная"	Центральные ЭС	4,80	1	АС-185/29	1963	Хорошее	54	58	60
281	110	КВЛ 110 кВ N 116 "Игумновская ТЭЦ - Заречная"	Центральные ЭС	9,81	2	АС-240/39	1978	Хорошее	39	43	45
282	110	Отпайка от КВЛ 110 кВ N 116 "Игумновская ТЭЦ - Заречная" на ПС "Чермет"	Центральные ЭС	0,39	2	АС-120/19	1972	Хорошее	45	49	51
283	110	ВЛ 110 кВ N 118 "Молитовская - Свердловская"	Центральные ЭС	5,79		АС-185/29	1954	Хорошее	63	67	69
				1,23		АС-300/48
284	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 118 "Молитовская-Свердловская" на ПС "Приокская"	Центральные ЭС	0,07	2	АС-185/29	1954	Хорошее	63	67	69
285	110	ВЛ 110 кВ N 118 "Молитовская - Свердловская" (2 цепь)	Центральные ЭС	1,69	2	АС-185/29	1992	Хорошее	25	29	31
				1,23		АС-300/204	2013		4	8	10
286	110	ВЛ 110 кВ N 131 "Печёрская - Моховые Горы"	Центральные ЭС	3,00	2	АС-185/29	1956	Хорошее	61	65	67
				1,40		АСУ-185/128
287	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 131 "Печёрская - Моховые Горы" на ПС " Ковалиха"	Центральные ЭС	2,20	2	АС-150/24	1969	Хорошее	48	52	54
288	110	ВЛ 110 кВ N 132 "НиГЭС - Новосормовская"	Центральные ЭС	15,13	2	АС-240/39	1958	Удовлетворительное	59	63	65
289	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 132 "НиГЭС - Новосрмовская" на ПС "Беркут"	Центральные ЭС	0,80	2	АС-95/16	1974	Хорошее	43	47	49
290	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 132 "НиГЭС - Новосрмовская" на ПС "Светлоярская"	Центральные ЭС	0,30	2	АС-95/16	1963	Хорошее	54	58	60
291	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 132 "НиГЭС - Новосрмовская" на ПС "Сокол"	Центральные ЭС	0,07	2	АС-95/16	1963	Хорошее	54	58	60
292	110	ВЛ 110 кВ N 133 "Луч - Кировская"	Центральные ЭС	19,33	2	АС-240/39	1958	Хорошее	59	63	65
293	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 133 "Луч - Кировская" на ПС "Беркут"	Центральные ЭС	0,80	2	АС-95/16	1974	Хорошее	43	47	49
294	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 133 "Луч - Кировская" на ПС "Светлоярская"	Центральные ЭС	0,30	2	АС-95/16	1963	Хорошее	54	58	60
295	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 133 "Луч - Кировская" на ПС "Чермет"	Центральные ЭС	0,39	2	АС-120/19	1972	Хорошее	45	49	51
296	110	ВЛ 110 кВ N 133 "Луч - Кировская" (2 цепь)	Центральные ЭС	2,00		АС-240/39	1958	Хорошее	59	63	65
297	110	ВЛ 110 кВ N 101 "НиГРЭС - Луч" (2 цепь)	Центральные ЭС	1,30	2	АС-240/39	1961	Хорошее	56	60	62
298	110	ВЛ 110 кВ N 101 "НиГРЭС - Луч" (3 цепь)	Центральные ЭС	0,80	2	АС-240/39	1961	Хорошее	56	60	62
299	110	ВЛ 110 кВ N 140 "Нагорная - Ройка"	Центральные ЭС	4,80	2	АС-185/29	1954	Хорошее	63	67	69
300	110	ВЛ 110 кВ N 144 "Кировская - ГМЗ"	Центральные ЭС	0,36	2	АС-300/48	1961	Хорошее	56	60	62
				2,13		АС-95/16
				0,23		АС-120/19
301	110	ВЛ 110 кВ N 144 "Кировская - ГМЗ" (2 цепь)	Центральные ЭС	2,36	2	АС-120/19	1961	Хорошее	56	60	62
302	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 144 "Кировская - ГМЗ" на ПС "Этна"	Центральные ЭС	0,04	2	АС-120/19	1969	Хорошее	48	52	54
303	110	ВЛ 110 кВ N 145 "Новосормовская - Волна"	Центральные ЭС	2,10	2	АС-240/39	1960	Удовлетворительное	57	61	63
304	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 145 "Новосормовская - Волна" на ПС "Прибой"	Центральные ЭС	0,17	2	АС-240/39	1960	Хорошее	57	61	63
305	110	ВЛ 110 кВ N 147 "Нагорная - Импульс"	Центральные ЭС	3,46	2	АС-150/24	1952	Хорошее	65	69	71
				6,30		АС-120/19
306	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 147 "Нагорная - Импульс" на ПС "Мыза"	Центральные ЭС	0,10	2	АС-150/24	1952	Хорошее	65	69	71
307	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 147 "Нагорная - Импульс" на ПС "Щербинки"	Центральные ЭС	0,10	2	АС-120/19	1969	Хорошее	48	52	54
308	110	ВЛ 110 кВ N 178 "Сормовская ТЭЦ - Заречная"	Центральные ЭС	7,35	2	АС-240/39	1966	Удовлетворительное	51	55	57
				4,50		АС-300/48
309	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 178 "Сормовская ТЭЦ - Заречная" на ПС "Волна"	Центральные ЭС	0,72	2	АС-240/39	1960	Хорошее	57	61	63
310	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 178 "Сормовская ТЭЦ - Заречная" на ПС "Гранит"	Центральные ЭС	0,10	2	АС-240/39	1990	Хорошее	27	31	33
311	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 178 "Сормовская ТЭЦ - Заречная" на ПС "Прибой"	Центральные ЭС	0,07	2	АС-120/19	1960	Хорошее	57	61	63
				0,10		АС-240/39
312	110	ВЛ 110 кВ N 178 "Сормовская ТЭЦ - Заречная" (2 цепь)	Центральные ЭС	1,32	2	АС-240/39	1960	Хорошее	57	61	63
313	110	ВЛ 110 кВ N 183 "Кировская - Этна"	Центральные ЭС	0,36	2	АС-300/48	1961	Хорошее	56	60	62
				0,04		АС-120/19
314	110	ВЛ 110 кВ N 184 "Кировская - РОС"	Центральные ЭС	12,00	2	АС-240/39	1978	Хорошее	39	43	45
315	110	ВЛ 110 кВ N 189 "Сормовская ТЭЦ - Новосормовская"	Центральные ЭС	5,77	2	АС-240/39	1979	Хорошее	38	42	44
316	110	ВЛ 110 кВ N 191 "Сормовская ТЭЦ - Новосормовская"	Центральные ЭС	5,77	2	АС-240/39	1979	Хорошее	38	42	44
317	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 191 "Сормовская ТЭЦ - Новосормовская" на ПС "Левинка"	Центральные ЭС	0,50	2	АС-95/16	1963	Хорошее	54	58	60
318	110	ВЛ 110 кВ N 193 "Кировская - ГМЗ"	Центральные ЭС	1,00	2	АС-120/19	1961	Хорошее	56	60	62
319	110	ВЛ 110 кВ N 193 "Кировская - ГМЗ" (2 цепь)	Центральные ЭС	2,72	2	АС-240/39	1961	Хорошее	56	60	62
320	110	ВЛ 110 кВ N 195 "Луч - Дубравная"	Центральные ЭС	8,20	2	АС-240/39	1974	Удовлетворительное	43	47	49
				7,64		АС-120/19
321	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 195 "Луч - Дубравная" на ПС "Высоково"	Центральные ЭС	1,93	2	АС-120/19	1961	Хорошее	56	60	62
322	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 195 "Луч - Дубравная" на ПС "ЗКПД"	Центральные ЭС	0,10	2	АС-120/19	1986	Хорошее	31	35	37
323	110	ВЛ 110 кВ N 196 "Луч - Новосормовская"	Центральные ЭС	1,63	2	АС-120/19	1958	Удовлетворительное	59	63	65
				6,30		АС-185/29
				8,85		АС-240/39
324	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 196 "Луч - Новосормовская" на ПС "Дубравная"	Центральные ЭС	7,64	2	АС-120/19	1974	Удовлетворительное	43	47	49
325	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 196 "Луч - Новосормовская" на ПС "ЗКПД"	Центральные ЭС	0,10	2	АС-120/19	1986	Хорошее	31	35	37
326	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 196 "Луч - Новосормовская" на ПС "Сокол"	Центральные ЭС	0,08	2	АС-95/16	1963	Хорошее	54	58	60
327	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 196 "Луч - Новосормовская" на ПС "Старосормовская"	Центральные ЭС	1,00	1	АС-120/19	1957	Хорошее	60	64	66
				0,25		АС-185/29
328	110	КВЛ 110 кВ "Молитовская" (Заречная - Молитовская)	Центральные ЭС	1,35	2	АС-240/39	1965	Хорошее	52	56	58
				1,35		АС-120/19
				2,90		АС-185/29
329	110	Отпайка от КВЛ 110 кВ "Молитовская" (Заречная - Молитовская) на ПС "Теплообменник" (2 цепь)	Центральные ЭС	2,16	2	АС-120/19	1971	Хорошее	46	50	52
330	110	Отпайка от КВЛ 110 кВ "Молитовская" (Заречная - Молитовская) на ПС "Редуктор"	Центральные ЭС	0,05	2	АС-120/19	1971	Хорошее	46	50	52
331	110	Отпайка от КВЛ 110 кВ "Молитовская" (Заречная - Молитовская) на ПС "Теплообменник"	Центральные ЭС	0,45	2	АС-185/29	1971	Хорошее	46	50	52
				2,03		АС-120/19
				0,99		АС-400/51
332	110	ВЛ 110 кВ "Печерская" (Свердловская - Печёрская)	Центральные ЭС	2,55	2	АС-240/39	1989	Хорошее	28	32	34
				0,88		АС-150/24
333	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Печерская" (Свердловская - Печёрская) на ПС "Ковалиха"	Центральные ЭС	1,53	2	АС-150/24	1969	Хорошее	48	52	54
334	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Печерская" (Свердловская - Печёрская) на ПС "НИИТОП"	Центральные ЭС	0,60	2	АС-240/39	1989	Хорошее	28	32	34
335	110	ВЛ 110 кВ "Печерская" (Свердловская - Печёрская) (2 цепь)	Центральные ЭС	1,75	2	АС 240/39	1969	Хорошее	48	52	54
336	110	КВЛ 110 кВ "Свердловская - 1" (Нагорная - Свердловская)	Центральные ЭС	4,40	2	АС-240/32	2014	Хорошее	3	7	9
337	110	КВЛ 110 кВ "Приокская) (Нагорная - Свердловская)	Центральные ЭС	4,34	2	АС-240/32	2014	Хорошее	3	7	9
338	110	Отпайка от КВЛ 110 кВ "Приокская" (Нагорная - Свердловская) на ПС "Приокская"	Центральные ЭС	2,00	2	АС-185/29	1960	Хорошее	57	61	63
339	110	Отпайка от КВЛ 110 кВ "Свердловская - 1" (Нагорная - Свердловская) на ПС "Кузнечиха"	Центральные ЭС	0,32	2	АС-240/39	1984	Хорошее	33	37	39
340	110	КВЛ 110 кВ "Свердловская - 2" (Нагорная - Свердловская)	Центральные ЭС	4,40	2	АС-240/39	2011	Хорошее	6	10	12
341	110	КВЛ 110 кВ "Кировская - 1" (Кировская - Заречная)	Центральные ЭС	2,72	2	АС-185/29	1961	Удовлетворительное	56	60	62
342	110	КВЛ 110 кВ "Кировская - 2" (Кировская - Заречная)	Центральные ЭС	2,72	2	АС-185/29	1961	Удовлетворительное	56	60	62
343	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Кировская - 2" (Кировская - Заречная) на ПС "Сортировочная"	Центральные ЭС	0,40	2	АС-185/29	1965	Хорошее	52	56	58
344	110	ВЛ 110 кВ "Сормовская - 1" (Новосормовская - Заречная)	Центральные ЭС	4,65	2	АС-240/39	1966	Удовлетворительное	51	55	57
345	110	ВЛ 110 кВ "Заречная - 1" (Заречная - ТЭЦ ГАЗ)	Центральные ЭС	7,61	2	АС-400/51	1965	Удовлетворительное	52	56	58
				0,65		АС-300/48
346	110	ВЛ 110 кВ "Заречная - 2" (Заречная - ТЭЦ ГАЗ)	Центральные ЭС	8,16	2	АС-400/51	1965	Хорошее	52	56	58
347	110	ВЛ 110 кВ "Блочная - 12" (Заречная - ТЭЦ ГАЗ)	Центральные ЭС	7,08	2	АС-400/51	1965	Хорошее	52	56	58
				0,90		АС-500/64
348	110	ВЛ 110 кВ "ГАЗ - 1" (Соцгород - ТЭЦ ГАЗ)	Центральные ЭС	10,21	2	АС-300/48	1975	Хорошее	42	46	48
349	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "ГАЗ - 1" (Соцгород - ТЭЦ ГАЗ) на ПС "Водозабор"	Центральные ЭС	0,10	2	АС-95/16	1965	Хорошее	52	56	58
350	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "ГАЗ - 1" (Соцгород - ТЭЦ ГАЗ) на ПС "Спутник"	Центральные ЭС	0,15	2	АС-150/24	1988	Хорошее	29	33	35
351	110	ВЛ 110 кВ "ГАЗ - 2" (Заречная - ТЭЦ ГАЗ)	Центральные ЭС	5,40	2	АС-240/39	1975	Хорошее	42	46	48
				9,81		АС-300/48
352	110	Отпака от ВЛ 110 кВ "ГАЗ - 2" (Заречная - ТЭЦ ГАЗ) на ПС "Водозабор"	Центральные ЭС	0,10	2	АС-95/16	1965	Хорошее	52	56	58
353	110	Отпака от ВЛ 110 кВ "ГАЗ - 2" (Заречная - ТЭЦ ГАЗ) на ПС "Спутник"	Центральные ЭС	0,15	2	АС-150/24	1988	Хорошее	29	33	35
354	110	ВЛ 110 кВ "Соцгородская" (Заречная - Соцгород)	Центральные ЭС	5,40	2	АС-240/39	1975	Хорошее	42	46	48
355	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Соцгородская" (Заречная - Соцгород) на ПС "Сортировочная"	Центральные ЭС	0,05	2	АС-240/39	1975	Хорошее	42	46	48
356	110	ВЛ 110 кВ "Канавинская" (Сормовская ТЭЦ - Канавинская)	Центральные ЭС	1,00	2	АС-240/39	1974	Удовлетворительное	43	47	49
				0,38		АС-185/29	1968		49	53	55
				3,92		АС-120/19	1970		47	51	53
357	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Канавинская" (Сормовская ТЭЦ - Канавинская) на ПС "Мещерская"	Центральные ЭС	0,28	2	АС-120/19	1971	Хорошее	46	50	52
358	110	ВЛ 110 кВ "Мещерская" (Сормовская ТЭЦ - Канавинская)	Центральные ЭС	1,00	2	АС-240/39	1974	Удовлетворительное	43	47	49
				0,38		АС-185/29	1968		49	53	55
				4,22		АС-120/19	1970		47	51	53
359	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Мещерская" (Сормовская ТЭЦ - Канавинская) на ПС "Мещерская"	Центральные ЭС	0,28	2	АС-120/19	1971	Хорошее	46	50	52
360	110	ВЛ 110 кВ "Фреза - 1" (Заречная - Фреза)	Центральные ЭС	1,92	2	АС-400/51	1973	Хорошее	44	48	50
				1,02		АС-185/29
				3,39		АС-120/19
361	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Фреза - 1" (Заречная - Фреза) на ПС "Двигатель"	Центральные ЭС	0,64	2	АС-120/19	1971	Хорошее	46	50	52
362	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Фреза - 1" (Заречная - Фреза) на ПС "Ленинская"	Центральные ЭС	0,22	2	АС-120/19	1971	Хорошее	46	50	52
363	110	ВЛ 110 кВ "Редуктор - 1" (Заречная - Фреза)	Центральные ЭС	1,92	2	АС-400/51	1973	Хорошее	44	48	50
				2,74		АС-185/29
				1,77		АС-120/19
364	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Редуктор - 1" (Заречная - Фреза) на ПС "Двигатель"	Центральные ЭС	0,64	2	АС-120/19	1971	Хорошее	46	50	52
365	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Редуктор - 1" (Заречная - Фреза) на ПС "Ленинская"	Центральные ЭС	0,22	2	АС-120/19	1971	Хорошее	46	50	52
366	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Редуктор - 1" (Заречная - Фреза) на ПС "Редуктор"	Центральные ЭС	0,05	2	АС-120/19	1971	Хорошее	46	50	52
367	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Редуктор - 1" (Заречная - Фреза) на ПС "Теплообменник"	Центральные ЭС	0,86	2	АС-400/51	1971	Хорошее	46	50	52
				0,45		АС-185/29
368	110	ВЛ 110 кВ "Ольгино" (Нагорная - Ольгино)	Центральные ЭС	15,71	2	АС-150/24	1979	Хорошее	38	42	44
369	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Ольгино" (Нагорная - Ольгино) на ПС "Митино"	Центральные ЭС	5,80	2	АС-120/19	1983	Хорошее	34	38	40
370	110	ВЛ 110 кВ "Митино" ("Нагорная - Ольгино")	Центральные ЭС	15,64	2	АС-150/24	1979	Хорошее	38	42	44
371	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Митино" (Нагорная - Ольгино) на ПС "Митино"	Центральные ЭС	5,80	2	АС-120/19	1983	Хорошее	34	38	40
372	110	ВЛ 110 кВ "Гранит-2" (Сормовская ТЭЦ - Гранит)	Центральные ЭС	4,60	2	АС-240/39	1990	Хорошее	27	31	33
373	110	ВЛ 110 кВ "ГАСТ" (Нагорная - АСТ)	Центральные ЭС	7,40	2	АС-185/29	1980	Хорошее	37	41	43
374	110	ВЛ 110 кВ "Мызинская" (Нагорная - Импульс)	Центральные ЭС	3,80	2	АС-150/24	1952	Хорошее	65	69	71
				6,30		АС-120/19	1973		44	48	50
375	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Мызинская" (Нагорная - Импульс) на ПС "Мыза"	Центральные ЭС	0,10	2	АС-150/24	1969	Хорошее	48	52	54
376	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Мызинская" (Нагорная - Импульс) на ПС "Щербинки"	Центральные ЭС	0,10	2	АС-150/24	1969	Хорошее	48	52	54
377	110	ВЛ 110 кВ "Афонинская" (Нагорная - Артёмовская)	Центральные ЭС	0,08	2	АС-120/19	1982	Удовлетворительное	35	39	41
				0,76		АС-150/24	2011		6	10	12
				5,67		АС-95/16	1982		35	39	41
378	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Афонинская" (Нагорная - Артёмовская) на ПС "Афонинская" (2 цепь)	Центральные ЭС	5,30	2	АС-185/29	1993	Хорошее	24	28	30
379	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Афонинская" (Нагорная - Артёмовская) на ПС "Афонинская"	Центральные ЭС	6,00	2	АС-185/29	1993	Хорошее	24	28	30
380	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Афонинская" (Нагорная - Артёмовская) на ПС "Старт"	Центральные ЭС	0,40	2	АС-120/19	1999	Хорошее	18	22	24
381	110	ВЛ 110 кВ "Артемовская" (Нагорная - Артёмовская)	Центральные ЭС	0,08	2	АС-120/19	1982	Удовлетворительное	35	39	41
				0,76		АС-150/24	2011		6	10	12
				5,75		АС-95/16	1982		35	39	41
382	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Артёмовская" (Нагорная - Артёмовская) на ПС "Старт"	Центральные ЭС	0,40	2	АС-120/19	1999	Хорошее	18	22	24
383	110	ВЛ 110 кВ "НИИТОП" (Нагорная - Свердловская)	Центральные ЭС	4,64	2	АС-240/39	2011	Хорошее	6	10	12
384	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "НИИТОП" (Нагорная - Свердловская) на ПС "НИИТОП"	Центральные ЭС	1,40	2	АС-240/39	1978	Хорошее	39	43	45
385	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "НИИТОП" (Нагорная - Свердловская) на ПС "Кузнечиха"	Центральные ЭС	0,32	2	АС-240/39	1984	Хорошее	33	37	39
386	110	ВЛ 110 кВ "Нагорная-Бор", участок смонтированный на одних опорах с ВЛ 220 кВ "Нагорная - Бор" (Нагорная - Борская)	Центральные ЭС	2,00	2	АС-240/39	1992	Хорошее	25	29	31
387	110	Кабельный участок КВЛ 110 кВ "Свердловская-1" (Нагорная - Свердловская)	Центральные ЭС	1,70	1	ПвПу2г1х630/гж/185-64	2011	Хорошее	6	10	12
388	110	Кабельный участок КВЛ 110 кВ "Свердловская-2" (Нагорная - Свердловская)	Центральные ЭС	1,70	1	ПвПу2г1х630/гж/185-64	2011	Хорошее	6	10	12
389	110	Кабельный участок КВЛ 110 кВ "НИИТОП" (Нагорная - Свердловская)	Центральные ЭС	1,70	1	ПвПу2г1х630/гж/185-64	2011	Хорошее	6	10	12
390	110	Отпаечная КЛ 110 кВ от КВЛ 110 кВ "Гранит- 2" (Сормовская ТЭЦ - Гранит) на ПС "Стрелка"	Центральные ЭС	2,20	1	АПвПу2г 1х630/95-64/110	2014	Хорошее	3	7	9
391	110	Отпаечная КЛ 110 кВ от КВЛ 110 кВ "Канавинская" (Сормовская ТЭЦ - Канавинская) на ПС "Стрелка"	Центральные ЭС	1,90	1	АПвПу2г 1х630/95-64/110	2014	Хорошее	3	7	9
392	110	Кабельный участок КВЛ 110 кВ "Приокская" (Нагорная - Свердловская)	Центральные ЭС	1,80	1	ПвПу2г1х630/гж/210-64	2014	Хорошее	3	7	9
393	110	ВЛ 110 кВ "Кулебаки - Сапфир"	Южные ЭС	52,00	2	АС-185/29	1957	Удовлетворительное	60	64	66
394	110	ВЛ 110 кВ "Кулебаки - Гремячево"	Южные ЭС	43,00	2	АС-120/19	1972	Удовлетворительное	45	49	51
				3,00		АС-185/29	1972		45	49	51
395	110	ВЛ 110 кВ "Дивеево - Сапфир"	Южные ЭС	22,00	2	АС-185/29	1957	Удовлетворительное	60	64	66
396	110	ВЛ 110 кВ "Дивеево - Жемчуг"	Южные ЭС	34,40	2	АС-120/19	1978	Хорошее	39	43	45
397	110	ВЛ 110 кВ N 182 "Дивеево - п/я 40"	Южные ЭС	16,00	2	АС-185/29	1957	Удовлетворительное	60	64	66
398	110	ВЛ 110 кВ "Гремячево - Мухтолово"	Южные ЭС	29,00	2	АС-95/16	1987	Хорошее	30	34	36
399	110	ВЛ 110 кВ "Балахониха - Мухтолово"	Южные ЭС	20,60	2	АС-95/16	1987	Хорошее	30	34	36
400	110	ВЛ 110 кВ "Панфилово - Конново"	Южные ЭС	8,00	1	АС-120/19	2010	Хорошее	7	11	13
				13,00		АЖ-120	1985		32	36	38
401	110	ВЛ 110 кВ "Радуга - Выкса-1"	Южные ЭС	9,00	2	АС-240/32	2010	Удовлетворительное	7	11	13
				5,70		АС-150/24	1965		52	56	58
402	110	ВЛ 110 кВ "Радуга - Выкса-2"	Южные ЭС	2,00	2	АС-240/32	2011	Удовлетворительное	6	10	12
				12,70		АС-150/24	1965		52	56	58
403	110	ВЛ 110 кВ "Выкса - Досчатое"	Южные ЭС	1,70	1	АС-150/24	1969	Удовлетворительное	48	52	54
							1969		48	52	54
				2,70		АС-95/16	1969		48	52	54
				6,50		АС-120/19	2011		6	10	12
404	110	ВЛ 110 кВ "Досчатое - Змейка"	Южные ЭС	2,70	1	АС-95/16	1969	Удовлетворительное	48	52	54
				5,80		М-70	1934		83	87	89
				2,10		АС-150/24	1978		39	43	45
405	110	ВЛ 110 кВ "Змейка - Муром"	Южные ЭС	24,54	1	АС-185/29	2007	Хорошее	10	14	16
406	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Змейка - Муром" на ПС "Навашино"	Южные ЭС	0,20	2	АС-185/29	1999	Хорошее	18	22	24
407	110	ВЛ 110 кВ "Радуга - Муром-1"	Южные ЭС	29,25	2	АСО-240/32	1966	Удовлетворительное	51	55	57
408	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Радуга - Муром-1" на ПС "Навашино"	Южные ЭС	1,20	2	АС-185/29	1999	Хорошее	18	22	24
409	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ "Радуга - Муром-1" на ПС "Змейка"	Южные ЭС	1,50	2	АС-150/24	1988	Хорошее	29	33	35
410	110	ВЛ 110 кВ "Радуга - Муром-2"	Южные ЭС	29,25	2	АСО-240/32	1966	Удовлетворительное	51	55	57
411	110	ВЛ 110 кВ "Радуга - Стрелочная-1"	Южные ЭС	8,00	2	АСО-240/32	1984	Хорошее	33	37	39
412	110	ВЛ 110 кВ "Радуга - Стрелочная-2"	Южные ЭС	8,00	2	АСО-240/32	1984	Хорошее	33	37	39
413	110	ВЛ 110 кВ "Радуга - Кулебаки-1"	Южные ЭС	17,75	2	АС-150/24	1932	Удовлетворительное	85	89	91
				12,50		АС-240/32	2011		6	10	12
414	110	ВЛ 110 кВ "Радуга - Кулебаки-2"	Южные ЭС	24,55	2	АС-185/24	1985	Удовлетворительное	32	36	38
				5,70		АС-240/32	1965		52	56	58
415	110	ВЛ 110 кВ "Радуга - КМЗ"	Южные ЭС	33,00	2	АС-185/24	1978	Хорошее	39	43	45
416	110	ВЛ 110 кВ "КМЗ - ПС Кулебаки"	Южные ЭС	3,00	2	АС-185/24	1978	Хорошее	39	43	45
417	110	ВЛ 110 кВ N 124 "Кулебаки - Павлово"	Южные ЭС	61,60	2	АС-240/32	1994	Хорошее	23	27	29
418	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 124 "Кулебаки - Павлово" на ПС "Вача"	Южные ЭС	1,30	2	АС-120/19	1992	Хорошее	25	29	31
419	110	Отайка от ВЛ 110 кВ N 124 "Кулебаки - Павлово" на ПС "Турбенево"	Южные ЭС	0,12	2	АС-120/19	1995	Хорошее	22	26	28
420	110	ВЛ 110 кВ N 148 "Кулебаки - Павлово"	Южные ЭС	61,60	2	АС-240/32	1994	Хорошее	23	27	29
421	110	Отпайка от ВЛ 110 кВ N 148 "Кулебаки - Павлово" на ПС "Вача"	Южные ЭС	1,30	2	АС-120/19	1992	Хорошее	25	29	31
422	110	Отайка от ВЛ 110 кВ N 148 "Кулебаки - Павлово" на ПС "Турбенево"	Южные ЭС	0,12	2	АС-120/19	1995	Хорошее	22	26	28
423	110	ВЛ 110 кВ "Радуга - Мухтолово-1"	Южные ЭС	72,00	2	АС-150/24	1989	Хорошее	28	32	34
424	110	ВЛ 110 кВ "Радуга - Мухтолово-2"	Южные ЭС	72,00	2	АС-150/24	1989	Хорошее	28	32	34

