Липецкая газета. 2022 г. (г. Липецк)

ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОТДЕЛ 13 ЛИПЕЦКАЯ ГАЗЕТА № 56-57 /26496-26497/13 МАЯ 2022 Рисунок 14 –Диаграмма процентного соотношения по срокам службы ЛЭП 110 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» Перечень мероприятий по вводу, строительству и реконструкции электросете- вых объектов напряжением 110 кВ за отчетный период с разбивкой годам реали- зации представлен в таблице 26. Таблица 26 – Электросетевые мероприятия по объектам класса 110 кВ Мероприятие Год Реконструкция ПС 110 кВ Юго-Западная с монтажом трансформатора Т-3 мощностью 40 МВА 2016– 2017 Установка и ввод в работу мобильной ПС с трансформатором 25 МВА (ПС 110 кВ Елец- пром) на площадку для электроснабжения ОЭЗ Елецпром 2016– 2018 Выполнен второй этап реконструкции ПС 110 кВ Привокзальная (замена трансфор- маторов Т-1 и Т-3 мощностью 20 МВА и 25 МВА соответственно на 1 трансформатор 40 МВА, реконструкция РУ-110 кВ и РУ 6 кВ) 2017 Строительство и ввод в работу ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – Ситовка I (II) цепь 2018 Реконструкция участков ВЛ 110 кВ Елецкая 220 – Правобережная I, II цепь, находящих- ся в неудовлетворительном техническом состоянии 2018 Реконструкция участков ВЛ 110 кВ Правобережная – Лебедянь с отпайками и ВЛ 110 кВ Дон – Сухая Лубна с отпайкой на ПС Куймань, находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии 2018 Реконструкция участков двухцепной ВЛ 110 кВ Двуречки левая, правая, находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии, с заменой провода АЖ-120 на АС-120 в цепи ВЛ 110 кВ Двуречки левая (кроме перехода через железную дорогу) 2019 Реконструкция ПС 110 кВ Донская с заменой трансформатора Т-2 10 МВА по техниче- скому состоянию (без увеличения мощности) 2020 Реконструкция участка ВЛ 110 кВ Касторное в пролете опор №16–17 с заменой про- вода на провод аналогичного сечения и грозотроса с линейной арматурой, выполнено двойное крепление провода на опорах 2020 Реконструкция двухцепной ВЛ 110 кВ Доброе левая, правая (Ситовка – Доброе левая, правая), находящейся в неудовлетворительном техническом состоянии, с заменой гро- зотроса с линейной арматурой на участке опор №1–108, установкой дополнительных опор в пролетах №53-54, №55-56, № 102-104 для устранения негабарита 2021 2.12.3 Общая характеристика объектов электросетевого хозяйства 35 кВ Подстанции 35 кВ предназначены для питания распределительных сетей 10–6 кВ. Гораздо реже используется трансформация 35/0,4 кВ для прямой пере- дачи в сеть потребителей. Подстанции класса напряжения 35 кВ используются в основном в сельской местности, реже на промышленных предприятиях и в горо- дах. Суммарная протяженность ЛЭП 35 кВ в одноцепном исполнении составляет 2669 км. Трансформаторная мощность ПС (включая потребительские) с разделе- нием по количеству трансформаторов центра питания по состоянию на 2020 год представлена в таблице 27. Таблица 27 – Трансформаторная мощность ПС 35 кВ Тип ПС по количеству трансформаторов Количество ПС, шт. Мощность, МВА однотрансформаторные 28 76,73 двухтрансформаторные 133 971,33 трехтрансформаторные 2 16,56 ВСЕГО: 163 1064,6 Доля ПС 35 кВ от общего количества по энергосистеме Липецкой области (включая потребительские ПС), находящихся на балансе филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго», составляет 93%. Доля ЛЭП 35 кВ, находящихся на ба- лансе филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго», по суммарной протяжен- ности составляет около 99%. В таблицах 28 и 29 представлена сводная информация о сроках службы основ- ных электросетевых объектов филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» с учетом обновления объектов в ходе реконструкции (базовым для оценки срока службы принят 2021 год). На рисунке 15 представлено процентное соотношение по срокам службы ПС 35 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго». На рисунке 16 представлено процентное соотношение по срокам службы