Указ Губернатора Пермского края от 30 апреля 2021 г. N 56 "Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Пермского края на 2022 - 2026 годы" (с изменениями и дополнениями) (документ утратил силу)

Указ Губернатора Пермского края от 30 апреля 2021 г. N 56
"Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Пермского края на 2022 - 2026 годы"

С изменениями и дополнениями от:

2 февраля 2022 г.

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" и постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" постановляю:

1. Утвердить прилагаемые Схему и Программу развития электроэнергетики Пермского края на 2022 - 2026 годы.

2. Признать утратившим силу указ губернатора Пермского края от 31 июля 2020 г. N 113 "Об утверждении Программы и Схемы развития электроэнергетики Пермского края на 2021 - 2025 годы".

3. Настоящий указ вступает в силу со дня его официального опубликования.

Информация об изменениях:

Пункт 4 изменен с 2 февраля 2022 г. - Указ Губернатора Пермского края от 2 февраля 2022 г. N 11

См. предыдущую редакцию

4. Контроль за исполнением указа возложить на заместителя председателя Правительства Пермского края (по вопросам тарифного регулирования и жилищно-коммунального хозяйства).

Д.Н. Махонин

Схема и программа
развития электроэнергетики Пермского края на 2022 - 2026 годы
(утв. Указом губернатора Пермского края от 30 апреля 2021 г. N 56)

Том 1

Список условных обозначений и сокращений

АВР - автоматика включения резерва;

АДТН - аварийно допустимая токовая нагрузка;

АОПО - автоматика ограничения перегрузки оборудования;

АПВ - автоматическое повторное включение;

АПНУ - автоматика предотвращения нарушения устойчивости;

АСУТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

АТ - автотрансформатор;

АТГ - автотрансформаторная группа;

Баланс мощности энергосистемы - система показателей, характеризующая соотношение между потреблением и генерацией мощности энергосистемы с учетом перетоков мощности из других энергосистем или в направлении других энергосистем;

Баланс электроэнергии энергосистемы - система показателей, характеризующая соответствие потребления электрической энергии в энергосистеме, расхода ее на собственные нужды и потерь в электрических сетях величине выработки электрической энергии в энергосистеме с учетом перетоков мощности из других энергосистем и в направлении других энергосистем;

БСК - батарея статических конденсаторов;

В - выключатель;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВН - высокое напряжение;

ВРП - валовой региональный продукт;

ГАО - графики аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности);

ГВО - график временного отключения потребления;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГТЭС - газотурбинная электростанция;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ДДТН - длительно допустимая токовая нагрузка;

ДРТ - длительная разгрузка турбин;

ЕЭС - единая энергетическая система;

ЗРУ - закрытое распределительное устройство;

ИТС - индекс технического состояния;

КВЛ - кабельно-воздушная линия;

КЛ - кабельная линия электропередачи;

КС - контролируемое сечение;

ЛЭП - линия электропередачи;

Максимум нагрузки энергосистемы - наибольшее значение активной нагрузки энергосистемы за определенный период времени;

МДП - максимально допустимый переток;

Мощность рабочая - максимальная мощность, готовая к несению нагрузки, определяемая как располагаемая мощность электростанции, сниженная на величину располагаемой мощности генерирующего оборудования, выведенного в ремонт, консервацию и вынужденный простой;

Мощность располагаемая - установленная мощность генерирующего оборудования, сниженная на величину ограничений установленной мощности или увеличенная на величину длительно допустимого превышения над номинальной мощностью отдельных типов турбоагрегатов;

Мощность установленная - электрическая мощность, с которой электроустановка, оборудование могут работать длительное время при номинальных параметрах и (или) в нормальных условиях;

МЭК - Международная электротехническая комиссия;

Надежность электроснабжения - способность системы электроснабжения, в составе которой работают энергопринимающие установки потребителей, при определенных условиях обеспечить им поставку электрической энергии (мощности) в соответствии с заявленными величинами и договорными обязательствами при соблюдении установленных норм качества электроэнергии;

НН - низкое напряжение;

ОГ - отключение генераторов;

ОДУ - объединенное диспетчерское управление;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ОЭС - объединенная электроэнергетическая система;

ПА - противоаварийная автоматика;

ПАР - послеаварийный режим;

ПГУ - парогазовая установка;

ПК - Пермский край;

ПМЭС - предприятие магистральных электрических сетей;

ПРМ - приемник;

ПС - подстанция;

ПУЭ - правила устройства электроустановок;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

РЗА - релейная защита и автоматика;

РТ - разгрузка турбин;

РУ - распределительное устройство;

Сальдо перетоков - алгебраическая сумма перетоков по всем межсистемным связям данной энергосистемы с другими энергосистемами;

СиПР - схема и программа развития энергетики Пермского края;

СН - среднее напряжение;

СО - системный оператор - АО "СО ЕЭС";

СЭС - система электроснабжения;

Т - трансформатор;

ТП - технологическое присоединение;

ТПС - тяговая подстанция;

ТСН - трансформатор собственных нужд;

ТСО - территориальная сетевая организация;

ТУ - технические условия;

ТЭС - тепловая электростанция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

ИП - инвестиционная программа;

УПАСК - устройство передачи аварийных сигналов и команд;

УШР - управляемый шунтирующий реактор;

ХХ - холостой ход;

ц. 1 (ц. 2) - цепь 1 (цепь 2) (то же 1 (2), I (II));

ШР - шунтирующий реактор;

ЭЭ - электрическая энергия;

ЭЭС - электроэнергетическая система;

- номинальный ток трансформатора (автотрансформатора).

Введение

Правовым основанием для выполнения работ по разработке схемы и программы развития электроэнергетики Пермского края являются:

постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

постановление Правительства Пермского края от 26 октября 2018 г. N 631-п "Об утверждении Положения о Министерстве тарифного регулирования и энергетики Пермского края".

Основной целью работы является разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Основными задачами разработки схемы и программы развития электроэнергетики Пермского края на пятилетний период на 2022 - 2026 годы являются:

скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;

обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программы (схемы) территориального планирования, схемы и программы перспективного развития электроэнергетики.

Схема и программа развития электроэнергетики Пермского края разрабатывается на основании:

схемы и программы развития Единой энергетической системы (далее - Схема и программа развития ЕЭС) России, разработанной и утвержденной в установленном порядке в текущем году;

схемы и программы развития электроэнергетики Пермского края на 2021 - 2025 годы;

прогноза спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого по энергосистеме Пермского края и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Пермского края;

ежегодного отчета о функционировании Единой энергетической системы России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

сведений о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

предложений системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Пермского края.

При разработке схемы и программы развития электроэнергетики Пермского края на 2022 - 2026 годы учтены:

прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемый системным оператором по энергосистеме Пермского края и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Пермского края, в том числе на основе данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, представляемых сетевыми организациями;

перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности в границах Пермского края;

перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) на территории Пермского края, предусмотренного программой развития электроэнергетики Пермского края, а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Пермского края, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям;

оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории Пермского края, с учетом выполнения мероприятий, предусмотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей;

утвержденные в установленном порядке в предшествующий период инвестиционные программы субъектов электроэнергетики;

схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями (при их наличии);

схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные проектными организациями (при их наличии);

результаты работы Комплексной программы развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше Пермского края на пятилетний период 2021 - 2025 годов;

иные работы в области электроэнергетики, способствующие выполнению данной работы (при их наличии).

Результаты схемы и программы развития электроэнергетики Пермского края на 2022 - 2026 годы используются в качестве основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.

Схема и программа развития электроэнергетики Пермского края на 2022 - 2026 годы (далее - СиПР) выполнена с учетом требований постановления Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", приказа Минэнерго России от 30 июня 2003 г. N 281 "Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (вместе с "Методическими рекомендациями СО 153-34.20.118-2003"), постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации", приказа Минэнерго России от 03 августа 2018 г. N 630 "Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем", ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электрических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования".

В СиПР учтены следующие основные принципы:

экономическая эффективность решений, предлагаемых в схемах и программах перспективного развития электроэнергетики, основанная на оптимизации режимов работы Единой энергетической системы России;

применение новых технологических решений при формировании долгосрочных схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

скоординированность схем и программ перспективного развития электроэнергетики и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;

скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений;

соблюдение требований к планированию развития электроэнергетической системы, установленных Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации", и положений приказа Минэнерго России от 30 июня 2003 г. N 281 "Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (вместе с "Методическими рекомендациями... СО 153-34.20.118-2003");

схема основной электрической сети Пермского края обладает достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и иметь возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций;

схема и параметры основных и распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии с учетом нормативных возмущений.

Сводный отчет содержит краткие выводы (сводную информацию) по основным разделам СиПР.

Исходными данными для проведения исследования являются:

совокупность отчетных данных государственной и отраслевой статистики о функционировании социально-экономической системы Пермского края и основных параметров процессов ее энергообеспечения;

данные проекта Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы (в т.ч. анализ перспективной балансовой ситуации и необходимости сетевого строительства 110 кВ и выше);

данные генерирующих и электросетевых компаний о планируемом развитии отдельных объектов электроэнергетики;

данные о планируемых к реализации на территории Пермского края инвестиционных проектах в области жилищного строительства и промышленности;

данные о планируемых мероприятиях региональной программы энергосбережения Пермского края и данные статистического обследования энергокомпаний (Филиал АО "СО ЕЭС" Пермское РДУ, филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Пермское ПМЭС, филиал "Пермэнерго" ОАО "МРСК Урала", филиал "Пермский" ПАО "Т Плюс" и др.).

Глава 1. Общая характеристика региона

Пермский край входит в Приволжский федеральный округ и Уральский экономический район. Пермский край занимает площадь 160,2 тыс. кв. км (0,94% от площади Российской Федерации), что составляет более 15% территории Приволжского федерального округа.

Карта Пермского края представлена на рисунке 1. Пермский край находится в умеренном климатическом поясе. В Пермском крае Коми-Пермяцкий округ, районы: Гайнский, Косинский, Кочевский приравнены к районам Крайнего Севера. Административный центр края - город Пермь. Площадь - 160237 км2. Население - 2580639 человек на начало 2021 года.

Рис. 1. Административная карта Пермского края

Систему административно-территориального устройства Пермского края образуют:

Коми-Пермяцкий округ - административно-территориальная единица с особым статусом;

33 административных района, в том числе 6 районов в Коми-Пермяцком округе;

51 городской населенный пункт, в том числе 14 городов краевого значения, в том числе Пермь - административный центр Пермского края и Кудымкар, который входит в состав Коми-Пермяцкого округа и является его административным центром; 11 городов районного значения; 26 рабочих поселков;

7 городских районов Перми;

ЗАТО Звездный;

3576 сельских населенных пункта.

Итого по краю: 3669 административно-территориальных единиц.

Таблица 1.1. Основные населенные пункты

Наименование населенного пункта	Численность населения, чел.	Наименование населенного пункта	Численность населения, чел.	Наименование населенного пункта	Численность населения, чел.
Пермь	1055397	Добрянка	32072	Красновишерск	14836
Березники	139209	Чернушка	33127	Очер	14186
Соликамск	92602	Кудымкар	30425	Александровск	11935
Чайковский	82382	Верещагино	21292	Полазна	13092
Кунгур	64898	Оса	20805	Горнозаводск	11176
Лысьва	60310	Губаха	19109	Кондратово	10023
Краснокамск	52537	Нытва	18115	Красновишерск	14836
Чусовой	43737	Кизел	13533	Итого	1869634

Численность населения края на начало 2021 года, по данным Росстата, составляет 2580639 чел. Плотность населения - 16,11 чел./км2. Городское население - 76,45%.

За последние пять лет в Пермском крае наблюдается сокращение населения, что является продолжением такой динамики с 1990 года. Естественный прирост населения в 2020 году составил 18621 человек. Положительный прирост населения за последние тридцать лет наблюдался только в 2013 - 2015 годах.

Рис. 2. Динамика численности населения Пермского края

Пермский край - один из экономически развитых регионов России. Основа экономики края - высокоразвитый промышленный комплекс. Ключевые отрасли промышленности: нефтяная, химическая и нефтехимическая, черная и цветная металлургия, машиностроение, лесопромышленный комплекс. В Пермском крае ежегодно добывается около 10 млн тонн нефти.

Топливная и химическая отрасли развиваются преимущественно на местной сырьевой базе. Основной объем производства топливной продукции приходится на предприятия нефтяной и газовой промышленности. Ведущая добывающая компания - ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ". Добыча нефти сконцентрирована на юге (Куединский, Кунгурский, Ординский, Осинский, Частинский и Чернушинский муниципальные районы) и севере края (Красновишерский, Соликамский и Усольский муниципальные районы). Наиболее активная добыча нефти ведется в Усольском, Куединском, Осинском, Частинском районах, открыты новые месторождения в Октябрьском районе, активно ведется работа по строительству технологических объектов для добычи нефти в Камском водохранилище.

Создан и успешно работает современный, мощный, диверсифицированный комплекс предприятий по добыче и переработке нефти и газа. Предприятия по переработке нефти и газа осуществляют как первичную, так и вторичную переработку сырья. Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия:

1) ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ", Пермский край - добыча нефти;

2) ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез", г. Пермь - переработка нефти;

3) АО "Сибур-Химпром", г. Пермь - переработка жидких углеводородов;

4) АО "Уралоргсинтез", г. Чайковский - переработка углеводородного сырья.

На долю Пермского края приходится большая часть производимых в России калийных удобрений. В Пермском крае расположено крупнейшее в мире Верхнекамское месторождение калийных солей. Добыча руды и производство калийных удобрений осуществляется в г. Березники и в г. Соликамске.

Кроме того, химические предприятия производят такие виды экспортно-ориентированной и высокотехнологичной продукции, как метанол и продукты его переработки, аммиак и азотные удобрения, уникальные хладоны и фторполимеры, флокулянты и активные угли.

Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия:

1) ПАО "Уралкалий", г. Березники, г. Соликамск - добыча калийной руды и производство калийных удобрений;

2) ПАО "Метафракс", г. Губаха - производство метанола и его производных;

3) Филиал "ПМУ" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в городе Перми, г. Пермь - производство азотных удобрений;

4) Филиал "Азот" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в г. Березники - производство аммиака и азотных удобрений;

5) АО "Сорбент", г. Пермь - производство активированных углей;

6) Пермский филиал ООО "Хенкель Рус", г. Пермь - производство синтетических моющих средств;

7) АО "ГалоПолимер Пермь", г. Пермь - производство галогеносодержащих и фторполимерных химических продуктов;

8) ОАО "Губахинский кокс", г. Губаха - производство металлургического кокса и химических продуктов коксования;

9) ФКП "Пермский пороховой завод", г. Пермь - производство пороха, взрывчатых веществ, лакокрасочных изделий, полиуретанов;

10) АО "Березниковский содовый завод", г. Березники - производство соды и карбонатных пород;

11) ООО "ЕвроХим-Усольский калийный комбинат" - добыча калийных солей.

Наличие специализированных научных центров и высококвалифицированных кадров способствует развитию в регионе машиностроительной отрасли: производства авиационных и ракетных двигателей, топливной аппаратуры, газоперекачивающих агрегатов и газотурбинных электростанций, нефтепромыслового оборудования, аппаратуры цифровых и волоконно-оптических систем передачи информации, навигационной аппаратуры.

Машиностроительная отрасль края в целом находится в кризисном состоянии, среди причин которого можно выделить низкий уровень государственного оборонного заказа, а также специализацию большинства предприятий на производстве не конечной продукции, а комплектующих и отдельных частей, что препятствует проведению самостоятельной сбытовой политики.

Наиболее успешно развивается производство оборудования для добывающих отраслей промышленности и железнодорожного транспорта. Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия:

1) ПАО "Мотовилихинские заводы", г. Пермь - производство нефтепромыслового оборудования, строительно-дорожной техники и военной техники;

2) АО "ОДК-Пермские моторы", г. Пермь - производство авиационных двигателей, газотурбинных установок и газотурбинных электростанций, вертолетных редукторов и трансмиссий;

3) ПАО "Протон - Пермские моторы", г. Пермь - производство жидкостных ракетных двигателей для первой ступени ракет-носителей среднего и тяжелого класса;

4) ОАО "Александровский машиностроительный завод", г. Александровск - производство горно-шахтной и горнорудной техники;

5) АО "ОДК-СТАР", г. Пермь - производство систем автоматического управления газотурбинных двигателей воздушных судов, промышленных газотурбинных двигателей;

6) ООО "Кунгурский машиностроительный завод", г. Кунгур - производство буровых установок, бурового оборудования и инструмента;

7) АО "Пермский завод "Машиностроитель", г. Пермь - производство авиационного и нефтепромыслового оборудования, оборудования для нефтехимии, продукции общепромышленного назначения;

8) ООО "Электротяжмаш-Привод", г. Лысьва - производство электрогенерирующего оборудования, тягового оборудования для железнодорожного транспорта, нефтепромыслового оборудования;

9) ПАО "Научно-производственное объединение "Искра", г. Пермь - производство двигателей и энергетических установок на твердом топливе для ракетных и ракетно-космических комплексов и систем.

Металлургическая промышленность представлена предприятиями по производству и переработке черных, цветных и редкоземельных металлов, а также предприятиями порошковой металлургии. В крае работает единственное в России предприятие по производству титановой губки - "АВИСМА", филиал ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА". Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия:

1) "АВИСМА", филиал ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА", г. Березники - производство цветных металлов;

2) ОАО "Соликамский магниевый завод", г. Соликамск - производство цветных металлов;

3) АО "Чусовской металлургический завод", г. Чусовой - производство черных металлов;

4) ООО "Лысьвенская металлургическая компания", г. Лысьва - производство черных металлов;

5) ОАО "Нытва", г. Нытва - производство биметаллов, сталепроката различного назначения, порошковых металлов;

6) АО "Пермцветмет", г. Пермь - производство вторичного алюминия.

Лесопромышленный комплекс края занимает одно из ведущих мест в России в сфере заготовки и переработки древесины и базируется на использовании богатейших лесных ресурсов Прикамья. Лесозаготовительные мощности расположены преимущественно на севере края. Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия:

1) АО "Соликамскбумпром", г. Соликамск - производство газетной бумаги;

2) Группа предприятий "Пермская целлюлозно-бумажная компания", г. Пермь - производство картона, бумаги, гофрокартона и гофропродукции;

3) ООО "Целлюлозно-бумажный комбинат "КАМА", г. Краснокамск - производство бумаги различного назначения;

4) ООО "СВЕЗА Уральский", пос. Уральский - производство фанеры;

5) ООО "Пиломатериалы "Красный октябрь", г. Пермь - производство пиломатериалов;

6) Краснокамская бумажная фабрика - филиал АО "Гознак", г. Краснокамск - производство офисной бумаги и бумаги специального назначения.

Крупнейший центр пищевой промышленности края - г. Пермь. Работают мясной и молочный комбинаты, маргариновый, мукомольный, винно-водочный заводы, две кондитерские фабрики, хладокомбинат, хлебопекарное производство. К числу других крупных центров пищевой промышленности относятся Кунгур, Краснокамск, Чайковский, Лысьва, Кудымкар и Верещагино.

В Пермском крае работают и другие предприятия, не относящиеся к перечисленным выше отраслям. Наиболее крупными потребителями электрической энергии из них являются:

1) ООО "Камский кабель", г. Пермь - производство кабельно-проводниковой продукции;

2) ПАО "Горнозаводскцемент", г. Горнозаводск - производство цементов;

3) Группа компаний "Чайковский текстиль", г. Чайковский - производство тканей и другой текстильной продукции.

Пермь занимает особо выгодное географическое положение и является одним из крупнейших транспортных узлов России. Территорию Пермского края пересекают две железнодорожные магистрали, имеющие трансконтинентальное значение: Москва - Ярославль - Киров - Пермь - Екатеринбург - Тюмень - Омск - Владивосток и Москва - Казань - Екатеринбург - Курган - Омск.

Дополнительный выход в соседнюю Свердловскую область дает Горнозаводская железная дорога (Пермь - Чусовская - Нижний Тагил - Екатеринбург). Выход в Свердловскую и Челябинскую области обеспечивает железная дорога Калино - Лысьва - Бакал. Северные и восточные промышленные районы с краевым центром связаны дорогами Чусовская - Соликамск и Пермь - Ярино - Углеуральская.

Эксплуатационная длина железных дорог (Пермского отделения Свердловской железной дороги, Ижевского отделения Горьковской железной дороги) составляет 1494 км. Это практически все основные железные дороги, за исключением идущей на Бакал. Основные железнодорожные узлы - ст. Пермь II (г. Пермь) и ст. Чусовская (г. Чусовой). Одной из крупнейших в России является станция Пермь-Сортировочная.

По территории края проходит федеральная автодорога Казань - Пермь - Екатеринбург. В настоящее время регион имеет автодорожные выходы в соседние Удмуртскую Республику, Республику Башкортостан, Свердловскую и Кировскую области. Протяженность автомобильных дорог общего пользования (с учетом Коми-Пермяцкого округа) составляет 31819,2 км, из них с твердым покрытием - 22022,4 км (69,2%). Из дорог с твердым покрытием, 9518,1 км (29,9% от протяженности всех дорог) - с усовершенствованным покрытием.

Протекающая по территории края река Кама является важным звеном единой глубоководной системы Европейской части России, в свою очередь связанной с водными путями европейских стран. Таким образом, в Пермском крае находятся четыре самых восточных речных порта Европы: ООО "Порт Пермь", ООО "Грузовой порт Левшино", ОАО "Чайковский речной порт", ОАО "Порт Березники". Протяженность речных путей в пределах края - 1519 км. В регионе есть 3 водохранилища, созданные в связи со строительством гидроэлектростанций: Камское и Воткинское на р. Каме, Широковское на р. Косьве.

Через г. Пермь проходит ряд российских и международных авиалиний. В 1993 г. в аэропорту Большое Савино был открыт международный сектор. 31 ноября 2017 года сдан в эксплуатацию новый международный терминал аэропорта.

В Пермском крае работают предприятия по транспортировке нефти и газа. Наиболее крупными потребителями электрической энергии из них являются:

1) ООО "Газпром Трансгаз Чайковский" - транспортировка и распределение газа;

2) АО "Транснефть-Прикамье" - транспортировка нефти.

Пермский край занимает выгодное географическое положение на границе Европы и Азии, обладает богатой ресурсной базой, развитой транспортной инфраструктурой и промышленностью, занимает ключевую позицию в инфраструктуре РФ. Развитие энергетической системы региона является актуальной и важной задачей. Формирование стабильных и благоприятных условий развития региона возможно при соответствующем развитии сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, удовлетворяющих долгосрочный и среднесрочный спрос на электрическую энергию и мощность.

Глава 2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Пермского края за 2016 - 2020 годы

2.1. Характеристика энергосистемы, в том числе, информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, а также электростанциям промышленных предприятий

Энергетическая система Пермского края является одной из наиболее крупных и развитых энергосистем субъектов Российской Федерации и входит в состав Объединенной энергетической системы Урала (далее - ОЭС Урала). Суммарная установленная мощность генерирующего оборудования электростанций Пермского края на 1 января 2021 г. составила 7792,5 МВт.

2.1.1. Производство электроэнергии на территории Пермского края

Централизованное производство электроэнергии в крае осуществляется на 18 ТЭС и 3 ГЭС, из которых часть электростанций принадлежат промышленным предприятиям. На территории Пермского края осуществляют деятельность крупные генерирующие компании:

АО "Интер РАО - Электрогенерация" (Пермская ГРЭС);

ПАО "Юнипро" (Яйвинская ГРЭС);

ПАО "РусГидро" (Воткинская ГЭС, Камская ГЭС);

ПАО "Т Плюс" (7 ТЭЦ, 1 ГЭС);

также собственниками электрических станций являются промышленные предприятия, такие как:

АО "Березниковский содовый завод";

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез";

ПАО "Уралкалий";

ООО "Лысьва-Теплоэнерго";

АО "Соликамскбумпром";

АО "СИБУР-ХИМПРОМ";

ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".

Перечень электростанций с информацией об установленной мощности на 1 января 2021 г., а также их собственниках приведен в таблице 2.1.1.

Структура производства электроэнергии Пермского края в 2020 году на рисунке 3.

Таблица 2.1.1. Величина установленной мощности ТЭС, ГЭС и станций промышленных предприятий на 01.01.2021

Наименование станции			Установленная мощность, МВт	Суммарная мощность станций, МВт
ТЭС
АО "Интер РАО - Электрогенерация"				5642,6
Пермская ГРЭС			3363,0
ПАО "Юнипро"
Яйвинская ГРЭС			1048,0
ПАО "Т Плюс"
Закамская ТЭЦ-5			23,6
Пермская ТЭЦ-6			123,0
Пермская ТЭЦ-9			435,0
Пермская ТЭЦ-13			22,0
Пермская ТЭЦ-14			330,0
Березниковская ТЭЦ-2			98,0
Чайковская ТЭЦ			200,0
ГЭС
ПАО "РусГидро"				1655,8
Воткинская ГЭС			1080,0
Камская ГЭС			552,0
ПАО "Т Плюс"
Широковкая ГЭС-7			23,8
Станции промышленных предприятий
Березниковская ТЭЦ-4 АО "БЗС"			11,8	494,1
ГТУ ТЭЦ ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"			200,0
ГТЭС БКПРУ-4	ПАО "Уралкалий"		51,6
ГТУ ТЭЦ СКРУ-1			12,0
ТЭЦ ООО "Лысьва-Теплоэнерго"			24,0
Соликамская ТЭЦ АО "Соликамскбумпром"			144,7
ГТЭС АО "Сибур-Химпром"			18,0
ГТЭС "Ильичевская"		ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	16,0
ГТЭС "Чашкинская"			16,0
Итого по Пермскому краю:				7792,5

Большая доля генерирующих мощностей Пермского края приходится на ТЭС - 78,75%, в том числе 43,16% входит в состав АО "Интер РАО - Электрогенерация", 15,8% - ПАО "Т Плюс", на долю ПАО "Юнипро" приходится 13,45% и 6,34% - станции промышленных предприятий.

На ГЭС приходится 21,25% генерирующих мощностей, из которых 20,94% принадлежит ПАО "РусГидро", 0,31% - ПАО "Т Плюс".

Рис. 3. Структура производства электроэнергии в Пермском крае в 2020 году

Энергосистема Пермского края является энергоизбыточной. Основными энергоузлами являются: Пермско-Закамский, Березниковско-Соликамский, Кизеловско-Чусовской, Кунгурский и Южный.

В 2020 году на территории Пермского края выработано 26504,9 млн кВт·ч электрической энергии, из которых 4107,6 млн. кВт·ч (15,5%) было передано в соседние регионы.

Однако на территории Пермского края есть ряд дефицитных энергоузлов (ввиду того, что крупные электростанции находятся вне этих узлов). В состав энергетического комплекса Пермского края входят Камская и Воткинская ГЭС, расположенные на реке Каме, и Широковская ГЭС - на реке Косьве. Потенциал роста "большой" гидроэнергетики в регионе исчерпан, водные ресурсы позволяют развивать только "малую" гидроэнергетику.

Следовательно, важнейшее значение имеет пропускная способность электрических сетей.

2.1.2. Электросетевое хозяйство Пермского края

В состав электрических сетей на территории Пермского края входят: сети Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Пермское ПМЭС (220-500 кВ) и распределительные сети филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" напряжением 35-110 кВ и 0,4-10 кВ, а также, сети других ТСО.

В свою очередь, ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" осуществляет передачу электрической энергии по распределительным сетям в составе 8 производственных отделений:

- Березниковские электрические сети (г. Березники);

- Кунгурские электрические сети (г. Кунгур);

- Очерские электрические сети (г. Очер);

- Пермские городские электрические сети (г. Пермь);

- Северные электрические сети (г. Кудымкар);

- Центральные электрические сети (г. Пермь);

- Чайковские электрические сети (г. Чайковский);

- Чусовские электрические сети (г. Чусовой).

Также на территории Пермского края имеется 146 подстанций напряжением 110 кВ суммарной установленной мощностью 7187,5 МВА иных собственников (потребительские подстанции).

Гарантирующий поставщик электроэнергии на территории Пермского края - ПАО "Пермэнергосбыт".

2.1.3. Характерные особенности электроэнергетической отрасли

За последние 5 лет в Пермском крае приняты и действуют инвестиционные программы субъектов электроэнергетики, утвержденные следующими нормативными актами:

1. приказ Минэнерго России от 27 декабря 2019 г. N 36 "Об утверждении инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС" на 2020 - 2024 годы и изменений, вносимых в инвестиционную программу ПАО "ФСК ЕЭС", утвержденную приказом Минэнерго России от 18 декабря 2015 г. N 980, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 27 декабря 2017 г. N 31;

2. приказ Минэнерго России от 23 декабря 2020 г. N 20@ "Об утверждении инвестиционной программы ОАО "МРСК Урала" на 2021 - 2025 годы и изменений, вносимых в инвестиционную программу ОАО "МРСК Урала", утвержденную приказом Минэнерго России от 20.12.2017 N 27@, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 16.12.2019 N 24@".

Таким образом, выделены следующие характерные особенности электроэнергетической отрасли Пермского края:

положительные аспекты:

- Пермский край является энергодостаточным регионом и производит электроэнергии больше, чем потребляет;

- обеспеченность электроэнергетики ресурсами достаточная;

- развитие электроэнергетики позволяет достаточно динамично развиваться ведущим отраслям Пермского края;

отрицательные аспекты:

- геологически обусловленная исчерпаемость основного используемого энергоресурса - газа, рост цен на газ, при этом имеет место недостаточный потенциал для работы тепловых электростанций на альтернативном топливе;

- физический износ электросетевого хозяйства.

С учетом большого количества сельских населенных пунктов, а также высокой общей протяженности распределительных воздушных и кабельных линий, в том числе, низкого напряжения при незначительных объемах электропотребления в этих сетях, можно говорить о значительных потерях электрической энергии и высоких удельных эксплуатационных затратах.

2.2. Динамика потребления электроэнергии в Пермском крае и структура электропотребления по основным группам потребителей за 2016 - 2020 годы

2.2.1. Динамика потребления электроэнергии в Пермском крае

Изменение электропотребления в Пермском крае за последние 5 лет имеет неравномерный характер. Значительное влияние на уровень электропотребления оказывает температура наружного воздуха, а также уровень электропотребления промышленных предприятий.

В 2016 - 2018 годах наблюдалась тенденция к увеличению потребления. Максимальное значение электропотребления за рассматриваемый период наблюдалось в 2018 году, что обусловлено низкими среднемесячными температурами в осенне-зимний период.

На рекордном снижении электропотребления в 2019 - 2020 годах сказались аномально теплые температуры, сокращение объемов промышленного производства и жилищного строительства. Кроме того, негативное влияние кризиса 2020 года, и прежде всего сокращение электроемкого металлургического и нефтехимического производств, являющихся важнейшим видом экономической деятельности на территории региона.

Динамика потребления электрической энергии в Пермском крае за последние 5 лет, а также абсолютные приросты/падения и среднегодовые темпы прироста объема электропотребления приведена в таблице 2.2.1 и представлена на рисунке 4.

Таблица 2.2.1. Динамика электропотребления в энергосистеме Пермского края

Показатель	Год					Период 2016 - 2020
	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление, млн. кВт·ч	23556,6	24235,7	24439,1	23912,8	22397,3	118541,5
Абсолютные приросты/падения электропотребления, млн. кВт·ч	128,1	679,1	203,4	-526,3	-1515,5	-1031,2
Среднегодовые темпы прироста/снижения объема электропотребления, %	0,5	2,9	0,8	-2,2	-6,3	-0,86

Потребление электроэнергии в энергосистеме Пермского края за 2020 год составило 22397,3 млн кВт·ч, что на 6,3% меньше аналогичного показателя 2019 г.

Рис. 4. Динамика потребления и производства электроэнергии в Пермском крае

По данным ГИС центра Пермского государственного национального исследовательского университета (http://gis.psu.ru), 2020 год в Пермском крае так же, как и в ряде соседних регионов, стал самым теплым за всю историю метеорологических наблюдений (таблица 2.2.2). Среднегодовая температура воздуха оказалась на 0.2° теплее, чем в 2008 г. (который считался самым теплым до настоящего времени).

Таблица 2.2.2. Среднемесячная температура наружного воздуха на территории Пермского края в период 2018 - 2020 годов

Месяц	2018 г., C°	2019 г., C°	2020 г., C°	Изменение 2019 - 2020 гг., C°
Январь	-12,5	-12,0	-6.8°	+5.2
Февраль	-13,5	-11,5	-4.6°	+6.9
Март	-10,5	-2,5	+0.3°	+2.8
Апрель	+2,0	+2,5	+4.2°	+1.7
Май	+7,5	+12,0	+13.0°	+1
Июнь	+14,0	+15,0	+14.0°	-1
Июль	+20,0	+16,5	+21.1°	+4.6
Август	+15,0	+13,5	+15.5°	+2
Сентябрь	+11,0	+8,5	+10.2°	+1.7
Октябрь	+3,5	+4,0	+4.2°	+0.2
Ноябрь	-5,5	-6,0	-5.2°	+0.8
Декабрь	-11,0	-6,8	-10.9°	-4.1

Сводные индексы потребления электрической энергии по месяцам 2020 года в ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края по сравнению с аналогичными периодами в 2019 году представлены в таблице 2.2.3.

Таблица 2.2.3. Потребление электрической энергии в ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края по месяцам и индексы потребления

Месяц	Электропотребление, млн. кВт·ч
	ОЭС Урала		ЭЭС ПК		Индекс потребления, %
	2019 г.	2020 г.	2019 г.	2020 г.	ОЭС Урала	ЭЭС ПК
Январь	24485,7	23726,9	2292,0	2129,7	-3,1	-7,1
Февраль	22147,9	22308,5	2068,6	2023,4	0,7	-2,2
Март	23144,1	22713,0	2152,5	2073,9	-1,9	-3,7
Апрель	21180,2	20492,3	1956,2	1841,6	-3,2	-5,9
Май	20314,1	18180,5	1859,0	1645,0	-10,5	-11,5
Июнь	19202,5	17299,5	1746,1	1569,9	-9,9	-10,1
Июль	19625,3	17961,8	1772,9	1622,7	-8,5	-8,5
Август	20236,0	18518,3	1853,5	1671,1	-8,5	-9,8
Сентябрь	20541,9	18970,3	1876,4	1719,1	-7,7	-8,4
Октябрь	22210,6	20753,0	2019,0	1862,9	-6,6	-7,7
Ноябрь	23112,4	21649,0	2112,0	2024,5	-6,3	-4,1
Декабрь	24156,3	23765,7	2204,6	2213,5	-1,6	0,4

Помесячная динамика потребления электрической энергии в ЭЭС Пермского края (среднее значение равно -6,5%) несколько ниже аналогичных показателей ОЭС Урала (-5,6%), что обуславливается аномально высокими значениями среднемесячной температуры в Пермском крае в 2020 г. по сравнению с показателями 2019 г.

Сводные графики отклонения среднемесячной температуры наружного воздуха и индекса потребления электроэнергии на территории Пермского края в 2020 г. относительно аналогичных периодов 2019 г. представлены на рисунке 5.

Рис. 5. Сводные графики отклонения среднемесячной температуры наружного воздуха и индекса потребления электроэнергии в 2020 г.

2.2.2. Структура электропотребления по основным группам потребителей

Основное потребление электрической энергии в Пермском крае приходится на промышленные предприятия.

Структура электропотребления по основным группам потребителей представлена в таблице 2.2.4 и на рисунке 6. Сводные графики индексов промышленного производства и потребления электроэнергии на территории Пермского края в 2020 г. относительно 2019 г. представлены на рисунке 7.

Таблица 2.2.4. Структура электропотребления по основным группам потребителей

Наименование категории потребления	2016	2017	2018	2019	2020 <*>
	млн. кВт·ч
Промышленный сектор	12803,4	14151,8	14868,5	14548,3	13626.1
Сельское хозяйство, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство	153,8	148,9	140,8	137,8	129.1
Строительство	127,5	104,2	97,5	95,3	89.4
Торговля оптовая и розничная; ремонт автотранспортных средств и мотоциклов	1993,9	1776,0	1493,5	1461,3	1368.7
Транспортировка и хранение	1770,0	1816,8	1691,6	1655,2	1550.3
Другие виды экономической деятельности	1977,2	1642,6	1640,4	1605,1	1503.4
Городское и сельское население	2515,6	2446,2	2481,3	2427,9	2274.0
Потери в СЭС ПК	2215,2	2149,2	2025,5	1981,9	1856,3

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

<*> Оперативные данные.

Рис. 6. Структура потребления электрической энергии основными группами потребителей в Пермском крае за 2020 г.

Как видно из рисунка 6, в общем объеме основная доля потребления - 60,84% приходится на промышленность (добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха; водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений). Наиболее электроемким производством в Пермском крае металлургия и нефтехимическая промышленность.

2.3. Перечень крупных существующих потребителей с указанием максимальной нагрузки и динамики потребления электрической энергии в 2016 - 2020 годах

В таблице 2.3.1 приведены данные о потреблении электроэнергии основными крупными потребителями Пермского края за последние 5 лет.

Таблица 2.3.1. Потребление электрической энергии крупными предприятиями

Наименование предприятия	Электропотребление, млн. кВт·ч
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Машиностроение и металлообработка
ООО "Электротяжмаш-Привод"	61,1	56	56	18,5	54,5
АО "Пермский завод "Машиностроитель"	46,4	35,7	36,8	41,1	37,50
ПАО "Протон-Пермские моторы"	12	15,5	15,5	42,7	42,83
АО "ОДК-Авиадвигатель"	12,5	13,4	13,4	18,8	15,5
АО "ОДК-Пермские моторы"	н/д	н/д	н/д	83,4	101,1
Металлургия
"АВИСМА" филиал ПАО "Корпорация "ВСМПО-АВИСМА"	1324,6	1443,3	1443,3	1443,0	1001,5
ОАО "Соликамский магниевый завод"	438,9	466,6	465,4	472,6	432,0
АО "Чусовской металлургический завод"	58,2	52	54,1	49,5	52,48
ОАО "Нытва"	41,9	41,4	37,9	31,8	29,24
Химическая и нефтехимическая промышленность
ПАО "Уралкалий"	1712,0	1750,0	1457,0	1800,0	1825,6
ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	1468,7	1410,5	1439,3	1561,6	1461,5
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"	1223,0	1278,0	1278,0	1350,0	1372,0
Филиал "Азот" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в г. Березники	450,3	377,5	377,5	451,6	451,6
Филиал "ПМУ" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в г. Перми	111,1	117,9	112,1	115,0	106,7
АО "Транснефть-Прикамье"	н/д	н/д	н/д	н/д	318,8
АО "Сибур-Химпром"	382,7	360,2	360,2	370,8	404,2
АО "Березниковский содовый завод"	171,8	156	175,1	182,5	172,4
ПАО "Метафракс"	168,6	269	244,9	245,3	245,9
АО "ГалоПолимер"	137,6	127,2	127,8	113,4	122,69
АО "Уралоргсинтез"	121,7	121,3	122,8	123,1	117,43
ООО "Сода-Хлорат"	93,0	75,7	77,5	83,7	79,70
ФКП "Пермский пороховой завод"	76,0	71,1	70,0	67,6	68,96
ОАО "Камтэкс-Химпром"	70,0	41,0	41,8	61,4	36,82
ОАО "Губахинский кокс"	30,4	30,3	35,3	36,2	36,50
ООО "ЕвроХим-Усольский калийный комбинат"	н/д	н/д	107,7	233,9	341,1
Лесопромышленный комплекс
АО "Соликамскбумпром"	1185,0	1255,0	1255,0	1241,0	1241,0
ООО "СВЕЗА Уральский"	93,1	79,1	100,8	89,31	76,43
Краснокамская бумажная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"	85,0	83,3	88,8	88,3	81,20
Пермская печатная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"	30,0	30,5	34,6	33,11	31,54
Транспорт
ОАО "РЖД" (в границах СВЕРДЛОВСКОЙ железной дороги)	1495,6	1538,4	1072,1	1010,3	1039,7
МУП "ПЕРМГОРЭЛЕКТРОТРАНС"	37,8	33,4	33,4	24,0	24,00
Сфера услуг
ООО "НОВОГОР-Прикамье"	162,0	154,1	134,9	145,76	140,92
ООО "Головановская энергетическая компания"	144,8	141,6	134,7	111,6	128,10
Пищевая промышленность
АО "Пермский свинокомплекс"	37,7	30,1	24,8	25,84	19,00
Прочие организации
ОАО "ГОРНОЗАВОДСКЦЕМЕНТ"	н/д	н/д	н/д	н/д	175,60
ООО "ЦБК "КАМА"	н/д	н/д	н/д	н/д	156,1
ООО "Камский кабель"	93,1	84,8	90,7	88,0	80,46
ООО "Чайковская текстильная компания"	34,1	38,0	38,5	39,24	39,18
ИТОГО:	11610,7	11777,9	11157,7	11894,0	12161,8

Суммарное потребление электрической энергии в 2020 г. предприятий, указанных в таблице 2.3.1 составляет около 54,30% всего потребления электрической энергии в Пермском крае; в том числе наиболее крупные потребители электрической энергии - ПАО "Уралкалий" (8,15%), ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" (6,53%), "АВИСМА" филиал ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА" (4,47%), ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" (6,13%) и АО "Соликамскбумпром" (5,54%).

2.4. Динамика максимума нагрузки за 2016 - 2020 годы

В рамках рассматриваемого пятилетнего периода максимум потребления мощности энергосистемы Пермского края зафиксирован в 2016 году и составил 3715 МВт.

В период с 2016 по 2020 гг. наблюдалось непрерывное снижение максимума нагрузки. Наименьшее значение за рассматриваемый период зафиксировано в прошедшем году. Снижение было связано с экономической обстановкой, снижением производства, аномально теплым температурами и соответствовало общей динамике изменения максимума нагрузки по ЕЭС России. В 2016 году отмечен рост максимума нагрузки на 8,4% относительно 2015 г. до величины 3715 МВт. Однако, в 2017 году началось ежегодное снижение собственного максимума нагрузки, и к 2020 году достигло - 452 МВт (12,17%).

Динамика собственного максимума нагрузки в часы прохождения годовых максимумов потребления мощности ЭЭС Пермского края за последние 5 лет представлена в таблице 2.4.1 и на рисунке 7.

Таблица 2.4.1. Динамика собственного максимума нагрузки Пермского края в период 2016 - 2020 годов

Территория	Параметр	2016	2017	2018	2019	2020
Всего по Пермскому краю, в том числе:	Максимум мощности, МВт	3715	3617	3526	3454	3263
	Абсолютный прирост <*>, МВт	288,0	-98,0	-91,0	-72,0	-191,0
	Относительный прирост <*>, %	8,4	-2,64	-2,52	-2,04	-5,53
Березниковско-Соликамский и Кизеловско-Чусовской энергоузел	Максимум мощности, МВт	1125	1129	1137	1149	1066
	Абсолютный прирост <*>, МВт	30,0	4,0	8,0	12,0	-83,0
	Относительный прирост <*>, %	2,74	0,36	0,71	1,06	-7,22
Пермско-Закамский энергоузел	Максимум мощности, МВт	1776	1756	1682	1647	1571
	Абсолютный прирост <*>, МВт	151,0	-20,0	-74,0	-35,0	-76,0
	Относительный прирост <*>, %	9,29	-1,13	-4,21	-2,08	-4,61

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

<*> По отношению к предыдущему году.