Таблица 1-7. - Перечень ЛЭП 35 кВ энергосистемы Нижегородской области, их сводные данные и физическое состояние линий (по данным филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья")

N п.п.	Класс передаваемого напр., кВ	Диспетчерское наименование	ПО	Протяженность, км	Количество цепей	Марка и сечение провода	Год ввода в эксплуатацию	Техническое состояние	Срок службы
									На 2017 год	На 2021 год	На 2023 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	35	ВЛ 35 кВ "Выездное - Н.Усад"	Арзамасские ЭС	1,82	2	АС-95/16	1970	Удовлетворительное	47	51	53
				8,68		АС-35/6,2	1970		47	51	53
2	35	ВЛ 35 кВ N 3503 "Арзамас - Выездное"	Арзамасские ЭС	1,82	2	АС-120/27	1965	Удовлетворительное	52	56	58
				7,58		АС-95/16	1965		52	56	58
3	35	ВЛ 35 кВ "Выездное - Орбита - Пустынь"	Арзамасские ЭС	1,40	2	АС-120/27	1969	Удовлетворительное	48	52	54
				34,20		АС-95/16	1965		52	56	58
4	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Выездное - Орбита - Пустынь" на ПС "Орбита"	Арзамасские ЭС	1,96	1	АС-120/27	1979	Хорошее	38	42	44
5	35	ВЛ 35 кВ "Выездное - Водоватово"	Арзамасские ЭС	4,92	2	АС-50/8	1982	Удовлетворительное	35	39	41
				10,68		АС-70/11	1982		35	39	41
6	35	ВЛ 35 кВ "Панфилово - Н.Усад"	Арзамасские ЭС	9,50	2	АС-70/11	1979	Удовлетворительное	38	42	44
7	35	ВЛ 35 кВ "Чернуха - Пустынь"	Арзамасские ЭС	14,75	2	АС-50/8	1982	Удовлетворительное	35	39	41
				3,60		АС-70/11	1962		55	59	61
				0,25		АС-120/27	1982		35	39	41
8	35	ВЛ 35 кВ N 3562 "Д.Константиново - Чернуха"	Арзамасские ЭС	4,10	2	АС-35/6,2	1958	Удовлетворительное	59	63	65
				16,37		АС-50/8	1958		59	63	65
				9,08		АС-70/11	1958		59	63	65
				0,15		АС-95/16	1958		59	63	65
9	35	ВЛ 35 кВ "Водоватово - Слизнево"	Арзамасские ЭС	4,92	2	АС-50/8	1982	Удовлетворительное	35	39	41
				5,68		АС-70/11	1982		35	39	41
10	35	ВЛ 35 кВ "Слизнево - Стексово"	Арзамасские ЭС	9,50	2	АС-50/8	1978	Удовлетворительное	39	43	45
11	35	ВЛ 35 кВ "Шатки - Смирново"	Арзамасские ЭС	22,50	1	АС-50/8	1960	Удовлетворительное	57	61	63
12	35	ВЛ 35 кВ "Смирново - Шарапово"	Арзамасские ЭС	24,00	1	АС-50/8	1976	Удовлетворительное	41	45	47
13	35	ВЛ 35 кВ "Вад - Карьер"	Арзамасские ЭС	10,40	2	АС-95/16	1974	Удовлетворительное	43	47	49
				1,70		АС-120	1974		43	47	49
14	35	ВЛ 35 кВ "Перевоз - Ичалки"	Арзамасские ЭС	16,60	2	АС-70/11	1986	Удовлетворительное	31	35	37
15	35	ВЛ 35 кВ "Ичалки - Карьер"	Арзамасские ЭС	12,30	1	АС-70/11	1997	Удовлетворительное	20	24	26
16	35	ВЛ 35 кВ "Починки - Наруксово"	Арзамасские ЭС	24,60	1	АС-70/11	1976	Хорошее	41	45	47
17	35	ВЛ 35 кВ "Починки - П.Ховань-1"	Арзамасские ЭС	14,00	2	АС-50/8	1985	Удовлетворительное	32	36	38
				2,00		АС-120/27	1985		32	36	38
18	35	ВЛ 35 кВ "Починки - П.Ховань-2"	Арзамасские ЭС	16,00	2	АС-50/8	1985	Удовлетворительное	32	36	38
19	35	ВЛ 35 кВ "Починки - Ужовка"	Арзамасские ЭС	14,30	1	АС-50/8	1997	Хорошее	20	24	26
20	35	ВЛ 35 кВ "Починки - Ужовка-2"	Арзамасские ЭС	1,50	2	АС-70/11	1997	Удовлетворительное	20	24	26
				13,00		АС-50/8	1973		44	48	50
21	35	ВЛ 35 кВ "Ужовка - Ужовка-2"	Арзамасские ЭС	3,00	2	АС-70/11	1997	Хорошее	20	24	26
22	35	ВЛ 35 кВ "Н.Слобода - Б.Болдино"	Арзамасские ЭС	24,80	1	АС-50/8	1984	Удовлетворительное	33	37	39
23	35	ВЛ 35 кВ "Ужовка - Н.Слобода"	Арзамасские ЭС	26,00	1	АС-70/11	1989	Удовлетворительное	28	32	34
24	35	ВЛ 35 кВ "Б.Маресьево - Б.Болдино"	Арзамасские ЭС	15,00	1	АС-120/27	1994	Удовлетворительное	23	27	29
25	35	ВЛ 35 кВ N 3502 "Чистовская - Пуреховская"	Балахнинские ЭС	2,30	1	АС-120/27	1957	Хорошее	60	64	66
				12,30		АС-95/16	1957		60	64	66
26	35	ВЛ 35 кВ N 3503 "Чистовская - Фролищи"	Балахнинские ЭС	29,67	2	АС-70/11	1987	Хорошее	30	34	36
27	35	ВЛ 35 кВ N 3504 "Чистовская - Фролищи"	Балахнинские ЭС	19,48	2	АС-70/11	1987	Хорошее	30	34	36
				6,52		АС-120/27	1987		30	34	36
				3,67		АС-95/16	1987		30	34	36
28	35	ВЛ 35 кВ N 3507 "Губцевская - Чкаловская"	Балахнинские ЭС	9,40	2	АС-95/16	1973	Хорошее	44	48	50
29	35	ВЛ 35 кВ N 3508 "Сицкая - Чкаловская"	Балахнинские ЭС	7,10	2	АС-95/16	1973	Хорошее	44	48	50
30	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3508 "Сицкая - Чкаловская" на ПС "Полёт"	Балахнинские ЭС	1,00	2	АС-70/11	1997	Хорошее	20	24	26
31	35	ВЛ 35 кВ N 3509 "Сицкая - Катунская"	Балахнинские ЭС	9,80	1	АС-50/8	1972	Хорошее	45	49	51
32	35	ВЛ 35 кВ N 3521 "БОЭМЗ - Гриденинская"	Балахнинские ЭС	21,00	1	АС-120/27	1936	Удовлетворительное	81	85	87
33	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3521 "БОЭМЗ - Гриденинская" на ПС "Галкино"	Балахнинские ЭС	1,30	1	АС-70/11	1936	Хорошее	81	85	87
34	35	ВЛ 35 кВ N 3523 "Бурцевская - Гриденинская"	Балахнинские ЭС	11,80	1	АС-120/27	1956	Хорошее	61	65	67
35	35	ВЛ 35 кВ N 3524 "Бурцевская - БОЭМЗ"	Балахнинские ЭС	6,90	2	АС-120/27	1966	Хорошее	51	55	57
36	35	ВЛ 35 кВ N 3525 "Узола - Чистое Поле"	Балахнинские ЭС	9,39	1	АС-50/8	1952	Хорошее	65	69	71
37	35	ВЛ 35 кВ N 3529 "Пуреховская - Сицкая"	Балахнинские ЭС	14,40	1	АС-70/11	1957	Удовлетворительное	60	64	66
38	35	ВЛ 35 кВ N 3576 "Узола - Левобережная"	Балахнинские ЭС	12,63	1	АС-50/8	1952	Хорошее	65	69	71
39	35	ВЛ 35 кВ N 3585 "Тарасовская - Ковернинская"	Балахнинские ЭС	9,57	2	АС-70/11	1957	Хорошее	60	64	66
				10,90		АСУ-70/11	1957		60	64	66
40	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3585 "Тарасовская - Ковернинская" на ПС "Сухоноска"	Балахнинские ЭС	0,10	2	АС-50/8	1957	Хорошее	60	64	66
41	35	ВЛ 35 кВ N 3587 "Левобережная - Марковская"	Балахнинские ЭС	12,10	1	АС-70/11	1967	Хорошее	50	54	56
42	35	ВЛ 35 кВ N 3589 "Бриляковская - Тарасовская"	Балахнинские ЭС	31,17	2	АС-70/11	1988	Хорошее	29	33	35
43	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3589 "Бриляковская - Тарасовская" на ПС "Сухоноска"	Балахнинские ЭС	0,10	2	АС-70/11	1988	Хорошее	29	33	35
44	35	ВЛ 35 кВ N 3590 "Бриляковская - Сокольская"	Балахнинские ЭС	43,70	2	АС-70/11	1970	Хорошее	47	51	53
45	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3590 "Бриляковская - Сокольская" на ПС "Кострово"	Балахнинские ЭС	0,20	2	АС-70/11	1970	Хорошее	47	51	53
46	35	ВЛ 35 кВ N 3591 "Сокольская - Козлово"	Балахнинские ЭС	16,40	1	АС-50/8	1986	Хорошее	31	35	37
47	35	ВЛ 35 кВ N 3592 "Сокольская - Козлово"	Балахнинские ЭС	16,30	1	АС-50/8	1986	Хорошее	31	35	37
48	35	ВЛ 35 кВ N 3593 "Козлово - Вилеж"	Балахнинские ЭС	15,40	2	АС-70/11	1984	Хорошее	33	37	39
49	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3531 "ПС Сейма ПТФ - ПС ВКХП" на ПС "Жолнино"	Дзержинские ЭС	4,76	2	АС-120/19	1988	Удовлетворительное	29	33	35
50	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3531 "ПС Сейма ПТФ - ПС ВКХП" на ПС "Мельзавод"	Дзержинские ЭС	0,30	2	АС-35/6,2	1988	Хорошее	29	33	35
51	35	ВЛ 35 кВ N 3531 "ПС Сейма ПТФ - ПС ВКХП"	Дзержинские ЭС	5,54	2	АС-120/19	1988	Удовлетворительное	29	33	35
52	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3533 "ПС Сейма ПТФ - ПС ВКХП" на ПС "Жолнино"	Дзержинские ЭС	4,76	2	АС-120/19	1988	Удовлетворительное	29	33	35
53	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3533 "ПС Сейма ПТФ - ПС ВКХП" на ПС "Мельзавод"	Дзержинские ЭС	0,30	2	АС-35/6,2	1988	Хорошее	29	33	35
54	35	ВЛ 35 кВ N 3533 "ПС Сейма ПТФ - ПС ВКХП"	Дзержинские ЭС	5,54	2	АС-120/19	1988	Удовлетворительное	29	33	35
55	35	ВЛ 35 кВ N 3547 "ПС Комплекс - ПС Ильино"	Дзержинские ЭС	0,90	2	АС-120/19	2009	Хорошее	8	12	14
56	35	ВЛ 35 кВ N 3548 "ПС Смолино - ПС Ильино"	Дзержинские ЭС	1,20	2	АС-120/19	1976	Удовлетворительное	41	45	47
				9,16		АС-95/16	1976		41	45	47
57	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3548 "ПС Смолино - ПС Ильино" на ПС "Комплекс"	Дзержинские ЭС	0,02	2	АС-120/19	2009	Хорошее	8	12	14
58	35	ВЛ 35 кВ "Западная - Береговая"	Кстовские ЭС	3,47	1	АС-70/11	1967	Удовлетворительное	50	54	56
59	35	ВЛ 35 кВ "Западная - Кстовская"	Кстовские ЭС	2,50	2	АС-50/8	1958	Хорошее	59	63	65
60	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Западная - Кстовская" на ПС "ДОЗ-2"	Кстовские ЭС	1,54	2	АС-50/8	1958	Хорошее	59	63	65
61	35	ВЛ 35 кВ "Западная - ДОЗ-2"	Кстовские ЭС	3,55	2	АС-50/8	2002	Хорошее	15	19	21
62	35	ВЛ 35 кВ "Рубин - Восточная"	Кстовские ЭС	3,00	2	АС-95/16	1957	Удовлетворительное	60	64	66
63	35	ВЛ 35 кВ "Рубин - Береговая"	Кстовские ЭС	0,92	2	АС-95/16	1957	Хорошее	60	64	66
64	35	ВЛ 35 кВ N 9Ц "НГТЭЦ - Восточная"	Кстовские ЭС	4,00	2	АС-150/19	1957	Удовлетворительное	60	64	66
65	35	ВЛ 35 кВ N 13Ц "НГТЭЦ - Мокрое"	Кстовские ЭС	6,10	1	АС-70/11	2009	Хорошее	8	12	14
66	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 13Ц "НГТЭЦ - Мокрое" на ПС "Чернуха"	Кстовские ЭС	10,00	1	АС-70/11	2009	Хорошее	8	12	14
67	35	ВЛ 35 кВ N 5Ц "НГТЭЦ - Западная"	Кстовские ЭС	4,02	2	АС-120/19	1960	Удовлетворительное	57	61	63
				3,30	1	АС-150/19	2009
68	35	ВЛ 35 кВ "Восточная - Ветчак"	Кстовские ЭС	1,90	1	АС-70/11	2009	Удовлетворительное	8	12	14
				6,40	1	АС-70/11	1955		62	66	68
69	35	ВЛ 35 кВ "Ветчак - Запрудное"	Кстовские ЭС	6,83	2	АС-70/11	2009	Хорошее	8	12	14
				4,30		АС-70/11	2010		7	11	13
70	35	ВЛ 35 кВ "Запрудное - Работки"	Кстовские ЭС	1,00	2	АС-70/11	2010	Хорошее	7	11	13
				8,83	1		2003		14	18	20
71	35	ВЛ 35 кВ "Работки - Прокошево"	Кстовские ЭС	12,60	1	АС-50/8	1974	Удовлетворительное	43	47	49
72	35	ВЛ 35 кВ N 3564-1 "Д.Константиново - Константиново 5"	Кстовские ЭС	14,60	2	АС-95/16	1985	удовлетворительное	32	36	38
73	35	ВЛ 35 кВ N 3564-2 "Д.Константиново - Константиново 5"	Кстовские ЭС	14,60	2	АС-95/16	1985	удовлетворительное	32	36	38
74	35	ВЛ 35 кВ N 3561 "Д.Константиново - Сельхозтехника"	Кстовские ЭС	2,00	1	АС-35/6,2	1957	Удовлетворительное	60	64	66
				3,00		АС-120/19	2005		12	16	18
				3,70		АС-35/6,2	1957		60	64	66
				2,90		АС-35/6,2
				0,20		АС-120/19	2016		1	5	7
				0,20		АС-120/19
75	35	ВЛ 35 кВ "Сельхозтехника - Помра"	Кстовские ЭС	17,00	2	АС-70/11	1992	Хорошее	25	29	31
76	35	ВЛ 35 кВ "Помра - Григорово"	Кстовские ЭС	23,00	2	АС-70/11	1992	Хорошее	25	29	31
77	35	ВЛ 35 кВ "Княгинино - Мурашкино"	Кстовские ЭС	18,70	1	АС-95/16	1964	Удовлетворительное	53	57	59
78	35	ВЛ 35 кВ "Мурашкино - Григорово"	Кстовские ЭС	8,70	2	АС-70/11	1991	Удовлетворительное	26	30	32
79	35	ВЛ 35 кВ "Мурашкино - Рождествено"	Кстовские ЭС	12,00	2	АС-50/8	1987	Хорошее	30	34	36
80	35	ВЛ 35 кВ "Бутурлино - Рождествено"	Кстовские ЭС	21,80	2	АС-50/8	1987	Хорошее	30	34	36
81	35	ВЛ 35 кВ "Воротынец - Фокинская низина 2"	Кстовские ЭС	20,18	1	АС-50/8	1960	Хорошее	57	61	63
82	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Воротынец - Фокинская низина 2" на "Насосные Фокинской низины ТП-3"	Кстовские ЭС	6,00	1	АС-50/8	1960	Хорошее	57	61	63
83	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Воротынец - Фокинская низина 2" на "Насосные Фокинской низины ТП-2"	Кстовские ЭС	1,80	1	АС-70/11	1960	Хорошее	57	61	63
84	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Воротынец - Фокинская низина 2" на "Насосные Фокинской низины ТП-1"	Кстовские ЭС	2,40	1	АС-70/11	1960	удовлетворительное	57	61	63
85	35	ВЛ 35 кВ "НИРФИ - Васильсурск"	Кстовские ЭС	3,40	1	АС-35/6,2	1963	Хорошее	54	58	60
				1,50		АС-70/11	2008		9	13	15
86	35	ВЛ 35 кВ "Работки - Чернышиха"	Кстовские ЭС	9,82	2	АС-50/8	1979	Хорошее	38	42	44
87	35	ВЛ 35 кВ "Чернышиха - Игумново"	Кстовские ЭС	2,40	2	АС-50/8	1979	Хорошее	38	42	44
88	35	ВЛ 35 кВ "Игумново - Мурашкино"	Кстовские ЭС	20,30	2	АС-50/8	1979	Хорошее	38	42	44
89	35	ВЛ 35 кВ N 3542 "Павлово - ПОМЗ"	Кстовские ЭС	4,10	2	АС-120/19	1957	Хорошее	60	64	66
90	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Турбенево - Чулково" на ПС "Вареж"	Кстовские ЭС	7,40	2	АС-70/11	1999	Удовлетворительное	18	22	24
91	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Турбенево - Арефино" на ПС "Вареж"	Кстовские ЭС	7,61	2	АС-70/11	1999	Хорошее	18	22	24
92	35	ВЛ 35 кВ "Бараново - Хвощёвка"	Кстовские ЭС	6,60	2	АС-70/11	1985	Хорошее	32	36	38
93	35	ВЛ 35 кВ "Куликово - Оранки"	Кстовские ЭС	14,00	2	АС-70/11	1988	Хорошее	29	33	35
94	35	ВЛ 35 кВ "Хвощёвка - Оранки"	Кстовские ЭС	15,00	2	АС-70/11	1986	Хорошее	31	35	37
95	35	ВЛ 35 кВ "Митино - Куликово"	Кстовские ЭС	26,40	2	АС-70/11	1987	Хорошее	30	34	36