ЛЭП 35 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго». Таблица 28 – Срок службы ПС 35 кВ, находящихся на балансе филиала «Ли- пецкэнерго» Срок службы, лет Елецкий участок Лебедянский уча- сток Липецкий участок Всего по области Кол-во Доля Кол-во Доля Кол-во Доля Кол-во Доля 40 лет и более 26 57,8% 19 55,9% 32 50% 77 53,8% от 30 до 39 лет 15 33,3% 10 29,4% 18 28% 43 30,1% от 20 до 29 лет 3 6,7% 3 8,8% 4 6,3% 10 7,0% от 10 до 19 лет 0 0% 1 2,9% 2 3,1% 3 2,1% менее 10 лет 1 2,2% 1 2,9% 8 12,5% 10 7% ВСЕГО 45 100% 34 100% 64 100% 143 100% Таблица 29 – Срок службы ВЛ 35 кВ, находящихся на балансе филиала «Липец- кэнерго» Срок службы, лет Елецкий участок Лебедянский уча- сток Липецкий участок Всего по области км Доля км Доля км Доля км Доля 50 лет и более 166,7 20,5% 114,6 14,6% 221,6 21,4% 502,8 19,1% от 40 до 49 лет 319,7 39,4% 290,1 37,0% 374,2 36,1% 984,0 37,4% от 30 до 39 лет 269,8 33,2% 279,2 35,6% 327,5 31,6% 876,5 33,3% от 20 до 29 лет 55,3 6,8% 76,9 9,8% 103,5 10,0% 235,6 8,9% от 10 до 29 лет 0,0 0,0% 13,0 1,7% 6,1 0,6% 19,1 0,7% менее 10 лет 0,0 0,0% 10,1 1,3% 4,7 0,5% 14,9 0,6% ВСЕГО 811,5 100% 783,9 100% 1037,6 100% 2632,9 100% Рисунок 15 – Диаграмма срока службы ПС 35 кВ, находящихся на балансе филиала «Липецкэнерго» Рисунок 16 – Диаграмма срока службы ВЛ 35 кВ, находящихся на балансе филиала «Липецкэнерго» Перечень мероприятий по вводу, строительству и реконструкции электросете- вых объектов напряжением 35 кВ за отчетный период с разбивкой годам реализа- ции представлен в таблице 30. Таблица 30 – Электросетевые мероприятия по объектам класса 35 кВ Мероприятие год Перемещение силового трансформатора Т-1 4 МВА с ПС 35 кВ Малей на ПС 35 кВ Тру- бетчино и трансформатора Т-1 2,5 МВА с ПС Трубетчино на ПС Малей 2017 Установка и ввод в работу мобильной ПС 35 кВ (ПС 35 кВ Романово) для электроснаб- жения поселка Романово с подключением к КЛ 35 кВ 2017– 2018 Реконструкция ПС 35 кВ Раненбург с заменой трансформатора Т-2 мощностью 1,6 МВА на трансформатор мощностью 2,5 МВА. 2018 2.13 Основные внешние электрические связи энергосистемы Липецкой области Энергосистема Липецкой области имеет электрическую связь с семью энер- госистемами, в том числе с ОЭС Юга (энергосистема Волгоградской области). В таблице 31 приведен перечень внешних электрических связей энергосистемы Липецкой области со смежными энергосистемами. Таблица 31 – Внешние электрические связи энергосистемы Липецкой области Наименование смеж- ной энергосистемы Класс напря- жения ВЛ Наименование электрической связи Энергосистема Там- бовской области 500 кВ ВЛ 500 кВ Липецкая –Тамбовская 220 кВ ВЛ 220 кВ Липецкая – Мичуринская I цепь ВЛ 220 кВ Липецкая – Котовская ВЛ 220 кВ Липецкая – Мичуринская II цепь 110 кВ ВЛ 110 кВ Компрессорная – Первомайская (ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2) Энергосистема Рязанской области 500 кВ ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС – Липецкая Западная ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС – Липецкая Восточная Энергосистема Воро- нежской области 500 кВ ВЛ 500 кВ Борино – Воронежская ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС ВЛ 500 кВ Донская – Елецкая 220 кВ ВЛ 220 кВ Кировская – Овощи Черноземья ВЛ 220 кВ Южная – Усмань-тяговая Энергосистема Орловской области 220 кВ ВЛ 220 кВ Елецкая – Ливны ВЛ 220 кВ Елецкая 220 – Ливны с отпайкой на ПС Тербуны Энергосистема Брянской области 500 кВ ВЛ 500 кВ Белобережская – Елецкая Энергосистема Курской области 110 кВ ВЛ 110 кВ Набережное – Касторное Энергосистема Вол- гоградской области 500 кВ ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Восточная ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС На рисунке 17 представлена блок-схема внешних электрических связей 110– 500 кВ энергосистемы Липецкой области. Рисунок 17 – Схема внешних электрических связей 110–500 кВ энергосистемы Липецкой области 2.14 Характеристика новых центров питания (построены за последние 10 лет) Основными центрами питания 35 кВ и выше, построенными за последние 10 лет на территории Липецкой области, являются объекты филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – «Верхне-Донское ПМЭС», филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго», а также крупных потребителей в сфере агропромышленного комплекса. 