Исходя из данной информации можно сделать вывод о том, что потребление мощности в энергосистеме Пермского края за последний год значительно снизилось. Такая тенденция изменений на территории Пермского края схожа с динамикой изменения собственного максимума нагрузки ЕЭС РФ и ОЭС Урала.

Изменение собственного максимума нагрузки и среднемесячной температуры окружающего воздуха в 2020 г. относительно 2019 г. представлено на рисунке 8.

Рис. 7. Динамика собственного максимума нагрузки энергосистемы Пермского края

Рис. 8. Изменение собственного максимума нагрузки и среднемесячной температуры окружающего воздуха в 2020 г.

2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе, структура отпуска тепловой энергии от электростанций основным группам потребителей за последние 5 лет

Лидер по производству тепловой энергии в Пермском крае - ПАО "Т Плюс", крупнейший частный производитель тепла в России и мире. На долю этой компании приходится 96% выработки тепла в крае и около 8% в стране.

Отпуск тепловой энергии в 2020 году с коллекторов станций ПАО "Т Плюс" составил 8,66 млн. Гкал, с коллекторов станции АО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" "Пермская ГРЭС" - 0,263 млн. Гкал, с коллекторов филиала "Яйвинская ГРЭС" ПАО "Юнипро" - 0,083 млн Гкал.

Производство тепловой энергии электростанциями и котельными в разрезе источников тепловой энергии представлено в таблице 2.5.1. Отпуск тепловой энергии в разрезе основных групп потребителей представлен в таблице 2.5.2.

Таблица 2.5.1. Производство тепловой энергии тепловыми электростанциями и котельными

Тип источника	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г. <*>	Пятилетний отчетный период
Произведено, тыс. Гкал, в т.ч.	35143,4	35668,9	36427,0	35019,2	32597,6	174856,1
ТЭЦ, тыс. Гкал	12706,3	11017,8	12291,0	9620,0	8996,0	45615,10
Котельные, тыс. Гкал	22437,1	24651,1	24136,0	25399,2	23631,6	120255,00
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	11022,2	525,5	758,1	-1642,8	-2156,60	8506,40
Среднегодовые темпы прироста, %	45,7	1,5	2,1	-4,5	-6,14	38,66

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

<*> Оценочные данные.

Источниками тепловой энергии в Пермском крае в 2020 году отпущено порядка 32,59 млн Гкал. За рассматриваемый период с 2016 по 2020 год снижение потребления тепла составило 7,2%. Снижение объемов выработки тепла котельными области в период с 2016 по 2020 год составило 5,3%.

Таблица 2.5.2. Структура отпуска тепловой энергии, тыс. Гкал

Тип потребителя	Тепловой энергии, тыс. Гкал
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г. <*>
Населению	9958,3	9362,2	8997,0	9467,9	8854,4
Бюджетофинансируемым организациям	2134,1	2006,4	2038,0	2144,7	2005,7
Промышленный сектор	19370,3	20686,9	21957,6	19792,4	18357,5
Прочим организациям	1636,1	1538,2	1629,0	1714,3	1603,2
Потери тепловой энергии	2044,6	2075,2	1805,4	1899,9	1776,8
Общее потребление	33098,8	33593,7	34621,6	33119,3	30820,8

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

<*> Оценочные данные.

Потребление тепла промышленностью в период с 2016 по 2020 год сократилось на 5,23%. Общее потребление Пермского края снизилось на 6,8%. Сравнение структуры потребления тепловой энергии от общего объема в 2020 году представлено на рисунке 9.

Рис. 9. Сравнение структуры потребления тепловой энергии от общего объема

Расчетная, договорная и фактическая подключенная тепловая нагрузка за 2020 год в разрезе электростанций представлена в таблице 2.5.3.

Таблица 2.5.3. Расчетная, договорная и фактическая подключенная тепловая нагрузка

Наименование станции	Отпуск тепловой энергии в 2020 году, тыс. Гкал	Тепловая нагрузка, Гкал/ч
		Расчетная	Договорная	Фактическая
Березниковская ТЭЦ-2	1430,3	586,23	586,23	365,0
Березниковская ТЭЦ-4	839,2	205	205	429,184
Закамская ТЭЦ-5	698,0	161,35	161,35	152,0
Пермская ТЭЦ-6/ВК-3	1341,3	1367,64	1367,64	1011,0
Пермская ТЭЦ-9/ВК-5	3020,9	1415,9	1415,9	1180,0
Пермская ТЭЦ-13	466,8	215,7	215,7	155,0
Пермская ТЭЦ-14	1064,9	430,54	430,54	385,0
Чайковская ТЭЦ	642,1	223,64	223,64	205,0
Пермская ГРЭС	263,5	109,8	109,8	153,7
Яйвинская ГРЭС	83,5	25,38	23,77	8,89

2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в регионе, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований

К основным потребителям тепловой энергии относятся промышленный комплекс, жилищно-коммунальный комплекс и бюджетная сфера Пермского края, имеющие отопительно-вентиляционные нагрузки, нагрузки горячего водоснабжения и технологические нагрузки промпредприятий. Основные потребители тепловой энергии, поставляемой тепловыми электростанциями, представлены в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1. Основные потребители тепловой энергии и выработка тепловой энергии в 2020 г.

Наименование ТЭС	Основные потребители	Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал
ПАО "Т ПЛЮС"
Березниковская ТЭЦ-2	"АВИСМА" филиал ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	1430,3
	Березниковские тепловые сети
Закамская ТЭЦ-5	ОАО "ЦБК "КАМА"	698,0
	ОАО "КЗМС"
	Краснокамская бумажная фабрика - филиал АО "Гознак"
	Пермские тепловые сети
Пермская ТЭЦ-6	АО "Энергетик-ПМ"	1341,3
	АО "ОДК-СТАР"
	Пермские тепловые сети
Пермская ТЭЦ-9	ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"	3020,9
	Пермские тепловые сети
Пермская ТЭЦ-13	ООО "Камский кабель"	466,8
	ОАО "ЭЛИЗ"
	Пермские тепловые сети
	Городские электросети
Пермская ТЭЦ-14	АО "ГалоПолимер Пермь"	1064,9
	Пермские тепловые сети
Чайковская ТЭЦ	АО "Уралоргсинтез"	642,1
	ООО "ИнвестСпецПром"
ПАО "Юнипро"
Яйвинская ГРЭС	МУ СК "Зевс"	83,5
	МУ Александровская гор. больница
	МОУ школа N 3
	МОУ школа N 33
	ТСЖ "Яйва"
	ЗАО "Яйватранспорт"
	ООО "Уралэнерготранс"
	ООО "Управление "Жилсервис"
	Яйвинские тепловые сети
АО "Интер РАО - Электрогенерация"
Пермская ГРЭС	Добрянские городские тепловые сети	263,5
АО "Березниковский содовый завод"
Березниковская ТЭЦ-4	ООО "Сода-Хлорат"	839,2
	АО "Березниковский содовый завод"
	Филиал "Азот" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в г. Березники
	Березниковские тепловые сети

2.7. Структура установленной электрической мощности на территории Пермского края, в том числе, с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в 2020 году

По состоянию на 1 января 2021 года установленная мощность электростанций Пермского края составляет 7792,5 МВт.

Таблица 2.7.1. Структура установленной мощности электростанций, действующих в Пермском крае, по состоянию на 1 января 2021 г., МВт

Показатель	ГЭС	ТЭС (включая электростанции промышленных предприятий и розничного рынка)	Всего
Установленная мощность на 01.01.2021	1655,8	6136,7	7792,5

Рис. 10. Структура установленной мощности электростанций Пермского края

За прошедший 2020 год на территории Пермского края был осуществлен ввод мощностей Чашкинской ГТЭС в размере 16 МВт и проведена модернизация гидроагрегата N 3 на Воткинской ГЭС с увеличением мощности на 15 МВт.

2.8. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации электрические станции на территории Пермского края, установленная мощность которых превышает 5 МВт

Перечень электростанций энергосистемы Пермского края со сроками ввода их в эксплуатацию приведены в таблице 2.8.1.

Таблица 2.8.1. Состав электростанций энергосистемы Пермского края

Марка агрегатов оборудования	Кол-во, шт.	Установленная электрическая/тепловая мощность, МВт/Гкал/ч	Год ввода
АО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" "Пермская ГРЭС"
Энергоблок N 1 К-820-240-5	1	820/140	1986
Энергоблок N 2 К-820-240-5	1	820/140	1987
Энергоблок N 3 К-820-240-5	1	820/140	1990
Энергоблок N 4 ПГУ-800 (паровая турбина SST5-5000, газовая турбина SGT5-4000F, газовая турбина SGT5-4000F)	1	903/200	2017
ПАО "Юнипро" "Яйвинская ГРЭС"
Энергоблок (котел ТП-92, турбина К-160-130 ХТГЗ)	4	150/12	1963-1965
Энергоблок ПГУ (котел B-4100-Серен-Бельгия, газовая турбина SGT5-4000F, паровая турбина SST5-3000)	1	448/21	2011
ПАО "РусГидро" Воткинская ГЭС
ПЛ-661-ВБ-930	2	110/-	1961-1963
ПЛ-661-ВБ-930	4	100/-
ПЛ30/5059-В-930	4	115/-	1961-1962
ПАО "РусГидро" Камская ГЭС
ПЛ20-В-500	23	24/-	1954-1956
ПАО "Т ПЛЮС" Широковская ГЭС-7
Ф-123-ВМ-275	2	23,8/-	1947-1948
ПАО "Т ПЛЮС" Березниковская ТЭЦ-2
ПТ-30/35-3,4/1,0	1	30/95	2006
Р-12-3,4-0,1	1	12/54,8	2004
Р-6-90/31	1	6/-	1959
ПТ-50-90/13	1	50/143	1959
АО "Березниковский содовый завод" Березниковская ТЭЦ-4
Р-5,8-56/17	1	5,8/105	1932
Р-3,9-56/17	1	3,9/105	1932
Р-2,1-56/17	1	2,1/66,4	1933
ПАО "Т ПЛЮС" Закамская ТЭЦ-5
ПТ-23,6-2,9/1,0	1	23,6/95,2	2001
ПАО "Т ПЛЮС" Пермская ТЭЦ-6
SGT-800	2	47/-	2012
SST 600 NK 50/56	1	29/82	2012
ПАО "Т ПЛЮС" Пермская ТЭЦ-9
ВПТ-25-3	1	25/104,4	1957
ВПТ-25-3	1	30/104,4	1957
Т-100/120-130-2	1	105/160	1973
Т-100/120-130-3	1	110/175	1978
ГТЭ-160	1	165/230	2013
ПАО "Т ПЛЮС" Пермская ТЭЦ-13
Р-6-35/5	1	6,0/35,0	1962
ГТЭС-16ПА	1	16/-	2010
ПАО "Т ПЛЮС" Пермская ТЭЦ-14
ПТ-60-130/13	1	60/139	1966
Т-35/55-1,6	1	35/100	2008
Р-50-130-1	1	50/-	1967
ПТ-135/165-130/15	1	135/307	1977
Т-50-130	1	50/95	1979
ПАО "Т ПЛЮС" Чайковская ТЭЦ
ПТ-60-130/13	1	60/139	1978
ПТ-60-130/22	1	60/139	1979
Р-50-130-1	1	50/188	1980
Т-30/50-1,28	1	30/-	2007
ГТУ ТЭЦ ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"
ГТЭС-25ПА	8	25/н/д	2015
ПАО "Уралкалий" ГТЭС БКПРУ-4
SGT-400	4	12,9/н/д	2012, 2016
ПАО "Уралкалий" ГТУ ТЭЦ СКРУ-1
Урал-6000	2	6/н/д	2007
АО "Соликамскбумпром" Соликамская ТЭЦ
ПР 2590/10/0,9У	2	25/н/д	1966, 1968
ТР-60-90/1,6	1	60/н/д	1966
К-17-1,6	1	17/н/д	2006
ПР-12-90/15/7м	1	12/н/д	1973
Р-5,7-2,7/1,0	1	5,7/н/д	2000
ГТЭС Сибур-Химпром
ГТУ-6П	3	6/н/д	2014
ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" ГТЭС "Ильичевская"
Урал-4000	4	4/н/д	2016
ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" "Чашкинская" ГТЭС
Д 30ЭУ-2	4	4/н/д	2020

Больше половины (56,6%) от суммарной установленной мощности Пермского края приходится на ГРЭС, в то время как на тепловые станции в целом - 78,8%. В качестве основного вида топлива используется природный газ, что является дешевым и надежным источником.

2.9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Суммарная собственная выработка электроэнергии электростанциями Пермского края в 2020 году составила 26504,9 млн кВт·ч. По сравнению с прошлым годом выработка электроэнергии сократилась на 14,5%. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций представлена в таблице 2.9.1 (или на рисунке 3 пункта 2.1.1).

Таблица 2.9.1. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций Пермского края, млн кВт·ч

Показатель	2019 год	2020 год	2020/2019, %
Выработка электроэнергии, всего, в том числе:	31012,3	26504,9	-14,5%
ГЭС	6493,9	5460,7	-15,9%
ТЭС	24518,4	21044,2	-14,2%

В 2020 году доля ТЭС в суммарной выработке электроэнергии составила 79,4%, что на 14,2% процентных пункта ниже уровня предыдущего года. Доля производства электроэнергии ГЭС, также несколько снизилась по отношению к предыдущему году, и в 2020 году составила 20,6%.

При этом доля ГЭС ПАО "РусГидро" составляет 20,2% от общего объема выработанной электроэнергии. Доля ГРЭС, принадлежащей АО "ИНТЕР-РАО - Электрогенерация" - 35,1%, а ПАО "Юнипро" - 16,5%. Доля ТЭС Филиала ПАО "Т Плюс" - 17,8%, электростанции промышленных предприятий - 10%. Структура выработки электроэнергии по каждой из электростанций Пермского края представлена в таблице 2.9.2.

Таблица 2.9.2. Структура выработки электроэнергии в разрезе собственников электростанций за 2020 г.

Наименование организации	Наименование электростанции	Итого за 2020 г., млн. кВт·ч
АО "ИНТЕР-РАО - Электрогенерация"	Пермская ГРЭС	9310,3
ПАО "Юнипро"	Яйвинская ГРЭС	4362,1
ПАО "РусГидро"	Воткинская ГЭС	3167,4
	Камская ГЭС	2193,8
	Итого:	5361,20
Филиал ПАО "Т Плюс" "Пермский"	Березниковская ТЭЦ-2	255,0
	Закамская ТЭЦ-5	138,2
	Пермская ТЭЦ-6	792,3
	Пермская ТЭЦ-9	2062,2
	Пермская ТЭЦ-14	888,0
	Чайковская ТЭЦ	458,4
	Пермская ТЭЦ-13	125,2
	Широковкая ГЭС-7	99,5
	Итого:	4818,8
Станции промышленных предприятий	Итого:	2652,5
ВСЕГО по Пермскому краю		26504,9

Рис. 11. Структура выработки электроэнергии на территории Пермского края в 2020 году, млн. кВт·ч

2.10. Анализ существующего баланса мощности и электрической энергии в энергосистеме Пермского края за 2016 - 2020 годы

Энергосистема Пермского края характеризуется избыточным балансом электрической мощности и энергии. При этом часть избытков мощности и электроэнергии передается в соседние энергосистемы ЭЭС Кировской области, Свердловской области, Удмуртской Республики и Республики Башкортостан.

Балансы электрической мощности ЭС Пермского края в 2016 - 2020 годах на час собственного максимума энергосистемы представлены в таблице 2.10.1.

Таблица 2.10.1. Баланс электрической мощности ЭС Пермского края на час собственного максимума, МВт

Показатели	Год
	2016	2017	2018	2019	2020
Максимум потребления мощности	3715	3617	3526	3454	3263
Установленная мощность	6906,3	6906,3	7891,3	7945,7	7792,5
ГЭС	1595,8	1595,8	1595,8	1610,8	1655,8
ТЭС, в том числе:	5310,5	5310,5	6295,5	6334,9	6136,7
электростанции пром. предприятий	451,2	451,2	473,2	501	494,1
Избыток (+)/Дефицит (-)	+3191,3	+3289,3	+4365,3	+4491,7	+4529,5

Таблица 2.10.2. Баланс электроэнергии ЭЭС Пермского края, млн. кВт·ч

Показатели	Год
	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление	23556,6	24235,7	24439,1	23912,8	22397,3
Выработка, в т.ч.:	27580,3	31153,3	32495,0	31012,3	26504,9
- ГЭС	4876,0	5513,3	5146,0	6493,9	5460,7
- ТЭС	22704,3	25640	27349,0	24518,4	21044,2
Сальдо перетоков электроэнергии "+" прием, "-" выдача	-4023,7	-6917,6	-8055,9	-7099,5	- 4107,6

Рис. 12. Баланс электрической энергии ЭЭС Пермского края

В период 2016 - 2020 годов энергосистема Пермского края обеспечивала энергоснабжение потребителей без введения ограничений из-за недостатка мощности.

Межсистемные перетоки электрической энергии из ЭЭС Пермского края в связи с избытком мощности составили: минимум (в 2016 г.) - 4023,7 млн кВт·ч (14,6% от суммарной выработки), максимум (в 2018 г.) - 8055,9 млн кВт·ч, (24,8%).

Основной причиной снижения выработки электрической энергии в 2016 г. является вывод в ремонт Блока 1 Пермской ГРЭС (с 13 декабря 2015 г. по 25 июля 2016 г.). В результате проведения ремонтных работ в первом полугодии (ремонты первого и второго энергоблоков) выработка электрической энергии Пермской ГРЭС снизилась на 42,1% по сравнению с аналогичным периодом 2015 года. Снижение в 2020 году связано с уменьшением выработки Пермской ГРЭС на 25,6%, Пермской ТЭЦ-9 - на 11%, Чайковской ТЭЦ - на 15,6%, Камской ГЭС - на 19,7%, Воткинской ГЭС - на 13%, а также с выводом из эксплуатации генерирующего оборудования Кизеловской ГРЭС и Пермской ТЭЦ-6 в 2019 году.

Увеличение выработки электрической энергии в 2017 году связано с вводом новых генерирующих мощностей, в том числе Пермская ГРЭС - ввод энергоблока N 4 мощностью 861 МВт с последующей перемаркировкой (+42 МВт) до 903 МВт, перемаркировкой с увеличением мощности (+20 МВт) энергоблоков N 1-3 до 820 МВт каждый, а также отсутствием выводов генерирующего оборудования. Благоприятная гидрологическая обстановка позволила увеличить выработку ГЭС до 6493,9 млн. кВт·ч (+26,2% по сравнению с 2018 г.).

2.11. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет

Для Пермского края характерна высокая доля энергопотребления в промышленности, и так как край характеризуется суровыми климатическими условиями, наличием большого числа энергоемких производств (металлургических, химических, нефтехимических, лесоперерабатывающих и др.) энергоэффективность его экономики характеризуется энергоемкостью и электроемкостью ВРП, потреблением электроэнергии на душу населения, энерговооруженностью труда в экономике.

Объем, структура и динамика ВРП характеризует стоимость конечных товаров и услуг, произведенных всеми участниками производственного процесса (в рыночных ценах). Объем ВРП в текущих ценах позволяет определить вклад каждого региона в экономику России.

Важным фактором энергоэффективности экономики являются удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию, снижение потерь тепловой энергии на передачу в тепловых сетях, коэффициенты полезного использования топливно-энергетических ресурсов.

Пермский край имеет прогноз динамики роста ВРП в 2020 - 2024 годах около 1,6%. Исходные данные Пермского края, основные показатели и их динамика за прошедшие 5 лет приведены в таблице 2.11.1.

Таблица 2.11.1. Основные показатели энергоэффективности Пермского края

N п/п	Показатели	2016	2017	2018	2019	2020
1	Численность населения, тыс. чел.	2634,2	2632,1	2623,1	2610,8	2599,3
1.1	Активное население на конец года <*>, тыс. чел.:	1452,8	1444,8	1439,9	1419,8	1404,3
1.2	в том числе занятое <*>, тыс. чел.	1237,7	1236,7	1202,7	1195,2	1161,8
2	Производство электроэнергии, млн. кВт·ч	27580,3	31153,3	32495,0	31012,3	26504,9
3	Потребление электроэнергии, млн. кВт·ч	23556,6	24235,7	24439,1	23912,8	22397,3
4	ВРП <*>, млрд руб.	1095,97	1191,4	1318,5	1495,0	1518,92 (оценка)
5	Энергоемкость ВРП, кг у.т./тыс. руб.	20,83	17,52	16,77	17,52	14,97 (оценка)
6	Электроемкость ВРП, кВт·ч/тыс. руб.	22,39	18,83	18,54	16,00	14,75 (оценка)
7	Потребление электроэнергии на душу населения, МВтч/чел в год	8,94	9,21	9,32	9,16	8,62
8	Электровооруженность труда в экономике, кВт·ч на 1-го чел., занятого в экономике	22,28	25,19	27,02	25,95	22,81

Динамика энергоемкости ВРП и электроемкости ВРП представлена на рисунках 13 и 14 соответственно.

Рис. 13. Динамика энергоемкости ВРП

Рис. 14. Динамика электроемкости ВРП

В формировании доходов бюджета Пермского края большую роль играет нефтяная промышленность. Доля добывающих производств в ВРП Пермского края - 18,8%, доля обрабатывающих производств в ВРП Пермского края - 31,8% (в том числе: 34,6% - нефтеперерабатывающие, 28,9% - химические, 4,7% - остальные). Доля сельского хозяйства в ВРП - 2,3%, обеспечение электрической энергией, газом и паром - 2,7%, торговля оптовая и розничная - 9,8% (рисунок 15).

Рис. 15. Структура Валового регионального продукта

За последние годы наблюдается тенденция снижения как энергоемкости, так и электроемкости валового регионального продукта (ВРП). В 2016 году энергоемкость ВРП составила 20,83 кг у.т./тыс. руб., тогда как в 2020 году эта величина уже равна 14,97 кг у.т./тыс. руб., т.е. за рассматриваемый период энергоемкость ВРП снизилась более чем на 28%. За этот же период так же снизилась электроемкость ВРП на 34,1% и составила 14,75 кВтч/тыс. руб.

Как правило это связано с проводимой модернизацией производства на многих предприятиях области, являющихся крупными потребителями энергии, а также с изменением структуры ВРП в сторону преобладания не слишком энергоемких производств, в частности, возрастание роли торговой деятельности (9,8%) на фоне сокращения доли промышленности в ВРП, и реализацией мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности.

Снижение энергоемкости продукции - важное направление экономического развития области. Решающее значение для снижения энергоемкости продукции имеет коренная реконструкция топливно-энергетического комплекса, широкое применение энергосберегающих технологий:

- выпуск экономичных двигателей с меньшим потреблением топлива и горючего;

- совершенствование нагревательной и осветительной техники;

- стимулирование экономии и санкции за перерасход энергии.

Все это позволяет систематически снижать энергоемкость общественного продукта.

2.12. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации линии электропередачи и подстанции, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним

В электроэнергетический комплекс Пермского края входит 337 трансформаторных подстанций классов напряжения 110-500 кВ. Доля филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Пермское ПМЭС в структуре сетевого хозяйства напряжением 110 кВ и выше - 5%, доля ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" - 51,6%, с суммарной установленной мощностью трансформаторов двух основных организаций 13133,6 МВА. В эксплуатации иных собственников находится 43,4% подстанций.

2.12.1. Существующие ЛЭП и подстанции электросетевого хозяйства Пермского края

Основная сеть энергосистемы Пермского края сформирована на базе линий электропередачи номинальным напряжением 110-500 кВ. Информация о протяженности ЛЭП и перечень существующих подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, находящихся в собственности сетевых компаний или потребителей, с разбивкой по собственникам и классам напряжения представлены в таблицах 2.12.1-2.12.3.

Таблица 2.12.1. Перечень существующих подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

Наименование организации	Класс напряжения	Количество ВЛ	Количество трансформаторных подстанций
филиал ПАО "ФСК ЕЭС" Пермское ПМЭС	500 кВ	8	2
	220 кВ	28	14
	110 кВ	1	1
Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго"	110 кВ	532 (включая отпайки)	174
	35 кВ	312	183

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

<*> В эксплуатации иных собственников находится 146 подстанций с высшим напряжением 110 кВ.

По данным сетевых организаций, на территории Пермского края расположено более 3178,4 км (с учетом протяженностей цепей) электрических сетей ПАО "ФСК ЕЭС", в том числе:

- ВЛ 500 кВ - 1069,72 км;

- ВЛ 220 кВ - 1693,0 км;

- ВЛ 110 кВ - 70,68 км

и 17 подстанций с высшим напряжением классов 110-500 кВ суммарной установленной мощностью 7098,3 МВА.

В эксплуатации филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" по состоянию на 01.01.2021 находится 174 подстанции с высшим напряжением 110 кВ суммарной установленной мощностью 6032,3 МВА. Суммарная протяженность линий электропередачи, выполненных на напряжение 110 кВ по трассе, составляет 4860 км.

2.12.2. Анализ технического состояния и возрастная структура электрических сетей

Электросетевое хозяйство Пермского края характеризуется достаточно высоким уровнем износа электрических сетей, что требует значительных инвестиционных вложений.

Оценка состояния выполнена на основании Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации и СТО 56947007-29.240.01.053-2010 "Методические указания по проведению периодического технического освидетельствования воздушных линий электропередачи ЕНЭС" исходя из сроков ввода в эксплуатацию оборудования, с учетом нормируемых сроков эксплуатации, принимаемых для ВЛ всех классов напряжения - 40 лет.

Сводные данные по срокам эксплуатации системообразующих линий Пермского края в разрезе классов напряжения представлены в таблице 2.12.2.

Таблица 2.12.2. Сроки эксплуатации системообразующих линий

N п/п	Наименование ЛЭП	Срок эксплуатации, лет
110 кВ
1	ВЛ 110 кВ Камская ГЭС - Апрельская II цепь с отп.	22
220 кВ
2	ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1	65
3	ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2	65
4	ВЛ 220 кВ Владимирская - Химкомплекс 1	33
5	ВЛ 220 кВ Владимирская - Химкомплекс 2	33
6	ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук I, II	47
7	ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Светлая	27
8	ВЛ 220 кВ Калино - Цемент	59
9	ВЛ 220 кВ Калино - Эмаль 1, 2 с отп. на ПС Генератор	41
10	ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино	55
11	ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Апрельская 1 цепь	22
12	ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Владимирская 1 цепь	63
13	ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Соболи	63
14	ВЛ 220 Каучук - Кама	47
15	ВЛ 220 Каучук - Металлург	47
16	ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 1, 2	35
17	ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи I, II	9
18	ВЛ 220 Северная - Калийная 1, 2	28
19	КВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная 4	9
20	КВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - КамаКалий, КВЛ 220 кВ Северная - КамаКалий	9
21	ВЛ 220 кВ Северная - Бумажная	48
22	ВЛ 220 кВ Соболи - Владимирская	63
23	ВЛ 220 кВ Титан - Северная	49
24	ВЛ 220 кВ Титан - Яйвинская ГРЭС	49
25	ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар	59
26	ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Бумажная	48
27	ВЛ 220 кВ Северная - Яйвинская ГРЭС 1	49
28	ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная 2	48
29	ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1,2 с отпайкой на ПС Горная	61
30	ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Искра I, II	35
	500 кВ
31	ВЛ 500 кВ Буйская - Калино	36
32	ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Емелино	39
33	ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Кармановская ГРЭС	52
34	ВЛ 500 кВ Тагил - Калино	45
35	ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1	39
36	ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2	30
37	ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная	39
38	ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ	9
39	ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка	52

По данным филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, по состоянию на 1 января 2021 года наибольшее число системообразующих линий электропередачи работают с превышенным сроком эксплуатации.

По данным филиалов ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала и ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго", количество сетей и основного электрооборудования с превышением нормативного срока эксплуатации 110 кВ и выше Пермского края составляет более 50%.

В настоящее время данное оборудование эксплуатируется на основании решений технических руководителей эксплуатирующих организаций, сформированных на основании оценки реального технического состояния данного оборудования и наличия необходимости продления сроков их эксплуатации. Решение о необходимости технического перевооружения электросетевых объектов принимается в отношении каждого объекта и обосновано соответствующими расчетами, а также в соответствии с существующей индивидуальной технической и экономической политикой эксплуатирующих организаций.

2.13. Основные внешние электрические связи энергосистемы Пермского края

Энергосистема Пермского края имеет электрические связи с Кировской областью, Удмуртской Республикой, Свердловской областью и Республикой Башкортостан. Внешние связи ЭЭС Пермского края с граничащими субъектами Российской Федерации выполнены воздушными линиями электропередачи напряжением 110, 220 и 500 кВ. Актуальные данные о внешних электрических связях энергосистемы Пермского края, а также их протяженности в части внешних электрических связей энергосистемы, представлены в таблице 2.13.1.

Таблица 2.13.1. Внешние электрические связи Пермской энергосистемы

N п/п	Класс напряжения	Наименование ВЛ	Протяженность <*>, км
Кировская область
1	500 кВ	Воткинская ГЭС - Вятка	345 км; 1 цепь
Удмуртская Республика
1	220 кВ	Каучук - Кама	15,3 км; 1 цепь
2		Воткинская ГЭС - Ижевск	56,8 км; 2 цепи
3		Каучук - Металлург	15,3 км; 1 цепь
1	110 кВ	Зюкай - Кузьма	47,9 км; 1 цепь
2		Верещагино - Кузьма	44,2 км; 1 цепь
3		Черновская - Сива	23,8 км; 1 цепь
4		Сива - Ножовка	0 км; 2 цепи
5		Водозабор - Воткинская ГЭС I, II цепь с отпайками на ПС Островная	17,2 км; 2 цепи
6		Березовка - Камбарка	35,7 км; 1 цепь
7		Дубовая - Камбарка	43,7 км; 1 цепь
8		Чайковская ТЭЦ - Сарапул	46,9 км; 1 цепь
9		Каучук - Сарапул	41,4 км; 1 цепь
Республика Башкортостан
1	500 кВ	Буйская - Калино	297,4 км; 1 цепь
2		Воткинская ГЭС - Кармановская ГРЭС	57,6 км; 1 цепь
1	110 кВ	Янаул - Чернушка тяга	84,2 км; 2 цепи
2		Сандугач - Гондырь	17,8 км; 1 цепь
3		Татышлы - Чернушка	31,7 км; 2 цепи
4		Буйская - Гожан	25,5 км; 2 цепи
Свердловская область
1	500 кВ	Тагил - Калино	112,3 км; 1 цепь
2		Воткинская ГЭС - Емелино	203,4 км; 1 цепь
3		Северная - БАЗ	84,9 км; 1 цепь
1	220 кВ	Ирень - Партизанская	143,4 км; 1 цепь
2		Красноуфимская - Ирень	130 км; 1 цепь
3		Цемент - Качканар	74,7 км; 1 цепь
1	110 кВ	Европейская - Чекмень	26,7 км; 1 цепь
2		Качканар - Промысла	28,4 км; 1 цепь
3		Глухарь - Шамары	0 км; 1 цепь
4		Глухарь - Платоновская	0 км; 1 цепь
5		Красноуфимская - Романовка	12,8 км; 2 цепи

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

<*> Данные по протяженности ВЛ на территории Пермского края.

Структурная схема внешних электрических связей с энергосистемами граничащих субъектов Российской Федерации представлена на рисунке 16.

Рис. 16. Структурная схема внешних электрических связей энергосистемы Пермского края

2.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Пермского края в 2020 году

В настоящее время все тепловые электростанции Пермского края переведены на газ, как основной вид топлива. Объемы потребления газа по годам изменяются пропорционально количеству вырабатываемой тепловой и электрической энергии.

Поставщиками природного (сетевого) газа для потребителей Пермского края являются ПАО "Газпром", ПАО "НОВАТЭК", ПАО "СИБУР Холдинг", ОАО "ТНК-ВР". Попутный нефтяной газ поставляется ПАО "ЛУКОЙЛ".

Топливный баланс Пермского края ориентирован (в части объемов) на привозной (по газопроводам) газ и добываемую в регионе нефть.

На территории края добывается 4(производится) около 5% потребляемого объема газа и практически 100% дров на отопление. Объем потребляемой нефти, в том числе на производственные нужды, составляет около 85% от объемов добычи. В таблице 2.14.1 представлена структура топливного баланса тепловых электростанций в 2020 г.

Выполнив анализ предоставленных данных, можно сформировать отчет о объеме потребления топлива в 2020 году на электростанциях и котельных Пермского края, т. у. т. Топливный баланс тепловых электростанций общего пользования в 2020 оду представлен в таблице 2.14.1, топливный баланс котельных общего пользования в таблице 2.14.2.

Таблица 2.14.1. Топливный баланс тепловых электростанций общего пользования

Показатель	Величина
Выработка электрической энергии, млн. кВт·ч	26504,9
Выработка тепловой энергии, тыс. Гкал	8996,0
Расход условного топлива на электрическую энергию, тыс. т у.т	4628,4
в том числе: Березниковская ТЭЦ-2	39,8
Закамская ТЭЦ-5	26,8
Пермская ТЭЦ-6/ВК-3	114,0
Пермская ТЭЦ-9/ВК-5	428,4
Пермская ТЭЦ-13	23,3
Пермская ТЭЦ-14	306,7
Чайковская ТЭЦ	135,0
Березниковская ТЭЦ-4	5,5
Пермская ГРЭС	2390,3
Яйвинская ГРЭС	1158,6
Расход условного топлива на тепловую энергию, тыс. т у.т	1729,7
в том числе: Березниковская ТЭЦ-2	239,7
Закамская ТЭЦ-5	122,6
Пермская ТЭЦ-6/ВК-3	222,0
Пермская ТЭЦ-9/ВК-5	533,5
Пермская ТЭЦ-13	79,6
Пермская ТЭЦ-14	189,5
Чайковская ТЭЦ	116,9
Березниковская ТЭЦ-4	166,6
Пермская ГРЭС	44,3
Яйвинская ГРЭС	15,0
Расход условного топлива всего, тыс. т у.т	6358,1
Удельный расход условного топлива на отпущенную электрическую энергию, кг/кВт·ч	174,6
Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию, кг/Гкал	192,3

Таблица 2.14.2. Топливный баланс котельных общего пользования

Показатель	Величина
Выработка тепловой энергии за год, тыс. Гкал	23631,6
Расход условного топлива, тыс. т у.т	4135,5
Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию, кг/Гкал	175,0

Глава 3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Пермского края

3.1. Особенности функционирования, оценка балансовой ситуации и наличия "узких мест"

В течение 2020 г. электроэнергетическая система Пермского края обеспечивала энергоснабжение потребителей без введения ограничений из-за недостатка мощности.

Однако, на территории Пермского края возможен дефицит мощности внутри энергоузлов, в связи с тем, что крупные электростанции находятся вне этих энергоузлов. Следовательно, важнейшее значение имеет пропускная способность электрических сетей.

Оценка балансовой ситуации Пермского края и крупных энергоузлов представлена в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1. Оценка балансовой ситуации в ЭЭС Пермского края

Территория	Показатели баланса	Величина, МВт
ЭЭС Пермского края	Годовой максимум мощности	3263,0
	Установленная мощность на период прохождения максимума	7792,5
	Дефицит (-)/избыток (+)	+4529,5
Березниковско-Соликамский и Кизеловско-Чусовской энергоузел	Годовой максимум мощности	1066,0
	Установленная мощность на период прохождения максимума	1389,9
	Дефицит (-)/избыток (+)	+323,9
Пермско-Закамский энергоузел	Годовой максимум мощности	1571,0
	Установленная мощность на период прохождения максимума	1703,6
	Дефицит (-)/избыток (+)	+132,6

Связь Березниковско-Соликамского и Кизеловско-Чусовского энергетических узлов (далее - БСУ+КЧУсеч) с ОЭС Урала осуществляется по следующим линиям:

- ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная,

- ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ,

- ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино N 1, 2 с отпайкой на ПС Горная,

- ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС-3 с отпайками,

- ВЛ 110 кВ Чусовая - Снежная.

Энергорайон БСУ+КЧУсеч защищается автоматикой предотвращения нарушения устойчивости АПНУ БСУ, размещенной на ПС Калино.

Связь Пермско-Закамского энергоузла (ПЗУ) с ОЭС Урала осуществляется через:

1,2 АТ 500/220 кВ Пермской ГРЭС,

ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино,

ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1, 2.

3.1.1. Оценка балансовой ситуации и "узких мест", связанная с недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов

С целью выявления "узких мест" были выполнены расчеты электроэнергетических режимов системы электроснабжения Пермского края на 2020 год. Результаты выявленных перегрузок сетевых объектов, представлены в Томе 2.

В период зимнего и летнего максимума нагрузок в нормальной схеме, а также после нормативных возмущений в нормальной схеме параметры электроэнергетического режима на этапе 2020 года находятся в области допустимых значений, ввод ГАО не требуется.

ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 (2)

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 (2) выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах летних и зимних максимальных и летних минимальных нагрузок, и паводка.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 (2) выявлена в режиме летнего максимума нагрузок в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2 (1) в случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная и составляет 2608 А (130% от АДТН = 2000 А). Для ликвидации недопустимой токовой перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 (2) необходимо ограничение генерации Пермской ГРЭС в объеме 620 МВт.

По факту возникновения токовой перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 (2) прогнозируется срабатывание АОПО указанной ВЛ, установленной на Пермской ГРЭС, с действием на разгрузку блоков Пермской ГРЭС в объеме 700 МВт. Управляющих воздействий АОПО ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 (2) достаточно для ликвидации выявленной токовой перегрузки.

ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режиме зимнего минимума нагрузок. Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная выявлена в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 (2) в случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2 (1) и составляет 2017 А (101% от АДТН = 2000 А). Для ликвидации недопустимой токовой перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная необходимо ограничение генерации Пермской ГРЭС в объеме 25 МВт.

По факту возникновения токовой перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная прогнозируется срабатывание АОПО указанной ВЛ, установленной на Пермской ГРЭС, с действием на разгрузку блоков Пермской ГРЭС в объеме 350 МВт. Управляющих воздействий АОПО ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная достаточно для ликвидации выявленной токовой перегрузки.

ВЛ 500 кВ Буйская - Калино

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Буйская - Калино выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах зимних минимальных и летних максимальных нагрузок и паводка.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 500 кВ Буйская - Калино в режиме летнего максимума нагрузок выявлена в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ в случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Тагил - Калино и составляет 2376 А (119% от АДТН = 2000 А). Для ликвидации недопустимой токовой перегрузки ВЛ 500 кВ Буйская - Калино необходимо ограничение генерации Пермской ГРЭС в объеме до 430 МВт.

По факту отключения ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ при расчетном перетоке в КС "АПНУ ПС Калино: 1(6)" 2600 МВт произойдет срабатывание АПНУ ПС 500 кВ Калино с действием на разгрузку блоков Пермской ГРЭС в объеме 700 МВт.

Управляющих воздействий АПНУ ПС 500 кВ Калино достаточно для ликвидации выявленной токовой перегрузки ВЛ 500 кВ Буйская - Калино.

АТГ3(4) ПС 500 кВ Калино

Токовые перегрузки АТГ3(4) ПС 500 кВ Калино выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах летних максимальных нагрузок и паводка.

Максимальная величина токовой загрузки АТГ3(4) ПС 500 кВ Калино - в режиме паводка в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 (2) в случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2 (1) и составляет 792 А (804 А), что составляет 137% (139%) от ДДТН = 578 А. Для ликвидации недопустимой токовой перегрузки АТГ3(4) ПС 500 кВ Калино необходимо ограничение генерации Пермской ГРЭС в объеме 610 (640) МВт. Допустимая перегрузка трансформатора при расчетной температуре 25 °C составляет 40% в течение 10 минут.

По факту отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2 (1) в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 (2) при расчетном перетоке в КС "АПНУ Пермская ГРЭС (73)" 2400 МВт произойдет срабатывание АПНУ Пермской ГРЭС с действием на ОГ одного из блоков Пермской ГРЭС. Действий установленной АПНУ Пермской ГРЭС достаточно для предотвращения аварийных перегрузок АТГ3(4) ПС 500 кВ Калино.

ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 (2) с отпайкой на ПС Горная

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 (2) с отпайкой на ПС Горная (со стороны Яйвинской ГРЭС) выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах летних максимальных нагрузок и паводка.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 (2) с отпайкой на ПС Горная (со стороны Яйвинской ГРЭС) выявлена в режиме паводка в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2 в случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 и составляет 1013 А (123% от АДТН = 825 А). Для ликвидации недопустимой токовой перегрузки ВЛ 220 Яйвинская ГРЭС - Калино 1 (2) с отпайкой на ПС Горная необходимо ограничение генерации Яйвинской ГРЭС в объеме 365 МВт.

По факту возникновения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 (2) с отпайкой на ПС Горная прогнозируется срабатывание АОПО указанной ВЛ, установленной на Яйвинской ГРЭС, первой ступени с действием на ОГ Блока 4 с генерацией 150 МВт, и второй ступени с действием на ДРТ 350 Блока 1 Пермской ГРЭС.

Действий АОПО ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 (2) с отпайкой на ПС Горная достаточно для ликвидации выявленной токовой перегрузки.

ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах летних максимальных и зимних максимальных и минимальных нагрузок и паводка.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар выявлена в режиме летнего максимума нагрузок в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ и составляет 1440 А (144% от АДТН = 1000 А).

Токовая перегрузка ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар вызвана набросом мощности на ВЛ 220 кВ при отключении двух линий 500 кВ из трех, осуществляющих выдачу мощности электростанций Центральной части энергосистемы Пермского края (Пермская ГРЭС, Камская ГЭС, Яйвинская ГРЭС). Для ликвидации недопустимой перегрузки по току ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар необходимо ограничение генерации Пермской ГРЭС в объеме 920 МВт.

По факту отключения ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Тагил - Калино при расчетном перетоке в КС "АПНУ ПС Калино: 1(6)" 2600 МВт произойдет срабатывание АПНУ ПС 500 кВ Калино с действием на ОГ блоков Пермской ГРЭС. Управляющих воздействий АПНУ ПС 500 кВ Калино достаточно для ликвидации выявленной токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар.

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Калино - Цемент выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах летних максимальных и зимних максимальных и минимальных нагрузок и паводка.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Калино - Цемент выявлена в режиме летнего максимума нагрузок в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ и составляет 1246 А (125% от АДТН = 1000 А). Для ликвидации недопустимой токовой перегрузки необходимо ограничение генерации Пермской ГРЭС в объеме 720 МВт.

По факту возникновения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Калино - Цемент прогнозируется срабатывание АОПО указанной ВЛ, установленной на ПС 500 кВ Калино, первой ступени с действием на разгрузку блоков Пермской ГРЭС в объеме 700 МВт, и второй ступени с действием на отключение ВГ 220 кВ Качканар на ПС Цемент с запретом АПВ. Управляющих воздействий АОПО достаточно для ликвидации выявленных токовых перегрузок ВЛ 220 кВ Калино - Цемент. Отключение ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар не приводит к возникновению дополнительных перегрузок.

ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах зимних и летних минимальных и зимних и летних максимальных нагрузок и паводка в следующих схемно-режимных ситуациях:

- при отключенных ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 (2) и ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2 (1);

- при отключенных 1 (2) АТ Пермской ГРЭС и 2 (1) АТ Пермской ГРЭС.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино выявлена в режиме паводка в схеме ремонта 1 (2) АТ Пермской ГРЭС в случае аварийного отключения 2 (1) АТ Пермской ГРЭС и составляет 1608 А (214% от АДТН = 750 А). Для ликвидации недопустимой токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино с учетом располагаемого объема управляющих воздействий АОПО ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино необходимо ограничение генерации Блока 1 Пермской ГРЭС и Камской ГЭС в объеме 120 МВт.