96	35	ВЛ 35 кВ "Кожевенная - Ушаково"	Кстовские ЭС	9,70	2	АС-70/11	1989	Удовлетворительное	28	32	34
97	35	ВЛ 35 кВ "Ушаково - Горбатовская"	Кстовские ЭС	22,20	2	АС-70/11	1989	Удовлетворительное	28	32	34
98	35	ВЛ 35 кВ "ПОМЗ - Горбатовская"	Кстовские ЭС	10,00	2	АС-35/6,2	1957	Удовлетворительное	60	64	66
				9,90		АС-50/8	2011		6	10	12
99	35	ВЛ 35 кВ N 3501 "Линда - Каликино"	Семеновские ЭС	14,61	2	АС-35/6,2	1958	Удовлетворительное	59	63	65
100	35	ВЛ 35 кВ N 3502 "Линда - Чистое Поле"	Семеновские ЭС	16,61	2	АС-50/8	1958	Удовлетворительное	59	63	65
101	35	ВЛ 35 кВ N 3503 "Быструха - Лесной Курорт"	Семеновские ЭС	10,34	1	АС-35/6,2	1973	Удовлетворительное	44	48	50
102	35	ВЛ 35 кВ N 3504 "Воскресенская - Воздвиженская"	Семеновские ЭС	20,70	2	АС-50/8	1984	Хорошее	33	37	39
103	35	ВЛ 35 кВ N 3526 "Воскресенская - Воздвиженская	Семеновские ЭС	20,70	2	АС-50/8	1984	Хорошее	33	37	39
104	35	ВЛ 35 кВ N 3505 "Воскресенская - Сысуево"	Семеновские ЭС	28,10	2	AC-70/11	1967	Удовлетворительное	50	54	56
105	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3505 "Воскресенская - Сысуево" на ПС "Марково"	Семеновские ЭС	19,10	1	АС-50/8	1982	Хорошее	35	39	41
106	35	ВЛ 35 кВ N 3506 "Рыжковская - Ильино-Заборская"	Семеновские ЭС	13,40	1	АС-50/8	1973	Хорошее	44	48	50
107	35	ВЛ 35 кВ N 3509 "Варнавино - Югары"	Семеновские ЭС	29,00	1	АС-50/8	1974	Удовлетворительное	43	47	49
108	35	ВЛ 35 кВ N 3510 "Югары - Стрелицы"	Семеновские ЭС	13,70	1	АС-50/8	1975	Удовлетворительное	42	46	48
109	35	ВЛ 35 кВ N 3511 "Зиновьево - Хахалы"	Семеновские ЭС	3,87	2	АС-70/11	1992	Удовлетворительное	25	29	31
				5,37		АС-35/6,2	1977		40	44	46
				4,00		АС-120/19	1977		40	44	46
				26,00		АС-50/8	1977		40	44	46
110	35	ВЛ 35 кВ N 3512 "Керженец - Демидовская"	Семеновские ЭС	0,70	2	АС-50/8	1968	Хорошее	49	53	55
111	35	ВЛ 35 кВ N 3524 "Керженец - Демидовская"	Семеновские ЭС	0,70	2	АС-50/8	1968	Хорошее	49	53	55
112	35	ВЛ 35 кВ N 3513 "Варнавино - Петушиха"	Семеновские ЭС	17,10	2	АС-95/16	1991	Хорошее	26	30	32
113	35	ВЛ 35 кВ N 3516 "Ситники - Каликино"	Семеновские ЭС	2,20	1	АС-50/8	1937	Удовлетворительное	80	84	86
				7,30		АС-35/6,2	1937		80	84	86
114	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3516 "Ситники - Каликино" на ПС "СГ-38"	Семеновские ЭС	2,60	1	АС-35/6,2	1997	Хорошее	20	24	26
115	35	ВЛ 35 кВ N 3517 "Сысуево - Ленинская"	Семеновские ЭС	15,10	2	АС-70/11	1995	Удовлетворительное	22	26	28
116	35	ВЛ 35 кВ N 3519 "Моховые Горы - СГ-32"	Семеновские ЭС	3,50	2	АС-120/27	1990	Удовлетворительное	27	31	33
				20,00		АС-50/8	1936		81	85	87
				0,50		АС-70/11	1936		81	85	87
				9,70		АС-70/11	1936		81	85	87
				0,30		АС-50/8	1936		81	85	87
117	35	ВЛ 35 кВ N 3520 "Восход - Лапшанга"	Семеновские ЭС	13,10	1	АС-35/6,2	1968	Удовлетворительное	49	53	55
118	35	ВЛ 35 кВ N 3522 "Быструха - Носовая"	Семеновские ЭС	19,10	1	АС-50/8	1982	Хорошее	35	39	41
119	35	ВЛ 35 кВ N 3525 "Узола - Чистое Поле"	Семеновские ЭС	23,60	2	АС-50/8	1980	Хорошее	37	41	43
120	35	ВЛ 35 кВ N 3527 "Чистое Поле - Плюхино"	Семеновские ЭС	12,20	1	АС-70/11	1990	Хорошее	27	31	33
121	35	ВЛ 35 кВ N 3553 "Останкино - СГ-36"	Семеновские ЭС	21,70	1	АС-50/8	1950	Удовлетворительное	67	71	73
122	35	ВЛ 35 кВ N 3555 "Останкино - Память Парижской Коммуны"	Семеновские ЭС	18,50	2	АС-70/11	1996	Хорошее	21	25	27
123	35	ВЛ 35 кВ N 3556 "Останкино - Ивановская"	Семеновские ЭС	34,20	2	АС-50/8	1965	Удовлетворительное	52	56	58
124	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3556 "Останкино - Ивановская" на ПС "Память Парижской Коммуны"	Семеновские ЭС	12,50	2	АС-70/11	1996	Хорошее	21	25	27
125	35	ВЛ 35 кВ N 3560 "Зиновьево - Перелаз"	Семеновские ЭС	4,20	1	АС-70/11	1961	Удовлетворительное	56	60	62
				17,80		АС-35/6,2	1961		56	60	62
				0,20		АС-35/6,2	1979		38	42	44
126	35	ВЛ 35 кВ "Макарьево - Валки"	Семеновские ЭС	7,70	2	АС-120/27	1984	Хорошее	33	37	39
127	35	ВЛ 35 кВ "Валки - Кузьмияр"	Семеновские ЭС	54,60	2	АС-70/11	1976	Удовлетворительное	41	45	47
128	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Валки - Кузьмияр" на ПС "Комариха"	Семеновские ЭС	4,60	1	АС-50/8	1966	Хорошее	51	55	57
129	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Валки- Кузьмияр" на ПС "Каменка"	Семеновские ЭС	7,00	1	АС-70/11	1966	Удовлетворительное	51	55	57
130	35	ВЛ 35 кВ "Каменка - Михайловское"	Семеновские ЭС	22,60	1	АС-70/11	1977	Удовлетворительное	40	44	46
131	35	ВЛ 35 кВ N 3515 "Останкино - 40 лет Октября"	Семеновские ЭС	17,47	1	АС-120/27	2005	Хорошее	12	16	18
132	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3515 "Останкино - 40 лет Октября" на ПС "Борремфлот"	Семеновские ЭС	4,07	2	АС-120/27	2005	Хорошее	12	16	18
133	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3544 "Моховые Горы - 40 лет Октября" на ПС "Борремфлот"	Семеновские ЭС	4,07	2	АС-120/27	2005	Хорошее	12	16	18
134	35	ВЛ 35 кВ "Пильна - Петряксы"	Сергачские ЭС	5,49	2	АС-50/8	1960	Удовлетворительное	57	61	63
				15,07		АС-70/11	1960		57	61	63
				2,84		АС-95/16	1960		57	61	63
				4,70		АС-120/19	1960		57	61	63
135	35	ВЛ 35 кВ "Петряксы - Сеченово"	Сергачские ЭС	25,30	2	АС-50/8	1971	Удовлетворительное	46	50	52
136	35	ВЛ 35 кВ "Петряксы - Ратово"	Сергачские ЭС	13,20	2	АС-50/8	1979	Хорошее	38	42	44
137	35	ВЛ 35 кВ "Салганы - Гагино"	Сергачские ЭС	38,60	1	АС-50/8	1974	Хорошее	43	47	49
138	35	ВЛ 35 кВ "Гагино - Юрьево"	Сергачские ЭС	10,70	2	АС-70/11	1981	Хорошее	36	40	42
139	35	ВЛ 35 кВ "Б.Маресьево - Гагино"	Сергачские ЭС	26,94	2	АС-120/19	1982	Удовлетворительное	35	39	41
				3,26		АС-50/8	1982		35	39	41
140	35	ВЛ 35 кВ "Сурадеево - Шарапово"	Сергачские ЭС	14,60	2	АС-50/8	1984	Хорошее	33	37	39
141	35	ВЛ 35 кВ "Бутурлино - Сурадеево"	Сергачские ЭС	5,89	2	АС-120/19	1977	Хорошее	40	44	46
				24,21		АС-50/8	1977	Хорошее	40	44	46
142	35	ВЛ 35 кВ "Бутурлино - Каменищи"	Сергачские ЭС	3,30	2	АС-150/24	1981	Хорошее	36	40	42
				6,70		АС-50/8	1981		36	40	42
143	35	ВЛ 35 кВ "Сергач - Лопатино"	Сергачские ЭС	24,30	1	АС-50/8	1977	Хорошее	40	44	46
144	35	ВЛ 35 кВ "Спасское - Беловка"	Сергачские ЭС	16,00	2	АС-70/11	1976	Хорошее	41	45	47
145	35	ВЛ 35 кВ "Бортсурманы - Беловка"	Сергачские ЭС	11,49	2	АС-50/8	1983	Хорошее	34	38	40
				22,26		АС-70/11	1976		41	45	47
146	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Бортсурманы - Беловка" на ПС Гидронамыв N 1	Сергачские ЭС	0,01	1	АС-50/8	1976	Хорошее	41	45	47
147	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Бортсурманы - Беловка" на ПС Гидронамыв N 2	Сергачские ЭС	0,14	1	АС-70/11	1976	Хорошее	41	45	47
148	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Бортсурманы - Беловка" на ПС Гидронамыв N 3	Сергачские ЭС	2,20	1	АС-50/8	1983	Хорошее	34	38	40
149	35	ВЛ 35 кВ "Пильна - Бортсурманы"	Сергачские ЭС	21,50	1	АС-50/8	1979	Хорошее	38	42	44
150	35	ВЛ 35 кВ "Сеченово - Талызино 1"	Сергачские ЭС	15,90	2	АС-70/11	1988	Хорошее	29	33	35
						АС-120/19	1988		29	33	35
151	35	ВЛ 35 кВ "Сеченово - Талызино 2"	Сергачские ЭС	15,90	2	АС-70/11	1988	Хорошее	29	33	35
						АС-120/19	1988		29	33	35
152	35	ВЛ 35 кВ N 3501 "Гагаринская - Черное"	Уренские ЭС	22,70	1	АС-50/8	1980	Хорошее	37	41	43
153	35	ВЛ 35 кВ N 3502 "Гагаринская - Шайгино"	Уренские ЭС	17,70	1	АС-50/8	1983	Хорошее	34	38	40
154	35	ВЛ 35 кВ N 3503 "Шайгино - Тоншаево"	Уренские ЭС	10,60	1	АС-50/8	1983	Хорошее	34	38	40
155	35	ВЛ 35 кВ N 3504 "Урень - Пакали"	Уренские ЭС	32,10	1	АС-70/11	1977	Хорошее	40	44	46
				9,30		АС-95/16	1977		40	44	46
156	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3504 "Урень - Пакали" на ПС Арья	Уренские ЭС	4,53	1	АС-95/16	1986	Хорошее	31	35	37
157	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ N 3504 "Урень - Пакали" на ПС Уста	Уренские ЭС	11,30	2	АС-50/8	1980	Хорошее	37	41	43
158	35	ВЛ 35 кВ N 3505 "Тонкино - Пакали"	Уренские ЭС	9,40	2	АС-70/11	2002	Хорошее	15	19	21
				24,60		АС-95/16	2002		15	19	21
159	35	ВЛ 35 кВ N 3506 "Пижма - Ошминское"	Уренские ЭС	24,80	1	АС-50/8	1975	Хорошее	42	46	48
160	35	ВЛ 35 кВ N 3507 "Пижма - Тоншаево"	Уренские ЭС	14,00	1	АС-70/11	1993	Хорошее	24	28	30
161	35	ВЛ 35 кВ N 3508 "Ветлуга - Белышево"	Уренские ЭС	17,70	1	АС- 95/16	1964	Удовлетворительное	53	57	59
162	35	ВЛ 35 кВ N 3509 "Белышево - Калинино"	Уренские ЭС	34,40	2	АС-95/16	2002	Хорошее	15	19	21
163	35	ВЛ 35 кВ N 3510 "Югары - Стрелица"	Уренские ЭС	11,60	1	АС-50/8	1975	Удовлетворительное	42	46	48
164	35	ВЛ 35 кВ N 3511 "Белышево - Стрелица"	Уренские ЭС	20,60	1	АС-50/8	1989	Хорошее	28	32	34
165	35	ВЛ 35 кВ N 3512 "Урень - Уста"	Уренские ЭС	11,60	2	АС-50/8	1986	Хорошее	31	35	37
166	35	ВЛ 35 кВ "Стрелица - Калинино"	Уренские ЭС	34,84	2	АС-70/11	2002	Хорошее	15	19	21
				4,90		АС-95/16	2002		15	19	21
167	35	ВЛ 35 кВ "Филинское - Родиониха"	Южные ЭС	16,24	1	АЖ-50	1964	Удовлетворительное	53	57	59
168	35	ВЛ 35 кВ "Змейка - Дружба-1"	Южные ЭС	4,80	2	АС-70/11	1979	Хорошее	38	42	44
169	35	ВЛ 35 кВ "Змейка - Дружба-2"	Южные ЭС	4,80	2	АС-70/11	1979	Хорошее	38	42	44
170	35	ВЛ 35 кВ "Новодмитриевка - Новая"	Южные ЭС	25,20	1	АС-50/8	1980	Хорошее	37	41	43
171	35	ВЛ 35 кВ "Новодмитриевка - Сноведь"	Южные ЭС	27,20	1	АС-50/8	1986	Хорошее	31	35	37
172		Отпайка от ВЛ 35 кВ "Новодмитриевка - Сноведь" на ПС "Виля"	Южные ЭС	2,63	1	АС-120/19	2016	Хорошее	1	5	7
173	35	ВЛ 35 кВ "Теша - Новодмитриевка"	Южные ЭС	44,10	1	АЖ-50	1961	Удовлетворительное	56	60	62
174	35	ВЛ 35 кВ "Кулебаки - Теша"	Южные ЭС	2,90	1	АЖ-50	1961	Хорошее	56	60	62
175	35	ВЛ 35 кВ "Теша - Саваслейка"	Южные ЭС	20,60	1	АС-70/11	1985	Хорошее	32	36	38
176	35	ВЛ 35 кВ "Змейка - Саваслейка"	Южные ЭС	8,30	1	АС-70/11	1985	Хорошее	32	36	38
177	35	ВЛ 35 кВ "Гремячево - Мухтолово"	Южные ЭС	17,40	1	АЖ-50	1974	Удовлетворительное	43	47	49
178	35	ВЛ 35 кВ "Яковцево - Чулково"	Южные ЭС	10,80	1	АС-50/8	1985	Хорошее	32	36	38
179	35	ВЛ 35 кВ "Вача - Яковцево"	Южные ЭС	17,29	1	АС-35/6	1963	Удовлетворительное	54	58	60
				0,30		АС-50/8	1963		54	58	60
180	35	ВЛ 35 кВ "Беляйково - Филинская"	Южные ЭС	7,50	1	АС-120/19	1992	Хорошее	25	29	31
181	35	ВЛ 35 кВ "Вача - Беляйково"	Южные ЭС	13,60	1	АС-120/19	1992	Хорошее	25	29	31
182	35	ВЛ 35 кВ "Турбенево - Чулково"	Южные ЭС	13,90	2	АС-50/8	1980	Удовлетворительное	37	41	43
				2,50		АС-95/16	1980		37	41	43
183	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Турбенево - Чулково" на ПС "Арефино"	Южные ЭС	0,05	2	АС-50/8	1980	Хорошее	37	41	43
184	35	Отпайка от ВЛ 35 кВ "Турбенево - Чулково" на ПС "Елизарово"	Южные ЭС	0,20	1	АС-70/11	1980	Удовлетворительное	37	41	43
				11,20		АС-120/19	1980		37	41	43
185	35	ВЛ 35 кВ "Лесуново - Мухтолово"	Южные ЭС	3,00	1	АС-50/8	2011	Удовлетворительное	6	10	12
				25,60		АЖ-35	1958		59	63	65
186	35	ВЛ 35 кВ "Елизарьево - п/я 40"	Южные ЭС	18,70	2	АС-70/11	1959	Хорошее	58	62	64
187	35	ВЛ 35 кВ "П/я 40 - Нарышкино"	Южные ЭС	17,10	2	АЖ-50	1958	Удовлетворительное	59	63	65
188	35	ВЛ 35 кВ "Нарышкино - Жемчуг"	Южные ЭС	17,10	2	АЖ-50	1958	Удовлетворительное	59	63	65
189	35	ВЛ 35 кВ "Дивеево - Елизарьево"	Южные ЭС	12,20	2	АС-50/8	1959	Удовлетворительное	58	62	64
				6,40		АЖ-50/8	1959		58	62	64
190	35	ВЛ 35 кВ "Дивеево - Сапфир"	Южные ЭС	16,45	2	АЖ-50/8	1959	Удовлетворительное	58	62	64
				8,55		АС-50/8	1959		58	62	64
191	35	ВЛ 35 кВ "Гремячево - Сапфир"	Южные ЭС	16,00	2	АС-50/8	1978	Хорошее	39	43	45
				9,00		АС-95/16	1978		39	43	45
192	35	ВЛ 35 кВ "Гремячево - Конново"	Южные ЭС	19,90	2	АС-50/8	1981	Хорошее	36	40	42
				7,60		АС-95/16	1981		36	40	42
193	35	ВЛ 35 кВ "Конново - Стексово"	Южные ЭС	0,70	2	АС-70/11	1985	Хорошее	32	36	38
194	35	ВЛ 35 кВ "Жемчуг - Новая"	Южные ЭС	27,00	1	АС-70/11	1983	Удовлетворительное	34	38	40
195	35	ВЛ 35 кВ "Елизарьево - Глухово"	Южные ЭС	11,70	1	АС-50/8	1980	Хорошее	37	41	43
196	35	ВЛ 35 кВ "Сосновская - Бараново"	Южные ЭС	9,04	1	АС-50/8	1970	Хорошее	47	51	53
197	35	ВЛ 35 кВ "Бараново - Хвощевка"	Южные ЭС	14,80	1	АС-70/11	1985	Хорошее	32	36	38
198	35	ВЛ 35 кВ "Сосновская - Лесуново"	Южные ЭС	2,00	2	АС-70/11	2000	Удовлетворительное	17	21	23
				14,00		АС-35/6	1961		56	60	62
199	35	ВЛ 35 кВ "Сосновская - Елизарово"	Южные ЭС	12,50	2	АС-70/11	1986	Хорошее	31	35	37

