Указ Губернатора Пермского края от 27 мая 2016 г. N 83 "Об утверждении Программы и Схемы развития электроэнергетики Пермского края на 2017 - 2021 годы" (с изменениями и дополнениями) (утратил силу)

ГАРАНТ:

Указом Губернатора Пермского края от 27 апреля 2017 г. N 69 настоящий Указ признан утратившим силу

Информация об изменениях:

Указом Губернатора Пермского края от 16 сентября 2016 г. N 133 в Указ внесены изменения, вступающие в силу со дня официального опубликования названного Указа

См. текст Указа в предыдущей редакции

Указ Губернатора Пермского края от 27 мая 2016 г. N 83
"Об утверждении Программы и Схемы развития электроэнергетики Пермского края на 2017 - 2021 годы"

С изменениями и дополнениями от:

16 сентября 2016 г.

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

1. Утвердить прилагаемые:

1.1. Программу развития электроэнергетики Пермского края на 2017-2021 годы;

1.2. Схему развития электроэнергетики Пермского края на 2017 - 2021 годы.

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

3. Контроль за исполнением указа возложить на заместителя председателя Правительства Пермского края Рыбакина В.И.

В.Ф. Басаргин

Информация об изменениях:

Указом Губернатора Пермского края от 16 сентября 2016 г. N 133 в наименование внесены изменения, вступающие в силу со дня официального опубликования названного Указа

См. текст наименования в предыдущей редакции

Программа
развития электроэнергетики Пермского края на 2017 - 2021 годы
(утв. указом губернатора Пермского края от 27 мая 2016 г. N 83)

С изменениями и дополнениями от:

16 сентября 2016 г.

Список условных обозначений и сокращений

АДП - аварийно допустимый переток

АОПО - автоматика ограничения перегрузки оборудования

АПВ - автоматическое повторное включение

АПНУ - автоматика предотвращения нарушения устойчивости

АРЛ - автоматика разгрузки линии

АРУ - автоматика разгрузки узла

АТ - автотрансформатор

БСК - батарея статических конденсаторов

ВВП - внутренний валовой продукт

ВИЭ - возобновляемые источники энергии

ВКЛ - воздушно# кабельная линия электропередач

ВЛ - воздушная линия электропередач

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

ГП - городское поселение

ГРЭС - государственная районная электростанция

ГЭС - гидроэлектростанция

ДДТН - длительно-допустимая токовая нагрузка

ДПМ - договор предоставления мощности

ЕЭС - единая энергетическая система

КС - контролируемое сечение

ЛЭП - линия электропередачи

МДП - максимально допустимый переток

ОЭС - объединенная электроэнергетическая система

ПА - противоаварийная автоматика

ПГУ - парогазовая установка

ПК - Пермский край

ПМЭС - предприятие магистральных электрических сетей

ПС - подстанция

СиПРЭ - схема и программа развития энергетики

СК - синхронный компенсатор

СП - Сельское поселение

СТК - статический тиристорный компенсатор

СЭС - система электроснабжения

ТНУ - теплонасосная установка

ТСО - территориальная сетевая организация

ТЭС - тепловая электростанция

УЭ - Удмурская# энергосистема

ЭЭ - электрическая энергия

ЭЭС - электроэнергетическая система

1. Общая характеристика региона, в том числе основные направления специализации Пермского края

Пермский край занимает площадь 160,2 тыс. кв. км (0,94% от площади РФ), что составляет примерно 20% территории Уральского экономического региона. В состав Пермского края входит Коми-Пермяцкий округ, территория которого составляет 32,8 тыс. кв. км. Максимальная протяженность края с севера на юг составляет 645 км, с запада на восток - 417,5 км. Границы края извилисты и их протяженность составляет более 2,2 тыс. км. Пермский край граничит с двумя областями и тремя республиками Российской Федерации: на севере - с Республикой Коми, на западе - с Кировской областью и Удмуртской Республикой, на юге - с Республикой Башкортостан, на востоке - со Свердловской областью.

Большая (примерно 80% территории), западная, часть региона расположена на восточной окраине Восточно-Европейской равнины, где преобладает низменный и равнинный рельеф. На востоке в меридиональном направлении тянутся Уральские горы, занимающие 20% территории края.

Реки составляют основу гидрографической сети региона. В Пермском крае более 29 тыс. рек общей длиной свыше 90 тыс. км. Все они относятся к бассейну одной реки - Камы, обеспечивающей выход водным путем к Каспийскому, Азовскому, Черному, Балтийскому и Белому морям. По длине Кама (1805 км) - шестая река в Европе после Волги, Дуная, Урала, Дона и Печоры. Абсолютное большинство ее притоков - малые, то есть менее 100 км. 42 реки края имеют длину более 100 км каждая, но из них только Кама и Чусовая относятся к разряду больших рек (более 500 км). Самые протяженные и многоводные реки Пермского края: Чусовая - 592 км, Сылва - 493 км, Колва - 460 км, Вишера - 415 км, Яйва - 403 км, Косьва - 283 км, Коса - 267 км, Весляна - 266 км, Иньва - 257 км, Обва - 247 км.

Основной источник питания рек Пермского края - талые воды (более 60% годового стока). Поэтому для рек региона характерны продолжительный ледостав, высокое весеннее половодье, низкая летняя и зимняя межень. Заметно влияют на режим рек леса. В северной части края благодаря лесам, мощному снежному покрову, а на северо-востоке и горам, половодье длится дольше, чем на юге. У рек лесостепного юга продолжительность ледостава меньше, они рано вскрываются весной, летом здесь бывают высокие дождевые и ливневые паводки. На северо-востоке края (бассейн реки Вишеры) реки полноводны круглый год. Подъем уровня весной превышает 7-10 м, течение быстрое (до 2-3 м/с), воды холодные, ледовый покров мощный. На юге летом реки сильно мелеют и даже пересыхают. В отдельные малоснежные суровые зимы малые реки промерзают до дна.

По данным Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Пермскому краю численность постоянного населения края на 01.01.2015 г. составила 2637 тыс. человек с преобладающей долей городского населения - 75,5%. Средняя плотность населения составляет 16,46 чел./кв. км.

Население краевого центра - города Перми по оценке на 01.01.2015 г. составило 1036,5 тыс. человек. Другие крупные города региона (свыше 50 тыс. человек): Березники - 149,0 тыс. человек, Соликамск - 95,5 тыс. человек, Чайковский - 83,2 тыс. человек, Кунгур - 66,6 тыс. человек, Лысьва - 63,6 тыс. человек, Краснокамск - 53,9 тыс. человек.

