Распоряжение Губернатора Хабаровского края от 30 апреля 2021 г. N 220-р "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Хабаровского края на 2021 - 2025 годы"

В соответствии с пунктом 25 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики":

Утвердить прилагаемые Схему и программу развития электроэнергетики Хабаровского края на 2021 - 2025 годы.

Врио Губернатора

М.В. Дегтярев

Схема и программа развития электроэнергетики Хабаровского края на 2021 - 2025 годы
(утв. распоряжением Губернатора Хабаровского края от 30 апреля 2021 г. N 220-р)

Том 1. Пояснительная записка

1. Общие положения

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Хабаровского края на 2021 - 2025 годы (далее - СиПР Хабаровского края на 2021 - 2025 годы) разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утверждёнными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".

Основной целью СиПР Хабаровского края на 2021 - 2025 годы является содействие развитию электросетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей на территории Хабаровского края, а также обеспечению удовлетворения среднесрочного и долгосрочного спроса на электрическую энергию и мощность на территории региона.

Основными задачами СиПР Хабаровского края на 2021 - 2025 годы являются обеспечение надёжного функционирования энергосистемы Хабаровского края в среднесрочной перспективе, скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов генерации и электросетевого комплекса и информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии и инвесторов.

2. Общая характеристика региона

Хабаровский край входит в состав Дальневосточного федерального округа. Площадь территории - 787,6 тыс. кв.км. Численность постоянного населения региона на 01.01.2021 составила 1302,9 тыс. человек. Плотность населения - 1,65 человека на 1 кв. км.

Перечень крупнейших населённых пунктов региона представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Перечень крупнейших населённых пунктов Хабаровского края

Наименование	Численность населения, чел.
Хабаровск	616372
Комсомольск-на-Амуре	244768
Амурск	38913
Советская Гавань	23550
Николаевск-на-Амуре	17939
Бикин	16104
Ванино	15167
Вяземский	12999
Чегдомын	11652
Солнечный	11601

Хабаровский край характеризуется постепенным снижением численности постоянного населения: за последние 10 лет население региона сократилось на 100 тыс.чел. - с 1402 до 1303 тыс. чел.

В экономике регионе ведущую роль играют обрабатывающая промышленность, транспорт, добыча полезных ископаемых (уголь, золото, олово и др.). В структуре ВРП около 20% приходится на транспорт, 11% - на обрабатывающую промышленность, 16% - на торговлю.

Преобладание транспорта в структуре ВРП региона определяется транзитным положением Хабаровского края, через территорию которого проходят основные транспортные артерии, соединяющие центральную часть страны и Сибирь с дальневосточными портами и пограничными переходами (Транссиб, БАМ, ВСТО).

Среди крупнейших промышленных предприятий края - авиационный завод в г. Комсомольск-на-Амуре, Амурский судостроительный завод, Хабаровский и Комсомольский НПЗ, завод "Амурсталь" (ООО "Торэкс-Хабаровск").

Протяжённость автомобильных дорог регионального и межмуниципального значения Хабаровского края составляет 3980,6 км. Крупнейшим портом региона является Ванино, входящий в Ванино-Совгаванский транспортно-промышленный узел.

3. Анализ существующего состояния электроэнергетики Хабаровского края за 2016 - 2020 гг.

3.1 Характеристика энергосистемы

Энергосистема Хабаровского края входит в состав Объединенной энергосистемы (ОЭС) Востока. Значительная часть территории региона (в основном на севере края) входит в зону децентрализованного электроснабжения.

Изолированно от ОЭС Востока функционирует Николаевский энергоузел.

На территории энергосистемы Хабаровского края основной генерирующей компанией является филиал АО "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК") "Хабаровская генерация". Филиал АО "Дальневосточная генерирующая компания" "Хабаровская генерация" эксплуатирует следующие электрические станции: Хабаровскую ТЭЦ-1, Хабаровскую ТЭЦ-3, Комсомольскую ТЭЦ-2, Комсомольскую ТЭЦ-1 (входит в состав Комсомольской ТЭЦ-2 на правах подразделения), Комсомольскую ТЭЦ-3, Амурскую ТЭЦ-1, Майскую ГРЭС, Совгаванскую ТЭЦ (введена в эксплуатацию в 2020 году).

Электроснабжение потребителей на территории Николаевского энергорайона осуществляет Николаевская ТЭЦ (филиал АО "Дальневосточная генерирующая компания" "Хабаровская генерация").

Передачу и распределение электроэнергии на территории Хабаровского края осуществляют электросетевые компании: филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС, филиал АО "ДРСК" Хабаровские электрические сети.

В зону обслуживания Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС входят Хабаровский край и Еврейская автономная область. В эксплуатации находятся 4274 км линий электропередачи напряжением 220-500 кВ, 28 подстанций напряжением 220-500 кВ общей трансформаторной мощностью 4778 МВА.

В зону обслуживания филиала АО "ДРСК" Хабаровские электрические сети входит Хабаровский край. В эксплуатации находятся 7990,3 км линий электропередачи напряжением 0,4-110 кВ, 68 подстанций напряжением 110 кВ, 90 подстанций напряжением 35 кВ, 1437 трансформаторных подстанций напряжением 6-10/0,4 кВ.

На территории Хабаровского края действует филиал ПАО "Дальневосточная энергетическая компания" - "Хабаровскэнергосбыт".

Оперативно-диспетчерское управление объектами электроэнергетики на территории Хабаровского края осуществляет Филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области" (Хабаровское РДУ).

3.2 Анализ динамики и структуры потребления электроэнергии. Максимальные электрические нагрузки

Анализ динамики потребления электроэнергии по энергосистеме Хабаровского края за пятилетний период показывает наличие устойчивого растущего тренда электропотребления (таблица 3.2.1).

Таблица 3.2.1 - Динамика электропотребления по энергосистеме Хабаровского края за 2016 - 2020 гг.

	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	Среднегод. темп прироста, %
Энергосистема Хабаровского края и ЕАО, млн кВт*ч, в т.ч.:	9785	9898	10180	10487	10541
годовой темп, %	1,37	1,15	2,85	3,02	0,51	1,78
Энергосистема Хабаровского края, млн кВт*ч	8296	8247	8528	8775	8778
годовой темп, %	0,14	-0,59	3,41	2,90	0,03	1,17

За период с 2016 по 2020 годы спрос на электроэнергию по энергосистеме Хабаровского края (без учета ЕАО) вырос на 6,0% (по отношению к показателю 2015 года) при среднегодовых темпах прироста 1,17%.

Наиболее значительные темпы прироста отмечаются в 2018 - 2019 годы, что обусловлено, главным образом, ростом производства в металлургическом секторе (завод "Амурсталь" (ООО "Торэкс-Хабаровск")), а также увеличением объёмов перекачки нефти по трубопроводу ВСТО и ростом потребления со стороны электрифицированного железнодорожного транспорта в результате увеличения объемов грузоперевозок по Транссибирской магистрали.

В структуре потребления электроэнергии более 40% приходится на сферу услуг и население, в т.ч. 23% - сфера услуг, 18% - население.

Структура потребления электроэнергии по ВЭД представлена на рисунке 3.2.1.

Рисунок 3.2.1 - Структура потребления электроэнергии по ВЭД за 2019 год (данные Росстата)

Удельный вес промышленного производства составляет около 20%, в т.ч. обрабатывающей промышленности - 17%.

Наиболее крупные потребители в энергосистеме представлены в основном предприятиями обрабатывающей промышленности и транспорта (таблица 3.2.2).

Таблица 3.2.2 - Перечень наиболее крупных потребителей электроэнергии энергосистемы Хабаровского края, млн кВт*ч

Наименование потребителя	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (ОАО "РЖД")	662,9	689,5	709,6	732,4	750,4
ООО "Торэкс-Хабаровск" (завод "Амурсталь")	289,1	262,7	509,5	645,4	540,0
АО "ННК-Хабаровский НПЗ"	246,6	244,1	254,2	242,1	253.5
ООО "РН-Комсомольский НПЗ"	207,0	227,8	222,9	208,7	183,7
АО "Ургалуголь"	109,3	124,8	134,4	167,8	182,8
Филиал ПАО "Компания "Сухой" "Комсомольский-на-Амуре авиационный завод им. Ю.А. Гагарина"	120,3	120,2	104,2	112,2	111,4
ООО "Транснефтьэнерго" (НПС-34)	98,9	99,2	90,3	104,1	94,1
МУП г. Хабаровска "Водоканал"	71,0	67,8	75,1	76,0	73.1
ООО "Транснефтьэнерго" (НПС-36)	50,5	52,7	50,5	59,5	61,4
ПАО "Амурский судостроительный завод"	38,7	42,8	46,2	45,9	50,1
АО "Дальтрансуголь"	43,4	44,5	44,2	45,1	47,2
ООО "Транснефть - ДВ" НПС-1,2,3	0,0	0,0	0,0	27,4	33,8

Основные характеристики режимов электропотребления, включая динамику максимумов электрической нагрузки, представлены в таблице 3.2.3.

Таблица 3.2.3 - Основные характеристики режимов электропотребления

Показатели	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
ЭС Хабаровского края и ЕАО, млн кВт*ч	9785	9898	10180	10487	10541
Pmax, МВт	1648	1724	1702	1759	1816
ЧЧИМ, час/год	5938	5742	5981	5962	5805
В т.ч.:
Хабаровский край, млн кВт*ч	8296	8245	8529	8775	8778
Pmax, МВт	1411	1457	1461	1488	1564
ЧЧИМ, час/год	5880	5659	5838	5897	5613

Максимум электрической нагрузки по энергосистеме Хабаровского края и ЕАО за отчётный период увеличился на 193 МВт - с 1623 МВт в 2015 году до 1816 МВт в 2020 году, что соответствует росту на 11,9%.

Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за последние 5 лет представлена в таблице 3.2.4.

Таблица 3.2.4 - Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности

Показатели	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Потребление электроэнергии на душу населения, тыс. кВт.ч/чел.	6,5	6,5	7,0	7,1
Электроёмкость ВРП, кВт.ч/тыс. руб. ВРП, в ценах 2017 года	13,1	13,1	13,9	13,7
Электроёмкость промышленного производства, кВт.ч/тыс. руб. промышленной продукции, в ценах 2017 года	8,1	7,7	6,5	6,6

Наблюдается снижение электроёмкости промышленного производства с 10,6 кВт.ч/тыс. руб. в 2015 году до 6,6 кВт.ч/тыс. руб. в 2019 году.

3.3 Структура установленной электрической мощности

Электроснабжение потребителей на территории Хабаровского края осуществляет АО "ДГК" (филиал "Хабаровская генерация"). Установленная мощность электростанций на территории Хабаровского края на 01.04.2021 составила 2299,3 МВт, в том числе установленная мощность электростанций Объединенного энергорайона - 2168,7 МВт, Николаевского энергорайона - 130,6 МВт.

Перечень электростанций, осуществляющих электроснабжение на территории Хабаровского края, представлен в таблице 3.3.1.

Таблица 3.3.1 - Перечень электростанций, осуществляющих электроснабжение на территории Хабаровского края

Наименование	Принадлежность	Место расположения	Установленная мощность по состоянию на 01.04.2021, МВт
Хабаровская ТЭЦ-1	Филиал АО "ДГК" "Хабаровская генерация"	Хабаровский край, г. Хабаровск	435
Хабаровская ТЭЦ-3	Филиал АО "ДГК" "Хабаровская генерация"	Хабаровский край, г. Хабаровск	720
Комсомольская ТЭЦ-2	Филиал АО "ДГК" "Хабаровская генерация"	Хабаровский край, г. Комсомольск-на-Амуре	212,5
Комсомольская ТЭЦ-3	Филиал АО "ДГК" "Хабаровская генерация"	Хабаровский край, г. Комсомольск-на-Амуре	360
Амурская ТЭЦ-1	Филиал АО "ДГК" "Хабаровская генерация"	Хабаровский край, г. Амурск	285
Майская ГРЭС	Филиал АО "ДГК" "Хабаровская генерация"	Хабаровский край, п. Майский	30,2
Совгаванская ТЭЦ	Филиал АО "ДГК" "Хабаровская генерация"	Хабаровский край, г. Советская Гавань	126,0
Всего по Объединенному энергорайону:			2168,7
Николаевская ТЭЦ	Филиал АО "ДГК" "Хабаровская генерация"	Хабаровский край, г. Николаевск-на-Амуре	130,6
Всего по энергосистеме Хабаровского края:			2299,3

В период 2016 - 2020 гг. произошло изменение установленной мощности электростанций энергосистемы Хабаровского края за счет вывода из эксплуатации оборудования МУП "Хорская ТЭЦ" 01.06.2017 в объеме 5 МВт и оборудования Майской ГРЭС в объеме 48 МВт в 2020 году, а также ввода в эксплуатацию Совгаванской ТЭЦ мощностью 126 МВт. В феврале 2021 года на Комсомольской ТЭЦ-1 выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. N 1 Р-10-29/1.2 (10 МВт).

Структура установленной мощности электростанций энергосистемы Хабаровского края по состоянию на 01.04.2021 представлена на рисунке 3.3.1.

Рисунок 3.3.1. - Структура установленной мощности электростанций энергосистемы Хабаровского края по состоянию на 01.04.2021

Самая крупная электростанция энергосистемы Хабаровского края - Хабаровская ТЭЦ-3 (720 МВт) - составляет практически треть от суммарной установленной мощности электростанций (31,3%).

Состав генерирующего оборудования существующих электростанций энергосистемы Хабаровского края приведён в таблице 3.3.2.

.

Таблица 3.3.2 - Состав генерирующего оборудования существующих электростанций энергосистемы Хабаровского края

Наименование	Номер агрегата	Тип оборудования	Год ввода	Вид топлива	Место расположения	Установленная мощность на 01.04.2021
						МВт	Гкал/час
Электростанции филиала АО "ДГК" Хабаровская генерация
Хабаровская ТЭЦ-1	ТГ 1	ПР-25/30-90/10/0.9	1974		г. Хабаровск	25	74
	ТГ 2	ПТ-25/30-90/10	1954			30	106
	ТГ 3	ПР-25/30-90/10/0.9	1976			25	74
	ТГ 6	ПТ-50-90/13	1964			50	147,4
	ТГ 7	Т-100-130	1967			100	160
	ТГ 8	Т-100-130	1969			100	160
	ТГ 9	Т-100/120-130-2	1972			105	160
	К 1	ТП-170-100-1	1954	Уголь		-	104
	К 2	ТП-170-100-1	1955	Уголь		-	104
	К 3	ТП-170-100-1	1955	Уголь		-	104
	К 6	БКЗ-160-100ФБ	1960	Уголь		-	100
	К 7	БКЗ-220-100Ф	1964	Уголь		-	135
	К 8	БКЗ-220-100Ф	1965	Газ		-	135
	К 9	БКЗ-210-140-9	1996	Газ		-	128
	К 10	БКЗ-210-140Ф	1967	Газ		-	128
	К 11	БКЗ-210-140Ф	1969	Газ		-	128
	К 12	БКЗ-210-140Ф	1970	Газ		-	128
	К 13	БКЗ-210-140Ф	1971	Газ		-	128
	К 14	БКЗ-210-140-1	1972	Газ		-	128
	К 15	БКЗ-210-140-7	1972	Газ		-	128
	К 16	БКЗ-210-140-7	1973	Газ		-	128
	КВ 17	ПТВМ-100	1979	Мазут		-	100
	КВ 18	ПТВМ-100	1981	Мазут		-	100
	КВ 19	ПТВМ-100	1991	Мазут		-	100
Хабаровская ТЭЦ-3	ТГ 1	Т-180/210-130-1	1985		г. Хабаровск	180	260
	ТГ 2	Т-180/210-130-1	1986			180	260
	ТГ 3	Т-180/210-130-1	1987			180	260
	ТГ 4	Т-180/210-130-1	2007			180	260
	К 1	ТПЕ-215	1985	Уголь		-	442
	К 2	ТПЕ-215	1986	Уголь		-	442
	К 3	ТПЕ-215	1987	Уголь		-	442
	К 4	ТПЕ-215	2006	Газ (уголь)		-	442
	К 4	ГМ-50-14/250	1982	Мазут		-	80
	К 5	ГМ-50-14/250	1983	Мазут		-	80
	КВ 1	ПТВМ-180	1979	Газ		-	442
	КВ 2	ПТВМ-180	1979	Мазут		-	442
	КВ 3	ПТВМ-180	1980	Мазут		-	442
Комсомольская ТЭЦ-1	ТГ 2	Р-15-29/1.2	1953		г. Комсомольск-на-Амуре	15	82
	К 2	ПК Бабкок-Вилькокс	1951	Газ		-	77,2
	К 3	ПК Бабкок-Вилькокс	1953	Газ		-	77,2
	К 4	ТП-150-34	1956	Газ		-	96,5
	К 5	БКЗ-75-40	1971	Газ		-	51,5
Комсомольская ТЭЦ-2	ТГ 5	Т-27.5-90	1963		г. Комсомольск-на-Амуре	27,5	50
	ТГ 6	ПТ-60-90/13	1964			60	164
	ТГ 7	Т-55-130	1970			55	92
	ТГ 8	Т-55-130	1970			55	92
	4	БКЗ-160-100-Ф	1963	Газ, уголь		-	97,7
	5	БКЗ-160-100-Ф	1963	Газ, уголь		-	97,7
	6	БКЗ-160-100-Ф	1963	Газ, уголь		-	97,7
	7	БКЗ-210-140-Ф	1968	Газ, уголь		-	125,2
	8	БКЗ-210-140-Ф	1968	Газ, уголь		-	125,2
	9	БКЗ-210-140-Ф	969	Газ, уголь		-	125,2
	10	БКЗ-210-140-Ф	1969	Газ, уголь		-	125,2
Комсомольская ТЭЦ-3	ТГ 1	Т-180\210-130-1	1988		г. Комсомольск-на-Амуре	180	260
	ТГ 2	Т-180\210-130-1	1990			180	260
	К 1	ТПГЕ-215	1988	Газ		-	420
	К 2	ТПГЕ-215	1990	Газ		-	420
	К 1	ГМ-50-14-250	1985	Газ		-	30
	К 2	ГМ-50-14-250	1985	Газ		-	30
	К 3	КВГМ-100	1985	Газ		-	100
	К 4	КВГМ-100	1986	Газ		-	100
Амурская ТЭЦ-1	ТГ 1	ПР-25-90/8.5/1.2	1980		г. Амурск	25	75
	ТГ 2	ПТ-60-90/13	1967			60	164
	ТГ 3	ПТ-60-90/13	1968			60	164
	ТГ 4	ПТ-60-90/13	1974			60	164
	ТГ 5	ПТ-80/100-130/13	1987			80	178
	К 2	БКЗ-220-100-Ф	1967	Газ		-	135
	К 3	БКЗ-220-100-9	1967	Уголь		-	135
	К 4	БКЗ-220-100-9	1968	Уголь		-	135
	К 6	БКЗ-220-100-7	1977	Газ		-	135
	К 7	БКЗ-220-100-7	1979	Газ		-	135
	К 9	БКЗ-210-140-9	1988	Уголь		-	128
	К 10	БКЗ-210-140-9	1991	Уголь		-	128
	КВ 1	КВГМ-100	1981	Мазут		-	100
	КВ 2	КВГМ-100	1981	Мазут		-	100
	КВ 3	КВГМ-100	1982	Мазут		-	100
	КВ 4	КВГМ-100	1985	Мазут		-	100
Николаевская ТЭЦ	ТГ 1	ПТ-12-35/10М	1972		г. Николаевск-на-Амуре	12	49
	ТГ 2	ПТ-12-35/10М	1973			12	49
	ТГ 3	К-50-90-4	1983			55	-
	ТГ 4	Т-50/55-90-4	1987			50	72
	ДУ 1	СГД2-17-44-16	1979			0,8	-
	ДУ 2	СГД2-17-44-16	1979			0,8	-
	К 1	БКЗ-75-39ФБ	1972	Мазут		-	48
	К 2	БКЗ-75-39ФБ	1973	Мазут		-	48
	К 3	БКЗ-75-39ФБ	1975	Газ		-	51
	К 4	БКЗ-160-100ГМ	1983	Мазут		-	98
	К 5	БКЗ-160-100ГМ	1984	Газ		-	98
	К 6	БКЗ-160-100ГМ	1988	Газ		-	98
Майская ГРЭС	ТГ 1	К-12-35	1966		п. Майский	12	0
	ТГ 3	АК-6	1954			6	0
	ТГ 4	К-12-35	1962			12	0
	ДУ 10	АПДС-200	1973			0,2	0
	К 1	ТС-35У	1966	Уголь		-	27,8
	К 2	ТС-35У	1963	Уголь		-	27,8
	К 3	ТС-35У	1962	Уголь		-	27,8
	К 4	ТС-35	1953	Уголь		-	27,8
	К 5	ТС-35	1954	Уголь		-	27,8
	К 6	ТС-35	1955	Уголь		-	27,8
Хабаровская ТЭЦ-2	К 1	ПТВМ-50-2	1977	Газ	г. Хабаровск	-	50
	К 2	ПТВМ-50-2	1976	Газ		-	50
	К 3	ПТВМ-50-2	1975	Мазут		-	50
	К 4	Б-50-14/250	1970	Мазут		-	30
	К 5	Б-50-14/250	1970	Газ		-	30
	К 6	ПТВМ-100	1974	Газ		-	100
	К 7	ПТВМ-100	1978	Газ		-	100
	К 8	КВГМ-100	1984	Газ		-	100
	К 9	КВГМ-100	1993	Газ		-	100
Совгаванская ТЭЦ	ТГ 1	Т-63-13/0,25	2020		г. Советская Гавань	63,0	100
	ТГ 2	Т-63-13/0,25	2020			63,0	100
Совгаванская ТЭЦ	К 1	Е-210-13,8-560	2020	Уголь	г. Советская Гавань	-	-
	К 2	Е-210-13,8-560	2020	Уголь		-	-
	К 3	Е-210-13,8-560	2020	Уголь		-	-

3.4 Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Объёмы выработки электроэнергии на электростанциях АО "ДГК" в Хабаровском крае в 2016 - 2020 гг. приведены в таблице 3.4.1.

Таблица 3.4.1 - Выработка электроэнергии на электростанциях Хабаровского края в 2016 - 2020 гг., млн. кВт*ч

Электростанция	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Хабаровская ТЭЦ-1	1566,4	1577,2	1626,2	1660,0	1658,1
Хабаровская ТЭЦ-3	3222,5	3522,6	3773,1	3202,1	3253,8
Комсомольская ТЭЦ-2	924,7	859,1	878,3	909,4	951,6
Комсомольская ТЭЦ-3	1454,1	1517,3	1618,2	1533,9	1440,7
Амурская ТЭЦ-1	682,0	724,0	804,1	831,5	792,1
Майская ГРЭС	215,1	224,3	204,9	210,5	111,8
Совгаванская ТЭЦ	-	-	-	-	100,9
Николаевская ТЭЦ	296,9	286,5	287,6	283,8	279,9
МУП "Хорская ТЭЦ"	8,172	2,641	-	-	-
Всего по Хабаровскому краю	8369,972	8713,541	9192,3	8631,2	8589,0

Структура выработки электроэнергии на электростанциях АО "ДГК" в Хабаровском крае в 2020 году приведена в таблице 3.4.2.

Таблица 3.4.2 - Структура выработки электроэнергии на электростанциях Хабаровского края в 2020 году, млн. кВт*ч

Электростанция	Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч	Структура, %
Электростанции АО "ДГК"
Хабаровская ТЭЦ-1	1658,082	19,3
Хабаровская ТЭЦ-3	3253,831	37,9
Комсомольская ТЭЦ-2	951,628	11,1
Комсомольская ТЭЦ-3	1440,723	16,8
Амурская ТЭЦ-1	792,106	9,2
Майская ГРЭС	111,809	1,3
Совгаванская ТЭЦ	100,9	1,2
Николаевская ТЭЦ	279,926	3,3
Всего по электростанциям станциям АО "ДГК"	8589,0	100

Основной объём электроэнергии в 2020 году выработан на Хабаровской ТЭЦ-3 (37,9%) и Хабаровской ТЭЦ-1 (19,3%).

Структура выработки электроэнергии на электростанциях энергосистемы Хабаровского края в 2020 году представлена на рисунке 3.4.1.

Рисунок 3.4.1 - Структура выработки электроэнергии на электростанциях АО "ДГК" в Хабаровском крае в 2020 году

3.5 Анализ существующего баланса электрической энергии и мощности

Баланс мощности энергосистемы Хабаровского края (без учета Николаевского энергорайона) представлен в таблице 3.5.1.

Таблица 3.5.1 - Баланс мощности энергосистемы Хабаровского края (без учета Николаевского энергоузла) за 2020 год, МВт

	2020 год
ПОТРЕБНОСТЬ
Собственный максимум	1563,8
Дата прохождения максимума	30.12 (11:00)
Совмещенный с ОЭС Востока максимум	1563,8
Дата прохождения максимума	30.12 (11:00)
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность ТЭС	2178,7
Ограничения установленной мощности ТЭС	108,3
Располагаемая мощность ТЭС (на час максимума)	2070,4
Нагрузка электростанций в час максимума	1343,6
в том числе: ТЭС	1343,6
Фактический резерв	546,8
% резерва к максимуму потребления	35,0
Ремонт	180,0

Баланс мощности энергосистемы Хабаровского края на час прохождения совмещённого с ОЭС Востока максимума электрической нагрузки складывался с избытком мощности. Фактический резерв мощности составил 546,8 МВт (26,4% от располагаемой мощности электростанций энергосистемы). Ограничения мощности электростанций составили 108,3 МВт, в том числе 12,3 МВт - плановые ограничения мощности Комсомольской ТЭЦ-1 и Амурской ТЭЦ-1, 96 МВт - неплановые ограничения на Совгаванской ТЭЦ, функционировавшей на розничном рынке с июля по декабрь 2020 года.

Баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края (без учета Николаевского энергорайона) представлен в таблице 3.5.2.

Таблица 3.5.2 - Баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края за 2020 год

	Ед. измер.	2020 год
ПОТРЕБНОСТЬ
Потребление электрической энергии	млн. кВт*ч	8777,6
ПОКРЫТИЕ
Производство электроэнергии ТЭС	млн. кВт*ч	8309,1
Число часов использования установленной мощности ТЭС, час/год	час/год	3814

Баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края в 2020 году складывался с дефицитом, покрытие которого осуществлялось из ОЭС Востока.

Баланс мощности Николаевского энергорайона представлен в таблице 3.5.3.

Таблица 3.5.3 - Баланс мощности Николаевского энергорайона за 2020 год, МВт

	2020 год
ПОТРЕБНОСТЬ
Собственный максимум	42,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность ТЭС	130,6
Ограничения мощности ТЭС	0
Располагаемая мощность ТЭС (на час максимума)	130,6
Нагрузка электростанций в час максимума	42,0
Фактический резерв (с учетом ремонта и консервации)	88,6
% резерва к максимуму потребления	211,0

Баланс мощности Николаевского энергорайона на час прохождения собственного максимума электрической нагрузки складывался с избытком мощности. Фактический резерв мощности составил 88,6 МВт (67,8% от располагаемой мощности электростанций энергоузла).

Баланс электроэнергии Николаевского энергорайона представлен в таблице 3.5.4.

Таблица 3.5.4 - Баланс электроэнергии Николаевского энергорайона за 2020 год

	Ед. измер.	2020 год
ПОТРЕБНОСТЬ
Потребление электрической энергии	млн. кВт. ч	279,9
ПОКРЫТИЕ
Производство электроэнергии ТЭС	млн. кВт. ч	279,9
Число часов использования установленной мощности ТЭС, час/год	час/год	2143

Баланс электроэнергии Николаевского энергорайона складывался удовлетворительно. Число часов использования установленной мощности ТЭС составило 2143 часов.

3.6 Объёмы и структура топливного баланса электростанций и котельных

Объём и структура топливного баланса электростанций и котельных Хабаровского края приведены в таблице 3.6.1.

Таблица 3.6.1 - Объём и структура топливного баланса электростанций и котельных Хабаровского края в 2020 году, тыс. т у.т.

	Всего	в том числе
		газ	уголь	нефтетопливо	прочее
Годовой расход топлива на электростанциях и котельных филиалов АО "ДГК", в т.ч.	4365,31	2546,47	1804,96	13,88	-
ТЭС	4185,83	2373,52	1798,46	13,85	-
Майская ГРЭС	77,16	-	75,39	1,77	-
Хабаровская ТЭЦ-1	990,32	797,71	190,00	2,61	-
Хабаровская ТЭЦ-3	1383,03	365,26	1010,64	7,13	-
Амурская ТЭЦ-1	386,26	121,38	264,12	0,76	-
Комсомольская ТЭЦ-2	539,11	316,02	223,05	0,04	-
Комсомольская ТЭЦ-3	570,85	570,77	-	0,08	-
ВК "Дземги"	31,93	31,92	-	0,01	-
Николаевская ТЭЦ	171,37	170,46	-	0,91	-
Совгаванская ТЭЦ	35,80	-	35,26	0,54	-
Котельные	179,48	172,95	6,50	0,03	-
Хабаровская ТЭЦ-2	151,09	151,06	-	0,03	-
Ургальская котельная	6,50	-	6,50	-	-
Котельная Волочаевский городок	4,11	4,11	-	0,00	-
Котельная села Некрасовка	17,78	17,78	-	0,00	-

Структура топливного баланса электростанций и котельных Хабаровского края в 2020 году представлена на рисунке 3.6.1.

Рисунок 3.6.1 - Структура топливного баланса электростанций и котельных Хабаровского края в 2020 году

Основными видами топлива, используемого на электростанциях и котельных Хабаровского края, являются газ и уголь. Дизельное топливо используется на ГТГ, установленных на Майской ГРЭС и на Николаевской ТЭЦ в качестве резервного топлива и для запуска дизель-генераторов при пуске электростанции после полного останова.

3.7 Основные характеристики электросетевого хозяйства напряжением 110 кВ и выше

На территории энергосистемы Хабаровского края действуют электрические сети напряжением 500/220/110/35 кВ. По состоянию на 01.01.2021 на территории Хабаровского края находится в эксплуатации 6391,5 км ЛЭП напряжением 110 кВ и выше.

Электрические сети напряжением 220-500 кВ энергосистемы Хабаровского края выполняют системообразующие функции, относятся к объектам магистральной электрической сети ПАО "ФСК ЕЭС" и обслуживаются филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС.

Электрические сети напряжением 110 кВ и ниже энергосистемы Хабаровского края выполняют распределительные функции, относятся к объектам АО "ДРСК" и обслуживаются филиалом АО "ДРСК" "Хабаровские электрические сети".

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кВ и выше и электростанций энергосистемы Хабаровского края представлена в Приложении А.

Протяжённость ЛЭП, а также трансформаторная мощность ПС, расположенных на территории энергосистемы Хабаровского края (с разбивкой по классам напряжения) по состоянию 01.01.2021 приведены в таблице 3.7.1 и рисунках 3.7.1 - 3.7.2.

