Липецкая газета. 2020 г. (г. Липецк)

ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОТДЕЛ 14 № 68 /26196/9 ИЮНЯ 2020 ЛИПЕЦКАЯ ГАЗЕТА № п/п Наименование Напряжение, кВ Ток трехфазного и однофаз- ного КЗ на 2025 г. в норм. ре- жиме, кА Отключающая способность вы- ключателей, кА 22 Цементная 110/35/6 14,86/9,86 40; 20 23 Юго-Западная 110/10/6 19,61/12,51 25, 40 24 Южная 110/10/6 7,51/4,82 40 25 Манежная 110/10 8,68/4,97 40 26 Университетская 110/10 9,81/6,81 40 27 Агрегатная 110/6 10,45/8,18 40 28 Волово 110/35/10 2,40/1,71 25; 10 29 Гороховская 110/35/10 3,08/1,99 40; 10 30 Долгоруково 110/35/10 6,52/5,00 40; 6,6; 10 31 Донская 110/35/10 6,58/4,39 20; 25; 40 6,6 32 Западная 110/6 11,17/9,05 25 33 Измалково 110/35/10 2,61/1,56 10 34 Кашары 110/10 4,44/2,72 35 Лукошкино 110/10 7,06/4,38 40 36 Набережное 110/35/10 3,33/2,47 40; 6.6; 10 37 Табак 110/6 9,88/7,95 38 Тербуны 110/35/10 7,92/8,79 20; 6.6; 12.5 39 Тербунский Гончар 110/10 5,09/4,33 40 40 Лебедянь 110/35/10 9,81/7,39 20; 25; 40 10; 6.6 41 Лев Толстой 110/35/10 3,09/2,05 40 42 Чаплыгин Новая 110/35/10 1,79/1,22 25; 10 43 Россия 110/35/10 2,71/1,74 40; 10 44 Компрессорная 110/35/10 6,40/3,95 18.4; 10 45 Березовка 110/35/10 1,68/1,17 25; 10 46 Нива 110/10 7,06/5,41 40 47 Астапово 110/35/10 3,42/2,35 25; 10 48 Химическая 110/35/10 5,36/4,53 20; 40; 12.5 49 Ольховец 110/10 6,67/4,48 40 50 Куймань 110/10 7,04/4,31 40 51 Лутошкино 110/10 2,16/1,37 40 52 Круглое 110/10 5,07/3,54 40 53 Троекурово 110/35/10 1,82/1,13 25; 10 54 Рождество 110/10 3,29/3,05 40 55 ОЭЗ 110/10/10 7,26/4,81 40 Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2025 г. показали, что замены коммутационного оборудования на ПС 110 кВ по условию недостаточной отключающей способности не требуется. В таблице 60 представлены значения токов КЗ на период до 2025 г. объектов Фи- лиал ПАО «Квадра» – «Липецкая генерация» на шинах 110 кВ Липецкой ТЭЦ-2 и Елец- кой ТЭЦ в нормальной схеме сети. На Липецкой ТЭЦ-2 установлены выключатели с отключающей способностью 31,5 (10 шт.) и 50 кА (13 шт.), на Елецкой ТЭЦ установле- ны выключатели с отключающей способностью 25 (4 шт.) и 40 кА (8 шт.). Таблица 60 Липецкая ТЭЦ-2 1 СШ 1 сек., 2 СШ 1 сек. 1 СШ 2 сек., 2 СШ 2 сек. Трехфазный, кА Однофазный, кА Трехфазный, кА Однофазный, кА 30,55 33,23 30,62 32,50 Елецкая ТЭЦ 1 СШ 2 СШ Трехфазный, кА Однофазный, кА Трехфазный, кА Однофазный, кА 15,40 15,11 15,40 15,11 Максимальный ток короткого замыкания по В 110 кВ ТЭЦ-2 Правая (32,4), В 110 кВ ТЭЦ-2 Левая (32,4), В 110 кВ Чугун Левая (32,2) и ШСВВ-1 (31,9) Липецкой ТЭЦ-2 превышает отключающую способность выключателей (31,5 кА). Согласно результа- там расчетов токов короткого замыкания, необходима замена выключателей В 110 кВ ТЭЦ-2 Правая, В 110 кВ ТЭЦ-2 Левая, В 110 кВ Чугун Левая и ШСВВ-1 Липецкой ТЭЦ-2, либо установка токоограничивающего оборудования, либо отключение ШСВВ-1 в качестве альтернативного мероприятия. Возможность применения меро- приятия по делению сети должна быть определена исходя из схемно-режимной си- туации. Замены оборудования 110 кВ Елецкой ТЭЦ по недостаточной отключающей способности не требуется. В таблице 61 представлены значения токов КЗ на период до 2025 г. на шинах 110 кВ энергообъектов ПАО «НЛМК» в нормальной схеме сети. Таблица 61 Подстанция Ток отключения выкл., кА Значения токов короткого замыкания, кА Трехфазный, кА Однофазный, кА ГПП-18 шины 110 кВ 40 31,18 30,39 РП-1 шины 110 кВ 40 31,87 28,69 РП-2 шины 110 кВ 40 30,16 28,67 ТЭЦ НЛМК шины 110 кВ 40 29,74 30,29 УТЭЦ НЛМК Т1 шины 110 кВ 40 30,70 28,90 УТЭЦ НЛМК Т2 шины 110 кВ 40 30,64 28,36 УТЭЦ НЛМК Т1 шины 110 кВ 40 30,73 29,02 ГТРС шины 110 кВ 40 27,51 27,48 ГПП-1 шины 110 кВ 40 28,20 22,90 Результаты расчетов токов короткого замыкания на период до 2025 г. показали, что замены коммутационного оборудования 110 кВ на энергообъектах ПАО «НЛМК» по недостаточной отключающей способности не требуется. 