По объему промышленного производства г. Пермь занимает первое место в Уральском экономическом регионе. В 2013 году г. Пермь занял шестое место в рейтинге 250 крупнейших промышленных центров России. Основными направлениями специализации промышленности Пермского края являются машиностроение, химия и нефтехимия, металлургия, топливная промышленность, лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная промышленность.

Топливная и химическая отрасли развиваются преимущественно на местной сырьевой базе. Основной объем производства топливной продукции приходится на предприятия нефтяной и газовой промышленности. В 2015 году в Пермском крае добыто более 16 млн. тонн нефти. Ведущая добывающая компания - ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ". Добыча нефти сконцентрирована на юге (Куединский, Кунгурский, Ординский, Осинский, Частинский и Чернушинский муниципальные районы) и севере края (Красновишерский, Соликамский и Усольский муниципальные районы), и осуществляется на 101 месторождении, на которых эксплуатируется порядка 6,8 тыс. добывающих скважин. Наиболее активная добыча нефти ведется в Усольском, Куединском, Осинском, Частинском районах. Создан и успешно работает современный, мощный, диверсифицированный комплекс предприятий по добыче и переработке нефти и газа. Предприятия по переработке нефти и газа осуществляют, как первичную, так и вторичную переработку сырья. Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия:

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

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

3) ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка", г. Пермь - переработка углеводородного сырья;

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

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

На долю Пермского края приходится 100% производимых в России калийных удобрений. В Пермском крае расположено крупнейшее в мире Верхнекамское месторождение калийных солей. Добыча руды и производство калийных удобрений осуществляется в г. Березники и в г. Соликамске. Кроме того, химические предприятия производят такие виды экспортно-ориентированной и высокотехнологичной продукции как метанол и продукты его переработки, аммиак и азотные удобрения, уникальные хладоны и фторполимеры, флокулянты и активные угли. Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия:

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

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

3) АО "Минеральные удобрения", г. Пермь - производство азотных удобрений;

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

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

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

7) ОАО "Галополимер Пермь", г. Пермь - производство галогеносодержащих и фторполимерных химических продуктов;

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

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

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

Наличие специализированных научных центров и высококвалифицированных кадров способствует развитию в регионе машиностроительной отрасли: производства авиационных и ракетных двигателей, топливной аппаратуры, газоперекачивающих агрегатов и газотурбинных электростанций, нефтепромыслового оборудования, аппаратуры цифровых и волоконно-оптических систем передачи информации, навигационной аппаратуры. Машиностроительная отрасль края в целом находится в кризисном состоянии. Среди причин кризиса можно выделить низкий уровень государственного оборонного заказа, а также специализацию большинства предприятий на производстве не конечной продукции, а комплектующих и отдельных частей, что препятствует проведению самостоятельной сбытовой политики. Наиболее успешно развивается производство оборудования для добывающих отраслей промышленности и железнодорожного транспорта. Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия:

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

2) ЗАО "Управляющая компания "Пермский моторостроительный комплекс", г. Пермь - производство авиационных двигателей, газотурбинных установок и газотурбинных электростанций, вертолетных редукторов и трансмиссий;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4) ЗАО "Лысьвенский металлургический завод", г. Лысьва - производство черных металлов;

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

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

Лесопромышленный комплекс края занимает одно из ведущих мест в России в сфере заготовки и переработки древесины и базируется на использовании богатейших лесных ресурсов Прикамья. Лесозаготовительные мощности расположены преимущественно на севере края. Предприятия целлюлозно-бумажной промышленности производят около 20% от общероссийского объема бумаги различного назначения. Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия:

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

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

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

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

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

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

7) Пермская печатная фабрика - филиал ФГУП "Гознак", г. Пермь - производство банкнот, ценных бумаг, бланков документов, конвертов.

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

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

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

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

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

Пермь занимает особо выгодное географическое положение и является одним из крупнейших транспортных узлов России. Территорию Пермского края пересекают две железнодорожные магистрали, имеющие трансконтинентальное значение: Москва - Ярославль - Киров - Пермь - Екатеринбург - Тюмень - Омск - Владивосток и Москва - Казань - Екатеринбург - Курган - Омск. Дополнительный выход в соседнюю Свердловскую область дает Горнозаводская железная дорога (Пермь - Чусовская - Нижний Тагил - Екатеринбург). Выход в Свердловскую и Челябинскую области обеспечивает железная дорога Калино - Лысьва - Бакал. Северные и восточные промышленные районы с краевым центром связаны дорогами Чусовская - Соликамск и Пермь - Ярино - Углеуральская.

Эксплуатационная длина железных дорог (Пермского отделения Свердловской железной дороги, Ижевского отделения Горьковской железной дороги) составляет 1326 км, из них электрифицировано 1107 км (83,5%). Это практически все основные дороги, за исключением идущей на Бакал. Основные железнодорожные узлы - ст. Пермь-II (г. Пермь) и ст. Чусовская (г. Чусовой). Одной из крупнейших в России является станция Пермь-Сортировочная.

По территории края проходит федеральная автодорога Казань - Пермь - Екатеринбург. В настоящее время регион имеет автодорожные выходы в соседние Удмуртию, Башкортостан, Свердловскую и Кировскую области. Протяженность автомобильных дорог общего пользования (с учетом Коми-Пермяцкого округа) составляет 10540 км, из них с твердым покрытием - 10143 км (96,2%).

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

Через г. Пермь проходит ряд российских и международных авиалиний. В 1993 г. в аэропорту Большое Савино был открыт международный сектор. Начато строительство нового терминала аэропорта, которое планируется закончить в 2017 году.

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

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

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

Таким образом, Пермский край, занимая выгодное географическое положение на границе Европы и Азии, обладая богатой ресурсной базой, развитой транспортной инфраструктурой и промышленностью, занимает ключевую позицию в инфраструктуре РФ. Следовательно, развитие энергетической системы региона остается актуальной и важной задачей.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Пермского края за пятилетний период

2.1 Состояние электроэнергетики

Стабильное развитие экономики Пермского края невозможно без постоянно развивающейся энергетики. По данным Департамента макроэкономики Администрации губернатора Пермского края за январь - декабрь 2015 года объем оборота организаций с основным видом экономической деятельности "Производство и распределение электроэнергии, газа и воды" составил в действующих ценах 177801,2 млн. рублей (93,1% к соответствующему периоду прошлого года).