Протяжённость ЛЭП и трансформаторная мощность ПС энергосистемы Хабаровского края показана только по территории Хабаровского края (без учёта Еврейской автономной области).

Таблица 3.7.1 - Протяжённость ВЛ и КЛ и трансформаторная мощность ПС, расположенных на территории энергосистемы Хабаровского края (по состоянию на 01.01.2021)

Класс напряжения, кВ	Протяжённость ВЛ и КЛ, км	Трансформаторная мощность ПС, МВА
500 кВ	694,9	1190
220 кВ	3356,6	2582
110 кВ	2340,0	2662

Рисунок 3.7.1 - Протяжённость ЛЭП энергосистемы Хабаровского края

Рисунок 3.7.2 - Трансформаторная мощность ПС энергосистемы Хабаровского края

Вводы ЛЭП и трансформаторной мощности на ПС 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края в период 2016 - 2020 гг. представлены в таблице 3.7.2.

Таблица 3.7.2 - Вводы ЛЭП и трансформаторной мощности на ПС 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края в период 2016 - 2020 гг.

N п/п	Класс напряжения, кВ	Принадлежность к компании	Наименование объекта	Год ввода
1	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Ургал на две линейные и секционную ячейки для присоединения к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" электроустановок АО "Ургалуголь"	2016
2	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ВЛ Хабаровская ТЭЦ-3 - Амур (Л-222), 14,9 км	2016
3	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	КВЛ 220 кВ РЦ - Амур (Л-218), 6,619 км	2016
4	110	Филиал АО "ДРСК" Хабаровские электрические сети	Реконструкция ВЛ-110 кВ Николаевск - Многовершинная (С-171, С-172, С-174)	2016
5	110	Филиал АО "ДРСК" Хабаровские электрические сети	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ ГВФ	2017
6	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ПС 220 кВ НПС-2, 2x10 МВА	2017
7	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ПС 220 кВ НПС-3, 2x10 МВА	2017
8	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС-3, 125,636 км	2017
9	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ВЛ 220 кВ НПС-2 - Старт, 224,603 км	2017
10	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ВЛ 220 кВ Старт - НПС-3, 143,267 км	2017
11	110	Филиал АО "ДРСК" Хабаровские электрические сети	ПС 110 кВ Транспортная, 2х40 МВА	2017
12	110	Филиал АО "ДРСК" Хабаровские электрические сети	двухцепная ВЛ 110 кВ Ванино - Транспортная, 2x6 км	2017
13	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ПС 220 кВ НПС-1, 2x10 МВА	2018
14	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС-1 с отпайкой на ПС Литовко, 78,739 км	2018
15	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ВЛ 220 кВ Хабаровская - НПС-1, 99,041 км	2018
16	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ВЛ 220 кВ Хабаровская - НПС-2 с отпайкой на ПС Литовко, 175,29 км	2018
17	110/35	Филиал АО "ДРСК" Хабаровские электрические сети	Реконструкция ПС 35/6 кВ Городская и ПС 110/6 кВ Береговая с кабельными линиями 35 кВ ПС Береговая - ПС Городская г. Комсомольск-на-Амуре	2018
18	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ПС 220 кВ Восток, 2x63 МВА Заходы ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир-2 на ПС 220 кВ Восток, 2x9,2 км	2019
19	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	Реконструкция ПС 220 кВ Ванино с установкой АТ 220/110/35 кВ, 1x125 МВА	2019
20	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ВЛ 220 кВ Комсомольская - Селихино N 2, 56 км	2019
21	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино, 329,7 км	2019
22	110	Филиал АО "ДРСК" Хабаровские электрические сети	ПС 110 кВ Окоча, 2х25 МВА	2019
23	110	Филиал АО "ДРСК" Хабаровские электрические сети	ПС 110 кВ Эгге, 2х25 МВА	2019
24	110	Филиал АО "ДРСК" Хабаровские электрические сети	двухцепная ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Окоча, 2x14,174 км	2019
25	110	Филиал АО "ДРСК" Хабаровские электрические сети	ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Эгге, 2,45 км	2019
26	220	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровское ПМЭС	ПС 220 кВ Тырма, 1x10 МВА	2020

Перечень трансформаторов/автотрансформаторов (Т/АТ) 110-500 кВ энергосистемы Хабаровского края по состоянию на 01.01.2021 приведён в Приложении Б.

Перечень ЛЭП 110-500 кВ энергосистемы Хабаровского края по состоянию на 01.01.2021 приведён в Приложении В.

Возрастная структура ЛЭП 110-500 кВ на 2021 и 2025 годы представлена в таблице 3.7.4 и на рисунках 3.7.3 - 3.7.4.

Возрастная структура (авто)-трансформаторов 110-500 кВ на 2021 и 2025 годы представлена в таблице 3.7.5 и на рисунках 3.7.5 - 3.7.6.

Таблица 3.7.4 - Возрастная структура ЛЭП 110-500 кВ энергосистемы Хабаровского края

Возраст ЛЭП	2021 г.			2025 г.
	Номинальное напряжение
	500 кВ	220 кВ	110 кВ	500 кВ	220 кВ	110 кВ
50 лет и более	0,0%	0,0%	24,4%	0,0%	14,7%	32,2%
40 - 49 лет	0,0%	40,2%	26,9%	52,4%	41,6%	49,6%
35 - 39 лет	52,4%	34,1%	30,5%	0,0%	24,3%	8,7%
менее 35 лет	47,6%	25,7%	18,2%	47,6%	19,4%	9,6%

Рисунок 3.7.3 - Возрастная структура ЛЭП энергосистемы Хабаровского края по состоянию на 2021 год

Рисунок 3.7.4 - Возрастная структура ЛЭП энергосистемы Хабаровского края по состоянию на 2025 год

Таблица 3.7.5 - Возрастная структура (авто)-трансформаторов 110-500 кВ энергосистемы Хабаровского края

	2021 г.			2025 г.
	Номинальное напряжение обмотки ВН
Возраст Т/АТ	500 кВ	220 кВ	110 кВ	500 кВ	220 кВ	110 кВ
30 лет и более	47,4%	54,5%	82,5%	47,4%	59,3%	83,1%
25 - 29 лет	0,0%	4,8%	0,6%	0,0%	7,3%	0,0%
менее 25 лет	52,6%	40,7%	16,9%	52,6%	33,4%	16,9%

Рисунок 3.7.5 - Возрастная структура Т/АТ энергосистемы Хабаровского края по состоянию на 2021 год

Рисунок 3.7.6 - Возрастная структура Т/АТ энергосистемы Хабаровского края по состоянию на 2025 год

Средний возраст ЛЭП и трансформаторов на 2021 год приведён в таблице 3.7.6.

Таблица 3.7.6 - Средний возраст ЛЭП и (авто)-трансформаторов энергосистемы Хабаровского края

	500 кВ	220 кВ	110 кВ
Средний возраст ВЛ/КЛ, лет	31,7	32,5	41,1
Средний возраст Т/АТ, лет	15,2	25,8	35,6

Анализ возрастной структуры ЛЭП и трансформаторного оборудования подстанций 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края показал, что по состоянию на 01.01.2021:

- 24,4% ЛЭП напряжением 110 кВ имеют срок службы 50 лет и более. Средний возраст ЛЭП 500 кВ - 32 года, 220 кВ - 33 года, 110 кВ - 41 год;

- 54,5% ПС 220 кВ и 82,5% ПС 110 кВ эксплуатируются с трансформаторами со сроком службы 30 лет и более. Средний возраст установленных трансформаторов с ВН 500 кВ - 15 лет, с ВН 220 кВ - 26 лет, с ВН 110 кВ - 36 лет.

Основные внешние электрические связи энергосистемы Хабаровского края

Энергосистема Хабаровского края имеет следующие электрические связи с энергосистемами ОЭС Востока:

- с энергосистемой Приморского края:

- ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Хехцир 2,

- ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС - Розенгартовка/т,

- ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС - Бикин/т,

- ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС - НПС-36,

- ВЛ 110 кВ Приморская ГРЭС - Бикин;

- с энергосистемой Амурской области:

- ВЛ 220 кВ Февральская - Этеркан (вдоль БАМа);

- с энергосистемой Еврейской автономной области:

- ВЛ 500 кВ Хабаровская - Хехцир-2,

- ВЛ 500 кВ Хабаровская - Комсомольская,

- ВЛ 220 кВ Лондоко - Ургал с отпайками,

- ВЛ 220 кВ Левобережная - РЦ,

- ВЛ 220 кВ Волочаевка/т - РЦ,

- ВЛ 220 кВ Хабаровская - НПС-2 с отпайкой на ПС 220 кВ Литовко,

- ВЛ 220 кВ Хабаровская - НПС-1.

Выводы

1. За период с 2016 по 2020 годы спрос на электроэнергию по энергосистеме Хабаровского края вырос на 6,0% (по отношению к показателю 2015 года) до 8878 млн кВт.ч при среднегодовых темпах прироста 1,17%. Максимум электрической нагрузки по энергосистеме Хабаровского края и ЕАО за отчётный период увеличился на 193 МВт - с 1623 МВт в 2015 году до 1816 МВт в 2019 году, что соответствует росту на 11,9%.

2. Установленная мощность электростанций на территории Хабаровского края на 01.04.2021 составила 2299,3 МВт, в том числе установленная мощность электростанций Объединенного энергорайона - 2168,7 МВт, Николаевского энергорайона - 130,6 МВт.

3. На электростанциях Хабаровского края в 2020 году выработано 8589,0 млн. кВт. ч.

4. Годовой расход топлива на электростанциях и котельных филиалов АО "ДГК" в 2020 году составил 4489,25 тыс. т.у.т. В структуре использованного в 2020 году топлива преобладает газ - 57%, доля угля составила 43%, доля нефтетоплива составила 0,3%.

5. Всего в энергосистеме Хабаровского края находится в эксплуатации 6391,5 км ЛЭП 110 кВ и выше и 6434 МВА трансформаторной мощности высшим напряжением 110 кВ и выше. Средний возраст ЛЭП 500 кВ - 32 года, 220 кВ - 33 год, 110 кВ - 41 год; средний возраст установленных трансформаторов с ВН 500 кВ - 15 лет, с ВН 220 кВ - 26 лет, с ВН 110 кВ - 36 лет.

4. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики Хабаровского края

Состояние генерирующего и электросетевого оборудования

Значительный объём устаревшего электротехнического оборудования, находящегося в эксплуатации и имеющего высокую степень износа, приводит к необходимости ежегодного увеличения эксплуатационных и ремонтных затрат и ведёт к снижению надёжности электроснабжения существующих потребителей региона и энергосистемы в целом.

Износ основного оборудования электростанций АО "ДГК" на территории Хабаровского края (филиал "Хабаровская генерация") является одной из главных проблем энергосистемы Хабаровского края. По турбинному оборудованию электростанций физический износ в настоящее время составляет от 34 до 99%%, генераторное оборудование в среднем отработало от 40 до 70 лет.

Основной задачей развития генерирующих мощностей в энергосистеме Хабаровского края на перспективу, в том числе ближайшую, является замещение отработавшего парковый ресурс генерирующего оборудования новым с использованием современных передовых технологий.

Анализ загрузки трансформаторов и автотрансформаторов на ПС 110 кВ и выше

С целью выявления возможных перегрузок трансформаторов и автотрансформаторов на ПС 110 кВ и выше в энергосистеме Хабаровского края проведён анализ загрузки подстанций на основании актуального отчётного потокораспределения в энергосистеме Хабаровского края в час максимума нагрузки 2019 года. Допустимый уровень нагрузки трансформаторов принят в соответствии с Приказом Минэнерго России от 08.02.2019 N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики".

Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ и выше в энергосистеме Хабаровского края в режиме зимнего максимума нагрузки 2019 года представлена в таблице 4.1. Решения о необходимости замены трансформаторного оборудования приведены в главе 5.4 (на основании результатов расчетов электрических режимов на перспективу).

Таблица 4.1 - Загрузка (авто)- трансформаторов ПС 110 кВ и выше в энергосистеме Хабаровского края в режиме зимнего максимума нагрузки 2019 года

N	Uном ПС, кВ	Наименование ПС	Диспетчерское наименование Т/АТ	Тип	Номинальная мощность Т/АТ (полная), МВА	S, МВА	S, %
1	500	Комсомольская	1АТ	3xАОДЦТН-167000/500/220/10	167	89,0	53,3
2	500	Комсомольская	3АТ	АТДЦТН-63000/220/110/10	63	31,8	50,5
3	500	Комсомольская	4АТ	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	61,8	49,4
4	500	Хехцир-2	1АТ	3xАОДЦТН-167000/500/220/10	167	36,7	21,9
5	220	Аван/т	1Т	ТРДН-40000/220/6/6	40	6,3	15,8
6	220	Аван/т	2Т	ТРДН-40000/220/6/6	40	5,4	13,5
7	220	Амур	1АТ	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	0,2	0,2
8	220	Амур	2АТ	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	0,2	0,2
9	220	Березовая	1Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	8,6	34,4
10	220	Березовая	2Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	8,6	34,4
11	220	Бикин/т	1Т	ТРДН-40000/220/10/6	40	9,0	22,6
12	220	Бикин/т	2Т	ТРДН-40000/220/10/6	40	9,0	22,6
13	220	Ванино	1АТ	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	26,0	20,8
14	220	Ванино	2АТ	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	38,0	30,4
15	220	Ванино	3Т	ТДТН-40000/110/35/10	40	18,9	47,3
16	220	Ванино	4Т	ТДТН-40000/110/35/10	40	18,9	47,3
17	220	Восток	1Т	ТДТН-63000/220/10	63	0,0	0,0
18	220	Восток	2Т	ТДТН-63000/220/10	63	0,0	0,0
19	220	Высокогорная	1Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	5,6	22,2
20	220	Высокогорная	2Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	5,6	22,2
21	220	Гидролизная	1Т	ТДТН-25000/220/35/6	25	2,3	9,0
22	220	Гидролизная	2Т	ТДТН-25000/220/35/6	25	2,3	9,0
23	220	Горин	1Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	10,1	40,3
24	220	Горин	2Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	10,1	40,3
25	220	ГПП-4*	1Т	ТРДН-160000/220/35	160	0,0*	0,0
26	220	ГПП-4*	2Т	ТРДН-160000/220/35	160	82,7*	51,7
27	220	Джамку	1Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	10,9	43,6
28	220	Джамку	2Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	10,9	43,6
29	220	Дормидонтовка/т	2Т	ТРДН-40000/220/10/6	40	5,0	12,5
30	220	Князе-Волконка	1АТ	АТДЦТН-63000/220/110/35	63	27,3	43,3
31	220	Кругликово/т	1Т	ТРДН-40000/220/10/6	40	6,2	15,4
32	220	Кругликово/т	2Т	ТРДН-40000/220/10/6	40	6,0	14,9
33	220	Литовко	1Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	1,3	5,4
34	220	Литовко	2Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	20,2	80,6
35	220	НПС-1	1Т	ТДН-10000/220/10	10	1,4	13,8
36	220	НПС-1	2Т	ТДН-10000/220/10	10	1,4	13,8
37	220	НПС-2	1Т	ТДН-10000/220/10	10	1,2	12,0
38	220	НПС-2	2Т	ТДН-10000/220/10	10	1,3	13,5
39	220	НПС-3	1Т	ТДН-10000/220/10	10	1,6	15,9
40	220	НПС-3	2Т	ТДН-10000/220/10	10	1,6	15,9
41	220	НПС-34	1Т	ТДН-25000/220/10	25	7,0	28,1
42	220	НПС-34	2Т	ТДН-25000/220/10	25	4,8	19,0
43	220	НПС-36	1Т	ТРДН-25000/220/10/10	25	3,2	12,6
44	220	НПС-36	2Т	ТРДН-25000/220/10/10	25	3,2	12,6
45	220	Парус	1АТ	АТДЦТН-63000/220/110/10	63	20,0	31,7
46	220	Парус	2АТ	АТДЦТН-63000/220/110/10	63	20,0	31,7
47	220	Розенгартовка/т	1Т	ТРДН-40000/220/10/6	40	3,3	8,1
48	220	Розенгартовка/т	2Т	ТРДН-40000/220/10/6	40	3,3	8,1
49	220	РЦ	1АТ	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	48,9	39,1
50	220	РЦ	2АТ	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	50,3	40,2
51	220	РЦ	1Т	ТДТН-63000/110/35/6	63	17,3	27,4
52	220	РЦ	2Т	ТДТН-63000/110/35/6	63	15,4	24,5
53	220	Селихино	1АТ	АТДЦТН-63000/220/110/10	63	7,1	11,3
54	220	Старт	1АТ	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	35,4	28,3
55	220	Старт	2АТ	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	38,9	31,1
56	220	Сулук	1Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	9,9	39,5
57	220	Сулук	2Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	9,9	39,5
58	220	Тырма	1Т	ТДН-10000/220/10	10	3,1	31,0
59	220	Уктур	2-Т	ТДТН-10000/220/10	10	1,0	10,0
60	220	Ургал	1АТ	АТДЦТН-63000/220/110/35	63	15,4	24,4
61	220	Ургал	2АТ	АТДЦТН-63000/220/110/35	63	23,9	37,9
62	220	Хехцир	1АТ	АТДЦТН-63000/220/110/6	63	14,8	23,4
63	220	Хехцир	2АТ	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	37,7	30,2
64	220	Этеркан	1Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	2,3	9,3
65	220	Этеркан	2Т	ТДТН-25000/220/35/10	25	2,3	9,3
66	110	Азимут	1Т	ТДН - 10000/110/10	10	0,0	0,0
67	110	Азимут	2Т	ТМН - 6300/110/10	6,3	1,4	22,1
68	110	АК	1Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	11,3	45,2
69	110	АК	2Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	20,5	82,0
70	110	Байкальская	1Т	ТДТН - 10000/110/35/6	10	5,5	54,8
71	110	Байкальская	2Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	3,3	13,3
72	110	БАМ ПТФ	1Т	ТДТН - 10000/110/38,5/11	10	2,8	28,1
73	110	Белая гора	1Т	ТМ - 6300/110/6	6,3	4,5	71,7
74	110	Белая гора	2Т	ТМН - 6300/110/6	6,3	5,4	86,0
75	110	Береговая	1Т	ТДТН - 25000/110/38,5/6,6	25	8,9	35,7
76	110	Береговая	2Т	ТДТН - 25000/110/38,5/6,6	25	10,0	39,8
77	110	Березовка	1Т	ТДН - 10000/110/6	10	1,1	11,0
78	110	Березовка	2Т	ТДН - 10000/110/6	10	3,2	32,0
79	110	Бикин	1Т	ТДН - 16000/110/10	16	5,3	33,1
80	110	Бикин	2Т	ТДН - 10000/110/10	10	9,6	96,0
81	110	Бройлерная-2	1Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	5,9	93,7
82	110	Бройлерная-2	2Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	1,0	15,9
83	110	Водозабор	1Т	ТДН - 16000/110/10	16	1,2	7,6
84	110	Водозабор	2Т	ТДН - 16000/110/10	16	0,2	1,3
85	110	Восточная	1Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	20,5	82,0
86	110	Восточная	2Т	ТДТНГ - 20000/110/35/6	20	5,4	27,0
87	110	Вяземская	1Т	ТДТН - 10000/110/35/10	10	4,7	47,0
88	110	Вяземская	2Т	ТДН - 10000/110/10	10	4,5	45,0
89	110	Гайтер	1Т	ТРДН - 40000/110/10,5	40	1,6	4,1
90	110	Гайтер	2Т	ТРДН - 40000/110/10,5	40	0,5	1,3
91	110	ГВФ	1Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	7,7	30,8
92	110	ГВФ	2Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	14,3	57,2
93	110	ГВФ	3Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	-	-
94	110	Горная	1Т	ТДН - 10000/110/6	10	4,3	42,9
95	110	Горная	2Т	ТМ - 6300/110/6	6,3	0,0	0,0
96	110	Городская	1Т	ТРДН - 40000/110/6	40	7,6	19,1
97	110	Городская	2Т	ТРДН - 40000/110/6	40	8,9	22,3
98	110	Горький	1Т	ТДТН - 40000/110/35/6	40	23,6	59,0
99	110	Горький	2Т	ТДТН - 40000/110/35/6	40	21,4	53,5
100	110	ГПП-5	1Т	ТДТН - 63000/110/10	63	5,3	8,4
101	110	ГПП-5	2Т	ТДТН - 63000/110/10	63	5,3	8,4
102	110	Гродеково	1Т	ТДТН - 16000/110/35/10	16	7,7	48,1
103	110	Гродеково	2Т	ТДТН - 16000/110/35/10	16	2,9	18,1
104	110	ДВПТФ	1Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	0,5	7,9
105	110	Дормидонтовка	1Т	ТМТ - 6300/110/35/10	6,3	1,1	17,5
106	110	Елабуга	1Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	3,3	52,4
107	110	Здоровье	1Т	ТДН - 16000/110/6	16	5,0	31,3
108	110	Здоровье	2Т	ТДН - 16000/110/6	16	4,3	26,9
109	110	Золотая	1Т	ТМН - 2500/110/10	2,5	0,1	4,0
110	110	К	1Т	ТДТН - 40000/110/38,5/6,3	40	2,2	5,5
111	110	Картель	1Т	ТДН - 10000/110/10	10	1,9	19,4
112	110	Картель	2Т	ТДН - 10000/110/10	10	1,0	9,5
113	110	КАФ	1Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	14,5	58,0
114	110	КАФ	2Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	18,1	72,4
115	110	Кедровая	1Т	ТДН - 16000/110/10	16	0,0	0,0
116	110	Кедровая	2Т	ТДН - 16000/110/10	16	0,1	0,6
117	110	Комсомольский НПЗ	1Т	ТДТН - 25000/110/6	25	16,6	66,4
118	110	Комсомольский НПЗ	2Т	ТДТН - 25000/110/6	25	14,6	58,4
119	110	Корфовская	1Т	ТДТН - 10000/110/35/10	10	7,2	72,0
120	110	Корфовская	2Т	ТДТН - 16000/110/35/10	16	15,8	98,8
121	110	Котиково	1Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	1,0	15,9
122	110	Котиково	2Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	0,0	0,0
123	110	КПУ	1Т	ТДТН - 16000/110/10	16	2	17,5
124	110	КПУ	2Т	ТДТН - 16000/110/10	16	2,7	8,8
125	110	Красицкая	1Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	0,5	7,8
126	110	Красицкая	2Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	0,3	4,4
127	110	КСК	1Т	ТДТН - 16000/110/38,5/11	16	2,0	12,6
128	110	Лермонтовка	1Т	ТМН - 6300/110/10	6,3	3,5	55,6
129	110	Лермонтовка	2Т	ТМТГ - 5600/110/35/10	5,6	0,0	0,0
130	110	Лиан	1Т	ТМН - 2500/110/10	2,5	0,0	0,4
131	110	Лиан	2Т	ТМН - 2500/110/10	2,5	0,0	0,0
132	110	Маго	1Т	ТДЦП - 16000/110/10	16	1,5	9,6
133	110	МЖК	1Т	ТДН - 16000/110/6	16	6,5	40,6
134	110	МЖК	2Т	ТДН - 16000/110/6	16	4,3	26,9
135	110	Многовершинная	1Т	ТДТН - 10000/110/35/6	10	8,3	82,6
136	110	Многовершинная	2Т	ТДТН - 10000/110/35/6	10	9,0	90,4
137	110	Молодежная	1Т	ТМ - 6300/110/6	6,3	0,0	0,0
138	110	Молодежная	2Т	ТМ - 6300/110/6	6,3	2,5	39,7
139	110	Мухен	1Т	ТМТГ - 7500/110/35/6	7,5	0,0	0,0
140	110	Мухен	2Т	ТМТГ - 5600/110/35/6	5,6	1,3	23,2
141	110	НПЗ	1Т	ТРДН - 32000/110/6	32	7,7	24,1
142	110	НПЗ	2Т	ТРДН - 32000/110/6	32	3,5	10,9
143	110	НПЗ-2	1Т	ТРДН - 25000/110/6	25	7,7	30,8
144	110	НПЗ-2	2Т	ТРДН - 25000/110/6	25	7,7	30,8
145	110	ОБОР	1Т	ТМН - 2500/110/10	2,5	0,4	16,0
146	110	Осиновая речка	1Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	2,0	31,7
147	110	Осиновая речка	2Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	2,3	36,5
148	110	Падали	1Т	ТМН - 2500/110/6	2,5	1,0	38,8
149	110	Петровичи	1Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	3,3	52,4
150	110	Петровичи	2Т	ТМТН - 6300/110/35/10	6,3	1,3	20,6
151	110	Пивань	1Т	ТДН - 10000/110/10	10	0,0	0,0
152	110	Пивань	2Т	ТДН - 10000/110/10	10	2,1	21,3
153	110	Племрепродуктор	1Т	ТДТН - 16000/110/35/10	16	5,8	36,3
154	110	Племрепродуктор	2Т	ТДТН - 16000/110/35/10	16	4,8	30,0
155	110	Привокзальная	1Т	ТДН - 16000/110/6,6	16	7,8	48,4
156	110	Привокзальная	2Т	ТДН - 16000/110/6,6	16	6,8	42,6
157	110	Ручей	1Т	ТМН - 6300/110/6	6,3	0,4	6,5
158	110	Ручей	2Т	ТМН - 2500/110/6	2,5	0,5	20,8
159	110	Северная	1Т	ТДТН - 10000/110/35/6	10	0,7	7,0
160	110	Северная	2Т	ТДТН - 10000/110/35/6	10	0,3	2,6
161	110	Сидима	1Т	ТМН - 2500/110/10	2,5	0,6	24,0
162	110	Сита	1Т	ТМТГ - 5600/110/35/10	5,6	0,6	10,7
163	110	СМР	1Т	ТДТН - 40000/110/35/6	40	10,1	25,3
164	110	СМР	2Т	ТДТН - 40000/110/35/6	40	11,2	28,0
165	110	Солнечная	1Т	ТМН - 6300/110/6	6,3	1,5	23,8
166	110	Солнечная	2Т	ТМН - 6300/110/6	6,3	1,7	27,3
167	110	Сукпай	1Т	ТДН - 10000/110/10	10	0,4	4,0
168	110	Сукпай	2Т	ТДН - 10000/110/10	10	0,4	4,0
169	110	Т	1Т	ТДТН - 40000/110/35/6	40	17,3	43,3
170	110	Т	2Т	ТДТН - 40000/110/35/6	40	14,7	36,7
171	110	Т	3Т	ТДТН - 40000/110/6/6	40	0,0	0,0
172	110	Хор	1Т	ТДТН - 16000/110/35/6	16	2,3	14,4
173	110	Хор	2Т	ТДТН - 16000/110/35/6	16	5,0	31,3
174	110	Хурба	1Т	ТДТН - 10000/110/35/10	10	2,5	25,1
175	110	Хурба	2Т	ТДТН - 16000/110/35/10	16	4,5	28,1
176	110	ХЭС	1Т	ТДТН - 40000/110/35/6	40	16,2	40,5
177	110	ХЭС	2Т	ТДТН - 40000/110/35/6	40	29,0	72,5
178	110	Ц	1Т	ТДТН - 40000/110/35/6	40	8,4	21,0
179	110	Ц	2Т	ТДТН - 40000/110/35/6	40	11,1	27,8
180	110	ЦОФ	1Т	ТДН - 15000/110/6	15	2,5	16,7
181	110	ЦОФ	2Т	ТДН - 15000/110/6	15	0,0	0,0
182	110	Эльбан	1Т	ТДТН - 16000/110/38,5/6,6	16	5,3	33,0
183	110	Эльбан	2Т	ТДТН - 16000/110/38,5/6,6	16	6,1	38,3
184	110	Энергомаш	1Т	ТРДН - 25000/110/6	25	4,2	16,8
185	110	Энергомаш	2Т	ТРДН - 25000/110/6	25	6,1	24,4
186	110	Южная	1Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	10,2	40,8
187	110	Южная	2Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	10,0	40,0
188	110	ЮМР	1Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	18,3	73,2
189	110	ЮМР	2Т	ТДТН - 25000/110/35/6	25	12,9	51,6

* вследствие неравномерности нагрузки ПС 220 кВ ГПП-4 в течение суток, загрузка трансформаторов этой ПС указана в соответствии с отчётным потокораспределением зимнего минимума нагрузки 2019 г.

В таблице 4.2 представлена загрузка ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в энергосистеме Хабаровского края в режиме зимнего максимума нагрузки 2019 года.