5.6.2.3 Решения по электрическим сетям напряжением 35–110 кВ (региональный вариант развития) ПС 110/35/10 кВ Хворостянка Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Хворостянка: – мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 10 МВА, Т2 16 МВА; – максимальная загрузка подстанции по замерам – 15,02 МВА (в ремонтной схе- ме при отключении трансформатора большей мощности – 15,02 МВА (150%)); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,82 МВА) – 13,2 МВА (132%); – величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 0,63 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов на- грузки подстанций – 0,34 МВА; – величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,42 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента не- совпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,23 МВА; – загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 15,59 МВА (в ремонтной схе- ме при отключении одного трансформатора – 15,59 МВА (156%); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,82 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 13,77 МВА (138%). Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Хворостянка с заменой трансформатора 10 МВА на трансформатор 16 МВА. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2023–2024 гг. ПС 110/35/10 кВ Хлевное Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 110 кВ Хлевное: – мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 16 МВА, Т2 16 МВА; – максимальная загрузка подстанции по замерам – 14,14 МВА (в ремонтной схе- ме при отключении трансформатора большей мощности – 14,14 МВА (88%)); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,8 МВА) – 12,34 МВА (77%); – величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 2,94 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов на- грузки подстанций – 2,3 МВА; – величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 1,85 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента не- совпадения максимумов нагрузки подстанций – 1,5 МВА; – загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 18,04 МВА (в ремонтной схе- ме при отключении одного трансформатора – 18,04 МВА (113%); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,8 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 16,24 МВА (102%). Исходя из выше сказанного требуется реконструкция ПС 110 кВ Хворостянка с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х25 МВА в связи с наличием перспективы роста нагрузок. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2024–2025 гг. ПС 35/10 кВ Восход В Данковском районе расположена ОЭЗ РУ ППТ «Данков». Ожидаемая суммар- ная мощность энергопринимающих устройств резидентов ОЭЗ к 2030 году составит 30,01 МВт. Текущая потребность в электроэнергии – 3,026 МВт. Ближайшим центром питания является ПС 110 кВ Химическая. Для обеспечения электроснабжения новых объектов ОЭЗ потребуется выполнить реконструкцию ПС Химическая с заменой су- ществующих трансформаторов на 2 трансформатора мощностью 25 МВА каждый, реконструкцией ОРУ-110 кВ, реконструкцией строительной части подстанции (фун- даменты и прочее), установкой нового распределительного устройства 10 кВ. Альтернативным вариантом является строительство ПС 35/10 кВ Восход с одним трансформатором мощностью 4 МВА. Электроснабжение новой подстанции плани- руется осуществить от ПС 110 кВ Астапово (центр питания – ПС 220 кВ Дон) через новую ВЛ-35 кВ протяженностью ориентировочно 9 км, построенной от РУ 35 кВ ПС 35/10 кВ Бигильдино. Для подключения линии потребуется в РУ 35/10 кВ ПС Бигиль- дино установить новый выключатель. Предлагаемый вариант – строительство новой