2. Основные внешние электрические связи энергосистемы Нижегородской области.

Энергосистема Нижегородской области граничит с энергосистемами Республик Мордовии, Чувашии, Марий Эл и Костромской, Ивановской, Владимирской, Рязанской, Ульяновской и Кировской областей.

Основные внешние электрические межсистемные связи энергосистемы Нижегородской области приведены в таблице 2-1.

Таблица 2-1. Электрические межсистемные связи энергосистемы Нижегородской области

N п/п	Наименование	Уровень напряжения, кВ	Протяженность, км
ОЭС Центра
Энергосистема Владимирской области
1	ВЛ 500 кВ Владимирская - Радуга Северная	500	153,3
2	ВЛ 500 кВ Владимирская - Радуга Южная	500	152,8
3	ВЛ 220 кВ Нижегородская ГЭС - Вязники	220	132
4	ВЛ 110 кВ Радуга - Стрелочная-I цепь с отпайкой на ПС Вербовская	110	28,8
5	ВЛ 110 кВ Радуга - Стрелочная-II цепь с отпайкой на ПС Вербовская	110	28,8
6	ВЛ 110 кВ Радуга - Муром-2	110	31
7	ВЛ 110 кВ Муром - Навашино с отпайками	110	10,6
8	ВЛ 110 кВ Гороховец - Степаньково	110	22,3
9	ВЛ 110 кВ Гороховец - Смолино с отпайкой на ПС Комплекс	110	27,1
Энергосистема Ивановской области
1	ВЛ 110 кВ Нижегородская ГЭС - Пучеж с отпайкой на ПС Губцевская	110	57,5
2	ВЛ 110 кВ Чистовская-Верещагино	110	5,9
Энергосистема Рязанской области
1	ВЛ 220 кВ Арзамасская - Сасово с отпайкой на Саровскую ТЭЦ	220	161,1
Энергосистема Костромской области
1	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Луч	500	206,9
2	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Нижегородская	500	91,327
3	ВЛ 220 кВ Рыжково - Мантурово	220	136,8
ОЭС Средней Волги
Энергосистема республики Мордовии
1	ВЛ 220 кВ Арзамасская - Рузаевка	220	136,7
2	ВЛ 220 кВ Осиновка - Саранская	220	118
3	ВЛ 110 кВ Первомайск - Жегалово	110	30,43
4	ВЛ 110 кВ Первомайск - Ельники	110	40,22
5	ВЛ 110 кВ Новосельская - Теньгушево	110	13,3
6	ВЛ 110 кВ Починки - Ичалки с отпайкой на ПС Кемля	110	38,2
Энергосистема республики Марий Эл
1	ВЛ 110 кВ Макарьево - Юрино	110	90,2
2	ВЛ 110 кВ Воскресенск - Мелковка	110	68,7
Энергосистема Чувашская Республика-Чувашия
1	ВЛ 500 кВ Чебоксарская ГЭС - Нижегородская	500	254,2
2	ВЛ 110 кВ Ядрин-1	110	24,7
3	ВЛ 110 кВ Ядрин-2	110	24,7
Энергосистема Ульяновской области
1	ВЛ 500 кВ Вешкайма - Арзамасская	500	240,7
2	ВЛ 500 кВ Вешкайма - Осиновка	500	173,6
ОЭС Урала
Энергосистема Кировской области
1	ВЛ 110 кВ Котельнич - Буреполом	110	68,3
2	ВЛ 110 кВ Иготино - Шахунья с отпайками	110	103,8
Итого длина ВЛ 500 кВ		500	1272,8
Итого длина ВЛ 220 кВ		220	684,6
Итого длина ВЛ 110 кВ		110	714,55

Заключение

По результатам исследования, приведенного в данной книге можно сделать следующие выводы:

1. Линии электропередачи 500 кВ Владимирская - Радуга - Арзамасская - Осиновка - Вешкайма и Костромская ГРЭС - Луч - Нижегородская - Чебоксарская ГЭС, образующие межсистемные транзиты ОЭС Центра с ОЭС Средней Волги, служат источниками для покрытия дефицита мощности энергосистемы Нижегородской области и обеспечивают электроснабжение крупных нагрузочных узлов.

2. Электрические сети напряжением 220 кВ являются радиально-кольцевыми и используются для питания крупных нагрузочных узлов Нижегородской области и отдельных потребителей.

3. Сеть 110 кВ одновременно является системообразующей и распределительной, используется для осуществления электроснабжения г. Нижнего Новгорода и Нижегородской области.

4. Доля установленной трансформаторной мощности на ПС c высшим напряжением 220 кВ и выше со сроком службы 25 и более лет в 2016 году составляет около 68%, а к 2022 году достигнет уровня почти 72%.

5. Доля установленной трансформаторной мощности на ПС c высшим напряжением 110 кВ со сроком службы 25 и более лет в 2016 году составляет около 81%, а к 2022 году достигнет уровня более 90%.

6. Доля установленной трансформаторной мощности на ПС c высшим напряжением 35 кВ со сроком службы 25 и более лет в 2016 году составляет около 82%, а к 2022 году достигнет уровня 92%.

7. Доля ВЛ 220 кВ и выше со сроком службы 50 и более лет в 2016 году составляет 24%, а к 2022 году достигнет уровня почти 32%.

8. Доля ВЛ 110 кВ со сроком службы 50 и более лет в 2016 году составляет более 31%, а к 2022 году достигнет уровня 43%.

9. Доля ВЛ 35 кВ со сроком службы 50 и более лет в 2016 году составляет более 26%, а к 2022 году достигнет почти 32%.

Список использованных источников информации

1. Постановление Совмина СССР от 22.10.90 N 1072 (ред. от 06.04.2001) "О единых нормах амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР" [Электронный ресурс]. URL:http://www.zakonprost.ru/content/base/part/268492.

2. Постановление Правительства РФ от 1 января 2002 г. N 1 "О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы". [Электронный ресурс] URL:http://base.garant.ru/12125271/.

Часть 2. Основные направления развития электроэнергетики Нижегородской области

Книга 2

Оглавление

Обозначения и сокращения 3

Введение 4

1. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Нижегородской области. Анализ режимов работы распределительных сетей напряжением 35 кВ и выше 7

2. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 35 кВ и выше в Нижегородской области на 2017-2021 гг. 9

2.1. Электрические сети 500 кВ 9

2.1.1. Реконструкция и техперевооружение 10

2.2. Электрические сети 220 кВ 10

2.3. Электрические сети 35-110 кВ 10

2.3.1. Электрические сети 35-110 кВ г. Нижний Новгород 10

2.3.2. Электрические сети 35-110 кВ Нижегородской области 14

3. Электроснабжение объектов Чемпионата мира по футболу 2018 года 25

4. Анализ необходимости и мест расположения дополнительных средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности 36

5. Оценка плановых показателей надежности 37

6. Оценка потребности в капитальных вложениях и объемах строительно-монтажных работ для осуществления рассмотренных вариантов развития энергосистемы 38

Список использованных источников информации 39

ПРИЛОЖЕНИЕ А 40

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 42

ПРИЛОЖЕНИЕ В 43

ПРИЛОЖЕНИЕ Г 44

ПРИЛОЖЕНИЕ Д 48

ПРИЛОЖЕНИЕ Е 52

Обозначения и сокращения

В "Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы" применяются следующие сокращения:

АТ - автотрансформатор;

АЭС - Арзамасские электрические сети;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВРП - валовой региональный продукт;

ГРЭС - Государственная районная электростанция;

ж/б опоры - железобетонные опоры;

ЕЭС - единая энергетическая система;

ИП - инвестиционная программа;

ЛЭП - линия электропередачи;

КЛ - кабельная линия;

МВ - масляный выключатель;

НДС - налог на добавленную стоимость;

НПС - насосно-перекачивающая станция;

ОКВЭД - общероссийский классификатор видов экономической деятельности;

ОПК - оборонно-промышленный комплекс;

ПС - подстанция;

ПФО - Приволжский федеральный округ Российской Федерации;

РЖД - Российская железная дорога;

РУ - распределительное устройство;

РЭС - районные электрические сети;

Т - трансформатор;

ТЭБ - Топливно-энергетический баланс;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль.