По факту возникновения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино прогнозируется срабатывание АОПО указанной ВЛ, установленной на Камской ГЭС, с действием на длительную разгрузку турбины Блока 1 Пермской ГРЭС и ОГ гидрогенераторов, подключенных к 4Т Камской ГЭС. Управляющих воздействий АОПО с учетом превентивной разгрузки Блока Пермской ГРЭС и Камской ГЭС на 120 МВт достаточно для ликвидации выявленной токовой перегрузки.

ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС-3 с отпайками

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС-3 с отпайками выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режиме паводка. Максимальная величина токовой загрузки выявлена в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 (2) в случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2 (1) и составляет 423 А, что составляет 107% от АДТН = 395 А.

Для защиты от перегрузки по току ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС-3 с отпайками используется функция АОПО в составе комплекта автоматики ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС-3 с отпайками и ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II цепь с отпайкой на ПС Скальная (МКПА-2), установленного на ПС 110 кВ Чусовая, с действием на отключение В 110 кВ ВЛ Кизеловская ГРЭС-3 на ПС 110 кВ Чусовая с запретом АПВ. Отключение перегружающейся ВЛ 110 кВ не приводит к возникновению дополнительных перегрузок.

ВЛ 110 кВ Вильва - Яйвинская ГРЭС с отпайками

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Вильва - Яйвинская ГРЭС с отпайками выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах зимних минимальных и летних максимальных нагрузок и паводка.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Вильва - Яйвинская ГРЭС с отпайками выявлена в режиме паводка в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2 в случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 и составляет 426 А, что составляет 118% от АДТН = 360 А.

По факту возникновения токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Вильва - Яйвинская ГРЭС с отпайками прогнозируется срабатывание АОПО указанной ВЛ, установленной на Яйвинской ГРЭС, с действием на отключение В ВЛ 110 кВ Вильва - Яйва и В ВЛ 110 кВ Расик - Яйва на Яйвинской ГРЭС с запретом АПВ. Действий АОПО достаточно для ликвидации выявленной токовой перегрузки. Отключение ВЛ 110 кВ Вильва - Яйвинская ГРЭС с отпайками и ВЛ 110 кВ Расик - Яйвинская ГРЭС с отпайками не приводит к возникновению дополнительных перегрузок.

ВЛ 110 кВ Расик - Яйвинская ГРЭС с отпайками

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Расик - Яйвинская ГРЭС с отпайками выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах летних максимальных нагрузок и паводка.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Расик - Яйвинская ГРЭС с отпайками выявлена в режиме паводка в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2 в случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1 и составляет 445 А, что составляет 105% от АДТН = 422 А.

По факту возникновения токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Расик - Яйвинская ГРЭС с отпайками прогнозируется срабатывание АОПО указанной ВЛ, установленной на Яйвинской ГРЭС, с действием на отключение В ВЛ 110 кВ Вильва - Яйва и В ВЛ 110 кВ Расик - Яйва на Яйвинской ГРЭС с запретом АПВ. Действий АОПО достаточно для ликвидации выявленной токовой перегрузки. Отключение ВЛ 110 кВ Вильва - Яйвинская ГРЭС с отпайками и ВЛ 110 кВ Расик - Яйвинская ГРЭС с отпайками не приводит к возникновению дополнительных перегрузок.

ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2)

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах летних максимальных нагрузок и паводка. Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) выявлена в режиме паводка в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в случае аварийного отключения ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2 (1) и составляет 1102 А (111% от АДТН = 994 А). Для ликвидации недопустимой токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) необходимо ограничение генерации Пермской ГРЭС в объеме 250 МВт.

По факту возникновения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) прогнозируется срабатывание АОПО на ПС 220 кВ Владимирская с действием на ДРТ 350 Пермской ГРЭС. Управляющих воздействий АОПО достаточно для ликвидации выявленной токовой перегрузки.

ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I (II) цепь с отпайками

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I (II) цепь с отпайками выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах зимних максимальных и минимальных нагрузок.

Максимальная величина токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I (II) цепь с отпайками (со стороны Пермской ТЭЦ-14) выявлена в период зимнего минимума нагрузок в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята III (IV) цепь при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята II (I) цепь и составляет 651 А (689 А), что составляет 109% (115%) от АДТН = 600 А.

После разгрузки КС "Пермская ТЭЦ-14 - Оверята" путем снижения генерации Пермской ТЭЦ-14 до величины МДП в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята III (IV) цепь аварийное отключение ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята II (I) цепь не приводит к токовым перегрузкам ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I (II) цепь.

ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах зимних и летних максимальных и зимних и летних минимальных нагрузок и паводка в следующих схемно-режимных ситуациях:

- при отключенных ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент;

- при отключенных ВЛ 500 кВ Тагил - Калино и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент;

- при отключенных ВЛ 500 кВ Тагил - Калино и ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II выявлена в период летних минимальных нагрузок в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Калино - Цемент при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино и составляет 663 А (147% от АДТН = 450 А).

Токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II в рассмотренных схемно-режимных ситуациях обусловлена транзитным перетоком мощности в сторону энергосистемы Свердловской области.

По факту возникновения токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II прогнозируется срабатывание АОПО на ПС Чусовая с действием на отключение В 110 кВ ВЛ Цемент II с запретом АПВ. Срабатывание АОПО ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II с отключением данной ВЛ не приводит к дополнительным токовым перегрузкам. Управляющих воздействий автоматики достаточно.

ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Каучук I (II) цепь

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Каучук I (II) цепь выявлены при аварийных отключениях в схемах единичных ремонтов в режимах зимних и летних максимальных и зимних и летних минимальных нагрузок и паводка.

Максимальная величина токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Каучук I (II) цепь выявлена в период паводка в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Каучук II (I) цепь при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП и составляет 860 А (191% от АДТН = 450 А).

После разгрузки КС "Выдача Чайковской ТЭЦ" путем снижения генерации Чайковской ТЭЦ до величины МДП в единичной ремонтной схеме аварийное отключение ВЛ 110 кВ, отходящих от шин 110 кВ Чайковской ТЭЦ, не приводит к токовым перегрузкам ВЛ.

ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП выявлены при аварийных отключениях в ремонтных схемах выявлены в режимах зимних максимальных и минимальных, и летних максимальных и минимальных нагрузок.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП выявлена в режиме летних минимальных нагрузок в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Каучук I (II) цепь в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Каучук II (I) цепь и составляет 857 А, что составляет 168% от АДТН = 510 А.

После разгрузки КС "Выдача Чайковской ТЭЦ" путем снижения генерации Чайковской ТЭЦ до величины МДП в единичной ремонтной схеме аварийное отключение ВЛ 110 кВ, отходящих от шин 110 кВ Чайковской ТЭЦ, не приводит к токовым перегрузкам ВЛ.

ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская и ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва

Транзит 110 кВ Балезино - Пибаньшур - Сегедур - Кузьма (энергосистема Удмуртской Республики) - Зюкай - Григорьевская - Сюзьва - Оверята (энергосистема Пермского края) нормально разомкнут на ПС 110 кВ Зюкай. Транзит замыкается кратковременно на время переноса точки раздела. Электростанции в энергоузле отсутствуют.

В режиме летних максимальных нагрузок в схеме единичного ремонта ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур (или ВЛ 110 кВ Балезино - Сегедур с отпайкой на ТПС Чепца) в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Балезино - Сегедур с отпайкой на ТПС Чепца (ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур) произойдет срабатывание АВР на В 110 кВ ВЛ Кузьма и В 110 кВ ВЛ Верещагино ПС 110 кВ Зюкай. В сложившейся двойной ремонтной схеме прогнозный переток в КС "Оверята - Балезино 2" составляет 125 МВт при МДП 84 МВт.

Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений требуется ввод ГВО в объеме 35 МВт (с учетом перевода нагрузки величиной 6 МВт из энергорайона на другие источники питания: перевод нагрузки Т-1, 2 ПС 110 кВ Волеги (на Т-3 ПС 110 кВ Волеги, запитанный от ВЛ 110 кВ Закамская ТЭЦ-5 - Апрельская I цепь с отпайками), ПС 35 кВ Рябины (питание с ПС 110 кВ Верещагино) на ПС 110 кВ Очер, ПС 35 кВ Обва, Козьмодемьянск (питание с ПС 110 кВ Менделеево) на ПС 110 кВ Кривец).

Для исключения ввода ГВО необходимо реализовать действие АОПО комплект N 1, 2 ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками, АОПО комплект N 12 ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками на отключение потребителей энергорайона с установкой УПАСК на объектах энергорайона.

3.1.2. Оценка балансовой ситуации и наличия "узких мест", связанных с недостатком пропускной способности трансформаторного оборудования 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах, с указанием ограничивающих элементов

В период 2018 - 2020 гг. выявлены случаи перегрузки трансформаторного оборудования, для которого нагрузка превышает ДДТН в режиме отключения наиболее мощного трансформатора:

- Т-1 ПС 110 кВ Кривец мощностью 10 МВА;

- Т-2 ПС 110 кВ Муллы мощностью 16 МВА.

ПС 110 кВ Кривец

На ПС 110/35/10 кВ Кривец установлены 2 силовых трансформатора:

- Т-1 ТДТН-10000/110 мощностью 10 МВА, срок службы 48 лет, индекс технического состояния 90,19, номинальный ток обмотки ВН 50,2 А;

- Т-2 ТДТН-16000/110 мощностью 16 МВА, срок службы 34 года, индекс технического состояния 86,65, номинальный ток обмотки ВН 80,3 А.

Согласно данным зимнего контрольного замера 19.12.2018 суммарная загрузка ПС 110 кВ Кривец составила 12,47 МВА (69,62 А).

В связи с отсутствием предоставленной собственником информации о значении ДДТН трансформаторов ПС 110 кВ Кривец коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов определен в соответствии с Требованиями к перегрузочной способности трансформаторов (приказ Минэнерго России от 08 февраля 2019 г. N 81) без ограничения длительности при температуре наружного воздуха 0 °C. Для трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Кривец коэффициент определен равным 1,15, ДДТН Т-1 ПС 110 кВ Кривец 57,73 А.

Согласно письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26 марта 2020 г. N ПЭ/01/21/1684, перераспределение нагрузки ПС 110 кВ Кривец на другие питающие центры не представляется возможным.

При аварийном отключении Т-2 ПС 110 кВ Кривец загрузка оставшегося в работе Т-1 ПС 110 кВ Кривец составит 69,62 А (12,47 МВА), что превышает ДДТН Т-1 ПС 110 кВ Кривец на 8,7%.

Для исключения превышения ДДТН при единичном отключении Т-2 ПС 110 кВ Кривец в нормальной схеме необходима замена трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Кривец мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА.

ПС 110 кВ Муллы

На ПС 110/35/10 кВ Муллы установлены 2 силовых трансформатора:

- Т-1 ТДТН-16000/110 мощностью 16 МВА, срок службы 40 лет, индекс технического состояния 80,93, номинальный ток обмотки ВН 80 А;

- Т-2 ТДТН-16000/110 мощностью 16 МВА, срок службы 43 года, индекс технического состояния 50,00, номинальный ток обмотки ВН 80 А.

На рисунке 17 представлен суточный график токовой нагрузки трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Муллы в день зимнего контрольного замера 19 декабря 2018 года.

Рис. 17. Суточный график загрузки ПС 110 кВ Муллы для дня зимнего контрольного замера 2018 г.

В связи с отсутствием предоставленной собственником информации о значении ДДТН трансформаторов ПС 110 кВ Муллы ДДТН определен в соответствии с Требованиями к перегрузочной способности трансформаторов (приказ Минэнерго России от 08 февраля 2019 г. N 81). В соответствии с Требованиями к перегрузочной способности трансформаторов коэффициент допустимой длительной перегрузки Т-1 ПС 110 кВ Муллы без ограничения длительности при температуре наружного воздуха 0 °C - 1,15, перегрузка Т-2 ПС 110 кВ Муллы не допускается (индекс технического состояния равен 50,00). ДДТН Т-1 ПС 110 кВ Муллы - 92 А, ДДТН Т-2 - 80 А.

По данным зимнего контрольного замера 2018 г., фактическая суммарная нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ Муллы составила 20,08 МВА (105,4 А). В случае отключения силового трансформатора Т-1 (Т-2) загрузка оставшегося в работе силового трансформатора Т-2 (Т-1) составит 105,4 А (132% ДДТН (115% ДДТН)).

Согласно письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26 марта 2020 г. N ПЭ/01/21/1684, перераспределение нагрузки ПС 110 кВ Муллы по сети 10 кВ возможно в объеме 2,3 МВА на ПС 110 кВ Протасы. При этом в случае отключения силового трансформатора Т-1 (Т-2) загрузка оставшегося в работе силового трансформатора Т-2 (Т-1) составит 17,78 МВА/93,3 А (117% ДДТН для Т2, 101% ДДТН для Т1).

Анализ режимов загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Муллы в текущих режимах выявил, что для исключения превышения ДДТН при единичном отключении в нормальной схеме Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Муллы с учетом перевода нагрузки ПС 110 кВ Муллы по сети 10 кВ ПС 110 кВ Протасы необходима замена существующих трансформаторов Т-1, Т-2 ПС 110 кВ Муллы 16 МВА на новые трансформаторы мощностью 25 МВА.

Глава 4. Основные направления развития электроэнергетики Пермского края

4.1. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Пермскому краю на 2022 - 2026 годы

В настоящее время на территории Пермского края существуют избыточные мощности для организации поставок электрической и тепловой энергии. Связано это как правило с внедрением энергосберегающих технологий на крупных производственных предприятиях. Активное проведение энергосберегающей политики позволит повысить технический уровень энергетического комплекса Пермского края и осуществить модернизацию не только объектов электроэнергетики и топливно-энергетического комплекса в целом, но и действующих производств, а также при сохранении комфортных условий у конечных потребителей снизить финансовую нагрузку, связанную с энергоресурсопотреблением, на бюджеты всех уровней.

В то же время, несмотря на избыток мощностей в целом, в пределах края существуют районы, где наблюдаются проблемы с энергообеспечением.

Для развития электроэнергетики необходимо решение следующих основных задач:

- обеспечение широкого внедрения новых высокоэффективных технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии и тем самым построение электроэнергетики на качественно новом технологическом уровне;

- создание эффективной системы управления функционированием и развитием энергосистемы и электроэнергетики региона в целом, обеспечивающей минимизацию затрат;

- обеспечение эффективной политики органов власти в электроэнергетике;

- диверсификация ресурсной базы электроэнергетики путем увеличения использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии;

- сбалансированное развитие генерирующих мощностей и электрических сетей, обеспечивающих требуемый уровень надежности электроснабжения потребителей;

- разработка и реализация механизма сдерживания цен за счет технологического инновационного развития отрасли, снижения затрат на строительство генерирующих и сетевых объектов;

- снижение негативного воздействия энергетики на окружающую среду.

Прирост спроса на электрическую энергию до 2026 года, прогнозируется на основании ввода новых крупных потребителей, модернизации и реконструкции действующих производств. Перечень утвержденных технических условий на технологическое присоединение потребителей в перспективном периоде приведен в таблице 4.2.1.

4.1.1. Прогноз потребления электрической энергии и мощности

Численные значения прогноза потребления электроэнергии и мощности в Пермском крае представлены в таблице 4.1.2. Прогноз потребления электрической энергии и мощности, предоставленный Министерством тарифного регулирования и энергетики Пермского края, совпадает прогнозом потребления электрической энергии и мощности, разработанным в рамках проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы, направленного АО "СО ЕЭС" в Минэнерго России.

Таблица 4.1.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности в Пермском крае на пятилетний период, включая крупные энергорайоны

Наименование показателя	Единицы измерения	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Энергосистема Пермского края
Потребление электроэнергии	млн кВт·ч	23229	23860	24611	25102	25600	25757
Среднегодовые темпы прироста	%	-	2,72	3,15	2,00	1,98	0,61
Максимальная мощность	МВт	3439	3538	3645	3704	3788	3822
Среднегодовые темпы прироста	%	-	2,88	3,02	1,62	2,27	0,90
Пермско-Закамский энергоузел
Потребление электроэнергии	млн кВт·ч	10452	10483	10514	10542	10559	10577
Среднегодовые темпы прироста	%	-	0,30	0,30	0,26	0,17	0,17
Максимальная мощность	МВт	1662	1666	1670	1672	1674	1676
Среднегодовые темпы прироста	%	-	0,27	0,24	0,12	0,12	0,12
Березниковско-Соликамский + Кизеловско-Чусовской энергоузел
Потребление электроэнергии	млн кВт·ч	7700	8214	8636	9003	9707	9707
Среднегодовые темпы прироста	%	-	6,68	5,14	4,25	7,82	0
Максимальная мощность	МВт	1060	1091	1144	1178	1226	1226
Среднегодовые темпы прироста	%	-	2,90	4,84	3,01	4,07	0

На рисунках 18 и 19 представлен прогноз потребления электроэнергии и мощности в Пермском крае на 2021 - 2026 годы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России 2021 - 2027 годы.

Рис. 18. Прогноз потребления электрической энергии

Рис. 19. Прогноз потребления электрической мощности

Анализ прогноза показывает наличие стабильного равномерного прироста потребления электрической энергии и мощности начиная с текущего года, обусловленного вводом нагрузок крупных промышленных потребителей в Березниковско-Соликамском и Кизеловско-Чусовском энергорайонах.

4.2. Перечень основных перспективных потребителей с указанием заявленной максимальной мощности

Таблица 4.2.1. Перечень утвержденных технических условий на технологическое присоединение потребителей в перспективном периоде

N п/п	Наименование объекта присоединения	Потребитель (заявитель)	Наименование ЦП	Заявленная мощность нагрузки, МВт	График роста нагрузок по годам, МВт
					2021	2022	2023	2024	2025	2026
1	ПС 110 кВ Комета	ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	Березниковская ТЭЦ-2 и ТЭЦ-4	60,00 <*>						60,00
2	ПС 110 кВ Новая	ПАО "Уралкалий"	ПС 220 кВ Бумажная	116,08			116,08
3	ПС 110 кВ Южный Рудник		ПС 220 кВ Титан	58,475				58,475
4	ПС 35 кВ Гипсовая	ООО "Ергач"	ПС 110 кВ Кунгур	8,90	5,00		3,90
5	ПС 110 кВ Ярино-тяговая	ОАО "РЖД"	ПС 220 кВ Искра	12,80			12,80
6	ПС 220 кВ КамаКалий	ООО "ЕвроХим-Усольский калийный комбинат"	1. ПС 500 кВ Северная 2. Яйвинская ГРЭС	181,4		42,00			34,40
7	ПС 110 кВ Коксовая	ОАО "Губахинский кокс"	1. ПС 500 кВ Калино 2. ПС 220 кВ Горная	13,00		13,00

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

<*> На ПС 110 кВ Комета осуществляется перераспределение существующей нагрузки ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА".

4.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Пермского края мощностью не менее 5 МВт на пятилетний период

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электростанций мощностью более 5 МВт на период 2021 - 2026 годов, включая электростанции, на которых осуществляют модернизацию оборудования, представлен в таблице 4.3.1.

Таблица 4.3.1. Перечень изменений мощности электростанций Пермского края

N блока, тип оборудования	Вид топлива	Наименование мероприятия	Год
			2021	2022	2023	2024	2025	2026
Пермская ТЭЦ-9
1 ВПТ-25-3	газ природ., мазут	Демонтаж окончательный	25,0
2 ВПТ-25-3	газ природ., мазут	Демонтаж окончательный	30,0
10 Т-60/66-10,2	Газ	Ввод в эксплуатацию		65,0
9-Т-100/120-130-2	Газ	До/после модернизации		105,0
				124,9
		Изменение мощности		+19,9
Всего изменение мощности по станции, МВт			-55,0	+84,9
Пермская ГРЭС
1 К-820-240,5	газ природный	До/после модернизации			820,0
					850,0
		Изменение мощности			+30,0
2 К-820-240,5	газ природный	До/после модернизации						820,0
								850,0
		Изменение мощности						+30,0
Всего изменение мощности по станции, МВт					+30,0			+30,0
Воткинская ГЭС
1 г/а пов.-лопаст. верт.	-	До/после модернизации		110,0
				115,0
		Изменение мощности		+5,0
2 г/а пов.-лопаст. верт.	-	До/после модернизации				110,0
						115,0
		Изменение мощности				+5,0
6 г/а пов.-лопаст. верт.	-	До/после модернизации			100,0
					115,0
		Изменение мощности			+15,0
8 г/а пов.-лопаст. верт.	-	До/после модернизации						100,0
								115,0
		Изменение мощности						+15,0
10 г/а пов.-лопаст. верт.	-	До/после модернизации					100,0
							115,0
		Изменение мощности					+15,0
Всего изменение мощности по станции, МВт				+5,0	+15,0	+5,0	+15,0	+15,0

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

<*> Перечень планируемых к вводу в эксплуатацию, выводу из эксплуатации и модернизации генерирующих объектов на период 2022 - 2026 годы представлен в соответствии с проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы.

В таблице 4.3.2 представлены сведения об основаниях изменений мощности на электростанциях.

Таблица 4.3.2. Основания изменения мощности электростанций

Наименование электростанции	Документ-основание
Ввод
Пермская ТЭЦ-9
10 Т-60/66-10,2	Распоряжение Правительства РФ от 02.08.2019 N 1713-р
Демонтаж
Пермская ТЭЦ-9
1 ВПТ-25-3	Распоряжение Правительства РФ от 02.08.2019 N 1713-р
2 ВПТ-25-3	Распоряжение Правительства РФ от 02.08.2019 N 1713-р
Модернизация
Пермская ТЭЦ-9
9-Т-100/120-130-2	Распоряжение Правительства РФ от 02.08.2019 N 1713-р
Воткинская ГЭС
1 г/а пов.-лопаст. верт.	ИП ПАО "РусГидро"
2 г/а пов.-лопаст. верт.	ИП ПАО "РусГидро"
6 г/а пов.-лопаст. верт.	ИП ПАО "РусГидро"
8 г/а пов.-лопаст. верт. CB 1500/170-96	ИП ПАО "РусГидро"
10 г/а пов.-лопаст. верт.	ИП ПАО "РусГидро"
Пермская ГРЭС
1 К-820-240-5	Распоряжение Правительства РФ от 02.08.2019 N 1713-р
2 К-820-240,5	Распоряжение Правительства РФ от 06.02.2021 N 265-р

4.4. Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности по Пермскому краю на 2021 - 2026 годы

Динамика баланса электрической энергии на территории Пермского края на пятилетний перспективный период представлена в таблице 4.4.1. При формировании оценки перспективной балансовой ситуации были учтены перспективные данные о потреблении электроэнергии и ее генерации, а также о максимальной годовой нагрузке и установленной мощности электростанций с учетом сальдо перетоков с соседними энергосистемами Пермского края. Покрытие обеспечивается выработкой действующих электростанций.

Таблица 4.4.1. Динамика баланса электрической энергии ЭЭС Пермского края

Наименование показателя	Прогнозные значения, млн. кВт·ч
	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Электропотребление	23229	23860	24611	25102	25600	25757
Выработка, в т.ч.	30585	31205	32126	32546	32739	32907
- ГЭС	4632	4125	4125	4125	4125	4125
- ТЭС	25953	27080	28001	28421	28614	28782
Сальдо перетоков электрической энергии (-) избыток, (+) дефицит	-7356	-7345	-7515	-7444	-7139	-7150

На рисунках 20, 21 изображены прогнозы потребления электроэнергии и мощности в Пермском крае в перспективе до 2026 года. На рисунке 22 изображена динамика среднегодовых темпов прироста потребления электроэнергии и мощности в перспективе на 5 лет.

Рис. 20. Прогноз производства и потребления электроэнергии

Таблица 4.5.2. Динамика баланса мощности энергосистемы Пермского края

Наименование показателя	Прогнозные значения, МВт
	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Годовой максимум нагрузки	3439	3538	3645	3704	3788	3822
Установленная мощность, в т.ч.:	7737,5	7827,4	7872,4	7877,4	7892,4	7937,4
- ГЭС	1655,8	1660,8	1675,8	1680,8	1695,8	1710,8
- ТЭС	6081,7	6166,6	6196,6	6196,6	6196,6	6226,6

Рис. 21. Прогноз производства и потребления мощности

Рис. 22. Динамика прироста потребления электроэнергии и мощности

Из диаграммы, представленной на рисунке 22 видно, что ближайшие 5 лет ожидается спад темпов прироста потребления электроэнергии и мощности. Т.к. кривые приростов имеют схожую динамику на протяжении рассматриваемого периода, то можно говорить, что развитие промышленности и развитие электроэнергетического комплекса региона происходят синхронно, и будет полностью покрыт спрос на электрическую энергию и мощность.

Максимальное значение межсистемных перетоков из энергосистемы в связи с излишней выработкой электроэнергии прогнозируется в 2023 г. и составит 23,4% от выработки; минимальное - 21,8% (в 2025 г.). Средняя за пятилетний период доля экспорта (передачи) электроэнергии в соседние регионы (Удмуртская Республика, Республика Башкортостан, Кировская и Свердловская области) составит порядка 22,7% (7319 млн кВт·ч).

4.5. Расчеты электроэнергетических режимов для нормальных и основных ремонтных схем

Расчеты электроэнергетических режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Пермского края выполнены с учетом поэтапного ввода электроустановок (максимальная мощность) и изменений генерирующих мощностей для каждого года за период 2022 - 2026 гг.

При расчетах, температура воздуха принималась с учетом требований ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электрических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования":

- для зимнего режима максимальных и минимальных нагрузок температура наружного воздуха 0 °C и -35 °C;

- для летнего режима максимальных нагрузок температура наружного воздуха +18 °C и +30 °C;

- для летнего режима минимальных нагрузок температура наружного воздуха +18 °C;

- для периода паводка температура наружного воздуха +9 °C.

В Томе 2 приведены токовые загрузки элементов электрической сети на объектах в выявленных случаях выхода параметров режима из области допустимых значений (показаны наиболее тяжелые режимы работы). По результатам проведенных расчетов уровни напряжений в электрической сети остаются в пределах допустимых значений.

При проведении расчетов электроэнергетических режимов ЭЭС Пермского края контролировались значения перетоков мощности в контролируемых сечениях электроэнергетической системы Пермского края и ОЭС Урала, представленные в таблице 4.5.1.

Таблица 4.5.1. Состав контролируемых сечений ЭЭС Пермского края

N п/п	Контролируемое сечение	Состав сечения	Место контроля и положительное направление
1	КС-3	ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
2		ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ	на ПС 500 кВ Северная к шинам 500 кВ
3		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
4		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 2 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
5		ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС с отпайками	на ПС 110 кВ Чусовая от шин 110 кВ
6		ВЛ 110 кВ Чусовая - Снежная	на ПС 110 кВ Чусовая от шин 110 кВ
7	КС-4	1АТ Пермской ГРЭС	на шинах 220 кВ Пермской ГРЭС к шинам 220 кВ
8		2АТ Пермской ГРЭС	на шинах 220 кВ Пермской ГРЭС к шинам 220 кВ
9		Блок 1 Пермской ГРЭС	на шинах 220 кВ Пермской ГРЭС к шинам 220 кВ
10		ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино	на Камской ГЭС к шинам 220 кВ
11		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1	на ПС 220 кВ Владимирская к шинам 220 кВ
12		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2	на ПС 220 кВ Владимирская к шинам 220 кВ
13	КС-7	1АТ Пермской ГРЭС	на шинах 220 кВ Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
14		2АТ Пермской ГРЭС	на шинах 220 кВ Пермской ГРЭС к шинам 220 кВ
15		ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино	на Камской ГЭС от шин 220 кВ
16		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
17		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
18	АПНУ ПС Калино: 1 (6)	ВЛ 500 кВ Буйская - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
19		ВЛ 500 кВ Тагил - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
20		ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ	на ПС 500 кВ Северная от шин 500 кВ
21		ВЛ 220 кВ Калино - Цемент	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
22		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
23		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
24	АПНУ Пермская ГРЭС (73)	ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
25		ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
26		ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ	на ПС 500 кВ Северная от шин 500 кВ
27		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино к шинам 220 кВ
28		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 2 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино к шинам 220 кВ
29		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 1	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
30		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 2	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
31		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи 1	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
32		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи 2	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
33	АПНУ ПС Калино: 2 (139)	ВЛ 500 кВ Тагил - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
34		ВЛ 500 кВ Буйская - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
35		ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
36		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
37		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
38		ВЛ 220 кВ Калино - Цемент	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
39		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
40		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 2 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
41	2 АТГ ВотГЭС (148)	2 АТГ Воткинской ГЭС	на шинах 220 кВ Воткинской ГЭС к шинам 220 кВ
42	3 АТГ ВотГЭС (149)	3 АТГ Воткинской ГЭС	на шинах 220 кВ Воткинской ГЭС к шинам 220 кВ
43	ПЗУ-220 (КС-ПЗУ-220)	ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 1	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
44		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 2	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
45		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи 1	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
46		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи 2	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
47	Прием СТЭЦ	ВЛ 110 кВ Соликамск - Соликамская ТЭЦ	на ПС 110 кВ Соликамск от шин 110 кВ
48		ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ 1	на ПС 220 кВ Бумажная от шин 110 кВ
49		ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ 2	на ПС 220 кВ Бумажная от шин 110 кВ
50	ТЭЦ-14 - Оверята	ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I цепь с отпайками	на Пермской ТЭЦ-14 от шин 110 кВ
51		ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята II цепь с отпайками	на Пермской ТЭЦ-14 от шин 110 кВ
52		ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята III цепь	на Пермской ТЭЦ-14 от шин 110 кВ
53		ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята IV цепь	на Пермской ТЭЦ-14 от шин 110 кВ
54	Оверята - Балезино 1	АТ1 ПС 220 кВ Балезино	на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Балезино к шинам 110 кВ
55		АТ2 ПС 220 кВ Балезино	на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Балезино к шинам 110 кВ
56		ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками	на ПС 110 кВ Оверята от шин 110 кВ
57		ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками	на ПС 110 кВ Оверята от шин 110 кВ
58	Оверята - Балезино 2	ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками	на ПС 110 кВ Оверята от шин 110 кВ
59		ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками	на ПС 110 кВ Оверята от шин 110 кВ
60		ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур	на ПС 220 кВ Балезино от шин 110 кВ
61		ВЛ 110 кВ Балезино - Сегедур с отпайкой на ТПС Чепца	на ПС 220 кВ Балезино от шин 110 кВ
62	Закамское	ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Апрельская 1	на Камской ГЭС от шин 220 кВ
63		ВЛ 110 кВ Камская ГЭС - Апрельская II цепь с отпайками	на Камской ГЭС от шин 110 кВ
64		ВЛ 110 кВ Камская ГЭС - Пермская ТЭЦ-13 I цепь	на Камской ГЭС от шин 110 кВ
65		ВЛ 110 кВ Камская ГЭС - Пермская ТЭЦ-13 II цепь	на Камской ГЭС от шин 110 кВ
66		КВЛ 110 кВ Заостровка - Оверята I цепь с отпайками	на ПС 110 кВ Заостровка от шин 110 кВ
67		КВЛ 110 кВ Заостровка - Оверята II цепь с отпайками	на ПС 110 кВ Заостровка от шин 110 кВ
68	Выдача Чайковской ТЭЦ	ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП	на Чайковской ТЭЦ от шин 110 кВ
69		ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Каучук I цепь	на Чайковской ТЭЦ от шин 110 кВ
70		ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Каучук II цепь	на Чайковской ТЭЦ от шин 110 кВ
71		ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Сарапул с отпайками	на Чайковской ТЭЦ от шин 110 кВ
72	ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург	ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург	на ПС 220 кВ Каучук от шин 220 кВ
73	ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 1,2	ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук I цепь	на Воткинской ГЭС от шин 220 кВ
74		ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук II цепь	на Воткинской ГЭС от шин 220 кВ
75	ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1,2	ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск I цепь с отпайкой на ПС Сива	на Воткинской ГЭС от шин 220 кВ
76		ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск II цепь с отпайкой на ПС Сива	на Воткинской ГЭС от шин 220 кВ
77	АТ БСУ	АТ1 ПС 220 кВ Бумажная	на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Бумажная к шинам 110 кВ
78		АТ2 ПС 220 кВ Бумажная	на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Бумажная к шинам 110 кВ
79		АТ1 ПС 220 кВ Титан	на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Титан к шинам 110 кВ
80		АТ2 ПС 220 кВ Титан	на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Титан к шинам 110 кВ
81		АТ Яйвинской ГРЭС	на шинах 110 кВ Яйвинской ГРЭС к шинам 110 кВ
82		ВЛ 110 кВ Вильва - Яйвинская ГРЭС с отпайками	на Яйвинской ГРЭС к шинам 110 кВ
83		ВЛ 110 кВ Расик - Яйвинская ГРЭС с отпайками	на Яйвинской ГРЭС к шинам 110 кВ
84	АПНУ ПГРЭС частичное 1 (74)	ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
85		ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
86		ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
87	АПНУ ПГРЭС частичное 2 (78)	ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 1	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
88		ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино N 2	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
89		ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ	на ПС 500 кВ Северная от шин 500 кВ
90	ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1,2	ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
91		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
92	ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино	ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино	на прием в узел: на Камской ГЭС - к шинам 220 кВ на выдачу из узла: на Камской ГЭС - от шин 220 кВ
93	АПНУ ПС Калино частичное 1 (132)	ВЛ 500 кВ Тагил - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
94		ВЛ 500 кВ Буйская - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
95		ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ	на ПС 500 кВ Северная от шин 500 кВ
96	АПНУ ПС Калино частичное 2 (133)	ВЛ 500 кВ Тагил - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
97		ВЛ 500 кВ Буйская - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
98		ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ

4.5.1. Определение и уточнение перечня "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением, на основании балансовых расчетов и расчетов электроэнергетических режимов, и разработка предварительных предложений в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест"

I. Нормальная схема электрических соединений.

В период зимнего и летнего максимума нагрузок в нормальной схеме, а также после нормативных возмущений в нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений, ввод ГАО не требуется.

II. Ремонтные схемы электроэнергетической системы Пермского края.

ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с отпайкой на ПС ЦСП

Токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с отпайкой на ПС ЦСП выявлена при аварийном отключении в двойной ремонтной схеме в режиме максимальных нагрузок паводка при температуре окружающего воздуха +9 °C в период 2022 - 2026 гг.

Максимальная величина токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с отпайкой на ПС ЦСП выявлена в период максимальных нагрузок паводка при температуре окружающего воздуха +9 °C на этапе 2026 г. в схеме совместного ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук I (II) цепь и ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук II (I) цепь (нормативное возмущение в двойной ремонтной схеме, таблица 3 ГОСТ Р 58670-2019) и составляет 735 А (124,2% от АДТН = 592 А).

После аварийного отключения ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук II (I) цепь сработает АОПО ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с отпайкой на ПС ЦСП с действием на отключение перегружаемой ВЛ. После действия АОПО ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с отпайкой на ПС ЦСП параметры режима находятся в пределах допустимых значений.

ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП выявлены при аварийных отключениях в двойной ремонтной схеме в режимах паводка в период 2022 - 2026 г.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП выявлена в режиме паводка на этапе 2026 г. в схеме совместного ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук I (II) цепь и ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с отпайкой на ПС ЦСП при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук II (I) цепь и составляет 652 А, что составляет 111% от АДТН = 587 А.

После аварийного отключения ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук II (I) цепь сработает АОПО ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП с действием на отключение перегружаемой ВЛ. После действия АОПО ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП параметры режима находятся в пределах допустимых значений.

4.5.2. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше

В соответствии с "Перечнем мероприятий по повышению надежности работы ВЛ 110 кВ и выше ДЗО ПАО "Россети" в условиях гололедообразования на период 2019 - 2022 гг.", согласованным АО "СО ЕЭС" и утвержденным ПАО "Россети" 18.11.2019, требуется установка дополнительных опор на гололедоопасных участках следующих ВЛ 220 кВ:

- ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 цепь;

- ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 2 цепь.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ N 1, 2

Необходимость реконструкции обусловлена неудовлетворительным техническим состоянием ЛЭП. Повреждения опор N 3, 5, 6, 31, 36 носят критический характер категории "аварийный" (согласно Письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26.03.2020 N ПЭ/01/21/1684).

Для приведения ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ N 1, 2 в надлежащее состояние требуется ее реконструкция. Объем реконструкции включает замену опор и провода ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ N 1, 2 (2 x 14,74 км) без увеличения пропускной способности в 2023 году.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Титан - Соликамск I. II цепь с отпайками и отпайки на ПС 110 кВ Минерал (2 x 12,5 км)

ВЛ 110 кВ Титан - Соликамск ц. 1, 2 в эксплуатации с 1965 г. ВЛ проходит в зоне интенсивных химических уносов. Грозозащитный трос и стальной сердечник провода поражены коррозией, имеется прогрессирующее разрушение стоек ж/б опор.

Необходимость реконструкции обусловлена неудовлетворительным техническим состоянием ЛЭП. Повреждения опор N 3, 24, 75, 102, 113, 121 носят критический характер категории "аварийный" (согласно Письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26 марта 2020 г. N ПЭ/01/21/1684).

Для приведения ВЛ 110 кВ Титан - Соликамск I, II цепь с отпайками и отпайки на ПС 110 кВ Минерал в надлежащее состояние требуется реконструкция. Объем реконструкции включает реконструкцию участков ВЛ 110 кВ Титан - Соликамск I, II цепь с отпайками от ПС 220 кВ Титан до опоры N 35 протяженностью 6 км и от опоры N 91 до ПС 110 кВ Соликамск протяженностью 6 км с реконструкцией отпайки на ПС 110 кВ Минерал протяженностью 0,5 км без увеличения пропускной способности в 2021 году. Опоры принимаются двухцепные: анкерные - металлические многогранные одностоечные, промежуточные - двухцепные металлические многогранные. Марка провода подлежит определению проектом с учетом степени загрязнения в районе прохождения трассы ВЛ (выбираются коррозионностойкие# марки проводов).

Реконструкция ВЛ 110 кВ Яйвинская ГРЭС - Соликамск I, II (2 x 46,2 км)

Необходимость реконструкции обусловлена наличием элементов и узлов опор ВЛ, находящихся в неудовлетворительном состоянии. Повреждения опор N 75, 76, 77, 78, 79, 80, 108 носят критический характер категории "аварийный" (согласно Письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26 марта 2020 г. N ПЭ/01/21/1684).

Объем реконструкции ВЛ 110 кВ Яйвинская ГРЭС - Соликамск I, II включает замену опор (176 шт.) и провода (2 x 46,2 км) без увеличения пропускной способности в 2024 году.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Титан - ТЭЦ-4 I, II

Необходимость реконструкции обусловлена наличием элементов и узлов опор ВЛ, находящихся в неудовлетворительном состоянии. Повреждения опор N 9, 10, 11, 12, 13, 16, 28, 33, 35 носят критический характер категории "аварийный" (согласно Письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26.03.2020 N ПЭ/01/21/1684). Объем реконструкции ВЛ 110 кВ Титан - ТЭЦ-4 I, II включает замену опор и провода (2 x 16,5 км) без увеличения пропускной способности в 2023 году.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Горная - Метанол I цепь, Кизеловская ГРЭС-3 - Горная I, II цепь

ПАО "Метафракс" - один из крупнейших российских производителей метанола и его производных. Головное предприятие "Метафракс" расположено в городе Губаха Пермского края и относится к Кизеловско-Чусовскому энергорайону Пермского края.

Источниками электроснабжения ПАО "Метафракс" являются:

ПС 110 кВ ГХЗ (ГПП-1);

ПС 110 кВ Метанол (ГПП-2);

ПС 110 кВ АКМ (ГПП-3);

ПС 110 кВ Косьва;

2 фидера 6 кВ от Кизеловской ГРЭС N 3.

Электроснабжение основного производства осуществляется от ЗРУ 6 кВ ПС 110 кВ ГХЗ, ЗРУ 6 кВ и ЗРУ 10 кВ ПС 110 кВ Метанол.

По данным филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" (письмо N ПЭ/01/21/1684 от 26.03.2020) имеют место технологические нарушения, возникающие вследствие механических повреждений ЛЭП из-за гололедоизморозевых образований. Для исключения технологических нарушений требуется выполнение мероприятий, направленных на обеспечение надежной работы ВЛ в условиях гололедообразования.

На основании решений протокола совещания по вопросам надежности электроснабжения ПАО "Метафракс" г. Губаха, Пермский край, ПАО "Метафракс" при Министерстве тарифного регулирования и энергетики Пермского края от 10 декабря 2019 г., была разработана и согласована с ПАО "Метафракс" дорожная карта, предусматривающая проведение реконструкции следующих ВЛ 110 кВ, работающих в условиях повышенного гололедообразования:

- ВЛ 110 кВ Горная - Метанол I цепь, Кизеловская ГРЭС-3 - Горная II цепь (9,9 км) - 2021 г.

- ВЛ 110 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Горная I, II цепь с отпайкой на ПС ГХЗ (3,9 км) - 2021 г.

Для сокращения числа технологических нарушений в условиях повышенного гололедообразования (письмо Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26.03.2020 N ПЭ/01/21/1684) в рамках реконструкции указанных ВЛ 110 кВ предусматривается установка дополнительных опор в пролетах, превышающих 180 метров на секционированных стойках типа СК26, замена провода по всей длине ЛЭП на провод марки АСК без увеличения пропускной способности, установка на провода ограничителей гололедообразования и колебаний для увеличения сопротивления провода закручиванию под воздействием гололедоизморозевых отложений.

Строительство КЛ 110 кВ Данилиха - Берег

ПС 110 кВ Берег подключена отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-13 - Долина ц. 1, 2. ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-13 - Долина ц. 1, 2 расположены на общих опорах. Отпайка от двухцепной ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-13 - Долина ц. 1, 2 выполнена в кабельном исполнении, проходит по телу коммунального моста через р. Кама. ПС 110 кВ Берег обеспечивает электроснабжение объектов 1 категории центральной части г. Перми, Федерального центра сердечно-сосудистой хирургии, Пермского краевого перинатального центра. На рисунке 23 приведена схема прилегающей сети 35-110 кВ ПС 110 кВ Берег с указанием нагрузки в день зимнего максимума 2024 г. при температуре окружающего воздуха -35 °C.

Рис. 23. Схема прилегающей сети 35-110 кВ ПС 110 кВ Берег с указанием нагрузки в день зимнего максимума 2024 г. при температуре окружающего воздуха -35 °C

Согласно письму Министерства тарифного регулирования и энергетики Пермского края от 17 апреля 2020 г. N СЭД-46-09-03-исх-10, планируется проведение реконструкции Коммунального моста через реку Кама г. Пермь не позднее 2024 - 2025 годов, продолжительность работ - 2 года. Реконструкция моста невозможна без отключения отпайки от двухцепной ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-13 - Долина ц. 1, 2 на ПС 110 кВ Берег проходящих по телу коммунального моста. ПС 110 кВ Берег обеспечивает электроснабжение объектов 1 категории центральной части г. Перми, Федерального центра сердечно-сосудистой хирургии, Пермского краевого перинатального центра и других социально значимых объектов. Необходимо предусмотреть мероприятие "Строительство КЛ 110 кВ Данилиха - Берег (2 x 4 км)", исключающее нарушение электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Берег во время проведения реконструкции коммунального моста".