Индекс производства по виду деятельности "Производство и распределение электроэнергии, газа и воды" к январю - декабрю 2014 года составил 95,0%. Спад объемов в сопоставимой оценке произошел в выработке электроэнергии - 94,8%, в производстве, передаче и распределении пара и горячей воды (тепловой энергии) - 93,9%.

За январь - декабрь 2015 года объем отпущенной продукции, выполненных работ и услуг собственными силами по виду экономической деятельности "Производство и распределение электроэнергии, газа и воды" составил 98487,9 млн. руб. (96,4% к 2014 году) (таблицу# 2.1.1).

Таблица 2.1.1 - Производство тепловой и электрической энергии в Пермском крае (по крупным и средним предприятиям и организациям)

Вид энергии	Янв. - дек. 2015 г.	Янв. - дек. 2014 г. (для сравнения)	Дек. 2015 г. в % к дек. 2014 г.	Янв. - дек. 2015 г. в % к янв. - дек. 2014 г.
Тепловая энергия, тыс. Гкал	32489,2	34712,9	94,9	93,9
Электрическая энергия, млн. кВт·ч	32070,3	33834,8	72,8	94,7

По данным ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы" потребление электрической энергии за январь - декабрь 2015 года составило 23428,5 млн. кВт·ч (снижение на 0,56% к соответствующему периоду прошлого года), при этом выдача электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи за тот же период составила 8641,8 млн. кВт·ч (снижение на 15,9% к соответствующему периоду прошлого года).

Эти изменения связаны в первую очередь с трендами социально-экономического развития региона в области промышленного производства. Снизился объем выпуска продукции на предприятиях обрабатывающих производств, индекс промышленного производства составил 98,6%. Влияние оказали отрицательные темпы роста основных обрабатывающих производств: производство машин и оборудования - 85,9%, производство кокса и нефтепродуктов - 93,8%, металлургическое производство - 90,1%, производство транспортных средств - 92,0%.

Поименные вводы новых объектов напряжением свыше 35 кВ за последние 5 лет с разбивкой по классам напряжений и по принадлежности к компаниям представлены в таблице 2.1.2.

Таблица 2.1.2 - Вводы электросетевых объектов на напряжение свыше 35 кВ за последние 5 лет

N п/п	Класс напряжения	Наименование объекта	Принадлежность к компании	Год ввода	Протяженность/мощность (км/MBA)	Примечание
1.	110 кВ	ПС 110/35/6 кВ "Ива"	Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго"	2011	2x25 MBA	-
2.		ВКЛ-110 кВ до ПС "Ива"		2011	2 цепи; 1 км	-
3.		ПС 110/35/6 кВ "Плеханова"		2011	2x25 MBA	Включена на напряжение 35 кВ
4.		ПС 110/35/6 кВ "Пальники"		2012	2x40 MBA	-
5.		ВЛ 110 кВ до "Пальники"		2012	2 цепи; 0,4 км	-
6.		ПС 110/10/6 кВ "Заостровка"		2013	2x25 MBA	-
7.		Заходы ВКЛ 110 кВ к ПС "Заостровка"		2013	12 км	-
8.		ПС 110/10 кВ "Кочкино"		2014	2x16 MBA	-
9.	220 кВ	КВЛ 220 кВ Яйва - Северная 3, 4	ПАО "ФСК ЕЭС"	2011	2 цепи; 15 км	-
10.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - "Соболи"		2011	2 цепи; 110 км	-
11.		УКРМ 220 кВ ПС "Соболи"		2012	179,6 Мвар	-
12.	500 кВ	ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ		2013	200 км; 1 цепь	-

По виду экономической деятельности "Производство, передача и распределение электроэнергии, газа, пара и горячей воды", отраженной в формах федерального статистического наблюдения N С-1 "Сведения о вводе в эксплуатацию зданий и сооружений", N П-2 (инвест) "Сведения об инвестиционной деятельности" за 2012 - 2015 гг. представлены в таблице 2.1.3.

Таблица 2.1.3 - Результаты экономической деятельности по производству, передаче и распределению электроэнергии

Введено в действие:	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
электростанций тепловых, тыс. кВт	123,0	-	-	200,0
линий электропередачи и напряжением 35 кВ и выше, км	469,0	22,0	14,0	7,2
линий электропередачи и напряжением 220 кВ, км	210,4	-	-	-
линий электропередачи и для электрификации сельского хозяйства напряжением 6-20 кВ, км	152,6	126,8	130,1	120,2
линий электропередачи и для электрификации сельского хозяйства напряжением 0,4 кВ, км	247,1	269,0	615,2	490,0
трансформаторных понизительных подстанций напряжением 35 кВ и выше, тыс. кВА	169,0	50,0	32,0	-

За последние 5 лет в Пермском крае приняты и действуют несколько инвестиционных программ субъектов электроэнергетики:

1. Инвестиционная программа ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 годы, утверждена - 18 декабря 2015 г. Министром энергетики А.В. Новаком.

2. Инвестиционная программа филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" на 2016 - 2020 гг., утверждена - 30 ноября 2015 г. Министром энергетики А.В. Новаком.

3. Инвестиционная программа ПАО "Пермская энергосбытовая компания" на 2016 г., утверждена - 26 ноября 2015 г. Министром строительства и жилищно-коммунального хозяйства В.Г. Федоровским.

4. Инвестиционная программа МУП "Энергосервис Звездного" на 2015-2019 гг., утверждена - 15 августа 2014 г. Министром строительства и жилищно-коммунального хозяйства В.Г. Федоровским.

5. Инвестиционная программа ОАО "КС-Прикамье" на 2015 - 2019 гг., утверждена - 15 августа 2014 г. Министром строительства и жилищно-коммунального хозяйства В.Г. Федоровским.

6. Инвестиционная программа МУП "Чернушинские городские коммунальные электрические сети" на 2015 - 2019 гг., утверждена - 30 апреля 2014 г. Министром строительства и жилищно-коммунального хозяйства В.Г. Федоровским.

7. Инвестиционная программа Березниковского филиала ООО "НОВОГОР-Прикамье", передача электрической энергии (г. Березники) на 2015 - 2019 гг., утверждена - 15 августа 2014 г. Министром строительства и жилищно-коммунального хозяйства В.Г. Федоровским.

8. Инвестиционная программа МУП "КЭС Краснокамского муниципального района" на 2015 - 2019 гг., утверждена - 15 августа 2014 г. Министром строительства и жилищно-коммунального хозяйства В.Г. Федоровским.