Введение

Основанием для проведения работы является совокупность следующих нормативных правовых документов в области развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации:

Федеральный закон от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

поручение Президента Российской Федерации о необходимости учета в схемах и программах перспективного развития электроэнергетики максимального использования потенциала когенерации и модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований (перечень поручений от 29.03.2010 N Пр-839 пункт 5).

При выполнении работы также учтены требования Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении", постановления Правительства Российской Федерации от 15.05.2010 N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности", Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем (утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281), Методические указания по устойчивости энергосистем (утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 277), требования Федерального закона от 23.11.2009 N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации", постановление Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения", Методические рекомендации по разработке схем теплоснабжения (проект приказа Минэнерго России), постановление Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации", постановление Правительства Российской Федерации от 16.04.2012 N 307 "О порядке подключения к системам теплоснабжения и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".

Проведение настоящей работы обосновано необходимостью обеспечения надежного функционирования энергосистемы Нижегородской области в долгосрочной перспективе.

Целью работы является создание программы развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей Нижегородской энергосистемы на 2017 - 2021 годы для обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирования стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Нижегородской области.

Объектом исследования является Нижегородская область, как социально-экономическая система, включающая в себя различные отрасли народного хозяйства и формирующие эти отрасли организации, в ракурсе обеспечения их необходимой энергетической инфраструктурой. Предметом исследования являлась система планирования развития энергетической инфраструктуры Нижегородской области.

Работа является логическим продолжением цикла разработок, выполненных органами исполнительной власти Нижегородской области при участии энергокомпаний Нижегородской области и нашедших отражение ранее также в Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2016 - 2020 годы, утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 29.04.2016 года N 242.

Отдельные элементы настоящей работы также разрабатывались в рамках других проектов. К примеру, разработка топливно-энергетического баланса Нижегородской области на период до 2020 года в соответствии с методологией Международного Энергетического Агентства (МЭА) и практики формирования топливно-энергетического баланса (далее - ТЭБ) в странах ОЭСР (государственный контракт от 24.12.2011 N 11).

Анализ перспективной балансовой ситуации и необходимости сетевого строительства 220 кВ и выше отражен в рамках Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Вместе с тем, в настоящей работе проводится комплексный анализ перспектив развития электроэнергетической отрасли народного хозяйства на основе построения единого ТЭБ по территории Нижегородской области и сценарного прогнозирования потребления электрической и тепловой энергии, необходимых для обоснования принятых направлений развития электросетевых объектов.

Исходными данными для проведения исследования являются: совокупность отчетных данных государственной и отраслевой статистики о функционировании социально-экономической системы Нижегородской области и основных параметров процессов ее энергообеспечения, данные Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы, данные генерирующих и электросетевых компаний о планируемом развитии отдельных объектов электроэнергетики, данные о планируемых к реализации на территории Нижегородской области инвестиционных проектах в области жилищного строительства и промышленности, схемы территориального планирования и генеральные планы поселений и городских округов Нижегородской области, а также данные о планируемых мероприятиях региональной программы энергосбережения Нижегородской области и данные статистического обследования энергокомпаний (Филиал АО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ, филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Нижегородское ПМЭС, филиал "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс" и др.).

1. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Нижегородской области. Анализ режимов работы распределительных сетей напряжением 35 кВ и выше

Основными проблемами энергосистемы Нижегородской области являются:

- дефицит собственных генерирующих мощностей;

- электроснабжение города Нижний Новгород;

- старение оборудования на ПС и ВЛ.

Карта-схема сетей 35 кВ и выше энергосистемы Нижегородской области на перспективу до 2020 г. представлена в приложении А. Питание распределительной сети 110 кВ филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" осуществляется от системообразующих подстанций 500 кВ энергосистемы Нижегородской области: ПС 500 кВ Луч, ПС 500 кВ Нижегородская, ПС 500 кВ Радуга, ПС 500 кВ Арзамасская и ПС 500 кВ Осиновка. К основным узлам энергосистемы Нижегородской области, обеспечивающим надежное функционирование энергосистемы, относятся также:

- ПС 220 кВ Бобыльская;

- ПС 220 кВ Борская;

- ПС 220 кВ Ермолово;

- ПС 220 кВ Заречная;

- ПС 220 кВ Кудьма;

- ПС 220 кВ Лукояновская;

- ПС 220 кВ Макарьево;

- ПС 220 кВ Нагорная;

- ПС 220 кВ Ока;

- ПС 220 кВ Пильна;

- ПС 220 кВ Починковская -1;

- ПС 220 кВ Починковская-2;

- ПС 220 кВ Рыжково;

- ПС 220 кВ Семеновская;

- ПС 220 кВ Сергач;

- ПС 220 кВ Узловая;

- ПС 220 кВ Филатово;

- ПС 220 кВ Этилен.

Наличие дефицитных центров питания 110 кВ и выше

В Нижегородской энергосистеме в связи с ростом нагрузки существуют на сегодняшний день и появятся в перспективе дефицитные центры питания.

Информация о количестве и мощности существующих в центрах питания трансформаторов, их фактической загрузке, а также перспективной нагрузке по договорам и заявкам на технологическое присоединение принята согласно Интерактивной карте загрузки энергокомплекса филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" [1].

2. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 35 кВ и выше в Нижегородской области на 2017 - 2021 гг.

Формирование перспективной схемы электрических сетей энергосистемы Нижегородской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:

- покрытие растущего дефицита мощности энергосистемы;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;

- модернизация устаревшего оборудования ПС и ВЛ.

2.1. Электрические сети 500 кВ

Энергосистема Нижегородской области является одной из наиболее дефицитных в составе ОЭС Средней Волги. Режим работы основной сети 500 кВ энергосистемы Нижегородской области определяется транзитными перетоками мощности из ОЭС Урала и ОЭС Средней Волги в ОЭС Центра, а также из ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги в ОЭС Урала по двум межсистемным транзитам 500 кВ - "северному" (Костромская ГРЭС - Луч - Нижегородская - Чебоксарская ГЭС) и "южному" (Владимирская - Радуга - Арзамасская - Осиновка - Вешкайма). Направление межсистемных перетоков определяется необходимостью покрытия нагрузок в дефицитных энергосистемах и выдачи мощности от крупных генерирующих источников в основную сеть.

ПС 500 кВ Радуга, ПС 500 кВ Арзамасская и ПС 500 кВ Осиновка являются источниками питания сети 110, 220 кВ в районе их размещения - южной части области.

Надежность электроснабжения потребителей центральной части Нижегородской энергосистемы напрямую связана с режимом работы ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Луч, ВЛ 500 кВ Чебоксарская ГЭС - Нижегородская и ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Нижегородская.

2.1.1. Реконструкция и техперевооружение

ПС 500 кВ Луч, установка АТ 500/110 кВ

Установка и ввод в работу на ПС 500 кВ Луч нового АТ N 3 500/110 кВ мощностью 250 МВА (взамен выведенного из работы в 2001 г.).

Ввод в работу на ПС 500 кВ Луч нового АТ N 3 500/110 кВ мощностью 250 МВА предусмотрен в 2017 году [8]. В рамках разработки Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы реализация данного мероприятия также запланирована на 2017 год.

2.2. Электрические сети 220 кВ

Необходимость создания новых центров питания 220/110 кВ, а также проведение реконструкции и техперевооружения существующих сетей 110 - 220 кВ для обеспечения технической возможности технологического присоединения вновь присоединяемых потребителей, а также повышения надежности электроснабжения существующих потребителей в период 2017 - 2021 гг. не выявлена.

2.3. Электрические сети 35 - 110 кВ

В период рассматриваемой перспективы предусматривается дальнейшее развитие сетей 35 - 110 кВ электрических сетей Нижегородской области с целью обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей.

2.3.1. Электрические сети 35 - 110 кв г. Нижний Новгород

В настоящее время г. Нижний Новгород характеризуется развитой электрической сетью 110 кВ. На напряжении 110 кВ выполняется распределение электроэнергии между отдельными ПС, являющимися источниками питания для потребителей города, осуществляется выдача мощности существующих ТЭЦ и связь с другими районами Нижегородской области. По ВЛ 110 кВ Молитовская - Свердловская осуществляется связь между нагорной и заречной частями города.

Схема электроснабжения города отличается достаточно высокой степенью надежности, на всех ПС 110 кВ установлено не менее двух трансформаторов, отсутствуют ПС, питающиеся по одной ВЛ.

Особенно значительное развитие сеть 110 кВ получила в заречной части города в связи с концентрацией в этом районе основных крупных промышленных предприятий.

Для сети 110 кВ этого района характерно наличие большого количества опорных ПС с развитыми ОРУ 110 кВ и многократных жестких связей между ними.

В северном районе заречного части города проходит коридор ВЛ 110 кВ, связывающих ПС 110 кВ Новосормовская, ПС 110 кВ Кировская и Сормовскую ТЭЦ с ПС 500 кВ Луч, Нижегородской ГЭС и Нижегородской ГРЭС.

2.3.1.1. Реконструкция и техперевооружение

Для электроснабжения объектов промышленного и жилищно-коммунального строительства города Нижнего Новгорода в соответствии с инвестиционной программой ПАО "МРСК Центра и Приволжья" на период 2017 - 2022 годов предусматривается реконструкция существующих сетей 110 кВ:

- ПС 110 кВ Мещерская - в 2016 году выполнена реконструкция с установкой трансформатора 25 МВА напряжением 110/6/10 кВ с образованием СШ 10 кВ (в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" энергопринимающих устройств Министерства спорта Российской Федерации в лице федерального государственного унитарного предприятия "Спорт-Инжиниринг");

- ПС 110 кВ Соцгород - реконструкция с заменой трансформатора 31,5 МВА на 40 МВА. Срок службы трансформатора 66 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 14.09.2015. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 46,86 МВА (149%), действующих договоров заключено на мощность 15,61 МВт, с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 9,83 МВт (11,05 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 57,91 МВА (184%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 кВ Свердловская -реконструкция с заменой трансформатора 32 МВА на 40 МВА. Срок службы трансформатора 55 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 28.08.2013. Максимум нагрузки по результатам замерного дня по напряжению 6 кВ за 5 лет составляет 60,67 МВА (96%), действующих договоров на 10,04 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 6,66 МВт (7,49 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 68,16 МВА (108%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 Ковалиха Т-1, Т-2 - реконструкция с заменой трансформаторов 32 и 40 МВА на 2х63 МВА. Срок службы трансформаторов 46 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 27.07.2014. Максимум нагрузки по результатам замерного дня по напряжению 6 кВ за 5 лет составляет 37,81 МВА (118%), действующих договоров на 2,73 МВт, с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 1,8 МВт (2,02 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 39,83 МВА (124%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 НИИТОП - реконструкция с заменой трансформатора 25 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА. Срок службы трансформатора 15 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 07.06.2015. Максимум нагрузки по результатам замерного дня по напряжению 6 кВ за 5 лет составляет 12,9 МВА (103%), действующих договоров на 9,57 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 6,52 МВт (7,33 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 20,23 МВА (162%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110/6 кВ Ленинская - реконструкция с заменой трансформатора 16 МВА на 25 МВА. Срок службы трансформатора 54 года. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 12.09.2013. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 18,42 МВА (147%), действующих договоров на 1,7 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 0,65 МВт (0,73 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 19,15 МВА (153%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110/6 кВ Спутник - реконструкция с заменой трансформаторов 25+32 МВА на 2х40 МВА. Срок службы трансформатора 19 лет, максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 22,6 МВА (90%), действующих договоров на 12,74 МВт, с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 8,49 МВт (9,54 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 32,14 МВА (129%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 Старосормовская -реконструкция с заменой трансформатора 32 МВА на 40 МВА. Срок службы трансформатора 56 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 10.11.2015. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 30,53 МВА (95)%, действующих договоров 3,17 МВт, с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 1,73 МВт (1,94 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 32,47 МВА (101%).

2.3.1.2. Новое строительство

- Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Нагорная - Ольгино с отпайками (ВЛ Ольгино), ВЛ 110 кВ Нагорная - Митино с отпайками (ВЛ Митино) на новую ПС 110 кВ ООО "Капстройинвест", протяженностью 0,340 км;

ПС 110 кВ Новинки с установленной мощностью трансформаторов 2х25 МВА с присоединением к ВЛ 110 кВ Нагорная - Ольгино, ВЛ 110 кВ Нагорная - Митино (в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" энергопринимающих устройств ООО "Капстройинвест") - для обеспечения возможности подключения потребителей по договору с ООО "Капстройинвест" на технологическое присоединение жилых домов с инфраструктурой максимальной мощностью 24 МВт (2017 г.). ПС 110 кВ Новинки строится заявителем и является абонентской;

в рамках технологического присоединения энергопринимающих устройств филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК "Центра и Приволжья" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" построена новая КВЛ 110 кВ Нагорная - Свердловская (КВЛ 110 кВ Приокская) и планируется установка ячейки 110 кВ на ПС 110 кВ Свердловская для завода данной линии. В результате образуется дополнительная связь между ПС 110 кВ Свердловская и ПС 220 кВ Нагорная и исключается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Нагорная - Свердловская - 1 (2, 3) в схемно-режимных ситуациях.

2.3.2. Электрические сети 35-110 кВ Нижегородской области

2.3.2.1. Новое строительство

В период рассматриваемой перспективы настоящей Схемой и программой перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы предусматривается дальнейшее развитие электрических сетей 35 - 110 кВ Нижегородской энергосистемы с целью обеспечения электроснабжения промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей.

2.3.2.2. Реконструкция и техперевооружение

Реконструкция и техперевооружение производятся филиалом "Нижновэнерго" ПАО "МРСК "Центра и Приволжья" на основании инвестиционной программы общества и предусматривается на период 2017 - 2022 годов выполнение следующих мероприятий по реконструкции сетей:

а) Арзамасские ЭС

В связи с ростом нагрузок и на основании актов освидетельствования в рассматриваемом энергорайоне планируется:

- ПС 35 Большое Болдино - реконструкция с заменой трансформаторов 2х4 на 2х6,3 МВА. Срок службы трансформатора 37 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 6,07 МВА (151%), действующих договоров 0,66 МВт, с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 0,41 МВт (0,46 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 6,53 МВА (163%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 Сатис - реконструкция с заменой трансформатора 5,6 МВА на 6,3 МВА. Срок службы трансформатора 56 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 12.09.2013;

- ПС 110 Первомайск - реконструкция с заменой трансформатора 15 МВА на 25 МВА. Срок службы трансформатора 60 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 22.08.2014. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 17,28 МВА (115%), действующих договоров 3,55 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 2,29 МВт (2,57 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 19,85 МВА (132%), что превышает длительно-допустимую нагрузку.

На основании актов освидетельствования ЛЭП намечается реконструкция ВЛ:

- реконструкция ВЛ 110 кВ Бобыльская - Суроватиха протяженностью 25,03 км в 2020 г., акт технического освидетельствования ВЛ от 15.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Арзамас-110 - Вадская с отпайкой на ПС АМЗ (ВЛ-110 кВ Вадская) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 25,82 км., акт технического освидетельствования ВЛ от 18.06.2016.

б) Балахнинские ЭС

- ПС 110 кВ Левобережная - реконструкция с заменой трансформатора 16 МВА на 40 МВА. Срок службы трансформатора 32 года, максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 19,19 МВА (119%), действующих договоров 11,52 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 5,17 МВт (5,81 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 25 МВА (156%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 кВ Алешинская -реконструкция с заменой трансформатора МВА на 16 МВА. Срок службы трансформатора 57 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 12.09.2014. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 6,99 МВА (110%), действующих договоров 3,42 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 1,56 МВт (1,75 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 8,74 МВА (138%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 Заволжская - реконструкция с заменой трансформатора 5,6 МВА на 6,3 МВА. Срок службы трансформатора 65 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 22.07.2013;

- ПС 35 кВ Сицкая - реконструкция с заменой трансформатора 35 кВ мощностью 5,6 МВА на трансформатор 6,3 МВА. Срок службы трансформатора 66 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 15.09.2015.

На основании актов освидетельствования ЛЭП намечается реконструкция ВЛ:

- реконструкция ВЛ 110 кВ Заволжская - Могильцы (ВЛ 180) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 10,8 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 11.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Заволжская - Ильинская (ВЛ Заволжская) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 7 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 13.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Левобережная - Ильинская с отпайкой на ПС Городецкая (ВЛ Ильинская) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 17,9 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 06.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Чистовская - Верещагино (ВЛ 11 кВ Чистое - Верещагино) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 4,1 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 16.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Нижегородская ГРЭС - Луч с отпайкой на ПС Алешинская (ВЛ 101), ВЛ 110 кВ Сормовская ТЭЦ - Нижегородская ГРЭС с отпайками (ВЛ 108) с образованием двухцепной ЛЭП 110 кВ протяженностью 13,7 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 11.07.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Нижегородская ГЭС - Ока с отпайками (ВЛ 106), ВЛ 110 кВ Нижегородская ГРЭС -Этилен с отпайками (ВЛ 107) с образованием двухцепной ЛЭП 110 кВ протяженностью 13,7 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 11.07.2016.

в) Дзержинские ЭС

- ПС 110 кВ Доскино -реконструкция с заменой трансформатора 10 МВА на 16 МВА. Срок службы трансформатора 51 год. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 6,7 МВА 67%, действующих договоров 6,83 МВт, развитие международного аэропорта г. Нижний Новгород с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 4,58 МВт (5,14 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 11,84 МВА (118%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 Западная -реконструкция с заменой трансформатора 31,5 МВА на 40 МВА. Срок службы трансформатора 61 год. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 25.08.2011. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 38,4 МВА (121%), действующих договоров 1,78 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 1,01 МВт (1,14 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 39,54 МВА (126%), что превышает длительно-допустимую нагрузку.