ВЛ-35 кВ протяженностью ори- ентировочно 9 км, построенной от РУ 35 кВ ПС 35/10 кВ Бигильдино и ПС 35/10 кВ Восход с одним трансформатором мощностью 4 МВА. Мероприятия предлагается выполнить в 2025 г. Необходимость строительства новой ПС 35 кВ Восход и схема присоединения к электрической сети будет уточняться на этапе разработки техни- ческих условий на технологическое присоединение к существующим электрическим сетям и подачи заявок на технологическое присоединение потребителей. ПС 35/10 кВ Черная слобода В настоящее время электроснабжение микрорайонов «Черная слобода» и «Се- верный» осуществляется от ПС 110 кВ Западная и РП №18. Помимо микрорайонов «Черная слобода» и «Северный» данные ПС 110 кВ и РП осуществляют электро- снабжение восточной части города. Географически ПС 110 кВ Западная и РП№ 18, микрорайоны «Черная слобода» и «Северный» находятся в противоположных сто- ронах города. Протяженность питающих ВЛ составляет более 27 км. Значительная протяженность данных ВЛ накладывает существенные ограничения на их пропускную способность. Других центров питания, которые можно использовать для электро- снабжения микрорайонов «Черная слобода» и «Северный», нет. Для электроснабжения потребителей района «Черная слобода» планируется строительство новой подстанции напряжением 35/10 кВ с трансформаторами 2х6,3 МВА, схема РУ 35-4Н. Подключение данной подстанции планируется выполнить от- ветвлениями от ВЛ 35 кВ Восточная двухцепной ВЛ 35 кВ. Ответвления планирует- ся выполнить в непосредственной близости от ПС 35 кВ Восточная. Протяженность новой ВЛ 35 кВ ориентировочно составит 6 км. Конкретные мероприятия будут определены при рассмотрении технических условий на технологическое присоеди- нение. Строительство новой ВЛ 35 кВ и новой ПС 35 кВ Черная слобода планирует- ся в 2025 г. ПС 35/10 кВ Раненбург Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ Раненбург: – мощность установленных трансформаторов – Т1 1,6 МВА, Т2 2,5 МВА; – максимальная загрузка подстанции за последние три года – 3,19 МВА (в ре- монтной схеме при отключении одного трансформатора – 3,19 МВА (128%)); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,32 МВА) – 2,87 МВА (115%); – величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 0,06 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов на- грузки подстанций – 0,03 МВА; – величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,03 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента не- совпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,01 МВА; – загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 3,23 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 3,23 МВА (129%); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,32 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 2,91 МВА (116%). Исходя из вышесказанного требуется реконструкция ПС 35 кВ Раненбург с заме- ной трансформаторов 1,6 и 2,5 МВА на трансформаторы мощностью 4 МВА каждый. Данное мероприятие предлагается выполнить в 2024 г. ПС 35/10 кВ Ярлуково Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ Ярлуково: – мощность установленных трансформаторов – Т1 3,2 МВА, Т2 4,0 МВА; – максимальная загрузка подстанции за последние три года – 4,77 МВА (в ре- монтной схеме при отключении одного трансформатора – 4,77 МВА (149%)); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,8 МВА) – 2,97 МВА (93%); – величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 0,49 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов на- грузки подстанций – 0,26 МВА; – величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,09 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента не- совпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,05 МВА; – загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 