9. Инвестиционная программа ОАО "Кудымкарские электрические сети" на 2015 - 2019 гг., утверждена - 15 августа 2014 г. Министром строительства и жилищно-коммунального хозяйства В.Г. Федоровским.

10. Инвестиционная программа (откорректированная) ОАО "Добрянские городские коммунальные электрические сети" на 2014 - 2016 гг., утверждена - 09 января 2014 г. Министром строительства и жилищно-коммунального хозяйства В.Г. Федоровским

2.2 Характеристика энергосистемы

Энергетическая система Пермского края является одной из наиболее крупных и развитых энергосистем субъектов РФ и входит в состав Объединенной энергетической системы Урала (далее ОЭС Урала). Суммарная установленная мощность генерирующего оборудования электростанций Пермского края на 01.01.2016 составляет 6966,7 МВт.

На территории Пермского края осуществляют деятельность крупные генерирующие компании: АО "Интер РАО - Электрогенерация" (Пермская ГРЭС), ОАО "Э.ОН Россия" (Яйвинская ГРЭС), ПАО "Т Плюс" (9 ТЭЦ, 1 ГРЭС, 1 ГЭС, 3 теплоснабжающие компании), ПАО "РусГидро" (Воткинская ГЭС, Камская ГЭС), электросетевые компании: филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - "МЭС Урала", филиал ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" и гарантирующий поставщик электроэнергии на территории Пермского края ПАО "Пермэнергосбыт".

Энергосистема Пермского края является энергоизбыточной. В 2015 году на территории Пермского края выработано 32,07 млрд кВт·ч электрической энергии, из которых 8,64 млрд кВт·ч (26,9%) было передано в соседние регионы.

В то же время на территории Пермского края есть ряд дефицитных энергоузлов (ввиду того, что крупные электростанции находятся вне этих узлов). Следовательно, важнейшее значение имеет пропускная способность электрических сетей. Основными энергоузлами энергопотребления являются: Пермско-Закамский, Березниковско-Соликамский, Кизеловско-Чусовской, Кунгурский и Чернушинский.

В состав электрических сетей на территории Пермского края входят: сети единой энергетической системы (220-500 кВ) и распределительные сети филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" напряжением 35-110 кВ и 0,4-10 кВ и других ТСО.

Существующая пропускная способность электрических сетей 500-220-110 кВ в отдельных случаях недостаточна для обеспечения требуемых перетоков мощности и необходимой степени надежности электроснабжения потребителей Пермского края.

В ряде случаев в технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям электроустановок потребителей включаются отлагательные условия по развитию электрических сетей 110-220-500 кВ (отсрочка до момента ввода новых трансформаторных мощностей и линий электропередачи, в отдельных случаях имеют место отлагательные условия по технологическому присоединению новых потребителей к распределительным сетям 0,4-10 кВ с отсрочкой времени присоединения в связи с отсутствием резерва трансформаторных мощностей и недостаточной пропускной способностью сетей на территориях существующей застройки в сети 110-500 кВ).

В состав энергетического комплекса Пермского края входят Камская и Воткинская ГЭС, расположенные на реке Каме, и Широковская ГЭС на реке Косьва. Потенциал роста "большой" гидроэнергетики в регионе исчерпан. Водные ресурсы позволяют развивать только "малую" гидроэнергетику.

Все тепловые электростанции Пермского края используют в качестве основного топлива природный газ.

Энергетический комплекс Пермского края характеризуется достаточно высоким уровнем износа электрических мощностей (средний физический износ основного оборудования тепловых станций составляет более 60%, электрических сетей 0,4-110 кВ - более 50%), что требует значительных инвестиционных вложений в энергетику края. Сводные данные возраста системообразующих линий Пермского края в разрезе классов напряжения представлены в таблице 2.2.1.

Таблица 2.2.1 - Срок эксплуатации системообразующих линий

Наименование ВЛ	Срок эксплуатации, лет
110 кВ
Камская ГЭС - Апрельская 2	18
220 кВ
Владимирская - Ирень 1	61
Владимирская - Ирень 2	60
Владимирская - Химкомплекс 1	58
Владимирская - Химкомплекс 2	58
Воткинская ГЭС - Каучук 1	43
Воткинская ГЭС - Каучук 2	43
Воткинская ГЭС - Светлая	23
Калино - Цемент	55
Калино - Эмаль 1ц (с отп. на ПС Генератор)	39
Калино - Эмаль 2ц (с отп. на ПС Генератор)	39
Камская ГЭС - Калино	51
Камская ГЭС - Апрельская 1	18
Камская ГЭС - Владимирская 1	59
Камская ГЭС - Соболи	59
Каучук - Кама	43
Каучук - Металлург	43
Пермская ГРЭС - Владимирская 1	31
Пермская ГРЭС - Владимирская 2	31
Пермская ГРЭС - Соболи 1	5
Пермская ГРЭС - Соболи 1 отп. на Искру	31
Пермская ГРЭС - Соболи 2	5
Пермская ГРЭС - Соболи 2 отп. на Искру	31
Северная - Калийная 1	24
Северная - Калийная 2	24
Северная - Яйвинская ГРЭС - 3	5
Северная - Яйвинская ГРЭС - 3 кабельная вставка	5
Северная - Яйвинская ГРЭС - 4	5
Северная - Яйвинская ГРЭС - 4 кабельная вставка	5
Северная - Бумажная	44
Соболи - Владимирская	59
220 кВ
Титан - Северная	45
Титан - Яйвинская ГРЭС	45
Цемент - Качканар	55
Яйвинская ГРЭС - Бумажная	44
Яйвинская ГРЭС - Северная 1	45
Яйвинская ГРЭС - Северная 2	44
Яйвинская ГРЭС - Калино 1 с ответвл. на Горную	56
Яйвинская ГРЭС - Калино 2 с ответвл. на Горную	56
500 кВ
Буйская - Калино	32
Воткинская ГЭС - Емелино	54
Воткинская ГЭС - Кармановская ГРЭС	48
Калино - Тагил	41
Пермская ГРЭС - Калино 1	35
Пермская ГРЭС - Калино 2	26
Пермская ГРЭС - Северная	35
Северная - БАЗ	5

Сводные данные по распределению системобразующих ВЛ по срокам эксплуатации представлено в таблице 2.2.2.#

Таблица 2.2.2 - Распределение системообразующих линий по срокам эксплуатации

Класс напряжения	менее 25 лет		25-30 лет		31-35 лет		36-40 лет		41-45 лет		46-50 лет		Более 50 лет
	км	ед.	км	ед.	км	ед.	км	ед.	км	ед.	км	ед.	км	ед.
500 кВ	230,568	2	319,1	2	593,9	5			457,3	2	57,6	1	203,4	1
220 кВ	385,692	13	279,326	7	260,443	5	151,03	3	220,805	12	56,91	2	1803,909	30
110 кВ (150 кВ) и ниже	70,68	1	4,5	1	1,0500	1	-	-	-	-	-	-	-	-
Итого	686,94	16	602,926	10	855,393	11	151,03	3	678,105	14	114,51	3	2007,309	31
% от	13,48%		11,83%		16,78%		2,96%		13,31%		2,25%		39,39%

Имеет место износ основных фондов распределительных сетей 110 кВ, индекс превышения нормативных сроков службы трансформаторов и ЛЭП представлен в таблице 2.2.3.