г) Кстовские ЭС

- ПС 110 кВ Буревестник - реконструкция с заменой трансформаторов 10+16 МВА на 2х25 МВА. Срок службы трансформаторов 46 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 31.08.2015. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 15,6 МВА (156%), действующих договоров на 28,71 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 13,98 МВт (15,71 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 31,31 МВА (313%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 кВ Дальнее Константиново - реконструкция с заменой двух трансформаторов по 16 МВА на 2х25 МВА. Срок службы трансформаторов 39 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 30.06.2016. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 19,8 МВА (123%), действующих договоров на 23,56 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 8,64 МВт (9,71 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 29,51 МВА (184%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 Богородская -реконструкция с заменой трансформатора 15 МВА на 25 МВА. Срок службы трансформатора 63 года. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 30.06.2016. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 20,57 МВА (137%), действующих договоров на 10,64 МВт,с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 5,07 МВт (5,69 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 26,26 МВА (175%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 Кожевенная - реконструкция с заменой трансформатора 16 МВА на 25 МВА. Срок службы трансформатора 28 лет, максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 17,1 МВА (107%), действующих договоров на 17,37 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 6,17 МВт (6,93 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 24,03 МВА (150%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 35 Куликово. Реконструкция. Замена трансформатора 35 кВ мощностью 3,2 МВА на трансформатор мощностью 6.3 МВА. Реконструкция. Замена трансформатора 35 кВ мощностью 4 МВА на трансформатор мощностью 6,3 МВА. Срок службы трансформаторов 50 лет, максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 5,59 МВА (166%), действующих договоров на 13,58 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 5,2 МВт (5,84 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 11,43 МВА (357%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 35 Горбатовская, Т-1 ПО КЭС. Реконструкция. Замена трансформатора 35 кВ мощностью 3,2 МВА на трансформатор мощностью 6,3 МВА. Срок службы трансформатора 80 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 10.07.2016;

- ПС 110 Просек, Т-1 ПО КЭС. Реконструкция. Замена трансформатора 110 кВ мощностью 5,6 МВА на трансформатор мощностью 6,3 МВА. Срок службы трансформатора 61 года. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 29.05.2015.

На основании актов освидетельствования ЛЭП намечается реконструкция ВЛ:

- реконструкция отпайки от ВЛ 110 кВ Новогорьковская ТЭЦ - Дальнее Константиново с отпайками (ВЛ 119) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 16,75 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 17.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Новогорьковская ТЭЦ - Подлесово (ВЛ 135) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 6,9 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 31.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Нива - Подлесово с отпайкой на Работки (ВЛ Нива - Подлесово) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 28,68 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 17.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Лысково - Нива (ВЛ Лысково - Нива) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 6,57 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 31.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Варганы - Воротынец (ВЛ Варганы - Воротынец) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 21,35 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 31.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Лысково - Княгинино (ВЛ Лысково - Княгинино) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 22,87 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 17.05.2016;

- реконструкция отпайки от ВЛ 110 кВ Дзержинская ТЭЦ - Павлово N 1 (ВЛ 123) с отпайками (ВЛ 123) на ПС 110 кВ Буревестник (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 13,53 км). Акт технического освидетельствования ВЛ от 06.04.2016.

д) Семеновские ЭС

- ПС 110 кВ Толоконцево - реконструкция с монтажом силового трансформатора 25 МВА и обеспечением 2 категории надежности для заявителей по договорам технологического присоединения. Срок службы трансформатора 60 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 17.03.2015. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 7,88 МВА (58%), действующих договоров на 11,74 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 5,94 МВт (6,68 МВА). С учетом заключенных договоров нагрузка составит 14,56 МВА (108%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 Останкино - реконструкция с заменой трансформатора 3,2 МВА на 4 МВА. Срок службы трансформатора 67 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 25.07.2014. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 3,24 МВА (101%), действующих договоров на 1,79 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 0,95 МВт (1,07 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 4,31 МВА (135%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС 110 кВ Воскресенская - реконструкция с заменой трансформатора для подключения новых заявителей. Срок службы трансформатора 48 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции) акт технического обследования от 27.06.2016. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 12,92 МВА (129%), действующих договоров на 3,26 МВт, с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 1,58 МВт (1,78 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 14,7 МВА (147%), что превышает длительно-допустимую нагрузку.

На основании актов освидетельствования ЛЭП намечается реконструкция ВЛ:

- реконструкция ВЛ 110 кВ Моховые Горы - Печёрская с отпайкой на ПС Ковалиха (ВЛ 131) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 1,2 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 25.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Моховые Горы - Линда (ВЛ 134) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 4,4 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 13.05.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Семёновская -Шалдеж (ВЛ 160) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 10,47 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 24.05.2016.

е) Сергачские ЭС

- ПС 110 Кузьминка -реконструкция с заменой трансформатора 5.6 МВА на 6,3 МВА. Срок службы трансформатора 57 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 10.08.2016. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 6,61 МВА (118%), действующих договоров на 0,39 МВт, с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 0,24 МВт (0,27 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 6,88 МВА (123%), что превышает длительно-допустимую нагрузку.

ж) Уренские ЭС

- ПС 35 кВ Тоншаево - реконструкция с заменой трансформатора для подключения новых заявителей. Срок службы трансформатора 66 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 29.08.2014. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 4,71 МВА (130%), действующих договоров на 0,48 МВА с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 0,21 МВт (0,24 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 4,95 МВА (138%), что превышает длительно-допустимую нагрузку.

На основании актов освидетельствования ЛЭП намечается реконструкция ВЛ:

ВЛ 110 кВ Урень - Ветлуга (ВЛ 169). Реконструкция. Замена опор и провода протяженностью 19,4 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 10.08.2016;

- реконструкция отпайки от ВЛ 110 кВ Быструха - Урень с отпайкой на ПС Шеманиха (ВЛ 164) (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 0,33 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 25.05.2016.

- реконструкция ВЛ 110 Узловая - Тонкино (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 6,7 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 27.05.2016;

- реконструкция отпайки от ВЛ 110 кВ Урень -Ветлуга (ВЛ 169) на ПС Карпуниха (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 3,6 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 10.08.2016.

з) Южные ЭС

- ПС 110 Навашино -реконструкция с заменой трансформаторов 2 по 7,5 МВА на 16 МВА. Срок службы трансформаторов 59 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 10.04.2014. Максимум нагрузки по результатам замерного дня за 5 лет составляет 16,69 МВА (111%), действующих договоров на 1,44 МВт с учетом применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической мощности и вероятности набора нагрузки (далее - коэффициенты) увеличение максимума нагрузки составит 0,66 МВт (0,74 МВА). При аварийном отключении трансформатора (режим N-1) и с учетом заключенных договоров нагрузка составит 17,43 МВА (116%), что превышает длительно-допустимую нагрузку;

- ПС-35 Мухтолово, Т-2 ПО ЮЭС. Реконструкция. Замена трансформатора 35 кВ мощностью 3,2 МВА на трансформатор мощностью 4 МВА. Срок службы трансформаторов 70 лет. Ухудшение показателей состояния изоляционных характеристик (значений характеристик масла и изоляции), акт технического обследования от 17.07.2013.

На основании актов освидетельствования ЛЭП намечается реконструкция ВЛ:

- реконструкция ВЛ 110 кВ Радуга - Выкса-2 (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 7,45 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 17.07.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Выкса -Досчатое (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 0,6 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 18.08.2016;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Досчатое -Змейка (полная реконструкция с заменой провода, опор, изоляторов и грозотроса) протяженностью 5,4 км. Акт технического освидетельствования ВЛ от 21.07.2016.

Подтверждается необходимость включения вышеперечисленных объектов в ИП ПАО "МРСК Центра и Приволжья".

3. Электроснабжение объектов Чемпионата мира по футболу 2018 года

С целью подготовки к Чемпионату мира по футболу в Нижнем Новгороде планируется строительство стадиона, развитие гостиничной инфраструктуры, расширение транспортной сети и проведение других сопутствующих мероприятий. Перечень основных объектов, необходимых для проведения Чемпионата, с указанием установленной мощности и центров питания приведён в таблице 3-1.

Таблица 3-1. - Основной Реестр электрических нагрузок объектов, задействованных в проведении Чемпионата мира по футболу в 2018 году.

N п./п.	N по ПП РФ N 518 от 20.06.2013	Наименование объекта по ПП РФ N 518 от 20.06.2013	Точка присоединения (ПС)	Срок сдачи объекта в эксплуатацию, месяц, год	Общая заявленная максимальная мощность, МВт	Принадлежность к сетевой компании, ФСК/МРСК/и т.д.
1	5	Строительство стадиона на 45000 зрительских мест, г. Нижний Новгород, в квартале ул. Бетанкура, набережная р. Волги, ул. Должанская, ул. Самаркандская, в том числе; проектно-изыскательские работы; строительно-монтажные работы	ПС 110 кВ Стрелка, ПС 110 кВ Мещерская	2017	7,853	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
2	37	Строительство тренировочной площадки, г. Нижний Новгород, ул. Карла Маркса, 200 м на юго-восток от д. 19	ПС 110 кВ Стрелка	2017	0,25	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
3	39	Реконструкция тренировочной площадки на стадионе Локомотив, г. Нижний Новгород, Балаклавский пер., д. 1	Без увеличения мощности, в рамках существующего технологического присоединения
4	40	Строительство тренировочной площадки на территории муниципального бюджетного учреждения дополнительного образования "Детско-юношеская спортивная школа "Мещера", г. Нижний Новгород, ул. Карла Маркса, д. 17а	ПС 110 кВ Стрелка	2017	0,172	ПАО "МРСК Центра
5	71	Реконструкция тренировочной площадки на стадионе Химик Нижегородская область, г. Дзержинск	Без увеличения мощности, в рамках существующего технологического присоединения
6	105	Поставка, монтаж и демонтаж строений и сооружений временного назначения и (или) вспомогательного использования для подготовки и проведения спортивных соревнований на стадионе в г. Нижнем Новгороде, в квартале ул. Бетанкура, набережная р. Волги, ул. Должанская, ул. Самаркандская и на территории прилегающей к этому стадиону, в том числе: проектные и изыскательские работы; поставка, монтаж, демонтаж.	ПС 110 кВ Стрелка	2017	4.35471	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
7	110(1)	Устройство внешнего периметра безопасности, контрольнопропускных пунктов, зоны безопасности и оборудование их техническими средствами охраны на период строительства и (или) реконструкции стадионов чемпионата мира по футболу в гг. Калининград, Нижний Новгород, Ростов-на-Дону, Самара, Саранск, Волгоград и Екатеринбург	Без увеличения мощности
8	110(2)	Поставка, монтаж, демонтаж временной инфраструктуры безопасности стадионов в гг. Калининграде, Нижнем Новгороде, Ростове-на-Дону, Самаре, Саранске, Волгограде, Екатеринбурге, Казани и Сочи (включая оснащение временных площадок досмотра крупногабаритных транспортных средств)	ПС 110 кВ Канавинская	2017	0.150	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
9	124	Строительство гостиницы г. Нижний Новгород, пл. Театральная, д. 1.	ПС 110 кВ Старт	3 квартал 2014	0,50	ООО "Специнвестпроект"
10	125	Реконструкция гостиничного комплекса, 220 номеров, г. Нижний Новгород, ул. Алексеевская, д. 6/1	ПС 110 кВ Свердловская	2018	0,50	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
11	127	Строительство гостиницы категория "три звезды" г. Нижний Новгород, Мещерское озеро у торгового центра "Седьмое небо"	ПС 110 кВ ГМЗ	ноябрь 2017	0,66	ООО "СТН-Энергосети"
12	128	Строительство гостиницы г. Нижний Новгород, ул. Академика Блохиной, д. 4	ПС 110 кВ Свердловская	март 2017	0,95	ПАО "МРСК Центра и Приволжья
13	149	Строительство гостиницы на территории санатория Малиновая слобода, Нижегородская область, Борский район, дер. Филипповское, ул. Слободка, д. 47	Вся инфраструктура имеется
14	152	Строительство гостиничного комплекса, г. Нижний Новгород, Нижегородский район в границах ул. М. Горького и Ковалихинская	ПС 110 кВ НИИТОП, ПС 110 кВ Ковалихинская	октябрь 2015	1,36	ООО "Специнвестпроект"
15	153	Строительство гостиницы г. Н.Новгород, в районе домов 11А и 13 по ул. Октябрьская	ПС 110 кВ Свердловская	2017	0,298	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
16	161	Строительство гостиницы г. Нижний Новгород, ул. Ильинская - пер. Плотничный	ПС 110 кВ Свердловская	4 квартал 2015	0,80	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
17	183	Реконструкция (восстановление) искусственных аэродромных покрытий и замена светосигнального оборудования на ИВПП-1 международного аэропорта Нижний Новгород. 2-я очередь строительства, в том числе: разработка проектной документации, реконструкция взлетно-посадочной полосы - 1 с заменой светосигнального оборудования, перрона (21 МС под расчетный тип ВС), рулежных дорожек, магистральной рулежной дорожки, строительство РД скоростного схода, внутриаэродромных дорог, системы электроснабжения, очистных сооружений N 1 и 2, устройство водосточно-дренажной системы. Реконструкция объектов комплекса аэропорта, не относящихся к федеральной собственности.	ПС 110 кВ Доскино	4 квартал 2015	2,10	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
18	184	Реконструкция (восстановление) искусственных аэродромных покрытий и замена светосигнального оборудования на ИВПП-2 международного аэропорта Нижний Новгород, 1-я очередь строительства	ПС 110 кВ Спутник	2015	4,70	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
19	193	Реконструкция проспекта Молодежный до Нижегородского аэропорта в Автозаводском районе г. Нижнего Новгорода	ПС 110 кВ Соцгород		0,066	ООО "Энергосети"
20	201	Продление Сормовско-Мещерской линии метрополитена в Нижнем Новгороде от станции "Московская" до станции "Волга" 1 этап - продление линии метрополитена от станции "Московская" до станции "Стрелка" г. Нижний Новгород	ПС 110 кВ Стрелка	2013 - 2017	4,810	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
21	229	Строительство сетей водоснабжения для стадиона Стрелка в г. Нижнем Новгороде	Электроснабжение не требуется
22	230	Реконструкция сетей водоотведения для строящегося стадиона Стрелка в г. Нижнем Новгороде	Электроснабжение не требуется
23	231	Реконструкция насосной станции хозяйственно-бытовой канализации в рамках строительство стадиона Стрелка в г. Нижнем Новгороде	Без увеличения мощности, в рамках существующего технологического присоединения
24	232	Строительство сетей дождевой канализации в рамках строительства стадиона Стрелка в г. Нижнем Новгороде	Электроснабжение не требуется
25	233	Строительство очистных сооружений дождевой канализации в районе строительства стадиона Стрелка в г. Нижнем Новгороде	Без увеличения мощности, в рамках существующего технологического присоединения
26	234	Строительство насосных станций дождевой канализации в районе строительства стадиона Стрелка в г. Нижнем Новгороде	ПС 110 кВ Стрелка	2 квартал 2016	0,51	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
27	247	Строительство теплотрассы отопления в рамках строительства стадиона Стрелка в г. Нижнем Новгороде	Электроснабжение не требуется
28	263	Приобретение административного здания для перемещения Нижегородской таможни, г. Нижний Новгород".	Вся инфраструктура имеется
29	272	Выполнение функций застройщика стадионов в гг. Волгограде, Екатеринбурге, Калининграде, Нижнем Новгороде, Ростове-на-Дону, Самаре и Саранске, эксплуатация этих стадионов, а также обеспечение эксплуатации отдельных тренировочных площадок	Электроснабжение не требуется

Для электроснабжения стадиона на 45 000 зрительских мест построена и введена в эксплуатацию в 2014 году ПС 110 кВ Стрелка.

Подключение объектов Чемпионата мира планируется осуществить в основном от подстанций филиала "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" с использованием как существующих, так и вновь построенных распределительных сетей 6, 10 кВ в рамках исполнения договорных отношений по договорам об осуществлении технологического присоединения. Ввод генерирующих мощностей на электрических станциях Нижнего Новгорода и пригорода в период до 2018 года дополнительно обеспечивает повышение надежности электроснабжения объектов Чемпионата мира.

В рамках исполнения п. 4.8 протокола совещания под руководством Председателя Правления ПАО "ФСК ЕЭС" Бударгина О.М. N 32 от 05.03.2013 с целью обеспечения разработки в установленном порядке и утверждения схем внешнего электроснабжения объектов Чемпионата мира по футболу 2018 года (далее - Чемпионат) с учетом применения современного оборудования и технологий при сооружении электросетевых объектов в черте города и создания элементов Smart Grid ОАО "Институт "ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ" подготовило перечень необходимых требований для учета при разработке схем внешнего электроснабжения, предъявляемых, в том числе, к интеллектуальным энергосистемам Smart Grid.

С целью разработки в установленном порядке и утверждения схем внешнего электроснабжения объектов Чемпионата, которые должны быть выполнены в рамках разработки Схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, задействованных при проведении Чемпионата (согласно постановлению Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 и п. 2 протокола совещания у заместителя Министра энергетики Российской Федерации М.Ю. Курбатова от 11.02.2013 NМК-33пр), территориальным сетевым организациям рекомендуется учесть представленный перечень требований, необходимых для учета при разработке схем внешнего электроснабжения и предъявляемых, в том числе, к интеллектуальным энергосистемам Smart Grid:

- схема электрической сети должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять её поэтапное развитие и обеспечивать возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развития электростанций;

- схема и параметры электрической сети должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки, с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии в полной схеме сети;

- электрическая сеть должна обеспечивать всем субъектам рынка электроэнергии и мощности условия для беспрепятственной поставки на рынок своей продукции на конкурентной основе при наличии спроса на нее; обеспечивать всем субъектам рынка возможность получения продукции с рынка электроэнергии и мощности в необходимом объеме с требуемой надежностью и нормативными стандартами качества на базе обоснованных цен;

- управляемость основной электрической сети должна обеспечиваться за счет использования устройств FACTS: статических компенсаторов (СТАТКОМ, СТК), управляемых и неуправляемых устройств продольной компенсации (УУПК и УПК), управляемых шунтирующих реакторов (УШР), вставок несинхронной связи (ВНС), в том числе и вставок постоянного тока (ВПТ), электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств (ФПУ) и других управляемых устройств;

- схема основной электрической сети должна соответствовать требованиям охраны окружающей среды, главным образом уменьшению площади подлежащих изъятию для нового строительства земельных угодий и общей площади охранных зон линий электропередачи, в которых ограничивается хозяйственная деятельность и пребывание людей.