5,08 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 5,08 МВА (159%); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,8 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 3,28 МВА (102%). Исходя из вышесказанного рекомендуется реконструкция ПС 35 кВ Ярлуково с заменой трансформатора 3,2 МВА на трансформатор мощностью 4 МВА. Данное ме- роприятие предлагается выполнить в 2025 г. ПС 35/10 кВ№ 3 Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ № 3 за послед- ние три года и до 2025 г.: – мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 2,5 МВА, Т2 2,5 МВА; – максимальная загрузка подстанции за последние три года – 4,66 МВА (в ре- монтной схеме при отключении одного трансформатора – 4,66 МВА (186%)); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,36 МВА) – 4,3 МВА (172%); – величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 1,56 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов на- грузки подстанций – 0,84 МВА; – величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,87 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента не- совпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,47 МВА; – загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 5,97МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 5,97 МВА (239%); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (0,36 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 5,61 МВА (224%). Исходя из вышесказанного требуется реконструкция ПС 35 кВ № 3 с заменой трансформаторов. Рекомендуется в рамках проведения реконструкции выполнить замену существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА в связи с наличием перспективы роста нагрузок. Данное мероприятие рекомендует- ся выполнить в 2021 г. ПС 35/6 кВ Таволжанка Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ Таволжанка за последние три года и до 2025 г.: – мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 4 МВА, Т2 4 МВА; – максимальная загрузка подстанции за последние три года – 6,69 МВА (в ре- монтной схеме при отключении одного трансформатора – 6,69 МВА (167%)); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1 МВА) – 5,69 МВА (142%); – величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – 0,68 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента несовпадения максимумов на- грузки подстанций – 0,37 МВА; – величина заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, – 0,05 МВА, с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки потребителей и коэффициента не- совпадения максимумов нагрузки подстанций – 0,02 МВА; – загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 7,08 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 7,08 МВА (177%)); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 6,08 МВА (152%). Исходя из вышесказанного требуется реконструкция ПС 35 кВ Таволжанка с за- меной трансформаторов. Рекомендуется в рамках проведения реконструкции вы- полнить замену существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА в связи с наличием перспективы роста нагрузок. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2022–2023 гг. ПС 35/6 кВ№ 2 Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ № 2 за послед- ние три года и до 2025 г.: – мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 1 МВА, Т2 2,5 МВА; – максимальная загрузка подстанции за последние три года – 1,97 МВА (в ре- монтной схеме при отключении одного трансформатора – 1,97 МВА (197%)); – перераспределения нагрузки по существующим сетям связи от данной под- станции нет; – величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – прироста мощности на подстанции не плани- руется; – величина присоединяемой мощности: прироста мощности на подстанции не планируется; – загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 