Таблица 4.2 - Загрузка ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в энергосистеме Хабаровского края в режиме зимнего максимума нагрузки 2019 года

N	Диспетчерское наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Iдоп расч, А	I, А	Iзагр, %	S, МВА	S, МВА
1	ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Хехцир 2	АС-300/66	2000	434	21,7	373,6+99,6j	386,6
2	ВЛ 500 кВ Хабаровская - Комсомольская	АС-300/39 АС-300/204	2000	223	11,2	-39,6-192,7j	196,7
3	ВЛ 500 кВ Хабаровская - Хехцир 2	АС-300/66 АС-500/336	2000	514	25,7	413,6-185j	453,1
4	ВЛ 220 кВ Комсомольская - Селихино N 2	АС-300/40	1000	82	8,2	25,9-22,4j	34,2
5	ВЛ 220 кВ Аван/т - Бикин/т	АС-400/51	1000	106	10,6	43,1-10,9j	44,5
6	ВЛ 220 кВ Аван/т - Розенгартовка/т	АС-400/51	1000	94	9,4	34,9-3,8j	35,1
7	ВЛ 220 кВ Березовая - Горин	АС-240/32	630	90	14,3	-35,5-9j	36,6
		АС-300/39
8	ВЛ 220 кВ Хехцир 2 - Восток	АС-400/51	1000	102	10,2	-41+10,5j	42,3
9	ВЛ 220 кВ Высокогорная - Ванино	АС-300/39	320	63	19,7	23,9+10,3j	26,0
10	ВЛ 220 кВ Гидролизная - Аван/т	АС-400/51	1000	107	10,7	44,1-7,4j	44,7
11	ВЛ 220 кВ Горин - Старт	АС-240/32	630	103	16,3	-40,4+12,6j	42,3
12	ВЛ 220 кВ Джамку - Березовая	АС-240/32	630	73	11,6	-27,8+11,3j	30,0
13	ВЛ 220 кВ Дормидонтовка/т - Аван/т	АС-400/51	1000	116	11,6	44,4-20j	48,7
14	ВЛ 220 кВ Комсомольская - ГПП-4	АС-400/51	774	50	6,5	-14,2+15,4j	20,9
		АС-300/39
15	ВЛ 220 кВ Комсомольская - Селихино N 1	АС-400/93	1000	77	7,7	25,9-19,1j	32,2
16	ВЛ 220 кВ Комсомольская - Старт N 2 с отпайкой на ПС ГПП-4	АС-400/51	630	56	8,9	-14,2+18,2j	23,1
		АС-300/39
17	ВЛ 220 кВ Комсомольская - Старт N 3	АС-300/39	630	71	11,3	-18,3+23,4j	29,7
		АС-240/32
18	ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС-1 с отп. на ПС Литовко	АС-300/39	630	54	8,6	6-21,3j	22,1
19	ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС-3	АС-300/39	630	82	13,0	-17,2-28,3j	33,1
20	ВЛ 220 кВ НПС-2 - Старт	АС-300/39	630	0	0,0	0+0j	0,0
21	ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС - Бикин/т	АС-400/51	630	71	11,3	-28,5+6,2j	29,2
22	ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС - НПС-36	АС-400/51	1000	99	9,9	-40,9+6,6j	41,4
23	ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС - Розенгартовка/т	АС-400/51	630	74	11,7	-29,7+9,5j	31,2
24	ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино	АС-300/39	1000	98	9,8	27,7-24,2j	36,8
25	ВЛ 220 кВ Селихино - Уктур	АС-300/39	320	77	24,1	30,6+10,1j	32,2
26	ВЛ 220 кВ Старт - НПС-3	АС-300/39	630	55	8,7	-18,4-12j	22,0
27	ВЛ 220 кВ Старт - Парус	АС-240/32	630	90	14,3	-37,2-2,5j	37,3
28	ВЛ 220 кВ Сулук - Джамку	АС-240/32	630	70	11,1	-23,2+13,8j	27,0
29	ВЛ 220 кВ Уктур - Высокогорная	АС-300/39	320	86	26,9	29,5+19,9j	35,6
30	ВЛ 220 кВ Ургал - Сулук	АС-240/32	630	69	11,0	-22,3+16,3j	27,6
31	ВЛ 220 кВ Ургал - Этеркан	АС-300/39	630	27	4,3	-14+10,7j	17,6
32	ВЛ 220 кВ Февральская - Этеркан	АС-300/39	630	66	10,5	3,3-23,9j	24,1
33	ВЛ 220 кВ Хабаровская - НПС-1	АС-300/39	630	57	9,0	-3,9+23,1j	23,4
34	ВЛ 220 кВ Хабаровская - НПС-2 с отп. на ПС Литовко	АС-300/39	630	40	6,3	-8,6+13,7j	16,2
35	ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Восток	АС-400/51	1000	106	10,6	41,1-17,6j	44,7
36	ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - РЦ	АС-400/51	1000	96	9,6	19,2+36,4j	41,2
37	ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 с отпайкой на ПС НПС-34	АС-400/51	1000	111	11,1	43,3-17,4j	46,7
38	ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 I цепь с отпайкой на ПС Князе-Волконка	АС-400/51	1000	120	12,0	49,7-2,3j	49,8
39	ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 II цепь с отпайкой на ПС НПС-34	АС-400/51	1000	143	14,3	56,9-16,9j	59,4
40	ВЛ 220 кВ Хехцир - Гидролизная с отпайкой на ПС Кругликово/т	АС-400/51	1000	141	14,1	54,3-22,3j	58,7
41	ВЛ 220 кВ Хехцир - Дормидонтовка/т с отпайкой на ПС Кругликово/т	АС-400/51	1000	141	14,1	54,1-23j	58,8
42	ВЛ 220 кВ Хехцир 2 - НПС-36	АС-400/51	1000	133	13,3	46,9-29,5j	55,4
43	ВЛ 220 кВ Хехцир 2 - Хехцир I цепь	АС-400/51	1000	141	14,1	58,6-5,3j	58,8
44	ВЛ 220 кВ Хехцир 2 - Хехцир II цепь	АС-400/51	1000	220	22,0	91,4-7,5j	91,7
45	КВЛ 220 кВ РЦ - Амур	АС-400/51	1000	93	9,3	-15,5-50,8j	53,1
46	КВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Амур	АС-400/51	1000	94	9,4	15,9+30,9j	34,8
47	отп. на ПС Литовко от ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС-1	АС-240/32	630	53	8,4	2,5+20j	20,2
48	отп. на ПС Литовко от ВЛ 220 кВ Хабаровская - НПС-2	АС-240/32	630	4	0,6	1,2+0,8j	1,4
49	отпайка на ПС Байкальская (С-97)	АС-150/24	580,5	14	2,4	3,4+5j	6,0
50	отпайка на ПС Байкальская (С-98)	АС-150/24	580,5	8	1,4	2+1,2j	2,3
51	отпайка на ПС БАМ ПТФ (С-115)	АС-120/19	503,1	12	2,4	1,9+1,5j	2,4
52	отпайка на ПС БАМ ПТФ (С-116)	АС-120/19	503,1	12	2,4	1,9+1,5j	2,4
53	отпайка на ПС Береговая (С-125)	АС-150/24	580,5	4	0,6	0,6+0,4j	0,7
54	отпайка на ПС Береговая (С-126)	АС-150/24	580,5	4	0,6	0,6+0,4j	0,7
55	отпайка на ПС ГПП-2 (С-77)	АС-150/24	580,5	0	0,0	0+0j	0,0
56	отпайка на ПС ГПП-2 (С-78)	АС-150/24	580,5	0	0,0	0+0j	0,0
57	отпайка на ПС ГПП-5 (С-117)	АС-300/39	890,1	25	2,8	5,1+1,4j	5,3
58	отпайка на ПС ГПП-5 (С-118)	АС-300/39	890,1	25	2,8	5,1+1,4j	5,3
59	отпайка на ПС КСК (С-102)	АС-95/16	425,7	12	2,8	1,9+1,8j	2,6
60	отпайка на ПС КСК (С-97)	АС-95/16	425,7	0	0,1	-0,1j	0,1
61	отпайка на ПС Парус (С-86)	АпС-185/29	600	196	32,7	38,9+1,5j	38,9
62	отпайка на ПС Пивань (С-74)	АС-120/19	503,1	7	1,4	1,4+0,4j	1,5
63	отпайка на ПС Ручей (С-103)	АС-120/19	503,1	1	0,2	0,3+0,1j	0,3
64	отпайка на ПС Ручей (С-81)	АС-120/19	503,1	3	0,5	0,5+0,1j	0,5
65	отпайка на ПС ЦОФ (С-91)	АС-120/19	503,1	6	1,3	1+0,8j	1,3
66	отпайка на ПС ЦОФ (С-92)	АС-120/19	503,1	6	1,3	1+0,8j	1,3
67	ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ - Эльбан (С-87)	АС-70/11	341,85	51	14,9	10,1+4j	10,8
		АС-120/19
		АС-240/32
68	ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ - Эльбан с отпайкой на ПС Падали (С-88)	АС-70/11	341,85	95	27,6	18,4+7,8j	20,0
		АС-95/16
		АС-120/19
		АС-240/32
69	ВЛ 110 кВ Лермонтовка - Бикин (С-32)	АС-120	503,1	72	14,3	-14,5+0,4j	14,5
70	ВЛ 110 кВ Бикин - Малахит (С-30)	АС-120/19	503,1	8	1,5	1,2+0,8j	1,5
71	ВЛ 110 кВ Вяземская - Котиково (С-26)	АС-185	503,1	52	10,3	-10,1+0,9j	10,1
72	ВЛ 110 кВ Горная - Перевальная (С-112)	АС-150/24	503,1	1	0,2	-0,2j	0,2
		АС-240/32
73	ВЛ 110 кВ Гродеково - Хор (С-27)	АС-120	503,1	27	5,4	5,3+1,7j	5,6
74	ВЛ 110 кВ Картель - Гайтер (С-121)	АС-185/29	630	55	8,7	-11,5+1,5j	11,6
75	ВЛ 110 кВ Картель - Селихино (С-99)	АС-120/19	503,1	104	20,7	21,2-4j	21,6
76	ВЛ 110 кВ К - ГПП-1 с отпайкой на ПС ГПП-2 (С-77)	АСО-300/39	600	21	3,5	2,9+3,2j	4,3
		АС-150/24
77	ВЛ 110 кВ К - ГПП-1 с отпайкой на ПС ГПП-2 (С-78)	АСО-300/39	600	21	3,5	2,9+3,2j	4,3
		АС-150/24
78	ВЛ 110 кВ К - Картель с отпайкой на ПС Пивань (С-74)	АС-120/19, АСУС-500/300	490,2	69	14,1	13,9-4,2j	14,5
79	ВЛ 110 кВ К - Кедровая (С-73)	АС-120/19	400	7	1,8	0,2-1,5j	1,5
80	ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1 - Комсомольская (С-71)	АС-150/24	580,5	182	31,4	39+0,1j	39,0
81	ВЛ 110 кВ Комсомольская - Водозабор с отпайкой на ПС Береговая (С-125)	АпС-150/24	580,5	10	1,8	2,1+0,4j	2,1
82	ВЛ 110 кВ Комсомольская - Водозабор с отпайкой на ПС Береговая (С-126)	АпС-150/24	580,5	10	1,8	2,1+0,4j	2,1
83	ВЛ 110 кВ Комсомольская - Гайтер (С-123)	АС-240/32	630	65	10,3	13,3-0,2j	13,3
		АС-300/39-
84	ВЛ 110 кВ Комсомольская - К (С-119)	АС-150/24	580,5	55	9,5	0+0j	0,0
85	ВЛ 110 кВ Комсомольская - К (С-120)	АС-150/24	580,5	55	9,5	0+0j	0,0
86	ВЛ 110 кВ Комсомольская - Хурба (С-94)	АС-150/24	580,5	164	28,3	-54,3+3,1j	54,4
87	ВЛ 110 кВ Корфовская - Гродеково (С-25)	АС-120	503,1	88	17,5	13,1+4,7j	13,9
88	ВЛ 110 кВ К - Привокзальная (С-93)	АС-185/29	600	69	11,5	13,9-4,2j	14,5
89	ВЛ 110 кВ К - Солнечная (С-82)	АС-120/19	490,2	38	7,8	6,5-4,5j	7,9
90	ВЛ 110 кВ К - Солнечная с отпайкой на ПС Ручей (С-81)	АС-120/19	490,2	39	8,0	6,6-4,5j	8,0
91	ВЛ 110 кВ К - Стройдвор (С-79)	АС-120/19	400	6	1,5	1,2+0,3j	1,2
92	ВЛ 110 кВ Лиан - Старт с отп. на ПС Азимут (С-95)	АС-70/11 АС-95/16	490,2	11	2,2	1,3-1,8j	2,2
		АС-120/19
93	ВЛ 110 кВ НПЗ - Т с отпайкой на ПС Байкальская (С-98)	АС-185/29	600	115	19,2	-24+0,7j	24,0
94	ВЛ 110 кВ Приморская ГРЭС - Бикин	АС-120, АС-150	503,1	128	25,4	26,1+2,9j	26,3
95	ВЛ 110 кВ Северная - Лиан (С-80)	АС-120/19	400	4	1,0	-0,9-0,4j	1,0
96	ВЛ 110 кВ Северная - Стройдвор (С-109)	АС-120/19	503,1	0	0,0	0+0,1j	0,1
97	ВЛ 110 кВ Селихино - Вознесенская с отпайкой на ПС Озерная (С-105)	АС-120/19	503,1	64	12,7	11,9-5,1j	13,0
		АС-150/24
98	ВЛ 110 кВ Селихино - Озерная (С-96)	АС-120/19	503,1	13	2,5	2,4-jj	2,6
99	ВЛ 110 кВ Сита - Петровичи (С-51)	АС-70/11	341,85	11	3,2	3,8+1,3j	4,0
100	ВЛ 110 кВ Солнечная - Горная (С-107)	АС-120/19	400	4	0,9	0,5-0,5j	0,7
101	ВЛ 110 кВ Солнечная - Горная (С-108)	АС-120/19	400	4	0,9	0,5-0,5j	0,7
102	ВЛ 110 кВ Солнечная - Молодежная с отпайкой на ПС ЦОФ (С-91)	АС-120/19	503,1	9	1,9	1,8+0,8j	1,9
103	ВЛ 110 кВ Солнечная - Молодежная с отпайкой на ПС ЦОФ (С-92)	АС-120/19	503,1	9	1,9	1,8+0,8j	1,9
104	ВЛ 110 кВ Старт - Кедровая с отп. на ПС Азимут (С-101)	АС-120/19	490,2	9	1,8	0-2j	2,0
105	ВЛ 110 кВ Старт - НПЗ с отпайкой на ПС КСК (С-102)	АС-150/24	580,5	63	10,9	11,3+13,2j	17,4
106	ВЛ 110 кВ Старт - Солнечная (С-104)	АС-185/29	600	24	4,0	-1,1+4,9j	5,0
107	ВЛ 110 кВ Старт - Солнечная с отпайкой на ПС Ручей (С- 103)	АС-185/29	600	24	4,0	-1,4-4,5j	4,7
108	ВЛ 110 кВ Старт - Т с отпайками на ПС КСК, Байкальская (С-97)	АС-150/24	580,5	57	9,8	4,4+11,1j	11,9
		АС-185/29
109	ВЛ 110 кВ Старт - Комсомольская ТЭЦ-3 с отпайкой на ПС БАМ ПТФ (С-115)	АС-300/39	890,1	182	20,4	-37-9,9j	38,3
110	ВЛ 110 кВ Старт - Комсомольская ТЭЦ-3 с отпайкой на ПС БАМ ПТФ (С-116)	АС-300/39	630	188	29,8	-38,5+8,7j	39,5
111	ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 - К (С-76)	АС-185/29	600	58	9,7	7,9-9,1j	12,1
112	ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 - Привокзальная (С-75)	АС-185/29	600	69	11,5	4,3-9,6j	10,5
113	ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 - Комсомольская ТЭЦ-2 (С-83)	АС-185/29	600	64	10,7	-13,4-0,1j	13,4
114	ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 - Комсомольская ТЭЦ-2 (С-84)	АС-185/29	600	64	10,7	-13,4-0,1j	13,4
115	ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-2 - Т (С-85)	АС-185/29	600	243	40,5	50,6+12,2j	52,0
		АпС-185/29
116	ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-2 - Т с отпайкой на ПС Парус (С-86)	АС-185/29	600	185	30,8	38,9+1,3j	38,9
		АпС-185/29
117	ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-3 - К с отпайкой на ПС ГПП-5 (С-117)	АС-300/39	890,1	179	20,1	37,1+5,6j	37,5
118	ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-3 - К с отпайкой на ПС ГПП-5 (С-118)	АС-300/39	890,1	182	20,4	37,3+6,2j	37,8
119	ВЛ 110 кВ Хор - Красицкое (С-29)	АС-120	503,1	5	1,0	-0,8-1j	1,3
120	ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1 - Хурба (С-72)	АС-150/24	580,5	192	33,1	40,4+1,9j	40,4
121	ВЛ 110 кВ Золотая - Сукпай (С-38)	АС-150/24	580,5	3	0,5	0,5+0,3j	0,6
122	ВЛ 110 кВ Князе-Волконка - Елабуга (С-50)	АС-185/24	657,9	15	2,3	3+1j	3,2
		АС-120/19
123	ВЛ 110 кВ Корфовская - Осиновая речка (С-40)	АС-120/19	503,1	22	4,4	4,6+0,1j	4,6
124	ВЛ 110 кВ Корфовская - Хехцир (С-23)	АС-120/19	503,1	166	33,0	-30,8-15j	34,3
125	ВЛ 110 кВ Мухен - Сидима (С-36)	АС-120/19	503,1	7	1,4	1,1-2j	2,3
126	ВЛ 110 кВ НПЗ - ХЭС (С-41)	АС-185	580,5	58	10,0	10,5+3,4j	11,0
127	ВЛ 110 кВ НПЗ - ХЭС (С-42)	АС-185	580,5	88	15,1	15,7+5,8j	16,7
128	ВЛ 110 кВ Обор - Мухен с отпайкой на ПС Дурмин (С- 35)	АС-120/19	503,1	18	3,6	1,7-3,3j	3,7
129	ВЛ 110 кВ РЦ - Восточная с отпайками на ПС Здоровье, Энергомаш (С-47)	АС-240, АС-185	657,9	71	10,7	13,1+3j	13,4
130	ВЛ 110 кВ РЦ - Восточная с отпайками на ПС Здоровье, Энергомаш (С-48)	АС-240, АС-185	657,9	16	2,5	3+0,9j	3,1
131	ВЛ 110 кВ РЦ - ГВФ (С-46)	АС-150	580,5	70	12,1	-14,2-3,2j	14,6
132	ВЛ 110 кВ РЦ - НПЗ с отпайкой на ПС НПЗ-2 (С-15)	АС-185	630	163	25,9	32,7+9,5j	34,1
133	ВЛ 110 кВ Сидима - Золотая (С-37)	АС-120	503,1	6	1,3	0,7-1j	1,2
134	ВЛ 110 кВ Сита - Обор (С-33)	АС-120	503,1	22	4,3	2-3,6j	4,1
135	ВЛ 110 кВ СМР - КАФ (С-21)	АпС-120/19	503,1	86	17,2	15,6+5,2j	16,4
136	ВЛ 110 кВ СМР - КАФ (С-22)	АпС-120/19	503,1	70	14,0	13+3,2j	13,4
137	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 - Горький (С-3)	АС-185	600	114	18,9	20,6+6,6j	21,6
138	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 - Горький (С-4)	АС-185	600	104	17,4	19,2+5,1j	19,9
139	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 - Корфовская с отпайками на ПС МЖК, АК (С-5)	АС-120	503,1	129	25,6	26,4+3,5j	26,6
140	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 - Корфовская с отпайками на ПС МЖК, АК (С-6)	АС-120	503,1	90	17,9	18,5+1,3j	18,5
141	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 - РЦ с отпайками на ПС Городская, Ц (С-7)	АС-120, АС-185	503,1	135	26,8	-23,5-15,5j	28,2
142	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 - РЦ с отпайками на ПС Городская, Ц (С-8)	АС-120, АС-185	503,1	140	27,8	-24,6-15,9j	29,3
143	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 - Южная (С-1)	АС-300	600	182	30,3	35,2+13j	37,5
144	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 - Южная (С-2)	АС-300	600	192	32,0	35,2+13j	37,5
145	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Водозабор с отпайкой на ПС Племрепродуктор (С-43)	АС-150	580,5	32	5,5	6,6+1,3j	6,7
		АЖС-150
146	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Водозабор с отпайкой на ПС Племрепродуктор (С-44)	АС-150	580,5	6	1,1	1,2+0,1j	1,2
		АЖС-150
147	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ГВФ (С-45)	АС-150	580,5	187	32,2	37,1+94j	101,1
148	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - НПЗ с отпайкой на ПС НПЗ-2 (С-16)	АС-300/39	630	230	36,5	44,7+18,4j	48,3
		АС-185
149	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - РЦ (С-49)	АС-300/48	657,9	195	29,6	35,1+16,9j	39,0
		АС-185
150	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - РЦ с отпайками на ПС Березовка, СМР, КПУ (С-17)	АС-150	580,5	204	35,1	41,3+11,5j	42,9
151	ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - РЦ с отпайками на ПС Березовка, СМР, КПУ (С-18)	АС-150	580,5	215	37,0	43,6+11,9j	45,2
152	ВЛ 110 кВ Хехцир - Сита (С-24)	АС-120	503,1	40	7,9	6,4-4j	7,5
153	ВЛ 110 кВ Южная - ЗАК (С-10)	АС-120	503,1	1	0,2	0+0,1j	0,1
154	ВЛ 110 кВ Южная - ЗАК (С-9)	АС-120	503,1	0	0,0	0+0j	0,0
155	ВЛ 110 кВ Южная - Хехцир (С-13)	АСО-300	600	16	2,7	-0,7-3,7j	3,8
156	ВЛ 110 кВ Южная - Хехцир (С-14)	АСО-300	600	15	2,5	-0,6-3,6j	3,6
157	ВЛ 110 кВ Южная - ЮМР с отпайками на ПС Бройлерная, ДВПТФ (С-11)	АС-120	503,1	56	11,1	10,2+3j	10,6
158	ВЛ 110 кВ Южная - ЮМР с отпайкой на ПС Бройлерная (С-12)	АС-120	503,1	88	17,5	15,2+7j	16,7
159	ВЛ 110 кВ Белая Гора - Многовершинная (С-174)	АС-150/24	503,1	40	7,9	7,9+1,3j	8,0
160	ВЛ 110 кВ Дормидонтовка - Красицкая (С-29)	АС-120	503,1	5	1,0	-0,7+1j	1,2
161	ВЛ 110 кВ Котиково - Лермонтовка (С-31)	АС-120	503,1	57	11,3	-11,2+1,8j	11,3
162	ВЛ 110 кВ Красицкая - Вяземская (С-28)	АС-120	503,1	12	2,4	-1,9+1,6j	2,5
163	ВЛ 110 кВ Николаевская ТЭЦ - Белая Гора с отпайкой на ПС Маго (С-172)	АС-150/24	503,1	83	16,5	17,2+j	17,2
164	ВЛ 110 кВ Николаевская ТЭЦ - Многовершинная (С- 171)	АС-240	503,1	42	8,4	8,8+0,1j	8,8
		АС-150/24
		АС-120/19
		АААС-Z177-1Z
165	КЛ 110 кВ Восточная - Энергомаш N 1 (С-47)	АПвПу2г-	786,9	28	3,6	5,3+0,8j	5,4
		1х300/120-110
166	КЛ 110 кВ Восточная - Энергомаш N 2 (С-48)	АПвПУ2г1х300/	786,9	26	3,3	4,8+1j	4,9
		120-64/110
167	отп. на ПС Азимут	АС-70/11	341,85	6	1,8	0,5+1,2j	1,3
168	отп. на ПС Азимут (С-100)	АС-70/11	341,85	7	2,0	1,3+0,6j	1,4
169	отп. от ВЛ РЦ - НПЗ-1 (С-15): КЛ 110 кВ (РЦ-НПЗ-2)	3(АПвПу2г-	864,3	49	5,7	9,2+4,2j	10,1
		1х300/120-110)
170	отп. от ВЛ Хабаровская ТЭЦ-3 - НПЗ-1 (С-16): КЛ 110 кВ (Хабаровская ТЭЦ-3 - НПЗ-2)	3(АПвПу2г-	864,3	61	7,1	11,9+4,2j	12,6
		1х300/120-110)
171	ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Ванино I цепь	АСК-240	490,2	56	11,4	-11,1-2,1j	11,3
172	ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Ванино II цепь	АСК-240	490,2	58	11,8	-11,1-2,1j	11,3

Анализ таблицы 4.1 показал отсутствие токовых перегрузок Т/АТ на ПС 110 кВ и выше в энергосистеме Хабаровского края в режиме зимнего максимума нагрузки 2019 года (в нормальной схеме).

Анализ таблицы 4.2 показал отсутствие токовых перегрузок линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше в энергосистеме Хабаровского края в режиме зимнего максимума нагрузки 2019 года (в нормальной схеме).

Потери активной мощности в энергосистеме Хабаровского края в режиме зимнего максимума нагрузки 2019 года составляют порядка 50 МВт (3,3%).

Токовые загрузки ЛЭП и трансформаторов в режимах зимнего минимума, летнего максимума и летнего минимума нагрузки не превышают аналогичные загрузки в режиме зимнего максимума нагрузки.

5. Основные направления развития электроэнергетики Хабаровского края

5.1 Прогноз спроса на электроэнергию и максимальных электрических нагрузок

Прогнозная динамика спроса на электроэнергию по энергосистеме Хабаровского края определяется перспективами социально-экономического развития региона.

Особенности географического положения, достигнутый уровень экономического развития края определяют ряд его конкурентных преимуществ:

- многопрофильная и диверсифицированная экономика, базирующаяся на развитом промышленном производстве и транспортном обслуживании магистральных грузопотоков;

- транспортная инфраструктура в крае активно развивается, позволяет выстраивать мультимодальную логистику;

- исторически высокий уровень технологического развития в связи со сосредоточением на территории края машиностроительных промышленных предприятий оборонно-промышленного комплекса, специализацией края на обрабатывающих отраслях, наличием развитой системы профессионального образования и переподготовки кадров;

- природно-ресурсный потенциал края, который отличается разнообразием структуры, предпосылками для его эффективного использования. По запасам древесины, месторождений цветных и драгоценных металлов (олово, медь, золото, серебро), ценных видов рыб, водным ресурсам край выделяется не только на Дальнем Востоке, но и в России;

- реализация преференциальных режимов привлечения инвестиций: созданы три Территории опережающего социально-экономического развития (ТОСЭР "Комсомольск", "Хабаровск" и "Николаевск"), режим Свободного порта Владивосток (СПВ) распространён на территориях Ванинского и Советско-Гаванского муниципальных районов края;

- близость со странами Азиатско-Тихоокеанского региона, особенно со странами Северо-Восточной Азии, в области экономики, науки, культуры, образования, туризма, спорта, экологии, международных обменов.

В то же время социально-экономическое развитие края ограничивается следующими факторами:

- сохраняются демографические вызовы, население края сокращается, нарастает дефицит квалифицированных кадров;

- издержки хозяйствующих субъектов края сравнительно выше из-за удалённости края от основных поставщиков сырья, материалов, комплектующих, а также потребителей продукции. Издержки на транспортные перемещения в крае выше среднероссийского уровня в 4,7 раза (по показателю грузооборота на единицу ВРП);

- сравнительно выше издержки предприятий на заработную плату с учётом дальневосточных и северных надбавок (коэффициент заработной платы в крае превышает среднероссийский в 1,47 раза);

- край испытывает дефицит в инфраструктурной обеспеченности основных центров роста и перспективных площадок для размещения производства.

Основные прогнозные характеристики социально-экономического развития Хабаровского края определяются Министерством экономического развития Хабаровского края в рамках документов перспективного развития региона.

В таблице 5.1.1 представлены основные показатели Прогноза социально-экономического развития Хабаровского края по трём вариантам - консервативному, базовому и целевому.

Таблица 5.1.1 - Основные показатели прогноза социально-экономического развития Хабаровского края

Макроэкономические показатели	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	Ср.год индекс роста, %
Консервативный сценарий
Численность населения (среднегодовая), тыс. человек	1306,70	1300,40	1294,2	1288,2	1282,6
Численность населения (среднегодовая), % к предыдущему году	100,3	99,5	99,5	99,5	99,6	99,7
Индекс физического объема ВРП, % к предыдущему году	100,1	99,6	99,8	101,1	102,5	100,6
Индекс промышленного производства, % к предыдущему году, в т.ч.	100,3	99,6	100,3	102,6	103,8	101,3
Добыча полезных ископаемых, % к предыдущему году	101,9	99,7	100,3	111,6	116,1	105,7
Обрабатывающие производства, % к предыдущему году	99,8	99,5	100,3	100,4	100,4	100,1
Инвестиции в основной капитал, % к предыдущему году	96,1	93	94,6	96,7	98,5	95,8
Ввод в эксплуатацию жилых домов, тыс. кв. м. общей площади	304,7	309,9	323,2	335,5	335,5
Базовый сценарий
Численность населения (среднегодовая), тыс. человек	1311,00	1309,10	1307,7	1306,8	1306,2
Численность населения (среднегодовая), % к предыдущему году	100,6	99,9	99,9	99,9	100,0	100,1
Индекс физического объема ВРП, % к предыдущему году	101,4	100,9	101,6	102,2	103,9	102,0
Индекс промышленного производства, % к предыдущему году	102,4	101,5	101,5	103,6	104,9	102,8
Добыча полезных ископаемых, % к предыдущему году	102,5	102	103,2	111,7	116,7	107,1
Обрабатывающие производства, % к предыдущему году	102,8	101,5	101,3	101,7	101,8	101,8
Инвестиции в основной капитал, % к предыдущему году	101	101,1	101,4	101,5	101,1	101,2
Ввод в эксплуатацию жилых домов, тыс. кв. м. общей площади	320	354	381	409	409
Целевой сценарий
Численность населения (среднегодовая), тыс. человек	1316,3	1318,9	1323,1	1329,6	1338,8
Численность населения (среднегодовая), % к предыдущему году	101,0	100,2	100,3	100,5	100,7	100,5
Индекс физического объема ВРП, % к предыдущему году	103,6	102,9	102,9	105,3	106,2	104,2
Индекс промышленного производства, % к предыдущему году	103,8	103,4	105,2	106,6	108,8	105,5
Добыча полезных ископаемых, % к предыдущему году	103,7	103	104	113,5	115,1	107,7
Обрабатывающие производства, % к предыдущему году	104,5	104,1	103,9	105,7	105,9	104,8
Инвестиции в основной капитал, % к предыдущему году	106	106,2	106,5	107,5	108	106,8
Ввод в эксплуатацию жилых домов, тыс. кв. м. общей площади	394,8	437	485,5	541,3	541,3

Консервативный сценарий предполагает ухудшение внешних экономических условий, что может привести к замедлению темпов роста экономики.

Базовый сценарий предполагает сохранение сложившихся тенденций социально-экономического развития с умеренными темпами роста основных показателей экономики региона. Среднегодовые темпы прироста ВРП прогнозируются на уровне 2,0%, промышленного производства - 2,8%, инвестиций в основной капитал - 1,2%.

Целевой вариант (стратегический) основан на достижении целевых значений показателей социально-экономического развития края, учитывающих в полном объёме решение стратегических задач социально-экономического развития края. Целевой сценарий ориентирован на масштабную активизацию инвестиционной деятельности в Хабаровском крае, рост числа реализуемых проектов как в производственном, так и в непроизводственном секторах экономики. Темпы прироста ВРП прогнозируются на уровне 4,2%, промышленного производства - 5,5%, инвестиций в основной капитал - 6,8%.

Основными драйверами роста станут следующие отрасли: обрабатывающая промышленность (машиностроение, нефтепереработка), транспортно-логистический комплекс, лесопромышленный комплекс, добыча угля, строительный комплекс и торговля.

Важнейшим условием ускорения роста экономики региона является эффективная организация структуры экономики, что предполагает развитие высокоэффективных пространственных центров экономического роста, ядро которых определяют крупные проекты с участием российских компаний (Хабаровская агломерация, агломерация Комсомольск-на-Амуре - Амурск - Солнечный, Ванино - Советско-Гаванский транспортно-промышленный узел).

В соответствии с базовым и целевым вариантами прогноза в 2025 году ожидается рост промышленного производства к уровню 2020 года на 14,6% и 31,0% соответственно. Основными драйверами роста выступят: производство транспортных средств и оборудования, нефтепродуктов, добыча угля, производство пищевых продуктов и напитков, металлургия, деревообработка и др.

Рост объёмов производства в машиностроительном комплексе планируется, в том числе, за счёт увеличения выпуска продукции на одном из крупнейших предприятий региона - авиационном заводе в г. Комсомольск-на-Амуре.

В горнодобывающем секторе одним из факторов роста производства может стать увеличение добычи угля к 2023 году в результате реализации инвестиционной программы АО "Ургалуголь" (до 9,1 млн. тонн по целевому варианту, обогащенного угля - 8,6 млн тонн). В сфере добычи рудных полезных ископаемых в крае реализуются следующие инвестиционные проекты:

- строительство ГОК на золото-меднопорфировом месторождении "Малмыж" в Нанайском муниципальном районе края (ООО "Амур Минералс" (АО "Русская медная компания"));

- создание на территории края центра оловянной металлургии (строительство ГОК на базе "Правоурмийского" оловорудного месторождения в Верхнебуреинском муниципальном районе края; модернизация Солнечной обогатительной фабрики (ПАО "Русолово"));

- строительство ГОК на золоторудном месторождении "Чульбаткан" в муниципальном районе края им. Полины Осипенко (ООО "Третья ГГК" - децентрализованное электроснабжение).