1. Новые центры питания филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – «Верхне-Донское ПМЭС»: – ПС 220/110/10 кВ Казинка с установленной мощностью 2х250 МВА – отведе- на под обеспечение электроэнергией потребителей АО «ОЭЗ ППТ «Липецк». 2. Новые центры питания филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго»: – ПС 110/10 кВ Рождество с установленной мощность 1х25 МВА – обеспече- ние электроэнергией потребителей с. Гребенкино Краснинского района. в том числе мобильные подстанции: – МПС 110/10 кВ Елецпром с установленной мощность 1х25 МВА в г. Елец; – МПС 35/10 кВ Романово с установленной мощностью 1х4 МВА в с. Ленино Липецкого района. 3. Новые центры питания наиболее крупных потребителей: – ПС 110/10 кВ Данков-Тепличная с установленной мощностью 2х25 МВА и 1 х50 МВА – обеспечение электроэнергией потребителей ООО «ТК ЛипецкАгро»; – ПС 110/10 кВ Аграрная с установленной мощностью 1х63 МВА и 1х100 МВА – обеспечение электроэнергией потребителей ООО «ТК Елецкие овощи». 2.15 Анализ режима работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на основе отчетных данных по результатам зимних и летних контрольных замеров В расчетных математических моделях энергосистемы Липецкой области за от- четный период электрические нагрузки на ПС 35 кВ и выше, уровни генерации на электростанциях и состояние электросетевых элементов приняты в соответствии с зимним контрольным замером за 2020 год и летним контрольным замером за 2021 год. Температура воздуха окружающей среды на территории Липецкой об- ласти составила -4,4°С в день проведения зимнего контрольного замера и 21,8° в день проведения летнего контрольного замера. Расчеты установившихся электроэнергетических режимов выполнены с уче- том нормативных возмущений в нормальной и ремонтных схемах электрической сети с использованием программного комплекса «RastrWin». Нормативные возму- щения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергоси- стем, утвержденным приказом Минэнерго России от 03.08.2018 № 630. Анализ результатов расчетов электрических режимов при единичных отключе- ниях в нормальной, а также в основных ремонтных схемах показал, что уровни на- пряжения на шинах 35 кВ и выше станций и подстанций энергосистемы Липецкой области за отчетный период находятся в пределах значений, допустимых для обо- рудования и обеспечивающих нормативные запасы устойчивости. В нормальной схеме электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Ли- пецкой области, а также при нормативных возмущениях из нормальной схемы сети за рассматриваемый отчетный период превышения ДДТН ЛЭП и трансфор- маторного оборудования не выявлено. При нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Липецкой области в период летних максимальных и минимальных нагрузок за отчетный период выявлено превышение ДДТН транс- форматорного оборудования и ЛЭП. АТ-1 ПС 220 кВ Сокол Превышение ДДТН АТ-1 ПС 220 кВ Сокол выявлено в схеме ремонта АТ-1 (АТ- 2) ПС 220 кВ Металлургическая при аварийном отключении АТ-2 (АТ-1) Металлур- гическая. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в отчетный период летних максимальных нагрузок и составляет для АТ-1 ПС 220 кВ Сокол (по стороне ВН) 399 А (128,9% от IДДТН, 105,9% от IАДТН). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН при температуре окру- жающей среды плюс 21,8°С для АТ-1 ПС 220 кВ Сокол составляет (по стороне ВН) 310 А, АДТН – 377 А. Для недопущения превышения АДТН АТ-1 ПС 220 кВ Сокол рекомендуется в схеме ремонта АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Металлургическая обеспечить загрузку Ли- пецкой ТЭЦ-2 на необходимую величину. С учетом предложенного схемно-режимного мероприятия в схеме ремонта АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Металлургическая при аварийном отключении АТ-2 (АТ-1) Металлургическая параметры режима находятся в области допустимых значений. ВЛ 220 кВ Борино – Новая I цепь, ВЛ 220 кВ Борино – Новая II цепь Превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Борино – Новая I цепь, ВЛ 220 кВ Борино – Но- вая II цепь выявлено в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Запад- ная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Липецкая – Борино. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в отчетный период зимних максимальных нагрузок и составляет для ВЛ 220 кВ Борино – Новая I цепь, ВЛ 220 кВ Борино – Новая II цепь 930 А (102% от IДДТН, АДТН не превышена). Согласно данным собственника оборудования, ДДТН при температуре окру- жающей среды минус 4,4°С для ВЛ 220 кВ Борино – Новая I цепь, ВЛ 220 кВ Бори- но – Новая II цепь составляет 911 А, АДТН – 1000 А. Превышение ДДТН устраняется загрузкой Липецкой ТЭЦ-2 на необходимую величину, что позволяет привести параметры режима в область допустимых зна- чений. КВЛ 110 кВ Новая – ТЭЦ НЛМК Правая (КВЛ 110 кВ ТЭЦ Правая) / КВЛ 110 кВ Новая – ТЭЦ НЛМК Левая (КВЛ 110 кВ ТЭЦ Левая) Превышение ДДТН КВЛ 110 кВ ТЭЦ Правая (Левая) выявлено в схеме ремонта КВЛ 110 кВ ТЭЦ Левая (Правая) при аварийном отключении КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 I цепь. Наибольшее превышение ДДТН выявлено в отчетный период летних минимальных нагрузок и составляет для КВЛ 110 кВ ТЭЦ Правая (Левая) 1018 А (104,4% от IДДТН, 104,4% от IАДТН). Необходимо отметить, что в рассматриваемой схемно-режимной ситуации КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 II цепь находится в отключенном состоянии согласно кон- трольному замеру за отчетный период. Согласно данным собственника оборудования, ДДТН при температуре окру- жающей среды плюс 21,8°С для КВЛ 110 кВ Новая – ТЭЦ НЛМК Правая (КВЛ 110 кВ ТЭЦ Правая), КВЛ 110 кВ Новая – ТЭЦ НЛМК Левая (КВЛ 110 кВ ТЭЦ Левая) со- ставляет 975 А, АДТН – 975 А. Для недопущения превышения АДТН КВЛ 110 кВ ТЭЦ Правая (Левая) рекомен- дуется в схеме ремонта КВЛ 110 кВ ТЭЦ Левая (Правая) включить КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 II цепь. С учетом предложенного схемно-режимного мероприятия в схеме ремонта КВЛ 110 кВ ТЭЦ Левая (Правая) при аварийном отключении КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП1 I цепь параметры режима находятся в области допустимых значений. ВЛ 110 кВ Правобережная – Сухая Лубна с отпайкой на ПС Новая Деревня Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Правобережная – Сухая Лубна с отпайкой на ПС Новая Деревня выявлено в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Борино – Чириково при ава- рийном отключении ВЛ 220 кВ Дон – КС-29. Наибольшее превышение ДДТН выяв- лено в отчетный период зимних максимальных нагрузок и составляет для ВЛ 110 кВ Правобережная – Сухая Лубна с отпайкой на ПС Новая Деревня 520 А (103,8% от IДДТН, 103,8% от IАДТН). Необходимо отметить, что в рассматриваемой схемно-режимной ситуации ВЛ 110 кВ Правобережная – Лебедянь с отпайками находится в отключенном со- стоянии со стороны ПС 220 кВ Правобережная согласно контрольному замеру за отчетный период. Согласно данным собственника оборудования, при температуре окружающей среды минус 4,4°С для ВЛ 110 кВ Правобережная – Сухая Лубна с отпайкой на ПС Новая Деревня ДДТН составляет 500 А, АДТН – 500 А. Для недопущения превышения АДТН ВЛ 110 кВ Правобережная – Сухая Лубна с отпайкой на ПС Новая Деревня рекомендуется в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Бори- но – Чириково включить в транзит ВЛ 110 кВ Правобережная – Лебедянь с отпай- ками со стороны ПС 220 кВ Правобережная. С учетом предложенного схемно-режимного мероприятия в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Борино – Чириково при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Дон – КС-29 па- раметры