1,97 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 1,97 МВА (197%)); Исходя из вышесказанного требуется реконструкция ПС 35 кВ № 2 с заменой трансформаторов. Рекомендуется в рамках проведения реконструкции выполнить замену существующего трансформатора Т 1 на трансформаторы мощностью 2,5 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2023 г. ПС 35/6 кВ№ 1 Ниже представлены данные по максимальной загрузке ПС 35 кВ № 1 за послед- ние три года и до 2025 г.: – мощность установленных трансформаторов по состоянию на 2020 г. – Т1 4 МВА, Т2 4 МВА; – максимальная загрузка подстанции за последние три года – 4,67 МВА (в ре- монтной схеме при отключении одного трансформатора – 4,67 МВА (117%)); – величина присоединяемой мощности в соответствии с АТП, выданных после прохождения контрольного замера, – прироста мощности на подстанции не плани- руется; – величина присоединяемой мощности: прироста мощности на подстанции не планируется; – загрузка подстанции в зимний максимум 2025 г. – 4,67 МВА (в ремонтной схеме при отключении одного трансформатора – 4,67 МВА (117%)); – загрузка подстанции (трансформатора с меньшей установленной мощностью) в ремонтной схеме с учетом перераспределения нагрузки по существующим сетям связи (1,45 МВА) в зимний максимум 2025 г. – 3,22 МВА (80%). Исходя из вышесказанного рекомендуется реконструкция ПС 35 кВ № 1 с заме- ной трансформаторов. Рекомендуется в рамках проведения реконструкции выпол- нить замену существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА. Данное мероприятие рекомендуется выполнить в 2025 г. 5.6.4 Сводные данные по развитию электрических сетей 220 кВ и выше, 110 кВ и ниже 5.6.4.1 Сводные данные по развитию электрических сетей 220 кВ и выше, 110 кВ и ниже (базовый вариант развития) В таблицах 62–65 указаны объемы электросетевого строительства сети 220 кВ (базовый вариант развития). В таблицах 66–70 указаны объемы электросетевого строительства сети 110 кВ (базовый вариант развития). В таблицах 71–73 указаны объемы электросетевого строительства сети 35 кВ (базовый вариант развития). В таблице 74 указаны сводные данные по развитию сетей 0,4–10 кВ. Таблица 62 Перечень центров питания 220 кВ, намечаемых Схемой развития сетей к новому строительству в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития) № Подстанция Количество и мощ- ность трансформа- торов, единиц/МВА Сроки строи- тельства Организация, от- ветственная за ре- ализацию проекта Примечание 1 ПС 220 кВ РП-3 2х200 МВА 2023 ПАО «НЛМК» Для подключения УТЭЦ- 2 ПАО «НЛМК» Таблица 63 Перечень подстанций 220 кВ, предусмотренных Схемой развития сетей к реконструкции и техническому перевооружению. Основные показатели (базовый вариант развития) № Подстанция Мероприятие Год рекон- струкции Организация, ответственная за реализацию проекта Примечание 1 ПС 500кВ Борино Реконструкция ПС 500кВ Борино с заменой фаз А,В АТ-2 мощностью по 167МВА автотрансформатора 2025–2026 ПАО «ФСК» Повышение надежности 2 ПС 220кВ Правобе- режная Реконструкция ПС 220кВ Право- бережная с заменой трех транс- форматоров 220/11/35кВ мощно- стью 125МВА, трансформатора 35/10кВ мощностью 10МВА на ав- тотрансформатор 220/110/38,5кВ мощностью 150МВА, автотранс- форматор 220/110/10,5кВ мощно- стью 150МВА 2021 ПАО «ФСК» Повышение надежности № Подстанция Мероприятие Год рекон- струкции Организация, ответственная за реализацию проекта Примечание 3 ПС 220кВ Елецкая Реконструкция ПС 220кВ Елец- кая с заменой автотрансформато- ра 220/110/35кВ мощностью 125 МВА на автотрансформатор мощ- ностью 125 МВА 2025 ПАО «ФСК» Повышение надежности 4 ПС 220кВ Металлурги- ческая Установка на ВЛ 110 кВ Липецкая- ТЭЦ-2-Металлургическая Ле- вая, ВЛ 110кВ Липецкая-ТЭЦ- 2-Металлургическая Правая, ВЛ 110кВ Липецкая ТЭЦ-2- Металлургическая I