В настоящее время с учетом планов собственника мероприятие по строительству КЛ 110 кВ Данилиха-Берег запланировано к реализации в 2022 году.

ПС 110 кВ Кунгур

На ПС 110 кВ Кунгур установлены два трансформатора:

- Т-1 ТДН-31500/110 мощностью 31,5 МВА, номинальный ток ВН 165 А, срок службы 57 лет;

- Т-2 ТДН-31500/110 мощностью 31,5 МВА, номинальный ток ВН 162,5 А срок службы 57 лет.

Техническими условиями по индивидуальному проекту на технологическое присоединение к электрическим сетям филиала ОАО "МРСК Урала"-"Пермэнерго" энергопринимающих устройств ООО "Ергач" максимальной мощностью 8,9 МВт (Договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям от 17 сентября 2019 г. N 8400011408) предусматривается замена существующих трансформаторов на ПС 110 кВ Кунгур 2 x 31,5 МВА на трансформаторы 2 x 40 МВА. Планируемый срок реализации мероприятия 2024 год.

ПС 110 кВ Разгуляй

На ПС 110 кВ Разгуляй установлены два трансформатора:

- Т-1 ТДТН-25000/110, в эксплуатации 16 лет, Iном = 131,2 А;

- Т-2 ТДТН-25000/110, в эксплуатации 16 лет, Iном = 131,2 А.

Техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств "ГКУ Пермского края "Управление капитального строительства Пермского края" к электрическим сетям филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго", максимальной мощностью 5,451 МВт (Договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям от 22 августа 2019 г. N 8400011325) предусматривается реконструкция ПС 110 кВ Разгуляй с увеличением мощности трансформаторов до величины 2 x 40 МВА. Планируемый срок реализации мероприятия 2023 год.

ПС 110 кВ Красава-3

На ПС 110/10 кВ Красава-3 установлен силовой трансформатор:

- Т-1 ТМН-2500/110 мощностью 2,5 МВА, срок службы 38 лет, индекс технического состояния 83,28, номинальный ток обмоток ВН 13,1 А.

В связи с отсутствием предоставленной собственником информации о значении ДДТН трансформатора ПС 110 кВ Красава-3 коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформатора определен соответствии с Требованиями к перегрузочной способности трансформаторов (приказ Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81) без ограничения длительности при температуре наружного воздуха 0 °C. Для трансформатора ПС 110 кВ Красава-3 коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформатора 1,15. Величина ДДТН Т-1 ПС 110 кВ Красава-3 при температуре наружного воздуха 0 °C 15,1 А (1,15 Iном).

По данным зимнего контрольного замера 2019 г. максимальная загрузка ПС 110 кВ Красава-3 составила 2,2 МВА, токовая загрузка силового трансформатора Т-1 составляет до 10,6 А (84,8% Iном) и не превышает ДДТН.

Информация о технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей к ПС 110 кВ Красава-3 представлена в таблице 4.5.1 (информация предоставлена филиалом ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго").

Таблица 4.5.1. Сведения о ТУ на ТП максимальной мощностью менее 670 кВт

N п/п	Наименование заявителя	Макс. мощность, кВт	N договора	Дата заключ. договора	Срок действия ТУ на ТП	Планируемый год ввода энергопринимающих устройств в эксплуатацию
1	Ляшков Андрей Владимирович (серия 57 04 номер 470271)	150	4500058345	17.12.2019	17.12.2021	01.06.2021
2		150	4500058344	13.12.2019	13.12.2021	01.06.2021
3		150	4500058671	23.12.2019	23.12.2021	03.05.2021
4		150	4500058672	23.12.2019	23.12.2021	03.05.2021
5		150	4500058673	23.12.2019	23.12.2021	03.05.2021
6		150	4500058674	23.12.2019	23.12.2021	03.05.2021
7		150	4500058675	23.12.2019	23.12.2021	03.05.2021
8		150	4500058676	23.12.2019	23.12.2021	03.05.2021
9		150	4500058678	23.12.2019	23.12.2021	03.05.2021
10	ООО "АВМ-Сервис"	150	4500059929	06.04.2020	06.04.2022	01.04.2021
11	ООО "Новая региональная сеть Прикамья"	650	8400010932	25.01.2019	25.01.2022	25.01.2021
12		150	8400011929	28.04.2020	28.04.2022	28.04.2022
13	Иные договоры на тех. присоединение, максимальной мощностью 15 кВт и ниже (74 шт.) <*>	1186	-	-	-	-
ИТОГО		3486,0

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

<*> Полный перечень договоров на тех. присоединение представлен в приложении 7 к СиПР.

В случае реализации ТУ на ТП, указанных в таблице 4.5.1, прирост нагрузки с учетом коэффициента реализации составит:

- в 2021 году 0,67 МВт (0,74 МВА), максимальная загрузка трансформатора ПС 110 кВ Красава-3 в 2021 году составит 2,94 МВА;

- в 2022 году составит 0,04 МВт (0,04 МВА), максимальная загрузка трансформатора ПС 110 кВ Красава-3 в 2022 году составит 2,98 МВА.

В случае реализации ТУ на ТП расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 с учетом перегрузочной способности составит:

- в 2021 году 2,56 МВА;

- в 2022 году 2,59 МВА.

Согласно письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26 марта 2020 г. N ПЭ/01/21/1684, перераспределение нагрузки ПС 110 кВ Красава-3 по сети 10 кВ на другие питающие центры не представляется возможным.

Анализ перспективных режимов загрузки трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Красава-3 показывает, что в 2021 году в случае реализации ТУ на ТП расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Красава-3 превысит величину номинальной мощности на 0,06 МВА, в 2022 году - на 0,09 МВА. Для исключения перегрузки трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Красава-3 в нормальной схеме необходима замена трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Красава-3 на трансформатор мощностью 4 МВА в 2021 году.

С целью оптимизации загрузки, снижения потерь и инвестиционных затрат филиалом "Пермэнерго" планируется переустановка силовых трансформаторов с ПС 110 кВ Перемская мощностью 6,3 МВА (загрузка ПС согласно зимнему замеру 2020 г. составляет 0,68 МВт или 11%) на ПС 110 кВ Красава-3 (согласно письму филиала "Пермэнерго" от 29 апреля 2021 г. N ПЭ/01/21/2700).

ПС 110 кВ Правобережная

На ПС 110/35/10 кВ Правобережная установлены 2 силовых трансформатора:

- Т-1 ТДТН-16000/110 мощностью 16 МВА, срок службы 22 года, индекс технического состояния 85,72, номинальный ток обмоток ВН 80,4 А;

- Т-2 ТДТН-16000/110 мощностью 16 МВА, срок службы 32 года, индекс технического состояния 79,75, номинальный ток обмоток ВН 80,4 А.

По данным зимнего контрольного замера 18.12.2019 максимальная нагрузка ПС 110 кВ Правобережная составила 18,97 МВА. В случае отключения силового трансформатора Т-1 (Т-2), загрузка оставшегося в работе силового трансформатора Т-2 (Т-1) составит до 18,97 МВА (91,3 А).

Согласно письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 29 апреля 2021 г. N ПЭ/01/21/2700 допустимая перегрузка силовых трансформаторов ПС 110 кВ Правобережная по току составляет не более 15% на время не более 20 минут (АДТН = 115% I ном.) в связи с длительным сроком эксплуатации. Режим с загрузкой трансформаторов по току, равному номинальному, допускается неограниченное время. Номинальная токовая нагрузка трансформаторов для обмотки ВН составляет: для Т1, Т2 ПС 110 кВ Правобережная - 80,4 А каждый. Токовая перегрузка трансформаторов для обмотки ВН составляет: для Т1, Т2 ПС 110 кВ Правобережная - 92,46 А (115%), длительно допустимая токовая нагрузка для обмотки ВН трансформаторов составляет: для Т1, Т2 ПС 110 кВ Правобережная - 80,4 А каждый.

Информация о технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей к ПС 110 кВ Правобережная представлена в таблицах 4.5.2, 4.5.3 (информация предоставлена филиалом ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго").

Таблица 4.5.2. Сведения о ТУ на ТП максимальной мощностью менее 670 кВт

N п/п	Наименование заявителя	Макс. мощность, кВт	N договора	Дата заключ. договора	Срок действия ТУ на ТП	Планируемый год ввода энергопринимающих устройств в эксплуатацию
1	АО "Корпорация развития Пермского края"	588,3	4000010847	04.12.2019	04.12.2021	04.12.2021
2	Хоменко Жан Маалекович	149,0	4000011042	11.12.2019	11.12.2021	11.12.2020
3	ИП Пономарев Валентин Александрович	150,0	4000011598	18.08.2020	18.08.2022	18.08.2021
4		92,91	4000011379	01.04.2020	01.04.2022	01.04.2021
5	Акопян Анна Аркадьевна	150,0	4000011458	20.05.2020	20.05.2022	20.05.2021
6	"МКУ "Управление капитального строит-ва"	18,0	4000011710	14.08.2020	14.08.2022	14.12.2020
7	Иные договоры на тех. присоединение, максимальной мощностью 15 кВт и ниже (53 шт.) <*>	644,79	-	-	-	-
ИТОГО		1793,0

Таблица 4.5.3. Сведения о ТУ на ТП максимальной мощностью 670 кВт и выше

N п/п	Наименование заявителя	Макс. мощность, кВт	N договора	Дата заключ. договора	Срок действия ТУ на ТП	Планируемый год ввода энергопринимающих устройств в эксплуатацию
1	АО "Корпорация развития Пермского края"	745,0	8400011396	06.09.2019	06.09.2021	06.09.2021
ИТОГО:		745,0

В случае реализации ТУ на ТП, указанных в таблицах 4.5.2 и 4.5.3, прирост нагрузки с учетом коэффициента реализации в 2021 году составит 0,51 МВт (0,56 МВА), максимальная загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Правобережная в 2021 году составит 19,53 МВА.

В случае реализации ТУ на ТП и отключения силового трансформатора Т-2 расчетная величина загрузки оставшегося в работе силового трансформатора Т-1 с учетом перегрузочной способности составляет 16,98 МВА, что превышает номинальную мощность Т-1 ПС 110 кВ Правобережная. В случае реализации ТУ на ТП и отключения силового трансформатора Т-1 расчетная величина загрузки оставшегося в работе силового трансформатора Т-2 с учетом перегрузочной способности составляет 16,98 МВА, что превышает величину номинальной мощности на 0,98 МВА (6%). Согласно письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26 марта 2020 г. N ПЭ/01/21/1684, перераспределение нагрузки ПС 110 кВ Правобережная по сети 10, 35 кВ на другие питающие центры не представляется возможным.

Для исключения превышения номинальной мощности Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Правобережная на 0,98 МВА в случае реализации ТУ на ТП в единичной ремонтной схеме после аварийного отключения необходима замена Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Правобережная 16 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый в 2024 году.

ПС 110 кВ Северная

На ПС 110/6 кВ Северная установлены 2 силовых трансформатора:

- Т-1 ТДТН-16000/110 мощностью 16 МВА, срок службы 9 лет, индекс технического состояния 86,22, номинальный ток обмоток ВН 80,4 А;

- Т-2 ТДТН-16000/110 мощностью 16 МВА, срок службы 51 год, индекс технического состояния 66,48, номинальный ток обмоток ВН 80,4 А.

По данным зимнего контрольного замера 18.12.2019 максимальная нагрузка ПС 110 кВ Северная составила 18,48 МВА. В случае отключения силового трансформатора Т-1 (Т-2), загрузка оставшегося в работе силового трансформатора Т-2 (Т-1) составит 92,4 А.

Согласно письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 29 апреля 2021 г. N ПЭ/01/21/2700, допустимая перегрузка силовых трансформаторов ПС 110 кВ Северная по току составляет не более 5% на время не более 20 минут (АДТН = 105% I ном.) в связи с длительным сроком эксплуатации. Режим с загрузкой трансформаторов по току, равному номинальному, допускается неограниченное время. Номинальная токовая нагрузка трансформаторов для обмотки ВН составляет: для Т1, Т2 ПС 110 кВ Северная - 80 А и 80,3 А соответственно. Токовая перегрузка трансформаторов для обмотки ВН составляет: для Т1, Т2 ПС 110 кВ Северная - 84 А и 84,3 А (105%) соответственно, длительно допустимая токовая нагрузка для обмотки ВН трансформаторов составляет: для Т1, Т2 ПС 110 кВ Северная - 80 А и 80,3 А соответственно. Кроме того, в расчетах необходимо учесть максимальный контрольный замер за последние 5 лет. Согласно контрольному замеру 2016 года нагрузка ПС Северная составила 19,5 МВА.

Информация о технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей к ПС 110 кВ Северная представлена в таблицах 4.5.4, 4.5.5 (информация предоставлена филиалом ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго").

Таблица 4.5.4. Сведения о ТУ на ТП максимальной мощностью менее 670 кВт

N п/п	Наименование заявителя	Макс. мощность, кВт	N договора	Дата заключ. договора	Срок действия заявки	Планируемый срок реализации
1	Шикин Алексей Вячеславович (серия 57 15 номер 331269)	125	4300053590	06.06.2018	01.07.2021	01.07.2021
2		150	4300053583	19.06.2018	01.07.2021	01.07.2021
3	Шикин Алексей Вячеславович (серия 57 15 номер 331269)	150	4300053587	06.06.2018	01.07.2021	01.07.2021
4	Хчоян Амбарцум Амаякович (серия 57 17 номер 58344)	130	4300054543	27.07.2018	01.07.2021	01.07.2021
5	Горбунова Нэля Михайловна (серия 57 03 номер 334136)	47,16	4300056972	20.11.2018	13.03.2021	13.03.2021
6	Аллиулов Альберт Амирович (серия 57 16 номер 514908)	30	4300057403	13.12.2018	01.05.2021	01.05.2021
7	Артемов Михаил Евгеньевич	25	4300058806	01.04.2019	01.04.2021	01.04.2021
8	Шабалина Ирина Николаевна (серия 57 13 номер 058999)	34	4300062866	10.12.2019	10.12.2021	30.05.2021
9	Отинова Наталья Геннадьевна (серия 57 01 номер 843215)	35	4300062949	16.12.2019	16.12.2021	11.06.2021
10	Иные договоры на тех. присоединение, максимальной мощностью 15 кВт и ниже (24 шт.) <*>	365,0	-	-	-	-
ИТОГО		1091,16

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

<*> Полный перечень договоров на тех. присоединение представлен в приложении 7 к СиПР.

Таблица 4.5.5. Сведения о ТУ на ТП максимальной мощностью 670 кВт и выше

N п/п	Наименование заявителя	Макс. мощность, кВт	N договора	Дата заключ. договора	Срок действия заявки	Планируемый срок реализации
1	ООО "ИК "АРСЕНАЛ"	719,8	8400009208	01.02.2017	01.02.2022	01.02.2019
ИТОГО		719,8

В случае реализации ТУ на ТП, указанных в таблицах 4.5.4 и 4.5.5 прирост нагрузки с учетом коэффициента реализации в 2021 году составит 0,54 МВт (0,6 МВА), максимальная загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Северная в 2021 году составит 19,08 МВА.

В случае реализации ТУ на ТП и отключения силового трансформатора Т-2 ПС 110 кВ Северная расчетная величина загрузки оставшегося в работе силового трансформатора Т-1 с учетом перегрузочной способности составит 16,59 МВА, что превышает номинальную мощность Т-1. В случае реализации ТУ на ТП и отключения силового трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Северная расчетная величина загрузки оставшегося в работе силового трансформатора Т-2 с учетом перегрузочной способности составит 16,59 МВА что превышает величину номинальной мощности на 0,59 МВА (3,6%). Согласно Письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26.03.2020 N ПЭ/01/21/1684 перераспределение нагрузки ПС 110 кВ Северная по сети 6 кВ на другие питающие центры не представляется возможной.

Для исключения превышения номинальной мощности Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Северная в случае реализации ТУ на ТП в единичной ремонтной схеме необходима замена Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Северная 16 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый в 2022 году.

ПС 110 кВ Кривец

На ПС 110/35/10 кВ Кривец установлены 2 силовых трансформатора:

- Т-1 ТДТН-10000/110 мощностью 10 МВА, срок службы 48 лет, индекс технического состояния 90,19, номинальный ток обмотки ВН 50,2 А;

- Т-2 ТДТН-16000/110 мощностью 16 МВА, срок службы 34 года, индекс технического состояния 86,65, номинальный ток обмотки ВН 80,3 А.

По результатам анализа, приведенным в подразделе 3.1.2, для ликвидации превышения ДДТН Т-1 ПС 110 кВ Кривец в существующих режимах работы необходима замена трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Кривец мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА.

Информация о технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей к ПС 110 кВ Кривец представлена в таблице 4.5.6 (информация предоставлена филиалом ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго"). Действующие ТУ на ТП потребителей с максимальной мощностью свыше 670 кВт отсутствуют.

Таблица 4.5.6. Сведения о ТУ на ТП максимальной мощностью менее 670 кВт

N п/п	Наименование заявителя	Макс. мощность, кВт	N договора	Дата заключ. договора	Срок действия заявки	Планируемый срок реализации
1	Субботина Татьяна Николаевна (серия 57 15 номер 303746)	10,0	4500062484	18.09.2020	18.09.2022	18.03.2021
2	Управление развития инфраструктуры	5,0	4500063404	09.11.2020	09.11.2022	09.05.2021
3		3,0	4500063511	09.11.2020	09.11.2022	09.05.2021
4		3,0	4500063779	26.11.2020	26.11.2022	26.05.2021
5		3,0	4500064312	02.02.2021	02.02.2023	02.08.2021
6	Чижова Нина Спиридоновна	10,0	4500065099	24.02.2021	24.02.2023	24.08.2021
7	Управление развития инфраструктуры	2,0	4500065331	10.03.2021	10.03.2023	10.09.2021
8		2,0	4500065359	10.03.2021	10.03.2023	10.09.2021
9		2,0	4500065326	10.03.2021	10.03.2023	10.09.2021
10		3,0	4500065340	10.03.2021	10.03.2023	10.09.2021
11	Епишина Людмила Евгеньевна	10,0	4500065534	15.03.2021	15.03.2023	15.09.2021
ИТОГО		53,0

В случае реализации ТУ на ТП, указанных в таблице 4.5.6, прирост нагрузки с учетом коэффициента реализации в 2021 году составит 0,01 МВА, максимальная загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Кривец в 2021 году составит 12,48 МВА.

В случае реализации ТУ на ТП и отключения силового трансформатора Т-1 расчетная величина загрузки оставшегося в работе силового трансформатора Т-2 с учетом перегрузочной способности составит 10,85 МВА, что не превышает номинальную мощность трансформатора Т-2 ПС 110 кВ Кривец. В случае реализации ТУ на ТП и отключения силового трансформатора Т-2 расчетная величина загрузки оставшегося в работе силового трансформатора Т-1 с учетом перегрузочной способности составит 10,85 МВА, что превышает величину номинальной мощности на 0,85 МВА (8,5%).

Согласно Письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26.03.2020 N ПЭ/01/21/1684 перераспределение нагрузки ПС 110 кВ Кривец по сети 10, 35 кВ на другие питающие центры не представляется возможным.

Замена трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Кривец мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА, определенная по результатам анализа существующих режимов работы, приведенным в подразделе 3.1.2, является достаточным мероприятием в случае реализации ТУ на ТП.

Рекомендуемый срок реализации мероприятия - 2023 год.

ПС 110 кВ Дикая Гарь

На ПС 110/10 кВ Дикая Гарь установлен трансформатор Т-1 установленной мощностью 2,5 МВА, срок службы 50 лет, = 12,6 А, индекс технического состояния 84,7.

По данным контрольного замера 18.12.2018, загрузка Т-1 ПС 110 кВ Дикая Гарь составила 2,79 МВА (14 А).

В связи с отсутствием предоставленной собственником информации о значении ДДТН трансформатора ПС 110 кВ Дикая Гарь коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформатора определен в соответствии с Требованиями к перегрузочной способности трансформаторов (приказ Минэнерго России от 08 февраля 2019 г. N 81) без ограничения длительности при температуре наружного воздуха 0 °C. Для трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Дикая Гарь коэффициент допустимой длительной перегрузки 1,15, ДДТН Т-1 ПС 110 кВ Дикая Гарь 14,5 А. ДДТН ПС 110 кВ Дикая Гарь не превышается.

Информация о технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей к ПС 110 кВ Кривец представлена в таблице 4.5.7 (информация предоставлена филиалом ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго").

Таблица 4.5.7. Сведения о ТУ на ТП максимальной мощностью менее 670 кВт

N п/п	Наименование заявителя	Макс. мощность, кВт	N договора	Дата заключ. договора	Срок действия заявки	Планируемый срок реализации
1	ООО "БауИнвестГрупп"	150,000	4500062976	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
2		150,000	4500062969	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
3		150,000	4500062970	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
4		150,000	4500062971	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
5		150,000	4500062972	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
6		150,000	4500062975	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
7		150,000	4500062973	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
8		150,000	4500062974	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
9		150,000	4500062961	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
10		150,000	4500062953	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
11		150,000	4500062954	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
12		150,000	4500062955	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
13		150,000	4500062957	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
14		150,000	4500062959	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
15		150,000	4500062963	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
16		150,000	4500062964	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
17		150,000	4500062950	15.10.2020	15.10.2022	15.04.2021
18	Колдомова Дина Владиславовна (серия 5705 номер 781100)	20,000	4500063230	10.11.2020	10.11.2022	10.11.2021
19	ООО "НПФ "Парма Инжиниринг"	300,0	8400012246	19.10.2020	19.10.2022	19.10.2022
20	Иные договоры на тех. присоединение, максимальной мощностью 15 кВт и ниже (93 шт.) <*>	1231,0	-	-	-	-
ИТОГО		4101,0

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

<*> Полный перечень договоров на тех. присоединение представлен в приложении 7 к СиПР.

В случае реализации ТУ на ТП, указанных в таблице 4.5.9, прирост нагрузки с учетом коэффициента реализации составит:

- в 2021 году 0,76 МВт (0,84 МВА), максимальная загрузка трансформатора ПС 110 кВ Дикая Гарь в 2021 году составит 3,63 МВА;

- в 2022 году 0,06 МВт (0,07 МВА), максимальная загрузка трансформатора ПС 110 кВ Дикая Гарь в 2022 году составит 3,7 МВА.

Согласно информации филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго, перевод нагрузки ПС 110 кВ Дикая Гарь возможен по сети 10 кВ на ПС 110 кВ Клин до 0,75 МВА.

С учетом данного схемно-режимного мероприятия загрузка ПС 110 кВ Дикая Гарь составит:

- в 2021 году - 2,88 МВА;

- в 2022 году - 2,95 МВА.

В случае реализации ТУ на ТП и схемно-режимного мероприятия расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 с учетом перегрузочной способности составит:

- в 2021 году - 2,5 МВА;

- в 2022 году - 2,57 МВА, что превышает номинальную мощность Т-1 на 0,07 МВА (2,8%).

Для исключения превышения нагрузкой ПС номинальной мощности Т-1 на ПС 110 кВ Дикая Гарь на 0,07 МВА в нормальной схеме необходимым и достаточным является замена трансформатора ПС 110 кВ Дикая Гарь 2,5 МВА на трансформатор мощностью 4,0 МВА в 2021 году.

С целью оптимизации загрузки, снижения потерь и инвестиционных затрат филиалом "Пермэнерго" планируется переустановка силовых трансформаторов с ПС 110 кВ Батуево мощностью 6,3 МВА (загрузка ПС согласно зимнему замеру 2020 г. составляет 1,24 МВт или 20%) на ПС 110 кВ Дикая гарь (согласно письму филиала "Пермэнерго" от 29 апреля 2021 г. N ПЭ/01/21/2700).

ПС 110 кВ Технологическая

На ПС 110 Технологическая установлены 2 силовых трансформатора:

- Т-1 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110-79У1, номинальный ток обмоток ВН/СН/НН: 125,7/451,4/1532,3 А, срок службы 31 год, индекс технического состояния 80,93);

- Т-2 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110-79У1, номинальный ток обмоток ВН/СН/НН: 125,7/451,4/1532,3 А, срок службы 31 год, индекс технического состояния 78,58).

Максимальная загрузка ПС 110 кВ Технологическая по данным зимнего контрольного замера 2019 года составила 24,05 МВА.

По данным зимнего контрольного замера 2019 г. в случае отключения силового трансформатора Т-1 (Т-2), загрузка оставшегося в работе силового трансформатора Т-2 (Т-1) составит до 120,9 А (96%  _.) по стороне 110 кВ, до 499 А (110,7%  _.) по стороне 10 кВ, до 15,68 МВА или 1552 А (100,8%  _.) по стороне 6 кВ, что превышает ДДТН.

По информации филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" прирост максимальной мощности на ПС 110 кВ Технологическая в период 2021 - 2025 гг. по техническим условиям на технологическое присоединение заявителей, указанным в таблице 4.5.8 составит до 2,56 МВт. Копии ТУ на ТП потребителей свыше 670 кВт представлены в приложении 5. Подключение новых потребителей осуществляется со стороны обмотки 6 кВ.

Таблица 4.5.8. Сведения о ТУ на ТП максимальной мощностью свыше 670 кВт

N п/п	Наименования объекта ТП	Максимальная мощность, кВт	Реквизиты заключенного договора
1	Многофункциональный жилой комплекс	1578,00	N 8400011700 от 21.01.2020
2	Многоквартирные жилые дома	990,70	N 8400010963 от 08.02.2019
ИТОГО		2568,7

С учетом коэффициента реализации прирост нагрузки по техническим условиям на технологическое присоединение составит 0,46 МВА, нагрузка ПС 110 кВ Технологическая составит 24,5 МВА. Суммарная токовая нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ Технологическая на стороне 6 кВ составит до 2016 А (131% I _ном.) или 19,6 МВА. Согласно Письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26.03.2020 N ПЭ/01/21/1684 на другие питающие центры по напряжению 6 кВ и по напряжению 10 кВ возможность перераспределения нагрузки отсутствует.

Согласно Письму Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 29.04.2021 N ПЭ/01/21/2700 в связи с длительным сроком эксплуатации силовых трансформаторов ПС 110 кВ Технологическая перегрузка трансформаторов по току не допускается.

Анализ перспективных режимов загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Технологическая показывает, что для исключения риска ввода ГВО необходима замена трансформаторов Т-1, Т-2 ПС 110 кВ Технологическая на трансформаторы большей мощности.

Для исключения риска ввода ГВО необходимой и достаточной является замена Т-1, Т-2 ПС 110 кВ Технологическая 25 МВА на трансформаторы мощностью 40 МВА.

Разработка замещающих мероприятий в электрической сети в случае вывода из эксплуатации электросетевого оборудования Кизеловской ГРЭС-3

Распределительное устройство 110 кВ Кизеловской ГРЭС-3 выполнено по схеме "две рабочие системы шин". К РУ 110 кВ подключены 5 ВЛ 110 кВ, 3 трансформатора по 40 МВА напряжением 110/35/6 кВ. Генерирующее оборудование Кизеловской ГРЭС-3 выведено из эксплуатации с 1 июля 2019 г.

Собственником Кизеловской ГРЭС-3 (индивидуальный предприниматель Гуликян В.А.) письмом N 1/76 от 26.06.2020 направлено заявление в Филиал АО "СО ЕЭС" Пермское РДУ о согласовании вывода из эксплуатации электросетевого оборудования и устройств релейной защиты и автоматики Кизеловской ГРЭС-3 в составе, указанном в таблице 4.5.8 (далее - электросетевое оборудование и устройства РЗА Кизеловской ГРЭС-3).

По результатам рассмотрения заявления АО "СО ЕЭС" в адрес Минэнерго России направлено заключение о возможности вывода из эксплуатации электросетевого оборудования и устройств РЗА Кизеловской ГРЭС-3, в соответствии с которым вывод из эксплуатации электросетевого оборудования и устройств РЗА Кизеловской ГРЭС-3 приводит к невозможности обеспечения электроснабжения потребителей, присоединенных к РУ 6 кВ и РУ 35 кВ Кизеловской ГРЭС-3 и должен быть приостановлен, а указанные объекты - поддерживаться в рабочем состоянии в период до выполнения мероприятий, направленных на устранение вышеуказанных последствий.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо "Таблица 4.5.8" следует читать "Таблица 4.5.9"

Таблица 4.5.8. Перечень выводимого из эксплуатации оборудования и устройств релейной защиты и автоматики Кизеловской ГРЭС-3, являющихся объектами диспетчеризации АО "СО ЕЭС"

N п/п	Диспетчерское наименование оборудования (устройства)
1	1 СШ 110 кВ
2	2 СШ 110 кВ
3	ШСВ 110 кВ
4	МВ ВЛ 110 кВ Горная I
5	МВ ВЛ 110 кВ Горная II
6	МВ ВЛ 110 кВ Широковская
7	МВ ВЛ 110 кВ Чусовая
8	МВ ВЛ 110 кВ Снежная
9	АПАХ ВЛ 110 кВ Снежная - КГРЭС-3 и ВЛ 110 кВ Чусовая - КГРЭС-3 (рез.)
10	ДЗШ 110 кВ
11	УРОВ 110 кВ
12	защиты ШСВ 110 кВ (ДЗ, МФТО, ТЗНП)
13	устройства синхронизации (колонки, DV, пр.)

Приказом Минэнерго России от 20.08.2020 N 675 согласован вывод из эксплуатации оборудования и устройств РЗА Кизеловской ГРЭС-3 с 1 января 2026 г., установив, что вывод указанных объектов из эксплуатации приостановлен с 1 января 2024 г. по результатам анализа схемно-режимной ситуации на 2 года.

Одним из возможных вариантов обеспечения электроснабжения потребителей, присоединенных к РУ 6 кВ и РУ 35 кВ Кизеловской ГРЭС-3, в случае вывода из эксплуатации электросетевого оборудования и устройств РЗА Кизеловской ГРЭС-3 может стать выполнение следующих мероприятий:

1. Сооружение ПС 110 кВ Короткова с трансформаторами 2 x 16 МВА номинальным напряжением 110/35/6 кВ;

2. Выполнение шлейфовых заходов на ПС 110 кВ Короткова:

- ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС-3 с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Чусовая - Короткова с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Снежная - Кизеловская ГРЭС-3 с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Снежная - Короткова с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Широковская ГЭС с отпайкой на ПС Гидролизная с образованием ВЛ 110 кВ Короткова - Широковская ГЭС с отпайкой на ПС Гидролизная;

- ВЛ 110 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Горная I цепь с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Горная - Короткова I цепь с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Горная II цепь с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Горная - Короткова II цепь с отпайками.

3. Выполнение шлейфовых заходов ВЛ 35 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Половинка I, II цепь с отпайками в РУ 35 кВ ПС 110 кВ Короткова, перецепка ВЛ 35 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Губаха I, II цепь отпайками от ВЛ 35 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Половинка I, II цепь с образованием ВЛ 35 кВ Губаха - Короткова I, II цепь с отпайками и ВЛ 35 кВ Короткова - Половинка I, II цепь с отпайками.

4. Переключение ВЛ 35 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Губаха (т) от ВЛ 35 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Половинка II цепь с образованием отпайки от ВЛ 35 кВ Губаха - Короткова II цепь на ПС 35 кВ Губаха (т).

Целесообразность реализации мероприятий и конкретные технические решения (в т.ч. параметры ЛЭП и оборудования) требуют уточнения по результатам проектной проработки.

4.6. Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше, а также рекомендации по вводу источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности

Источниками реактивной мощности в энергосистеме Пермского края в период 2022 - 2026 гг. являются:

- Березниковская ТЭЦ-2	- Пермская ТЭЦ-14	- Яйвинская ГРЭС
- Закамская ТЭЦ-5	- Чайковская ТЭЦ	- Пермская ГРЭС
- Пермская ТЭЦ-6	- Соликамская ТЭЦ	- Широковская ГЭС-7
- Пермская ТЭЦ-9	- ГТУ ТЭЦ ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"	- Воткинская ГЭС
- Пермская ТЭЦ-13		- Камская ГЭС

Также на территории ЭЭС Пермского края располагаются источники реактивной мощности - БСК, размещенные на ПС 220 кВ Ирень, ПС 220 кВ Светлая, ПС 220 кВ Соболи.

С целью компенсации избыточной реактивной мощности в сети 500 кВ на Воткинской ГЭС установлены ШР. Кроме того, с целью регулирования напряжения в сети 110 кВ УШР дополнительно установлены на ПС 220 кВ Соболи.

Кроме того, на ПС 110 кВ Зюкай в 2021 г. в рамках реализации ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" - Свердловская железная дорога (ПС 110/10 кВ Субботники) к электрическим сетям филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" от 26 ноября 2013 N 021-46/27 планируется установка двух БСК мощностью 26 Мвар каждая. Диапазоны регулирования источников реактивной мощности: БСК, ШР, УШР в СЭС Пермского края представлены в таблице 4.6.1.

Таблица 4.6.1. Диапазоны регулирования БСК, ШР, УШР

N п/п	Диспетчерское наименование	Тип	Диапазон регулирования реактивной мощности, Мвар
1	ПС 220 кВ Ирень БСК	КСХ-0,66-20 У1	-	1 x 55,7
2	ПС 220 кВ Светлая БСК	КЭК 1-1,05-63-1У1	-	1 x 52
3	ПС 220 кВ Соболи БСК1	КБ-110-43200УХЛ1	-	1 x 32,5
4	ПС 220 кВ Соболи БСК2	КБ-110-43200УХЛ1	-	1 x 32,5
5	ПС 220 кВ Соболи БСК3	КБ-110-43200УХЛ1	-	1 x 32,5
6	ПС 220 кВ Соболи БСК4	КБ-110-43200УХЛ1	-	1 x 32,5
7	Воткинская ГЭС Р 500 Емелино	3*РОМ-60000/500 УХЛ1	-	3 x 60
8	Воткинская ГЭС Р 500 Вятка	3*РОМ-60000/500 УХЛ1		3 x 60
9	ПС 220 кВ Соболи УШР 1110 кВ	РКТВДЦ-25000/110/10 УХЛ 1	0	25
10	ПС 220 кВ Соболи УШР 2110 кВ	РКТВДЦ-25000/110/10 УХЛ 1	0	25

Расчет баланса реактивной мощности показал, что в период 2022 - 2026 годов нормальная схема электроэнергетической системы Пермского края характеризуется дефицитом реактивной мощности:

1. Минимальный дефицит наблюдается в период зимних минимальных нагрузок 2022 года и составляет 258 Мвар.

2. Максимальный дефицит наблюдается в период зимних максимальных нагрузок 2025 года и составляет 329 Мвар.

3. Средний дефицит реактивной мощности за период 2022 - 2026 годов составляет 290,1 Мвар.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов в период 2022 - 2026 годов с учетом действия существующей ПА не выявили отклонений напряжений на объектах ЭЭС Пермского края, требующих разработки мер по дополнительной компенсации реактивной мощности.

Баланс реактивной мощности в электроэнергетической системе Пермского края на 2020 г. представлен в таблице 4.6.2.

Перспективные значения баланса реактивной мощности в электроэнергетической системе Пермского края на 2022 и 2026 годы представлены в таблице 4.6.3.

Таблица 4.6.2. Баланс реактивной мощности в электроэнергетической системе Пермского края на 2020 г., Мвар

Наименование	Зимний максимум (t = -35 °C)	Зимний минимум (t = 0 °C)	Летний максимум (t = +30 °C)	Летний минимум (t = +18 °C)
Реактивная мощность нагрузки	1930	1755	1529	1316
Нагрузочные потери	952,9	1219	1125	1058
в том числе в ЛЭП	293,3	532	460	452
в АТ	565,6	617	595	536
Потери ХХ в АТ	94	70	70	70
Суммарное потребление реактивной мощности	2882,9	2973	2654	2374
Генерация реактивной мощности электростанциями	1376	1430	1116	890
Сальдированная величина ШР, БСК	251	229	241	249
Зарядная мощность ЛЭП	964,4	1077	1094	1106
Суммарная генерация реактивной мощности	2591,9	2736	2451	2245
Внешний переток	-291	-237	-203	-129

Таблица 4.6.3. Перспективные значения баланса реактивной мощности на 2022 - 2026 годы, Мвар

Наименование	2022 г.				2026 г.
	Зимний		Летний		Зимний		Летний
	макс. (t = -35 °C)	мин. (t = 0 °C)	макс. (t = +30 °C)	мин. (t = +18 °C)	макс. (t = -35 °C)	мин. (t = 0 °C)	макс. (t = +30 °C)	мин. (t = +18 °C)
Реактивная мощность нагрузки	1930	1454	1427	1156	1995	1500	1471	1112
Нагрузочные потери	952,9	875,1	840,9	827,2	1000,8	882,6	870,6	779,9
в том числе в ЛЭП	293,3	291,7	259,7	278,3	301,2	285,3	263,7	289,5
в АТ	565,6	487,7	485,7	452,2	606,3	501,9	512	490,4
ХХ в АТ	94	95,7	95,5	96,7	93,3	95,4	94,9	95,9
Суммарное потребление реактивной мощности	2882,9	2329,1	2267,9	1983,2	2995,8	2382,6	2341,6	1891,9
Генерация реактивной мощности станциями	1376	1007	983	686	1557	832	1070	682
Сальдированная величина ШР, БСК	251	235	225	227	225	230	230	240
Зарядная мощность ЛЭП	964,4	1064,1	764,9	766,2	884,8	1061,6	735,6	690,9
Суммарная генерация реактивной мощности	2591,9	2071,1	1972,9	1679,2	2666,8	2123,6	1041,6	1612,9
Внешний переток	-291	-258	-295	-304	-329	-259	-306	-279

4.7. Предложения по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Пермского края

На основании анализа расчетов электроэнергетических режимов за отчетный и перспективный периоды разработан перечень рекомендуемых технических мероприятий для устранения "узких мест" электроэнергетической системы Пермского края - таблица 4.7.1. Перечень рекомендуемых мероприятий по развитию электросетевых объектов 110 кВ и выше 110 кВ ЭЭС Пермского края с указанием, ответственной за реализацию проекта организации, объема капитальных вложений и года ввода в эксплуатацию представлен в таблице 4.7.2.