- Кроме того, при проектировании сети необходимо по возможности обеспечить:

- насыщенность сети активными элементами (как в ее узлах, так и распределенных по территории), позволяющими изменять топологические параметры сети;

- наличие большого количества датчиков, измеряющих текущие режимные параметры, достаточного для текущей оценки состояния сети в нормальных, предаварийных, аварийных и послеаварийных режимах энергосистемы;

- наличие системы сбора, передачи и обработки информации (включая программное обеспечение), а также программных и технических средств адаптивного управления с возможностью воздействия в реальном масштабе времени на активные элементы сети и электроустановки (токоприемники) потребителей;

- наличие необходимых исполнительных органов и механизмов, позволяющих в реальном масштабе времени воздействовать на активные элементы сети, изменять ее топологические параметры (конфигурацию и сопротивления), а также воздействовать на смежные энергетические объекты (генерацию и потребление);

- наличие системы управления в реальном масштабе времени, обеспечивающей взаимодействие сети с генерирующими установками, позволяющей адекватно реагировать на изменения режимной ситуации в энергосистеме;

- возможность автоматической (программными средствами) оценки в режиме реального времени текущей ситуации в электроэнергетической системе и ее отдельных частях с воздействием на энергетические объекты и оборудование с целью предотвращения нарушений в работе энергосистемы, их локализация (в случае возникновения) и послеаварийное восстановление системы;

- высокое быстродействие управляющей системы и информационного обмена с целью управления, организация циклического контроля состояния системы, ее частей и элементов с разными временными циклами на разных уровнях управления.

Кроме того, рекомендуется дополнительно учесть следующие требования:

- создание интегрированного информационно-управляющего комплекса оперативно-диспетчерского управления в режиме реального времени с экспертно-расчетными системами принятия решений;

- создание высокоскоростных высоконадежных магистральных каналов связи между различными уровнями диспетчерского управления и дублированных цифровых каналов обмена информацией между объектами и центрами управления;

- простота осуществления отклонения (ограничения) потребителя за неплатежи (или невнесенную предоплату за потребляемую электроэнергию) без применения физического воздействия на существующие вводные устройства в частных помещениях;

- измерительные элементы систем учета должны располагаться на границе раздела балансовой принадлежности с сетевой организацией (основание - п. 144 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 04.05.2012 N 442);

- интеграция с измерительными приборами других энергоресурсов, с биллинговыми и информационными системами сбытовых и сетевых компаний, органов местного самоуправления и т.п.;

- расширенные возможности отображения на дисплее счетчика всей возможной (при первичных измерениях токов и напряжений) информации: от суточного графика активной мощности, напряжения, частоты до показателей надежности (времени перерывов в питании) и денежных показателей - стоимости потребления, оставшейся "кредитной линии" и пр.;

- двухсторонняя информационная (и управляющая) связь сбытовой компании и потребителя, т.е. передача потребителю различных сообщений, дистанционная смена тарифа, отключение или ограничение потребления и т.п.;

- автоматическое считывание счетчика (AMR (Automatic Meter Reading) автоматический сбор данных о потреблении, диагностике, статусе с приборов учета воды и энергии (газ, электроэнергия), а также передача данных в центральную базу данных для биллинга, осуществление поиска, устранение различных неисправностей и проведение анализа);

- передовая инфраструктура измерений (устройства и системы управления потреблением у физических лиц, осуществляющие их ограничения и отключения за неплатежи (AMI - Advanced Metering Infrastructure));

- обеспечение возможности потребителям и сбытовым компаниям возможности контроля и управления потреблением энергоресурсов согласно установленным критериям оптимизации энергосбережения ( "интеллектуальные измерения", или Smart Metering);

- измерение мощности за короткие периоды, коэффициента мощности, измерение времени, даты и длительности провалов и отсутствия питающего напряжения;

- возможность самодиагностики и защита приборов учета электроэнергии от распространенных методов хищения электроэнергии, фиксация в журнале событий моментов вскрытия кожуха, крышки клеммной колодки, воздействий сильного магнитного поля и других воздействий как на счетчик, его информационные входы и выходы, так и на саму электрическую сеть;

- наличие функций для управления нагрузкой и подачи команд на включение и отключение электрических приборов (превращение измерительного прибора в управляющую систему, в АСУ, так как содержит все признаки такой системы: наличие измерительного компонента, решающего компонента (выдающего управляющие сигнал) и, в случае, размещения коммутационных аппаратов внутри счетчика, органов управления);

- более удобные и прозрачные функции для потребителей и энергоснабжающих организаций, позволяющие выбирать вид тарифа и энергосбытовую компанию в зависимости от потребностей в энергии и возможности ее своевременно оплачивать;

- интеграция измерений и учета всех энергоресурсов для выработки решений, минимизирующих расходы на оплату энергоресурсов. Вовлечение в эту стратегию как отдельных потребителей, так и управляющих компаний, энергоснабжающих и сетевых организаций;

- принципиально новые функции интеллектуальной системы учета электроэнергии (ИСУЭ): определение технических потерь, сведение балансов в режиме, близком к on-line, определение показателей надежности;

- обеспечение возможности развития рыночных механизмов, в том числе реализация зарядных инфраструктур электрозаправочных станций в крупных городах;

- обеспечение возможности взаимовыгодной интеграции различных субъектов электроэнергетики (ПАО "Россети", генерирующие компании, территориальные сетевые организации и т.д.) при реализации интеллектуальных энергосистем Smart Grid.

Требования в бытовом секторе:

- дистанционное получение от каждой точки измерения (узла учета) у бытового потребителя сведений об отпущенной или потребленной электроэнергии;

- расчет внутриобъектного (многоквартирный жилой дом, поселок) баланса поступления и потребления энергоресурсов с целью выявления технических и коммерческих потерь и принятия мер по эффективному энергосбережению;

- контроль параметров поставляемых энергоресурсов с целью обнаружения и регистрации их отклонений от договорных значений;

- обнаружение фактов несанкционированного вмешательства в работу приборов учета или изменения схем подключения электроснабжения.

4. Анализ необходимости и мест расположения дополнительных средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности

В 2014 году на РУ 500 кВ ПС 500 кВ Радуга наблюдались случаи превышения напряжения выше допустимых значений [4]. Ввод в работу на ПС 500 кВ Радуга ШР 500 кВ (180 Мвар) в соответствии с [3]предусмотрен в 2023 году.

Мероприятие отсутствует в текущей редакции инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 годы (утверждена приказом Минэнерго России от 18.12.2015 N 980).

Анализ установившихся режимов на этап с 2017 по 2021 годы не выявил необходимости в установке дополнительных СКРМ.

5. Оценка плановых показателей надежности

Оценка плановых показателей надежности производится в соответствии с "Методическими указаниями по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций" [12]. В таблице 5-1 приведена динамика показателя уровня надежности оказываемых услуг за период с 2013 по 2016 г. а также оценка плановых значений показателя уровня надежности оказываемых услуг ПАО "МРСК Центра и Приволжья" (филиал "Нижновэнерго").

Таблица 5-1. Значения показателя уровня надежности оказываемых услуг ПАО "МРСК Центра и Приволжья" (филиал "Нижновэнерго")

	Период
	2013 (факт)	2014 (факт)	2015 (факт)	2016 (факт)	2017 (оценка)	2018 (оценка)	2019 (оценка)	2020 (оценка)	2021 (оценка)
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии	0,03530373	0,03541961	0,03475136	0,02963774	0,03084914	0,03038640	0,02993061	0,02948165	0,02903942

В приложении Е в таблице Е.1 приведен журнал учета текущей информации о прекращении передачи электрической энергии для потребителей услуг электросетевой организации за 2013 - 2016 года ПАО "МРСК Центра и Приволжья" (филиал "Нижновэнерго"). В таблице Е.2 приведен расчет показателя средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии за 2013 - 2016 года ПАО "МРСК Центра и Приволжья" (филиал "Нижновэнерго").

6. Оценка потребности в капитальных вложениях и объемах строительно-монтажных работ для осуществления рассмотренных вариантов развития энергосистемы

Мероприятия, указанные в главе 3 настоящей книги предусмотрены "Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2016 - 2022 годы", утвержденной приказом Минэнерго России от 01.03.2016 N 147 [3], а также инвестиционными программами субъектов электроэнергетики. Оценка капитальных затрат на их реализацию приведена в соответствующих документах по развитию ЭС и в инвестиционных программах субъектов электроэнергетики, разработанных и утвержденных в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 N 977.

В соответствии с пунктом 5 Правил утверждения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 N 977, объем финансовых потребностей, необходимый для реализации инвестиционных проектов строительства (реконструкции, модернизации, технического перевооружения и (или) демонтажа) объектов электроэнергетики определяется соответствии с укрупненными нормативами цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики, утверждаемыми Минэнерго России.

Список использованных источников информации

1. "Интерактивная карта загрузки энергокомплекса филиала ПАО "МРСК Центра и Приволжья" "Нижновэнерго" http://map.nne.mrsk-cp.ru/.

2. Приказ Минэнерго России от 16.12.2016 N 1334 "Об утверждении изменений, вносимых в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра и Приволжья", утвержденную приказом Минэнерго России от 14.12.2015 N 953".

3. Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

4. Отчет о результатах функционирования ЕЭС России на территории операционной зоны Филиала АО "СО ЕЭС" ОДУ Средней Волги в 2014 году.

5. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ.

6. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281.

7. Часть 2 Книга 1 "Схема и программа развития электроэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы".

8. Приказ Минэнерго России от 28.12.2016 N 1432 "Об утверждении изменений, вносимых в инвестиционную программу ПАО "ФСК ЕЭС", утвержденную приказом Минэнерго России от 18.12.2015 N 980".

9. Сборник укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО "Холдинг МРСК", Москва 2012.

10. Стандарт организации ПАО "ФСК ЕЭС". Сборник "Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-кВ" 324 тм-т 1 для электросетевых объектов ПАО "ФСК ЕЭС". Утвержден приказом ПАО "ФСК ЕЭС" от 09.07.2012 N 385.

11. Письмо Минстроя России от 13.08.2015 N 25760-ЮР/08 "Об индексах изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ, индексах изменения сметной стоимости проектных и изыскательских работ и иных индексах на III квартал 2015 года".

12. Методические указания по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденные приказом Минэнерго России от 14.10.2013 N 718.

Приложение А

Рисунок А.1 - Карта-схема существующих и намечаемых к сооружению сетей 35 кВ и выше Нижегородской энергосистемы в период 2017 - 2021 гг;

Рисунок А.2 - Карта-схема существующих и намечаемых к сооружению сетей 35 кВ и выше города Нижний Новгород в период 2017 - 2021 гг;

Рисунок А.3 - Принципиальная схема электрических сетей Нижегородской области 110 кВ и выше на период 2017 - 2021 гг;

Рисунок А.4 - Принципиальная схема электрических сетей 110 кВ и выше города Нижний Новгород на период 2017 - 2021 гг;

Рисунок А.5 - Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше на период 2017 - 2021 гг Балахнинские электрические сети;

Рисунок А.6 - Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше на период 2017 - 2021 гг Уренские электрические сети;

Рисунок А.7 - Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше на период 2017 - 2021 гг. Семеновские электрические сети;

Рисунок А.8 Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше на период 2017 - 2021 гг. Дзержинские электрические сети;

Рисунок А.9 - Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше на период 2017 - 2021 гг Кстовские электрические сети;

Рисунок А.10 - Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше на период 2017 - 2021 гг Южные электрические сети;

Рисунок А.11 - Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше на период 2017 - 2021 гг Арзамасские электрические сети;

Рисунок А.12 - Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше на период 2017 - 2021 гг Сергачские электрические сети.

При разработке указанных карт-схем и принципиальных схем сетей 35 кВ и выше энергосистемы Нижегородской области за основу приняты карты-схемы, разработанные в рамках Схемы и программы развития электроэнергетики Нижегородской области на 2017 - 2021 годы, с учетом корректировки информации по следующим объектам:

N п/п	Номер карты-схемы	Название объекта	Корректировка
1.	А1, А3	ПС 220 кВ (ГПП-5) ООО "Лукойл - Нижегороднефтеоргсинтез", ВЛ 220 кВ Кудьма - ГПП-5 ООО "Лукойл - Нижегороднефтеоргсинтез", ВЛ 220 кВ Нижегородская - ГПП-5 ООО "Лукойл - Нижегороднефтеоргсинтез"	Считать неактуальным
2.	А1	Разграничение энергосистемы Нижегородской области на северный и южный энергорайоны	Считать неактуальным
3.	А1, А3, А9	ПС 110 кВ НОРСИ (ГПП-4), ЛЭП 110 кВ Кудьма - НОРСИ, ЛЭП 110 кВ Новогорьковская ТЭЦ - НОРСИ	Учесть объект, как существующий, начиная с 2016 года
4.	А1, А4	ПС 110 кВ Новинки (ООО "Капстройинвест"), двухцепная ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Нагорная - Ольгино с отпайками (ВЛ Ольгино), ВЛ 110 кВ Нагорная - Митино с отпайками (ВЛ Митино) на новую ПС 110 кВ Новинки (ООО "Капстройинвест")	Учесть объект на основании информации, приведенной в пункте 3 Таблицы Д-1 Приложения Д к Части 2 Книге 2 настоящего документа.
5.	А2, А4	ПС 110 кВ Сенная, заходы ЛЭП 110 кВ на ПС 110 кВ Сенная	Считать неактуальным
6.	А3, А9	АТ-2 220/110 кв на ПС 220 кВ Кудьма	Считать неактуальным
7.	А5	ПС 110 кВ Балахна, заходы ЛЭП 110 кВ на ПС 110 кВ Балахна	Считать неактуальным
8.	А10	ПС 35 кВ Виля, заход ЛЭП 35 кВ на ПС 35 кВ Виля	Учесть объект на основании информации, приведенной в пункте 124 Таблицы 1-4 в Части 1 Книге 2 настоящего документа.

Приложение Б

Перечень планируемого к строительству, модернизации или выводу из эксплуатации генерирующего оборудования представлен в таблицах Б.1 - Б.2.

Таблица Б.1 - Изменение установленной мощности энергосистемы Нижегородской области по электростанциям в соответствии с базовым вариантом развития

Электростанция	Год	Мощность, МВт	Тип
Вводы мощности
Саровская ТЭЦ	2017	25	ввод
Саровская ТЭЦ	2018	25	ввод
Нижегородская ГЭС	2020	7,5	модернизация
Выводы мощности
Саровская ТЭЦ	2020	4	демонтаж
Саровская ТЭЦ	2020	4	демонтаж
Саровская ТЭЦ	2020	4	демонтаж
Саровская ТЭЦ	2020	4	демонтаж

Таблица Б.2 - Изменение установленной мощности энергосистемы Нижегородской области по электростанциям с учетом дополнительных объемов вводов

Электростанция	Год	Мощность, МВт	Тип
Нижегородская ТЭЦ 1 ПГУ-450(Т)	2019	450	ввод
Нижегородская ТЭЦ 2 ПГУ-450(Т)	2021	450	ввод
Автозаводская ТЭЦ (ПГУ-440)	2021	440	ввод
Автозаводская ТЭЦ (ТГ-3, 4,5)	2019	75	демонтаж
Автозаводская ТЭЦ (ТГ-6)	2023	25	демонтаж

Указанная в Таблице Б.2 информация приведена справочно и данные о вводе (изменению установленной мощности) генерирующего оборудования в балансах электрической энергии и мощности в СиПР не учитываются.

Приложение В

Вводы компенсирующих устройств

Анализ установившихся режимов на этап с 2017 по 2021 годы не выявил необходимости в установке дополнительных СКРМ

Приложение Г

Нагрузки подстанций 110 кВ и выше представлены в таблице Г.1.

Таблица Г.1 - Нагрузки подстанций 110 кВ и выше.