режима находятся в области допустимых значений. КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 I цепь Превышение ДДТН КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 I цепь выявлено в схеме ремонта КВЛ 110 кВ ТЭЦ Левая (Правая) при аварийном отключении КВЛ 110 кВ ТЭЦ Пра- вая (Левая). Наибольшее превышение ДДТН выявлено в отчетный период летних максимальных нагрузок и составляет для КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 I цепь 1015 А (104,1% от I ДДТН , 104,1% от I АДТН ). Необходимо отметить, что в рассматриваемой схемно-режимной ситуации КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 II цепь находится в отключенном состоянии согласно кон- трольному замеру за отчетный период. Согласно данным собственника оборудования, ДДТН при температуре окру- жающей среды плюс 21,8°С для КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 I цепь составляет 975 А, АДТН – 975 А. Для недопущения превышения АДТН КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 I цепь рекомен- дуется в схеме ремонта КВЛ 110 кВ ТЭЦ Левая (Правая) включить КВЛ 110 кВ ТЭЦ – РП-1 II цепь. С учетом предложенного схемно-режимного мероприятия в схеме ремонта КВЛ 110 кВ ТЭЦ Левая (Правая) при аварийном отключении КВЛ 110 кВ ТЭЦ Пра- вая (Левая) параметры режима находятся в области допустимых значений. 3 Особенности и проблемы функционирования энергосистемы Липецкой области 3.1 Показатели, характеризующие электросетевой комплекс Липецкой области В таблице 32 представлены значения показателей за последние 5 лет, харак- теризующие деятельность филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго», как наиболее крупной сетевой компании, в собственности и обслуживании которой на территории Липецкой области находятся объекты распределительной электри- ческой сети напряжением 35–110 кВ. Электросетевой комплекс характеризуется следующими показателями: – уровень потерь электроэнергии, % – качественный показатель, характеризу- ющий разность между электроэнергией, поступившей в сеть, и электроэнергией, отпущенной потребителям, определяемый по данным систем учета электроэнер- гии и измеряемый в процентном соотношении к отчетному году по каждому клас- су напряжения; – величина недоотпуска электроэнергии, МВт•час – количественный показа- тель, характеризующий количество электроэнергии, которое недополучили по- требители за время перерыва в электроснабжении; – аварийность, аварий/1000 у. е. – качественный показатель, характеризую- щий готовность электросетевого комплекса к прохождению аварийных и чрезвы- чайных ситуаций по каждому классу напряжения; – износ оборудования, % – качественный показатель, определяющий величи- ну морального и физического износа основных фондов электросетевой организа- ции в процентном соотношении к отчетному году; – число центров питания с ограниченной пропускной способностью/общее ко- личество центров питания, %; – загрузка центров питания/ установленная мощность центров питания, % – качественный показатель, характеризующий деятельность электросетевой компании по распределению существующей нагрузки и технологическому присо- единению вновь вводимой максимальной мощности потребителей. Таблица 32 – Характеристика электросетевого комплекса филиала ПАО «Рос- сети Центр» – «Липецкэнерго» Показатель 2017 2018 2019 2020 2021 Уровень потерь электроэнергии в сети, % 110 кВ 2,99 3,08 1,98 1,41 1,54 35 кВ 5,96 10,63 6,23 4,33 3,79 Величина недоотпуска, МВт•час 163,11 112,2 175,84 211,085 75,94 Аварийность, аварий/1000 у. е. 2,54 2,52 2,51 2,03 1,4 Износ оборудования, % 65,16 66,15 66,2 69,53 68,32 Число центров питания с огра- ниченной пропускной спо- собностью/общее количество центров питания (%) 21/198 (10,6) 6/198 (3) 7/200 (3,5) 9/200 (4,5) 9/203 (4,4) Загрузка центров питания/ установленная мощность цен- тров питания (%) 923/2977,3 (31) 860,4/2977,3 (28,9) 796,7/3006,3 (26,5) 785,4/3006,3 (26,1) 830,2/3067,8 (27,1) 3.2 Анализ текущего состояния и рекомендации по переустройству электросетевых объектов 35 кВ и выше 3.2.1 Анализ текущей загрузки центров питания 35–110 кВ Анализ существующей загрузки центров питания 35–110 кВ (раздел 2.5.1) показывает наличие центров питания, на которых возможно превышение ДДТН. В связи с этим необходимо выполнить более детальный анализ фактической и перспективной загрузки центров питания 35–110 кВ с учетом осуществления ТП и схемно-режимных мероприятий. Соответствующий анализ и выводы о необхо- димости мероприятий по увеличению пропускной способности центров питания 35–110 кВ представлены в разделах 4.9.2 и 4.9.9. 