Таблица 4.7.1. Перечень рекомендуемых к вводу мероприятий электросетевых объектов 110 кВ и выше для устранения "узких мест"

N п/п	Объект	Мероприятие	Устраняемое технологическое ограничение
1	ПС 110 кВ Григорьевская	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками; - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Сюзьва - Григорьевская с отпайкой на ПС Покровская; - УПАСК (ПРД) ВЛ 110 кВ Григорьевская - Зюкай I, II цепь с отпайкой на ПС Менделеево	Исключение ввода ГВО в энергоузле 110 кВ Балезино - Кузьма - Зюкай - Оверята
2	ПС 110 кВ Сюзьва	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками
3	ПС 110 кВ Зюкай	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Григорьевская - Зюкай I, II цепь с отпайкой на ПС Менделеево; - УПАСК (ПРД) ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма с отпайками, Зюкай - Верещагино
4	ПС 110 кВ Менделеево	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Григорьевская - Зюкай I, II цепь с отпайкой на ПС Менделеево
5	ПС 110 кВ Верещагино	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Зюкай - Верещагино
6	ПС 110 кВ Субботники	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма с отпайками; - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Верещагино - Кузьма с отпайками
7	ПС 110 кВ Муллы	Реконструкция ПС 110 кВ Муллы (замена силовых трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА)	Исключение перегрузки трансформаторного оборудования после нормативного возмущения в существующей схеме сети
8	ПС 110 кВ Кривец	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Кривец (замена силового трансформатора Т-1 - 10 МВА на 16 МВА)

Таблица 4.7.2. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию ЭЭС Пермского края

N п/п	Наименование мероприятия	Основное назначение мероприятия	Ответственная организация	Объем кап. вложений в прогнозных ценах, млн р. (с НДС)	Год ввода объекта
1	Установка дополнительных опор на гололедоопасных участках ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 цепь, 2 цепь	Обеспечение надежной работы ЛЭП в условиях гололедообразования	ПАО "ФСК ЕЭС"	1043,7	2024
2	Установка БСК 52 Мвар (2 x 26 Мвар) на ПС 110 кВ Зюкай	Обеспечение тех. присоединения ОАО "РЖД"	ОАО "РЖД"	10,127	2021
3	Установка на ПС 220 кВ КамаКалий двух новых трансформаторов 220/6(10) кВ мощностью 63 МВА каждый, оборудованными устройствами РПН	Обеспечение тех. присоединения энергопринимающих устройств ООО "ЕвроХим - УКК"	ООО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат"	45,65	2025
4	Строительство ПС 110 кВ Ярино-тяговая трансформаторной мощностью 32 МВА (2 x 16 МВА)	Обеспечение технологического присоединения ОАО "РЖД"	ОАО "РЖД"	269,63	2023
	Строительство отпаек на ПС 110 кВ Ярино-тяговая от ВЛ 110 кВ Дивья - Кухтым с отпайками, ВЛ 110 кВ Дивья - Искра с отпайками (2 x 0,65 км)		ОАО "МРСК Урала"	22,49
5	Реконструкция ячейки N 1 ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Бумажная с установкой элегазового# выключателя, разъединителей с номинальным током 1000 А, трансформаторов тока с номинальным током не менее 600 А. Расширение ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Бумажная на одну линейную ячейку с установкой элегазового# выключателя, разъединителей с номинальным током 1000 А, трансформаторов тока с номинальным током не менее 600 А	Обеспечение технологического присоединения ПАО "Уралкалий"	ПАО "ФСК ЕЭС"	202,54	2023
6	Строительство ПС 110 кВ Новая трансформаторной мощностью 206 МВА (2 x 40 и 2 x 63 МВА)	Обеспечение технологического присоединения ПАО "Уралкалий"	ПАО "Уралкалий"	848,95	2023
	Сооружение двухцепной ЛЭП 110 кВ протяженностью 11,49 км от ячейки N 1 и новой линейной ячейки 110 кВ ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Бумажная до места размещения новой ПС 110 кВ Новая, образованной двухцепной ВЛ протяженностью 11,39 км, выполненной проводом АС-300/39 с двумя кабельными вставками протяженностью 0,1 км, выполненными кабелем ПвПГ 1х630/120-64/110 с образованием двухцепной КВЛ 110 кВ Бумажная - Новая I, II цепь
7	Реконструкция ПС 110 кВ Красава-3 с заменой силового трансформатора 2,5 МВА на 6,3 МВА	Обеспечение тех. присоединения	ОАО "МРСК Урала"	30,33	2021
8	Реконструкция ПС 110/6 кВ Северная (замена силовых трансформаторов 2 x 16 МВА на трансформаторы 2 x 25 МВА)	Обеспечение технологического присоединения	ОАО "МРСК Урала"	175,98	2022
9	Реконструкция ВЛ 110 кВ Горная - Метанол I цепь, Кизеловская ГРЭС-3 - Горная II цепь (9,9 км)	Обеспечение надежной работы ЛЭП в условиях гололедообразования	ОАО "МРСК Урала"	160,43	2021
10	Строительство ПС 110 кВ Комета трансформаторной мощностью 126 МВА (2 x 63 МВА)	Обеспечение технологического присоединения ПАО "Корпорация ВСМПО - АВИСМА"	ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	318,74	2026
	Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Березниковская ТЭЦ-2 - Березниковская ТЭЦ-4 I цепь с отпайкой на ПС Строительная, отпайки от ВЛ 110 кВ Березниковская ТЭЦ-2 - Березниковская ТЭЦ-4 II цепь с отпайкой на ПС Содовая-1А на ПС 110 кВ Комета		ОАО "МРСК Урала"	18,56
11	Строительство ПС 110 кВ Коксовая трансформаторной мощностью 32 МВА (2 x 16 МВА)	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "Губахинский кокс"	ОАО "Губахинский кокс"	254,30	2022
	Строительство шлейфового захода ВЛ 110 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Широковская ГЭС с отпайкой на ПС Гидролизная на ПС 110 кВ Коксовая с образованием ВЛ 110 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Коксовая и ВЛ 110 кВ Коксовая - Широковская ГЭС с отпайкой на ПС Гидролизная		ОАО "МРСК Урала"	7,90
12	Реконструкция ВЛ 110 кВ Титан - Соликамск I. II цепь с отпайками от ПС 220 кВ Титан до опоры N 35 (6 км) и от опоры N 91 до ПС 110 кВ Соликамск (6 км), с реконструкцией отпайки на ПС 110 кВ Минерал (0,5 км)	Устранение неудовлетворительного технического состояния оборудования	ОАО "МРСК Урала"	141,01	2021
13	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА на ПС 110 кВ Григорьевская: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками, УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Сюзьва - Григорьевская с отпайкой на ПС Покровская; - УПАСК (ПРД) ВЛ 110 кВ Григорьевская - Зюкай I, II цепь с отпайкой на ПС Менделеево	Исключение ввода ГВО в энергоузле 110 кВ Балезино - Кузьма - Зюкай - Оверята	ОАО "РЖД"	5,70	2021
14	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА на ПС 110 кВ Сюзьва: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками		ОАО "РЖД"	1,42	2021
15	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА на ПС 110 кВ Зюкай: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Григорьевская - Зюкай I, II цепь с отпайкой на ПС Менделеево; - УПАСК (ПРД) ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма с отпайками, Зюкай - Верещагино		ОАО "РЖД"	5,70	2021
16	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА на ПС 110 кВ Менделеево: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Григорьевская - Зюкай I, II цепь с отпайкой на ПС Менделеево		ОАО "РЖД"	2,85	2021
17	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА на ПС 110 кВ Верещагино: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Зюкай - Верещагино		ОАО "РЖД"	1,42	2021
18	Создание ВЧ каналов ПА и устройств ПА на ПС 110 кВ Субботники: - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма с отпайками; - УПАСК (ПРМ) ВЛ 110 кВ Верещагино - Кузьма с отпайками		ОАО "РЖД"	2,85	2021
19	Реконструкция ВЛ 110 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Горная I, II цепь с отпайкой на ПС ГХЗ (3,9 км)	Обеспечение надежной работы ЛЭП в условиях гололедообразования	ОАО "МРСК Урала"	63,23	2021
20	Строительство КЛ 110 кВ Данилиха - Берег (2 x 4 км)	Исключение нарушения электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Берег во время проведения реконструкции коммунального моста	ОАО "МРСК Урала"	352,24	2022
21	Реконструкция ПС 110 кВ Разгуляй (замена трансформаторов 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА)	Обеспечение технологического присоединения ГКУ Пермского края "Управление капитального строительства Пермского края"	ОАО "МРСК Урала"	114,12	2023
22	Реконструкция ВЛ 110 кВ Титан - ТЭЦ-4 I, II замена опор и провода (2 x 16,5 км)	Устранение неудовлетворительного тех. состояния оборудования	ОАО "МРСК Урала"	254,9	2023
23	Реконструкция ПС 110 кВ Правобережная (замена силовых трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА)	Обеспечение реализации ТУ на ТП	ОАО "МРСК Урала"	169,49	2024
24	Реконструкция ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ N 1, 2 замена опор и провода (2 x 14,74 км)	Устранение неудовлетворительного технического состояния оборудования	ОАО "МРСК Урала"	143,1	2023
25	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Кривец (замена силового трансформатора Т-110 МВА на 16 МВА)	Исключение перегрузки трансформаторного оборудования после нормативного возмущения в существующей схеме сети	ОАО "МРСК Урала"	34,79	2023
26	Строительство ПС 110 кВ Южный рудник трансформаторной мощностью 2 x 63 МВА. Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Титан - Соликамск I, II цепь на ПС 110 кВ Южный рудник ориентировочной протяженностью 2 км (2 x 1 км)	Обеспечение технологического присоединения ПАО "Уралкалий"	ПАО "Уралкалий"	249,34	2024
			ОАО "МРСК Урала"	56,08
27	Реконструкция ВЛ 110 кВ Яйвинская ГРЭС - Соликамск I, II (2 x 46,2 км)	Устранение неудовлетворительного технического состояния оборудования	ОАО "МРСК Урала"	672,98	2024
28	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Кунгур (замена силовых трансформаторов 2 x 31,5 МВА на 2 x 40 МВА)	Обеспечение тех. присоединения ООО "Ергач"	ОАО "МРСК Урала"	540,30	2024
29	Реконструкции ПС 110/35/10 кВ Муллы (замена силовых трансформаторов 2 x 16 МВА на новые 2 x 25 МВА)	Исключение перегрузки трансформаторного оборудования после нормативного возмущения в существующей схеме сети	ОАО "МРСК Урала"	464,00	2026
30	Реконструкция ПС 110/10 кВ Дикая Гарь (замена силового трансформатора Т-12,5 МВА на 6,3 МВА)	Обеспечение тех. присоединения	ОАО "МРСК Урала"	15,80	2021
31	Сооружение ПС 110 кВ Короткова с трансформаторами 2 x 16 МВА. Выполнение шлейфовых заходов на ПС 110 кВ Короткова ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС-3 с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Чусовая - Короткова с отпайками; ВЛ 110 кВ Снежная - Кизеловская ГРЭС-3 с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Снежная - Короткова с отпайками; ВЛ 110 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Широковская ГЭС с отпайкой на ПС Гидролизная с образованием ВЛ 110 кВ Короткова - Широковская ГЭС с отпайкой на ПС Гидролизная; ВЛ 110 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Горная I цепь с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Горная - Короткова I цепь с отпайками; ВЛ 110 кВ Кизеловская ГРЭС-3 - Горная II цепь с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Горная - Короткова II цепь с отпайками <*>	Вариант замещающих мероприятий в электрической сети 110 кВ в случае вывода из эксплуатации электросетевого оборудования Кизеловской ГРЭС-3	ОАО "МРСК Урала"	-	2024
32	Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Технологическая (замена силовых трансформаторов 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА)	Исключение риска ввода ГВО	ОАО "МРСК Урала"	274,80	2022

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

<*> Целесообразность реализации мероприятий и конкретные технические решения (в т.ч. параметры ЛЭП и оборудования) требуют уточнения по результатам проектной проработки.

4.8. Разработка карт-схем вариантов развития электрических сетей Пермского края

На основе разработанных мероприятий составлены карты-схемы электроэнергетических сетей, включающие в себя существующие и перспективные объекты на данных классах напряжения, а также информацию о планируемой реконструкции существующих объектов: "Схема электрических сетей 110-500 кВ Пермского края на 01.01.2021" и "Схема электрических сетей 110-500 кВ Пермского края на 31.12.2026".

4.9. Сводные данные по развитию электрической сети на территории Пермского края, класс напряжения которой ниже 110 кВ

Проведенный анализ технического состояния объектов электросетевого комплекса в соответствии требованиями постановления Правительства Российской Федерации от 19 декабря 2016 г. N 1401 "О комплексном определении показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в т.ч. показателей физического износа и энергетической эффективности", а также расчета и анализа токовых нагрузок элементов системы электроснабжения сети 6-35 кВ, позволил определить список мероприятий по развитию электросетевого комплекса 6-35 кВ.

В таблице 4.9.1 представлены мероприятия по развитию электросетевого комплекса 6-35 кВ.

Таблица 4.9.1. Мероприятия по развитию электросетевого комплекса сетей напряжением 6-35 кВ

N п/п	Наименование мероприятия	Основное назначение мероприятия	Год ввода
Сеть 35 кВ
1	Реконструкция ВЛ 35 кВ Кунгур - Промбаза (2 x 1,2 км)	Устранение неудовлетворительного тех. состояния оборудования. Показатель оценки технического состояния, рассчитанный на основании требований постановления Правительства РФ от 19.12.2016 N 1401 программным комплексом "SAP TOPO" (модуль расчета индекса технического состояния): 72,0	2021
2	- Строительство ЛЭП 35 кВ от РУ 35 кВ ПС Березники до распределительного устройства 35 кВ ПС Содовая-1 ориентировочной протяженностью 5,15 км. - Строительство РП 6 кВ Новый вблизи существующего РУ 6 кВ Березниковской ТЭЦ-10, с секционированием на две секции шин. - Перевод существующих ВЛ 35 кВ ТЭЦ-10 - Город 1 цепь и ВЛ 35 кВ ТЭЦ-10 - Город 2 цепь в РП 6 кВ Новый и РУ 6 кВ ПС 35 кВ Березниковская с образованием новых ВЛ 6 кВ Березниковская - Новый 1 и 2 цепи. - Перевод фидеров 6 кВ с распределительных устройств 6 кВ Березниковской ТЭЦ-10 в РУ 6 кВ РП 6 кВ Новый	Строительство ЛЭП 35 кВ необходимо с целью обеспечения электроснабжением ПС Березниковская после вывода из эксплуатации Березниковской ТЭЦ-10	2025
3	Реконструкция ВЛ 35 кВ Северный Колчим - Красный Берег (8 км)	Устранение неудовлетворительного технического состояния оборудования. Показатель оценки технического состояния, рассчитанный на основании требований постановления Правительства РФ от 19.12.2016 N 1401 программным комплексом "SAP TOPO" (модуль расчета индекса технического состояния): 56,0	2022
4	Реконструкция ВЛ 35 кВ ТЭЦ-13 - Заозерье ц. 1, 2 (2 x 3,9 км)	Устранение неудовлетворительного технического состояния оборудования. Показатель оценки технического состояния, рассчитанный на основании требований постановления Правительства РФ от 19.12.2016 N 1401 программным комплексом "SAP TOPO" (модуль расчета индекса технического состояния): 87,0	2022
5	Реконструкция ПС 35/6 кВ "Заозерье" (ОРУ-35 кВ, замена тр-ров 2 x 4 МВА на 2 x 6,3 МВА)	Обеспечение технологического присоединения вновь подключаемых потребителей	2024
6	Техническое перевооружение ВЛ 35 кВ Пермская ТЭЦ-9 - Лобаново (уч. опор 13-85) (замена провода, изоляции, арматуры) (10.81 км)	Повышение уровня напряжения в сети потребителей в ремонтных режимах и ОЗП	2026
7	Техническое перевооружение ВЛ 35 кВ Лобаново - Кояново (уч. опор 23-ПС Кояново) (замена провода, изоляции, арматуры) (6,22 км)	Повышение уровня напряжения в сети потребителей в ремонтных режимах и ОЗП	2026
Сети 6-10 кВ
8	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ (0,683 км), ВЛ 10 кВ (0,248 км), КТП-108010/0,4 кВ (0,4 МВА), в с. Фоки, Чайковский район	Обеспечения безопасных условий для эксплуатации воздушной линии, устранения угрозы жизни и здоровья учеников и персонала школы, выполнения требований распоряжения ОАО "МРСК Урала" от 26.05.2017 N 67 "О травматизме со сторонними лицами"	2021
9	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ (0,295 км), ВЛ 10 кВ (0,274 км), КЛ 10 кВ (0,085 км) от ЗТП-544010/0,4 кВ в с. Петропавловск Октябрьский р-н (0,654 км)	Обеспечения безопасных условий для эксплуатации воздушной линии, устранения угрозы жизни и здоровья учеников и персонала школы, выполнения требований распоряжения ОАО "МРСК Урала" от 26.05.2017 N 67 "О травматизме со сторонними лицами"	2021
10	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ N 1, 2 от КТП-526010/0,4 кВ (0,277 км); КТП-526010/0,4 кВ (250 кВА); ВЛ 10 кВ N 4 Тюш ПС 35 кВ Тюш (0,039 км); КЛ 10 кВ N 4 Тюш ПС 35 кВ Тюш (0,023 км) (0,25 МВА, 0,339 км)	Обеспечения безопасных условий для эксплуатации воздушной линии, устранения угрозы жизни и здоровья учеников и персонала школы, выполнения требований распоряжения ОАО "МРСК Урала" от 26.05.2017 N 67 "О травматизме со сторонними лицами"	2021
11	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ от ТП-503310/0,4 кВ в с. Богородск, Октябрьский р-н (0,121 км)	Обеспечения безопасных условий для эксплуатации воздушной линии, устранения угрозы жизни и здоровья учеников и персонала школы, выполнения требований распоряжения ОАО "МРСК Урала" от 26.05.2017 N 67 "О травматизме со сторонними лицами"	2021
12	Модернизация ВЛ 0,4 кВ N 1 от КТП 312110/0,4 кВ, н.п. М. Уса (замена неизолированного провода на СИП) (0,16 км)	Обеспечения безопасных условий для эксплуатации воздушной линии, устранения угрозы жизни и здоровья учеников и персонала школы, выполнения требований распоряжения ОАО "МРСК Урала" от 26.05.2017 N 67 "О травматизме со сторонними лицами"	2021
13	Модернизация ВЛ 0,4 кВ N 2 от КТП В33510/0,4 кВ, н.п. Б. Кусты (замена неизолированного провода на СИП) (0,155 км)	Обеспечения безопасных условий для эксплуатации воздушной линии, устранения угрозы жизни и здоровья учеников и персонала школы, выполнения требований распоряжения ОАО "МРСК Урала" от 26.05.2017 N 67 "О травматизме со сторонними лицами"	2021
14	Модернизация ВЛ 0,4 кВ Школа ТП-20576 кВ с заменой неизолированного провода на СИП (0,32 км)	Обеспечения безопасных условий для эксплуатации воздушной линии, устранения угрозы жизни и здоровья учеников и персонала школы, выполнения требований распоряжения ОАО "МРСК Урала" от 26.05.2017 N 67 "О травматизме со сторонними лицами"	2021
15	Реконструкция ТП-71116/0,4 кВ (0,63 МВА). Вынос с территории школы (0,3 км)	Обеспечения безопасных условий для эксплуатации воздушной линии, устранения угрозы жизни и здоровья учеников и персонала школы, выполнения требований распоряжения ОАО "МРСК Урала" от 26.05.2017 N 67 "О травматизме со сторонними лицами"	2021
16	Строительство кольцующей перемычки ВЛ 10 кВ Мошево ПС 35 кВ Тохтуево - Рейд ПС 110 кВ Тюлькино	Обеспечение технической возможности перевода нагрузки Красновишерского муниципального района	2023
17	Реконструкция КТП 337110/0,4 кВ, н.п. Куеда, КЛ 10 кВ N 8 Универмаг ЦРП 10 кВ Куеда (0,03 км, 1 шт.)	Обеспечения безопасных условий для эксплуатации воздушной линии, устранения угрозы жизни и здоровья учеников и персонала школы, выполнения требований распоряжения ОАО "МРСК Урала" от 26.05.2017 N 67 "О травматизме со сторонними лицами"	2026

Филиалом ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" запланировано выполнение мероприятий по замене неизолированных проводов на СИП, представленная в таблице 4.9.2.

Таблица 4.9.2. Программа мероприятий по замене проводов

N п/п	Наименование мероприятия	Год ввода
1	Модернизация ВЛ 10 кВ Ощепково ПС 35 кВ Пыскор (10 км)	2021
2	Модернизация ВЛ 6 кВ Кормоцех 2 РП-30226/0,4 кВ (1,05 км)	2021
3	Модернизация ВЛ 10 кВ Птичник 2 РП-302210/0,4 кВ (0,7 км)	2021
4	Модернизация ВЛ 10 кВ Байболовка РП-301310/0,4 кВ (1,61 км)	2021
5	Модернизация ВЛ 6 кВ Брагино ПС 35 кВ Северокамск (4,7 км)	2021
6	Модернизация ВЛ 10 Н. Красное РП-Никулино 10/0,4 кВ ПС 110 кВ Перемская (6,72 км)	2021
7	Модернизация ВЛ 10 кВ N 4 ПС 35 кВ Карагай (0,68 км)	2021
8	Модернизация ВЛ 10 кВ N 5 ПС 35 кВ Карагай (1,32 км)	2021
9	Модернизация ВЛ 10 кВ Пыскор ПС 35 кВ Пыскор (4,34 км)	2021
10	Модернизация ВЛ 10 кВ Ивачино ПС 35 кВ В. Язьва (1,31 км)	2021
11	Модернизация ВЛ 10 кВ Комплекс-1 ПС 35 кВ Пыскор (3,1 км)	2021
12	Модернизация ВЛ 10 кВ В. Кондас ПС 35 кВ Шемейный (4,5 км)	2021
13	Модернизация ВЛ 10 кВ N 1 ПС 35 кВ Шлыки (0,85 км)	2021
14	Модернизация ВЛ 10 кВ N 13 ПС 35 кВ Лужково (6,51 км)	2021
15	Модернизация ВЛ 6 кВ Бакинститут-2 цепь 1 ПС 110 кВ Суханки (2,11 км)	2021
16	Модернизация ВЛ 10 кВ Брусун ПС 110 кВ Мартелово (0,6 км)	2021
17	Модернизация ВЛ 10 кВ N 1 Ввод N 2 ЦРП Ваньки ПС 35 кВ Вассята (1,5 км)	2021
18	Модернизация ВЛ 6 кВ Бакинститут-2 цепь 2 ПС 110 кВ Суханки (1,62 км)	2021
19	Модернизация ВЛ 6 кВ Биатлон РП-466/0,4 кВ (1,9 км)	2021
20	Модернизация ВЛ 6 кВ Мутная ПС 35 кВ Кривое (5,8 км)	2021
21	Модернизация ВЛ 6 кВ Северный ПС 110 кВ Окуловская (0,95 км)	2021
22	Модернизация ВЛ 6 кВ Красноборский ПС 110 кВ Окуловская в сторону ТП-15896/0,4 кВ (1,25 км)	2021
23	Модернизация ВЛ 10 кВ N 2 Мелюхино ПС 110 кВ Юсьва (2,88 км)	2021
24	Модернизация ВЛ 10 кВ Лысьва ПС 110 кВ Пыскор (12 км)	2021
25	Модернизация ВЛ 10 кВ N 5 ПС 35 кВ Шлыки (7,6 км)	2021
26	Модернизация ВЛ 10 кВ N 3 ПС 35 кВ Киприно (2,87 км)	2021
27	Модернизация ВЛ 10 кВ Кормовище ПС 35 кВ Кормовище (11,96 км)	2021
28	Модернизация ВЛ 6 кВ N 13 ПС 110 кВ Бакулева н (2,933 км)	2021
29	Модернизация ВЛ 10 кВ Н. Лух ПС 220 кВ Искра (5.455 км)	2021
30	Модернизация ВЛ 6 кВ Хохловка ПС 35 кВ Шемети (4,2 км)	2021
31	Модернизация КВЛ 10 кВ Канабеки отпайка на Чукбаш ПС 110 кВ Новорождественская (0,65 км)	2021
32	Модернизация ВЛ 6 кВ Буторина ПС 110 кВ Мост отп. в сторону ТП-12036/0,4 кВ (1,527 км)	2021

В таблице 4.9.3 представлены сводные данные по объемам строительства и реконструкции распределительных сетей 0,4-10 кВ филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" не связанные с технологическим присоединением.

Таблица 4.9.3. Сводные объемы строительства и реконструкции распределительных сетей 0,4-10 кВ

Год, ед. измерения		Реконструкция, модернизация ЛЭП 10,6 кВ	Реконструкция, модернизация ЛЭП 0,4 кВ	Реконструкция, модернизация ТП 10,6 кВ	Новое строительство ЛЭП, ТП 10,6 кВ	Новое строительство ЛЭП 0,4 кВ	ИТОГО
2021	шт.	98	55	6	1	3	163
	км	282,84	46,21	0,93	0,55	0,2	330,73
	МВА	6,65	0,9	3,03	0,8	0	11,38
2022	шт.	30	37	0	3	2	72
	км	64,63	39,36	0	22,33	0,07	126,39
	МВА	0,1	0	0	1,43	0	1,53
2023	шт.	25	24	0	2	2	53
	км	117,49	26,51	0	12,3	0,6	165,90
	МВА	1	0,4	0	0	0	1,40
2024	шт.	2	1	1	0	3	7
	км	32,5	1,1	1,1	0	0,41	35,11
	МВА	0	0	0	0	0	0,00
2025	шт.	0	0	0	0	4	4
	км	0	0	0	0	0,48	0,48
	МВА	0	0	0	0	0	0,00
2026	шт.	30	24	12	0	0	66
	км	173,82	51,16	0,03	0	0	225,01
	МВА	0	0,1	0	0	0	0,1

4.10. Анализ утвержденных Схем территориального планирования Пермского края на наличие мероприятий, определенных в СиПР

Проведенный анализ схем территориального планирования муниципальных образований Пермского края на 01 января 2021 г. на наличие мероприятий, определенных в СиПР ПК позволил сформировать перечень мероприятий рекомендуемых к включению в схемы территориального планирования муниципальных образований Пермского края (см. таблицу 4.10.1).

Таблица 4.10.1. Мероприятия, рекомендуемые к внесению в схемы территориального планирования муниципальных образований Пермского края

N п/п	Мероприятие	Место реализации
Электроподстанции 110 кВ
1	Установка БСК 52 Мвар (2 x 26 Мвар) на ПС 110 кВ Зюкай	Верещагинский муниципальный район, Вознесенское сельское поселение, р.п. Зюкай
Воздушные линии электропередачи 220 кВ
1	Реконструкция гололедоопасного участка ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС ц. 2 с отпайкой на ПС Горная в пролете опор N 134-323	Александровский муниципальный округ
2	Реконструкция гололедоопасного участка ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС ц. 1 в пролете опор N 74-309 и в пролете опор N 1-20 на отпайке на ПС 220 кВ Горная	Александровский муниципальный округ
Воздушные линии электропередачи 35 кВ
1	Реконструкция ВЛ 35 кВ Содовая-1 - Правобережная, ВЛ 35 кВ Правобережная - Пыскор II с отпайкой на ПС 35/6 кВ Содовая-2 (2 x 6,5 км)	г. Березники

4.11. Мероприятия инновационного развития и внедрения цифровых технологий в электросетевом комплексе

Указом Президента Российской Федерации от 09 мая 2017 г. N 203 утверждена Стратегия развития информационного общества в Российской Федерации на 2017 - 2030 годы.

Основной целью программы "Цифровая экономика Российской Федерации", утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 июля 2017 г. N 1632-р, является создание экосистемы цифровой экономики Российской Федерации, в которой данные в цифровой форме являются ключевым фактором производства во всех сферах социально-экономической деятельности.

В рамках электроэнергетики, такая модель управления помогает упростить взаимодействие с информационными системами органов исполнительной власти, АО "СО ЕЭС", АО "АТС" и другими субъектами энергетики (генерация, территориальные сетевые компании, энергосбытовые компании, потребители) в рамках единой цифровой среды.

Наиболее важными (ключевыми) и основными подходами к формированию единой цифровой среды являются:

- создание единой цифровой модели сети (CIM);

- интеграция и объединение различных ИТ-систем на различных иерархических уровнях (SCADA, ГИС, ОЖУР, OMS, DMS, AMI и др.), сквозная передача данных в технологические и корпоративные информационные системы и обратно на базе CIM-модели;

- интеграция сетевых информационных (технологических и корпоративных) систем, обеспечивающая обмен данными между сетевыми компаниями, удаленными друг от друга объектами и всеми заинтересованными участниками взаимодействия, связанными технологическими процессами.

Модернизация распределительной сети 6 кВ Орджоникидзевского РЭС

Выбор Орджоникидзевского РЭС в качестве пилотного проекта цифровизации определен с учетом анализа аварийности, средней длительности перерывов электроснабжения потребителей, а также уровня технических потерь.

Пилотный проект создания цифрового Орджоникидзевского РЭС в филиале ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" реализуется для повышения эффективности работы распределительного сетевого комплекса за счет применения инновационных технологий автоматизации и цифровизации. Пилотный проект призван отработать применяемые технологии и подтвердить получаемые в результате эффекты для целей их дальнейшего масштабирования, так как проблемы, решаемые в ходе реализации данного пилотного проекта типичны для многих РЭС в филиалах ОАО "МРСК Урала".

В рамках проекта будут применены основные принципы "Концепции цифровизации сетей ПАО "Россети", обеспечена повышенная надежность и наблюдаемость сети посредством ее секционирования с помощью реклоузеров 6 кВ и управляемых разъединителей, применения ИКЗ, обновлено оборудование и ПО диспетчерского пункта РЭС, что позволит в т.ч. использовать данные интеллектуального учета электроэнергии. Применение перспективных технологий позволит совершить переход к электрической сети нового технологического уклада с качественно новыми характеристиками надежности, эффективности, доступности и управляемости.

Проект предусматривает внедрение элементов активно-адаптивной сети с распределенной интеллектуальной системой управления (вакуумные реклоузеры 6 кВ с интегрированными контроллерами присоединений и возможностью интеграции в единую информационную систему учета и управления) не требующей обслуживания и ремонтов, обладающей высокими эксплуатационными характеристиками и системой телеуправления и сигнализации. Способствует повышению надежности и качества электроснабжения, снижению эксплуатационных затрат.

В проекте планируется выполнить: оптимальную расстановку реклоузеров в сети 6 кВ с реализацией функции сетевого АВР, реконструировать существующую распределительную сеть 6-0,4 кВ, модернизировать центры питания с реализацией функции двукратного АПВ; оптимизировать регламенты по обслуживанию линий; развернуть на уровне Орджоникидзевского РЭС SCADA. Создать систему "Цифровой монтер", "Мобильный диспетчер" и систему "интеллектуального учета" электроэнергии розничного рынка электроэнергии, направленного на снижение коммерческих потерь, эксплуатационных затрат и увеличение возможностей по наблюдаемости сети.

Целевыми ориентирами пилотного проекта, реализуемого в Орджоникидзевском РЭС являются:

1. Снижение потерь электрической энергии по зоне Орджоникидзевского РЭС на 30% (от уровня 2017) за счет развертывания автоматизированной системы учета электрической энергии (АСУЭ) и охват интеллектуальными приборами учета всех ТП, РП и расчетных точек на границах балансовой принадлежности, а также от внедрения программно-технического комплекса DMS, который позволит осуществить обработку оперативной информации по балансам узлов распределительных сетей и уровням напряжений.

2. Сокращение операционных затрат на эксплуатацию электросетевого комплекса на 30% к 2022 году за счет повышения качества управления оперативно-выездными бригадами, снижение численности персонала, снижения затрат на ТОиР.

3. Внедрения систем поддержки принятия решений и автоматизации процессов оповещения.

4. Развертывания автоматизированной системы учета электрической энергии (АСУЭ) и охват интеллектуальными приборами учета всех ТП, РП и расчетных точек на границах балансовой принадлежности.

5. Снижение SAIDI по РЭС на 88%.

6. Снижение SAIFI по РЭС на 85%.

Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Технологическая

Реконструкция ПС направлена на внедрение элементов цифровых электрических сетей, поддерживающих цифровой обмен данными, что является первым этапом на пути к активно-адаптивной сети.

ПС 110/10/6 кВ Технологическая после реконструкции будет соответствовать следующим критериям:

- наблюдаемость параметров и режима работы силового оборудования и вторичных систем:

- управляемость всеми технологическими процессами в режиме реального времени посредством цифровых систем связи и оборудования, обеспечивающего поддержку протоколов, утвержденных стандартами МЭК:

- самодиагностика всех силовых аппаратов и вторичных систем:

- цифровой обмен данными между всеми технологическими системами;

- интеллектуальное, адаптивное управление режимом работы силового оборудования и вторичных систем с учетом режимов работы прилегающей электрической сети и внутренних технологических процессов.

Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Технологическая включает в себя следующие мероприятия:

- реконструкция существующей системы АСУТП (телемеханика, РЗА, учет электроэнергии, оборудование с применением протокола МЭК 61850).

Техническое перевооружение и реконструкция ПТК ЦУС - SCADA

ПТК ЦУС после реконструкции будет выполнять следующие функции:

- Сбор, обработку, визуализацию и архивирование данных о состоянии и режимах работы оборудования ПС и ЛЭП.

- Оперативный контроль текущих режимов работы оборудования и состояния сети.

- Управление плановым выводом в ремонт и вводом в работу ЛЭП и оборудования ПС.

- Поддержание уровней напряжения в контрольных точках сети филиала и контроль потерь.

- Мониторинг состояния электрических сетей.

- Мониторинг текущего состояния устройств РЗА, ПА и локальной автоматики.

- Анализ режимов работы сети. Анализ возможных нештатных ситуаций и произошедших аварий.

- Ликвидация внештатных ситуаций и аварий и восстановление нормального режима работы.

- Организация работы по тренировке и обучению оперативного персонала.

Организация учета электроэнергии энергии на РРЭ 10-0,4 кВ

Организация интеллектуального учета электроэнергии основана на применении интеллектуальных приборов учета, объединенных в единую систему автоматизированного контроля и учета электроэнергии. При монтаже системы на вводах 0,4 кВ ТП РСК, на отходящих линиях 6(10) кВ на РП 6(10) кВ и при установке учета у потребителей электроэнергии устанавливается счетчики электрической энергии и оборудование удаленного опроса. С него информация о потреблении электроэнергии поступает на диспетчерский пункт сетевой компании. Двусторонний обмен данными по каналу GSM/GPRS позволяет управлять системой в режиме реального времени, четко контролировать процесс электроснабжения, оперативно выявлять технические проблемы работы оборудования. Внедрение автоматизированного контроля и учета электроэнергии с применением новейших технологий позволяет производить дистанционный учет потребления электрической энергии на объектах любого назначения, а также удаленно осуществлять мероприятия по ограничению и возобновлению электроснабжения.

На 2021 - 2025 г. запланированы работы по установке интеллектуальных приборов учета на вводах 0,4 кВ в ТП 6/10-0,4 кВ в объеме 4062 ПУ, по оборудованию учетом на отходящих фидерах 6/10 кВ на РП 6/10 кВ - 520 ПУ. Кроме того, в рамках выполнения обязательств по ФЗ-522 от 27 декабря 2018 г. запланирована в 2021 - 2025 годах установка/замена приборов учета, находящихся на балансе у юридических лиц, бытовых потребителей, ТСО, генерации в объеме 85963 ПУ.

В 2021 г. в рамках проектов с привлечением нетарифных источников финансирования планируется установка 51122 ПУ у бытовых потребителей и юридических лиц.

Эффекты от внедрения цифровой сети:

- совершенствование системы диспетчерского управления;

- обеспечение наблюдаемости ТП и РП;

- ликвидация аварийных отключений без выезда ОВБ, под контролем диспетчера;

- реализация мероприятий по внедрению "интеллектуального учета" в электрических сетях цифрового РЭС;

- снижение потерь до уровня близкого к технологическим, а также снижение технологических потерь.

4.12. Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций, с учетом выполнения мероприятий, предусмотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей

К долгосрочным параметрам государственного регулирования цен (тарифов) в электроэнергетике относятся уровень надежности и качества оказываемых услуг. В настоящее время в международной практике компании, отвечающие за распределение электроэнергии, используют индексы SAIFI и SAIDI для оценки надежности электроснабжения. Индекс SAIFI показывает среднюю частоту перерыва электроснабжения потребителей, а индекс SAIDI - среднюю продолжительность перерыва электроснабжения потребителей.

Расчет показателя средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (SAIDI) и показателя средней частоты прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (SAIFI) 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, утвержденными приказом Минэнерго России от 29 ноября 2016 г. N 1256 (зарегистрирован Минюстом России 27 декабря 2016 г., регистрационный N 44983), с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 21 июня 2017 г. N 544 (зарегистрирован Минюстом России 19 июля 2017 г., регистрационный N 47450).

В целях снижения физического износа оборудования, сокращения количества и времени ликвидации технологических нарушений региональными сетевыми организациями разработаны и реализуются программы технического перевооружения и реконструкции, целевые программы обеспечения надежности, дополнительные технические мероприятия по подготовке к осенне-зимнему периоду.

В таблице 4.12.1 приведены данные о перспективных показателях надежности в сфере услуг по передаче электрической энергии на территории Пермского края.

Прогноз расчетных плановых целевых показателей надежности услуг по передаче электрической энергии учитывает исполнение разработанной программы в части реализации мероприятий по повышению ИТС в сетях 0,4-110 кВ, а также планы по установке интеллектуальных приборов учета, для автоматизированного контроля и учета электроэнергии.

Таблица 4.12.1. Данные о перспективных показателях надежности услуг

Сетевая организация	Показатель	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
ОАО "МРСК Урала" - Пермэнерго	SAIFI	3,070	2,881	2,705	2,539	2,383	2,100
	SAIDI	1,512	1,490	1,467	1,445	1,424	1,381
ООО "Энергосетевая Компания "Парма"	SAIFI	0,822	0,810	0,822	0,810	0,798	0,786
	SAIDI	5,373	5,293	5,373	5,293	5,213	5,134
ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	SAIFI	0,158	0,155	0,158	0,155	0,153	0,151
	SAIDI	0,501	0,493	0,501	0,493	0,486	0,479
ООО "ЗУ ЭСК"	SAIFI	0,044	0,043	0,044	0,043	0,043	0,042
	SAIDI	0,062	0,061	0,062	0,061	0,060	0,059
ООО "Энерготраст"	SAIFI	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020	0,019
	SAIDI	0,041	0,041	0,041	0,041	0,040	0,039
ООО "Радар"	SAIFI	0,312	0,307	0,312	0,307	0,302	0,298
	SAIDI	2,228	2,194	2,228	2,194	2,161	2,129
ООО "УралОйл"	SAIFI	0,045	0,044	0,045	0,044	0,043	0,043
	SAIDI	0,063	0,062	0,063	0,062	0,061	0,060
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"	SAIFI	0,312	0,307	0,312	0,307	0,302	0,298
	SAIDI	2,228	2,194	2,228	2,194	2,161	2,129

Анализ плановых значений целевых показателей надежности показывает, что с учетом реализации мероприятий по повышению ИТС показатель SAIFI ОАО "МРСК Урала" - Пермэнерго снижается в среднем на 6,14% в год (35,8% за период 2021 - 2026 гг.), а показатель SAIDI - на 2,5% в год (10,04% за период 2021 - 2026 гг.), в других сетевых организациях SAIFI - 7,82% за период 2021 - 2026 гг., а показатель SAIDI - на 5,36% за период 2021 - 2026 гг., что свидетельствует о сокращении, как количества отказов за период регулирования, так и времени перерыва электроснабжения.

Заключение

В результате разработки схемы и программы развития электроэнергетики Пермского края на 2022 - 2026 годы выполнен анализ существующего состояния электроэнергетики Пермского края за предшествующий пятилетний период, который содержит подробную характеристику Пермской энергосистемы, в том числе:

- информацию по генерирующим, сбытовым и электросетевым компаниям, блок-станциям промышленных предприятий, включающую структуру установленной мощности с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в последнем году, данных по составу существующих электростанций (а также станций промышленных предприятий) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций (установленной мощностью более 5 МВт);

- перечень основных крупных потребителей электрической энергии в регионе, включая динамику изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за предшествующий пятилетний период;

- отчетную динамику потребления электрической энергии, включая анализ балансов электрической энергии и мощности, динамики основных показателей энерго- и электроэффективности за последние 5 лет;

- перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в регионе, включая результаты оценки объемов и структуры топливного баланса электростанций и котельных на территории Пермского края в 2020 году;

- характеристику электросетевого хозяйства региона, включающую перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним, анализ технического состояния электросетевого комплекса, а также информацию о основных внешних электрических связях энергосистемы Пермского края.

На основании детализированного анализа структуры потребления и выработки электрической (с выделением информации по типам электростанций) и тепловой энергии и максимумов нагрузки определены основные направления развития энергетики Пермского края на перспективу до 2026 г.

Подготовлен прогноз уровня потребления и выработки электрической энергии и мощности, а также изменение балансовой ситуации на 5-летний период с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо перетоков с соседними энергосистемами, на основании которого произведена оценка балансовой ситуации, особенностей и проблем текущего состояния электроэнергетики на территории Пермского края и на 5-летний перспективный период и определены "узкие места", обусловленные недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов.

Произведен расчет балансов и электроэнергетических режимов, анализ которых позволил уточнить перечень "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше и описать возможные технологические ограничения, обусловленные их возникновением. С целью ликвидации выявленных "узких мест" разработаны предложения по вводам электросетевых объектов.

Анализ баланса реактивной мощности показал рост максимального дефицита реактивной мощности в периоде с 2021 г. по 2026 г., а расчеты электроэнергетических режимов с учетом перспективного ввода источников реактивной мощности подтвердили отсутствие необходимости ввода ГАО после нормативных возмущений в нормальной и ремонтных схемах.

Разработана схема перспективного развития энергетической системы Пермского края на 2022 - 2026 годы, в том числе фрагменты схемы, раскрывающие "узкие места", упрощенные схемы основных энергетических узлов (энергорайонов) на территории края с указанием критических сечений (в терминологии диспетчерского управления).

Выполнен анализ Схем территориального планирования муниципальных образований Пермского края, в результате которого выявлена необходимость корректировки схем территориального планирования в соответствии с утвержденным перечнем мероприятий настоящей Схемы и программы развития электроэнергетики Пермского края.

В результате анализа технического состояния объектов электросетевого комплекса, а также расчета и анализа токовых нагрузок элементов системы электроснабжения сети 6-35 кВ предложен перечень мероприятий по развитию электросетевого комплекса 6-35 кВ.

В рамках реализации национальной программы "Цифровая экономика Российской Федерации", утвержденной протоколом заседания президиума Совета при Президенте Российской Федерации по стратегическому развитию и национальным проектам от 4 июня 2019 г. N 7, предложен перечень мероприятий инновационного развития и внедрения цифровых технологий в электросетевом комплексе.

Выполнена оценка плановых значений показателей надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии.

Таким образом, в результате реализации Программы будет обеспечено удовлетворение долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики за счет:

- рационального развития электроэнергетики Пермского края;

- повышения надежности электроснабжения потребителей;

- обеспечения электрической энергией объектов нового строительства;

- увеличения мощности электрических подстанций;

- увеличения собственной генерации электрической энергии в Пермском крае;

- улучшения показателей качества электроэнергии, отпускаемой потребителям;

- снижения износа объектов электросетевого комплекса энергосистемы.