N пп	Наименование подстанции	Значение нагрузки по контрольному замеру 21.12.2016, МВА
1	ПС 110/10кВ "Арзинка"	1.00
2	ПС 110/10кВ "Мадаево"	0.27
3	ПС 110/6кВ "Сатис"	1.30
4	ПС 110/35/10кВ "Арзамас-110"	23.60
5	ПС 110/10кВ "Берёзовская"	9.90
6	ПС 110/35/10кВ "Большое Маресьево"	6.30
7	ПС 110/35/10кВ "Вадская"	10.90
8	ПС 110/10кВ "Власть Советов"	0.90
9	ПС 110/35/10кВ "Выездное"	7.40
10	ПС 110/10кВ "Кардавиль"	1.20
11	ПС 110/10кВ "КС-6"	2.80
12	ПС 110/10кВ "Лукоянов-110"	9.00
13	ПС 110/10кВ "Новосёлки"	5.90
14	ПС 110/35/10кВ "Орбита"	13.30
15	ПС 110/35/10кВ "Панфилово"	3.26
16	ПС 110/6кВ "Первомайск "	13.30
17	ПС 110/35/10кВ "Перевоз"	8.90
18	ПС 110/35/10кВ "Починки-110 " (СШ-35кВ)	14.60
	ПС 110/35/10кВ "Починки-110"(СШ-10кВ)	6.98
19	ПС 110/10кВ "Разино"	0.90
20	ПС 110/35/10кВ "Шатки"	10.00
21	ПС 110/35/10 кВ "Губцевская"	8.38
22	ПС 110/6 кВ "Заволжская"	1.10
23	ПС 110/6кВ "Алешинская"	6.80
24	ПС 110/35/6 кВ "Бурцевская "	13.76
25	ПС 110/10 кВ "Чернораменская"	0.28
26	ПС 110/35/6кВ "Левобережная"	14.50
27	ПС 110/6/6 кВ "Городецкая"	14.80
28	ПС 110/35/10 кВ "Бриляковская"	4.50
29	ПС 110/10 кВ "Ильинская"	2.40
30	ПС 110/35/6 кВ "Чистовская"	6.20
31	ПС 110/27/6 кВ "Малаховская"	7.46
32	ПС 110/6 кВ "Пестовская"	7.50
33	ПС 110/35/10 кВ "Сокольская"	5.16
34	ПС 110/35/10 кВ "Кострово"	1.75
35	ПС 110/35/10 кВ "Ковернинская"	6.60
36	ПС 110/35/6 кВ "Дзержинская"	21.40
37	ПС 110/10 кВ "Доскино "	5.30
38	ПС 110/35/6 кВ "Западная"(СШ-6кВ)	29.90
	ПС 110/10/10 кВ "Западная"(СШ-10кВ)	4.40
39	ПС 110/10/6 кВ "Городская"(СШ-10кВ)	14.00
	ПС 110/10/6 кВ "Городская"(СШ-6кВ)	10.10
40	ПС 110/35/10 кВ "Сейма ПТФ"	10.00
41	ПС 110/35/10 кВ "Смолино"	4.00
42	ПС 110/35/10 кВ " Комплекс"	6.23
43	ПС 110/10 кВ "Просек"	1.20
44	ПС 110/35/10 кВ "Дальнее Константиново"	19.38
45	ПС 110/6 кВ "Мешиха"	14.18
46	ПС 110/10 кВ "Буревестник"	15.60
47	ПС 110/10 кВ "Покров Майдан"	0.70
48	ПС 110/35/6 кВ "Воротынец"	12.70
49	ПС 110/10 кВ "Варганы"	3.90
50	ПС 110/6/10 кВ "Лысково"	18.10
51	ПС 110/10 кВ "Нива"	1.40
52	ПС 110/35/10 кВ "Работки"	5.03
53	ПС 110/10 кВ "Подлесово"	0.90
54	ПС 110/6 кВ "Федяково"	20.50
55	ПС 110/10 кВ "Безводное"	3.40
56	ПС 110/35/6 кВ "Кожевенная"	17.10
57	ПС 110/6 кВ "Богородская"	19.20
58	ПС 110/6 кВ "Ворсма"	10.12
59	ПС 110/6 кВ "Ясенецкая"	5.90
60	ПС 110/35/6 кВ "Павлово"	31.00
61	ПС 110/6 кВ "Тумботино"	6.50
62	ПС 110/10/6 кВ "Степаньково"	10.80
63	ПС 110/6 кВ "Таремская"	3.10
64	ПС 110/6 кВ "Толоконцево"	6.40
65	ПС 110/10 кВ "Шеманиха"	0.86
66	ПС 110/10 кВ "Боковая"	1.00
67	ПС 110/35/6 кВ "Моховые Горы"	22.70
68	ПС 110/35/10 кВ "Сухобезводное"	10.50
69	ПС 110/35/6 кВ "Останкино"(СШ-35кВ)	8.10
	ПС 110/35/6 кВ "Останкино" (СШ-6кВ)	3.01
70	ПС 110/35/10 кВ "Воскресенская"	10.90
71	ПС 110/35/10 кВ "Линда"	9.90
72	ПС 110/35/10 кВ "Ситники"	10.80
73	ПС 110/10 кВ "Красные Баки"	7.80
74	ПС 110/10 кВ "Зубилиха"	1.25
75	ПС 110/35/10 кВ "Зиновьево"	2.20
76	ПС 110/10 кВ "Шалдеж"	0.92
77	ПС 110/35/10 кВ "Варнавино"	4.10
78	ПС 110/10 кВ "Кварц "	8.00
79	ПС 110/10кВ "Строительная"	2.66
80	ПС 110/35/10кВ " Салганы"	2.20
81	ПС 110/10кВ "Медяны"	0.34
82	ПС 110/10кВ " Андреевка"	0.63
83	ПС 110/10кВ "Ачка "	2.28
84	ПС 110/10кВ "Полюс"	1.80
85	ПС 110/35/10кВ "Бутурлино"	8.70
86	ПС 110/35/10кВ " Сеченово"	10.00
87	ПС 110/35/10кВ "Пильна"	7.60
88	ПС 110/35/10кВ "Спасское"	6.60
89	ПС 110/10кВ "Кузьминка"	5.40
90	ПС 110/10кВ "Возрождение"	1.20
91	ПС 110/35/10кВ "Княгинино"	7.78
92	ПС 110/35/10 кВ "Гагино"	5.20
93	ПС 110/6 кВ "Артемовская"	8.50
94	ПС 110/10/6кВ "Ковалиха"(СШ-6кВ)	28.10
	ПС 110/10/6кВ "Ковалиха"(СШ-10кВ)	1.00
95	ПС 110/10 кВ "Кузнечиха"	20.20
96	ПС 110/35/10 кВ "Митино"	17.20
97	ПС 110/6 кВ "Мыза"	36.00
98	ПС 110/10/6кВ "НИИТОП"(СШ-6кВ)	12.90
	ПС 110/10/6кВ "НИИТОП"(СШ-10кВ)	7.60
99	ПС 110/6кВ "Ольгино"	7.20
100	ПС 110/10/6 кВ "Печерская"	21.10
101	ПС 110/6 кВ "Приокская"	33.90
102	ПС 110/10/6кВ "Свердловская"(СШ-10кВ)	5.40
	ПС 110/10/6кВ "Свердловская"(СШ-6кВ)	47.50
103	ПС 110/6кВ "Варя"	3.60
104	ПС 110/6кВ "Канавинская "	22.60
105	ПС 110/6кВ "Левинка"	10.10
106	ПС 110/6 кВ "Мещерская"	16.30
107	ПС 110/6кВ "Ново-Сормовская"	25.80
108	ПС 110/6 кВ "Светлоярская"	27.90
109	ПС 110/6 кВ "Старо-Сормовская"	28.60
110	ПС 110/6кВ "Водозабор"	11.40
111	ПС 110/6кВ "Кировская"	18.80
112	ПС 110/6кВ "Ленинская"	16.40
113	ПС 110/6кВ "Молитовская"	30.80
114	ПС 110/6 кВ "Соцгородская"	44.90
115	ПС 110/6кВ "Спутник"	22.60
116	ПС 110/10кВ "Стрелка"	1.80
117	ПС 110/10 кВ "Карпуниха"	0.50
118	ПС 110/10 кВ "Роженцово"	1.10
119	ПС 110/10 кВ "Хмелевицы"	2.40
120	ПС 110/35/10 кВ "Гагаринская"	7.30
121	ПС 110/10 кВ " Вахтан"	3.90
122	ПС 110/10 кВ "Минино"	0.50
123	ПС 110/10 кВ "Сява"	1.80
124	ПС 110/10 кВ "Шаранга "	4.60
125	ПС 110/35/10 кВ " Ветлуга"	6.80
126	ПС 110/35/10 кВ "Пижма "	4.90
127	ПС 110/35/10 кВ "Тонкино "	3.40
128	ПС 110/35/10 кВ " Урень "	13.90
129	ПС 110/35/6кВ "Турбенево "	6.12
130	ПС 110/6 кВ "Навашино"	12.50
131	ПС 110/35/6кВ " Кулебаки"	22.20
132	ПС 110/35/6кВ " Гремячево"	4.70
133	ПС 110/35/10кВ "Сапфир "	5.30
134	ПС 110/35/10кВ "Дивеево"	8.78
135	ПС 110/35/10кВ "Жемчуг "	2.36
136	ПС 110/10кВ " Новосельская"	2.02
137	ПС 110/6кВ " Выкса "	21.40
138	ПС 110/35/6кВ "Змейка"	8.00
139	ПС 110/6кВ "Досчатое"	3.00
140	ПС 110/35/6 кВ " Вача"	8.70
141	ПС 110/35/6 кВ "Сосновская"	13.00
142	ПС 110/35/10кВ "Конново"	0.98

Приложение Д

Таблица Д.1 - Реализуемые и перспективные проекты по развитию электрических сетей 220 кВ и выше, а также территориальных распределительных сетей на территории Нижегородской области

N п/п	Мероприятия	Сроки выполнения мероприятий	Капитальные затраты, млн. руб *	Наличие в СиПР ЕЭС России 2016 - 2020 гг.	Наличие в ИП ПАО "ФСК ЕЭС на 2016 - 2020 годы	Наличие в ИП ПАО "МРСК Центра и Приволжья" 2016 - 2022 гг.	Исполнитель
Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей классом напряжения 220 кВ и выше в соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы
1	ПС 500 кВ Луч, установка АТ 500/110 кВ	2017	457,86	+	+	-	ПАО "ФСК ЕЭС"
Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей классом напряжения 110 кВ и выше, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного электроснабжения и качества электрической энергии на территории Нижегородской области
2	Реконструкция ПС 110 кВ Толоконцево	2014 - 2017	88,519			+	ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
3	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Нагорная - Ольгино с отпайками (ВЛ Ольгино), ВЛ 110 кВ Нагорная - Митино с отпайками (ВЛ Митино) на новую ПС 110 кВ ООО "Капстройинвест" , протяженностью 0.340 км.	2017 - 2022	12,134			-
4	Реконструкция ПС 110 кВ Левобережная	2013 - 2018	153,933			+
5	Реконструкция ПС 110 кВ Соцгород	2018	58,781			+
6	Реконструкция ВЛ110 кВ Нижегородская ГРЭС - Луч с отпайкой на ПС Алешинская (ВЛ 101) , ВЛ 110 кВ Сормовская ТЭЦ - Нижегородская ГРЭС с отпайками (ВЛ 108) с образованием двухцепной ЛЭП 110 кВ	2017 - 2019	223,413			+
7	Реконструкция ПС 110 кВ Буревестник	2017 - 2022	89,019			+
8	Реконструкция ПС 110 кВ Алешинская	2018 - 2019	38,190			+
9	Реконструкция ВЛ 110 кВ Нижегородская ГЭС - Ока с отпайками (ВЛ 106), ВЛ 110 кВ Нижегородская ГРЭС - Этилен с отпайками (ВЛ 107)	2017 - 2019	141,423			+
10	Реконструкция ВЛ 110 кВ Урень - Ветлуга (ВЛ 169)	2018 - 2019	77,548			+
11	Реконструкция ПС110 кВ Свердловская	2020	68,220			+
12	Реконструкция ПС-10кВ Дальнее Константиново	2013 - 2020	108,048			+
13	Реконструкция ВЛ 110 кВ Бобыльская - Суроватиха	2019 - 2020	268,740			+
14	Реконструкция ВЛ 110 кВ Арзамас-110 - Вадская (ВЛ Вадская)	2019 - 2020	292,353			+
15	Реконструкция ВЛ 110 кВ Заволжская - Могильцы (ВЛ 180)	2019 - 2020	109,180			+
16	Реконструкция ВЛ 110 кВ Заволжская - Ильинская (ВЛ Заволжская)	2019 - 2020	71,100			+
17	Реконструкция ПС 110 кВ Богородская	2019 - 2020	65,602			+
18	Реконструкция ПС 110 кВ Ковалиха	2020 - 2022	101,606			+
19	Реконструкция ПС 110 кВ НИИТОП	2019 - 2020	48,950			+
20	Реконструкция ПС 110 кВ Ленинская	2020 - 2021	26,130			+
21	Реконструкция ВЛ 110 кВ Левобережная - Ильинская (ВЛ Ильинская)	2020 - 2021	190,50			+
22	Реконструкция ВЛ 110 кВ Чистовская - Верещагино	2020 - 2021	43,730			+
23	Реконструкция Отпайки от ВЛ 110 кВ Новогорьковская ТЭЦ - Дальнее Константиново" с отпайками (ВЛ 119)	2020 - 2021	178,160			+
24	Реконструкция ВЛ 110 кВ Новогорьковская ТЭЦ - Подлесово (ВЛ 135)	2020 - 2021	79,500			+
25	Реконструкция ВЛ 110 кВ Нива - Подлесово	2020 - 2021	335,150			+
26	Реконструкция ВЛ 110 кВ Лысково - Нива	2020 - 2021	75,780			+
27	Реконструкция ВЛ 110 кВ Варганы - Воротынец	2020 - 2021	248,530			+
28	Реконструкция ВЛ 110 кВ Лысково - Княгинино	2020 - 2021	244,630			+
29	Реконструкция Отпайки от ВЛ 110 кВ Дзержинская ТЭЦ - Павлово N 1 с отпайками (ВЛ 123)	2020 - 2021	143,180			+
30	Реконструкция ВЛ 110 кВ Семёновская - Шалдеж (ВЛ 160)	2020 - 2021	119,960			+
31	Реконструкция ПС 110 кВ Спутник	2020 - 2022	118,633			+
32	Реконструкция ВЛ 110 кВ Моховые Горы - Печёрская с отпайкой на Ковалиху (ВЛ 131)	2021	14,420			+
33	Реконструкция ВЛ 110 кВ Моховые Горы - Линда (ВЛ 134)	2021	52,890			+
34	Реконструкция Отпайки от ВЛ 110 кВ Быструха - Урень с отпайкой на ПС "Шеманиха (ВЛ 164)	2021	3,640			+
35	Реконструкция ВЛ 110 кВ Узловая - Тонкино	2021	73,280			+
36	Реконструкция Отпайки от ВЛ 110 кВ Урень - Ветлуга (ВЛ 169) на ПС Карпуниха	2021	39,720			+
37	Реконструкция ВЛ 110 кВ Радуга - Выкса - 2	2021	88,640			+
38	Реконструкция ВЛ 110 кВ Выкса - Досчатое	2021	7,220			+
39	Реконструкция ВЛ 110 кВ Досчатое - Змейка	2021	59,430			+
40	Реконструкция ПС 110 кВ Доскино	2021 - 2022	47,882			+
41	Реконструкция ПС 110 кВ Навашино	2021 - 2022	31,571			+
42	Реконструкция ПС 110 кВ Кожевенная	2021 - 2022	35,289			+
43	Реконструкция ПС 110 кВ Сатис	2021 - 2022	26,964			+
44	Реконструкция ПС 110 кВ Западная	2021 - 2022	92,813			+
45	Реконструкция ПС 110 кВ Старосормовская	2021 - 2022	92,813			+
46	Реконструкция ПС 110 кВ Останкино	2021 - 2022	15,096			+
47	Реконструкция ПС 110 кВ Первомайск	2021 - 2022	35,289			+
48	Реконструкция ПС 110 кВ Заволжская	2021 - 2022	28,539			+
49	Реконструкция ПС 110 кВ Просек	2021 - 2022	28,539			+
50	Реконструкция ПС 110 кВ Кузьминка	2021 - 2022	28,539			+
51	Реконструкция ПС 35кВ Б. Болдино	2021 - 2022	28,949			+
52	Реконструкция ПС 35кВ Куликово	2021 - 2022	30.192			+
53	Реконструкция ПС 35кВ Сицкая	2021 - 2022	15,096			+
54	Реконструкция ПС 35кВ Горбатовская	2021 - 2022	15,096			+
55	Реконструкция ПС 35кВ Мухтолово	2021 - 2022	15,096			+
56	Реконструкция ПС 110 кВ Воскресенская	2017 - 2022	*			-	ПАО МРСК "Центра и Приволжья"
57	Реконструкция ПС 35 кВ Тоншаево	2017 - 2022	*			-

* - подлежит уточнению в процессе разработки ПСД

Приложение Е

Таблица Е.1 - Журнал учета текущей информации о прекращении передачи электрической энергии для потребителей услуг электросетевой организации за 2013 - 2016 года ПАО "МРСК Центра и Приволжья" (филиал "Нижновэнерго")

N п/п	Расчетный период	Обосновывающие данные для расчета	Продолжительность прекращения, час.	Количество точек присоединения потребителей услуг к электрической сети электросетевой организации, шт.
1	2013	АРТН-2000 (версия 1.8.1)	1782,990	1249385
2		АРТН-2000 (версия 1.8.1)	1787,250	1261023
3		АРТН-2000 (версия 1.8.1)	2960,220	1272257
4		АРТН-2000 (версия 1.8.1)	2905,880	1283358
5		АРТН-2000 (версия 1.8.1)	2911,470	1294326
6		ПК "Аварийность"	5398,530	1305583
7		ПК "Аварийность"	3928,010	1316326
8		ПК "Аварийность"	3229,030	1292823
9		ПК "Аварийность"	3471,183	1269320
10		ПК "Аварийность"	6557,220	1245817
11		ПК "Аварийность"	4784,380	1222314
12		ПК "Аварийность"	6755,050	1209209
13	2014	ПК "Аварийность"	1741,533	1205743
14		ПК "Аварийность"	1621,717	1202277
15		ПК "Аварийность"	2632,833	1198811
16		ПК "Аварийность"	2555,133	1195374
17		ПК "Аварийность"	2414,000	1191937
18		ПК "Аварийность"	3557,033	1188500
19		ПК "Аварийность"	3550,367	1185093
20		ПК "Аварийность"	5453,417	1181686
21		ПК "Аварийность"	4386,767	1178279
22		ПК "Аварийность"	4396,450	1174901
23		ПК "Аварийность"	4948,883	1171523
24		ПК "Аварийность"	5448,817	1168146
25	2015	ПК "Аварийность"	1681,750	1164476
26		ПК "Аварийность"	1783,400	1160806
27		ПК "Аварийность"	2373,450	1157136
28		ПК "Аварийность"	2455,867	1153446
29		ПК "Аварийность"	2204,400	1149796
30		ПК "Аварийность"	3302,050	1146126
31		ПК "Аварийность"	3250,770	1142456
32		ПК "Аварийность"	4834,500	1138786
33		ПК "Аварийность"	4261,100	1135116
34		ПК "Аварийность"	4250,770	1131446
35		ПК "Аварийность"	4796,270	1127776
36		ПК "Аварийность"	5272,800	1124106
37	2016	ПК "Аварийность"	1638,7216	1286125
38		ПК "Аварийность"	1326,613	1285763
39		ПК "Аварийность"	2419,084	1287369
40		ПК "Аварийность"	2479,285	1286043
41		ПК "Аварийность"	2188,766	1285962
42		ПК "Аварийность"	3050,567	1285631
43		ПК "Аварийность"	3225,668	1286492
44		ПК "Аварийность"	4764,668	1286001
45		ПК "Аварийность"	4365,986	1285326
46		ПК "Аварийность"	4076,033	1286153
47		ПК "Аварийность"	4769,665	1286768
48		ПК "Аварийность"	3849,652	1287200

Таблица Е.2 - Расчет показателя средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии за 2013 - года ПАО "МРСК Центра и Приволжья" (филиал "Нижновэнерго")

	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Максимальное за расчетный период число точек присоединения	1316326	1205743	1164476	1287369
Суммарная продолжительность прекращений передачи электрической энергии, час	46471,21	42706,95	40467,13	38154,70
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии	0,03530373	0,03541961	0,03475136	0,02963774