В металлургическом комплексе рост будет обеспечен за счёт:

- модернизации оборудования в сортопрокатном и электросталеплавильном цехах ООО "Амурсталь" (ООО "ТОРЭКС-ХАБАРОВСК") совместно с итальянской инжиниринговой компанией D-Steel для производства арматуры нового стандарта;

- поставок продукции ООО "Амурсталь" (ООО "ТОРЭКС-ХАБАРОВСК") в Амурскую область для строительства газоперерабатывающего завода, в Приморский край - для завода "Звезда", а также реконструкции аэропорта "Новый" в г. Хабаровске, инфраструктурных проектов, реализуемых на территории Дальнего Востока;

- выхода ООО "Амурский гидрометаллургический комбинат" (АО "Полиметалл") к 2023 году на проектную мощность второго автоклавного комплекса.

Целевой вариант прогноза дополнительно учитывает реализацию инвестиционного проекта "Создание целлюлозно-бумажного комбината в г. Амурске".

В секторе производства нефтепродуктов в среднесрочной перспективе на нефтеперерабатывающих предприятиях продолжится модернизация нефтеперерабатывающих мощностей с увеличением глубины переработки нефти, расширением номенклатуры выпускаемых нефтепродуктов, увеличением объёмов выпуска светлых нефтепродуктов и повышением их качества. Объем переработки нефти по целевому варианту планируется увеличить до 13,0 млн. тонн (109,0% к уровню 2020 года).

По завершению реконструкции Комсомольского нефтеперерабатывающего завода (планируемый срок - апрель 2022 года) объём переработки сырой нефти составит 8,0 млн тонн в год. Для повышения надёжности поставок нефти и сокращения транспортных затрат реализован проект строительства нефтепровода-отвода с подключением Комсомольского нефтеперерабатывающего завода к магистральному нефтепроводу "Восточная Сибирь - Тихий океан".

Одним из главных факторов роста экономики Хабаровского края и соответствующего увеличения спроса на электроэнергию может стать масштабное развитие транспортно-логистического комплекса региона.

Рост грузооборота планируется за счёт увеличения грузооборота:

- железнодорожного транспорта (рост погрузки грузов на территории края за счёт увеличения объёмов добычи угля, лесозаготовки, производства нефтепродуктов, а также транзитного грузопотока в порты Ванино и Советская Гавань за счёт увеличения мощностей перевалки действующих портов);

- трубопроводного транспорта: увеличение объёма экспорта нефти в страны АТР (КНР, Южная Корея) через порт Козьмино ежегодно в среднем на 1,0%, реализация в 2019 - 2021 годы проекта по увеличению пропускной способности трубопроводной системы "ВСТО-2" до 50 млн. тонн нефти в год, выход на проектные показатели перекачки нефти на введённом в эксплуатацию нефтепроводе-отводе ВСТО-2 - ООО "РН "Комсомольский НПЗ", полная загрузка нефтепровода-отвода ВСТО-2 - АО "ННК-Хабаровский НПЗ".

В соответствии с целевым вариантом развития грузооборот транспорта к 2022 году достигнет 223,3 млрд. т-км, или 115,1% к уровню 2019 года.

При реализации указанного сценария рост грузооборота транспорта будет обеспечен за счёт увеличения провозной способности Байкало-Амурской магистрали до 43,3 млн. тонн грузов, продолжения работ по развитию железнодорожной инфраструктуры Восточного полигона ОАО "РЖД" (в т.ч. комплексной реконструкции (электрификации) железнодорожной магистрали на участке Волочаевка 2 - Комсомольск-на-Амуре - Ванино), реализации инвестиционных проектов, влияющих на рост грузопереработки портов Ванино и Советская Гавань, а именно строительство/расширение:

- терминала по отгрузке угля АО "Дальтрансуголь";

- второй очереди специализированного транспортно-перегрузочного комплекса АО "ВаниноТрансУголь" мощностью до 24 млн. тонн в год к концу 2-го этапа (1-ый этап с мощностью 12 млн тонн в год реализован в 2020 году);

- терминала для перевалки сжиженных углеводородных газов АО "Прайм" мощностью 2 млн. тонн в год;

- угольного перегрузочного терминала АО "Дальневосточный Ванинский порт" мощностью 15 млн. тонн в год;

- глинозёмного терминала ООО "Причал" мощностью 3 млн. тонн в год;

- транспортно-перегрузочного комплекса ООО "Компания Ремсталь" по перевалке наливных грузов мощностью 2 млн. тонн в год.

Реализация крупных проектов в промышленном и транспортно-логистическом комплексе, в том числе в рамках развития ТОСЭР, и режима СПВ может обеспечить устойчивый рост реальных доходов населения, что в свою очередь является определяющим фактором роста объёмов жилищного строительства и развития сферы услуг.

Прогноз спроса на электроэнергию по энергосистеме Хабаровского края представлен в двух вариантах - умеренном и оптимистичном.

Умеренный вариант прогноза соответствует прогнозу спроса на электроэнергию в рамках Схемы и программы развития ЕЭС России (СиПР ЕЭС) на 2021 - 2027 годы (проект) и в целом соответствует базовому сценарию прогноза социально-экономического развития. Прогноз спроса на электроэнергию в рамках СиПР ЕЭС учитывает информацию о планируемом присоединении новых потребителей в соответствии с заявками и договорами на технологическое присоединение.

Оптимистичный вариант прогноза сформирован на основе целевого сценария прогноза социально-экономического развития, предполагающего достижение целевых значений показателей социально-экономического развития в соответствии с указами Президента РФ от 07.05.2018 N 204 о национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года и от 26.06.2020 N 427 о мерах по социально-экономическому развитию Дальнего Востока.

В таблице 5.1.2 представлен прогноз спроса на электроэнергию по энергосистеме Хабаровского края и ЕАО (с выделением Хабаровского края) по двум вариантам.

Таблица 5.1.2 - Прогноз спроса на электроэнергию по энергосистеме Хабаровского края

	Факт	Прогноз					Ср. год. прирост за 2021 - 2025 гг., %
	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Умеренный вариант
Энергосистема Хабаровского края и ЕАО, млн кВт.ч, в т.ч.:	10541	10696	10912	13632	14217	14787
годовой прирост, %	0,51	1,47	2,02	24,93	4,29	4,01	7,00
Хабаровский край	8778	8898	9089	11580	12144	12717
годовой прирост, %	0,03	1,37	2,15	27,41	4,87	4,72	7,70
Оптимистичный вариант
Энергосистема Хабаровского края и ЕАО, млн кВт.ч, в т.ч.:	10541	10842	11281	13786	14402	15351
годовой прирост, %	0,51	2,86	4,05	22,21	4,47	6,59	7,81
Хабаровский край	8778	9036	9452	11722	12321	13256
годовой прирост, %	0,03	2,94	4,60	24,02	5,11	7,59	8,59

В соответствии с умеренным вариантом прогноза, спрос на электроэнергию по энергосистеме Хабаровского края и ЕАО к 2025 году может увеличиться до 14787 млн кВт.ч, что на 40,3% выше показателя 2020 года, при среднегодовых темпах прироста 7,0%. По Хабаровскому краю потребление электроэнергии может увеличиться до 12717 млн кВт.ч (рост на 44,9%) при среднегодовых темпах прироста 7,7%.

В оптимистичном варианте потребление электроэнергии по энергосистеме Хабаровского края и ЕАО к 2025 году оценивается на уровне 15351 млн кВт.ч (на 45,6% выше уровня 2020 года) при среднегодовых темпах прироста 7,8%. По Хабаровскому краю потребление электроэнергии может увеличиться до 13256 млн кВт.ч (рост на 51,0%) при среднегодовых темпах прироста 8,6%.

Высокие темпы прироста как в умеренном, так и в оптимистичном варианте обусловлены в первую очередь планируемой реализацией комплексного проекта по увеличению провозной способности Восточного полигона железных дорог ОАО "РЖД", а также планами по созданию горно-обогатительного комбината на базе Малмыжского месторождения.

Перечень крупных перспективных потребителей по энергосистеме Хабаровского края, ввод которых ожидается в пределах прогнозного периода, приведён в таблице 5.1.3.

Таблица 5.1.3 - Перечень крупных перспективных потребителей по энергосистеме Хабаровского края (без учета Николаевского энергорайона)

N п/п	Наименование потребителя	Центр питания	Максимальная заявленная мощность, МВт	Срок реализации	Примечание
Умеренный вариант
1	ООО "Амур Минералс"	ПС 500 кВ Таёжная, П 220 кВ Малмыж	250	2023 год	Технические условия на технологическое присоединение от 11.11.2019 г.
2	АО "КРДВ" Энергопринимающие устройства ТОСЭР "Хабаровск" площадка "Ракитное"	ПС 220 кВ Восток	52,23 МВт: I этап 5,0 МВт выполнен; II этап 0,826 МВт; III этап 1,161 МВт; IV этап 45,243 МВт.	52,23 МВт: I этап III кв. 2020 выполнен; II этап - IV кв. 2020 - выполнен; III этап II кв. 2021 IV этап IV кв. 2021.	Технические условия на технологическое присоединение к электрической сети ПАО "ФСК ЕЭС" от 23.10.2015 г.
3	ООО "Ресурсы Албазино"*	ПС 220 кВ Полиметалл	48	III кв. 2023	Технические условия на технологическое присоединение к электрической сети ПАО "ФСК ЕЭС" от 30.11.2020
		ПС 110 кВ Албазино
4	ООО "Порт Дальний"	ПС 110 кВ Дальняя	23,4 МВт: 3,68 МВт; 11,5 МВт; 18,6 МВт; 23,4 МВт.	23,4 МВт: 3,68 МВт - 12.2021; 11,5 МВт - 12. 2022; 18,6 МВт - 10. 2023 23,4 МВт - 11. 2024	Технические условия на технологическое присоединение к электрической сети АО "ДРСК" от 22.09.2020
5	ООО "Дальневосточный Ванинский порт"	ПС 110 кВ Мучке	17,5 МВт 0,5 МВт; 5,7 МВт; 16,3 МВт; 17,5 МВт.	17,5 МВт 0,5 МВт - 2020 - не выполнено 5,7 МВт - 2021 16,3 МВт - 2022; 17,5 МВт - 2023	Технические условия на технологическое присоединение к электрической сети ПАО "ФСК ЕЭС" от 18.03.2015, приложение к договору ТП от 27.04.2015 N 248/ТП-М3
6	НАО "Прайм"	ПС 110 кВ Ая	32,7 МВт: 1 МВт; 1 МВт 5 МВт; 26 МВт; 29 МВт.	32,7 МВт: 1 МВт - 2020 - не выполнено; 1 МВт - 2021 5 МВт - 2022; 26 МВт - 2023; 29 МВт - 2024; 2025, 2026, 2027	Технические условия на технологическое присоединение к электрической сети ПАО "ФСК ЕЭС" от 13.10.2017
7	ООО "Амурский ГМК"	ПС 110 кВ Комбинат	51,2	III квартал 2021	Технические условия на технологическое присоединение от 10.12.2018 N ТПр2278/18 с изменениями от 22.10.2019, приложение к договору ТП от 11.12.2018 N 2278/18-хэс
8	АО "РН-Комсомольский НПЗ"	ПС 110 кВ НПЗ	15	2022	Технические условия на технологическое присоединение от 05.03.2012 N 15/489-267 с изменениями от 09.18.2017, приложение к договору ТП от 27.04.2012 N 972/ХЭС
9	АО "Дальтрансуголь"	ПС 35 кВ Дальтрансуголь	8	2021	Технические условия на технологическое присоединение от 29.12.2018, приложение к договору ТП от 27.12.2018 N M3/4/1868
10	ОАО "Хабаровский аэропорт"	ПС 110 кВ ГВФ	10 МВт - 2022 I этап 0,6 МВт - выполнен	10 МВт - 2022 I этап 0,6 МВт - IV квартал 2020 - выполнен	Технические условия на технологическое присоединение от 09.06.2015 N 15/1430-921спр с изменениями от 28.12.2017, приложение к договору ТП от 17.07.2014 N 2015/хэс
11	ООО "Офис-Центр"	ПС 35 кВ Калинина	7,173	2020 - не выполнено	Технические условия на технологическое присоединение от 22.09.2015 N ТПр2257/15 с изменениями от 29.06.2017, приложение к договору ТП от 15.07.2016 N 2257/15-хэс
12	ООО "БРОСКО"	ПC 35 кВ БН	6,4 МВт: 3 МВт - 2021; 3,4 МВт - 2022	3 МВт - 2021; 3,4 МВт - 2022	Технические условия на технологическое присоединение от 13.11.2020, приложение к договору ТП от 18.03.2019 N 631/19-ХЭС
13	ООО "Геопроминвест"	ПС 110 кВ ЦОФ	8	2021	Технические условия на технологическое присоединение от 22.06.2020 N 994/20 с изменениями от 23.06.2020, от 18.12.2020, приложение к договору ТП от 23.06.2020 N 994/20-хэс
14	ООО "Тунгусские электрические сети"	ПС 220 кВ Амур	9	2022	Технические условия на технологическое присоединение от 18.03.2020, приложение к договору ТП от 05.03.2020
15	АО "ННК-Хабаровский НПЗ"	ПС 110 кВ НПЗ-2	14,08	2022	Технические условия на технологическое присоединение от 13.01.2020, приложение к договору ТП от 21.01.2020 N 3089/19-хэс
16	ООО "Причал"	ПС 35 кВ Лесозаводская ПС 35 кВ Южная	7	2022	Технические условия на технологическое присоединение от 30.10.2017 с изменениями от 07.10.2018, приложение к договору ТП от 26.10.2017 N 5062/хэс
17.1	ОАО "РЖД"**	ПС 220 кВ Аксака/т	23,63	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.2		ПС 220 кВ Джелюмкен/т	18,77	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.3		ПС 220 кВ Джигдаси/т	20,52	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.4		ПС 220 кВ Комсомольск-сортировочный/т	47,12	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.5		ПС 220 кВ Кумтэ/т	26,73	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.6		ПС 220 кВ Кун/т	19,2	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.7		ПС 220 кВ Ландыши/т	26,19	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.8		ПС 220 кВ Литовко/т	11,9	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.9		ПС 220 кВ Оунэ/т	63,59	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.10		ПС 220 кВ Разъезд N 21/т	11,1	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.11		ПС 220 кВ Сельгон/т	8,8	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.12		ПС 220 кВ Эльбан/т	13,1	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.13		ПС 220 кВ Эльдиган/т	29,84	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.14	ОАО "РЖД"**	ПС 220 кВ Высокогорная/т	47,48	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 22.01.2021
17.15		ПС 220 кВ Тумнин/т	14,8	2023, 2024**	Проект "Схема внешнего электроснабжения направления Кузбасс-Дальний Восток"
17.16		ПС 220 кВ Ванино/т	20,7	2023	Проект "Схема внешнего электроснабжения направления Кузбасс-Дальний Восток"
17.17		ПС 110 кВ Советская Гавань/т	2,2	2023	Проект "Схема внешнего электроснабжения направления Кузбасс-Дальний Восток"
17.18		ПС 110 кВ Хабаровск/т	55,688	2024	Технические условия на технологическое присоединение от 10.03.2021
17.19		ПС 220 кВ Кругликово/т	29,395	2024	Технические условия на технологическое присоединение от 29.12.2020
17.20		ПС 220 кВ Дормидонтовка/т	33,996	2024	Технические условия на технологическое присоединение от 29.12.2020
17.21		ПС 220 кВ Аван/т	37,069	2024	Технические условия на технологическое присоединение от 29.12.2020
17.22		ПС 220 кВ Бикин/т	30,218	2024	Технические условия на технологическое присоединение от 09.12.2020
17.23		ПС 220 кВ Розенгартовка/т	41,44	2023	Технические условия на технологическое присоединение от 29.12.2020
		Всего по ТП, МВт	633,476
Оптимистичный вариант (дополнительно к умеренному)
18	ООО "Амур Минералс"	ПС 500 кВ Таёжная, ПС 220 кВ Малмыж	500 (дополнительно 250 МВт)	2023 - 2025 гг.	Письмо Комитета по развитию ТЭК Правительства Хабаровского края от 09.10.2020 N 12.3.59-15489
19	Амурский ЦБК	Амурская ТЭЦ	100	2025 - 2030 гг.	Письмо Комитета по развитию ТЭК Правительства Хабаровского края от 09.10.2020 N 12.3.59-15489
20	ПАО "Русолово", Правоурмийское месторождение	ПС 220 кВ Сулук	12	2023	Письмо Комитета по развитию ТЭК Правительства Хабаровского края от 09.10.2020 N 12.3.59-15489

*Присоединение к энергосистеме действующего потребителя

**Схема присоединения и схема распределительных устройств подстанций, мощность трансформаторов, а также места установки и параметры СКРМ будут уточнены при проектировании

В рамках оптимистичного варианта дополнительно учитывается нагрузка ГОК на Малмыжском месторождении в объеме 500 МВт (увеличение максимальной мощности по техническим условиям на технологическое присоединение от 11.11.2019 на 250 МВт), а также реализация проектов по освоению Правоурмийского месторождения олова и строительства целлюлозно-бумажного комбината в г. Амурске.

Полная нагрузка по объектам Восточного полигона по данным ОАО "РЖД" ожидается в 2023 году; по целлюлозно-бумажному комбинату в г. Амурске полная нагрузка прогнозируется после 2025 года.

Учитывая наличие крупных инвестиционных проектов в промышленном и транспортно-логистическом секторах, в прогнозном периоде будет увеличиваться удельный вес транспорта и промышленности в структуре потребления электроэнергии.

Прогноз спроса на электроэнергию в изолированном Николаевском энергорайоне представлен в таблице 5.1.4.

Таблица 5.1.4 - Прогноз спроса на электроэнергию по Николаевскому энергорайону

	Факт	Прогноз					Ср.год. темп прироста за 2021 - 2025 гг., %
	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Умеренный вариант
Электропотребление, млн кВ т.ч.	280	297	303	306	308	313
годовой темп, %	-1,41	6,07	2,02	0,99	0,65	1,62	2,25
Оптимистичный вариант
Электропотребление, млн кВ т.ч.	280	297	330	337	444	451
годовой темп, %	-1,41	6,07	11,11	2,12	31,75	1,58	10,00

В умеренном варианте основным фактором роста электропотребления в Николаевском энергорайоне станет развитие ТОСЭР "Николаевск" со специализацией на рыбопереработке, судоремонте, а также сектор золотодобычи.

В оптимистичном варианте дополнительно учитывается проект освоения золоторудного месторождения Чульбаткан (ООО "Удинск Золото") с технологическим присоединением к электрическим сетям Николаевского энергорайона.

Прогноз максимальных электрических нагрузок

Основные показатели перспективных режимов электропотребления по энергосистеме Хабаровского края и ЕАО определены на основе прогноза спроса на электроэнергию по энергосистеме Хабаровского края и ЕАО с учётом коэффициентов совмещения в соответствии с Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 06.05.2014 N 250.

В таблице 5.1.5 представлены основные показатели перспективных режимов электропотребления энергосистемы Хабаровского края и ЕАО.

Таблица 5.1.5 - Основные показатели перспективных режимов электропотребления энергосистемы Хабаровского края и ЕАО с выделением Хабаровского края

	Факт	Прогноз
	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Умеренный вариант
энергосистема Хабаровского края и ЕАО
Электропотребление, млн кВ т.ч.	10541	10696	10912	13632	14217	14787
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	1816	1784	1842	2366	2475	2476
Число часов использования максимальной электрической нагрузки, час/год	5805	5996	5924	5762	5744	5972
в т.ч. Хабаровский край
Электропотребление, млн кВ т.ч.	8778	8898	9089	11580	12144	12717
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	1564	1538	1594	2075	2185	2186
Число часов использования максимальной электрической нагрузки, час/год	5613	5785	5702	5581	5558	5817
Оптимистичный вариант
энергосистема Хабаровского края и ЕАО
Электропотребление, млн кВ т.ч.	10541	10842	11281	13786	14402	15351
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	1816	1850	1890	2392	2491	2677
Число часов использования максимальной электрической нагрузки, час/год	5805	5861	5969	5763	5782	5734
в т.ч. Хабаровский край
Электропотребление, млн кВ т.ч.	8778	9036	9452	11722	12321	13256
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	1564	1585	1619	2095	2192	2378
Число часов использования максимальной электрической нагрузки, час/год	5613	5703	5838	5595	5621	5574

Максимум нагрузки по энергосистеме Хабаровского края и ЕАО по умеренному варианту оценивается к 2025 году на уровне 2476 МВт, по Хабаровскому краю - 2186 МВт.

По оптимистичному варианту в энергосистеме Хабаровского края и ЕАО максимум нагрузки к 2025 году может составить 2677 МВт, по Хабаровскому краю максимум нагрузки оценивается на уровне 2378 МВт.

В таблице 5.1.6 представлены основные показатели перспективных режимов электропотребления по Николаевскому энергорайону.

Таблица 5.1.6 - Основные показатели перспективных режимов электропотребления по Николаевскому энергорайону

	Факт	Прогноз
	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Умеренный вариант
Электропотребление, млн кВт.ч	280	297	303	306	308	313
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	42	44	45	46	46	47
Число часов использования максимальной электрической нагрузки, час/год	6667	6750	6733	6652	6696	6660
Оптимистичный вариант
Электропотребление, млн кВт.ч	280	297	330	337	444	451
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	42	44	49	50	66	67
Число часов использования максимальной электрической нагрузки, час/год	6667	6750	6735	6740	6727	6731

Максимум электрической нагрузки к 2025 году по Николаевскому энергорайону оценивается на уровне 47 МВт в умеренном варианте, 67 МВт - в оптимистичном варианте. Прогнозируемый значительный прирост максимума нагрузки в оптимистичном варианте обусловлен предполагаемым присоединением месторождения Чульбаткан (ООО "Удинск Золото") к электрическим сетям Николаевского энергорайона.

5.2 Перспективные балансы мощности и электрической энергии

Перспективные балансы мощности энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО (без учета Николаевского энергорайона) сформированы на час прохождения собственного максимума потребления мощности. Балансы мощности и электроэнергии сформированы для умеренного и оптимистичного вариантов развития.

Баланс мощности энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО (без учета Николаевского энергорайона) для умеренного варианта приведён в таблице 5.2.1, баланс электроэнергии - в таблице 5.2.2.

Таблица 5.2.1 - Баланс мощности энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО на период до 2025 года. Умеренный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
СПРОС
Собственный максимум	МВт	1784	1842	2366	2475	2476
СПРОС на мощность	МВт	1784	1842	2366	2475	2476
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
ТЭС	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
Ограничения мощности на максимум нагрузки	МВт	8,1	8,1	8,1	8,1	8,1
Вводы мощности после прохождения максимума	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	320,8
Располагаемая мощность на конец года	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ТЭС	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ПОКРЫТИЕ спроса	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
Избыток(+)/Дефицит(-)	МВт	376,6	318,6	-205,4	-314,4	-315,4

Без учета нормативного резерва мощности баланс мощности энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО в умеренном варианте в 2021 - 2022 гг. складывается удовлетворительно, в 2023 - 2025 гг. - с дефицитом мощности 205-315 МВт, покрытие которого будет осуществляться из соседних энергосистем.

Таблица 5.2.2 - Баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО на период до 2025 года. Умеренный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
Потребление электрической энергии	млн. кВт. ч	10696	10912	13632	14217	14787
Производство электрической энергии	млн. кВт. ч	8919	8658	10891	11586	11876
ТЭС	млн. кВт. ч	8919	8658	10891	11586	11876
Установленная мощность	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
ТЭС	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
Располагаемая мощность	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ТЭС	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
Число часов использования установленной мощности ТЭС	час/год	4113	3992	5022	5342	4770
Число часов использования располагаемой мощности ТЭС	час/год	4128	4007	5041	5362	5497
Сальдо перетоков: получение (-) / выдача (+)	млн. кВт. ч	-1777,0	-2254,0	-2741,0	-2631,0	-2911,0

Примечание: выработка электроэнергии принята в соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 гг.

Баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО в умеренном варианте в рассматриваемый период складывается с превышением потребности в электроэнергии над ее производством, которое покрывается за счет получения из соседних энергосистем.

Баланс мощности энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО (без учета Николаевского энергорайона) для оптимистичного варианта приведён в таблице 5.2.3, баланс электроэнергии - в таблице 5.2.4.

Таблица 5.2.3 - Баланс мощности энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО на период до 2025 года. Оптимистичный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
СПРОС
Собственный максимум	тыс. кВт	1850	1890	2392	2491	2677
СПРОС на мощность	тыс. кВт	1850	1890	2392	2491	2677
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
ТЭС	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
Ограничения мощности на максимум нагрузки	МВт	8,1	8,1	8,1	8,1	8,1
Вводы мощности после прохождения максимума	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	320,8
Располагаемая мощность на конец года	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ТЭС	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ПОКРЫТИЕ спроса	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
Избыток(+)/Дефицит(-)	МВт	310,6	270,6	-231,4	-330,4	-516,4

Без учета нормативного резерва мощности баланс мощности энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО в оптимистичном варианте в 2021 - 2022 гг. складывается удовлетворительно, в 2023 - 2025 гг. - с дефицитом мощности 231-516 МВт, покрытие которого будет осуществляться из соседних энергосистем.

Таблица 5.2.4 - Баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО на период до 2025 года. Оптимистичный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
Потребление электрической энергии	млн. кВт. ч	10842	11281	13786	14402	15351
Производство электрической энергии	млн. кВт. ч	8919	8658	10891	11586	11876
ТЭС	млн. кВт. ч	8919	8658	10891	11586	11876
Установленная мощность	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
ТЭС	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
Располагаемая мощность	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ТЭС	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
Число часов использования установленной мощности ТЭС	час/год	4113	3992	5022	5342	4770
Число часов использования располагаемой мощности ТЭС	час/год	4128	4007	5041	5362	5497
Сальдо перетоков: получение (-) / выдача (+)	млн. кВт. ч	-1923,0	-2623,0	-2895,0	-2816,0	-3475,0

Примечание: выработка электроэнергии принята в соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 гг.

Баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО в оптимистичном варианте в рассматриваемый период складывается с превышением потребности в электроэнергии над ее производством, которое покрывается за счет получения из соседних энергосистем.

Перспективные балансы мощности энергосистемы Хабаровского края (без учета Николаевского энергорайона) сформированы на час прохождения собственного максимума потребления мощности. Балансы мощности и электроэнергии разработаны для умеренного и оптимистичного вариантов развития.

Баланс мощности энергосистемы Хабаровского края (без учета Николаевского энергорайона) для умеренного варианта приведён в таблице 5.2.5, баланс электроэнергии - в таблице 5.2.6.

Таблица 5.2.5 - Баланс мощности энергосистемы Хабаровского края на период до 2025 года. Умеренный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
СПРОС
Собственный максимум	МВт	1538	1594	2075	2185	2186
СПРОС на мощность	МВт	1538	1594	2075	2185	2186
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
ТЭС	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
Ограничения мощности на максимум нагрузки	МВт	8,1	8,1	8,1	8,1	8,1
Вводы мощности после прохождения максимума	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	320,8
Располагаемая мощность на конец года	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ТЭС	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ПОКРЫТИЕ спроса	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
Избыток(+)/Дефицит(-)	МВт	622,6	566,6	85,6	-24,4	-25,4

Без учета передачи мощности в энергосистему Еврейской автономной области и без учета нормативного резерва мощности баланс мощности энергосистемы Хабаровского края в умеренном варианте начиная с 2024 года складывается с дефицитом, который покрывается за счет получения из соседних энергосистем.

Таблица 5.2.6 - Баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края на период до 2025 года. Умеренный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
Потребление электрической энергии	млн. кВт. ч	8898	9089	11580	12144	12717
Производство электрической энергии	млн. кВт. ч	8919	8658	10891	11586	11876
ТЭС	млн. кВт. ч	8919	8658	10891	11586	11876
Установленная мощность	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
ТЭС	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
Располагаемая мощность	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ТЭС	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
Число часов использования установленной мощности ТЭС	час/год	4113	3992	5022	5342	4770
Число часов использования располагаемой мощности ТЭС	час/год	4128	4007	5041	5362	5497
Сальдо перетоков: получение (-) / выдача (+)	млн. кВт. ч	21,0	-431,0	-689,0	-558,0	-841,0

Примечание: выработка электроэнергии принята в соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 гг.

Без учета передачи электроэнергии в энергосистему Еврейской автономной области баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края в умеренном варианте начиная с 2022 года складывается с превышением потребности в электроэнергии над ее производством, которое покрывается за счет получения из соседних энергосистем.

Баланс мощности Хабаровского края (без учета Николаевского энергорайона) для оптимистичного варианта приведен в таблице 5.2.7, баланс электроэнергии - в таблице 5.2.8.

Таблица 5.2.7 - Баланс мощности энергосистемы Хабаровского края на период до 2025 года. Оптимистичный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
СПРОС
Собственный максимум	МВт	1585	1619	2095	2192	2378
СПРОС на мощность	МВт	1585	1619	2095	2192	2378
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
ТЭС	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
Ограничения мощности на максимум нагрузки	МВт	8,1	8,1	8,1	8,1	8,1
Вводы мощности после прохождения максимума	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	320,8
Располагаемая мощность на конец года	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ТЭС	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ПОКРЫТИЕ спроса	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
Избыток(+)/Дефицит(-)	МВт	576,1	541,6	65,6	-31,4	-217,4

Без учета передачи мощности в энергосистему Еврейской автономной области и без учета нормативного резерва мощности баланс мощности энергосистемы Хабаровского края в оптимистичном варианте начиная с 2024 года складывается с дефицитом мощности, который покрывается из соседних энергосистем.

Таблица 5.2.8 - Баланс электроэнергии энергосистемы Хабаровского края на период до 2025 года. Оптимистичный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
Потребление электрической энергии	млн. кВт. ч	9036	9452	11722	12321	13256
Производство электрической энергии	млн. кВт. ч	8919	8658	10891	11586	11876
ТЭС	млн. кВт. ч	8919	8658	10891	11586	11876
Установленная мощность	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
ТЭС	МВт	2168,7	2168,7	2168,7	2168,7	2489,5
Располагаемая мощность	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
ТЭС	МВт	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6	2160,6
Число часов использования установленной мощности ТЭС	час/год	4113	3992	5022	5342	4770
Число часов использования располагаемой мощности ТЭС	час/год	4128	4007	5041	5362	5497
Сальдо перетоков: получение (-) / выдача (+)	млн. кВт. ч	-117	-794	-831	-735	-1380

Без учета передачи электроэнергии в энергосистему Еврейской автономной области баланс электроэнергии в оптимистичном варианте складывается с превышением потребности в электроэнергии над ее производством, которое покрывается за счет получения из соседних энергосистем.