Том 2

Приложение 1

Перечень
трансформаторов, установленных на ПС 35-110 КВ филиала ОАО "МРСК УРАЛА" - "ПЕРМЭНЕРГО"

Таблица П1.1. Перечень трансформаторов установленных на ПС 35-110 кВ на 31.12.2020

N п/п	ПО	Наименование ПС	Дисп. наименование	Тип трансформатора	Мощность, кВА	Напряжение обмоток, кВ			Год ввода в эксплуатацию тр-ра
						ВН	СН	НН
110 кВ
1	БЭС	Содовая-2	Т-1	ТДТНГ	15000	110,0	38,5	6,6	1964
2	БЭС	Содовая-2	Т-2	ТДТНГ	15000	110,0	38,5	6,6	1966
3	БЭС	Сильвинит	Т-1	ТМН	2500	110,0		6,6	1972
4	БЭС	Сильвинит	Т-2	ТМН	2500	110,0		6,6	1980
5	БЭС	Соликамск-110	Т-3	ТДНГУ	63000	110,0		11	1967
6	БЭС	Соликамск-110	Т-4	ТДТНГ	40500	110,0		11	1965
7	БЭС	Керчево	Т-1	ТМТ	6300	110,0	38,5	11	1985
8	БЭС	Губдор	Т-1	ТАМГ	3200	110,0		11	1969
9	БЭС	Пянтег	Т-2	ТМН	2500	110,0		11	1977
10	КуЭС	Кунгур	Т-1	ТДТГ	31500	110,0	38,5	6,6	1964
11	ОЭС	Очер	Т-1	ТДТН	16000	110,0	35	10	2005
12	ОЭС	Очер	Т-2	ТДТН	16000	110,0	35	10	1982
13	ОЭС	Павловск	Т-1	ТДТН	40000	110,0	35	10	1984
14	ОЭС	Павловск	Т-2	ТДТН	40000	110,0	35	10	1984
15	ОЭС	Морозово	Т-1	ТМН	6300	110,0		10	1989
16	ОЭС	Морозово	Т-2	ТМН	6300	110,0		10	1989
17	ОЭС	Б. Соснова	Т-1	ТДТН	25000	110,0	35	10	1997
18	ОЭС	Б. Соснова	Т-2	ТДТН	16000	110,0	35	10	1997
19	ОЭС	Черновская	Т-1	ТДТН	10000	110,0	35	10	1972
20	ОЭС	Черновская	Т-2	ТДТН	10000	110,0	35	10	2004
21	ОЭС	Полозово	Т-1	ТАМГ	2500	110,0		10	1993
22	ОЭС	Полозово	Т-2	ТМН	2500	110,0		10	1990
23	ОЭС	Малахово	Т-1	ТРДН	25000	110,0		10	1981
24	ОЭС	Малахово	Т-2	ТРДН	25000	110,0		10	1980
25	ОЭС	Городская (ПЭ ОЭС)	Т-1	ТДТН	10000	110,0	35	10	1989
26	ОЭС		Т-2	ТДТН	10000	110,0	35	10	1990
27	ОЭС	Зюкайка	Т-1	ТДТН	10000	110,0	35	10	1986
28	ОЭС	Вознесенск	Т-2	ТДТН	16000	110,0	35	10	1979
29	ОЭС	Сепыч	Т-1	ТМН	6300	110,0		10	1979
30	ОЭС	Сепыч	Т-2	ТМН	6300	110,0		10	1988
31	ОЭС	Ударник	Т-1	ТМН	6300	110,0		10	1989
32	ОЭС	С. Коммунар	Т-1	ТДТН	10000	110,0	35	10	1986
33	ОЭС	С. Коммунар	Т-2	ТДТН	10000	110,0	35	10	1987
34	ОЭС	Факел	Т-1	ТДТН	10000	110,0	35	10	1982
35	ОЭС	Частые	Т-1	ТДН	10000	110,0		10	1992
36	ОЭС	Частые	Т-2	ТДН	10000	110,0		10	2019
37	ОЭС	Бабка	Т-1	ТМН	6300	110,0		10	1985
38	ОЭС	Бабка	Т-2	ТМН	2500	110,0		10	2007
39	ОЭС	Стрелка	Т-1	ТМН	2500	110,0		10	1988
40	ОЭС	Стрелка	Т-2	ТМН	2500	110,0		10	1980
41	ОЭС	Нердва	Т-1	ТМН	6300	110,0		10	2006
42	ОЭС	Нердва	Т-2	ТАМГ	2500	110,0		10	1964
43	ОЭС	К. Демьянск	Т-1	ТДТН	10000	110,0	35	10	1981
44	ОЭС	К. Демьянск	Т-2	ТДТН	16000	110,0	35	10	1986
45	ПГЭС	Разгуляй	Т-1	ТДТН	25000	110,0	35	6	2005
46	ПГЭС	Разгуляй	Т-2	ТДТН	25000	110,0	35	6	2005
47	ПГЭС	Талица	Т-1	ТДТН	16000	110,0	35	6,6	1984
48	ПГЭС	Химград	Т-1	ТРДН	32000	110,0		6,3	1969
49	ПГЭС	Химград	Т-2	ТРДН	32000	110,0		6,3	1969
50	ПГЭС	Эпврз	Т-3	ТДТН	20000	110,0	38,5	6,6	1970
51	ЦЭС	Васильевская	Т-1	ТМТГ	5600	110,0	38,5	11	1972
52	ЦЭС	Дачная	Т-1	ТМ	6300	110,0		11	2011
53	ЦЭС	Красава-3	Т-1	ТМН	2500	110,0		11	1983
54	ЦЭС	Рассвет	Т-1	ТМН	2500	110,0		10	1985
55	ЦЭС	Русаки	Т-1	ТДТН	10000	110,0	38,5	6,6	1976
56	ЦЭС	Русаки	Т-2	ТМТ	6300	110,0	38,5	6,6	1976
57	ЦЭС	Юго-Камск	Т-2	ТДТГ	15000	110,0	38,5	6	1953
58	ЧуЭС	Промысла	Т-2	ТМТ-6300/110	6300	110,0	38,5	6,6	1972
59	ЧуЭС	Лысьва	Т (резерв)	ТДТГ-20000/110	20000	110,0	38,5	6,6	1971
60	ЧуЭС	Скальная	Т-1	ТМ-6300/110	6300	110,0		6,6	1970
61	ЧуЭС	Скальная	Т-2	ТМ-6300/110	6300	110,0		6,6	1970
62	ЧуЭС	Кизел	Т-3	ТДТГ-31500/110	31500	110,0	38,5	6,6	1949
63	ЧуЭС	Александровск	Т-1	ТДТГ-15000/110	15000	110,0	38,5	6,6	1959
64	ЧуЭС	Гидролизная	Т-2	ТМТГ-7500/110	7500	110,0	38,5	6,6	1963
65	ЧаЭС	Сайгатка	Т-1	ТДТН	25000	110,0	35	10	1973
66	ЧаЭС	Сайгатка	Т-2	ТРДН	25000	110,0	отсутст.	10	1984
67	ЧаЭС	Елпачиха	Т-1	ТМН	6300	110,0	отсутст.	10	1990
68	ЧаЭС	Елпачиха	Т-2	ТМ	6300	110,0	отсутст.	10	1980
69	ЧаЭС	Константиновка	Т-1	ТДТН	16000	110,0	35	6	1976
70	ЧаЭС	Константиновка	Т-2	ТДТН	16000	110,0	35	6	1971
71	ЧаЭС	Барда	Т-1	ТДТН	10000	110,0	35	10	1980
72	ЧаЭС	Барда	Т-2	ТДТН	10000	110,0	35	10	1969
73	ЧаЭС	Печмень	Т-1	ТМТ	6300	110,0	35	6	1969
74	ЧаЭС	Печмень	Т-2	ТМТ	6300	110,0	35	6	1969
75	ЧаЭС	Елово	Т-1	ТДТН	10000	110,0	35	10	1979
76	ЧаЭС	Елово	Т-2	ТДТН	10000	110,0	35	10	1979
77	ЧаЭС	Чернушка	Т-1	ТДТН	40000	110,0	35	10	2003
78	ЧаЭС	Чернушка	Т-2	ТДТН	40000	110,0	35	10	1979
79	ЧаЭС	Деменево	Т-1	ТДТН	25000	110,0	35	6	1981
80	ЧаЭС	Деменево	Т-2	ТДТН	25000	110,0	35	6	1980
81	ЧаЭС	Щ. Озеро	Т-1	ТДТН	16000	110,0	35	10	1968
82	ЧаЭС	Щ. озеро	Т-2	ТДТН	10000	110,0	35	10	1980
83	ЧаЭС	Куеда	Т-1	ТДТН	25000	110,0	35	10	1981
84	ЧаЭС	Куеда	Т-2	ТДТН	25000	110,0	35	10	1972
85	ЧаЭС	Кшт	Т-1	ТДТН	63000	110,0	35	10	1965
86	ЧаЭС	Кшт	Т-2	ТДТН	63000	110,0	35	10	1965
87	ЧаЭС	Паль	Т-1	ТДТН	10000	110,0	35	10	1965
88	ЧаЭС	Паль	Т-2	ТДТН	16000	110,0	35	10	1977
89	ЧаЭС	Пермяковская	Т-1	ТМТ	6300	110,0	отсутст.	6	1967
90	ЧаЭС	Пермяковская	Т-2	ТМ	6300	110,0	отсутст.	6	1970
91	ЧаЭС	Гондырь	Т-1	ТДТН	16000	110,0	35	10	1980
92	ЧаЭС	Гондырь	Т-2	ТДН	10000	110,0	отсутст.	10	1976
93	ЧаЭС	Оса	Т-1	ТДТН	16000	110,0	35	6	1975
94	ЧаЭС	Оса	Т-2	ТДТН	16000	110,0	35	6	1976
95	ЧаЭС	Комарово	Т-1	ТАМГ	2500	110,0	отсутст.	10	1967
96	ЧаЭС	Комарово	Т-2	ТАМГ	2500	110,0	отсутст.	10	1981
97	ЧаЭС	Березовка	Т-1	ТРДН	25000	110,0	отсутст.	10	1983
98	ЧаЭС	Березовка	Т-2	ТРДН	25000	110,0	отсутст.	10	1983
99	ЧаЭС	Чайковская	Т-1	ТДН	16000	110,0	отсутст.	10	1983
100	ЧаЭС	Чайковская	Т-2	ТДН	16000	110,0	отсутст.	10	1983
101	ЧаЭС	Зязелга	Т-1	ТДН	16000	110,0	отсутст.	10	1984
102	ЧаЭС	Зязелга	Т-2	ТДН	16000	110,0	отсутст.	10	1984
103	ЧаЭС	Завьяловская	Т-1	ТРДН	25000	110,0	отсутст.	10	1986
104	ЧаЭС	Завьяловская	Т-2	ТРДН	25000	110,0	отсутст.	10	1984
105	ЧаЭС	ЦСП	Т-1	ТМН	6300	110,0	отсутст.	10	1984
106	ЧаЭС	ЦСП	Т-2	ТМН	6300	110,0	отсутст.	10	1984
107	ЧаЭС	Тауш	Т-1	ТДН	10000	110,0	отсутст.	10	1988
108	ЧаЭС	Тауш	Т-2	ТМН	6300	110,0	отсутст.	10	1988
109	ЧаЭС	Дороховка	Т-1	ТДТН	16000	110,0	35	6	1984
110	ЧаЭС	Дороховка	Т-2	ТДТН	16000	110,0	35	6	1984
111	ЧаЭС	Островная	Т-1	ТДН	10000	110,0	отсутст.	10	1987
112	ЧаЭС	Островная	Т-2	ТДН	10000	110,0	отсутст.	10	1987
113	ЧаЭС	Лукинцы	Т-1	ТДТН	10000	110,0	35	10	1986
114	ЧаЭС	Лукинцы	Т-2	ТДТН	16000	110,0	35	10	1993
115	ЧаЭС	Дубовая	Т-1	ТДН	16000	110,0	отсутст.	10	1994
116	ЧаЭС	Дубовая	Т-2	ТДН	16000	110,0	отсутст.	10	1994
117	ЧаЭС	Крылово	Т-1	ТМТ	6300	110,0	35	6	1973
118	ЧаЭС	Крылово	Т-2	ТДТН	10000	110,0	35	6	1973
119	ЧаЭС	Заря	Т-1	ТДН	16000	110,0	отсутст.	10	1982
120	ЧаЭС	Заря	Т-2	ТДН	16000	110,0	отсутст.	10	1982
121	БЭС	Галкинская	Т-1	ТДН	10000	115,0		11	1985
122	БЭС	Галкинская	Т-2	ТДН	10000	115,0		11	1985
123	БЭС	Содовая-3	Т-1	ТРДН	40000	115,0		6,6	1979
124	БЭС	Содовая-3	Т-2	ТРДН	40000	115,0		6,6	1977
125	БЭС	Быгель	Т-1	ТДТН	40000	115,0	38,5	11	1978
126	БЭС	Быгель	Т-2	ТДТН	40000	115,0	38,5	11	1976
127	БЭС	Правобережная	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	11	2000
128	БЭС	Правобережная	Т-2	ТДТН	16000	115,0	38,5	11	1990
129	БЭС	Соликамск-110	Т-1	ТДТН	63000	115,0	38,5	6,6	2008
130	БЭС	Соликамск-110	Т-2	ТДТН	63000	115,0	38,5	6,6	2007
131	БЭС	Керчево	Т-2	ТМН	6300	115,0		11	1989
132	БЭС	Тюлькино	Т-1	ТДТН	10000	115,0	38,5	11	1988
133	БЭС	Тюлькино	Т-2	ТДТН	10000	115,0	38,5	11	1988
134	БЭС	Красновишерск	Т-1	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	1987
135	БЭС	Красновишерск	Т-2	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	1989
136	БЭС	Волынка	Т-1	ТДТН	10000	115,0	38,5	6,6	1986
137	БЭС	Волынка	Т-2	ТДТН	10000	115,0	38,5	6,6	1986
138	БЭС	Ныроб	Т-1	ТДТН	10000	115,0	38,5	11	2004
139	БЭС	Ныроб	Т-2	ТМТН	6300	115,0	38,5	11	1982
140	БЭС	Чердынь	Т-1	ТДН	10000	115,0		11	1995
141	БЭС	Чердынь	Т-2	ТДН	10000	115,0		11	2001
142	БЭС	Пянтег	Т-1	ТМН	6300	115,0		11	1988
143	БЭС	Бондюг	Т-1	ТМТН	6300	115,0	38,5	11	1988
144	БЭС	Бондюг	Т-2	ТМТН	6300	115,0	38,5	11	1988
145	КуЭС	Калиничи	Т-1	ТДТН	25000	115,0	38,5	11	1982
146	КуЭС	Калиничи	Т-2	ТДТН	25000	115,0	38,5	11	1982
147	КуЭС	Карьево	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	6,6	1979
148	КуЭС	Карьево	Т-2	ТДТН	16000	115,0	38,5	6,6	1979
149	КуЭС	Кунгур	Т-2	ТДТНГ	31500	112,0	38,5	6,6	1964
150	КуЭС	Мазунино	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	11	1975
151	КуЭС	Новокунгурская	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	11	1987
152	КуЭС	Новокунгурская	Т-2	ТДТН	16000	115,0	38,5	11	1987
153	КуЭС	Посад	Т-1	ТДН	10000	115,0		11	1991
154	КуЭС	Посад	Т-2	ТДН	10000	115,0		11	1994
155	КуЭС	Суда	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	11	1990
156	КуЭС	Суда	Т-2	ТДТН	10000	115,0	38,5	11	2008
157	КуЭС	Суксун	Т-1	ТДТН	10000	115,0	38,5	11	1982
158	КуЭС	Суксун	Т-2	ТДТН	10000	115,0	38,5	11	1977
159	КуЭС	Суксун	Т-3	ТДН	10000	115,0		11	1988
160	ПГЭС	Андроновская	Т-1	ТДН	16000	115,0		6,6	2007
161	ПГЭС	Андроновская	Т-2	ТДН	16000	115,0		6,6	2007
162	ПГЭС	Балатовская	Т-1	ТДН	25000	115,0		6	2005
163	ПГЭС	Балатовская	Т-2	ТРДН	25000	115,0		6,3	1977
164	ПГЭС	Балатовская	Т-3	ТРНДЦН	25000	115,0		6,3	1990
165	ПГЭС	Балмошная	Т-1	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,3	1973
166	ПГЭС	Балмошная	Т-2	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	1972
167	ПГЭС	Бахаревка	Т-1	ТРДН	40000	115,0	11	11	2008
168	ПГЭС	Бахаревка	Т-2	ТРДН	40000	115,0	11	11	2009
169	ПГЭС	Берег	Т-1	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,6	2008
170	ПГЭС	Берег	Т-2	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,6	2008
171	ПГЭС	Бор	Т-1	ТРДН	25000	115,0	10,5	6,3	1978
172	ПГЭС	Бор	Т-2	ТРДН	25000	115,0	10,5	6,3	1979
173	ПГЭС	Голованы	Т-1	ТДТНГ	40500	112,0	38,5	6,3	1965
174	ПГЭС	Голованы	Т-2	ТДТН	40000	112,0	38,5	6,3	1969
175	ПГЭС	Данилиха	Т-1	ТДТН	63000	115,0	38,5	6,3	1988
176	ПГЭС	Данилиха	Т-2	ТДТН	63000	115,0	38,5	6,3	1990
177	ПГЭС	Долина	Т-1	ТДТН	25000	115,0	38,5	11	2008
178	ПГЭС	Долина	Т-2	ТДТН	25000	115,0	38,5	11	1991
179	ПГЭС	Егошиха	Т-1	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,6	1986
180	ПГЭС	Егошиха	Т-2	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,6	1989
181	ПГЭС	Загарье	Т-1	ТРДН	25000	115,0		6,3	2006
182	ПГЭС	Загарье	Т-2	ТРДН	25000	115,0		6,3	2006
183	ПГЭС	Заостровка	Т-1	ТДТН	25000	115,0	11	6,6	2013
184	ПГЭС	Заостровка	Т-2	ТДТН	25000	115,0	11	6,6	2013
185	ПГЭС	Западная	Т-1	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,6	1994
186	ПГЭС	Западная	Т-2	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,6	1996
187	ПГЭС	Ива	Т-1	ТРДН	25000	115,0	6,3	6,3	2011
188	ПГЭС	Ива	Т-2	ТРДН	25000	115,0	6,3	6,3	2011
189	ПГЭС	Краснова	Т-1	ТДН	10000	115,0		11	1986
190	ПГЭС	Краснова	Т-2	ТДН	10000	115,0		11	2006
191	ПГЭС	Крохалевка	Т-1	ТРДН	25000	115,0		6,3	1978
192	ПГЭС	Крохалевка	Т-2	ТРДН	25000	115,0		6,3	1986
193	ПГЭС	Мост	Т-1	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	2007
194	ПГЭС	Мост	Т-2	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	2007
195	ПГЭС	Окуловская	Т-1	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	2012
196	ПГЭС	Окуловская	Т-2	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	1988
197	ПГЭС	Плеханова	Т-1	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	2011
198	ПГЭС	Плеханова	Т-2	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	2011
199	ПГЭС	Портовая	Т-1	ТДН	10000	115,0		6,6	1981
200	ПГЭС	Портовая	Т-2	ТДН	10000	115,0		6,6	1981
201	ПГЭС	Рассохинская	Т-1	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	1990
202	ПГЭС	Рассохинская	Т-2	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	2011
203	ПГЭС	Сафроны	Т-1	ТМН	6300	115,0		11	1982
204	ПГЭС	Сафроны	Т-2	ТМН	6300	115,0		11	1982
205	ПГЭС	Северная	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	6,6	2012
206	ПГЭС	Северная	Т-2	ТДН	16000	115,0		6,6	1970
207	ПГЭС	Старехи	Т-1	ТДН	16000	115,0		6,6	1994
208	ПГЭС	Старехи	Т-2	ТДН	16000	115,0		6,6	1994
209	ПГЭС	Бакулева	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	6,6	1983
210	ПГЭС	Бакулева	Т-2	ТДТН	16000	115,0	38,5	6,6	1983
211	ПГЭС	Суханки	Т-1	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,6	1989
212	ПГЭС	Суханки	Т-2	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,6	2004
213	ПГЭС	Талица	Т-2	ТДТН	10000	115,0	38,5	6,3	1975
214	ПГЭС	Технологическая	Т-1	ТДТН	25000	115,0	11	6,6	1999
215	ПГЭС	Технологическая	Т-2	ТДТН	25000	115,0	11	6,6	2000
216	ПГЭС	Шлюзовая	Т-1	ТМН	6300	115,0		6,6	1987
217	ПГЭС	Шлюзовая	Т-2	ТМН	6300	115,0		6,6	1979
218	ПГЭС	Эпврз	Т-4	ТДТН	25000	115,0	38,5	6,6	2006
219	ПГЭС	Южная	Т-1	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,3	2003
220	ПГЭС	Южная	Т-2	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,3	1976
221	СЭС	Кудымкар	Т-1	ТДТН	25000	115,0	38,5	11	1988
222	СЭС	Кудымкар	Т-2	ТДТН	25000	115,0	38,5	11	1989
223	СЭС	Белоево	Т-1	ТАМГ	3200	115,0		11	1995
224	СЭС	Белоево	Т-2	ТМН	2500	115,0		11	1987
225	СЭС	Юрла	Т-1	ТМТ	6300	115,0	38,5	11	2011
226	СЭС	Юрла	Т-2	ТДТН	10000	115,0	38,5	11	1993
227	СЭС	Кочево	Т-1	ТМТН	6300	115,0	38,5	11	1993
228	СЭС	Кочево	Т-2	ТМТН	6300	115,0	38,5	11	1990
229	СЭС	Юксеево	Т-1	ТМТ	6300	115,0	38,5	11	1971
230	СЭС	Юксеево	Т-2	ТМТ	6300	115,0	38,5	11	1972
231	СЭС	Гайны	Т-1	ТМТ	6300	115,0	38,5	11	1997
232	СЭС	Гайны	Т-2	ТМТГ	7500	115,0	38,5	11	1974
233	СЭС	Весляна	Т-1	ТМТН	6300	115,0	38,5	11	2005
234	СЭС	Весляна	Т-2	ТМТН	6300	115,0	38,5	11	2005
235	СЭС	Юсьва	Т-1	ТМТ	6300	115,0	38,5	11	1986
236	СЭС	Юсьва	Т-2	ТМТН	6300	115,0	38,5	11	1992
237	СЭС	Купрос	Т-1	ТДТН	10000	115,0	38,5	11	1989
238	СЭС	Купрос	Т-2	ТДТН	10000	115,0	38,5	11	1991
239	ЦЭС	Батуево	Т-2	ТМН	6300	115,0		11	1989
240	ЦЭС	Васильевская	Т-2	ТДТН	10000	115,0	38,5	11	1972
241	ЦЭС	Волеги	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	11	1986
242	ЦЭС	Волеги	Т-2	ТДТН	16000	115,0	38,5	11	1985
243	ЦЭС	Волеги	Т-3	ТДН	16000	115,0		11,5	1999
244	ЦЭС	Гамово	Т-1	ТДН	10000	115,0		11	1984
245	ЦЭС	Гамово	Т-2	ТДН	10000	115,0		11	1981
246	ЦЭС	Гари	Т-1	ТМТН	6300	115,0	38,5	11	2003
247	ЦЭС	Горка	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	6,6	1987
248	ЦЭС	Горка	Т-2	ТДТН	16000	115,0	38,5	6,6	1987
249	ЦЭС	Городская	Т-1	ТДН	16000	115,0		11	1980
250	ЦЭС	Городская	Т-2	ТДН	16000	115,0		11	1980
251	ЦЭС	Дикая гарь	Т-1	ТМН	2500	115,0		10	1971
252	ЦЭС	Добрянка	Т-1	ТДН	10000	115,0		6,6	1990
253	ЦЭС	Добрянка	Т-2	ТДН	10000	115,0		6,6	1994
254	ЦЭС	Запальта	Т-1	ТМН	6300	115,0		6,6	1985
255	ЦЭС	Запальта	Т-2	ТМН	6300	115,0		6,6	1985
256	ЦЭС	Заречье	Т-1	ТДТНГУ	20000	115,0	38,5	11,5	1971
257	ЦЭС	Заречье	Т-2	ТДТН	25000	115,0	38,5	11	1975
258	ЦЭС	Клин	Т-1	ТРДН	40000	115,0		10,5	1985
259	ЦЭС	Клин	Т-2	ТРДН	40000	115,0		10,5	1986
260	ЦЭС	Кондратово	Т-1	ТДН	16000	115,0		11	1981
261	ЦЭС	Кондратово	Т-2	ТДН	16000	115,0		11	1981
262	ЦЭС	Кочкино	Т-1	ТДН	16000	115,0		10,5	2014
263	ЦЭС	Кочкино	Т-2	ТДН	16000	115,0		10,5	2014
264	ЦЭС	Кривец	Т-1	ТДТН	10000	115,0	38,5	11	1973
265	ЦЭС	Кривец	Т-2	ТДТН	16000	115,0	38,5	11	1987
266	ЦЭС	Куликовка	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	10	1979
267	ЦЭС	Куликовка	Т-2	ТДТН	16000	115,0	38,5	10	1979
268	ЦЭС	Курашим	Т-1	ТМН	6300	115,0		11	2013
269	ЦЭС	Курашим	Т-2	ТМН	6300	115,0		11	1982
270	ЦЭС	Лунежская	Т-1	ТМН	6300	115,0		11	1988
271	ЦЭС	Лунежская	Т-2	ТМН	6300	115,0		11	1989
272	ЦЭС	Малиновская	Т-1	ТРДН	40000	115,0		10,5	1979
273	ЦЭС	Малиновская	Т-2	ТРДН	40000	115,0		10,5	1979
274	ЦЭС	Мостовая	Т-1	ТРДН	25000	115,0		10,5	1983
275	ЦЭС	Мостовая	Т-2	ТРДН	25000	115,0		10,5	1982
276	ЦЭС	Муллы	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	10,5	1981
277	ЦЭС	Муллы	Т-2	ТДТН	16000	115,0	38,5	10,5	1980
278	ЦЭС	Пальники	Т-1	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,6	2012
279	ЦЭС	Пальники	Т-2	ТДТН	40000	115,0	38,5	6,6	2012
280	ЦЭС	Перемская	Т-1	ТМН	6300	115,0		11	1985
281	ЦЭС	Перемская	Т-2	ТМН	6300	115,0		11	1986
282	ЦЭС	Пермь	Т-1	ТДТН	63000	115,0	38,5	6,6	1996
283	ЦЭС	Пермь	Т-2	ТДТН	63000	115,0	38,5	6,6	1994
284	ЦЭС	Покровская	Т-1	ТМН	2500	115,0		11	1985
285	ЦЭС	Покровская	Т-2	ТАМГ	2500	115,0		11	1982
286	ЦЭС	Промплощадка	Т-1	ТДН	16000	115,0		6,6	1977
287	ЦЭС	Промплощадка	Т-2	ТДН	16000	115,0		6,6	1977
288	ЦЭС	Протасы	Т-1	ТДН	16000	115,0		11	2007
289	ЦЭС	Протасы	Т-2	ТДН	16000	115,0		11	2007
290	ЦЭС	Трактовая	Т-1	ТДТН	25000	115,0	38,5	11	1992
291	ЦЭС	Трактовая	Т-2	ТДТН	25000	115,0	38,5	11	1992
292	ЦЭС	Троица	Т-1	ТДН	16000	115,0		11	2007
293	ЦЭС	Троица	Т-2	ТДН	16000	115,0		11	2007
294	ЦЭС	Юго-Камск	Т-1	ТДТН	16000	115,0	38,5	6,6	1977
295	ЦЭС	Янычи	Т-1	ТМН	6300	115,0		11	1984
296	ЧуЭС	Новая Пашия	Т-1	ТДТНГ	31500	112,0	38,5	6,6	1963
297	ЧуЭС	Новая Пашия	Т-2	ТДТНГ-	31500	112,0	38,5	6,6	1964
298	ЧуЭС	Промысла	Т-1	ТМТН-	6300	115,0	38,5	6,6	2010
299	ЧуЭС	Верстовская	Т-1	ТРДН-	25000	115,0		10,5	1982
300	ЧуЭС	Верстовская	Т-2	ТРДН-	25000	115,0		10,5	2004
301	ЧуЭС	Горнозаводская	Т-1	ТДН-	16000	115,0		11	1984
302	ЧуЭС	Горнозаводская	Т-2	ТДН-	16000	115,0		11	1984
303	ЧуЭС	Дайка	Т-1	ТМН-	2500	115,0		6,6	2008
304	ЧуЭС	Лысьва	Т-2	ТДТН-	40000	115,0	38,5	6,6	1994
305	ЧуЭС	Лысьва	Т-1	ТДТГ-	31500	115,0	38,5	6,6	1976
306	ЧуЭС	Лязгино-1	Т-1	ТРДН-	25000	115,0		10,5	1979
307	ЧуЭС	Лязгино-1	Т-2	ТРДН-	25000	115,0		10,5	2001
308	ЧуЭС	Лязгино-2	Т-1	ТРДН-	25000	115,0		10,5	1987
309	ЧуЭС	Лязгино-2	Т-2	ТРДН-	25000	115,0		10,5	1987
310	ЧуЭС	Новорождественская	Т-1	ТМТН-	6300	115,0	38,5	11	1988
311	ЧуЭС	Новорождественская	Т-2	ТМТН-	6300	115,0	38,5	11	1977
312	ЧуЭС	Гремячая-1	Т-1	ТДТН-	25000	115,0	38,5	6,6	1982
313	ЧуЭС	Гремячая-1	Т-2	ТДТН-	25000	115,0	38,5	6,6	1980
314	ЧуЭС	Угольная	Т-3	ТДТН-	16000	115,0	38,5	6,6	1992
315	ЧуЭС	Снежная	Т-1	ТДН-	10000	115,0		11	1987
316	ЧуЭС	Снежная	Т-2	ТДН-	10000	115,0		11	1987
317	ЧуЭС	Тогур	Т-1	ТМН-	6300	115,0		6,6	1994
318	ЧуЭС	Тогур	Т-2	ТМН-	6300	115,0		6,6	1994
319	ЧуЭС	Чунжино	Т-2	ТДТН-	16000	115,0	38,5	11	1991
320	ЧуЭС	Чусовая	Т-1	ТДТН-	40000	115,0	38,5	6,6	2016
321	ЧуЭС	Чусовая	Т-2	ТДТН-	40000	115,0	38,5	6,6	2015
322	ЧуЭС	Мартелово	Т-1	ТМН-	6300	115,0		11	1988
323	ЧуЭС	Мартелово	Т-2	ТМН-	6300	115,0		11	1989
324	ЧуЭС	Мульковская	Т-1	ТДН-	10000	115,0		11	1986
325	ЧуЭС	Мульковская	Т-2	ТДН-	10000	115,0		11	1986
326	ЧуЭС	Никифорово	Т-1	ТМН-	6300	115,0		10	1990
327	ЧуЭС	Никифорово	Т-2	ТМН-7	6300	115,0		11	1989
328	ЧуЭС	Села	Т-1	ТМН-	6300	115,0		11	2007
329	ЧуЭС	Села	Т-2	ТМН-	6300	115,0		11	2007
330	ЧуЭС	Лдск	Т-1	ТДН-	16000	115,0		6,6	1988
331	ЧуЭС	Лдск	Т-2	ТДН-	16000	115,0		6,6	1976
332	ЧуЭС	Кизел	Т-1	ТДТН-	40000	115,0	38,5	6,6	1976
333	ЧуЭС	Кизел	Т-2	ТДТН-	40000	115,0	38,5	6,6	1974
334	ЧуЭС	Строитель	Т-1	ТМН-	6300	115,0		6,6	1991
335	ЧуЭС	Строитель	Т-2	ТДН-	10000	115,0		6,6	1989
336	ЧуЭС	Гидролизная	Т-1	ТДТН-	10000	115,0	38,5	6,6	1983
337	ЧуЭС	Половинка	Т-2	ТДТН-	16000	115,0	38,5	6,3	1977
ИТОГО:					6042,500
35 кВ
338	БЭС	Шубино	Т-1	ТМН	4000	35,0		10,5	2005
339	БЭС	Яйва	Т-1	ТДНС	10000	36,8		6,3	1968
340	БЭС	Яйва	Т-2	ТДНС	10000	36,8		6,3	1968
341	БЭС	Усть-Игум	Т-1	ТМН	4000	35,0		10	1987
342	БЭС	Усть-Игум	Т-2	ТМН	4000	35,0		10	1988
343	БЭС	Березники	Т-1	ТДНС	10000	36,8		6,3	1970
344	БЭС	Березники	Т-2	ТДНС	10000	36,8		6,3	1970
345	БЭС	Содовая-1	Т-1	ТД	10000	35,0		6,6	1958
346	БЭС	Пыскор	Т-1	ТМ	2500	35,0		10,5	1978
347	БЭС	Пыскор	Т-2	ТМ	2500	35,0		10,5	1978
348	БЭС	Романово	Т-2	ТМ	2500	35,0		10,5	2012
349	БЭС	Шемейный	Т-1	ТМ	1600	35,0		10,5	1968
350	БЭС	Рассохи	Т-1	ТМ	1000	35,0		10,5	1995
351	БЭС	Кузнецовская	Т-1	ТМН	4000	35,0		11	1992
352	БЭС	Кузнецовская	Т-2	ТМН	4000	35,0		11	1989
353	БЭС	Усолье	Т-1	ТДП	10000	35,0		10
354	БЭС	Соликамск - городская	Т-1	ТДНС	16000	36,8		6,3	2012
355	БЭС	Соликамск - городская	Т-2	ТДНС	16000	36,8		6,3	2012
356	БЭС	Половодово	Т-1	ТМ	2500	35,0		10,5	1987
357	БЭС	Половодово	Т-2	ТМ	3200	35,0		10,5	1986
358	БЭС	Городище	Т-1	ТМ	4000	35,0		10,5	1975
359	БЭС	Городище	Т-2	ТМ	4000	35,0		10,5	1975
360	БЭС	Тохтуево	Т-1	ТМ	4000	35,0		10,5	1983
361	БЭС	Тохтуево	Т-2	ТМ	4000	35,0		10,5	1980
362	БЭС	Касиб	Т-1	ТМ	1600	35,0		10,5	2010
363	БЭС	Уролка	Т-1	ТМ	1000	35,0		10,5	2012
364	БЭС	Вая	Т-1	ТМ	1000	35,0		10,5	1977
365	БЭС	Мутиха	Т-1	ТМ	1000	35,0		10,5	1972
366	БЭС	В. Язьва	Т-1	ТМ	2500	35,0		10,5	1987
367	БЭС	Цепел	Т-1	ТМ	1000	35,0		10,5	1975
368	КуЭС	Асово	Т-1	ТМ	1600	35,0		10,5	2015
369	КуЭС	Аспа	Т-1	ТМ	3600	35,0		10,5	1992
370	КуЭС	Ашап	Т-1	ТМН	4000	35,0		11	1991
371	КуЭС	Ашап	Т-2	ТМН	4000	35,0		11	1992
372	КуЭС	Березовка	Т-1	ТДНС	10000	36,8		10,5	1991
373	КуЭС	Березовка	Т-2	ТДНС	10000	36,8		10,5	1990
374	КуЭС	Брехово	Т-1	ТМ	4000	35,0		10,5	1978
375	КуЭС	Брехово	Т-2	ТМ	4000	35,0		10,5	1984
376	КуЭС	Воскресенск	Т-1	ТМН	2500	35,0		11	1991
377	КуЭС	Воскресенск	Т-2	ТМ	1800	35,0		10,5	1955
378	КуЭС	Ергач	Т-1	ТМ	6300	35,0		6,3	1975
379	КуЭС	Ергач	Т-2	ТМ	5600	35,0		6,3	1974
380	КуЭС	Зарубино	Т-1	ТМ	1600	35,0		10,5	2013
381	КуЭС	Зарубино	Т-2	ТМ	1600	35,0		10,5	1988
382	КуЭС	Ильичевская	Т-1	ТМН	4000	35,0		11	2015
383	КуЭС	Калинино	Т-1	ТМ	4000	35,0		10,5	1983
384	КуЭС	Калинино	Т-2	ТМ	3200	35,0		10,5	1981
385	КуЭС	Комсомольская	Т-1	ТМ	6300	35,0		10,5	1974
386	КуЭС	Комсомольская	Т-2	ТМН	6300	35,0		11	1976
387	КуЭС	Красноармейская	Т-1	ТДНС	16000	36,8		10,5	2012
388	КуЭС	Красноармейская	Т-2	ТДНС	16000	36,8		10,5	2012
389	КуЭС	Красный Яр	Т-1	ТМ	2500	35,0		10,5	1975
390	КуЭС	Красный Яр	Т-2	ТМН	2500	35,0		11	1972
391	КуЭС	Красный Ясыл	Т-1	ТМ	3200	38,5		10,5	1960
392	КуЭС	Красный Ясыл	Т-2	ТМ	3200	38,5		10,5	1975
393	КуЭС	Ленск	Т-1	ТМ	4000	35,0		10,5	1976
394	КуЭС	Ленск	Т-2	ТМН	4000	35,0		11	1985
395	КуЭС	Мазунино	Т-2	ТМ	1600	38,5		10,5	2001
396	КуЭС	Медянка	Т-1	ТМН	4000	35,0		11	1986
397	КуЭС	Медянка	Т-2	ТМН	4000	35,0		11	1985
398	КуЭС	Орда	Т-1	ТМ	6300	35,0		10,5	1976
399	КуЭС	Орда	Т-2	ТМ	6300	35,0		10,5	1983
400	КуЭС	Промбаза	Т-1	ТМ	5600	35,0		6,3	2008
401	КуЭС	Промбаза	Т-2	ТМ	4000	35,0		6,3	1972
402	КуЭС	Сабарка	Т-1	ТМН	4000	35,0		11	1992
403	КуЭС	Серга	Т-1	ТМ	4000	35,0		10,5	1979
404	КуЭС	Серга	Т-2	ТМ	4000	35,0		10,5	1969
405	КуЭС	Совхоз	Т-1	ТМН	4000	35,0		10,5	1983
406	КуЭС	Совхоз	Т-2	ТМН	4000	35,0		11	1986
407	КуЭС	Сосновка	Т-1	ТАМ	5600	35,0		10,5	1992
408	КуЭС	Сосновка	Т-2	ТМ	5600	35,0		10,5	1992
409	КуЭС	Уинск	Т-1	ТМН	4000	35,0		11	1988
410	КуЭС	Уинск	Т-2	ТМН	4000	35,0		11	2005
411	КуЭС	Юрман	Т-1	ТДНС	16000	36,8		10,5	2016
412	КуЭС	Юрман	Т-2	ТДНС	16000	36,8		10,5	2016
413	ОЭС	Дружба (ПЭ)	Т-1	ТМ	4000	35,0		10	1993
414	ОЭС	Дружба (ПЭ)	Т-2	ТМН	4000	35,0		10	1985
415	ОЭС	Кулики	Т-1	ТМ	1600	35,0		10	1972
416	ОЭС	Киприно (ПЭ)	Т-1	ТМ	4000	35,0		10	1990
417	ОЭС	Лужково	Т-1	ТМ	3200	35,0		10	1986
418	ОЭС	Лужково	Т-2	ТМ	3200	35,0		10	1986
419	ОЭС	Дворец	Т-1	ТМН	1600	35,0		10	1983
420	ОЭС	Дворец	Т-2	ТМН	1600	35,0		10	1990
421	ОЭС	Петропавловск	Т-1	ТМ	2500	35,0		10	1978
422	ОЭС	Петропавловск	Т-2	ТМН	2500	35,0		10	1990
423	ОЭС	Левино	Т-1	ТМ	1600	35,0		10	1986
424	ОЭС	Тойкино	Т-1	ТМ	2500	35,0		10	1992
425	ОЭС	Тойкино	Т-2	ТМ	2500	35,0		10	1993
426	ОЭС	Зюкайка	Т-2	ТМ	4000	35,0		10	1976
427	ОЭС	Вознесенск	Т-1	ТМ	2500	35,0		10	1978
428	ОЭС	Рябины	Т-1	ТМ	4000	35,0		10	1977
429	ОЭС	Рябины	Т-2	ТМ	4000	35,0		10	1978
430	ОЭС	Сива	Т-1	ТМН	4000	35,0		10	1991
431	ОЭС	Сива	Т-2	ТМН	6300	35,0		10	1988
432	ОЭС	Буб	Т-1	ТМ	2500	35,0		10	1971
433	ОЭС	Буб	Т-2	ТМН	2500	35,0		10	1980
434	ОЭС	Кизьва	Т-1	ТМ	1600	35,0		10	1967
435	ОЭС	Екатерининск	Т-2	ТМ	2500	35,0		10	1986
436	ОЭС	Оханск	Т-1	ТМН	6300	35,0		10	1993
437	ОЭС	Оханск	Т-2	ТМН	6300	35,0		10	1988
438	ОЭС	Острожка	Т-1	ТМ	6300	35,0		10	1975
439	ОЭС	Острожка	Т-2	ТМ	2500	35,0		10	1984
440	ОЭС	Андреевка	Т-1	ТМ	1600	35,0		10	1991
441	ОЭС	Андреевка	Т-2	ТМ	1000	35,0		10	1971
442	ОЭС	Беляевка	Т-1	ТМ	1800	35,0		10	1988
443	ОЭС	Беляевка	Т-2	ТМ	2500	35,0		10	1983
444	ОЭС	Дуброво (ОЭС)	Т-1	ТМН	4000	35,0		10	1984
445	ОЭС	Монастырка	Т-1	ТМ	1600	35,0		10	1989
446	ОЭС	Шлыки	Т-1	ТМ	2500	35,0		10	1986
447	ОЭС	Шлыки	Т-2	ТМ	2500	35,0		10	1982
448	ОЭС	Меркуши	Т-1	ТМН	2500	35,0		10	1991
449	ОЭС	Карагай	Т-1	ТМН	6300	35,0		10	2003
450	ОЭС	Карагай	Т-2	ТМН	6300	35,0		10	2003
451	ОЭС	Савино	Т-1	ТМН	6300	35,0		10	2004
452	ОЭС	Савино	Т-2	ТМН	6300	35,0		10	2008
453	ОЭС	Обва	Т-1	ТМ	2500	35,0		10	1978
454	ОЭС	Рождественск	Т-1	ТМН	2500	35,0		10	1992
455	ПГЭС	Восточная	Т-1	ТДНС	10000	36,8		6,3	1971
456	ПГЭС	Восточная	Т-2	ТДНС	10000	36,8		6,3	1971
457	ПГЭС	Выставка	Т-1	ТДНС	10000	36,8		6,3	2006
458	ПГЭС	Выставка	Т-2	ТДНС	10000	36,8		6,3	2006
459	ПГЭС	Гайва	Т-1	ТМ	10000	35,0		6,3	1964
460	ПГЭС	Гайва	Т-2	ТДНС	10000	35,0		6,3	1978
461	ПГЭС	Гипермаркет	Т-1	ТДП	10000	35,0	10	6,3	2019
462	ПГЭС	Гипермаркет	Т-2	ТДНС	10000	35,0		6,3	2008
463	ПГЭС	Гнс-5	Т-1	ТМ	3200	35,0		6,3	1959
464	ПГЭС	Грачева	Т-1	ТДНС	16000	36,8		6,3	1984
465	ПГЭС	Грачева	Т-2	ТДНС	16000	36,8		6,3	1983
466	ПГЭС	Гудково	Т-1	ТДНС	16000	36,8		6,3	1996
467	ПГЭС	Гудково	Т-2	ТДНС	16000	36,8		6,3	1999
468	ПГЭС	Гудково	Т-3	ТДНС	16000	36,8		6,3	2002
469	ПГЭС	Дзержинская	Т-1	ТД	10000	38,5		6,3	1962
470	ПГЭС	Дзержинская	Т-2	ТДНС	10000	36,8		6,3	2003
471	ПГЭС	Дзержинская	Т-3	ТДНС	10000	38,5		6,3	2013
472	ПГЭС	Док	Т-1	ТДНС	10000	36,8		6,3	1975
473	ПГЭС	Док	Т-2	ТДНС	10000	36,8		6,3	2017
474	ПГЭС	Дорожная	Т-1	ТОNС	3150	35,0		6,3	1957
475	ПГЭС	Закамская	Т-1	ТМ	3200	35,0		6,3	1958
476	ПГЭС	Закамская	Т-2	ТМ	3200	35,0		6,3	1958
477	ПГЭС	Заозерье	Т-1	ТМН	4000	35,0		6,3	1985
478	ПГЭС	Заозерье	Т-2	ТМН	4000	35,0		6,3	1985
479	ПГЭС	Котельная	Т-1	ТМ	4000	35,0		6,3	1993
480	ПГЭС	Котельная	Т-2	ТМН	4000	35,0		6,3	1993
481	ПГЭС	Кристалл	Т-1	ТДНС	10000	36,8		6,3	1975
482	ПГЭС	Кристалл	Т-2	ТДНС	10000	36,8		6,3	1977
483	ПГЭС	Лесозаводская	Т-1	ТМН	4000	35,0		6,3	1986
484	ПГЭС	Лесозаводская	Т-2	ТМ	5600	35,0		6,3	2003
485	ПГЭС	Набережная	Т-1	ТДНС	10000	36,8		6,3	1974
486	ПГЭС	Набережная	Т-2	ТДНС	10000	36,8		6,3	1974
487	ПГЭС	Нагорная	Т-1	ТМ	3200	35,0		6,3	1950
488	ПГЭС	Первомайская	Т-1	ТДНС	16000	35,0		6,3	2006
489	ПГЭС	Первомайская	Т-2	ТДНС	16000	35,0		6,3	2006
490	ПГЭС	Первомайская	Т-3	ТМ	6300	35,0		10,5	1971
491	ПГЭС	Первомайская	Т-4	ТМ	5600	35,0		11	1977
492	ПГЭС	Пролетарская	Т-1	ТМ	6300	35,0		6,3	1960
493	ПГЭС	Пролетарская	Т-2	ТМ	6300	35,0		6,3	1966
494	ПГЭС	Река	Т-1	ТДНС	16000	36,8		6,3	1981
495	ПГЭС	Река	Т-2	ТДНС	16000	36,8		6,3	1980
496	ПГЭС	Скобелевка	Т-1	ТМН	4000	35,0		6,3	1988
497	ПГЭС	Скобелевка	Т-2	ТМН	4000	35,0		6,3	1988
498	ПГЭС	Судозавод	Т-1	ТМН	10000	35,0		6,3	1982
499	ПГЭС	Судозавод	Т-2	ТДНС	10000	36,8		6,3	1982
500	ПГЭС	Театральная	Т-1	ТМН	6300	35,0		6,3	2004
501	ПГЭС	Театральная	Т-2	ТМН	6300	35,0		6,3	2004
502	ПГЭС	Телефонная	Т-1	ТМН	6300	35,0		6,3	2005
503	ПГЭС	Телефонная	Т-2	ТМН	6300	35,0		6,3	2005
504	ПГЭС	Телецентр	Т-1	ТДНС	10000	35,0		6,3	2000
505	ПГЭС	Телецентр	Т-2	ТД	10000	36,8		6,3	2006
506	ПГЭС	Центральная	Т-1	ТДНС	16000	36,8		6,3	1986
507	ПГЭС	Центральная	Т-2	ТДНС	16000	36,8		6,3	1986
508	ПГЭС	Центральная	Т-3	ТДНС	16000	35,0		6,3	2006
509	ПГЭС	Эпврз	Т-1	ТМ	7500	35,0		6,6	1970
510	ПГЭС	Эпврз	Т-2	ТМ	7500	35,0		6,6	1964
511	СЭС	Иньва	Т-1	ТМН	4000	38,5		11	2012
512	СЭС	Ошиб	Т-1	ТМ	4000	38,5		11	1980
513	СЭС	Ленинск	Т-1	ТМ	2500	38,5		11	1982
514	СЭС	Ленинск	Т-2	ТМ	1800	38,5		11	1982
515	СЭС	Юм	Т-1	ТМН	2500	38,5		11	2005
516	СЭС	Коса	Т-1	ТМН	2500	38,5		11	1992
517	СЭС	Коса	Т-2	ТМ	2500	38,5		11	1991
518	СЭС	Пуксиб	Т-1	ТМ	1000	38,5		11	1992
519	СЭС	Пуксиб	Т-2	ТМ	1000	38,5		11	1991
520	СЭС	Пятигоры	Т-1	ТМ	1000	38,5		11	1976
521	СЭС	Кебраты	Т-1	ТМ	1000	38,5		11	1975
522	СЭС	Серебрянка	Т-1	ТМН	2500	38,5		11	2005
523	СЭС	Серебрянка	Т-2	ТМН	2500	38,5		11	2005
524	СЭС	Габово	Т-1	ТМ	1800	38,5		11	1994
525	СЭС	Пожва	Т-1	ТМН	4000	38,5		11	1977
526	СЭС	Пожва	Т-2	ТМН	4000	38,5		11	1977
527	СЭС	Майкор	Т-1	ТМ	1800	38,5		11	1978
528	СЭС	Майкор	Т-2	ТМ	1600	38,5		11	1978
529	ЦЭС	Антоново	Т-1	ТМ	2500	35,0		10,5	1990
530	ЦЭС	Аэропорт	Т-1	ТМН	6300	35,0		6	2010
531	ЦЭС	Аэропорт	Т-2	ТМН	6300	35,0		6	1993
532	ЦЭС	Восход	Т-1	ТМ	4000	35,0		10,5	1975
533	ЦЭС	Восход	Т-2	ТМН	4000	35,0		11	1991
534	ЦЭС	Вышка	Т-1	ТМ	6300	35,0		6,3	1967
535	ЦЭС	Вышка	Т-2	ТМ	6300	35,0		6,3	1968
536	ЦЭС	Горшки	Т-1	ТМН	2500	35,0		11	1970
537	ЦЭС	Горшки	Т-2	ТМН	2500	35,0		11	1970
538	ЦЭС	Дмитриевская	Т-1	ТМ	1600	35,0		10,5	1990
539	ЦЭС	Дмитриевская	Т-2	ТМ	1800	35,0		10,5	2009
540	ЦЭС	Ивановская	Т-1	ТМ	1600	35,0		10,5	1965
541	ЦЭС	Ильинская	Т-1	ТМ	5600	35,0		10,5	1972
542	ЦЭС	Ильинская	Т-2	ТМ	6300	35,0		10,5	1978
543	ЦЭС	Кояново	Т-1	ТМ	3200	35,0		6,3	2000
544	ЦЭС	Кояново	Т-2	ТМ	3200	35,0		6,3	1972
545	ЦЭС	Кояново	Т-3	ТМН	4000	35,0		10,5	1999
546	ЦЭС	Кояново	Т-4	ТМН	4000	35,0		10,5	1990
547	ЦЭС	Красава-1	Т-1	ТМ	5600	35,0		6,3	1959
548	ЦЭС	Красава новая	Т-1	ТМ	1000	35,0		10	1966
549	ЦЭС	Краснокамск	Т-1	ТДНС	10000	35,0		6,3	1969
550	ЦЭС	Краснокамск	Т-2	ТДНС	10000	36,8		6,3	1969
551	ЦЭС	Култаево	Т-1	ТМН	6300	35,0		11	1988
552	ЦЭС	Култаево	Т-2	ТМН	6300	35,0		11	1987
553	ЦЭС	Лесная	Т-1	ТМ	1000	35,0		10	1965
554	ЦЭС	Лобаново	Т-1	ТМН	6300	35,0		11	1983
555	ЦЭС	Лобаново	Т-2	ТМН	6300	35,0		11	1988
556	ЦЭС	Машзавод	Т-1	ТМН	6300	35,0		6	1982
557	ЦЭС	Машзавод	Т-2	ТМН	6300	35,0		6	1982
558	ЦЭС	Мокино	Т-1	ТМ	1600	35,0		10,5	1973
559	ЦЭС	Мокино	Т-2	ТМ	1600	35,0		10,5	1980
560	ЦЭС	Насосная	Т-1	ТМ	4000	35,0		6,3	2005
561	ЦЭС	Насосная	Т-2	ТМ	4000	35,0		6,3	1971
562	ЦЭС	Новоильинская	Т-1	ТМН	4000	35,0		6,3	2000
563	ЦЭС	Новоильинская	Т-2	ТМН	4000	35,0		6	1986
564	ЦЭС	Оверята	Т-3	ТМ	6300	35,0		6,3	1970
565	ЦЭС	Оверята	Т-4	ТАМ	3200	35,0		6,3	1992
566	ЦЭС	Победа	Т-1	ТМ	2500	35,0		10,5	1979
567	ЦЭС	Победа	Т-2	ТОNС	2500	35,0		10,5	1986
568	ЦЭС	Полазна	Т-1	ТД	10000	35,0		6,3	1976
569	ЦЭС	Полазна	Т-2	ТДНС	10000	35,0		6,3	1982
570	ЦЭС	Полуденнная#	Т-1	ТМ	2500	35,0		6,3	2005
571	ЦЭС	Северокамск	Т-1	TONG	4000	35,0		6,3	1976
572	ЦЭС	Северокамск	Т-2	ТМН	4000	35,0		6,3	1987
573	ЦЭС	Сенькино	Т-1	ТМН	2500	35,0		11	1990
574	ЦЭС	Сенькино	Т-2	ТМН	2500	35,0		11	1989
575	ЦЭС	Сылва	Т-1	ТМ	6300	35,0		6,3	1971
576	ЦЭС	Сылва	Т-2	ТМ	6300	36,8		6,3	2010
577	ЦЭС	Усть-Качка	Т-1	ТМ	6300	35,0		6,3	2007
578	ЦЭС	Усть-Качка	Т-2	ТМ	6300	35,0		6,3	2007
579	ЦЭС	Хмели	Т-1	ТМН	6300	35,0		11	2007
580	ЦЭС	Хмели	Т-2	ТМН	6300	35,0		11	2007
581	ЦЭС	Чермоз	Т-1	ТМН	6300	35,0		10,5	1993
582	ЦЭС	Чермоз	Т-2	ТМ	6300	35,0		10,5	2013
583	ЦЭС	Юг	Т-1	ТМН	6300	35,0		10,5	2019
584	ЦЭС	Юг	Т-2	ТМН	6300	35,0		10,5	2019
585	ЧуЭС	Газокомпрессорная	Т-1	ТМН-	6300	35,0		6,3	1979
586	ЧуЭС	Газокомпрессорная	Т-2	ТМН-	6300	35,0		6,3	1979
587	ЧуЭС	Кусья	Т-1	ТМ-1800/35	1800	35,0		6	1961
588	ЧуЭС	Медведка	Т-1	ТМ-1000/35 У1	1000	35,0		6,3	1963
589	ЧуЭС	Кын	Т-1	ТМ-6300/35 У1	6300	35,0		10,5	1985
590	ЧуЭС	Каменный лог	Т-1	ТМН-	1000	35,0		6,3	1975
591	ЧуЭС	Каменный лог	Т-2	ТМН-	1000	35,0		6,3	1975
592	ЧуЭС	Гремячая-2	Т-1	ТМ-6300/35 А	6300	36,8		6,6	1970
593	ЧуЭС	Гремячая-2	Т-2	ТМ-6300/35 А	6300	35,0		6,6	1989
594	ЧуЭС	Губаха	Т-1	ТДНС-	10000	36,8		6,3	1986
595	ЧуЭС	Губаха	Т-2	ТМН-6300/35 У1	6300	35,0		6,3	1999
596	ЧуЭС	Усьва	Т-1	ТМ-5600/35	5600	35,0		6,3	2006
597	ЧуЭС	Усьва	Т-2	ES 6677/56	5600	35,0		6,3	1954
598	ЧуЭС	Шумиха	Т-1	ТМН-	6300	35,0		6,3	1976
599	ЧуЭС	Шумиха	Т-2	ТМН-	6300	35,0		6,3	1976
600	ЧуЭС	Левобережная	Т-1	ТДНС-	10000	36,8		11	2006
601	ЧуЭС	Левобережная	Т-2	ТДНС-	10000	36,8		11	2005
602	ЧуЭС	Комариха	Т-1	ТМ-1800/35	1800	35,0		6,3	2001
603	ЧуЭС	Лямино	Т-2	ТД-10000/35-А	10000	38,5		6,3	1979
604	ЧуЭС	Молокозавод	Т-2	ТМН-4000/35 У1	4000	35,0		6,3	1999
605	ЧуЭС	Насосная	Т-1	ТМН-2500/35	2500	35,0		6,3	1973
606	ЧуЭС	Насосная	Т-2	ТМН-2500/35	2500	35,0		6,3	1973
607	ЧуЭС	Шахта-6	Т-2	ТДНС-	10000	36,8		6,3	1969
608	ЧуЭС	Шахта-6	Т-4	ТДНС-	10000	36,8		6,3	1969
609	ЧуЭС	Александровск	Т-2	ТМ-6300/35 А	6300	35,0		6	2013
610	ЧуЭС	Коспаш-1	Т-1	ES 6677/56	5600	35,0		6,3	1965
611	ЧуЭС	Коспаш-1	Т-3	ТМ-5600/35	5600	35,0		6,3	1954
612	ЧуЭС	Коспаш-2	Т-1	ТД-10000/35	10000	35,0		6,6	1957
613	ЧуЭС	Коспаш-2	Т-2	ТД-10000/35	10000	35,0		6,6	1969
614	ЧуЭС	Кизел - городская	Т-1	ТДНС-10000/35	10000	36,8		6,3	1974
615	ЧуЭС	Кизел - городская	Т-2	ТДНС-10000/35	10000	36,8		6,3	1981
616	ЧуЭС	Ключевская	Т-1	ТМН-6300/35	6300	35,0		6,3	2006
617	ЧуЭС	Ключевская	Т-2	ТМН-6300/35	6300	35,0		6,3	2006
618	ЧуЭС	Половинка	Т-1	ТДН-10000/35	10000	35,0		6,3	1998
619	ЧуЭС	Лысьва-35	Т-1	ТДНС-	16000	35,0		6,3	1983
620	ЧуЭС	Лысьва-35	Т-2	ТДНС-	16000	35,0		6,3	1978
621	ЧаЭС	Н. Ашап	Т-1	ТМ	2500	35,0	отсутст.	10	2011
622	ЧаЭС	Н. Ашап	Т-2	ТМ	2500	35,0	отсутст.	10	1968
623	ЧаЭС	Сосновка	Т-1	ТМ	1800	35,0	отсутст.	10	1977
624	ЧаЭС	Сосновка	Т-2	ТМ	1800	35,0	отсутст.	10	1977
625	ЧаЭС	Фоки	Т-1	ТМН	6300	35,0	отсутст.	10	1984
626	ЧаЭС	Фоки	Т-2	ТМН	6300	35,0	отсутст.	10	1987
627	ЧаЭС	Б. Уса	Т-1	ТМ	4000	35,0	отсутст.	10	2017
628	ЧаЭС	Б. Уса	Т-2	ТМ	3200	35,0	отсутст.	10	2017
629	ЧаЭС	Б. Талмаз	Т-1	ТМН	4000	35,0	отсутст.	10	1989
630	ЧаЭС	Б. Талмаз	Т-2	ТМ	1800	35,0	отсутст.	10	1960
631	ЧаЭС	Павловка	Т-1	ТАМН	6300	35,0	отсутст.	6	1979
632	ЧаЭС	Павловка	Т-2	ТМ	6300	35,0	отсутст.	6	1969
633	ЧаЭС	Уразметьево	Т-1	ТМН	2500	35,0	отсутст.	10	1987
634	ЧаЭС	Уразметьево	Т-2	ТМ	2500	35,0	отсутст.	10	1976
635	ЧаЭС	Уваряж	Т-1	ТМ	4000	35,0	отсутст.	10	1979
636	ЧаЭС	Уваряж	Т-2	ТМ	2500	35,0	отсутст.	10	1958
637	ЧаЭС	Тюш	Т-1	ТМН	4000	35,0	отсутст.	10	1968
638	ЧаЭС	Тюш	Т-2	ТМ	3200	35,0	отсутст.	10	1966
639	ЧаЭС	Вассята	Т-1	ТМ	4000	35,0	отсутст.	10	2011
640	ЧаЭС	Вассята	Т-2	ТМ	4000	35,0	отсутст.	10	2011
641	ЧаЭС	Октябрьская	Т-1	ТМН	6300	35,0	отсутст.	10	1983
642	ЧаЭС	Октябрьская	Т-2	ТМН	6300	35,0	отсутст.	10	1983
643	ЧаЭС	Альняш	Т-1	ТМН	4000	35,0	отсутст.	10	1983
644	ЧаЭС	Альняш	Т-2	ТМ	6300	35,0	отсутст.	10	1974
645	ЧаЭС	Сараши	Т-1	ТМ	2500	35,0	отсутст.	10	2011
646	ЧаЭС	Ошья	Т-1	ТМ	3200	35,0	отсутст.	10	1961
647	ЧаЭС	Ошья	Т-2	ТМН	2500	35,0	отсутст.	10	1990
648	ЧаЭС	Прикамье	Т-1	ТМН	6300	35,0	отсутст.	10	2011
649	ЧаЭС	Прикамье	Т-2	ТМН	6300	35,0	отсутст.	10	2011
650	ЧаЭС	Алтынная	Т-2	ТМН	4000	35,0	отсутст.	10	1979
651	ЧаЭС	Шермейка	Т-1	ТМ	2500	35,0	отсутст.	10	1950
652	ЧаЭС	Дуброво	Т-1	ТМ	4000	35,0	отсутст.	10	1984
653	ЧаЭС	Гамицы	Т-1	ТМ	4000	35,0	отсутст.	10	2014
654	ЧаЭС	Гамицы	Т-2	ТМ	4000	35,0	отсутст.	10	1975
655	ЧаЭС	Рябки	Т-1	ТМН	6300	35,0	отсутст.	10	1985
656	ЧаЭС	Бичурино	Т-1	ТМ	2500	35,0	отсутст.	10	1981
657	ЧаЭС	Бичурино	Т-2	ТМ	2500	35,0	отсутст.	10	1968
658	ЧаЭС	Федоровская	Т-1	ТМН	4000	35,0	отсутст.	10	1981
659	ЧаЭС	Федоровская	Т-2	ТМН	2500	35,0	отсутст.	10	2015
660	ЧаЭС	Машзавод	Т-1	ТДНС	10000	35,0	отсутст.	6	1990
661	ЧаЭС	Машзавод	Т-2	ТДНС	10000	35,0	отсутст.	6	1990
Итого:					1781,650