Таблица 2.2.3 - Износ основных фондов распределительных сетей 110 кВ

Показатель	2015 г.
Силовые трансформаторы
% от общего количества трансформаторов	69,2
% от суммарной установленной мощности	65,5
ЛЭП
% от суммарной протяженности	7,9

В Пермском крае 3698 населенных пунктов, общая протяженность распределительных воздушных и кабельных линий составляет более 60 тыс. км. При этом значительную часть от общей протяженности составляют сети низкого напряжения в сельской местности при незначительных объемах электропотребления в этих сетях. Следствием этого являются значительные потери в сетях и высокие удельные эксплуатационные затраты.

Такая ситуация в конечном итоге приводит к увеличению ценовой нагрузки на потребителей, сдерживанию темпов промышленного развития и градостроительства, ограничению возможностей освоения территории и роста предпринимательской активности населения.

2.3 Отчетная динамика потребления электроэнергии в Пермском крае и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет

Параметры потребления электрической энергии на территории ЭЭС Пермского края в 2011 - 2015 гг. представлено# в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1 - Потребление электрической энергии на территории ЭЭС Пермского края в период с 2011 по 2015 гг.

Наименование	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Пятилетний отчетный период
Электропотребление, млн. кВт·ч	23 557,4	23 610,9	23 477,4	23 560,7	23 428,5	117 634,9
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт·ч	675,6	53,5	-133,5	83,3	-132,2	-128,9
Среднегодовые темпы прироста, %	2,9	0,2	-0,6	0,4	-0,6	-0,55

Параметры потребления электрической энергии на территории ЕЭС Российской Федерации в период в 2011 - 2015 гг. представлены в таблице 2.3.2.

Таблица 2.3.2 - Потребление электрической энергии на территории ЕЭС

Наименование	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Пятилетний отчетный период
Электропотребление, млн. кВт·ч	1 000 069,5	1 015 744,2	1 009 815,7	1 013 858,2	1 008 250,8	5 047 738,4
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт·ч	11 108,9	15 674,7	-5 928,5	4 042,5	-5 607,4	8 181,3
Среднегодовые темпы прироста, %	1,1	1,6	-0,6	0,4	-0,6	0,8

Параметры потребления электрической энергии на территории ОЭС Урала в период в 2011 - 2015 гг. представлено# в таблице 2.3.3.

Таблица 2.3.3 - Потребление электрической энергии на территории ОЭС Урала в период с 2011 по 2015 гг.

Наименование	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Пятилетний отчетный период
Электропотребление, млн. кВт·ч	254 597,5	257 001,2	257 788,6	260 670,4	258 295,9	1 288 353,6
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт·ч	5 867,0	2 403,7	787,4	2 881,8	-2 374,5	3 698,4
Среднегодовые темпы прироста, %	2,3	0,9	0,3	1,1	-0,9	1,45

Сводные графики динамики потребления электрической энергии в 2011-2015 гг. на территории ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края представлены на рисунке 2.3.1, на основе среднегодовых темпов прироста потребления.

Сводный график среднегодовых темпов прироста электропотребления на территории Пермского края показывает схожую тенденцию динамики по сравнению с динамикой потребления в ЕЭС РФ и ОЭС Урала. Данная динамика соответствует общеэкономическим факторам, в том числе спаду производства в связи с замедлениями темпов роста экономики и снижением деловой активности.

Согласно результатам анализа данных потребления электроэнергии в 2015 году по России по отношению к потреблению 2014 года, зафиксировано снижение на 0,6% до 1 008 250,8 млн. кВт·ч. В 2015 г. наблюдается тенденция экономического спада: по итогам 2015 г. объем ВВП России составил 96,3% по отношению к предыдущему году. Сопоставимая тенденция к снижению потребления электрической энергии наблюдается в ОЭС Урала и в ЭЭС Пермского края в частности.

Потребление электрической энергии в ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края по месяцам 2015 г. представлено в таблице 2.3.4.

Таблица 2.3.4 - Потребление электрической энергии на территории Российской Федерации и Пермского края по месяцам 2015 г.

Месяц, 2015 г.	Электропотребление, млн. кВт·ч
	ЕЭС РФ	ОЭС Урала	ЭЭС ПК
Январь	97 392,60	24 440,50	2 245,00
Февраль	87 569,20	21 913,80	1 992,70
Март	90 995,00	22 993,80	2 081,50
Апрель	82 417,10	21 123,50	1 937,70
Май	76 072,70	19 947,70	1 760,90
Июнь	72 100,80	18 879,60	1 688,70
Июль	74 624,50	19 481,10	1 735,50
Август	75 330,70	19 693,60	1 776,70
Сентябрь	76 021,40	19 991,80	1 827,50
Октябрь	87 948,00	22 504,20	2 052,80
Ноябрь	91 264,80	23 184,30	2 120,10
Декабрь	96 450,30	24 079,10	2 209,40
Примечание - Данные приняты согласно табл. 3.3.1 обзоров "Анализ показателей балансов электрической энергии и мощности ЕЭС России" ОАО "СО ЕЭС"

Сводный график динамики потребления электрической энергии по месяцам на территории ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края представлен на рисунке 2.3.2.

Динамика годового потребления электрической энергии, представленная на рисунке 2.3.2, позволяет сделать вывод, что потребление в ЭЭС Пермского края соответствует тенденциям потребления в ОЭС Урала и ЕЭС России.

Сводные данные потребления электрической энергии по месяцам 2015 г. в ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края по сравнению с аналогичными периодами в 2014 г. представлены в таблице 2.3.5.