цепь, ВЛ 110кВ Липецкая ТЭЦ-2- Металлургическая II цепь токоо- граничивающих реакторов сопро- тивлением по 7,4 Ом. Реконструк- ция ПС 220кВ Металлургическая с установкой шинных разъедини- телей: ШР 110 I СШ Прокат левая, ШР 110 II СШ Прокат правая и ШР 110 II СШ ГПП-5 правая 2023 ПАО «ФСК» Для подклю- чения УТЭЦ-2 ПАО «НЛМК» Таблица 64 Перечень линий электропередачи напряжением 220 кВ для нового строительства, предусмотренного Схемой развития. Основные показатели (базовый вариант развития) № Линия электропередачи Сроки строи- тельства Про- тяжен- ность по трас- се, км Организация, ответствен- ная за реали- зацию про- екта Примечание 1 Строительство заходов на ПС 220 кВ РП-3 (реконструкция ВЛ 220 кВ Северная–Ме- таллургическая I, II цепь) 2023 6 ПАО «ФСК» Для подключе- ния УТЭЦ-2 ПАО «НЛМК» Таблица 65 Перечень линий электропередачи напряжением 220 кВ, предусмотренных Схемой развития для реконструкции и технического перевооружения. Основные показатели (базовый вариант развития) № Линия электропередачи Год рекон- струкции Протя- женность по трас- се, км Организация, ответственная за реализацию проекта Примечание 1 ВЛ 220кВ Липецкая-Казинка I, II цепь с заменой провода 2021 19,37 ПАО «ФСК» Повышение надежности Таблица 66 Перечень центров питания 110 кВ, намечаемых Схемой к новому строительству в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития) № Подстанция Количество и мощ- ность трансформато- ров, единиц/МВА Сроки стро- ительства Организация, от- ветственная за ре- ализацию проекта Примечание 1 ПС 110/10 кВ ОЭЗ Елец-1 2х40 МВА 2020–2021 АО «ОЭЗ ППТ «Ли- пецк» Электроснабжение резидентов Елецко- го участка ОЭЗ ППТ Таблица 67 Перечень линий электропередачи напряжением 110 кВ для нового строительства, предусмотренного Схемой в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития) № Линия электропередачи Протя- женность по трас- се, км Сроки стро- итель- ства Организация, ответственная за реализацию проекта 1 ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ от опоры № 1 ВЛ 110 кВ Елецкая 220-КС-7А Левая, ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ от опоры № 1 ВЛ 110 кВ Елецкая 220-КС-7А Правая 15,5х2 2020- 2022 ПАО «ФСК» 2 ВЛ 110кВ РП-3-РП-2 I, II цепь; ВЛ 110кВ Металлургическая-РП-2 I, II цепь (образуется путем ре- конструкции ВЛ 110кВ ВЛ 110кВ Липецкая ТЭЦ-2-РП-2 Левая, ВЛ 110кВ Липецкая ТЭЦ-2-РП-2 Правая, ВЛ 110кВ РП-2-Металлургическая Левая, ВЛ 110кВ РП-2- Металлургическая Правая) 2,4 2023 ПАО «НЛМК» 3 Перезавод ВЛ ВЛ 110кВ Металлургическая – ГПП-3 с от- пайкой на ГПП-11 I цепь, ВЛ 110кВ Металлургическая – ГПП-3 с отпайкой на ГПП-11 II цепь на ПС 220кВ РП-3 с образованием ВЛ 110кВ РП-3-ГПП-3 с отпайкой на ГПП- 11 I цепь, ВЛ 110кВ РП-3-ГПП-3 с отпайкой на ГПП-11 II цепь 1,4 2023 ПАО «НЛМК» 4 Перезавод ВЛ 110кВ Новая-ГПП-15-1 Левая (Правая) на ПС 220кВ РП-3 с образованием КВЛ 110кВ РП-3-ГПП-15-I I цепь, КВЛ 110кВ РП-3-ГПП-15-I II цепь 6,6 2023 ПАО «НЛМК» 5 ВЛ 110кВ РП-3-ГПП-5 I цепь, ВЛ 110кВ РП-3-ГПП-5 II цепь 1,6 2023 ПАО «НЛМК» Таблица 68 Перечень центров питания 110 кВ, намечаемых Схемой к комплексной реконструкции и замене силового оборудования в проектный период. Основные показатели (базовый вариант развития) № Подстанция Суммар- ный пере- ток в 2025 год через трансфор- матор ПС, МВА Количество и мощность трансформато- ров, единиц/МВА Год рекон- струкции Организация, ответственная за реализацию проекта Примечание Существу- ющая Ста- нет 1 ПС 110 кВ Лебедянь 10,97 16+16 25+25 2021-2023 Филиала ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго» Комплексная ре- конструкция под- станции 2 ПС 110 кВ Долгору- ково 7,61 6,3+10 10+10 2022 Филиала ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго» Замена силовых трансформаторов 3 ПС 110 кВ Казинка 18,09 16+16 25+25 