Приложение 2

Перечень
ЛЭП филиала ОАО "МРСК УРАЛА" - "ПЕРМЭНЕРГО" напряжением 35 и 110 КВ

Таблица П2.1. Линии электропередачи филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" класса напряжения 110 кВ

N п/п	Диспетчерское наименование ВЛ	Марка провода	Протяженность, км
1	Чусовая - Цемент II цепь	АС 150	31,1
2	Отпайка на ПС Скальная II цепь	АС 150	0,2
3	Чусовая - Цемент I цепь с отпайкой на ПС Скальная (участок от ПС Чусовая до оп. 105)	АС 150	17,1
4	Отпайка на ПС Скальная I цепь	АС 150	0,2
5	Чусовая - Цемент I цепь (участок от ПС Цемент до оп. 186)	АС 150	1
6	Цемент - Сланцы I цепь	АС 120	1
7	Цемент - Сланцы II цепь	АС 120	1
8	Отпайка на ПС Камешково	АС 95	4,6
9	Цемент - Новая Пашия I цепь	АС 150	6,5
10	Цемент - Новая Пашия II цепь	АС 150	6,5
11	Цемент - Койва	АС 150	16,7
12	Койва - Бисер	АС 150	25,1
13	Цемент - Верстовская	АС 150	39,4
14	Верстовская - Бисер	АС 150	1,6
15	Цемент - Горнозаводская I цепь	АС 95	9,4
16	Цемент - Горнозаводская II цепь	АС 95	9,4
17	Бисер - Теплая Гора	АС 150	16
18	Отпайка на ПС Дайка	АС 120	0,27
19	Теплая Гора - Промысла	АС 150	11
20	Качканар - Промысла	АС 150	17,5
21	Бисер - Европейская	АС 150	29,2
22	Калино - Чусовая I цепь	АС 400	9,6
23	Калино - Чусовая II цепь	АС 400	9,6
24	Чусовая - Лысьва I цепь	АС 185	22,017
25	Чусовая - Лысьва II цепь	АС 185	22,1
26	Чусовая - Лысьва I цепь с отпайкой на ПС ЧМЗ	АС 150	1,87
27	Чусовая - Лысьва II цепь с отпайкой на ПС Рессорная	АС 150	1,75
		АС 185	1,8
28	Чусовая - Лысьва I цепь с отпайкой на ПС Чунжино	АС 150	0,5
29	Чусовая - Лысьва II цепь с отпайкой на ПС Чунжино	АС 150	0,5
30	Эмаль - Новорождественская I цепь	АС 150	7,5
		АС 120	38,8
31	Отпайка на ПС Лязгино - 1 I цепь	АС 120	3,2
32	Эмаль - Новорождественская II цепь	АС 120	44,3
		АС 150	2
33	Отпайка на ПС Лязгино - 1 II цепь	АС 120	3,2
34	Эмаль - Лязгино I цепь	АС 120	12,25
35	Эмаль - Лязгино II цепь	АС 120	12,25
36	Эмаль - Лысьва I цепь	АСК 150	1,2
37	Эмаль - Лысьва II цепь	АСК 150	1,2
38	Эмаль - ГПП - 2 I цепь	АСК 120	2,6
39	Эмаль - ГПП - 2 II цепь	АСК 120	2,6
40	Калино - Рессорная	АС 185	6,7
41	Калино - ЧМЗ	АС 185	8,3
		АС 150	0,1
42	Отпайка на ПС Мульковская I цепь	АЖ 120	1,7
43	Отпайка на ПС Мульковская II цепь	АЖ 120	1,7
44	Калино - ЛДСК I цепь	АС 95	2,1
45	Калино - ЛДСК II цепь	АС 95	2,1
46	Калино - Кутамыш I цепь	АС 120	25,1
		АС 150	6,9
		АС 185	1
		АС 95	17,2
47	Отпайка на ПС Мартелово I цепь	АС 70	0,8
48	Отпайка на ПС Никифорово I цепь	АС 95	3,6
49	Отпайка на ПС Села I цепь	АС 120	0,3
50	Калино - Кутамыш II цепь	АС 120	31,4
		АС 150	7,9
		АС 185	1
		АС 95	9,9
51	Отпайка на ПС Мартелово II цепь	АС 95	0,8
52	Отпайка на ПС Никифорово II цепь	АС 95	3,6
53	Отпайка на ПС Села II цепь	АС 120	0,3
54	Заготовка - Гремячая N 1	АС 95	6,3
55	Заготовка - Гремячая N 2	АС 95	6,3
56	Чусовая - Кизеловская ГРЭС - 3	АС 185	60,1
57	Отпайка на ПС Заготовка	АС 185	1,14
58	Отпайка на ПС Маховатня	АС 185	1,4
59	Отпайка на ПС Тогур	АС 185	0,7
60	Чусовая - Снежная	АС 185	21,25
61	Снежная - Кизеловская ГРЭС - 3	АС 185	62,05
62	Отпайка на ПС Заготовка	АС 185	1,14
63	Отпайка на ПС Маховатня	АС 185	1,4
64	Отпайка на ПС Тогур	АС 185	0,7
65	Водозабор - Воткинская ГЭС ц. 1	АС 185/29	12,19
		АС 300/204	1,789
66	Водозабор - Воткинская ГЭС ц. 2	АС 185/29	12,19
		АС 300/204	1,789
67	Отпайка на ПС Островная ц. 1 от Водозабор - Воткинская ГЭС ц. 1	АС 120/19	1,8
68	Отпайка на ПС Островная ц. 2 от Водозабор - Воткинская ГЭС ц. 2	АС 120/19	1,5
69	Чайковская ТЭЦ - Сарапул	АС 185/29	14
		СБ 185	0,3
70	Чайковская ТЭЦ - Каучук ц. 1	АС 150/19	5,8
71	Чайковская ТЭЦ - Каучук ц. 2	АС 150/19	5,8
72	Каучук - ГПП	АСО 300	3,3
73	Чайковская ТЭЦ - ГПП	АСО 300	2,3
74	Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ	АС 185/24	4,9
		АС 185/24	10,4
		АС 185/24	6,1
75	Воткинская ГЭС - Каучук	АС 185/19	10,5
		АС 185/19	0,7
76	Отпайка на ПС ЦСП ц. 1 от Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ	АС 70/11	2
77	Отпайка на ПС ЦСП ц. 2 от Воткинская ГЭС - Каучук	АС 70/11	5,2
78	Каучук - Сарапул участок с 1 по 4 опору; участок с 4 по 57 опору	АС 185/24	14,5
79	Чайковская ТЭЦ - БНС	АС 120/24	1,9
80	Каучук - БНС	АС 70/11	5,3
81	Березовка - Камбарка	АС 240/32	27,9
82	Воткинская ГЭС - Дубовая	АС 240/32	10,1
		АС У 240	0,3
83	Отпайка на ПС Завьяловская ц. 1 от Воткинская ГЭС - Березовка	АС 240\32	0,3
84	Отпайка на ПС Завьяловская ц. 2 от Воткинская ГЭС - Дубовая	АС 240\32	0,3
85	Воткинская ГЭС - Березовка	АС 240/32	44,6
86	Дубовая - Камбарка	АС 240/32	35,6
87	Воткинская ГЭС - КШТ ц. 1	АСО 300	5
		АС 240	2,04
88	Воткинская ГЭС - КШТ ц. 2	АСО 300	5
		АС 240	2,04
89	Отпайка на ПС Сайгатка ц. 1 от Воткинская ГЭС - КШТ ц. 1	АС 120/24	0,06
90	Отпайка на ПС Сайгатка ц. 2 от Воткинская ГЭС - КШТ ц. 2	АС 120/24	0,06
91	Отпайка на ПС Заря ц. 1 от Воткинская ГЭС - КШТ ц. 1	АС 240/32	2,5
92	Отпайка на ПС Заря ц. 2 от Воткинская ГЭС - КШТ ц. 2	АС 240/32	2,5
93	Отпайка на ПС Лукинцы ц. 1 от Воткинская ГЭС - КШТ ц. 1	АС 120/19	16,7
94	Отпайка на ПС Лукинцы ц. 2 от Воткинская ГЭС - КШТ ц. 2	АС 120/19	16,7
95	Воткинская ГЭС - Ивановка	АС 300/39	4,7
96	Воткинская ГЭС - Светлая	АС 240/32	5
97	Отпайка на ПС Чайковская ц. 1 от Воткинская ГЭС - Светлая	АС 120\19	11,4
98	Отпайка на ПС Чайковская ц. 2 от Воткинская ГЭС - Ивановка	АС 120\19	11,4
99	Отпайка на ПС Елово ц. 1 от Воткинская ГЭС - Светлая	АС 120\19	0,9
100	Отпайка на ПС Елово ц. 2 от Воткинская ГЭС - Ивановка	АС 120\19	0,9
101	Светлая - Ивановка	АС 300/39	1,1
102	Отпайка на ПС Пермяковская ц. 1 от Воткинская ГЭС - Светла	АС 120\19	3,6
103	Отпайка на ПС Пермяковская ц. 2 от Воткинская ГЭС - Ивановка	АС 120\19	3,6
104	Светлая - Оса ц. 1	АС 300/39	1,5
105	Светлая - Оса ц. 2	АС 300/39	1,5
106	Крылово - Паль	АС 120/19	34,4
107	Константиновка - Печмень	АС 150	14,2
108	Оса - Крылово	АЖ 120	8,1
109	Оса - Константиновка	АС 185	8,9
		АЖ 120	27,58
		АС 120\19	38,92
110	Барда - Константиновка	АС 95	3,7
		АЖ 120	14,2
		АС 120/19	29,6
111	Отпайка на ПС Зязелга ц. 1 от Барда - Константиновка	АС 120/19	21,4
112	Отпайка на ПС Зязелга ц. 2 от Оса - Константиновка	АС 120/19	21,4
113	Оса - Барда	АС 95	3,7
114	Отпайка на ПС Тишково от Оса - Барда	АС 70	1,2
115	Отпайка на ПС Елпачиха ц. 1 от Оса - Барда	АЖ 120	0,3
116	Отпайка на ПС Елпачиха ц. 2 Оса - Константиновка	АЖ 120	0,3
117	Отпайка на ПС Комарово ц. 1 от Крылово - Паль	АС 120	0,16
118	Отпайка на ПС Комарово ц. 2 от Крылово - Паль	АС 120	0,16
119	Деменево - Печмень	АС 150/32	17,4
120	Чернушка - Деменево	АС 95	23,631
121	Чернушка - Щ. Озеро	АС 150/24	0,17
		АС 120/19	36
122	Буйская - Гожан ц. 1 участок с 118 по 134 опору	АС 120/19	3,1
123	Буйская - Гожан ц. 2 участок с 55 по 164 опору	АС 120/19	22,2
124	Сандугач - Гондырь	АС 150/24	15
125	Гондырь - Куеда	АС 150/19	19,9
126	Куеда - Слудка	АС 150/24	31,2
127	Красноуфимск - Романовка ц. 1	АС 150/24	12,8
128	Красноуфимск - Романовка ц. 2	АС 150/24	12,8
129	Татышлы - Чернушка ц. 1	АС 120	31,7
		АС 150	0,025
130	Татышлы - Чернушка ц. 2	АС 120	31,7
		АС 150	0,025
131	Отпайка на ПС Тауш ц. 1 от Татышлы - Чернушка ц. 1	АС 120/19	6,2
132	Отпайка на ПС Тауш ц. 2 от Татышлы - Чернушка ц. 2	АС 120/19	6,2
133	Чернушка - Слудка	АС 150/24	9,78
134	Янаул - Чернушка Т ц. 3	АС 240/32	56,4
135	Янаул - Чернушка Т ц. 4	АС 240/32	56,4
136	Отпайка на ПС Куеда Т ц. 1 от Янаул - Чернушка Т ц. 3	АС 240/32	3,3
137	Отпайка на ПС Куеда Т ц. 2 от Янаул - Чернушка Т ц. 4	АС 240/32	3,3
138	Романовка - Чад Т	АС 150/24	5,1
139	Чад Т - Чернушка	АС 150/24	1
140	Щ. Озеро Т - Чернушка	АС 150/24	35,17
141	Романовка - Щ. Озеро Т	АС 150/24	38,9
		АС 240/32	5,4
142	Отпайка на ПС Дороховка ц. 1 от Чад Т - Чернушка	АС 120/19	15,2
143	Отпайка на ПС Дороховка ц. 2 от Романовка - Щ. Озеро Т	АС 120/19	15,2
144	Чернушка Т - Чернушка ц. 1	АС 150/24	8,64
145	Чернушка Т - Чернушка ц. 2	АС 150/24	8,64
146	Апрельская - Заречье I	АС 185/29	2,700
147	Апрельская - Заречье II	АС 185/29	2,700
148	Ирень - Бизяр левая	АС 150/24	5,300
149	Ирень - Бизяр правая	АС 150/24	5,300
150	Отпайка на Курашим левая	АС 70/11	1,300
151	Отпайка на Курашим правая	АС 70/11	1,300
152	Бобки - Дивья	АС 240/32	8,5
		АС 240/32	1,8
153	Бобки - Дивья отпайкой на Гари	АС 95/16	2,985
154	Владимирская - Бизяр	АС 150/24	45,000
155	Отпайка на Янычи	АС 120/19	0,500
156	Отпайка на Ферму	АС 120/19	0,200
157	Владимирская - Горка	АС 150/24	32,000
158	Отпайка на Дачную	АС 150/24	17,845
159	Отпайка на Мулянку I	АС 150/24	1,100
160	Отпайка на Мулянку II	АС 150/24	1,100
161	Участок Владимирская - Данилиха N 1, 2	АС 240/32	2,01
162	Соболи - Данилиха I	АС 240/32	13,107
163	Соболи - Данилиха II	АС 240/32	13,107
164	Отпайка на Крохалевку I	АС 150/24	0,700
165	Отпайка на Крохалевку II	АС 150/24	0,700
166	Отпайка на Бахаревку N 1	АС 120/19	3,000
167	Отпайка на Бахаревку N 2	АС 120/19	3,000
168	Владимирская - Загарье I	АС 150/24	7,558
169	Владимирская - Загарье II	АС 150/24	7,558
170	Владимирская - ЗИЛ I	АСО 300	14,358
		АС 185	0,952
		АСО 240	1,9
171	Владимирская - ЗИЛ II	АСО 300	15,31
		АСО 240	1,9
172	Отпайка на Егошиху I	АС 120/19	0,100
173	Отпайка на Егошиху II	АС 120/19	0,100
174	Отпайка на Разгуляй I	АС 120/19	0,175
175	Отпайка на Разгуляй II	АС 120/19	0,175
176	Отпайка на Сталь I	АС 120/19	0,200
177	Отпайка на Сталь II	АС 120/19	0,200
178	Отпайка на Старехи от ц. 2	АС 150/24	2,30
179	Владимирская - Кашино	АСО 240	13,512
		АСК 240	3
180	Отпайка на ПС Кочкино от Владимирская - Кашино	АС 120/19	1,68
181	Отпайка на Осенцы	АС 150/24	0,100
182	Владимирская - Осенцы	АС 240/32	13,31
183	Отпайка на ПС Кочкино от Владимирская - Осенцы	АС 120/19	1,68
184	Владимирская - Мостовая	АЖ 120 АС 120/19	32,200
185	Отпайка на Куликовку	АС 120/19	2,900
186	Владимирская - Пермская ТЭЦ-9	АС 150/24	13,58
187	Владимирская - Химкомплекс	АС 150/24	15,88
188	Голованы - Рассохинская I	АСУ 240/32	5,200
189	Голованы - Рассохинская II	АС У 240/32	5,200
190	Дивья - Искра	АС 185/29	18,26
		АС 185/29	17,8
191	Дивья - Искра отп. на Городскую	АС 70/11	3,600
192	Дивья - Искра с отпайкой на Каменоложскую	АС 185/29	0,53
		АС 120/19	0,02
193	Дивья - Кухтым	АС 185/29	6,41
		АС 185/29	0,85
		АС 150/24	11,237
		АС 150/24	13,375
194	Дивья - Кухтым с отпайкой на Каменоложскую	АС 185/29	0,490
		АС 120/19	0,06
195	Дивья - Кухтым с отпайкой на Искру	АС 150/24 АС 185/29	17,8
196	Искра - Добрянка	АС 70/11	1,75
		АС 120/19	0,35
197	Искра - Лунежская I	АС 120/19	11,9
		АС 95/16	3,4
198	Искра - Лунежская II	АС 120/19	11,9
		АС 95/16	3,4
199	Искра - Лунежская цепь N 2 с отпайкой на Городскую	АС 120/19	0,35
		АС 185/29	0,55
		АС 70/11	3,583
200	Искра - Промплощадка I	АС 150/24	4,153
		АС 120/19	3,77
201	Искра - Промплощадка II	АС 150/24	4,303
		АС 120/19	3,62
202	Искра - Промплощадка I с отпайкой на Добрянку	АС 70/11	1,1
203	Искра - Промплощадка I с отпайкой на Водозабор	АС 70/11	0,200
204	Искра - Промплощадка II с отпайкой на Водозабор	АС 70/11	0,200
205	Искра - Промплощадка I с отпайкой на ОПК	АС 70/11	1,200
206	Искра - Промплощадка II с отпайкой на ОПК	АС 70/11	1,200
207	Камская ГЭС - Бобки	АС 240/32	13,1
			13,3
208	Камская ГЭС - Пальники	АС 240/32	13,1
		АС 240/32	2,06
209	Пальники - Дивья	АС 240/32	18,03
210	Отпайка на Январскую I	АС 150/24	0,600
211	Отпайка на Январскую II	АС 150/24	0,600
212	Отпайка на Голованы I	АС 240/32	3,700
213	Отпайка на Голованы II	АС 240/32	3,700
214	Камская ГЭС - ЗИЛ I	АС 400/51	3
		АС 300/39	1,8
		АС 185/29	5,4
215	Камская ГЭС - ЗИЛ II	АС 400/51	3
		АС 300/39	1,8
		АС 185/29	5,4
216	Отпайка на Фталиевую I	АС 150/24	0,400
217	Отпайка на Фталиевую II	АС 150/24	0,400
218	Отпайка на ПЗХО I	АС 150/24	1,600
219	Отпайка на ПЗХО II	АС 150/24	1,600
220	Камская ГЭС - Пермь I	АС 240/32	16,75
		АС 300/39	3
221	Камская ГЭС - Пермь II	АС 240/32	16,75
		АС 300/39	3
222	Отпайка на Северную I	АС 120/19	0,298
223	Отпайка на Северную II	АС 120/19	0,334
224	Отпайка на Ляды I	АС 120/19	12,3
		АС 185/29	0,9
225	Отпайка на Ляды II	АС 120/19	12,3
		АС 185/29	1,042
226	Отпайка на Талицу от ц. I	АС 240/32	1,900
227	Отпайка на Балмошную I	АС 120/19	2,300
228	Отпайка на Балмошную II	АС 120/19	2,300
229	Отпайка на Трактовую I	АС 120/19	0,400
230	Отпайка на Трактовую II	АС 120/19	0,4
231	Отпайка на Куликовку от ц. I	АС 150/24	9,7
232	Камская ГЭС - Пермская ТЭЦ-13 I	АС 240/32	3
233	Камская ГЭС - Пермская ТЭЦ-13 II	АС 240/32	3
234	Камская ГЭС - Шлюзовая I	АС 120/19	1,3
235	Камская ГЭС - Шлюзовая II	АС 120/19	1,3
236	Отпайка на Малахит I	АС 150/24	4,2
237	Отпайка на Малахит II	АС 150/24	4,2
238	Кухтым - Боковая	АС 150/24	17,404
239	Заостровка - Оверята I	АС 240/32 АС 150/24 М 95	21,439
240	Заостровка - Оверята II	АС 240/32 АС 150/24 М 95	21,439
241	Отпайка на Окуловскую I	АС 95/16	3,5
242	Отпайка на Окуловскую II	АС 95/16	3,5
243	Отпайка на Курью I	АС 150/24	2
244	Отпайка на Курью II	АС 150/24	2
245	Оверята - Григорьевская	АС 150/24	46,1
246	Оверята - Сюзьва	АС 150/24	38,1
247	Сюзва - Григорьевская	АС 150/24	10,6
248	Отпайка на Волеги I	АС 95/16	4
249	Отпайка на Волеги II	АС 95/16	4
250	Отпайка на Покровскую I	АС 70/11	4,7
251	Отпайка на Покровскую II	АС 70/11	4,7
252	Отпайка на Чайковскую I	АС 120/19	0,7
253	Отпайка на Чайковскую II	АС 120/19	0,7
254	Оверята - ГПП-1	АС 150 АС 300 АС 185	8,7
255	Пермь - Владимирская	АС 240/32	18,4
256	Пермь - Соболи	АС 240/32	13,975
			3,594
257	Соболи - Владимирская	АС 240/32	4,643
			3,588
258	Отпайка на Сафроны I	АС 70/11	8,800
259	Отпайка на Сафроны II	АС 70/11	8,800
260	Отпайка на Мостовую	АЖ 120	19,5
		АС 120/19	2
261	Отпайка на Троицу I	АС 120/19	0,286
262	Отпайка на Троицу II	АС 120/19	0,286
263	Пермь - ТЭЦ-6 I	ACCR 297-Т16	8,26
264	Пермь - Пермская ТЭЦ-6 II	ACCR 297-Т16	8,26
265	Отпайка на Суханки I	АС 185/29	0,2
266	Отпайка на Суханки II	АС 185/29	0,2
267	Отпайка на Технологическую I	АС 150/24	0,9
268	Отпайка на Технологическую II	АС 150/24	0,9
269	Отпайка на Старехи от ц. 1	АС 120/19	0,2
270	Закамская ТЭЦ-5 - Апрельская I	АС 185/29	35,6
271	Закамская ТЭЦ-5 - Апрельская II	АС 185/29	35,600
272	Отпайка на Волеги от ц. I	АС 95/16	10,36
273	Отпайка на Запальту I	АС 95/16	1
274	Отпайка на Запальту II	АС 95/16	1
275	Закамская ТЭЦ-5 - ГПП-2	АС 300/39	1,5
276	Закамская ТЭЦ-5 - Оверята N 4	АС 150/24	8,7
277	Пермская ТЭЦ-6 - Соболи I	АС 150/24	8,350
278	Пермская ТЭЦ-6 - Соболи II	АС 150/24	8,350
279	Пермская ТЭЦ-6 - Пермская ТЭЦ-9 I	АС 240/32	5,101
		АС 240/32	8,300
280	Пермская ТЭЦ-6 - Пермская ТЭЦ-9 II	АС 240/32	5,101
		АС 240/32	8,300
281	Отпайка на ЗИС I	АС 150/24	0,500
282	Отпайка на ЗИС II	АС 150/24	0,500
283	Отпайка на Балатово I	АС 150/24	0,200
284	Отпайка на Балатово II	АС 150/24	0,200
285	Отпайка на Южную I	АС 120/19	1,000
286	Отпайка на Южную II	АС 120/19	1,000
287	Пермская ТЭЦ-9 - Гляденово	АС 95/16	15,3
		АС 150/24	3,2
288	Отпайка на Гляденово	АС 95/16	17
289	Отпайка на Красаву - 3	АС 95/16	0,100
290	Отпайка на Муллы I	АС 70/11	1,900
291	Отпайка на Муллы II	АС 70/11	1,900
292	Отпайка на Протасы I	АС 120/19	4,843
293	Отпайка на Протасы II	АС 120/19	4,843
294	Отпайка на Андроново I	АС 120/19	0,200
295	Отпайка на Андроново II	АС 120/19	0,200
296	Пермская ТЭЦ-9 - Заостровка III	АС 150/24	5,708
		АС 240/32 СИП 7-300	0,198
297	Пермская ТЭЦ-9 - Заостровка IV	АС 150/24	5,708
		АС 240/32 СИП 7-300	0,198
298	Заостровка - Западная I	АС 240/32 АС 150/24	1,790
299	Заостровка - Западная II	АС 240/32 АС 150/24	1,790
300	Отпайка на Машиностроитель I	АС 240/32	0,100
301	Отпайка на Машиностроитель II	АС 240/32 АС 150/25	0,100
302	Пермская ТЭЦ-9 - Заостровка I	АС 150	2,020
		АС 240	5,068
		СИП 7-300	0,198
303	Пермская ТЭЦ-9 - Заостровка II	АС 150	2,020
		АС 240	5,068
		СИП 7-300	0,198
304	Отпайка на Портовую I	АС 240	1,482
		АС 150/24 СИП 7-150	0,432
305	Отпайка на Портовую II	АС 240	1,482
		АС 150/24 СИП 7-150	0,432
306	Пермская ТЭЦ-9 - Малиновская	АС 150	1,3
		АС 120	22,3
		АС 95	0,6
307	Пермская ТЭЦ-9 - Устиново	АС 150/24	6,8
308	Пермская ТЭЦ-9 - Химкомплекс	АС 150/24	3,8
309	Пермская ТЭЦ-9 - Юго-Камск	АС 150	9,2
		АС 95	10,7
		АС 120	24,5
310	Пермская ТЭЦ-13 - Долина I	АС 150/24	16,200
311	Пермская ТЭЦ-13 - Долина II	АС 150/24	16,200
312	Отпайка на Строительную I	АС 150/24	0,500
313	Отпайка на Строительную II	АС 150/24	0,500
314	Отпайка на Бор I	АС 150/24	0,100
315	Отпайка на Бор II	АС 150/24	0,100
316	Отпайка на Блочную I	АС 95/16	1,200
317	Отпайка на Блочную II	АС 95/16	1,200
318	Пермская ТЭЦ-13 - Кудымкар I	АС 120/19	5,700
319	Пермская ТЭЦ-13 - Кудымкар II	АС 120/19	5,700
320	Пермская ТЭЦ-13 - Кудымкар I	АС 120/19	4,800
321	Пермская ТЭЦ-13 - Кудымкар II	АС 150/24	4,800
322	Пермская ТЭЦ-13 - Кудымкар I	АС 120/19	20,500
323	Пермская ТЭЦ-13 - Кудымкар II	АС 150/24	20,500
324	Пермская ТЭЦ-13 - Кудымкар I	АС 120/19	50,300
325	Отпайка на Васильевскую I	АС 120/19	0,100
326	Пермская ТЭЦ-13 - Кудымкар II	АС 150/24	10,000
		АС 150/24	20,000
		АС 120/19	20,200
327	Отпайка на Русаки I	АС 95/16	2,100
328	Отпайка на Русаки II	АС 95/16	2,100
329	Отпайка на Кривец I	АС 120/19	2,300
330	Отпайка на Кривец II	АС 120/19	2,300
331	Отпайка на Васильевскую II	АС 150/24	0,100
332	Пермская ТЭЦ-13 - Пермская ТЭЦ-14 I	АС 240/32	13
			24,4
333	Пермская ТЭЦ-13 - Пермская ТЭЦ-14 II	АС 240/32	13
			24,4
334	Отпайка на Дальнюю N I	АС 70/11	6
335	Отпайка на Дальнюю N II	АС 70/11	6
336	Пермская ТЭЦ-14 - ГПП-4 (Галоген) N I	АС 150/24	2,100
337	Пермская ТЭЦ-14 - ГПП-4 (Галоген) N II	АС 150/24	2,100
338	Пермская ТЭЦ-14 - Крым N I	АС 185/29	7,000
339	Пермская ТЭЦ-14 - Крым N II	АС 185/29	7,000
340	Пермская ТЭЦ-14 - Оверята N I	АС 240/32	12,030
341	Пермская ТЭЦ-14 - Оверята N II	АС 240/32	12,030
342	Отпайка на ЭПВРЗ N I	АС 70/11	0,03
		АС 120/19	2,17
343	Отпайка на ЭПВРЗ N II	АС 95/16	0,03
		АС 120/19	2,17
344	Отпайка на Ситетическую# N I	АСК 120/19	0,4
345	Отпайка на Ситетическую# N II	АСК 120/19	0,4
346	Отпайка на Ласьву N I	АС 150/24	0,2
347	Отпайка на Ласьву N II	АС 150/24	0,2
348	Отпайка на Химград от ц. 2	АСК-150/24	5,19
349	Пермская ТЭЦ-14 - Оверята N III	АС 240/32	32,171
350	Пермская ТЭЦ-14 - Оверята N IV	АС 240/32	33,150
351	Пермская ТЭЦ-14 - Химград N I	АС 150/24	6,200
352	Пермская ТЭЦ-14 - Химград N II	АС 150/24	6,200
353	Отпайка на Кировскую N I	АС 150/24	0,200
354	Отпайка на Кировскую N II	АС 150/24	0,200
355	Химкомплекс - Баклановка N I	АС 120/19	41,8
		АС 95/16	13,8
356	Химкомплекс - Баклановка N II	АС 120/19	41,8
		АС 95/16	13,8
357	Отпайка на Гамово N I	АС 70/11	5,500
358	Отпайка на Гамово N II	АС 70/11	5,500
359	Отпайка на Кулешовка N I	АС 120/19	0,100
360	Отпайка на Кулешовка N II	АС 120/19	0,100
361	Химкомплекс - Кашино	АС 150/24	2,400
362	Химкомплекс - Клин	АС 120/19	10,2
		АС 95/16	10,7
363	Отпайка на Дикую Гарь	АС 120/19	0,1
364	Химкомплекс - Малиновская	АС 120/19	7,3
		АС 95/16	14,1
365	Отпайка на Клин	АС 120/19	0,1
366	Химкомплекс - Комплекс N I	АСК 185/29	4,7
367	Химкомплекс - Комплекс N II	АСК 185/29	4,7
368	Химкомплекс - Устиново	АС 150/24	1,4
369	Химкомплекс - Этилен N I	АС 150/24	1,8
370	Химкомплекс - Этилен N II	АС 150/24	1,8
371	Юго-Камск - Паль	А 95/16	32,117
		АС 120/19	0,314
372	Отпайка на Батуево	АС 150/24	0,1
373	Камская ГЭС - Апрельская N II	АС 150/24	0,4
374	Отпайка на Перемскую N I	АС 70/11	7,13
		АПС 150	0,87
375	Отпайка на Перемскую N II	АС 70/11	7,13
		АПС 150	0,87
376	Кудымкар - Юксеево Ц1	АС 120	115,50
377	Кудымкар - Юксеево Ц2	АС 120	115,50
378	Отпайка на ПС Белоево Ц1	АС 120	4,17
379	Отпайка на ПС Белоево Ц2	АС 120	4,17
380	Отпайка на ПС Юрла Ц1	АС 120	0,54
381	Отпайка на ПС Юрла Ц2	АС 120	0,54
382	Отпайка на ПС Кочево Ц1	АС 120	0,50
383	Отпайка на ПС Кочево Ц2	АС 120	0,50
384	Юксеево - Гайны Ц1	АС 95 АС 120	52,41
385	Юксеево - Гайны Ц2	АС 95 АС 120	52,41
386	Пермская ТЭЦ 13 - Кудымкар N 1	АС 120	63,85
387	Пермская ТЭЦ 13 - Кудымкар N 2	АС 120	64,30
388	Отпайка на ПС Нердва Ц1	АС 120	0,30
389	Отпайка на ПС Нердва Ц2	АС 120	0,30
390	Кудымкар - Юсьва	АС 70	16,90
391	Юсьва - Купрос	АС 120	36,50
392	Заход на ПС Гайны	АС 120	0,11
393	Гайны - У. Весляна	АС 120	0,11
394	Апрельская - Очер	АС 185	41,616
395	Апрельская - Морозово	АС 185	44,77
396	Отпайка на ПС Павловская 1	АС 185	4,1
397	Отпайка на ПС Павловская 2	АС 185	4,1
398	Очер - Б. Соснова	АС 120	27,9
399	Б. Соснова - Черновская	АС 120	25,7
400	Отпайка на ПС Малахово	АС 120	12,5
401	Заречье - Факел	АС 70	38,8
402	Очер - Малахово	АС 120	25
403	Ударник - Сепыч	АС 120	27,6
404	Очер - Морозово	АС 185	16,15
405	Отпайка на ПС Полозово	АС 120	3,8
406	Черновская - Сива	АС 120	23,4
		АС 150	0,4
407	Сива - Ножовка ц. 1 с отпайкой на ПС Стрелка	АС У-120	53
		АС 70	2,2
408	Сива - Ножовка ц. 2 с отпайкой на ПС Стрелка	АС У-120	53
		АС 70	2
409	Отпайка на ПС Бабка ц. 1	АС 70	3,9
410	Отпайка на ПС Бабка ц. 2	АС 70	3,9
411	Григорьевская - Зюкай 1 с отпайкой на ПС Менделеево	АС 150	35,8
		АС 120	0,8
412	Григорьевская - Зюкай 2 с отпайкой на ПС Менделеево	АС 150	35,8
		АС 120	0,8
413	Зюкай - Верещагино	АС 150	5,5
		АС 120	1,3
414	Зюкай - Кузьма с отпайкой на ПС Бородулино	АС 150	5,5
		АС 120	42,9
415	Верещагино - Кузьма	АС 120	44,2
416	Отпайка на ПС Субботники от Зюкай - Кузьма	АС 150	7,2
417	Сепыч - С. Коммунар	АС 95	25,7
418	Зюкай - Ударник	АС 120	16
419	Отпайка на ПС Вознесенск	АС 95	7,3
420	Отпайка на ПС Городская от Зюкай - Ударник	АС 120	8,2
421	Отпайка на ПС Городская от Зюкай - Зюкайка	АС 120	8,2
422	Отпайка на ПС Частые от Сива - Ножовка ц. 1	АС 120	23,4
423	Отпайка на ПС Частые от Сива - Ножовка ц. 2	АС 120	23,4
424	Зюкай - Зюкайка	АС 120	12,8
425	Покровская - Козьмодемъянск#	АН-120	29,7
426	Ирень - Глухарь	АС 120	60,9
427	Ирень - Глухарь с отпайкой на ПС Кишерть	АС 120	1,6
428	Ирень - Глухарь с отпайкой на ПС Лек	АС 120	3
429	Ирень - Тюриково	АС 120	32,3
430	Ирень - Тюриково с отпайкой на ПС Кишерть	АС 120	1,6
431	Тюриково - Глухарь	АС 120	30,4
432	Тюриково - Глухарь с отпайкой на ПС Лек	АС 120	3
433	Ирень - Мазунино	АС 120	38,2
434	Кишерть - Суксун	АС 120	29,114
435	Ирень - Тюриково с отпайкой на ПС Суксун	АС 120	29,276
436	Ирень - Карьево I	АС 150	36,2
		АС 120	8,7
437	Ирень - Карьево II	АС 150	36,2
		АС 120	8,7
438	Ирень - Карьево с отпайкой на ПС Губаны I	АС 150	11,8
439	Ирень - Карьево с отпайкой на ПС Губаны II	АС 150	11,8
440	Ирень - Карьево с отпайкой на ПС Суда I	АС 120	26,6
441	Ирень - Карьево с отпайкой на ПС Суда II	АС 120	26,6
442	Ирень - Калиничи I	АС 185	1,24
		АЖ 120	32,56
443	Ирень - Калиничи II	АС 185	1,24
		АЖ 120	32,56
444	Ирень - Калиничи с отпайкой на ПС Новокунгурская I	АС 120	3,9
445	Ирень - Калиничи с отпайкой на ПС Новокунгурская II	АС 120	3,8
446	Ирень - Калиничи с отпайкой на ПС Посад I	АС 120/19	10,32
		АС 185/29	0,88
447	Ирень - Калиничи с отпайкой на ПС Посад II	АС 120/19	10,32
		АС 185/29	0,88
448	Ирень - Бизяр левая	АС 185	6,5
		АС 240	2,4
		АС 150	22,25
		АС 120	7,63
449	Ирень - Бизяр правая	АС 185	6,5
		АС 240	2,4
		АС 150	29,88
450	Ирень - Бизяр с отпайкой на ПС Кунгур левая	АС 120	0,2
		АС 185	1,26
451	Ирень - Бизяр с отпайкой на ПС Кунгур правая	АС 150	0,14
		АС 185	1,26
452	Ирень - Бизяр с отпайкой на ПС Ергач - тяговая левая	АС 120	5,1
453	Ирень - Бизяр с отпайкой на ПС Ергач - тяговая правая	АС 120	5,1
454	Ирень - Бизяр с отпайкой на ПС Кыласово левая	АС 150	0,1
455	Ирень - Бизяр с отпайкой на ПС Кыласово правая	АС 150	0,1
456	Яйвинская ГРЭС - Галкинская цепь N 1	АС 95/16	5,4
457	Яйвинская ГРЭС - Галкинская цепь N 2	АС 95/16	5,4
458	Яйвинская ГРЭС - Сильвинит цепь N 1	АС 150/19	25,079
		АСКС 240/32	0,465
459	Яйвинская ГРЭС - Сильвинит цепь N 2	АС 150/19	25,079
		АСКС 240/32	0,465
460	Яйвинская ГРЭС - Березниковская ТЭЦ-10	АСКС 240/32	34,0972
461	Яйвинская ГРЭС - Люзень	АСКС 240/32	10,082
462	Люзень - Березниковская ТЭЦ-4	АСКС 240/32	31,967
463	Березниковская ТЭЦ-10 - Березниковская ТЭЦ-4	АСКС 240/32	11,592
464	Сильвинит - Сибирь N 1	АС 150/19	6,4
465	Сильвинит - Сибирь N 2	АС 150/20	6,4
466	Сильвинит - Уньва N 1	АС 150/19	23,63
		АСКС 150/24	0,165
467	Сильвинит - Уньва N 2	АС 150/20	23,585
		АСКС 150/24	0,165
468	Сильвинит - Калийная N 1	АС 150/19	4,1
469	Сильвинит - Калийная N 2	АС 150/20	3,925
470	Калийная - Правобережная N 1	АС 120/19	15,717
		АС 185/128	1,1
		АС 150/19	4,3
		АС 300/204	1,6
		АС 120/19	4,8
471	Калийная - Правобережная N 2	АС 120/19	15,726
		АС 185/128	1,1
		АС 150/19	4,3
		АС 300/204	1,6
		АС 120/19	4,8
472	Калийная - Заполье N 1	АС 150/19	2,61
473	Калийная - Заполье N 2	АС 150/19	2,61
474	Калийная - Пермяково N 1	АС 150/19	1,632
475	Калийная - Пермяково N 2	АС 150/20	1,632
476	Титан - Быгель N 1	АСК 185/24	0,2
		АС 120/19	6
477	Титан - Быгель N 2	АС 120/19	6,482
478	Титан - Магний N 1	АСКО 240/32	4,58
479	Титан - Магний N 2	АСКО 240/32	4,58
480	Титан - Магний N 3	АСКО 240/32	4,65
481	Титан - Березниковская ТЭЦ-4 N 1 с отпайкой на ПС Содовая 3	АСКО 300/39	14,5
482	Титан - Березниковская ТЭЦ-4 N 2 с отпайкой на ПС Содовая 3	АСКО 300/39	14,5
483	Титан - Толыч	АСК 95/16	7,9
484	Титан - Березниковская ТЭЦ-2 N 1	АСКС 240/32	4,807
		АСКО 300/39	3,27
485	Титан - Березниковская ТЭЦ-2 N 2	АСКС 240/32	4,807
		АСКО 300/39	3,27
486	Березниковская ТЭЦ-2 - Березниковская ТЭЦ-4 N 1	АСК 300/39	4,399
		АС 300/39	2,31
		АС 150/19	1,74
487	Березниковская ТЭЦ-2 - Березниковская ТЭЦ-4 N 2	АСК 300/39	4,311
		АС 300/39	2,31
		АС 150/19	1,74
488	Титан - Соликамск N 1	АС 150/19	18,227
		АС 185/24	4,56
489	Титан - Соликамск N 2	АС 150/19	18,059
		АС 185/24	4,56
490	Титан - Резвухино N 1	АС 150/19	29,708
491	Титан - Резвухино N 2	АС 150/19	29,674
492	Яйвинская ГРЭС - Соликамск N 1	АС 240/32	46,077
493	Яйвинская ГРЭС - Соликамск N 2	АС 240/32	42,406
		АС 150/19	4,18
494	Соликамск - Соликамская ТЭЦ-12	АС 240/32	6,679
		АС 150/19	4,18
495	Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 N 1	АСКО 240/32	2,67
		АС 150/19	4,21
496	Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 N 2	АСКО 240/32	5,84
		АС 150/19	2,03
497	Бумажная - Соликамск	АСКО 240/32	2,699
		АСКС 240/39	6,679
498	Бумажная - Резвухино N 1	АСК 240/32	13,562
499	Бумажная - Резвухино N 2	АСК 240/32	13,562
500	Красновишерск - Волынка	АС 150/19	36,6
501	Бумажная - Тюлькино	АС 150/19	27,178
		АСКО 240/32	4,45
		АС 185/128	0,95
502	Тюлькино - Керчево	АС 150/19	16,280
503	Бумажная - Красновишерск N 1	АСКО 240/32	4,5
		АС 150/19	91,8
504	Бумажная - Красновишерск N 2	АСК 150	4,6
		АС 150/19	91,7
505	Красновишерск - Ныроб	АС 185/128	0,61
		АС 150/24	41,555
506	Ныроб - Чердынь	АС 150/24	53,76
507	Чердынь - Пянтег	АСК 150/19	34,700
508	Пянтег - Керчево	АС 120/24	30,590
		АС 185/128	1,61
509	Чердынь - Бондюг	АС 120/19	34,280
510	Ныроб - В. Колва	АС 120/19	59,300
511	Вильва - Яйвинская ГРЭС	АС 150	24,0
512	Горная - Кизел II цепь	АС 95	10,3
513	Горная - Кизел III цепь	АС 95	8,6
514	Горная - Кизел IV цепь	АС 95	8,6
515	Кизеловская ГРЭС-3 - Широковская ГЭС-7	АС 150	25,7
516	Гидролизная - Косьва	АС 95	6,9
		АС 150	1,5
517	Боковая - Ольховка ц. 1	н/д	н/д
518	Боковая - Ольховка ц. 2	н/д	н/д
519	Кизеловская ГРЭС-3 - Горная I цепь	АСК 185	13,3
520	Кизеловская ГРЭС-3 - Горная II цепь	АСК 185	12,6
521	Горная - Метанол I	н/д	н/д
522	Горная - Метанол II	н/д	н/д
523	Полигон ПО ЦЭС	н/д	н/д
524	Покровская - Козьмодемьянск	н/д	н/д
525	Горная - Косьва	АС 95	19,3
526	Горная - Углеуральская	АС 150	10,9
527	Шестаки - Углеуральская	АС 150	14,27
528	Кизел - Расик	АС 150	4,6
529	Расик - Яйвинская ГРЭС	АС 150	38,0
530	Кизел - Вильва	АС 150	24,0
531	Боковая - Парма	АС 150	28,6
532	Парма - Шестаки	АС 150	12,0