Перспективные балансы мощности Николаевского энергорайона сформированы на час прохождения собственного максимума потребления мощности. С учетом изолированной работы энергорайона резерв мощности принят в размере наиболее крупного агрегата и составляет 55 МВт. Балансы мощности и электроэнергии изолированного Николаевского энергорайона для умеренного варианта приведены в таблицах 5.2.9 и 5.2.10.

Таблица 5.2.9 - Баланс мощности Николаевского энергорайона до 2025 года. Умеренный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
СПРОС
Собственный максимум	МВт	44	45	46	46	47
СПРОС на мощность	МВт	44	45	46	46	47
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ТЭС	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
Ограничения мощности на максимум нагрузки	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Располагаемая мощность на конец года	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ТЭС	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ПОКРЫТИЕ спроса	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
Избыток(+)/Дефицит(-)	МВт	86,6	85,6	84,6	84,6	83,6

Примечание: в величине избытка мощности учтен резерв мощности в объеме 55 МВт

Таблица 5.2.10 - Баланс электроэнергии Николаевского энергорайона до 2025 года. Умеренный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
Потребление электрической энергии	млн. кВт. ч	297	303	306	308	313
Производство электрической энергии	млн. кВт. ч	297	303	306	308	313
ТЭС	млн. кВт. ч	297	303	306	308	313
Установленная мощность	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ТЭС	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
Располагаемая мощность	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ТЭС	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
Число часов использования установленной мощности ТЭС	час/год	2274	2320	2343	2358	2397
Число часов использования располагаемой мощности ТЭС	час/год	2274	2320	2343	2358	2397
Избыток (+)/Дефицит (-)	млн. кВт. ч	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Балансы мощности и электроэнергии Николаевского энергорайона для умеренного варианта в рассматриваемый перспективный период складываются удовлетворительно.

Балансы мощности и электроэнергии изолированного Николаевского энергорайона для оптимистичного варианта приведены в таблицах 5.2.11 и 5.2.12.

Таблица 5.2.11 - Баланс мощности Николаевского энергорайона до 2025 года. Оптимистичный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
СПРОС
Собственный максимум	МВт	44	48,9	50	65,7	67
СПРОС на мощность	МВт	99	104	105	121	122
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ТЭС	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
Ограничения мощности на максимум нагрузки	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Располагаемая мощность на конец года	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ТЭС	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ПОКРЫТИЕ спроса	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
Избыток(+)/Дефицит(-)	МВт	86,6	81,6	80,6	64,6	63,6

Примечание: в величине избытка мощности учтен резерв мощности в объеме 55 МВт

Таблица 5.2.12 - Баланс электроэнергии Николаевского энергорайона до 2025 года. Оптимистичный вариант

	Ед. измер.	2021	2022	2023	2024	2025
Потребление электрической энергии	млн. кВт. ч	297	330	337	444	451
Производство электрической энергии	млн. кВт. ч	297	330	337	444	451
ТЭС	млн. кВт. ч	297	330	337	444	451
Установленная мощность	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ТЭС	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
Располагаемая мощность	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ТЭС	МВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
Число часов использования установленной мощности ТЭС	час/год	2274	2527	2580	3400	3453
Число часов использования располагаемой мощности ТЭС	час/год	2274	2527	2580	3400	3453
Избыток (+)/Дефицит (-)	млн. кВт. ч	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Балансы мощности и электроэнергии Николаевского энергорайона для оптимистичного варианта в рассматриваемый перспективный период складываются удовлетворительно.

5.3 Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Хабаровского края мощностью 5 МВт и более

Перечень планируемых к вводу в эксплуатацию генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Хабаровского края для умеренного и оптимистичного вариантов приведены в таблице 5.3.1.

Таблица 5.3.1 - Перечень планируемых к вводу в эксплуатацию генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Хабаровского края в период до 2025 года

Электростанция	Принадлежность к компании	Ст. номер	Маркировка	Год ввода	Вид топлива	Уст. мощность, МВт/ Гкал/час	Обоснование необходимости ввода
Хабаровская ТЭЦ-4	ПАО "РусГидро"					320,8/1312,8	Распоряжение Правительства Российской Федерации от 15.07.2019 N 1544-р. Схема и программа развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы
		1	ГТУ 6F03 + T-30	2025	газ	80,2/103,2
		2	ГТУ 6F03 + T-30	2025	газ	80,2/103,2
		3	ГТУ 6F03 + T-30	2025	газ	80,2/103,2
		4	ГТУ 6F03 + T-30	2025	газ	80,2/103,2

Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО в период до 2025 года не планируется.

5.4 Развитие электрической сети энергосистемы Хабаровского края

Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края в период 2021 - 2025 гг. будет направлено на решение следующих задач:

- повышение надёжности электроснабжения существующих потребителей;

- обеспечение подключения новых потребителей (в т.ч. тяговых ПС ОАО "РЖД");

- замещение оборудования с неудовлетворительным техническим состоянием.

На основе результатов проведённого анализа существующего состояния, прогноза изменения схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации, а также с учётом результатов ранее выполненных работ по схемам выдачи мощности электростанций и схемам внешнего электроснабжения потребителей, сформированы предложения по развитию электросетевого комплекса напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края на период 2021 - 2025 гг.

Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей в умеренном варианте учтено сооружение/реконструкция следующих электросетевых объектов:

- строительство ПП 500 кВ Нерген с заходами ВЛ 500 кВ Хабаровская - Комсомольская ориентировочной протяженностью 1 км (2x0,5 км) - для ООО "Амур Минералс";

- строительство ПС 500/220 кВ Таёжная (501 МВА) с со строительством шинопровода от ПП 500 кВ Нерген в РУ 500 кВ ПС 500 кВ Таёжная (0,5 км) - для ООО "Амур Минералс";

- строительство ПС 220 кВ Малмыж (4x100 МВА) с ВЛ 220 кВ Таёжная - Малмыж (1x35 км) - для ООО "Амур Минералс";

- строительство ПС 110/35/6 кВ Чныррах с установкой ТДТН 2x16000/110/35/6. Строительство ЛЭП 110 кВ (отпаек) на ПС 110/35/6 кВ Чныррах от ВЛ 110 кВ Николаевская ТЭЦ - Белая Гора (С-172) и ВЛ 110 кВ Николаевская ТЭЦ - Многовершинная (С-171) (2x7,65 км) - для ТОСЭР "Николаевский";

- перевод ПС 35 кВ СДВ на напряжение 110 кВ с сооружением ОРУ 110 кВ (2х40 МВА) и двумя КЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 - СДВ N 1, 2 (2x4,5 км) - для АО "ДРСК", АО "ДГК" (Хабаровская ТЭЦ-4);

- строительство ПС 110 кВ Комбинат (2х40 МВА) с отпайками от ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1-Эльбан (С-87) и ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1 - Эльбан с отпайкой на ПС 110 кВ Падали (С-88) (2x0,085 км) - для ООО "Амурский ГМК";

- строительство ПС 110 кВ Мучке (2x25 МВА) с двухцепной ВЛ 110 кВ Ванино - Мучке (2x7,8 км) - для ООО "Дальневосточный Ванинский порт";

- строительство ПС 110 кВ Ая (2x40 МВА) с двухцепной ВЛ 110 кВ Ванино - Ая (2x10,5 км) - для НАО "Прайм";

- реконструкция ПС 110 кВ Осиновая речка с заменой Т-1, Т-2 (2x6,3 МВА) на 2x10 МВА - для обеспечения технологического присоединения потребителя КФХ Бутков В.Б;

- строительство ПС 220 кВ Полиметалл (63 МВА) с заходами ВЛ 220 кВ Березовая - Горин на ПС 220 кВ Полиметалл ориентировочной протяженностью 10 км (2x5 км); строительство ПС 110 кВ Албазино (2x25 МВА, 22 Мвар) с ВЛ 110 кВ Полиметалл - Албазино (241,8 км) - для ООО "Ресурсы Албазино";

- строительство ПС 110 кВ Дальняя (25 МВА) с одноцепной отпаечной ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Ванино I цепь (II цепь) (7,1 км) - для ООО "Порт Дальний".

Для обеспечения возможности присоединения объектов ОАО "РЖД" в умеренном варианте в соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы, а также решениями протоколов совещания у Министра энергетики Российской Федерации Н.Г. Шульгинова от 18.12.2020 N НШ-319пр и от 28.01.2021 N НШ-21пр учтено сооружение/реконструкция следующих электросетевых объектов:

- строительство ПС 220 кВ Литовко/т (с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС-1 с отпайкой на ПС Литовко на ПС 220 кВ Литовко/т ориентировочной протяженностью 11,5 км (1x8 км, 1x3,5 км);

- строительство ПС 220 кВ Разъезд N 21/т (с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ НПС-2 - Старт на ПС 220 кВ Разъезд N 21/т ориентировочной протяженностью 4 км (2x2 км);

- строительство ПС 220 кВ Сельгон/т (с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС-3 на ПС 220 кВ Сельгон/т ориентировочной протяженностью 6 км (2x3 км);

- строительство ПС 220 кВ Эльбан/т (с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ НПС-2 - Старт на ПС 220 кВ Эльбан/т ориентировочной протяженностью 9 км (2x4,5 км);

- строительство ПС 220 кВ Джелюмкен/т (с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ Хабаровская - НПС-2 с отпайкой на ПС Литовко на ПС 220 кВ Джелюмкен/т ориентировочной протяженностью 8 км (2x4 км);

- строительство ПС 220 кВ Аксака/т (с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Высокогорная и на ПС 220 кВ Аксака/т ориентировочной протяженностью 2 км (2x1 км);

- строительство ПС 220 кВ Оунэ/т (с установкой трёх трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ Уктур - Высокогорная на ПС 220 кВ Оунэ/т ориентировочной протяженностью 2 км (2x1 км);

- строительство ПС 220 кВ Джигдаси/т (с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Джигдаси/т ориентировочной протяженностью 1 км (2x0,5 км);

- строительство ПС 220 кВ Высокогорная/т (с установкой трёх трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с сооружением заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Высокогорная/т ориентировочной протяженностью 3 км (2х1,5 км);

- строительство ПС 220 кВ Ландыши/т (с установкой трёх трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Ландыши/т ориентировочной протяженностью 29 км (2x14,5 км);

- строительство ПС 220 кВ Эльдиган/т (с установкой трёх трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ Селихино - Уктур на ПС 220 кВ Эльдиган/т ориентировочной протяженностью 2 км (2х1 км);

- строительство ПС 220 кВ Кумтэ/т (с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ Комсомольская - Селихино N 2 на ПС 220 кВ Кумтэ/т ориентировочной протяженностью 2 км (2x1 км);

- строительство ПС 220 кВ Кун/т (с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Кун/т ориентировочной протяженностью 3 км (2x1,5 км);

- строительство ПС 220 кВ Комсомольск-сортировочный/т (с установкой трёх трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ Комсомольская - Селихино N 1 на ПС 220 кВ Комсомольск-сортировочный/т ориентировочной протяженностью 9 км (2x4,5 км);

- строительство ПС 220 кВ Тумнин/т (с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ Высокогорная - Ванино на ПС 220 кВ Тумнин/т ориентировочной протяженностью 0,4 км (2x0,2 км);

- строительство ПС 220 кВ Ванино/т (с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА каждый) с заходами ВЛ 220 кВ Высокогорная - Ванино на ПС 220 кВ Ванино/т ориентировочной протяженностью 15,8 км (2x7,9 км);

- строительство ПС 110 кВ Советская Гавань/т с отпайками от ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Окоча I цепь и ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Окоча II цепь ориентировочной протяженностью 3 км (2x1,5 км);

- строительство третьей ЛЭП 220 кВ Комсомольская - Селихино - Высокогорная - Ванино ориентировочной протяженностью 399 км (1х399 км);

- строительство третьей ВЛ 220 кВ ВЛ 220 кВ Комсомольская Старт (достройка участка ЛЭП от ПС 220 кВ Старт до ПС 220 кВ ГПП-4) ориентировочной протяженностью 21 км (1х21 км);

- строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Высокогорная ориентировочной протяженностью 0,2 км (2х0,1 км);

- замена в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Высокогорная трансформаторов тока ВЛ 220 кВ Высокогорная - Тумнин/т и ВЛ 220 кВ Высокогорная - Оунэ/т на трансформаторы тока с большей допустимой токовой нагрузкой;

- замена в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Уктур трансформаторов тока ВЛ 220 кВ Уктур - Оунэ-тяг и ВЛ 220 кВ Уктур - Эльдиган/т на трансформаторы тока с большей допустимой токовой нагрузкой;

- установка СКРМ на ПС 500 кВ Комсомольская в объеме не менее 75 Мвар;

- установка СКРМ на подстанциях транзита Селихино - Ванино в объеме не менее 75 Мвар;

- установка на Амурской ТЭЦ-1 третьего трансформатора связи 110/35/6 кВ мощностью 60 МВА;

- реконструкция ПС 220 кВ Розенгартовка/т с увеличением трансформаторной мощности на 40 МВА;

- замена на ПС 110 кВ Южная трансформаторов тока ВЛ 110 кВ Южная - Хабаровск/т N 1, 2 на трансформаторы тока с большей допустимой токовой нагрузкой.

Также для обеспечения присоединения тяговых нагрузок ОАО "РЖД" в соответствии с решениями протоколов совещания у Министра энергетики Российской Федерации Н.Г. Шульгинова от 18.12.2020 N НШ-319пр и от 28.01.2021 N НШ-21пр, а также материалами разрабатываемой внестадийной работы "Схема внешнего электроснабжения направления Кузбасс - Дальний Восток на период до 2025 г." в объеме Этапа 2 "Предложения по развитию электроэнергетики регионов в зоне влияния участков железной дороги в направлении Кузбасс - Дальний Восток с учетом роста электрических нагрузок в период до 2023 года" предусмотрена организация противоаварийного управления посредством (окончательный перечень мероприятий должен быть определен по результатам разработки указанной внестадийной работы):

- установки УПАСК, УОН на тяговых подстанциях транзита 220 кВ Хабаровская - Комсомольская - Селихино - Ванино;

- установки устройства АОПО АТ ПС 220 кВ Селихино с реализацией УВ на ОН на тяговых подстанциях;

- установки на ПС 500 кВ Комсомольская АРО СГО по факту отключения ЛЭП на транзите 220 кВ Комсомольская - Селихино с реализацией УВ на ОН на тяговых подстанциях;

- реализации ДАР на тяговых подстанциях на транзите 220 кВ Комсомольск - Селихино - Ванино с реализацией УВ на ОН;

- установки устройств ФОЛ и УПАСК на подстанциях транзита Комсомольская - Ванино;

- установки ФОЛ:

- на ПС 220 кВ Джелюмкен/т: ФОЛ ВЛ 220 кВ Хабаровская - Джелюмкен/т, ФОЛ ВЛ 220 кВ НПС-2 - Джелюмкен/т с отпайкой на ПС Литовко;

- на ПС 220 кВ Литовко/т: ФОЛ 220 кВ НПС-1 - Литовко/т, ФОЛ ВЛ 220 кВ НПС-2 - Литовко/т с отпайкой на ПС Литовко;

- на ПС 220 кВ Разъезд N 21/т: ФОЛ ВЛ 220 кВ НПС-2 - Разъезд N 21/т, ФОЛ ВЛ 220 кВ Эльбан/т - Разъезд N 21/т;

- на ПС 220 кВ Эльбан: ФОЛ ВЛ 220 кВ Эльбан/т - Разъезд N 21/т, ФОЛ ВЛ 220 кВ Старт - Эльбан/т;

- на ПС 220 кВ Сельгон: ФОЛ ВЛ 220 кВ НПС-2 - Сельгон/т, ФОЛ ВЛ 220 кВ НПС-3 - Сельгон/т;

- установки устройств АЧР на тяговых подстанциях Хабаровского края:

- ПС 220 кВ Кругликово/т;

- ПС 220 кВ Дормидонтовка/т;

- ПС 220 кВ Аван/т;

- ПС 220 кВ Бикин/т;

- ПС 220 кВ Розенгартовка/т;

- ПС 220 кВ Джелюмкен/т;

- ПС 220 кВ Литовко/т;

- ПС 220 кВ Сельгон/т;

- ПС 220 кВ Разъезд N 21/т;

- ПС 220 кВ Эльбан/т;

- ПС 220 кВ Комсомольск-сортировочный/т;

- ПС 220 кВ Кумтэ/т;

- ПС 220 кВ Эльдиган/т;

- ПС 220 кВ Кун/т;

- ПС 220 кВ Аксака/т;

- ПС 220 кВ Оунэ/т;

- ПС 220 кВ Высокогорная/т;

- ПС 220 кВ Джигдаси/т;

- ПС 220 кВ Тумнин/т;

- ПС 220 кВ Ландыши/т;

- ПС 220 кВ Ванино/т;

- ПС 110 кВ Советская Гавань/т;

- установки (модернизации) АОСН на ПС 220 кВ Ванино.

Для обеспечения присоединения нагрузки ООО "Амур Минералс" максимальной мощностью 250 МВт, в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение от 11.11.2019, а также техническими решениями внестадийной документации "Разработка схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств Малмыжского месторождения" предусмотрена организация противоаварийного управления посредством установки:

- АЛАР, АОПН ВЛ 500 кВ Хабаровская - Нерген (ПС 500 кВ Хабаровская, ПП 500 кВ Нерген);

- АЛАР, АОПН ВЛ 500 кВ Комсомольская - Нерген (ПС 500 кВ Комсомольская, ПП 500 кВ Нерген);

- ФОБ, ДМ Блока 1 и Блока 2 на Комсомольской ТЭЦ-3;

- ФОЛ на транзите 220 кВ Ургал - Старт;

- ФОБ, ДМ ТГ N 1 и ТГ N 2 Совгаванской ТЭЦ;

- АРПМ на ПС 220 кВ Старт;

- АОПО на 3АТ и 4АТ ПС 500 кВ Комсомольская;

- АОСН на ПС 220 кВ Малмыж;

- АПНУ на ПС 500 кВ Хабаровская.

В связи с отсутствием телеметрической информации с объектов электроэнергетики предусмотрена организация ССПИ на следующих подстанциях (указанные мероприятия включены в Акт ДВУ Ростехнадзора N 3 расследования причин аварии, произошедшей 04.07.2016):

- ПС 220 кВ Аван/т,

- ПС 220 кВ Бикин/т,

- ПС 220 кВ Розенгартовка/т,

- ПС 220 кВ Дормидонтовка/т.

Для технологического присоединения объектов Хабаровской ТЭЦ-4 техническими условиями на технологическое присоединение объектов по производству электрической энергии АО "ДГК" к электрическим сетям АО "ДРСК" от 17.07.2020 N 15-02/22-216 и техническими решениями внестадийной работы "Разработка схемы выдачи мощности Хабаровской ТЭЦ-4" предусмотрена реализация мероприятий по реконструкции электрической сети и организация противоаварийного управления посредством:

- реконструкции ВЛ 110 кВ Корфовская - Хехцир (С-23) с заменой провода АС-120 на провод сечением не менее АС-185 и ошиновки на ПС 110 кВ Корфовская и ОРУ 110 кВ ПС 500 кВ Хехцир 2 (замена ошиновки ОРУ 110 кВ ПС 500 кВ Хехцир 2 предусмотрена инвестиционным проектом ПАО "ФСК ЕЭС" "Реконструкция ПС 220 кВ Хехцир, ПС 500 кВ Хехцир 2. Установка АТ 1, 2 мощностью 250 МВА, установка КРУЭ 110 кВ") на провод с сечением не менее АС-185;

- замены провода ошиновки ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 - Южная N 1, N 2 (С-1, С-2) АС-150 на Хабаровской ТЭЦ-4 на провод сечением не менее АС-240;

- установки АОПО КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 - РЦ N 1, N 2 с отпайками на Хабаровской ТЭЦ-4;

- установки на ПС 220 кВ РЦ УПАСК по ВЧ на КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 - РЦ N 1, N 2 с отпайками;

- организации дуплексных каналов связи от Хабаровской ТЭЦ-4 до ПС 220 кВ РЦ по КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 - РЦ N 1, N 2 с отпайками для трансляции команд ПА на отключение выключателей КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 - РЦ N 1, N 2 с отпайками со стороны ПС 220 кВ РЦ.

В дополнение к мероприятиям умеренного варианта для обеспечения возможности присоединения новых потребителей в оптимистичном варианте учтено сооружение следующих электросетевых объектов:

- сооружение ПС 110 кВ Правоурмийская (2x25 МВА) с двухцепной ВЛ 110 кВ Сулук - Правоурмийская - для Правоурмийского оловянного месторождения;

- сооружение ПС 110 кВ Чульбаткан (1x40 МВА); ПП 110 кВ Орель с заходами ВЛ 110 кВ Николаевская ТЭЦ - Белая Гора с отпайкой на ПС Маго и Николаевская ТЭЦ - Многовершинная; ВЛ 110 кВ ПП Орель - Чульбаткан - для ООО "Удинск Золото".

Для обеспечения надёжности электроснабжения существующих потребителей в умеренном и оптимистичном вариантах учтено сооружение/реконструкция следующих электросетевых объектов:

- реконструкция ПС 500 кВ Хехцир-2 с укрупнением путем присоединения ПС 220 кВ Хехцир с заменой на ПС 220 кВ Хехцир 1АТ 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА на АТ 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА и 2АТ 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА на АТ 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА с увеличением трансформаторной мощности ПС 500 кВ Хехцир-2 на 250 МВА до 751 МВА;

- реконструкция ПС 220 кВ Уктур с установкой трансформатора 1Т 220/10 кВ мощностью 10 МВА (увеличение трансформаторной мощности на 10 МВА до 20 МВА);

Указанные выше мероприятия предусмотрены Схемой и программой развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 гг. в перечне проектов по реновации основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС".

Ниже представлен анализ центров питания 110 кВ и выше, по которым по итогам анализа отчётного потокораспределения за дни зимних и летних контрольных замеров 2019 года зафиксирована возможность перегрузки трансформаторного оборудования (загрузки трансформаторов выше допустимых значений, определённых в соответствии с Приказом Минэнерго России от 08.02.2019 N 81) в послеаварийных схемах:

- ПС 110 кВ АК (Амуркабель). В настоящее время на ПС 110 кВ АК установлены два трансформатора 110/35/6 кВ 2x25 МВА Трансформаторы введены в эксплуатацию в 1969 и 1970 гг. соответственно.

Срок службы трансформаторов 1Т и 2Т в период 2021 - 2025 гг. превышает 30 лет, в связи с чем для них допускается применение коэффициентов допустимой длительной перегрузки, соответствующих нормальному режиму (без повышенного износа изоляции). Коэффициент допустимой перегрузки 1Т и 2Т принят: в зимний период (-5 °C) - 1,175, в летний (+30 °C) - 0,91.

Загрузка ПС 110/35/6 кВ АК на день зимнего контрольного замера 2019 года составила 31,8 МВА, на день летнего контрольного замера 2019 года - 18,9 МВА.

В послеаварийной схеме при отключении 1Т (2Т) в работе будет находиться 2Т (1Т). Коэффициент аварийной перегрузки при фактической нагрузке в зимний период составит 1,27 (что превысит коэффициент допустимой перегрузки в зимний период - 1,175), в летний - 0,756.

По информации АО "ДРСК" (письмо от 26.04.2021 N 15-02-09/2383, Приложение И), возможность перевода нагрузок ПС 110 кВ АК в послеаварийных схемах на другие центры питания отсутствует.

В настоящее время объём перспективной заявленной мощности на ПС 110 кВ АК в соответствии с действующими ТУ на ТП с учётом коэффициентов реализации составляет 0,62 МВт (0,68 МВА) (суммарно по ПС 110 кВ АК, ПС 35 кВ СРЗ, ПС 35 кВ Горка, ПС 35 кВ Краснореченская (частично, в связи с секционированием сети 35 кВ), см. Приложение З, таблицы З.4, З.6 - З.7). С учётом указанного роста нагрузки коэффициент аварийной перегрузки 1Т и 2Т в послеаварийном режиме в зимний период составит 1,3, что превышает ДДТН.

Необходима замена трансформаторов на ПС 110 кВ АК на 2xТДТН-40000/110/35/6.

По информации АО "ДРСК" ПС 110 кВ АК расположена в месте с периодическими подтоплениями, осложняющими/делающими невозможными выезды ремонтных бригад на автомобильном транспорте, требующими регулярной откачки воды с территории подстанции в периоды паводка/половодья. Кроме того, ПС 110 кВ АК находится на площадке со сложными грунтами, что требует сооружения новых фундаментов для замены трансформаторного оборудования, т.е. полного демонтажа существующей ПС 110 кВ АК и фактически строительства новой ПС на месте старой. Принимая во внимание типовые сроки сооружения ПС 110 кВ, замена трансформаторов на ПС 110 кВ АК потребует длительных перерывов в электроснабжении существующих потребителей, что является недопустимым.

Учитывая вышесказанное, рекомендуется сооружение новой ПС 110 кВ АК с 2xТДТН-40000/110/35/6 взамен существующей. В соответствии с проектной документацией "Строительство ПС 110/35/6 кВ АК", сооружение новой ПС 110 кВ АК планируется вблизи существующей, при этом фундаменты новой ПС будут формироваться с учетом всех особенностей грунта для исключения возможных затоплений.

- ПС 110 кВ Корфовская. В настоящее время на ПС 110 кВ Корфовская установлены два трансформатора 110/35/10 кВ 1Т 10 МВА и 2Т 16 МВА (1989 и 1991 гг.).

Срок службы трансформаторов 1Т и 2Т в период 2021 - 2025 гг. превышает 30 лет, в связи с чем для них допускается применение коэффициентов допустимой длительной перегрузки, соответствующих нормальному режиму (без повышенного износа изоляции). Коэффициент допустимой перегрузки 1Т и 2Т принят: в зимний период (-5 °C) - 1,175, в летний (+30 °C) - 0,91.

Загрузка ПС 110/35/10 кВ Корфовская на день зимнего контрольного замера 2019 года составила 23,0 МВА, на день летнего контрольного замера 2019 года - 9,0 МВА.

В послеаварийной схеме при отключении 1Т (2Т) в работе будет находиться 2Т (1Т). Коэффициент аварийной перегрузки при фактической нагрузке в зимний период составит 2,3 для 1Т и 1,44 для 2Т (что превысит коэффициент допустимой перегрузки в зимний период для обоих трансформаторов - 1,175), в летний - 0,9 для 1Т и 0,56 для 2Т.

По информации АО "ДРСК" (письмо от 22.04.2021 N 15-02-09/2331, Приложение И), на ПС 110 кВ Корфовская при отключении одного трансформатора возможен перевод нагрузки в сторону ПС 110 кВ АК в объёме 14 МВт (15,7 МВА). Таким образом, с учётом возможности перевода питания потребителей коэффициент аварийной перегрузки 1Т и 2Т в послеаварийном режиме в зимний период составит порядка 0,74 и 0,46, что не превышает ДДТН.

В настоящее время объём перспективной заявленной мощности на ПС 110 кВ Корфовская в соответствии с действующими ТУ на ТП с учётом коэффициентов реализации составляет 0,49 МВт (0,53 МВА) (см. Приложение З, таблица З.2). С учётом указанного роста нагрузки и возможности перевода питания потребителей коэффициент аварийной перегрузки 1Т в послеаварийном режиме в зимний период составит 0,96, что не превышает ДДТН, а коэффициент аварийной перегрузки 2Т в послеаварийном режиме в зимний период составит 0,59, что также не превышает ДДТН. Замены трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Корфовская не требуется.

- ПС 110 кВ ЮМР. В настоящее время на ПС 110 кВ ЮМР установлены два трансформатора 110/35/6 кВ 2x25 МВА (1971 и 1985 гг.).

Срок службы трансформаторов 1Т и 2Т в период 2021 - 2025 гг. превышает 30 лет, в связи с чем для них допускается применение коэффициентов допустимой длительной перегрузки, соответствующих нормальному режиму (без повышенного износа изоляции). Коэффициент допустимой перегрузки 1Т и 2Т принят: в зимний период (-5 °C) - 1,175, в летний (+30 °C) - 0,91.

Загрузка ПС 110/35/6 кВ ЮМР на день зимнего контрольного замера 2019 года составила 31,2 МВА, на день летнего контрольного замера 2019 года - 17,2 МВА.

В послеаварийной схеме при отключении 1Т (2Т) в работе будет находиться 2Т (1Т). Коэффициент аварийной перегрузки при фактической нагрузке в зимний период составит 1,25 (что превысит коэффициент допустимой перегрузки в зимний период - 1,175), в летний - 0,688.

По информации АО "ДРСК" (письмо от 22.04.2021 N 15-02-09/2331, Приложение И), на ПС 110 кВ ЮМР при отключении одного трансформатора возможен перевод нагрузки в сторону ПС 110 кВ АК в объёме 11 МВт (12,3 МВА). Таким образом, с учётом возможности перевода питания потребителей коэффициент аварийной перегрузки 1Т и 2Т в послеаварийном режиме в зимний период составит порядка 0,76, что не превышает ДДТН.

В настоящее время объём перспективной заявленной мощности на ПС 110 кВ ЮМР в соответствии с действующими ТУ на ТП с учётом коэффициентов реализации составляет 0,03 МВт (0,033 МВА) (см. Приложение З, таблица З.3). С учётом указанного роста нагрузки и возможности перевода питания потребителей коэффициент аварийной перегрузки 1Т и 2Т в послеаварийном режиме в зимний период составит 0,77, что не превышает ДДТН.

Замены трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ ЮМР не требуется.

- ПС 110 кВ КАФ. В настоящее время на ПС 110 кВ КАФ установлены два трансформатора 110/35/6 кВ 2x25 МВА (1987 и 1989 гг.).

Срок службы трансформаторов 1Т и 2Т в период 2021 - 2025 гг. превышает 30 лет, в связи с чем для них допускается применение коэффициентов допустимой длительной перегрузки, соответствующих нормальному режиму (без повышенного износа изоляции). Коэффициент допустимой перегрузки 1Т и 2Т принят: в зимний период (-5 °C) - 1,175, в летний (+30 °C) - 0,91.

Загрузка ПС 110/35/6 кВ КАФ на день зимнего контрольного замера 2019 года составила 32,6 МВА, на день летнего контрольного замера 2019 года - 13,7 МВА.

В послеаварийной схеме при отключении 1Т (2Т) в работе будет находиться 2Т (1Т). Коэффициент аварийной перегрузки при фактической нагрузке в зимний период составит 1,30 (что превышает коэффициент допустимой перегрузки в зимний период - 1,175), в летний - 0,55.

По информации АО "ДРСК" (письмо от 22.04.2021 N 15-02-09/2331, Приложение И), на ПС 110 кВ КАФ при отключении одного трансформатора возможен перевод нагрузки на ПС 220 кВ РЦ в объёме до 8 МВт (8,9 МВА) Таким образом, с учётом возможности перевода питания потребителей коэффициент аварийной перегрузки 1Т и 2Т в послеаварийном режиме в зимний период составит порядка 0,95, что не превышает ДДТН.