2023-2024 Филиала ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго» Замена силовых трансформаторов 4 ПС Дон- ская* 7,81 10+10 10+10 2020 Филиала ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго» Замена силовых трансформаторов Примечание: загрузка ПС указана с учетом перераспределения нагрузки по се- тям связи; *– замена по неудовлетворительному техническому состоянию. Таблица 69 Перечень подстанций 110 кВ, предусмотренных Схемой развития сетей к реконструкции и техническому перевооружению. Основные показатели (базовый вариант развития) № Подстанция Мероприятие Год рекон- струкции Организация, ответственная за реализацию проекта Примечание 1 ПС 110кВ ГПП- 5, ВЛ 110кВ Ли- пецкая ТЭЦ-2- ГПП-5 и ВЛ 110кВ Металлургиче- ская-ГПП-5 Реконструкция ПС 110кВ ГПП-5, ВЛ 110кВ Липец- кая ТЭЦ-2-ГПП-5 и ВЛ 110кВ Металлургическая-ГПП-5 с об- разованием ВЛ 110кВ Липец- кая ТЭЦ-2-Металлургическая II цепь 0,1км 2023 ПАО «НЛМК» Для под- ключения УТЭЦ- 2 ПАО «НЛМК» 2 ПС 110кВ РП-2 Установка на ВЛ 110кВ РП-2- Металлургическая Левая, ВЛ 110кВ РП-2-Металлургическая Правая токоограничивающих реакторов сопротивлением по 7,4 Ом 2023 ПАО «НЛМК» 3 ПС 110кВ Си- товка Замена шин 110 кВ в РУ 110 кВ ПС 110 кВ Ситовка на провод с длительно допустимой нагруз- кой не менее 677А, при темпера- туре окружающей среды +25 о С 0,35 км 2023 Филиал ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго» 4 ПС 110 кВ Кру- глое Замена ОД и КЗ 110 кВ в цепи Т2 на элегазовый выключатель 110 кВ и установка комплекта ТТ 110 кВ, ремонт здания ОПУ, шкафа УРЗА (1 шт.), терминал РЗА СВ 10 кВ (1 шт). 2024 Филиал ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго» Замена по неудовлет- воритель- ному техни- ческому со- стоянию на основании акта б/н от 23.09.2015 5 ПС 110 кВ Ок- тябрьская Замена масляного выключателя 110 кВ в цепи Т1 на элегазовый выключатель 110 кВ, установка двух комплектов УРЗА для вы- ключателей 110 кВ 2024 6 ПС 110 кВ Хво- ростянка Замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ и установка двух комплектов ТТ 110 кВ. Замена вакуумных вы- ключателей 10 кВ – 10 шт. Уста- новка двух комплектов УРЗА для выключателей 110 кВ, 16 ком- плектов РЗА для выключателей 10 кВ 2024 7 ПС 110 кВ Бере- зовка Замена ОД и КЗ в цепи Т1 на элегазовый выключатель 110 кВ (1 шт.), трансформаторов тока (3 шт.), устройств РЗА 2022 Филиал ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго» Филиал ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго» Филиал ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго» Филиал ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго» Филиал ПАО «МРСК Центра»- «Липецкэнерго» Замена по неудовлет- воритель- ному техни- ческому со- стоянию на основании акта б/н от 23.09.2015 8 ПС 110 кВ Гидро- оборудование Замена масляных выключателей на элегазовые (6 шт.), трансфор- маторов тока (27 шт.), разъеди- нителей (27 шт.), устройств РЗА 2023 9 ПС 110 кВ Ком- прессорная Замена масляных выключателей на элегазовые (5 шт.), трансфор- маторов тока (24 шт.), разъеди- нителей (23 шт.), устройств РЗА 2023 10 ПС 110 кВ Тер- буны Замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ, замена масляных выключателей 110 кВ, установка двух комплек- тов ТТ 110 кВ. Установка УУОТ (1 шт.), шкафов УРЗА (2 шт.), тер- минал автоматики управления РПН (2.шт.), терминал РЗА СВ 35 кВ (1 шт.), замена разъедините- лей (12 шт.). 2024 11 ПС 110 кВ За- падная Замена масляных выключателей 110 кВ в цепях Т1 и Т2, а также секционного выключателя СВ 110, на элегазовые выключате- ли 110 кВ, установка трансфор- маторов тока (18 шт.). Установ- ка шкафов УРЗА (2 шт.), терми- нал автоматики управления РПН (2 шт.), терминал РЗА СВ 6 кВ (2 шт.), замена разъединителей (8 шт.). 2023 Продолжение на 15-й стр. Продолжение. Начало на 8–13-й стр.