Таблица П2.2. Линии электропередачи филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" класса напряжения 35 кВ

N п/п	Диспетчерское наименование ВЛ	Марка провода	Протяженность, км
1	Фоки - Лукинцы I цепь	АС 70	2,2
2	КШТ - Вассята ц. 1, 2	АС 50, АС 70, С 70	31,9
3	Вассята - Сосновка	АС 70	18,3
4	КШТ - Прикамье	АС 120	8,5
5	Вассята - Дуброво	АС 70	11,2
6	Елово - Сосновка	АС 95	10,5
7	Лукинцы - Альняш	АС 70	29,9
8	Чернушка - БКНС - 6	АС 150	14,11
9	Сутузово - Прикамье	АС 95, АС 120	5,0
10	Альняш - Большая Уса	АС 70	23,0
11	Серга - Березовка	АС 50, АС 70	36,4
12	Большая Уса - Большой	н/д	н/д
13	Чернушка - Рябки	АС 70	10,3
14	Чернушка - Павловка ц. 1	АС 150	12,15
15	Чернушка - Павловка ц. 2	АС 150	12,15
16	Уразметьево - Тюш	АС 95	21,5
17	Тюш - Алтынная	АС 70, А 70	26,3
18	Щучье Озеро - Уваряж	АС 95	35,0
19	Щучье Озеро - Октябрь	н/д	н/д
20	Романовка - Октябрьск I	АС 95	0,8
21	Дороховка - Тюш	АС 95	6,4
22	Дороховка - Курбаты I	АС 95	18,2
23	Барда - Шермейка	АС 70	17,27
24	Барда - Бичурино I це#	АС 70	22,41
25	Оса - Машзавод I це#	АС 120	7,3
26	Константиновка - Новый Ашап	АС 50, АС 95, АС 150	22,78
27	Федоровская - Новый А	АС 95, АС 120	20,8
28	Краснояр - Федоровская	АС 95	15,6
29	Константиновка - ЦППС - 2	АС 120	5,37
30	Куеда - Большой Талмаз	АС 95, АС 120	24,1
31	Куеда - Краснояр	АС 120	12,3
32	Краснояр - Быркино	АС 120	8,6
33	Гожан - Быркино	АС 120	9,1
34	Гожан - Ошья	АС 70	19,9
35	Чусовая - Всесвятская	АС 95, АС 120	19,0
36	Угольная - Усьва 1	АС 70	11,2
37	Угольная - Усьва 2	АС 120	11,2
38	Усьва - Шумиха ц. 1	АС 120	8,4
39	Валежная - Кутамыш	АЖ 120	20,3
40	Угольная - Гремячая 2	АС 95	15,6
41	Кизеловская ГРЭС - Н. Губаха ц. 1	АСК 120	4,6
42	Лысьва - ЛМЗ ц. 2	АС 95	2,3
43	Валежная - Юрман	АС 70, АС 185	4,44
44	Куликовка - Валежная	АЖ 120	22,0
45	Промысла - Медведка	АС 70, АС 95	22,4
46	Шахта - 6 - Коспаш - 3 I цепь	АС 70	11,2
47	Шахта - 6 - Коспаш - 3 II цепь	АС 70	11,2
48	Всесвятская - С. Пашия	АС 95, М 35	15,6
49	Чусовая - Левобережная	АС 95, АС 185, АС 240	4,0
50	Лысьва 110 - Каменный Лог ц. 1	АС 95, АС 185	9,4
51	Чусовая - Лямино	АС 95	8,5
52	Волынка - Вая	АС 95	57,8
53	Красновишерск - Верх Язьва	АС 95	43,6
54	Верх Язьва - Красный Берег	АС 95, АСК 150	21,7
55	Мазунино - Кокуй ц. 1	АС 120	16,0
56	Волынка - Северный Колчим	СИП-3, АС 95	30,4
57	Люзень - Яйва I цепь	АС 95, АС 240	8,1
58	Северный Колчим - Красный Берег	АС 95	15,6
59	Красный Ясыл - Орда	АС 50	22,6
60	Бондюг - Пильва	АС 95	3,9
61	Уньва - Усть-Игум I цепь	АС 70	51,6
62	ТЭЦ10# - Город I цепь	АС 95	3,9
63	Губаны - Орда	АС 50, АС 70, АС 95	17,4
64	Мазунино - Карьево	АС 120, АС 150	14,3
65	Соликамск - Город	СИП-3	3,4
66	Соликамск - Тяговая	СИП-3	2,3
67	Тяговая - Боровск	СИП-3, АС 150	6,2
68	Бумажная - Город	СИП-3, АС 150	8,3
69	Боровск - ТЭЦ12#	АС 120	3,7
70	Касиб - Кузнецовская	АС 35, АС 70	19,2
71	Кузнецовская - Рассохи	АС 35, АС 70	12,1
72	Рассохи - Шемейный	АС 35	23,3
73	Касиб - Уролка	АС 35	35,0
74	Касиб - Тюлькино	АС 70	19,7
75	ТЭЦ12# - Боровица I цепь	АС 70	6,1
76	Бумажная - Тохтуево I цепь	АС 70, АС 120	6,6
77	Бумажная - Половодово I цепь	н/д	н/д
78	Половодово - Сим	АС 95	35,4
79	Очер - Дружба (ПС - ПС)	АС 70	3,2
80	Дружба - Кулики с отпайкой на ПС Киприно	АС 50	25,7
81	Большая Соснова - Черновская (ПС)	АС 50	22,5
82	Карьево - Красный Ясыл	АС 120, АС 150	13,2
83	Дворец - Рябины (ПС - ПС)	АС 70	21,03
84	Карьево - Ашап ц. 1 с отпайкой	АС 95, АС 120, АС 150	11,2
85	Шлыки - Меркуши (ПС - ПС)	АС 95	21,6
86	Ергач - Троельга	АС 95	13,25
87	Троельга - Калинино	АС 95, АС 120	20,15
88	Кизеловская ГРЭС - 3 - Половинка I	АС 120	12,47
89	Кизел - Кизел - Городская I цепь	АС 150	2,2
90	Кизел - Коспаш - 1	АС 95, АС 120	11,62
91	Коспаш - 1 - Коспаш - 2	АС 95	7,65
92	Коспаш - 2 - Гидролизная	АС 95, АС 150	17,96
93	Александровск - Копи I цепь	АС 95	0,4
94	Александровск - Шахта - 6	АС 120	9,2
95	Кизел - Шахта - 6 I цепь	АС 120	6,4
96	Кизел - Шахта - 6 II цепь	АС 120	6,4
97	Уньва - Усть-Игум I	АС 70	11,63
98	Гайны - Кебраты	АС 35, АС 50, АС 70, АС 95, АС 185	9,3
99	Кунгур - Ергач	АС 120	13,6
100	Кунгур - Промбаза	АС 70	1,5
101	Ергач - Ергач - тяговая	АС 120	0,9
102	Калинино - Мазунино	н/д	н/д
103	Гремячая 1 - Гремячая 2	АС 95	5,0
104	Мазунино - Ленск ц. 1	АС 50	10,7
105	Содовая 1 - Содовая 2	АС 120	0,8
106	Рябины - Городская 1 ц. (ПС - ПС)	АС 120	3,2
107	Содовая 1 - Правобережная	АС 50, АС 95, СИП-3, СТ-150	11,7
108	Петропавловск - Тойкино (ПС - ПС)	АС 70	17,2
109	Правобережная - Пыскор	н/д	н/д
110	Чунжино - Левобережная ц. 1	АС 95	2,1
111	Лысьва 110 - Каменный Лог ц. 2	АС 95	9,5
112	Черновская - Тойкино (ПС - ПС)	АС 70	16,1
113	Каменный Лог - Кын	АС 70, АС 95	57,9
114	Н. Пашия - С. Пашия	АС 120	7,9
115	Н. Пашия - ГКС	АС 120	8,9
116	Ирень - УТ18	АС 70, АС 120	8,3
117	Юсьва - Габово	АС 50	9,5
118	УТ18 - Совхоз	АС 70	8,8
119	Кудымкар - Юсьва	АС 50	16,8
120	Совхоз - Сабарка	АС 70, АС 120	21,6
121	Кудымкар - Иньва	АС 35, АС 70	28,5
122	Сабарка - Суксун с отпайкой на ПС Бр	АС 120	11,6
123	ГКС - Кусья	АС 70, АС 95, АС 120, АС 150	17,1
124	Суксун - Брехово	АС 70, АС 120	24,1
125	Ивановская - Купрос	АС 70	29,5
126	Юксеево - Коса	АС 50	40,2
127	Коса - Пуксиб	АС 35	21,8
128	Гайны - Пятигоры	АС 50	24,8
129	Купрос - Майкор	АС 120	18,7
130	Майкор - Пожва	АС 120	18,61
131	Кудымкар - Ошиб	АС 95	33,3
132	Кудымкар - Ленинск	АС 70, АС 120	32,8
133	Юрла - Юм	АСУ 70	17,40
134	Усть Весляна - Серебрянка	АС 95	39,22
135	Медведка - Средняя Усьва	АС 50, АС 95	32,4
136	Северный Коммунар - Екатерининск	АС 50, АС 95	12,8
137	Суда - Красный Ясыл	АС 70	20,2
138	Павловская - Заводская 1 ц. (ПС - ПС)	АС 185	17,0
139	Суда - Воскресенск	АС 70, АС 95	12,5
140	Вознесенск - Зюкайка (ПС - ПС)	АС 95	8,1
141	Уразметьево - Воскресенск	АС 120	19,4
142	Балмошная - Восточная ц. 1	АС 120, АС 150	1,68
143	Васильевская - Ильинская	АС 70	30,5
144	Гляденово - Аэропорт	АС 120	2,84
145	Волеги - Мокино ц. 1	АС 50	14,6
146	Ивановская - Чермоз	АС 50	1,1
		АС 70	30,9
147	Голованы - Левшино	АС 120	5,0
148	Левшино - ПДК	АС 70	0,4
149	Голованы - Река ц. 1	АС 120	2,84
150	Краснокамск - Северокамск	АС 95	17,7
151	Дмитриевская - Чермоз	АСУ 95	38,5
152	Окуловская - Каскад ц. 1	АС 150	3,9
153	Заречье - Нытва	АС 120	1,4
154	Кривец - Дмитриевская	АС 95	24,3
155	Муллы - Усть - Качка ц. 2 с отпайка	АС 70	14,7
		АС 95	2,2
156	Кривец - Ивановская	АС 70	28,8
157	Пролетарская - ПЗСП	АС 95, АС 120	4,0
158	Кривец - Победа	АС 50	11,4
		АС 70	3,9
		АС 120	0,3
159	Оверята - Северокамск	АС 95	16,3
160	Пермь - Телецентр	АС 95	1,1
		АС 120	0,5
		АС 150	0,7
161	ТЭЦ - 5 - Вышка ц. 1 с отпайкой	АС 95, АС 150	7,2
162	Русаки - Шемети ц. 1 с отпайкой	АС 120	20,9
163	Рассохинская - Река ц. 1	АС 120	0,6
164	Суда - Уинск	АС 35, АС 70, АС 95	18,9
165	Каменоложская - БПО	АС 120	18,650
		АС 95	0,050
166	ТЭЦ - 5 - Краснокамск ц. 1 с отпайкой	АС 95	1,1
		АС 120	0,3
167	БПО - Полазна	АС 95	3,05
		АС 120	0,25
168	Ирень - Новокунгурская	АС 95, АС 120	14,6
169	ТЭЦ - 9 - Лобаново	АС 70	11,3
		АС 120	4,8
		АС 150	1,8
170	Кунгур - Ирень ц. 1	АС 120	10,6
171	ТЭЦ - 9 - Первомайская ц. 1 с отпайкой	АС 120	2,8
172	ТЭЦ - 13 - Гайва ц. 1 с отпайкой	АС 95	2,7
		АС 120	4,9
173	Ирень - Комсомольская	АС 120	10,4
174	Большая Соснова - Петропавловск	АС 70	21,7
175	Верещагино - Рябины 1 ц. (ПС - ПС)	АС 50	10,1
176	Верещагино - Вознесенск (ПС - ПС)	АС 95	8,2
177	Беляевка - Монастырка (ПС - ПС)	АС 50	21,6
178	Большая Соснова - Левино (ПС - ПС)	АС 70	16,9
179	Березовка - Сосновка	АЖ 120, АС 50	14,2
180	Сива - Кизьва (ПС - ПС)	АС 50	15,1
181	Суксун - Красный Яр ц. 1	АС 70, АС 120	18,0
182	Юго-Камск - Лесная	АС 70	16,0
183	Калиничи - Березовка ц. 1	АЖ 95	11,8
184	ТЭЦ - 13 - Заозерье ц. 1 с отпайкой	АС 50	4,05
185	Юг - Горка	АС 120	7,2
186	Муллы - Водозабор - 1 с отпайкой	АС 70, АС 95	3,0
187	Южная - Данилиха ц. 1	АС 120	1,995
188	Окуловская - Кама ц. 1	АС 150	6,0
189	Южная - Плеханова ц. 1	АС 120	0,659
190	Талица - Левшино	АС 95	1,8
		АС 150	6,2
191	Январская - ПДК ц. 1	АС 120	3,1
192	Пермь - Суханки	АС 95	4,2
		АС 120	0,5
		АС 150	0,7
		АС 185	0,2
193	ТЭЦ - 9 - ЦРП - 6 ц. 1	АС 240	2,6
		АС 120	2,1
194	Мост - Пролетарская ц. 1	АС 150	5,16
195	Пролетарская - ГНС - 5	АС 70	1,900
		АС 120	0,300
		АС 150	1,100
196	Пальники - Полазна с отпайкой на ПС	н/д	н/д
197	ЭПВРЗ - Мост ц. 1	АС 150	6,5
198	Андреевка - Беляевка 1 ц. (ПС - ПС)	н/д	н/д
199	Очер - Дворец с отпайкой на ПС Лужков	АС 70, АС 95	20,25
200	Козьмодемъянск# - Карагай (ПС - ПС)	АС 95	18,0
201	Кривец - Обва (ПС - ПС)	н/д	н/д
202	Очер - Большая Соснова с отпайкой на П	АС 70	25,9
203	Победа - Ильинск	АС 50	19,1
		АС 70	1,6
204	Менделеево - Карагай 1 ц. с отпайкой на	н/д	н/д
205	Козьмодемьянск - Обва (ПС - ПС)	н/д	н/д
206	Дуброво - Острожка (ПС - ПС)	АС 95	11,7
207	Суханки - ЗиС	АС 185	0,23
		АС 150	1,13
208	Павловская - Очер (ПС - ПС)	АС 95	10,2
209	Северный Коммунар - Фабрика 1 ц.	АС 70	2,1
210	Сива - Северный Коммунар (ПС - ПС)	АС 95, АС 120	27,5
211	Деменево - Аспа КЭС	АС 70, АС 95	18,2
212	Новокунгурская - Зарубино	АС 70, АС 95	13,7
213	Аспа КЭС - Уинск	АС 50, АС 70, АС 95	20,8
214	Калиничи - Асово	АС 70	14,0
215	Ирень - Литейная ц. 1 с отпайкой	АС 95	3,8
216	Гляденово - Красава	АС 50	12,3
217	Суда - Медянка ц. 1	АС 70	10,5
218	Кояново - Юг	АС 70, АС 95, АС 120	9,7
219	Кунгур - Красноармейская ц. 1	АС 95	0,92
220	Муллы - Усть - Качка ц. 1 с отпайка	АС 70	13,7
		АС 95	3,4
221	Кизеловская ГРЭС - 3 - Губаха тя#	н/д	н/д
222	Куликовка - Валежная	АЖ 120	5,8
223	Куликовка - Сылва	АС 70, АС 120	3,2
224	Трактовая - Вороновка ц. 1	АС 70	2,7
		АС 95	3,4
		АС 120	2,0
225	Трактовая - Вороновка ц. 2	АС 95	3,0
		АС 120	3,1
226	Меркуши - Андреевка (ПС - ПС)	АС 95	15,3
227	Острожка - Оханск с отпайкой на Факел	АС 95	13,56
228	Оханск - Андреевка с отпайкой на ПС Факел	АС 95	35,33
229	Фанерная - Новоильинская ц. 1	АС 150	1,6
		АС 70	6,08
230	Павловская - Дуброво (ПС - ПС)	АС 95	27,6
231	Вознесенск - Буб (ПС - ПС)	АС 95	7,2
232	Буб - Сива (ПС - ПС)	АС 95, АС 120	31,2
233	Черновская - Шлыки с отпайкой Частые	АС 70, АС 95	30,40
234	Лобаново - Кояново	АС 70, АС 120	11,0
235	ТЭЦ - 9 - Водозабор - 2	АСКС 150	8,8
		АС 150	17,05
236	ВЛ 35 кВ учебный полигон	н/д	н/д
237	Павловская - Заводская 2 ц. (ПС - ПС	АС 185	17,0
238	Андреевка - Беляевка 2 ц. (ПС - ПС)	АС 95	13,1
239	Верещагино - Рябины 2 ц. (ПС - ПС)	АС 50	10,1
240	Менделеево - Карагай 2 ц. с отпайкой на	н/д	н/д
241	Рябины - Городская 2 ц. (ПС - ПС)	АС 120	3,2
242	Северный Коммунар - Фабрика 2 ц.	АС 70	2,1
243	Муллы - Водозабор - 2	АС 70, АС 95	3,4
244	Валежная - Юрман	н/д	н/д
245	Серга - Юрман с отпайкой Ильичевская	АС 50, АС 70	17,76
246	Дороховка - Октябрьская	АС 95	42,6
247	Дороховка - Курбаты II	АС 95	18,2
248	Романовка - Октябрьск II	АС 95	0,8
249	Оса - Машзавод II ц	АС 120	7,3
250	Барда - Бичурино II ц	АС 70	22,41
251	Фоки - Лукинцы II цепь	АС 70	2,2
252	Елово - Осиновик	н/д	н/д
253	Кунгур - Красноармейская ц. 2	АС 95	0,92
254	Мазунино - Кокуй ц. 2	АС 120	16,0
255	Карьево - Ашап ц. 2 с отпайкой	АС 95, АС 150	11,2
256	Мазунино - Ленск ц. 2	АС 50	10,7
257	ТЭЦ10# - Город II цепь	АС 95	3,9
258	Кунгур - Ирень ц. 2	АС 120	10,6
259	Калиничи - Березовка ц. 2	АЖ 95	11,8
260	ТЭЦ12# - Боровица II цепь	АС 70	6,2
261	Деменево - Аспа НГДУ	АС 95	21,0
262	Бумажная - Тохтуево II цепь	АС 70, АС 120	6,45
263	Уньва - Усть-Игум I цепь	АС 70	21,0
264	Бумажная - Половодово II цепь	АС 95, АС 120	19,6
265	Кизеловская ГРЭС - Н. Губаха ц. 2	АСК 120	4,6
266	Усьва - Шумиха ц. 2	АС 120	8,4
267	Лысьва - ЛМЗ ц. 3	АС 95	2,3
268	Чусовая - ЧМЗ	АС 240	1,2
269	Чусовая - Насосная	АС 95	4,5
270	Александровск - Копи II цепь	АС 95	0,3
271	Кизеловская ГРЭС-3 - Половинка II	АС 120	12,46
272	Уньва - Усть-Игум II цепь	АС 70	21,0
273	Кизел - Кизел - Городская II цепь	АС 150	2,2
274	Суксун - Красный Яр ц. 2	АС 70, АС 120	18,0
275	Балмошная - Восточная ц. 2	АС 120, АС 150	1,12
276	Ирень - Литейная ц. 2 с отпайкой	АС 95	3,8
277	Волеги - Мокино ц. 2	АС 50	14,6
278	Суда - Медянка ц. 2	АС 70	10,5
279	Русаки - Шемети ц. 2 с отпайкой	АС 120	20,9
280	ТЭЦ - 5 - Вышка ц. 2 с отпайкой	АС 95, АС 150	7,2
281	Люзень - Яйва II цепь	АС 95, АС 240	8,1
282	ТЭЦ - 5 - Краснокамск ц. 2 с отпайк.	АС 95	1,1
		АС 120	0,3
283	Голованы - Река ц. 2	АС 120	4,0
284	ЭПВРЗ - Мост ц. 2	АС 150	6,5
285	Фанерная - Новоильинская ц. 2	АС 150	1,6
		АС 70	6,08
286	Окуловская - Каскад ц. 2	АС 150	3,9
287	Южная - Плеханова ц. 2	АС 70	0,659
288	Рассохинская - Река ц. 2	АС 120	0,6
289	Полигон ПО ЦЭС	н/д	н/д
290	ТЭЦ - 9 - Первомайская ц. 2 с отпайк.	АС 95	2,37
		АС 120	0,23
		АС 185	0,2
291	ТЭЦ - 13 - Гайва ц. 2 с отпайкой	АС 95	2,7
		АС 120	4,9
292	ТЭЦ - 13 - Заозерье ц. 2 с отпайкой	АС 50	4,05
293	Южная - Данилиха ц. 2	АС 120	1,995
294	Окуловская - Кама ц. 2	АС 150	6,0
295	Январская - ПДК ц. 2	АС 120	3,1
296	ТЭЦ - 9 - ЦРП - 6 ц. 2 с отпайкой	АС 240	2,6
		АС 120	2,1
297	Мост - Пролетарская ц. 2	АС 150	5,16
298	Чунжино - Левобережная II цепь	АС-95	2,1
299	Валежная - Серьга	АС-70, АС-185	36,4
300	Губаха - Широковская	АС-150	32,254
301	Гидролизная - Косьва	АС-95, АС-150	8,442
302	Кизел ГРЭС - Горная N 1 с отпайкой на ПС ГХЗ	АС-185, АСК-185	15,448
303	Кизел ГРЭС - Горная N 2 с отпайкой на ПС ГХЗ	АС-185, АСК-185	14,705
304	Горная - Метанол N 1	АСК-185	9,873
305	Горная - Метанол N 2	АСК-185	10,534
306	Горная - Косьва	АС-95	19,321
307	Горная - Углеуральская	АС-150	11,072
308	Горная - Кизел N 2	АС-150	10,3
309	Горная - Кизел N 3	АС-150	8,6
310	Горная - Кизел N 4	АС-150	8,6
311	Октябрьская - Сарс	АС 95	4,6
312	Б. Уса - Б. Талмаз	АС 70, АС 95	28,8

Приложение 3

Результаты расчета
электроэнергетических режимов системы электроснабжения Пермского края на период 2022 - 2026 гг.

Таблица П3.1. Загрузка ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с отпайкой на ПС ЦСП в двойной ремонтной схеме в период зимнего максимума нагрузок и паводка 2026 г.

Ветвь	Отключ. элемент	ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук II (I) цепь
	Ремонтная схема	ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук I (II) цепь и ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП
	АДТН, А	Расчетный ток, А/Доля от АДТН, %
Паводок max 2026 г.
ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с отпайкой на ПС ЦСП (участок Каучук - отпайка)	587	735/ 125,2%

Таблица П3.2. Загрузка ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП в двойной ремонтной схеме в период паводка 2026 г.

Ветвь	Отключ. элемент	ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук II (I) цепь
	Ремонтная схема	ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук I (II) цепь и ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с отпайкой на ПС ЦСП
	АДТН, А	Расчетный ток, А/Доля от АДТН, %
Паводок max 2026 г.
ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП (участок ЧТЭЦ - отпайка)	587	652/ 111%

Рисунки 5-14. Не приводятся

Приложение 4

Результаты
анкетирования промышленных предприятий

Таблица П4.1. Электропотребление, максимальная и заявленная мощности промышленных предприятий

Наименование предприятия	Измеряемый параметр	Место расположения		Прогнозные значения по годам
				2021	2022	2023	2024	2025	2026
Машиностроение и металлообработка
АО "ОДК-Авиадвигатель"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		20,8	25,5	31,0	46,5	62,0	77,5
	Максимальная мощность, МВт			8,6	9,6	10,6	15,9	21,2	26,5
АО "ОДК-Пермские моторы"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		99,7	113,9	119,6	125,6	131,9	145,6
	Максимальная мощность, МВт			18	68	68	68	68	68
АО "Пермский завод "Машиностроитель"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		42,5	43	43,5	44	44,8	н/д
	Максимальная мощность, МВт			12	12	13	13,5	14	н/д
ООО "Электротяжмаш-Привод"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Лысьва		52,67	54,81	54,81	54,81	54,81	54,81
	Максимальная мощность, МВт			15,178	15,178	15,178	15,178	15,178	15,178
ПАО "Протон - Пермские моторы"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		43,50	43,50	46,75	51,42	56,56	56,56
	Максимальная мощность, МВт			10,6	10,6	11,66	12,72	15,9	15,9
Металлургия
"АВИСМА" филиал ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Березники		763	903	1010	1131	1458	1458
	Максимальная мощность, МВт			95	100	120	140	195	195
ОАО "Соликамский магниевый завод"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Соликамск		474	494	519	529	529	529
	Максимальная мощность, МВт			61	64	68	70	70	70
АО "Чусовской металлургич. завод"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Чусовой		62,6	131,2	131,2	131,2	131,2	131,2
	Максимальная мощность, МВт			11	23	23	23	23	23
ОАО "Нытва"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Нытва		42,4	42,8	43,2	43,7	44,2	н/д
	Максимальная мощность, МВт			6,037	6,098	6,138	6,218	6,28	н/д
Химическая и нефтехимическая промышленность
АО "Сибур-Химпром"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		381,4	412,6	395,3	418,7	417,2
	Максимальная мощность, МВт			52,8	52,8	52,8	52,8	52,8	52,8
ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		1563,9	1611,3	1613,7	1628	1628	1628
	Максимальная мощность, МВт			178,5	199,9	200	202	202	202
ОАО "ГалоПолимер"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		122,7	122,7	122,7	122,7	122,7	122,7
	Максимальная мощность, МВт			17,9	17,9	17,9	17,9	17,9	17,9
ОАО "Камтэкс-Химпром"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		62,50	62,50	62,5	62,50	62,5	62,5
	Максимальная мощность, МВт			9	9,5	9,5	9,5	9,5	9,5
ФКП "Пермский пороховой завод"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		70	70	70	70	70	70
	Максимальная мощность, МВт			12,934	12,934	12,934	12,934	12,934	12,934
ПАО "Уралкалий"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Березники		1900	2100	2100	2200	2200	2200
	Максимальная мощность, МВт			250	280	280	300	300	300
Филиал "Азот" АО "ОХК "УРАЛХИМ"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Березники		452,612	452,612	452,612	452,612	452,612	452,612
	Максимальная мощность, МВт			52,565	52,565	52,565	52,565	52,565	52,565
Филиал "ПМУ" АО "ОХК "УРАЛХИМ"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		115	112	115	113	116	н/д
	Максимальная мощность, МВт			14,5	14,9	14,5	14,8	14,5	н/д
АО "Березниковский содовый завод"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Березники		207	217,6	217,6	217,6	217,6	217,6
	Максимальная мощность, МВт			26,69	28,06	28,06	28,06	28,06	28,06
ПАО "Метафракс"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Губаха		449,0	450,0	475,0	475,0	475,0	475,0
	Максимальная мощность, МВт			52	52	55,5	55,5	55,5	55,5
АО "Уралоргсинтез"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Чайковский		122,5	122,5	122,5	122,5	122,5	122,5
	Максимальная мощность, МВт			15,1	15,1	15,1	15,1	15,1	15,1
ООО "Сода-Хлорат"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Березники		83,7	83,7	83,7	83,7	83,7	83,7
	Максимальная мощность, МВт			11	11	11	11	11	11
ОАО "Губахинский кокс"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Губаха		52,24	60,76	60,76	60,76	60,76	60,76
	Максимальная мощность, МВт			8,8	9,5	9,5	9,5	9,5	9,5
Лесопромышленный комплекс
Пермская печатная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		35	36	36	36	36	36
	Максимальная мощность, МВт			7,2	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4
ОАО "Соликамскбум-пром"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Соликамск		1250	1250	1250	1250	1250	1250
	Максимальная мощность, МВт			170	170	170	170	170	170
Краснокамская бумажная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Краснокамск		90	90	98	98	98	98
	Максимальная мощность, МВт			16,6	16,6	18,1	18,1	18,1	18,1
ООО "СВЕЗА Уральский"	Электропотребление, млн. кВт·ч	рп. Уральский		98,747	95,856	98,745	98,745	98,745	98,745
	Максимальная мощность, МВт			13,052	12,958	12,865	12,865	12,865	12,865
Сфера Услуг
ООО "НОВОГОР-Прикамье"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		133,52	138,33	138,33	138,33	138,33	138,33
	Максимальная мощность, МВт			16,44	16,23	16,23	16,23	16,23	16,23
ООО "Головановская энергетическая компания"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7
	Максимальная мощность, МВт			0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Пищевая промышленность
ООО "Пермский свинокомплекс"	Электропотребление, млн. кВт·ч	п. Майский		23,97	23,97	23,97	23,97	23,97	23,97
	Максимальная мощность, МВт			4,6	4,6	4,6	4,6	4,6	4,6
Транспорт
ОАО "РЖД" (в границах СВЕРДЛОВСКОЙ железной дороги)	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		1065	1120	1155	1180	1210	н/д
	Максимальная мощность, МВт			178,21	182,65	187,82	192,43	195,65	н/д
МУП "ПермГорЭлектро-Транс"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		24	24	24	24	24	24
	Максимальная мощность, МВт			9	9	9	9	9	9
Прочие организации
ООО "Камский кабель"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Пермь		88	88	88	88	88	88
	Максимальная мощность, МВт			15	15	15	15	15	15
ООО "Чайковская текстильная компания"	Электропотребление, млн. кВт·ч	г. Чайковский		40	40	40	40	40	40
	Максимальная мощность, МВт			7	7	7	7	7	7