Планы по технологическому присоединению потребителей электрической энергии к ПС 110 кВ КАФ отсутствуют.

Замены трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ КАФ не требуется.

- ПС 110 кВ Белая Гора. В настоящее время на ПС 110 кВ Белая Гора установлены два трансформатора 110/6 кВ 2x6,3 МВА (1985 и 1985 гг.).

Срок службы трансформаторов 1Т и 2Т в период 2021 - 2025 гг. превышает 30 лет, в связи с чем для них допускается применение коэффициентов допустимой длительной перегрузки, соответствующих нормальному режиму (без повышенного износа изоляции). Коэффициент допустимой перегрузки 1Т и 2Т принят: в зимний период (-5 °C) - 1,175, в летний (+30 °C) - 0,91.

Загрузка ПС 110/6 кВ Белая Гора на день зимнего контрольного замера 2019 года составила 9,9 МВА, на день летнего контрольного замера 2019 года - 8,5 МВА.

В послеаварийной схеме при отключении 1Т (2Т) в работе будет находиться 2Т (1Т). Коэффициент аварийной перегрузки при фактической нагрузке в зимний период составит 1,57 (что превышает коэффициент допустимой перегрузки в зимний период - 1,175), в летний - 1,35 (что также превышает коэффициент допустимой перегрузки в летний период - 0,91).

По информации АО "ДРСК" (письмо от 22.04.2021 N 15-02-09/2331, Приложение И) возможность применения схемно-режимных мероприятий (перевода нагрузок на другие центры питания) для устранения указанных перегрузок отсутствует. Необходима замена ТМ-6300/110/6 (1Т) и ТМН-6300/110/6 (2Т) на 2xТДТН-10000/110/6;

- ПС 110 кВ Многовершинная. В настоящее время на ПС 110 кВ Многовершинная установлены два трансформатора 110/35/6 кВ 2x10 МВА (1980 и 1980 гг.).

Срок службы трансформаторов 1Т и 2Т в период 2021 - 2025 гг. превышает 30 лет, в связи с чем для них допускается применение коэффициентов допустимой длительной перегрузки, соответствующих нормальному режиму (без повышенного износа изоляции). Коэффициент допустимой перегрузки 1Т и 2Т принят: в зимний период (-5 °C) - 1,175, в летний (+30 °C) - 0,91.

Загрузка ПС 110/35/6 кВ Многовершинная на день зимнего контрольного замера 2019 года составила 17,3 МВА, на день летнего контрольного замера 2019 года - 14,9 МВА.

В послеаварийной схеме при отключении 1Т (2Т) в работе будет находиться 2Т (1Т). Коэффициент аварийной перегрузки при фактической нагрузке в зимний период составит 1,73 (что превышает коэффициент допустимой перегрузки в зимний период - 1,175), в летний - 1,49 (что также превышает коэффициент допустимой перегрузки в летний период - 0,91).

По информации АО "ДРСК" (письмо от 22.04.2021 N 15-02-09/2331, Приложение И) возможность применения схемно-режимных мероприятий (перевода нагрузок на другие центры питания) для устранения указанных перегрузок отсутствует.

В настоящее время объём перспективной заявленной мощности на ПС 110 кВ Многовершинная в соответствии с действующими ТУ на ТП с учётом коэффициентов реализации составляет 0,01 МВт (0,01 МВА) (см. Приложение З, таблица З.5). С учётом указанного роста нагрузки и возможности перевода питания потребителей коэффициент аварийной перегрузки 1Т и 2Т в послеаварийном режиме в зимний период составит 1,73, что превышает ДДТН.

Необходима замена 2xТДТН-10000/110/35/6 на 2xТДТН-25000/110/35/6;

- ПС 110 кВ Осиновая речка. В настоящее время на ПС 110 кВ Осиновая речка установлены два трансформатора 110/35/10 кВ 2x6,3 МВА (1976 и 1976 гг.).

Срок службы трансформаторов 1Т и 2Т в период 2021 - 2025 гг. превышает 30 лет, в связи с чем для них допускается применение коэффициентов допустимой длительной перегрузки, соответствующих нормальному режиму (без повышенного износа изоляции). Коэффициент допустимой перегрузки 1Т и 2Т принят: в зимний период (-5 °C) - 1,175, в летний (+30 °C) - 0,91.

Загрузка ПС 110/35/10 кВ Осиновая речка на день зимнего контрольного замера 2019 года составила 4,3 МВА, на день летнего контрольного замера 2019 года - 2,5 МВА.

В послеаварийной схеме при отключении 1Т (2Т) в работе будет находиться 2Т (1Т). Коэффициент аварийной перегрузки при фактической нагрузке в зимний период составит 0,68 (что не превышает коэффициент допустимой перегрузки в зимний период - 1,175), в летний - 0,4.

По информации АО "ДРСК" (письмо от 26.04.2021 N 15-02-09/2383, Приложение И), возможность перевода нагрузок ПС 110 кВ Осиновая речка в послеаварийных схемах на другие центры питания отсутствует.

В настоящее время объём перспективной заявленной мощности на ПС 110 кВ Осиновая речка в соответствии с действующими ТУ на ТП с учётом коэффициентов реализации составляет 5,4 МВт (6,0 МВА) (Приложение З, таблица З.1). В послеаварийном режиме коэффициент аварийной перегрузки 1Т и 2Т в зимний период составит 1,64 и 0,95 соответственно, что превышает ДДТН.

Необходима замена 2xТМТН-6300/110/35/10 на 2xТДТН-10000/110/35/10.

Мероприятие по реконструкции ПС 110 кВ Осиновая речка с заменой 2xТМТН-6300/110/35/10 на 2xТДТН-10000/110/35/10 учтено в технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств КФХ Бутков В.Б. к электрическим сетям АО "ДРСК" от 29.12.2019 N ТПр3518/19.

- ПС 110 кВ Восточная. В настоящее время на ПС 110 кВ Восточная установлены два трансформатора 110/35/6 кВ 1Т 25 МВА и 2Т 20 МВА (1974 и 1964 гг.).

Срок службы трансформаторов 1Т и 2Т в период 2021 - 2025 гг. превышает 30 лет, в связи с чем для них допускается применение коэффициентов допустимой длительной перегрузки, соответствующих нормальному режиму (без повышенного износа изоляции). Коэффициент допустимой перегрузки 1Т и 2Т принят: в зимний период (-5 °C) - 1,175, в летний (+30 °C) - 0,91.

Загрузка ПС 110/35/10 кВ Восточная на день зимнего контрольного замера 2019 года составила 25,9 МВА, на день летнего контрольного замера 2019 года - 13,5 МВА.

В послеаварийной схеме при отключении 1Т в работе будет находиться 2Т. Коэффициент аварийной перегрузки при фактической нагрузке в зимний период составит 1,30 (что превышает коэффициент допустимой перегрузки в зимний период - 1,175), в летний - 0,68. В послеаварийной схеме при отключении 2Т в работе будет находиться 1Т. Коэффициент аварийной перегрузки при фактической нагрузке в зимний период составит 1,04 (что не превышает коэффициент допустимой перегрузки в зимний период - 1,175), в летний - 0,54.

По информации АО "ДРСК" (письмо от 26.04.2021 N 15-02-09/2383, Приложение И), возможность перевода нагрузок ПС 110 кВ Восточная в послеаварийных схемах на другие центры питания отсутствует.

В настоящее время объём перспективной заявленной мощности на ПС 110 кВ Восточная в соответствии с действующими ТУ на ТП с учётом коэффициентов реализации составляет 0,555 МВт (0,617 МВА) (см. Приложение З, таблица З.8). С учётом указанного роста нагрузки и невозможности перевода питания потребителей коэффициент аварийной перегрузки 1Т в послеаварийном режиме в зимний период составит 1,06, что не превышает ДДТН, а коэффициент аварийной перегрузки 2Т в послеаварийном режиме в зимний период составит 1,32, что превышает ДДТН.

Необходима замена 2Т ТДТНГ - 20000/110/35/6 на ТДТН - 25000/110/35/6.

В оптимистичном варианте на уровне 2025 года планируется увеличение нагрузки ООО "Амур Минералс" (ПС 220 кВ Малмыж) до величины 500 МВт. В целях определения мероприятий, обеспечивающих заявленное увеличение мощности, по заказу ООО "Амур Минералс" выполняется разработка внестадийной работы "Корректировка схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств Малмыжского месторождения с целью увеличения отбора мощности из сети до 500 МВт". После разработки СВЭ и согласования со всеми заинтересованными организациями, технические мероприятия по развитию электрической сети для обеспечения Малмыжского месторождения мощностью 500 МВт могут быть включены в корректировку СиПР Хабаровского края следующего цикла разработки.

С целью проверки загрузки ЛЭП и трансформаторного оборудования проведены расчёты режимов работы электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края.

Расчётные модели электрической сети энергосистемы Хабаровского края сформированы в соответствии с нормальной схемой электрических соединений энергосистемы Хабаровского края и ЕАО.

Расчёты электрических режимов выполнены для двух вариантов развития энергосистемы Хабаровского края: умеренного и оптимистичного. Расчёты выполнены для режимов зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня.

Расчёты режимов работы электрической сети энергосистемы Хабаровского края выполнены при температуре наружного воздуха -5°C и -31°C для зимних и +21°C и +30°C для летних режимов (в соответствии с ГОСТ Р 58670-2019). Допустимая токовая загрузка ЛЭП принята на уровне не более 100% от ДДТН с учетом допустимых токовых нагрузок электросетевого оборудования (выключателей, разъединителей, высокочастотных заградителей, трансформаторов тока), входящих в состав ячеек рассматриваемых ЛЭП; допустимая загрузка Т/АТ - в соответствии с Приказом Минэнерго России от 08.02.2019 N 81.

Для проверки загрузки ЛЭП и трансформаторов энергосистемы Хабаровского края были проведены расчёты режимов работы электрической сети энергосистемы Хабаровского края в нормальной, основных ремонтных и послеаварийных схемах.

Результаты расчётов режимов работы электрической сети энергосистемы Хабаровского края в нормальных схемах показали отсутствие токовых перегрузок ЛЭП и Т/АТ для умеренного и оптимистичного вариантов. Результаты расчётов в табличном виде представлены в Приложении Г (таблицы Г.1 - Г.4). Результаты расчётов в графическом виде представлены в Приложении Д (рисунки Д.1 - Д.59).

Результаты расчётов режимов работы электрической сети энергосистемы Хабаровского края в послеаварийных схемах показали наличие токовых перегрузок Т/АТ. В Приложении Е приведены результаты расчётов режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края для схем с выявленными токовыми перегрузками оборудования в графическом виде.

Всего за период 2021 - 2025 гг. в энергосистеме Хабаровского края по умеренному варианту намечается ввод ЛЭП напряжением 110 кВ и выше суммарной протяжённостью 888,27 км, трансформаторной мощности напряжением 110 кВ и выше - 3 476,0 МВА, в том числе:

- 500 кВ: ЛЭП - 1,5 км, Т/АТ - 501,0 МВА;

- 220 кВ: ЛЭП - 572,90 км, Т/АТ - 2243,0 МВА;

- 110 кВ: ЛЭП - 313,87 км, Т/АТ - 732,0 МВА.

Суммарные капиталовложения на реализацию намеченных планов по развитию электросетевого комплекса напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края составят 65 541,60 млн. руб. (в текущих ценах без НДС).

Капитальные вложения в электросетевые объекты, не вошедшие в инвестиционные программы, определены в соответствии с "Укрупнёнными нормативами цены типовых технологических решений капитально строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства" (утверждены приказом Минэнерго России от 17.01.2019 N 10).

Всего за период 2021 - 2025 гг. в энергосистеме Хабаровского края по оптимистичному варианту намечается ввод ЛЭП напряжением 110 кВ и выше суммарной протяжённостью 1175,67 км, трансформаторной мощности напряжением 110 кВ и выше - 3 566,0 МВА, в том числе:

- 500 кВ: ЛЭП - 1,5 км, Т/АТ - 501,0 МВА;

- 220 кВ: ЛЭП - 572,90 км, Т/АТ - 2243,0 МВА;

- 110 кВ: ЛЭП - 601,27 км, Т/АТ - 822,0 МВА.

Суммарные капиталовложения на реализацию намеченных планов по развитию электросетевого комплекса напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края составят 69 433,02 млн. руб. (в текущих ценах без НДС).

Учитывая значительное количество электросетевых объектов, отработавших нормативный срок службы, необходимо провести комплексное обследование технического состояния оборудования, по результатам которого должны быть приняты решения о необходимости замены его на современное с использованием передовых технологий.

Для умеренного и оптимистичного вариантов в период 2021 - 2025 гг. в энергосистеме Хабаровского края намечается ввод электросетевых объектов напряжением 35 кВ (в соответствии с планами АО "ДРСК"): ЛЭП суммарной протяжённостью 89,5 км, трансформаторной мощности - 167,6 МВА.

Для умеренного и оптимистичного вариантов в период 2021 - 2025 гг. в энергосистеме Хабаровского края намечается ввод электросетевых объектов напряжением ниже 35 кВ (в соответствии с планами АО "ДРСК"): ЛЭП суммарной протяжённостью 565,152 км, трансформаторной мощности - 72,714 МВА.

В таблицах 5.4.1-5.4.2 представлены сводные данные по вводу/реконструкции электросетевых объектов 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края для умеренного и оптимистичного вариантов. В таблице 5.4.3 представлены сводные данные по установке устройств ПА в энергосистеме Хабаровского края для умеренного и оптимистичного вариантов. В таблице 5.4.4 представлены сводные данные по вводу/реконструкции электросетевых объектов 35 кВ энергосистемы Хабаровского края для умеренного и оптимистичного вариантов. В таблице 5.4.5 представлены сводные данные по вводу/реконструкции электросетевых объектов ниже 35 кВ энергосистемы Хабаровского края для умеренного и оптимистичного вариантов.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо "В таблице 5.4.4" имеется в виду "В таблице 5.4.5", вместо "В таблице 5.4.5" имеется в виду "В таблице 5.4.6"

Данные по вводу/реконструкции электросетевых объектов напряжением 35 кВ и ниже представлены в соответствии с информацией, полученной от АО "ДРСК".

Ввод новых и реконструкция действующих электросетевых объектов в энергосистеме Хабаровского края позволит повысить надежность энергоснабжения потребителей региона. В соответствии с Долгосрочными параметрами регулирования для филиала АО "ДРСК" ХЭС (Постановление Комитета по ценам и тарифам Правительства Хабаровского края от 25.12.2019 N 45/62), плановое значение показателя средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (SAIDI) оценивается на уровне 2,65 часа (2,82 в 2018 году), средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (SAIFI) - 1,19 (1,26 в 2018 году).

Таблица 5.4.1 - Сводные данные по вводам/реконструкции электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края на период 2021 - 2025 гг. Умеренный вариант

N	Наименование объекта	Год ввода	Технические характеристики		Итого		Инвестор	Назначение
			до реконструкции ВЛ, км ПС, МВА	после реконструкции ВЛ, км ПС, МВА	км	МВА
	Обеспечение технологического присоединения потребителей
	500 кВ
1	Строительство заходов ВЛ 500 кВ Хабаровская - Комсомольская на ПП 500 кВ Нерген ориентировочной протяженностью 1 км (2х0,5 км)	2023	-	2x0,5 км (протяженность уточняется проектом)	1,0		ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Амур Минералс")
	Строительство ПП 500 кВ Нерген с установкой УШР 500 кВ мощностью 180 МВАр (3х60 Мвар) с резервной фазой 60 Мвар	2023	-	180 + 60 Мвар
	Строительство шинопровода от ПП 500 кВ Нерген до ПС 500 кВ Таежная ориентировочной протяженностью 0,5 км (1х0,5 км)	2023	-	0,5 км	0,5		ПАО "ФСК ЕЭС"
	Строительство ПС 500 кВ Таёжная трансформаторной мощностью 501 МВА (3х167 МВА). Установка двух групп шунтирующих реакторов 10 кВ мощностью 29,7 Мвар (3х9,9 Мвар) и 52,5 Мвар (3х17,5 Мвар)	2023	-	3x167 МВА РШ 10 кВ 29,7 Мвар (3х9,9 Мвар) и 52,5 Мвар (3х17,5 Мвар)		501	ООО "Амур Минералс"
2	Реконструкция ПС 500 кВ Комсомольская с установкой СКРМ на ПС 500 кВ Комсомольская в объеме не менее 75 Мвар*	2023*	-	75 Мвар			ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	220 кВ
3	Строительство ВЛ 220 кВ Таежная - Малмыж ориентировочной протяженностью 35 км (1х35 км)	2023	-	35 км	35,0	0	ООО "Амур Минералс"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Амур Минералс")
	Строительство ПС 220 кВ Малмыж трансформаторной мощностью 400 МВА (4х100 МВА) и батарей статических компенсаторов мощностью 80 МВАр (8х10 Мвар)	2023	-	4x100 МВА 8x10 Мвар	0,0	400	ООО "Амур Минералс"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Амур Минералс")
4	Строительство ПС 220 кВ Полиметалл трансформаторной мощностью 63 МВА (1х63 МВА)	2023	-	63 МВА		63	ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения ООО "Ресурсы Албазино"
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Березовая - Горин на ПС 220 кВ Полиметалл ориентировочной протяженностью 10 км (2х5 км)*			2x5 км	10,0
5	Строительство ПС 220 кВ Тумнин/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023, 2024*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Высокогорная - Ванино на ПС 220 кВ Тумнин/т ориентировочной протяженностью 0,4 км (2х0,2 км)*	2023*	-	2x0,2 км	0,40		ПАО "ФСК ЕЭС"
6	Строительство ПС 220 кВ Литовко/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС-1 с отпайкой на ПС Литовко на ПС 220 кВ Литовко/т ориентировочной протяженностью 11,5 км (1х8 км, 1х3,5 км)*		-	1x8 км 1x3,5 км	11,50		ПАО "ФСК ЕЭС"
7	Строительство ПС 220 кВ Разъезд N 21/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ НПС-2 - Старт на ПС 220 кВ Разъезд N 21/т ориентировочной протяженностью 4 км (2х2 км)*		-	2x2 км	4,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
8	Строительство ПС 220 кВ Сельгон/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС-3 на ПС 220 кВ Сельгон/т ориентировочной протяженностью 6 км (2х3 км)*		-	2x3 км	6,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
9	Строительство ПС 220 кВ Эльбан/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ НПС-2 - Старт на ПС 220 кВ Эльбан/т ориентировочной протяженностью 9 км (2х4,5 км)*		-	2x4,5 км	9,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
10	Строительство ПС 220 кВ Джелюмкен/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Хабаровская - НПС-2 с отпайкой на ПС Литовко на ПС 220 кВ Джелюмкен/т ориентировочной протяженностью 8 км (2х4 км)*		-	2x4 км	8,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
11	Строительство ПС 220 кВ Аксака/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Аксака/т ориентировочной протяженностью 2 км (2х1 км)*		-	2x1 км	2,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
12	Строительство ПС 220 кВ Оунэ/т трансформаторной мощностью 120 МВА (3х40 МВА)*	2023*	-	3x40 МВА		120	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Уктур - Высокогорная на ПС 220 кВ Оунэ/т ориентировочной протяженностью 2 км (2х1 км)*		-	2x1 км	2,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
13	Строительство ПС 220 кВ Джигдаси/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Джигдаси/т ориентировочной протяженностью 1 км (2х0,5 км)*		-	2x0,5 км	1,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
14	Строительство ПС 220 кВ Высокогорная/т трансформаторной мощностью 120 МВА (3х40 МВА)*	2023*	-	3x40 МВА		120	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Высокогорная/т ориентировочной протяженностью 3 км (2х1,5 км)*		-	2x1,5 км	3,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
15	Строительство ПС 220 кВ Ландыши/т трансформаторной мощностью 120 МВА (3х40 МВА)*	2023*	-	3x40 МВА		120	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Ландыши/т ориентировочной протяженностью 29 км (2х14,5 км)*		-	2x14,5 км	29,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
16	Строительство ПС 220 кВ Эльдиган/т трансформаторной мощностью 120 МВА (3х40 МВА)*	2023*	-	3x40 МВА		120	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Уктур на ПС 220 кВ Эльдиган/т ориентировочной протяженностью 2 км (2х1 км)*		-	2x1,0 км	2,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
17	Строительство ПС 220 кВ Кумтэ/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Комсомольская - Селихино N 2 на ПС 220 кВ Кумтэ/т ориентировочной протяженностью 2 км (2х1 км)*		-	2x1,0 км	2,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
18	Строительство ПС 220 кВ Кун/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Кун/т ориентировочной протяженностью 3 км (2х1,5 км)*		-	2x1,5 км	3,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
19	Строительство ПС 220 кВ Комсомольск-Сортировочный/т трансформаторной мощностью 120 МВА (3х40 МВА)*	2023*	-	3x40 МВА		120	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Комсомольская - Селихино N 1 (Л-255) на ПС 220 кВ Комсомольск-Сортировочный/т ориентировочной протяженностью 9 км (2х4,5 км)*		-	2x4,5 км	9,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
20	Строительство ПС 220 кВ Ванино/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Высокогорная - Ванино на ПС 220 кВ Ванино/т ориентировочной протяженностью 15,8 км (2х7,9 км)*		-	2x7,9 км	15,80		ПАО "ФСК ЕЭС"
21	Строительство третьей цепи ВЛ 220 кВ Комсомольск - Селихино - Высокогорная - Ванино ориентировочной протяженностью 399 км (1х399 км)*	2024*	-	399 км	399,00		ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
22	Строительство третьей ВЛ 220 кВ Комсомольская - Старт (достройка участка ЛЭП от ПС 220 кВ Старт до ПС 220 кВ ГПП-4) ориентировочной протяженностью 21 км (1х21 км)*	2023*	-	21 км	21,00		ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
23	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Высокогорная ориентировочной протяженностью 0,2 км (2х0,1 км)*	2023*	-	2x0,1 км	0,20		ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
24	Замена в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Высокогорная трансформаторов тока ВЛ 220 кВ Высокогорная - Тумнин/т и ВЛ 220 кВ Высокогорная - Оунэ/т на трансформаторы тока с большей допустимой токовой нагрузкой*	2023*	-	-			ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД") (протокол совещания у Министра энергетики Российской Федерации Н.Г. Шульгинова от 18.12.2020 N НШ-319пр)
25	Замена в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Уктур трансформаторов тока ВЛ 220 кВ Уктур - Оунэ/т и ВЛ 220 кВ Уктур - Эльдиган/т на трансформаторы тока с большей допустимой токовой нагрузкой*	2023*	-	-			ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
26	Реконструкция подстанций транзита 220 кВ Селихино - Ванино с установкой СКРМ в объеме не менее 75 Мвар (ПС 220 кВ Ванино)*	2023*	-	75 Мвар			ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
27	Реконструкция ПС 220 кВ Розенгартовка/т с увеличением трансформаторной мощности на 40 МВА*	2023*	-	1x40 МВА		40	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	110 кВ
28	Строительство ПС 110 кВ Чныррах с отпайками от ВЛ 110 кВ Николаевская ТЭЦ - Белая Гора (С-172) и ВЛ 110 кВ Николаевская ТЭЦ - Многовершинная (С-171)	2023	-	2x16 МВА 15,3 км	15,300	32	АО "ДРСК"	Обеспечение технологического присоединения объектов ТОСЭР "Николаевский"
29	Строительство ПС 110 кВ Мучке с двухцепной ВЛ 110 кВ Ванино - Мучке	2021	-	2x25 МВА 2x7,8 км	15,60	50	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения объекта ООО "Дальневосточный Ванинский порт" к электрической сети ПАО "ФСК ЕЭС", утвержденные технические условия на технологическое присоединение от 18.03.2015, приложение к договору ТП от 27.04.2015 N 248/ТП-М3
30	Строительство ПС 110 кВ Комбинат	2021	-	2x40 МВА		80	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения объекта ООО "Амурский гидрометаллургический комбинат" к электрической сети АО "ДРСК", утвержденные технические условия на технологическое присоединение от 10.12.2018 N ТПр2278/18, приложение к договору ТП от 11.12.2018 N 2278/18-хэс
	Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1-Эльбан (С-87) и ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1-Эльбан с отпайкой на ПС Падали (С-88) до ПС 110 кВ Комбинат		-	2x0,085 км	0,16		АО "ДРСК"
31	Перевод ПС 35 кВ СДВ на напряжение 110 кВ с сооружением ОРУ 110 кВ и двумя заходами КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 - СДВ N 1, N 2 с отпайками	2021	2x16 МВА	2x40 МВА 2x4,5 км	9,00	80	АО "ДРСК"	Присоединение объектов ДРСК к электрической сети 110 кВ ДГК. Обеспечение технологического присоединения ООО "Пионер-Инвест", ООО "Стройинвест" (Приложение З, таблица З.9)
32	Реконструкция ПС 110 кВ Осиновая речка с заменой Т-1, Т-2 (2x6,3 МВА) на 2x10 МВА	2022	2x6,3 МВА	2x10 МВА		20	АО "ДРСК"	Обеспечение технологического присоединения объекта КФХ Бутков В.Б. к электрическим сетям АО "ДРСК", утвержденные технические условия на технологическое присоединение от 29.10.2019 N ТПр3518/19, приложение к договору ТП от 3518/19-ХЭС от 14.01.2020
33	Строительство ПС 110 кВ Ая с двухцепной ВЛ 110 кВ Ванино - Ая	2021	-	2х40 МВА 2х10,5 км	21,00	80	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения объекта НАО "Прайм" к электрической сети ПАО "ФСК ЕЭС", утвержденные технические условия на технологическое присоединение от 13.10.2017
34	Строительство ПС 110 кВ Албазино с ВЛ 110 кВ Полиметалл - Албазино с установкой ИРМ мощностью не менее 22 Мвар	2023	-	2x25 МВА 241,8 км 22 Мвар	241,8	50	ООО "Ресурсы Албазино"	Обеспечение технологического присоединения ООО "Ресурсы Албазино"
35	Строительство ПС 110 кВ Дальняя с одноцепной отпаечной ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Ванино I цепь (II цепь)	2021	-	25 МВА 7,1 км	7,1	25	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения ООО "Порт Дальний"
36	Строительство ПС 110 кВ Советская Гавань/т*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство отпаечных ВЛ от ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Окоча I цепь и ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Окоча II цепь до ПС 110 кВ Советская Гавань/т*		-	2x1,5 км	3,00		АО "ДРСК"
37	Установка на Амурской ТЭЦ-1 третьего трансформатора связи 110/35/6 кВ мощностью 60 МВА*	2023*	-	60 МВА		60	АО "ДГК"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
38	Замена на ПС 110 кВ Южная трансформаторов тока ВЛ 110 кВ Южная - Хабаровск/т N 1, 2 на трансформаторы тока с большей допустимой токовой нагрузкой*	2023*	-	-			АО "ДРСК"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Итого для обеспечения технологического присоединения потребителей, в т.ч.:
	500 кВ			1,5 км 501 МВА	1,5	501,0
	220 кВ			572,9 км 1943 МВА	572,90	1983,00
	110 кВ			313 км 557 МВА	313,0	557,0
	Обеспечение надежности электроснабжения
	220 кВ
39	Реконструкция ПС 500 кВ Хехцир-2 с укрупнением путем присоединения ПС 220 кВ Хехцир с заменой на ПС 220 кВ Хехцир АТ-1 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА на АТ 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА и АТ-2 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА на АТ 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА с увеличением трансформаторной мощности на 250 МВА до 751 МВА	2023	1АТ, 63 МВА и 2АТ, 125 МВА	2х125 МВА		250	ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС"
40	Реконструкция ПС 220 кВ Уктур с установкой 1Т 220/10 кВ мощностью 10 МВА с увеличением трансформаторной мощности на 10 МВА до 20 МВА.	2023	2Т, 10 МВА до реконструкции	20 МВА		10	ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС"
	110 кВ
41	Строительство ПС 110/35/6 кВ АК с установкой 2xТДТН-40000/110/35/6**	2021-2025***	2x25 МВА	2х40 МВА		80	АО "ДРСК"	Исключение превышения допустимой токовой нагрузки при отключении одного трансформатора
42	Реконструкция ПС 110 кВ Восточная с установкой 1xТДТН-25000/110/35/6 - 1 шт. и выключателей - 4 шт.	2021	20 МВА 25 МВА	2x25 МВА		25	АО "ДРСК"	Исключение превышения допустимой токовой нагрузки при отключении одного трансформатора
43	Реконструкция ПС 110 кВ Белая Гора с заменой Т-1, Т-2 (2x6,3 МВА) на 2x10 МВА	2021-2025***	2x6,3 МВА	2x10 МВА		20	АО "ДРСК"	Исключение превышения допустимой токовой нагрузки при отключении одного трансформатора
44	Реконструкция ПС 110 кВ Многовершинная с заменой Т-1, Т-2 (2x10 МВА) на 2x25 МВА	2021-2025***	2x10 МВА	2х25 МВА		50	АО "ДРСК"	Исключение превышения допустимой токовой нагрузки при отключении одного трансформатора
45	Реконструкция ВЛ 110 кВ Корфовская - Хехцир (С-23) с заменой провода на провод сечением не менее АС-185	2025	0,9 км АС-120	0,9 км АС-185	0,9		АО "ДРСК"	ТУ на ТП от 17.07.2020 N 15-02/22-216
46	Замена провода ошиновки ВЛ 110 кВ Корфовская - Хехцир (С-23) на ПС 110 кВ Корфовская на провод сечением не менее АС-185	2025	0,01 км АС-120	0,01 км АС-185	0,01		АО "ДРСК"
47	Замена провода ошиновки ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 - Южная N 1, N 2 (С-1, С-2) на Хабаровской ТЭЦ-4 на провод сечением не менее АС-240	2025	АС-150	АС-240			АО "ДГК"
	Итого для обеспечения надежности электроснабжения, в т.ч.:
	220 кВ			0 км 260 МВА	0	260
	110 кВ			0,9 км 175 МВА	0,9	175,0
	Итого по энергосистеме Хабаровского края, в т.ч:
	500 кВ			1,5 км 501 МВА	1,5	501,0	в
	220 кВ			572,9 км 2203 МВА	572,90	2243
	110 кВ			313,9 км 732 МВА	313,87	732,00
	Итого				888,27	3476,00

Примечание: * - Схема присоединения подстанции, мощность трансформаторов будет уточнена при проектировании;

** - необходимость переноса и площадка размещения подстанции должны быть уточнены при проектировании;

*** - учитывая наличие токовых перегрузок трансформаторного оборудования на ПС уже на уровне 2019 года, проведение реконструкции (с заменой Т/АТ) необходимо в кратчайшие сроки исходя из возможностей сетевой компании

Таблица 5.4.2 - Сводные данные по вводам/реконструкции электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края на период 2021 - 2025 гг. Оптимистичный вариант