Таблица 2.3.5 - Потребление электрической энергии в 2015 г. по месяцам в ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края относительно потребления в аналогичные периоды 2014 г.

Месяц 2015 г.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
ЕЭС РФ	99,8	97,8	101,0	101,5	99,3	100,1	100,4	99,8	99,4	99,0	99,5	97,1
ОЭС Урала	100,1	97,2	99,9	99,3	98,9	99,0	99,9	100,4	99,1	98,6	100,0	97,8
ЭЭС ПК	98,9	94,4	98,2	98,5	98,9	100,0	102,0	103,1	101,3	100,6	100,8	98,2

Основное потребление электрической энергии в Пермском крае приходится на промышленные предприятия. Структура электропотребления организациями по основным видам экономической деятельности за период 2011 - 2014 гг. представлена в таблице 2.2.6 (без учета субъектов малого предпринимательства и организаций с численностью до 15 человек).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду таблица 2.3.6

Таблица 2.3.6 - Потребление электроэнергии организациями по основным видам экономической деятельности

Наименование	2011		2012		2013		2014
	млн. кВт·ч	%	млн. кВт·ч	%	млн. кВт·ч	%	млн. кВт·ч	%
Всего	13396,9	100,0	12920,5	100,0	13409,7	100,0	13034,2	100,0
Химическое производство	3494,7	26,1	3190	24,7	3707,2	27,6	3874,9	29,7
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	2296,1	17,1	2215,3	17,1	2311,5	17,2	2226,9	17,1
Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий	2304,4	17,2	2480,5	19,2	1879,6	14,0	1780,5	13,7
Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых	1101,5	8,2	1391	10,8	1325,5	9,9	1524,5	11,7
Целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность	1712	12,8	964,7	7,5	1549,8	11,6	1314,9	10,1
Производство кокса и нефтепродуктов	952,4	7,1	1086,4	8,4	1006,6	7,5	824,6	6,3
Производство прочих неметаллических минеральных продуктов	320,8	2,4	348,7	2,7	345,2	2,6	347,2	2,7
Производство машин и оборудования	248,8	1,9	242,9	1,9	274,2	2,0	214,1	1,6
Производство транспортных средств и оборудования	153,8	1,1	159	1,2	211,3	1,6	209,1	1,6
Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования	221,8	1,7	229,1	1,8	186,8	1,4	178,6	1,4
Обработка древесины и производство изделий из дерева	142,4	1,1	153,4	1,2	144,3	1,1	144,5	1,1
Производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака	161,1	1,2	165,9	1,3	167,3	1,2	133,8	1,0
Прочие производства	177,5	1,3	165,4	1,3	154,3	1,2	133,6	1,0
Производство резиновых и пластмассовых изделий	42,4	0,3	47	0,4	46,4	0,3	49	0,4
Добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических	29,8	0,2	40,6	0,3	60,7	0,5	40,9	0,3
Текстильное и швейное производство	37,4	0,3	40,6	0,3	39	0,3	37,1	0,3

Структура потребления электрической энергии организациями по основным видам экономической деятельности за 2015 г. представлена на рисунке 2.3.3.

Темпы роста объемов производства организаций Пермского края по основным видам экономической деятельности в периоды с январь по декабрь 2013, 2014 и 2015 гг. относительно аналогичных периодов предыдущих лет в агрегированном виде представлены в таблице 2.3.7.

Таблица 2.3.7 - Объемы производства продукции организациями по основным видам экономической деятельности в период с январь по декабрь 2013, 2014 и 2015 гг.

Показатель	Единица измерения	Январь - декабрь
		2015 г.	2014 г.	2013 г.
Индекс промышленного производства, в т.ч.	%	99,4	104,3	104,7
- добыча полезных ископаемых	%	103,5	104,4	102,2
- обрабатывающие производства	%	98,6	104,5	105,3
- производство, передача и распределение электроэнергии, газа и воды	%	95	101,5	104,6

Динамика изменения среднемесячной температуры окружающей среды на территории Пермского края в период с 2014 по 2015 гг. представлена в таблице 2.3.8 (по данным Государственного учреждения "Всероссийского научно-исследовательского института - гидрометеорологической информации - Мировой центр данных", расположенного в г. Обнинске (АС МЕТЕО)).

Таблица 2.3.8 - Изменение среднемесячной температуры окружающей среды на территории Пермского края в период с 2014 по 2015 гг.

Месяц	2014 г.	2015 г.	Относительное изменение, %
январь	-14,5	-12,9	0,6
февраль	-14,0	-7,0	2,7
март	-1,4	-2,2	-0,3
апрель	1,9	3,8	0,7
май	13,7	13,5	-0,1
июнь	15	18,8	1,3
июль	14,4	14,7	0,1
август	17,1	13,0	-1,4
сентябрь	9,3	12,2	1,0
октябрь	-1,4	0,0	0,5
ноябрь	-5	-5,4	-0,1
декабрь	-9,1	-7,0	0,8

Динамика изменения максимума потребления электрической энергии в ЭЭС Пермского края относительно максимума потребления 2014 года представлена в таблице 2.3.9.

Таблица 2.3.9 - Изменение потребления электрической энергии в 2015 году в процентах относительно 2014 года

Месяц	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Относительное изменение, %	1,5	-7,6	16,6	0,4	0,5	1,1	-1,6	-1,6	0,7	3,4	-2,5	-5,1

Сводные графики динамики изменения среднемесячной температуры окружающей среды в 2014 - 2015 гг., а также изменения потребления электроэнергии на территории Пермского края в 2015 г. представлены на рисунке 2.3.4.

Анализ данных позволяет сделать следующие выводы. Наиболее вероятными причинами спада потребления электрической энергии в ЭЭС Пермского края в 2015 г. является снижение индексов промышленного производства, наложенное на метеорологические особенности рассматриваемого периода. Метеорологические итоги 2015 года показали, что 2015 году в Пермском крае температура была существенно теплее нормы. Средняя годовая температура воздуха в Перми составила +3,5°C, что на 1,5°C выше климатической нормы, рассчитанной за период 1961 - 1990 гг., и на 0,8°C выше нормы, рассчитанной за период 1981 - 2010 гг. Теплыми были 6 из 12 месяцев 2015 г. (февраль, март, май, июнь, сентябрь и декабрь). В то же время три месяца (июль, август, октябрь) были холодными (2-4°C ниже нормы), что обуславливает отклонение от общей тенденции к снижению потребления по отношению к аналогичным периодам предыдущего года.