3.2.2 Анализ существующей загрузки ЛЭП 35–110 кВ Анализ фактического потокораспределения в отчетный период показывает, что загрузка ЛЭП 35–110 кВ не превышает допустимых значений для летних и зимних температур. 3.2.3 Анализ уровней напряжения в электрической сети 35 кВ и выше Анализ уровней напряжения в электрической сети 35 кВ и выше показывает, что уровни напряжения находятся в пределах допустимых значений. Разработка дополнительных мероприятий по обеспечению допустимых уровней напряжения не требуется. 3.2.4 Рекомендации по переустройству электросетевых объектов 35–110 кВ в соответствии с техническим состоянием основного оборудования На основании имеющихся актов технического освидетельствования, протоко- лов технического совета и писем собственников оборудования, подтверждающих необходимость переустройства электросетевых объектов в связи с техническим состоянием даны рекомендации по переустройству электросетевых объектов 35–110 кВ. – ПС 110 кВ Лебедянь – техническое состояние основного оборудования при- знано неудовлетворительным. Срок трансформаторов превышает нормативный. Необходимо выполнить полную реконструкцию ПС Лебедянь с заменой существу- ющих трансформаторов с учетом реализации проекта цифровизации подстанции. В том числе необходимо выполнить замену масляных выключателей 110 кВ на элегазовые (10 шт.) (на основании протокола филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 20.04.2020 г.); – ПС 110 кВ Круглое – замена ОД и КЗ 110 кВ в цепи Т2 на элегазовый выклю- чатель (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «Рос- сети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 110 кВ Октябрьская – замена масляного выключателя 110 кВ в цепи Т1 на элегазовый выключатель 110 кВ (1 шт.). (на основании акта технического освиде- тельствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 110 кВ Хворостянка – замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые вы- ключатели 110 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 110 кВ Березовка – замена ОД и КЗ 110 кВ в цепи Т1 на элегазовый вы- ключатель (намерение сетевой организации филиала ПАО «Россети Центр» – «Ли- пецкэнерго»); – ПС 110 кВ Ситовка – замена масляных выключателей 110 кВ в цепях ВЛ До- брое левая (правая) на элегазовые выключатели 110 кВ (2 шт.) (намерение сете- вой организации филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго»); – ПС 110 кВ Гидроборудование – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей 110 кВ на элегазовые (6 шт.), трансформаторов тока (27 шт.), разъединителей (27 шт.), устройств РЗА (на основании протокола филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 27.04.2020 г.); – ПС 110 кВ Компрессорная – на подстанции требуется выполнить замену масляных выключателей 110 кВ на элегазовые (5 ш.), трансформаторов тока (24 шт.), разъединителей (23 шт.), устройств РЗА (на основании протокола филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 27.04.2020 г.); – ПС 110 кВ Тербуны – замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключа- тели 110 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетельствования филиа- ла ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 110 кВ Западная – замена масляных выключателей 110 кВ в цепях Т1 и Т2, а также секционного выключателя СВ 110 на элегазовые выключатели 110 кВ (3 