N	Наименование объекта	Год ввода	Технические характеристики		Итого		Инвестор	Назначение
			до реконструкции ВЛ, км ПС, МВА	после реконструкции ВЛ, км ПС, МВА	км	МВА
	Обеспечение технологического присоединения потребителей
	500 кВ
1	Строительство заходов ВЛ 500 кВ Хабаровская - Комсомольская на ПП 500 кВ Нерген ориентировочной протяженностью 1 км (2х0,5 км)	2023	-	2x0,5 км (протяженность уточняется проектом)	1,0		ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Амур Минералс").
	Строительство ПП 500 кВ Нерген с установкой УШР 500 кВ мощностью 180 Мвар (3х60 Мвар) с резервной фазой 60 Мвар	2023	-	180 + 60 Мвар
	Строительство шинопровода от ПП 500 кВ Нерген до ПС 500 кВ Таежная ориентировочной протяженностью 0,5 км (1x0,5 км)	2023	-	0,5 км	0,5		ПАО "ФСК ЕЭС"
	Строительство ПС 500 кВ Таёжная трансформаторной мощностью 501 МВА (3х167 МВА). Установка двух групп шунтирующих реакторов 10 кВ мощностью 29,7 МВАр (3х9,9 МВАр) и 52,5 МВАр (3х17,5 МВАр)	2023	-	3x167 МВА РШ 10 кВ 29,7 Мвар (3х9,9 Мвар) и 52,5 Мвар (3х17,5 Мвар)		501	ООО "Амур Минералс"
2	Реконструкция ПС 500 кВ Комсомольская с установкой СКРМ на ПС 500 кВ Комсомольская в объеме не менее 75 Мвар*	2023*	-	75 Мвар			ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	220 кВ
3	Строительство ВЛ 220 кВ Таежная - Малмыж ориентировочной протяженностью 35 км (1х35 км)	2023	-	1x35 км	35,0	0	ООО "Амур Минералс"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Амур Минералс")
	Строительство ПС 220 кВ Малмыж трансформаторной мощностью 400 МВА (4х100 МВА) и батарей статических компенсаторов мощностью 80 Мвар (8х10 Мвар)	2023	-	4x100 МВА 8x10 Мвар	0,0	400	ООО "Амур Минералс"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Амур Минералс")
4	Строительство ПС 220 кВ Полиметалл трансформаторной мощностью 63 МВА (1х63 МВА)	2023	-	63 МВА		63	ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения ООО "Ресурсы Албазино"
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Березовая - Горин на ПС 220 кВ Полиметалл ориентировочной протяженностью 10 км (2х5 км)*			2x5 км	10,0
5	Строительство ПС 220 кВ Тумнин/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023, 2024*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Высокогорная - Ванино на ПС 220 кВ Тумнин/т ориентировочной протяженностью 0,4 км (2х0,2 км)*	2023*	-	2x0,2 км	0,40		ПАО "ФСК ЕЭС"
6	Строительство ПС 220 кВ Литовко/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС-1 с отпайкой на ПС Литовко на ПС 220 кВ Литовко/т ориентировочной протяженностью 11,5 км (1х8 км, 1х3,5 км)*		-	1x8 км 1x3,5 км	11,50		ПАО "ФСК ЕЭС"
7	Строительство ПС 220 кВ Разъезд N 21/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ НПС-2 - Старт на ПС 220 кВ Разъезд N 21/т ориентировочной протяженностью 4 км (2х2 км)*		-	2x2 км	4,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
8	Строительство ПС 220 кВ Сельгон/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС-3 на ПС 220 кВ Сельгон/т ориентировочной протяженностью 6 км (2х3 км)*		-	2x3 км	6,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
9	Строительство ПС 220 кВ Эльбан/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ НПС-2 - Старт на ПС 220 кВ Эльбан/т ориентировочной протяженностью 9 км (2х4,5 км)*		-	2x4,5 км	9,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
10	Строительство ПС 220 кВ Джелюмкен/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Хабаровская - НПС-2 с отпайкой на ПС Литовко на ПС 220 кВ Джелюмкен/т ориентировочной протяженностью 8 км (2х4 км)*		-	2x4 км	8,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
11	Строительство ПС 220 кВ Аксака/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Аксака/т ориентировочной протяженностью 2 км (2х1 км)*		-	2x1 км	2,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
12	Строительство ПС 220 кВ Оунэ/т трансформаторной мощностью 120 МВА (3х40 МВА)*	2023*	-	3x40 МВА		120	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Уктур - Высокогорная на ПС 220 кВ Оунэ/т ориентировочной протяженностью 2 км (2х1 км)*		-	2x1 км	2,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
13	Строительство ПС 220 кВ Джигдаси/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Джигдаси/т ориентировочной протяженностью 1 км (2х0,5 км)*		-	2x0,5 км	1,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
14	Строительство ПС 220 кВ Высокогорная/т трансформаторной мощностью 120 МВА (3х40 МВА)*	2023*	-	3x40 МВА		120	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Высокогорная/т ориентировочной протяженностью 3 км (2х1,5 км)*		-	2x1,5 км	3,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
15	Строительство ПС 220 кВ Ландыши/т трансформаторной мощностью 120 МВА (3х40 МВА)*	2023*	-	3x40 МВА		120	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Ландыши/т ориентировочной протяженностью 29 км (2х14,5 км)*		-	2x14,5 км	29,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
16	Строительство ПС 220 кВ Эльдиган/т трансформаторной мощностью 120 МВА (3х40 МВА)*	2023*	-	3x40 МВА		120	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Уктур на ПС 220 кВ Эльдиган/т ориентировочной протяженностью 2 км (2х1 км)*		-	2x1,0 км	2,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
17	Строительство ПС 220 кВ Кумтэ/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Комсомольская - Селихино N 2 на ПС 220 кВ Кумтэ/т ориентировочной протяженностью 2 км (2х1 км)*		-	2x1,0 км	2,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
18	Строительство ПС 220 кВ Кун/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Кун/т ориентировочной протяженностью 3 км (2х1,5 км)*		-	2x1,5 км	3,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
19	Строительство ПС 220 кВ Комсомольск-Сортировочный/т трансформаторной мощностью 120 МВА (3х40 МВА)*	2023*	-	3x40 МВА		120	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Комсомольская - Селихино N 1 (Л-255) на ПС 220 кВ Комсомольск-Сортировочный/т ориентировочной протяженностью 9 км (2х4,5 км)*		-	2x4,5 км	9,00		ПАО "ФСК ЕЭС"
20	Строительство ПС 220 кВ Ванино/т трансформаторной мощностью 80 МВА (2х40 МВА)*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Высокогорная - Ванино на ПС 220 кВ Ванино/т ориентировочной протяженностью 15,8 км (2х7,9 км)*		-	2x7,9 км	15,80		ПАО "ФСК ЕЭС"
21	Строительство третьей цепи ВЛ 220 кВ Комсомольск - Селихино - Высокогорная - Ванино ориентировочной протяженностью 399 км (1х399 км)*	2024*	-	399 км	399,00		ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
22	Строительство третьей ВЛ 220 кВ Комсомольская - Старт (достройка участка ЛЭП от ПС 220 кВ Старт до ПС 220 кВ ГПП-4) ориентировочной протяженностью 21 км (1х21 км)*	2023*	-	21 км	21,00		ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
23	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино - Ванино на ПС 220 кВ Высокогорная ориентировочной протяженностью 0,2 км (2х0,1 км)*	2023*	-	2x0,1 км	0,20		ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
24	Замена в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Высокогорная трансформаторов тока ВЛ 220 кВ Высокогорная - Тумнин/т и ВЛ 220 кВ Высокогорная - Оунэ/т на трансформаторы тока с большей допустимой токовой нагрузкой*	2023*	-	-			ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД") (протокол совещания у Министра энергетики Российской Федерации Н.Г. Шульгинова от 18.12.2020 N НШ-319пр)
25	Замена в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Уктур трансформаторов тока ВЛ 220 кВ Уктур - Оунэ/т и ВЛ 220 кВ Уктур - Эльдиган/т на трансформаторы тока с большей допустимой токовой нагрузкой*	2023*	-	-			ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
26	Реконструкция подстанций транзита 220 кВ Селихино - Ванино с установкой СКРМ в объеме не менее 75 МВАр (ПС 220 кВ Ванино)*	2023*	-	75 Мвар			ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
27	Реконструкция ПС 220 кВ Розенгартовка/т с увеличением трансформаторной мощности на 40 МВА*	2023*	-	1x40 МВА		40	ОАО "РЖД"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	110 кВ
28	Строительство ПС 110 кВ Чныррах с отпайками от ВЛ 110 кВ Николаевская ТЭЦ - Белая Гора (С-172) и ВЛ 110 кВ Николаевская ТЭЦ - Многовершинная (С-171)	2023	-	2x16 МВА 15,3 км	15,300	32	АО "ДРСК"	Обеспечение технологического присоединения объектов ТОСЭР "Николаевский"
29	Строительство ПС 110 кВ Мучке с двухцепной ВЛ 110 кВ Ванино - Мучке	2021	-	2x25 МВА 2x7,8 км	15,60	50	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения объекта ООО "Дальневосточный Ванинский порт" к электрической сети ПАО "ФСК ЕЭС", утвержденные технические условия на технологическое присоединение от 18.03.2015, приложение к договору ТП от 27.04.2015 N 248/ТП-М3
30	Строительство ПС 110 кВ Комбинат	2021	-	2x40 МВА		80	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения объекта ООО "Амурский гидрометаллургический комбинат" к электрической сети АО "ДРСК", утвержденные технические условия на технологическое присоединение от 10.12.2018 N ТПр2278/18, приложение к договору ТП от 11.12.2018 N 2278/18-хэс
	Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1-Эльбан (С-87) и ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1-Эльбан с отпайкой на ПС Падали (С-88) до ПС 110 кВ Комбинат		-	2x0,08 км	0,16		АО "ДРСК"
31	Перевод ПС 35 кВ СДВ на напряжение 110 кВ с сооружением ОРУ 110 кВ и двумя заходами КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 - СДВ N 1, N 2 с отпайками	2021	2x16 МВА	2x40 МВА 2x4,5 км	9,00	80	АО "ДРСК"	Присоединение объектов ДРСК к электрической сети 110 кВ ДГК. Обеспечение технологического присоединения ООО "Пионер-Инвест", ООО "Стройинвест" (Приложение З, таблица З.11)
32	Реконструкция ПС 110 кВ Осиновая речка с заменой Т-1, Т-2 (2x6,3 МВА) на 2x10 МВА	2022	2x6,3 МВА	2x10 МВА		20	АО "ДРСК"	Обеспечение технологического присоединения объекта КФХ Бутков В.Б. к электрическим сетям АО "ДРСК", утвержденные технические условия на технологическое присоединение от 29.10.2019 N ТПр3518/19, приложение к договору ТП от 3518/19-ХЭС от 14.01.2020
33	Строительство ПС 110 кВ Ая с двухцепной ВЛ 110 кВ Ванино - Ая	2021	-	2х40 МВА 2х10,5 км	21,00	80	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения объекта НАО "Прайм" к электрической сети ПАО "ФСК ЕЭС", утвержденные технические условия на технологическое присоединение от 13.10.2017
34	Строительство ПС 110 кВ Албазино с ВЛ 110 кВ Полиметалл - Албазино с установкой ИРМ мощностью не менее 22 Мвар	2023	-	2x25 МВА 241,8 км 22 Мвар	241,8	50	ООО "Ресурсы Албазино"	Обеспечение технологического присоединения ООО "Ресурсы Албазино"
35	Строительство ПС 110 кВ Дальняя с одноцепной отпаечной ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Ванино I цепь (II цепь)	2021	-	25 МВА 7,1 км	7,1	25	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения ООО "Порт Дальний"
36	Строительство ПС 110 кВ Советская Гавань/т*	2023*	-	2x40 МВА		80	ОАО "РЖД"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Строительство отпаечных ВЛ от ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Окоча I цепь и ВЛ 110 кВ Совгаванская ТЭЦ - Окоча II цепь до ПС 110 кВ Советская Гавань/т*		-	2x1,5 км	3,00		АО "ДРСК"
37	Установка на Амурской ТЭЦ-1 третьего трансформатора связи 110/35/6 кВ мощностью 60 МВА*	2023*	-	60 МВА		60	АО "ДГК"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
38	Замена на ПС 110 кВ Южная трансформаторов тока ВЛ 110 кВ Южная - Хабаровск/т N 1, 2 на трансформаторы тока с большей допустимой токовой нагрузкой*	2023*	-	-			АО "ДРСК"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
39	Строительство ПС 110 кВ Правоурмийская с двухцепной ВЛ 110 кВ Сулук - Правоурмийская	2024	-	2x25 МВА 2x63,5 км	127,0	50	АО "ДРСК"	Обеспечение технологического присоединения Правоурмийского оловянного месторождения
40	Строительство ПС 110 кВ Чульбаткан	2024	-	40 МВА		40	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения ООО "Удинск Золото"
	Строительство ПП 110 кВ Орель с заходами ВЛ 110 кВ Николаевская ТЭЦ - Белая Гора с отпайкой на ПС Маго и Николаевская ТЭЦ - Многовершинная			4x0,1 км	0,4		АО "ДРСК"
	Строительство ВЛ 110 кВПП Орель - Чульбаткан			160 км	160,0		Инвестор
	Итого для обеспечения технологического присоединения потребителей, в т.ч.:
	500 кВ			282 км 1002 МВА	1,5	501,0
	220 кВ			572,9 км 2343 МВА	572,90	1983,00
	110 кВ			600 км 647 МВА	600,4	647,0
	Обеспечение надежности электроснабжения
	220 кВ
41	Реконструкция ПС 500 кВ Хехцир-2 с укрупнением путем присоединения ПС 220 кВ Хехцир с заменой на ПС 220 кВ Хехцир АТ-1 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА на АТ 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА и АТ-2 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА на АТ 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА с увеличением трансформаторной мощности на 250 МВА до 751 МВА	2023	1АТ, 63 МВА и 2АТ, 125 МВА	2х125 МВА		250	ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС"
42	Реконструкция ПС 220 кВ Уктур с установкой Т-1 220/10 кВ мощностью 10 МВА с увеличением трансформаторной мощности на 10 МВА до 20 МВА.	2023	2Т, 10 МВА до реконструкции	20 МВА		10	ПАО "ФСК ЕЭС"	Схема и программа развития ЕЭС России 2021-2027. Реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС"
	110 кВ
43	Строительство ПС 110/35/6 кВ АК с установкой 2xТДТН-40000/110/35/6**	2021-2025***	2x25 МВА	2х40 МВА		80	АО "ДРСК"	Исключение превышения допустимой токовой нагрузки при отключении одного трансформатора
44	Реконструкция ПС 110 кВ Восточная с установкой 1xТДТН-25000/110/35/6 - 1 шт. и выключателей - 4 шт.	2021	20 МВА 25 МВА	2x25 МВА		25	АО "ДРСК"	Исключение превышения допустимой токовой нагрузки при отключении одного трансформатора Реновация основных фондов АО "ДРСК"
45	Реконструкция ПС 110 кВ Белая Гора с заменой Т-1, Т-2 (2x6,3 МВА) на 2x10 МВА	2021-2025***	2x6,3 МВА	2x10 МВА		20	АО "ДРСК"	Исключение превышения допустимой токовой нагрузки при отключении одного трансформатора
46	Реконструкция ПС 110 кВ Многовершинная с заменой Т-1, Т-2 (2x10 МВА) на 2x25 МВА	2021-2025***	2x10 МВА	2х25 МВА		50	АО "ДРСК"	Исключение превышения допустимой токовой нагрузки при отключении одного трансформатора
47	Реконструкция ВЛ 110 кВ Корфовская - Хехцир (С-23) с заменой провода на провод сечением не менее АС-185	2025	0,9 км АС-120	0,9 км АС-185	0,9		АО "ДРСК"	ТУ на ТП от 17.07.2020 N 15-02/22-216
48	Замена провода ошиновки ВЛ 110 кВ Корфовская - Хехцир (С-23) на ПС 110 кВ Корфовская на провод сечением не менее АС-185	2025	0,01 км АС-120	0,01 км АС-150	0,01		АО "ДРСК"
49	Замена провода ошиновки ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 - Южная N 1, N 2 (С-1, С-2) на Хабаровской ТЭЦ-4 на провод сечением не менее АС-240	2025	АС-150	АС-240			АО "ДГК"
	Итого для обеспечения надежности электроснабжения, в т.ч.:
	220 кВ			0 км 260 МВА	0	260
	110 кВ			0,9 км 175 МВА	0,9	175,0
	Итого по энергосистеме Хабаровского края, в т.ч:
	500 кВ			282 км 1002 МВА	1,5	501,0
	220 кВ			572,9 км 2603 МВА	572,90	2243
	110 кВ			600,9 км 822 МВА	601,27	822,00
	Итого				1175,67	3566,00

Примечание: * - Схема присоединения подстанции, мощность трансформаторов будет уточнена при проектировании;

** - необходимость переноса и площадка размещения подстанции должны быть уточнены при проектировании;

*** - учитывая наличие токовых перегрузок трансформаторного оборудования на ПС уже на уровне 2019 года, проведение реконструкции (с заменой Т/АТ) необходимо в кратчайшие сроки исходя из возможностей сетевой компании

Таблица 5.4.3 - Перечень мероприятий, по установке (модернизации) устройств ПА, необходимых для обеспечения присоединения перспективных потребителей и объектов по производству электрической энергии (в соответствии с Протоколами совещания у Министра энергетики Российской Федерации Н.Г. Шульгинова от 18.12.2020 N НШ-319пр и от 28.01.2021 N НШ-21пр* и внестадийными работами) для умеренного варианта (аналогично для оптимистичного варианта)

N	Наименование мероприятия	Срок реализации	Назначение	Обоснование
1	Установка УПАСК, УОН на тяговых подстанциях транзита 220 кВ Хабаровская - Комсомольская - Селихино - Ванино	2023	Обеспечение технологического присоединения потребителей ОАО "РЖД"	Протоколы совещания у Министра энергетики Российской Федерации Н.Г. Шульгинова от 18.12.2020 N НШ-319пр и от 28.01.2021 N НШ-21пр, внестадийная работа "Схема внешнего электроснабжения направления Кузбасс - Дальний Восток на период до 2025 г."
2	Установка устройства АОПО АТ ПС 220 кВ Селихино с реализацией УВ на ОН на тяговых подстанциях	2023
3	Установка на ПС 500 кВ Комсомольская АРО СГО по факту отключения ЛЭП на транзите 220 кВ Комсомольская - Селихино с реализацией УВ на ОН на тяговых подстанциях	2023
4	Реализация ДАР на тяговых подстанциях на транзите 220 кВ Комсомольск - Селихино - Ванино с реализацией УВ на ОН	2023
5	Установка устройств ФОЛ и УПАСК на подстанциях транзита Комсомольская - Ванино	2023
7	Установка устройств АЧР на тяговых подстанциях Хабаровского края: ПС 220 кВ Кругликово/т; ПС 220 кВ Дормидонтовка/т; ПС 220 кВ Аван/т; ПС 220 кВ Бикин/т; ПС 220 кВ Розенгартовка/т; ПС 220 кВ Джелюмкен/т; ПС 220 кВ Литовко/т; ПС 220 кВ Сельгон/т; ПС 220 кВ Разъезд N 21/т; ПС 220 кВ Эльбан/т; ПС 220 кВ Комсомольск-сортировочный/т; ПС 220 кВ Кумтэ/т; ПС 220 кВ Эльдиган/т; ПС 220 кВ Кун/т; ПС 220 кВ Аксака/т; ПС 220 кВ Оунэ/т; ПС 220 кВ Высокогорная/т; ПС 220 кВ Джигдаси/т; ПС 220 кВ Тумнин/т; ПС 220 кВ Ландыши/т; ПС 220 кВ Ванино/т; ПС 110 кВ Советская Гавань/т	2023
6	Установка ФОЛ: - на ПС 220 кВ Джелюмкен/т: ФОЛ ВЛ 220 кВ Хабаровская - Джелюмкен/т, ФОЛ ВЛ 220 кВ НПС-2 - Джелюмкен/т с отпайкой на ПС Литовко; - на ПС 220 кВ Литовко/т: ФОЛ 220 кВ НПС-1 - Литовко/т, ФОЛ ВЛ 220 кВ НПС-2 - Литовко/т с отпайкой на ПС Литовко; - на ПС 220 кВ Разъезд N 21/т: ФОЛ ВЛ 220 кВ НПС-2 - Разъезд N 21/т, ФОЛ ВЛ 220 кВ Эльбан/т - Разъезд N 21/т; - на ПС 220 кВ Эльбан: ФОЛ ВЛ 220 кВ Эльбан/т - Разъезд N 21/т, ФОЛ ВЛ 220 кВ Старт - Эльбан/т; - на ПС 220 кВ Сельгон: ФОЛ ВЛ 220 кВ НПС-2 - Сельгон/т, ФОЛ ВЛ 220 кВ НПС-3 - Сельгон/т	2023	Обеспечение технологического присоединения потребителей ОАО "РЖД"	"Схема внешнего электроснабжения направления Кузбасс - Дальний Восток на период до 2025 г."
8	Установка (модернизация) АОСН на ПС 220 кВ Ванино	2023	Обеспечение технологического присоединения потребителей ОАО "РЖД"	"Схема внешнего электроснабжения направления Кузбасс - Дальний Восток на период до 2025 г."
9	Установка АРПМ на ПС 220 кВ Старт	2023	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Амур Минералс")	"Схема внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств Малмыжского месторождения"
10	Установка АОПО на 3АТ и 4АТ ПС 500 кВ Комсомольская	2023
11	Установка АОСН на ПС 220 кВ Малмыж	2023
12	Установка устройств ФОЛ и УПАСК на подстанциях транзита Хабаровская - Комсомольская	2023
13	Установка АПНУ на ПС 500 кВ Хабаровская	2023
14	Установка АЛАР, АОПН ВЛ 500 кВ Хабаровская - Нерген (ПС 500 кВ Хабаровская, ПП500 кВ Нерген)	2023
15	Установка АЛАР, АОПН ВЛ 500 кВ Комсомольская - Нерген (ПС 500 кВ Комсомольская, ПП 500 кВ Нерген)	2023
16	Установка ФОБ, ДМ Блока 1 и Блока 2 на Комсомольской ТЭЦ-3	2023
17	Установка ФОЛ на транзите 220 кВ Ургал - Старт	2023
18	Установка ФОБ, ДМ ТГ N 1 и ТГ N 2 Совгаванской ТЭЦ	2023
19	Установка АОПО КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 - РЦ N 1, N 2 с отпайками на Хабаровской ТЭЦ-4	2025	Обеспечение технологического присоединения Хабаровской ТЭЦ-4	"Схема выдачи мощности Хабаровской ТЭЦ-4", ТУ на ТП объектов по производству электрической энергии АО "ДГК" к электрической сети АО "ДРСК" от 17.07.2020 N 15-02/22-216
20	Установка на ПС 220 кВ РЦ УПАСК по ВЧ на КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 - РЦ N 1, N 2 с отпайками	2025
21	Организация дуплексных каналов связи от Хабаровской ТЭЦ-4 до ПС 220 кВ РЦ по КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 - РЦ N 1, N 2 с отпайками для трансляции команд ПА на отключение выключателей КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 - РЦ N 1, N 2 с отпайками со стороны ПС 220 кВ РЦ	2025

*- перечень мероприятий может быть скорректирован/дополнен по результатам разработки внестадийной работы "Схема внешнего электроснабжения направления Кузбасс - Дальний Восток на период до 2025 г."

Таблица 5.4.4 - Перечень мероприятий, определенных по результатам расследования причин аварий

N	Энергообъект	Класс напряжения	Наименование мероприятия	Срок реализации	Назначение	Обоснование
1	ПС 220 кВ Аван/т ПС 220 кВ Бикин/т ПС 220 кВ Розенгартовка/т ПС 220 кВ Дормидонтовка/т	220 кВ	Организация ССПИ	2021	Повышение надежности и наблюдаемости внешнего электроснабжения тяговых подстанций ОАО "РЖД"	Акт ДВУ Ростехнадзора N 3 расследования причин аварии, произошедшей 04.07.2016.

Таблица 5.4.5 - Сводные данные по вводу/реконструкции электросетевых объектов 35 кВ энергосистемы Хабаровского края для умеренного варианта (аналогично для оптимистичного варианта)

N	Наименование объекта	Год ввода	Технические характеристики		Итого		Назначение
			до реконструкции	после реконструкции	км	МВА
			ВЛ, км	ВЛ, км
			ПС, МВА	ПС, МВА
	Обеспечение технологического присоединения потребителей
	35 кВ
1	Реконструкция ПС 35 кВ БН с заменой Т-1, Т-2 (2х16 МВА), на 2х25 МВА	2022	2х16 МВА	2х25 МВА	-	50	Обеспечение технологического присоединения ООО "Броско" по договору N 631/19-ХЭС от 18.03.19
2	Строительство двухцепной ЛЭП 35 кВ Чныррах - Оремиф протяженностью 23,6 км	2022	-	23,6 км	23,6	-	Обеспечение технологического присоединения ТОСЭР "Николаевский" по договору N 368 от 20.10.17
3	Строительство ПС 35/10 Оремиф с установкой ТДТН 6300/35/6 2 шт.	2022	-	2х6,3 МВА	-	12,6	Обеспечение технологического присоединения ТОСЭР "Николаевский" по договору N 368 от 20.10.17
4	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Лесозаводская" с заменой трансформатора 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА на 35/10 кВ мощностью 6,3 МВА	2022	2,5 МВА 6,3 МВА	2х6,3 МВА	-	12,6	Обеспечение технологического присоединения ООО "Причал" по договору N 5062/ХЭС от 26.10.17
5	Строительство ПС 35 кВ Майская	2023	-	2х10 МВА	-	20	Обеспечение электроснабжения объектов АО "ДРСК", АО "Оборонэнерго", АО "ДГК" в связи с выводом из эксплуатации оборудования Майской ГРЭС
6	Строительство двух ответвительных ВЛ 35 кВ от ВЛ 35 кВ Майская ГРЭС - Эгге (Т2Ф) и ВЛ 35 кВ Майская ГРЭС - Эгге (Т15Ф) до ПС 35 кВ Майская, с образованием двух ВЛ 35 кВ Майская ГРЭС - Эгге N 1 и N 2 с отпайкой на ПС 35 кВ Майская, проводом АС сечением не менее 120 мм2	2023	-	2х0,2 км	-	0,4
7	Реконструкция ВЛ 35 кВ Майская ГРЭС - Тишкино с отпайкой на ПС Капитуль (Т3Ф) и ВЛ 35 кВ Майская ГРЭС - Эгге с отпайкой на ПС Майская с отсоединением от РУ 35 кВ Майской ГРЭС и образованием ВЛ 35 кВ Эгге - Тишкино с отпайками; Реконструкция ВЛ 35 кВ Майская ГРЭС - Эгге с отпайкой на ПС Майская и ВЛ 35 кВ Майская ГРЭС - Южная с отпайкой на ПС РП-1 (Т5Ф) с отсоединением от РУ 35 кВ Майской ГРЭС и образованием ВЛ 35 кВ Эгге - Южная с отпайками; Реконструкция ВЛ 35 кВ Майская ГРЭС - РП-4 с отпайкой на ПС РП-1 (Т4Ф) и ВЛ 35 кВ Майская ГРЭС - Кислородная (Т1Ф) с отсоединением от РУ 35 кВ Майской ГРЭС и образованием ВЛ 35 кВ Кислородная - РП-4 с отпайкой на ПС РП-1	2023	20,93 км 7,89 км 11,78 км 6,94 км 10,98 км	28,82 км* 19,67 км* 17,92 км*	-	-
	Итого для обеспечения технологического присоединения потребителей				23,6	95,6
	Обеспечение надежности электроснабжения
	35 кВ
8	Расширение ПС 35/10 кВ Тишкино с установкой ТДНС-16000/35 - 2 шт., КРУН-35 кВ с вакуумными выключателями - 1 шт	2020	2х6,3 МВА	2х16 МВА	-	32	Обеспечение надёжности электроснабжения потребителей Ванинского района
9	Строительство ПС 35/6 кВ Горка	2024	2х6,3 МВА	2х16 МВА	-	32	Обеспечение надёжности электроснабжения потребителей г. Хабаровск и Хабаровского района
10	Строительство отпайки ВЛ-35 кВ (Т-7Ф) на ПС 220 кВ Ванино протяженностью 0,839 км.	2021	-	0,839 км	0,839	-	Обеспечение надёжности электроснабжения потребителей Ванинского района
11	Реконструкция ВЛ-35 кВ СДВ-БН протяженностью 0,06 км	2021	0,06 км	0,06 км	0,06	-	Перевод ПС 35 кВ СДВ на напряжение 110 кВ, обеспечение надёжности электроснабжения потребителей г. Хабаровск
12	Строительство ВЛ 35 кВ Бриакан - Полины Осипенко	2021-2025	-	65 км	65	-	Присоединение к централизованному электроснабжению п. Полины Осипенко
13	Строительство ПС 35/10 кВ Полины Осипенко с установкой трансформаторов 4 МВА - 2 шт., установкой выключателей 35 кВ - 3 шт., КРУ - 10 кВ - 1 шт.	2021-2025	-	2х4 МВА	-	8
14	Реконструкция ПС 35 кВ Бриакан с монтажом дополнительной ячейки 35 кВ	2021-2025	-	-	-	-
	Итого для обеспечения надежности электроснабжения				65,9	72
	Итого 35 кВ				89,5	167,6

Таблица 5.4.6 - Сводные данные по вводу/реконструкции электросетевых объектов ниже 35 кВ энергосистемы Хабаровского края для умеренного варианта (аналогично для оптимистичного варианта)