2.4 Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Пермском крае

В рамках разработки СиПРЭ было проведено анкетирование на основе опросных листов промышленных предприятий Пермского края.

В таблице 2.4.1 представлен перечень предприятий, потребление электрической энергии которыми в отчетном году составляет не менее 1% от общего потребления Пермского края.

Таблица 2.4.1 - Перечень крупных потребителей электрической энергии Пермского края

Наименование предприятия	Электропотребление, млн. кВт·ч					Доля потребления в балансе, %
	2011	2012	2013	2014	2015
ПАО "Мотовилихинские заводы"	313,3	279,0	231,0	н/д	н/д	н/д
"АВИСМА" филиал ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	1291,0	1477,0	1420,0	1357,00	1387,00	5,68
АО "Сибур-Химпром"	346,7	371,4	353,3	376,6	370,6	1,52
ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	986,7	1168,1	1193,6	1406,6	1523,8	6,24
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"	915,9	901,4	863,9	820,5	999,0	4,09
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка"	246,3	251,6	256,0	н/д	н/д	н/д
ПАО "Уралкалий"	1227,0	1451,0	1516,0	1730,00	1655,00	6,77
ООО "Газпром трансгаз Чайковский"	236,0	234,0	234,0	152,0	136,0	0,56
ОАО "Соликамскбумпром"	1285,0	1270,0	1170,0	1050,0	1079,0	4,42
АО "Березниковский содовый завод"	152,6	161,9	155,8	148,2	161,8	0,66
Краснокамская бумажная фабрика - филиал ФГУИ "Гознак"	104,1	94,8	83,6	81,8	79,4	0,32
ООО "Водоканал"	18,3	17,2	16,5	16,1	15,8	0,06
ОАО "Губахинский кокс"	39,9	35,8	30,6	31,2	32	0,13
ОАО "Метафракс"	189,0	182,5	167,6	160,9	167,1	0,68
АО "Минеральные удобрения"	102,0	109,0	106,0	109,0	110,4	0,45
ОАО "Нытва"	44,5	44,9	41,6	40,0	39,8	0,16
ОАО "Соликамский магниевый завод"	444,3	452,7	455,5	434,7	408,9	1,67
ООО "Головановская энергетическая компания"	н/д	н/д	н/д	147,7	143,7	0,59
ООО "Камский кабель"	103,8	110,0	115,0	94,1	85,6	0,35
ООО "Лысьва-теплоэнерго"	130,0	127,0	127,0	105,0	99,7	0,41
ООО "Новая городская инфраструктура Прикамья"	191,4	184,5	178,7	174,8	163,5	0,67
ООО "Электротяжмаш-Привод"	34,1	35,9	33,8	32,5	25,8	0,11
ПАО "Протон - Пермские моторы"	12,6	13,6	15,5	13,1	15,7	0,06
МУП "ПермГорЭлектроТранс"	41,3	40,1	39,1	39,4	36,6	0,15
ФКП "Пермский пороховой завод"	87,0	82,0	76,0	74,0	75,0	0,31
АО "ОДК-СТАР"	43,4	43,1	44,4	44,2	43,5	0,18
ОАО "Авиадвигатель"	н/д	н/д	н/д	11,0	11,7	0,05
Филиал "Азот" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в г. Березники	н/д	н/д	н/д	430,4	445,1	1,90
ОАО "ГалоПолимер Пермь"	н/д	н/д	н/д	134,6	131,8	0,56
Пермская печатная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"	н/д	н/д	н/д	35,4	26,0	0,11
ОАО "Кунгурский машиностроительный завод"	н/д	н/д	17,9	13,5	14,2	0,06
ПАО "Лысьвенский завод эмалированной посуды"	н/д	н/д	25,5	33,2	33,8	0,14
Комбинат "СВЕЗА Уральский"	н/д	н/д	н/д	99,6	99,3	0,42
ОАО "Морион"	н/д	н/д	н/д	8,1	9,7	0,04
Березниковский филиал ООО "НОВОГОР-Прикамье"	н/д	н/д	н/д	38,8	36,0	0,15
АО "Пермский завод "Машиностроитель"	38,8	37,0	39,4	35,6	37,7	0,16
ОАО "Пермский Свинокомплекс"	52,1	52	46,7	43,8	42,8	0,18
АО "Уралоргсинтез"	н/д	н/д	н/д	114,1	119,0	0,51
Группа компаний "Чайковский текстиль"	н/д	н/д	н/д	33,3	30,0	0,13
АО "Чусовской металлургический завод"	н/д	н/д	н/д	86,6	70,6	0,30
АО "Энергетик-ПМ"	н/д	н/д	н/д	195,7	201,9	0,86
ОАО "Камтэкс-Химпром"	63,5	63,0	71,2	67,6	68,7	0,29
Пермский филиал ООО "Хенкель Рус"	29,2	30,3	29,3	28,6	31,0	0,14
Свердловская железная дорога - филиал ОАО "РЖД"	999,8	999,8	974,8	н/д	н/д	н/д

Суммарное потребление электрической энергии указанных в таблице 2.4.1 предприятий составляет около 43% всего потребления Пермского края. Среди представленных предприятий наибольшую долю в потреблении электрической энергии имеет ОАО "Уралкалий" (6,77%), "АВИСМА" филиал ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА" (5,68%) и ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" (6,24%).

В таблице 2.4.2 приведены максимальные годовые значения электрической нагрузки крупных потребителей электрической энергии Пермского края.