шт.). (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «Рос- сети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 110 кВ Тепличная – замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выклю- чатели 110 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетельствования фи- лиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 110 кВ ЛТП – замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.).; – ПС 110 кВ Доброе – замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключате- ли 110 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 110 кВ Нива – замена ОД и КЗ 110 кВ в цепи Т2 на элегазовый выключа- тель 110 кВ (1 шт.) (на основании акта технического освидетельствования филиа- ла ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 110 кВ Табак – замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключатели 110 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 110 кВ Химическая – на подстанции требуется выполнить замену мас- ляных выключателей 110 кВ на элегазовые (11 шт.), трансформаторов тока (39 шт.), разъединителей (39 шт.), устройств РЗА (на основании протокола филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 27.04.2020 г.); – ПС 35 кВ Водозабор – замена масляных выключателей ВМ 35 кВ в цепях Т1, Т2, ВЛ 35 кВ Введенка 1, ВЛ 35 кВ Водозабор, ВЛ 35 кВ Полевая, СВ 35 кВ на эле- газовые выключатели 35 кВ (5 шт.) (на основании акта технического освидетель- ствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 35 кВ №3 – замена масляных выключателей 35 кВ в цепях ВЛ 35 кВ Сен- цово-2, ВЛ 35 кВ №5, СВ 35 кВ на элегазовые (3 шт.) (на основании акта техниче- ского освидетельствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 35 кВ №1 – замена масляных выключателей 35 кВ в цепях ВЛ 35 кВ Ка- зинка-1, ВЛ 35 кВ Матыра-2 (2 шт.) (на основании протокола филиала ПАО «Россе- ти Центр» – «Липецкэнерго» от 18.09.2020 №109/16-09); – ПС 35 кВ Стебаево – замена ОД и КЗ в цепях Т1, Т2 на элегазовые выключа- тели 35 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 35 кВ Березняговка – замена ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 на элегазовые выключатели 35 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 35 кВ Лебедянка – замена предохранителей в цепях Т1 и Т2 на элегазо- вые выключатели 35 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетельство- вания филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 35 кВ Талицкий Чамлык – замена ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 на эле- газовые выключатели 35 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетель- ствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 35 кВ Трубетчино – замена предохранителя ПСН 35 кВ (Т-1, Т-2) – 2 шт. (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 35 кВ Ивановка – замена ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 на элегазовые выключатели 35 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.); – ПС 35 кВ Ломовец – замена ОД и КЗ 35 кВ в цепях Т1 и Т2 на элегазовые вы- ключатели 35 кВ (2 шт.) (на основании акта технического освидетельствования филиала ПАО «Россети Центр» – «Липецкэнерго» от 23.09.2015 г.). В таблице 33 приведены объемы работ по реконструкции ВЛ 35–110 кВ. Таблица 33 – Объемы работ по реконструкции ВЛ 35–110 кВ Наименование ВЛ 110 кВ Протяжен- ность по трассе, км Объем работ Год про- ведения работ Основание ВЛ класса напряжения 110 кВ ВЛ 110 кВ Ста- новая Правая, Левая 29 Реконструкция ВЛ 110 кВ Становая Правая (Левая) с выносом голов- ного участка ВЛ из городской чер- ты оп. №1–38 протяженностью 8 км (2 цепи (6 проводов) и грозотрос), а также реконструкция перехода через железную дорогу в пролете №89–90 с заменой провода на про- вод аналогичного сечения, грозо- троса, сцепной арматуры и изоля- ции 2022 5 Акт техническо- го освидетель- ствования фили- ала ПАО «Россети Центр» – «Ли- пецкэнерго» от 20.07.2014 г. Продолжение на 14-й стр. Продолжение. Начало на 9–12-й стр. 5 Завершение мероприятия ожидается в 2022 году.