N п/п	Наименование инвестиционного проекта (наименование группы инвестиционных проектов)	Срок реализации	км ЛЭП	МВА	Обоснование необходимости	Территории муниципальных образований, на территории которых реализуется инвестиционный проект
1	Расширение распределительных сетей 10/0,4 кВ	2021-2025	392,070	48,720	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	Хабаровский край
2	Строительство сетей 10/0,4 кВ для технологического присоединения потребителей мощностью до 150 кВт	2021-2025	35,530	8,430	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	Хабаровский край
3	Реконструкция сетей 10/0,4 кВ для технологического присоединения потребителей мощностью до 150 кВт	2021-2025	12,220	2,904	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	Хабаровский край
4	Строительство ЛЭП 6 кВ от РУ ПС 110/35/6 Чныррах (4 отходящие линии - 2 двухцепные ВЛ протяженностью 0,65 км каждая) (НЭР)	2021	0,650		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	Николаевский район
5	Строительство ЛЭП 10 кВ от РУ ПС 35/10 Оремиф (4 отходящие линии - 2 двухцепные ВЛ протяженностью 0,20 км каждая) (НЭР)	2021	0,200		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	Николаевский район
6	Строительство ВКЛ-10 кВ ТОСЭР "Николаевск", площадка "Иннокентьевка" (КРДВ) протяженностью 9,73 км (НЭР)	2021	9,730		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	с. Иннокентьевка
7	Строительство ЛЭП-6 кВ протяженностью 0,13 км для электроснабжения ООО "Индустриальный парк Авангард" (ВЛ-6 кВ-0,07 км, КЛ-6 кВ-0,06 км)	2021	0,130		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Хабаровск
8	Строительство КЛ-10 кВ протяженностью 0,14 км (Газпром инвестгазификация) (НЭР)	2021	0,140		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Николаевск-на-Амуре
9	Строительство КТПН-10/0,4 2х1000 кВА (Газпром инвестгазификация) (НЭР)	2021		2,000	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Николаевск-на-Амуре
10	Строительство КЛ-10 кВ протяженностью 0,079 км (ПродИмпорт ООО)	2021	0,079		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Хабаровск
11	Строительство ВЛ-10 кВ протяженностью 2,69 км (Блохин А.В.)	2021	2,690		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	с. Осиновая речка
12	Строительство ВЛ-10 кВ протяженностью 3,74 км (Мастер ООО)	2021	3,740		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	с. Ракитное
13	Строительство ЛЭП-6 кВ протяженностью 5,66 км для электроснабжения заявителя КГКУ СЗМСХК г. Комсомольск-на-Амуре (ВЛ-6 кВ-5,48 км, КЛ-6 кВ-0,18 км)	2021	5,660		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Комсомольск-на-Амуре
14	Строительство КТП 6/0,4 кВ 2*2500 кВА (КГКУ СЗМСХК г. Комсомольск-на-Амуре)	2021		5,000	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Комсомольск-на-Амуре
15	Строительство 2КЛ-6 кВ протяженностью 0,220 км (ООО Наша клиника)	2021	0,220		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Хабаровск
16	Строительство 2КЛ-10 кВ протяженностью 2,38 км (ООО Причал)	2021	2,380		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	Ванинский район
17	Строительство 2КЛ-10 кВ протяженностью 1,940 км (ООО "Стройметалл Л")	2021	1,940		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Хабаровск
18	Строительство ВЛ-6 кВ протяженностью 0,130 км (ООО У Ч.С.)	2021	0,130		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Хабаровск
19	Строительство КТП-630/10/0,4 кВ, ВЛ-10 кВ протяженностью 2,6 км (ООО АМТ)	2021	2,600		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	Амурский район
20	Строительство 2КЛ-10 кВ от ПС 220 кВ Парус протяженностью 3,12 км (КГКУ СЗМС Хабаровского края)	2021	3,120		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Комсомольск-на-Амуре
21	Строительство ВЛ-10 кВ протяженностью 0,156 км (ООО "ДВ ПИТ")	2021	0,156		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	с. Некрасовка
22	Строительство ЛЭП-6 кВ протяженностью 0,065 км (ООО "МЖК "Хабаровский")	2021	0,065		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Хабаровск
23	Строительство ЛЭП-6 кВ протяженностью 0,622 км (ООО "Квант")	2021	0,622		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Хабаровск
24	Строительство 2КЛ-6 кВ протяженностью 0,13 км, строительство ТП-6/0,4 кВ - 1 шт. (ИП Дегерменджи Л.А.)	2021	0,130		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Амурск
25	Строительство ЛЭП-10 кВ протяженностью 0,28 км (ООО "ТЛЗ")	2021	0,280		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	п. Токи
26	Строительство КТПН-400/10/0,4 кВ, строительство ВЛ-10 кВ протяженностью 0,02 км (ООО "Газпром газэнергосеть гелий")	2021	0,020	0,400	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	п. Чирки
27	Реконструкция ЛЭП-10 кВ протяженностью 0,21 км (ФГКУ Комбинат "Дружба" Росрезерва)	2021	0,210		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Комсомольск-на-Амуре
28	Реконструкция ВЛ-6 кВ протяженностью 0,84 км (ООО "Квант")	2021	0,840		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Хабаровск
29	Строительство ВЛ 10 кВ от РУ 10 кВ ПС Осиновая речка протяженностью 9,5 км (КФХ Бутков, 3500 кВт)	2021	9,500		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	с. Бычиха
30	Строительство ВЛ 10 кВ протяженностью 5,6 км с отпайкой от Ф-N 15 ПС 35/6 кВ Благодатное (Росгвардия)	2021	5,600		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	Хабаровский район
31	Строительство двух КЛ 6 кВ протяженностью 0,15 км каждая, строительство КТП 2*630 (ООО Аурум)	2021	0,150	1,260	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Амурск
32	Строительство ВЛ 6 кВ протяженностью 0,855 км (ДГК)	2021	0,855		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Комсомольск-на-Амуре
33	Реконструкция ВЛ-10 кВ протяженностью 0,064 км ПС 110 кВ Маго (ООО Амуррыбсервис) (НЭР)	2021	0,064		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	п. Маго
34	Реконструкция ЛЭП 6 кВ протяженностью 0,8 км (Димакс)	2021	0,800		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Хабаровск
35	Строительство распределительных сетей 10 кВ (ЛЭП 10 кВ протяженностью 2,03 км, КТП-400/10/0,4 кВ - 2 шт.) (КГКУ СЗМС Хабаровского края с. Гаровка)	2020	2,030	0,800	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	с. Гаровка
36	Строительство распределительных сетей 10 кВ от ПС Тополево (ЛЭП 10 кВ протяженностью 0,82 км, КТП-2*400/10/0,4 кВ - 1 шт.) (СЗ Мин строи - ДС с. Мирное)	2020	0,820	0,800	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	с. Мирное
37	Строительство двух КВЛ 10 кВ от ПС 110/35/10 кВ Племрепродуктор протяженностью 6,01 км; строительство КТПН 2*1000/10/0,4 кВ (СЗ Минстроя с. Мичуринское)	2021	6,010	2,000	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	с. Мичуринское
38	Строительство ВЛ 6 кВ протяженностью 0,19 км (ООО "Дальэнергомобилизация")	2021	0,190		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Хабаровск
39	Строительство ВЛ 0,4 кВ протяженностью 0,058 км (ДЮСШ МБУ)	2021	0,058		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Амурск
40	Реконструкция ТП-41 с заменой силового трансформатора 160 кВа на 400/6/0,4; реконструкция ТП-18 с заменой выключателя - 1 шт. (ДЮСШ МБУ)	2021		0,400	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Амурск
41	Строительство ЛЭП-10 кВ протяженностью 0,53 км (Ресурсы Албазино ООО)	2021	0,530		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Амурск
42	Реконструкция ВЛ 6 кВ протяженностью 4 км (ООО "Дальэнергомобилизация")	2021	4,000		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Хабаровск
43	Строительство ЛЭП 10 кВ от ВЛ 10 кВ Ф-3 ПС 220 кВ Селихино, 0,637 км (ООО "Амур Минералс")	2021	0,637		Выполнение обязательств по технологическому присоединению	с. Селихино
44	Строительство ЛЭП 6 кВ от яч. N 1 ТП-24, 0,03 км; Строительство КТП-400/6/0,4 кВ (ООО "Ресурсы Албазино")	2021	0,03	0,4	Выполнение обязательств по технологическому присоединению	г. Амурск
45	Реконструкция для улучшения качества электроэнергии ВЛ-0,4 кВ ПС "Литовко", ТП-9, ф.2 с заменой опор и провода АС на СИП - 0.63 км	2021	0,630		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Амурский район
46	Реконструкция для улучшения качества электроэнергии ВЛ-0,4 кВ ПС "Литовко", ф.9 КТПН-20, ф.-4 с заменой опор и провода АС на СИП - 0.63 км	2021	0,630		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Амурский район
47	Реконструкция ВЛ 6 кВ Ф-9 НТЭЦ с заменой опор и провода на СИП протяженностью 4 км (НЭР)	2021	4,000		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Николаевский район
48	Реконструкция ВЛ-10 кВ Ф-6 ПС 110 кВ Маго с заменой опор и провода АС на СИП протяженностью 2.73 км (НЭР)	2022	2,730		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Николаевский район
49	Реконструкция ВЛ-10 кВ Ф-16 ПС Литовко с заменой опор и провода АС на СИП протяженностью по трассе 10,686 км	2021	10,686		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Николаевский район
50	Реконструкция КЛ-10 кВ Ф-9,18 ПС 35 кВ Городская (г. Амурск) - ЦРП-8 с заменой кабельных каналов протяженностью 1,2 км	2022	1,200		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	г. Амурск
51	Реконструкция ВЛ 10 кВ Ф-11 ПС Святогорье с с заменой опор и провода на участке протяженностью 3.3 км	2022	3,300		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	район Имени Лазо
52	Реконструкция ВЛ 10 кВ Ф-2 ПС 35 кВ Смирновка с заменой опор и провода на участке протяженностью 11.2 км	2022	11,200		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Хабаровский район
53	Реконструкция КЛ 6 кВ Ф-27 ПС 35 кВ БН протяженностью - 1,4 км	2022	1,400		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	г. Хабаровск
54	Реконструкция ВЛ 10 кВ Ф-6 ПС 35 кВ Черняево с заменой опор и провода на участке протяженностью - 10,7 км	2022	10,700		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	район Имени Лазо
55	Техническое перевооружение КЛ-10 кВ Ф-14 ПС 110/10 кВ Лермонтовка, прокладка КЛ по ж/д - 0.1 км	2021	0,100		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	В
56	Техническое перевооружение КЛ-10 кВ Ф-19 ПС 110/10 кВ Вяземская, прокладка КЛ по ж/д - 0.35 км	2022	0,350		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Вяземский район
57	Техническое перевооружение КЛ-10 кВ Ф-5 ПС 110/10 кВ Бикин, прокладка КЛ по ж/д - 0.15 км	2022	0,150		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Бикинский район
58	Техническое перевооружение двухцепной ВЛЗ-6 кВ ПС 35/6 кВ Приусадебная яч. N 9 и яч. N 10 п. Эльбан для улучшения качества электроэнергии протяженностью 9,6 км	2023	9,600		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	п. Эльбан
59	Техническое перевооружение КЛ-10 кВ Ф-9 ПС 110 кВ Красицкая, прокладка КЛ по ж/д - 0.28 км	2022	0,280		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Вяземский район
60	Техническое перевооружение КЛ-10 кВ Ф-18 ПС 110 кВ Лермонтовка, прокладка КЛ по ж/д - 0.28 км	2022	0,280		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Бикинский район
61	Техническое перевооружение КЛ 10 кВ Ф-5 ПС 110 кВ Бикин, прокладка КЛ по ж/д - 0.28 км	2022	0,280		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Бикинский район
62	Техническое перевооружение КЛ 10 кВ Ф-14 ПС 110 кВ Бикин, прокладка КЛ по ж/д - 0.28 км	2022	0,280		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Бикинский район
63	Техническое перевооружение КЛ 10 кВ Ф-15 ПС 110 кВ Бикин, прокладка КЛ по ж/д - 0.28 км	2022	0,280		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Бикинский район
64	"Техническое перевооружение КЛ 10 кВ Ф-25 ПС 110 кВ Бикин, прокладка КЛ по ж/д - 0.28 км"	2022	0,280		Реализация мероприятия в рамках ремонтной программы	Бикинский район
Сумма			565,152	72,714

5.5 Анализ баланса реактивной мощности

С целью определения достаточности установленных в энергосистеме средств компенсации реактивной мощности с учётом регулировочного диапазона (по реактивной мощности) генераторов электростанций энергосистемы Хабаровского края для поддержания уровней напряжения в сети 110 кВ и выше в допустимом диапазоне проведена оценка баланса реактивной мощности.

Расчёты баланса реактивной мощности выполнены для характерных режимов (режим летнего минимума нагрузки 2021 года и режим зимнего максимума нагрузки 2025 года) в сети 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края для умеренного и оптимистичного вариантов развития.

Регулировочный диапазон генераторов электростанций энергосистемы Хабаровского края представлен в Приложении Ж. Диапазон регулирования батарей статических конденсаторов (БСК) представлен в таблице 5.5.1.

Таблица 5.5.1 - Регулировочный диапазон БСК в энергосистеме Хабаровского края

N	Наименование ПС	Наименование	Тип	Место установки	Число ступеней регулирования	Реактивная мощность ступени, Мвар
1	ПС 220 кВ Ванино	БК-1	КЭКФ-6,6200-2ХЛ1	2C 10 кВ	-	4,8
		БК-2	КЭКФ-6,6200-2ХЛ1	1C 10 кВ	-	4,8
		БК-3	QBANK-CS	1C 10 кВ	-	4,8
		БК-4	КЭКФ-6,6200-2ХЛ1	1C 10 кВ	-	4,8
		БК-5	КЭКФ-6,6200-2ХЛ1	2C 10 кВ	-	4,8
		БК-6	КЭКФ-6,6200-2ХЛ1	2C 10 кВ	-	4,8

Характеристики и мощность СКРМ (шунтирующих реакторов (ШР) и управляемых шунтирующих реакторов (УШР)) представлены в таблицах 5.5.2. - 5.5.3.

Таблица 5.5.2 - Регулировочный диапазон ШР в энергосистеме Хабаровского края

N	Наименование ПС	Наименование	Тип	Место установки	Число ступеней при дискретном регулировании	Реактивная мощность ступени, Мвар
1	ПС 500 кВ Комсомольская	Р-512	3хРОДЦ- 60000/500	Секция 500 кВ КЗ	1	180
2	ПС 220 кВ Березовая	РШ	3хРКОС- 6600/35-УХЛ1	1С 35 кВ	1	19,8
3	ПС 220 кВ Высокогорная	РШ-1	3хРКОС- 6600/35-УХЛ1	1С 35 кВ	1	19,8
		РШ-2	3хРКОС- 6600/35-УХЛ1	2С 35 кВ	1	19,8
4	ПС 220 кВ Ванино	БР-1	3хРКОС- 3900/10 У1	1C 10 кВ	1	11,7
		БР-2	3хРКОС- 3900/10 У1	2C 10 кВ	1	11,7
5	ПС 220 кВ Горин	РШ	РТД- 20000/35-У1	1С 35 кВ	1	20
6	ПС 220 кВ Джамку	РТД-35	РТД- 20000/35-У1	1С 35 кВ	1	20
7	ПС 220 кВ Князе-Волконка	РШ	3xРКОС- 6600/35-УХЛ1	1С 35 кВ	1	19,8
8	ПС 220 кВ Литовко	РШ	3хРКОС- 6600/35- УХЛ1	1С 35 кВ	1	19,8
9	ПС 220 кВ Сулук	РТД-135	РТД- 20000/35	1С 35 кВ	1	20
		РТД-235	РТД- 20000/35	2С 35 кВ	1	20
10	ПС 220 кВ Этеркан	РШ	3хРКОС- 6600/35-УХЛ1	1С 35 кВ	1	19,8
11	ПС 220 кВ НПС-2	Р-1-220	РТД-75000/220-У1	1 СШ 220 кВ	1	75

Таблица 5.5.3 - Регулировочный диапазон УШР в энергосистеме Хабаровского края

N	Наименование ПС	Наименование	Тип	Место установки	Диапазон регулирования реактивной мощности
					Qmin, Мвар	Q max, Мвар
1	ПС 500 кВ Хехцир 2	УШР-220	РТУ- 100000/220	1С 220 кВ	5	100/130
2	ПС 220 кВ Ургал	УШР-110	РТДУ- 25000/110	1С 110 кВ	1,25	25

Перечень контрольных пунктов по напряжению операционной зоны Хабаровского РДУ представлен в таблице 5.5.4.

Таблица 5.5.4 - Контрольные пункты по напряжению в энергосистеме Хабаровского края

N п/п	Наименование объекта	Контрольный пункт, кВ	Наибольшее рабочее напряжение, кВ	Минимально допустимое напряжение, кВ	Аварийно-допустимое напряжение, кВ
1	ПС 500 кВ Комсомольская	220	252	205	185
2	ПС 220 кВ Старт	220	252	205	185
3	ПС 220 кВ Ванино	220	252	210	190
4	Амурская ТЭЦ-1	110	126	100	90
5	Комсомольская ТЭЦ-2	110	126	100	90
6	Комсомольская ТЭЦ-3	110	126	100	90
7	Хабаровская ТЭЦ-1	110	126	100	90
8	Хабаровская ТЭЦ-3	110	126	100	90
9	Совгаванская ТЭЦ	110	126	94	90

В случае выхода напряжения в контрольных пунктах за границы допустимых значений требуется немедленное принятие мер для ввода уровней напряжения в допустимый диапазон.

Результаты расчётов баланса реактивной мощности энергосистемы Хабаровского края представлен в таблице 5.5.5.

Результаты расчётов уровней напряжения энергосистемы Хабаровского края представлен в таблице 5.5.6.

Таблица 5.5.5. - Баланс реактивной мощности в энергосистеме Хабаровского края, Мвар

N п.п	Составляющие баланса	Умеренный вариант		Оптимистичный вариант
		Зимний максимум нагрузки (-31 °C) 2025 года	Летний минимум нагрузки (+21 °C) 2021 года	Зимний максимум нагрузки 2025 года	Летний минимум нагрузки 2021 года
Генерация
1	Станции/УШР/СК, Мвар	476,3	70,7	383,5	79,8
2	ЛЭП, Мвар, в т.ч.	867,5	755,1	875,4	763,7
3	Внешние связи, Мвар	-109,8	-101,6	75,6	-122,7
4	Итого, Мвар:	1234,0	724,2	1334,6	720,8
Нагрузка
5	Нагрузка, Мвар	783,1	313,2	810,7	325,8
6	Потери в ЛЭП, Мвар, в т.ч.	121,1	86,1	146,9	79,8
7	Потери в ТР и АТ, Мвар	230,7	97,9	267,1	87,0
8	ШР/БСК, Мвар	99,1	227,1	109,8	228,2
9	Итого, Мвар:	1234,0	724,2	1334,6	720,8
10	Qг min, Мвар	-761,8	-517,1	-726,8	-673,2
11	Qг max, Мвар	1837,3	1249,2	1840,7	1522,2
12	Регулировочный диапазон, Мвар	2599,0	1766,3	2567,5	2195,4
13	Резерв (дефицит) на потребление Q, Мвар	1238,1	587,8	1110,3	753,0
14	Резерв (дефицит) на выдачу Q, Мвар	1361,0	1178,5	1457,2	1442,4

Таблица 5.5.6 - Максимальное, среднее и минимальное значения напряжения на подстанциях 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края

	500 кВ U max=525 кВ *	220 кВ U max=252 кВ *	110 кВ U max=126 кВ *
Умеренный вариант. Зимний максимум нагрузки (-31 °C). 2025 год
U макс, кВ	515,0	236,2	124,7
U сред, кВ	513,9	227,9	117,7
U мин, кВ	510,5	216,7	105,4
Умеренный вариант. Летний минимум нагрузки (+21 °C). 2021 год
U макс, кВ	512,2	236,3	125,2
U сред, кВ	512,1	229,5	119,5
U мин, кВ	512,0	218,7	109,5
Оптимистичный вариант. Зимний максимум нагрузки. 2025 год
U макс, кВ	518,4	236,9	125,5
U сред, кВ	514,9	228,0	118,4
U мин, кВ	511,0	216,9	105,5
Оптимистичный вариант. Летний минимум нагрузки. 2021 год
U макс, кВ	513,2	238,0	126,1
U сред, кВ	513,1	230,2	119,9
U мин, кВ	512,9	218,8	109,5

*ГОСТ 721-77 "Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В"

Как видно из результатов расчётов, представленных в таблице 5.5.5, энергосистема Хабаровского края обладает достаточным запасом по регулированию реактивной мощности (в умеренном и в оптимистичном вариантах).

Как видно из таблицы 5.5.6, уровни напряжения на подстанциях энергосистемы Хабаровского края находятся в допустимых пределах (в умеренном и в оптимистичном вариантах). В период 2021 - 2025 гг. для поддержания уровней напряжения в электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края установка дополнительных средств компенсации реактивной мощности не требуется. Следует, однако отметить снижение напряжения на планируемой к сооружению ПС 110 кВ Албазино ниже номинального значения (до уровня 105,4 кВ в режиме зимнего максимума нагрузки (-31 °C)) вследствие значительной электрической удалённости ПС от ближайшего центра питания (241,8 км). Решения по необходимости/объёму установки СКРМ на ПС 110 кВ Албазино должны быть определены в рамках конкретного проектирования.

Выводы

1. В соответствии с умеренным вариантом прогноза, спрос на электроэнергию по энергосистеме Хабаровского края и ЕАО к 2025 году может увеличиться до 14787 млн кВт.ч, что на 40,3% выше показателя 2020 года, при среднегодовых темпах прироста 7,0%. По Хабаровскому краю потребление электроэнергии может увеличиться до 12717 млн кВт.ч (рост на 44,9%) при среднегодовых темпах прироста 7,7%. Максимум нагрузки по энергосистеме Хабаровского края и ЕАО по умеренному варианту оценивается к 2025 году на уровне 2476 МВт, по Хабаровскому краю - 2186 МВт.

В оптимистичном варианте потребление электроэнергии по энергосистеме Хабаровского края и ЕАО к 2025 году оценивается на уровне 15351 млн кВт.ч (на 45,6% выше уровня 2020 года) при среднегодовых темпах прироста 7,8%. По Хабаровскому краю потребление электроэнергии может увеличиться до 13256 млн кВт.ч (рост на 51,0%) при среднегодовых темпах прироста 8,7%. По оптимистичному варианту в энергосистеме Хабаровского края и ЕАО максимум нагрузки к 2025 году может составить 2677 МВт, по Хабаровскому краю максимум нагрузки оценивается на уровне 2378 МВт.

2. Балансы мощности и электроэнергии энергосистемы Хабаровского края (без учета передачи мощности и электроэнергии в энергосистему Еврейской автономной области) в период до 2025 года в умеренном и оптимистичном вариантах складываются с дефицитом, который покрывается за счет получения из ОЭС Востока.

3. Балансы мощности и электроэнергии Николаевского энергорайона для умеренного и оптимистичного вариантов в рассматриваемый перспективный период складываются удовлетворительно.

4. В период 2021 - 2025 гг. в энергосистеме Хабаровского края в умеренном варианте намечается ввод ЛЭП напряжением 110 кВ и выше суммарной протяжённостью 888,27 км, трансформаторной мощности напряжением 110 кВ и выше - 3 476,0 МВА; в оптимистичном варианте - 1175,27 км и 3 566,0 МВА соответственно.

5. Анализ баланса реактивной мощности показал достаточность запаса по регулированию реактивной мощности энергосистемы Хабаровского края в умеренном и в оптимистичном вариантах.

6. Анализ наличия схем теплоснабжения муниципальных образований

Информация о наличии разработанных схем теплоснабжения муниципальных образования Хабаровского края представлена в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Информация о наличии выполненных схем теплоснабжения муниципальных образования Хабаровского края

Муниципальное образование	Наличие схемы теплоснабжения
Итого, штук:	161
г. Хабаровск	да
г. Комсомольск-на-Амуре	да
Амурский муниципальный район, штук:	7
г. Амурск	да
пгт. Эльбан	да
Сельское поселение Село Ачан	нет
Вознесенское сельское поселение	да
Литовское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Джуен	нет
Сельское поселение Село Омми	да
Падалинское сельское поселение	да
Санболинское сельское поселение	нет
Болоньское сельское поселение	да
Аяно-Майский муниципальный район, штук:	4
Сельское поселение Село Аян	да
Аимское сельское поселение	да
Джигдинское сельское поселение	да
Нельканское сельское поселение	да
Бикинский муниципальный район, штук:	3
г. Бикин	да
Бойцовское сельское поселение	нет
Сельское поселение Село Добролюбово	нет
Сельское поселение Село Лесопильное	нет
Лермонтовское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Лончаково	да
Оренбургское сельское поселение	нет
Сельское поселение Село Покровка	нет
Сельское поселение Село Пушкино	нет
Ванинский муниципальный район, штук:	8
пгт. Ванино	да
пгт. Высокогорный	нет
пгт. Октябрьский	да
Даттинское сельское поселение	да
Кенадское сельское поселение	нет
Сельское поселение Поселок Монгохто	да
Сельское поселение Поселок Токи	да
Тулучинское сельское поселение	да
Сельское поселение Поселок Тумнин	да
Уська-Орочское сельское поселение	да
Верхнебуреинский муниципальный район, штук:	10
пгт. Чегдомын	да
пгт. Новый Ургал	да
Тырминское сельское поселение	да
Сельское поселение Поселок Алонка	да
Аланапское сельское поселение	да
Сулукское сельское поселение	да
Сельское поселение поселок Софийск	да
Сельское поселение Поселок Герби	да
Сельское поселение Село Усть-Ургал	нет
Среднеургальское сельское поселение	нет
Согдинское сельское поселение	нет
Чекундинское сельское поселение	да
Сельское поселение Поселок Этыркэн	да
Вяземский муниципальный район, штук:	19
г. Вяземский	да
Сельское поселение поселок Дормидонтовка	да
Сельское поселение Село Венюково	да
Сельское поселение Село Видное	да
Виноградовское сельское поселение	да
Глебовское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Дормидонтовка	да
Сельское поселение Село Забайкальское	да
Сельское поселение Село Капитоновка	да
Сельское поселение Село Кедрово	да
Котиковское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Красицкое	да
Сельское поселение Село Кукелево	да
Сельское поселение Поселок Медвежий	да
Сельское поселение Село Аван	да
Сельское поселение Село Отрадное	да
Сельское поселение Село Садовое	да
Сельское поселение Село Шереметьево	да
Сельское поселение Поселок Шумный	да
Комсомольский муниципальный район, штук:	18
Гурское сельское поселение	да
Бельговское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Боктор	да
Сельское поселение Село Большая Картель	нет
Верхнетамбовское сельское поселение	нет
Гайтерское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Даппы	да
Кенайское сельское поселение	да
Сельское поселение Поселок Молодежный	да
Нижнетамбовское сельское поселение	да
Нижнехалбинское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Новоильиновка	нет
Сельское поселение Село Новый Мир	да
Сельское поселение Село Пивань	да
Селихинское сельское поселение	да
Снежненское сельское поселение	да
Уктурское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Хурба	да
Галичное сельское поселение	да
Ягодненское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Верхняя Эконь	да
Им. Лазо муниципальный район, штук:	17
пгт. Переяславка	да
пгт. Мухен	да
пгт. Хор	да
Бичевское сельское поселение	да
Георгиевское сельское поселение	да
Гвасюгинское сельское поселение	да
Долминское сельское поселение	нет
Сельское поселение Поселок Дурмин	да
Сельское поселение Поселок Золотой	да
Кондратьевское сельское поселение	да
Кругликовское сельское поселение	нет
Марусинское сельское поселение	да
Могилевское сельское поселение	да
Оборское сельское поселение	да
Полетненское сельское поселение	да
Святогорское сельское поселение	нет
Сельское поселение Поселок Сидима	да
Ситинское сельское поселение	да
Сельское поселение Поселок Сукпай	да
Черняевское сельское поселение	да
Нанайский муниципальный район, штук:	7
Сельское поселение Село Троицкое	да
Арсеньевское сельское поселение	нет
Сельское поселение Село Верхняя Манома	нет
Сельское поселение Село Дада	нет
Сельское поселение Село Джари	нет
Сельское поселение Поселок Джонка	да
Дубовомысское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Иннокентьевка	да
Лидогинское сельское поселение	да
Верхненергенское сельское поселение	нет
Сельское поселение Село Маяк	да
Найхинское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Нижняя Манома	нет
Синдинское сельское поселение	нет
Николаевский муниципальный район, штук:	9
г. Николаевск-на-Амуре	да
пгт. Лазарев	да
пгт. Многовершинный	да
Магинское сельское поселение	да
Иннокентьевское сельское поселение	нет
Члянское сельское поселение	нет
Красносельское сельское поселение	да
Нигирское сельское поселение	нет
Нижнепронгенское сельское поселение	нет
Озерпахское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Орель-Чля	нет
Константиновское сельское поселение	да
Пуирское сельское поселение	да
Оремифское сельское поселение	да
Охотский муниципальный район, штук:	4
пгт. Охотск	да
Аркинское сельское поселение	нет
Булгинское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Вострецово	да
Инское сельское поселение	нет
Сельское поселение Поселок Морской	нет
Сельское поселение Поселок Новое Устье	да
Резидентское сельское поселение	нет
Им. Полины Осипенко муниципальный район, штук:	4
Бриаканское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Владимировка	да
Сельское поселение Село имени Полины Осипенко	да
Сельское поселение Село Удинск	нет
Херпучинское сельское поселение	да
Советско-Гаванский муниципальный район, штук:	5
г. Советская Гавань	да
пгт. Заветы Ильича	да
пгт. Лососина	да
пгт. Майский	да
Гаткинское сельское поселение	да
Солнечный муниципальный район, штук:	9
пгт. Солнечный	да
пгт. Горный	нет
Сельское поселение Поселок Амгунь	да
Березовское сельское поселение	да
Сельское поселение Поселок Горин	да
Сельское поселение Поселок Джамку	да
Дукинское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Кондон	да
Харпичанское сельское поселение	нет
Хурмулинское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Эворон	да
Тугуро-Чумиканский муниципальный район, штук:	1
Сельское поселение Село Чумикан	да
Сельское поселение Село Алгазея	нет
Сельское поселение Село Тором	нет
Сельское поселение Село Тугур	нет
Сельское поселение Село Удское	нет
Ульчский муниципальный район, штук:	13
Сельское поселение Село Богородское	да
Сельское поселение Село Булава	да
Быстринское сельское поселение	да
Де-Кастринское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Дуди	да
Сельское поселение Село Калиновка	нет
Киселевское сельское поселение	да
Мариинское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Нижняя Гавань	нет
Савинское сельское поселение	нет
Санниковское сельское поселение	да
Солонцовское сельское поселение	нет
Сельское поселение Село Софийск	да
Сусанинское сельское поселение	да
Тахтинское сельское поселение	да
Тырское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Ухта	нет
Сельское поселение Поселок Циммермановка	да
Хабаровский муниципальный район, штук:	21
пгт. Корфовский	да
Анастасьевское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Бычиха	да
Галкинское сельское поселение	да
Дружбинское сельское поселение	да
Елабужское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Ильинка	да
Сельское поселение Село Казакевичево	да
Князе-Волконское сельское поселение	да
Корсаковское сельское поселение	да
Куканское сельское поселение	да
Малышевское сельское поселение	да
Мирненское сельское поселение	да
Мичуринское сельское поселение	да
Наумовское сельское поселение	нет
Сельское поселение Село Некрасовка	да
Сельское поселение Село Новокуровка	да
Осиновореченское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Петропавловка	нет
Побединское сельское поселение	нет
Ракитненское сельское поселение	да
Сергеевское сельское поселение	да
Сельское поселение Село Сикачи-Алян	нет
Тополевское сельское поселение	да
Улика-Национальное сельское поселение	нет
Сельское поселение Село Челны	нет
Восточное сельское поселение	да

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Хабаровского края на 2021-2025 годы
(утв. распоряжением Губернатора Хабаровского края от 30 апреля 2021 г. N 220-р)

Том 2. Приложения

ГАРАНТ:

Приложения не приводятся