Таблица 2.4.2 - Крупные потребители электрической энергии Пермского края

Наименование предприятия	Максимальное годовое значение электрической нагрузки, МВт
	2011	2012	2013	2014	2015
ПАО "Мотовилихинские заводы"	53,00	53,00	53,00	н/д	н/д
"АВИСМА" филиал ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	165,00	187,00	186,00	177,00	180,00
АО "Сибур-Химпром"	46,00	49,00	48,10	48,15	49,60
ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	120,80	137,90	140,70	173,19	187,63
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"	112,00	118,00	113,00	113,00	113,0
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка"	29,00	29,00	30,00	н/д	н/д
ПАО "Уралкалий"	220,00	225,00	240,00	230,00	210,00
ООО "Газпром трансгаз Чайковский"	262,00	260,00	260,00	168,00	151,00
ОАО "Соликамскбумпром"	172,00	175,00	170,00	143,00	149,00
АО "Березниковский содовый завод"	21,1	20,4	22,3	22,8	21,6
Краснокамская бумажная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"	14,7	13,5	13,7	12,7	12,6
ООО "Водоканал"	0,046	0,042	0,041	0,04	0,039
ОАО "Губахинский кокс"	7,78	5,62	6,05	5,00	5,08
ОАО "Метафракс"	22,4	21,2	19,5	20,0	20,3
АО "Минеральные удобрения"	13,6	13,9	13,9	13,9	14,1
ОАО "Нытва"	6,21	6,28	5,81	5,68	5,66
ОАО "Соликамский магниевый завод"	60,4	60,5	60,6	60,2	55,1
ООО "Головановская энергетическая компания"	н/д	н/д	н/д	18,74	18,85
ООО "Камский кабель"	16,5	17,0	17,7	20,7	14,3
ООО "Лысьва-теплоэнерго"	22,0	20,0	20,0	19,0	18,0
ООО "Новая городская инфраструктура Прикамья"	24,9	23,4	22,7	22,3	20,0
ООО "Электротяжмаш-Привод"	6,77	7,99	5,37	5,37	4,93
ПАО "Протон - Пермские моторы"	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
МУП "ПермГорЭлектроТранс"	9,7	9,1	8,1	8,4	7
ФКП "Пермский пороховой завод"	16,0	16,0	15,0	15,0	15,0
АО "ОДК-СТАР"	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0
ОАО "Авиадвигатель"	н/д	н/д	н/д	5,3	5,3
Филиал "Азот" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в г. Березники	н/д	н/д	н/д	54,2	55,0
ОАО "ГалоПолимер Пермь"	н/д	н/д	н/д	19,3	18,7
Пермская Печатная Фабрика - филиал ФГУП "Гознак"	н/д	н/д	н/д	6,73	6,48
ОАО "Кунгурский машиностроительный завод"	н/д	н/д	6,1	4,7	4,7
ПАО "Лысьвенский завод эмалированной посуды"	н/д	н/д	8,9	9,0	9,0
Комбинат "СВЕЗА Уральский"	н/д	н/д	н/д	13,5	13,4
ОАО "Морион"	н/д	н/д	н/д	2,8	2,8
Березниковский филиал ООО "НОВОГОР-Прикамье"	н/д	н/д	н/д	10,8	10,8
АО Пермский завод "Машиностроитель"	10,0	10,2	10,5	10,0	10,3
ОАО "Пермский Свинокомплекс"	7,4	7,3	6,8	6,7	6,8
ОА "Уралоргсинтез"	н/д	н/д	н/д	15,5	15,4
ООО "Хенкель Рус", филиал в г. Перми	н/д	н/д	н/д	6,9	6,0
Группа компаний "Чайковский текстиль"	н/д	н/д	н/д	6,4	5,7
АО "Чусовской металлургический завод"	н/д	н/д	н/д	15,9	11,1
ОАО "Энергетик-ПМ"	н/д	н/д	н/д	44,3	44,2
ОАО "Камтэкс-Химпром"	8,6	8,4	8,6	9,3	9,3
Пермский филиал ООО "Хенкель Рус"	4,12	6,03	4,63	6,87	6,03
Свердловская железная дорога - филиал ОАО "РЖД"	144,40	152,36	141,80	н/д	н/д
Всего:	1598,03	1654,62	1660,60	1590,37	1552,70

Из таблицы 2.4.2 видно, что по основным потребителям электрической энергии наблюдаются разнонаправленные тренды изменения максимума электрической нагрузки, обусловленные различной экономической деятельностью предприятий.

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

Динамика изменения собственного максимума нагрузки на территории ЭЭС Пермского края с разбивкой по крупным энергоузлам в период 2011-2015 гг. представлена в таблице 2.5.1 (информация по совмещенному с ОЭС Урала и ЕЭС России максимуму нагрузки за исключением изолированных энергосистем).

Таблица 2.5.1 - Динамика изменения собственного максимума нагрузки Пермского края в период 2011 - 2015 гг.

Территория	Параметр	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Всего по Пермскому краю, в том числе:	Годовой максимум мощности, МВт	3511	3670	3526	3702	3427
	Абсолютный прирост*, МВт	1	159	-144	176	-275
	Относительный прирост*, %	0,03	4,53	-4,08	5,00	-7,4
Березниковско-Соликамский и Кизеловско-Чусовской энергоузел	Годовой максимум мощности, МВт	1159	1146	1130	1108	1095
	Абсолютный прирост*, МВт	38,00	-13,25	-16	-22	-13
	Относительный прирост*, %	3,39	-1,14	-1,4	-1,95	-1,17
Пермско-Закамский энергоузел	Годовой максимум мощности, МВт	1694	1766	1685	1769	1625
	Абсолютный прирост*, МВт	-16,00	72,44	-81	84	-144
	Относительный прирост*, %	-0,94	4,28	-4,59	4,99	-8,14

* - по отношению к предыдущему году

Максимум нагрузки электроэнергетической системы Пермского края за отчетный период 2011 - 2015 гг. наблюдался в 2014 г. В 2015 г. произошел спад по всем показателям, обусловленный изменением экономической ситуации в регионе. Данные негативные тренды соответствуют показателям изменения максимума нагрузки на территории ОЭС Урала и ЕЭС России в целом (таблицы 2.5.2 и 2.5.3).

Таблица 2.5.2 - Динамика изменения собственного максимума нагрузки на территории ОЭС Урала в период 2011 - 2015 гг.

Наименование	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Пятилетний отчетный период
Годовой максимум мощности, МВт	36087	37056	36235	37525	36191	-
Абсолютный прирост*, МВт	160	969	-821	1290	-1334	104
Относительный прирост*, %	0,45	2,69	-2,22	3,44	-3,69	0,29

* - по отношению к предыдущему году

Таблица 2.5.3 - Динамика изменения собственного максимума нагрузки на территории ЕЭС Российской Федерации в период 2011 - 2015 гг.

Наименование	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Пятилетний отчетный период
Годовой максимум мощности, МВт	147769	157425	147046	154709	147377	-
Абсолютный прирост*, МВт	-166	9656	-10379	7663	-7332	-392
Относительный прирост*, %	-0,1	6,1	-7,1	5,0	-5,0	-0,26

* - по отношению к предыдущему году

Сводная диаграмма динамики изменения собственного максимума нагрузки на основе среднегодовых темпов прироста максимума нагрузки в 2011 - 2015 гг. на территории ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края представлена на рисунке 2.5.1.

Сводный график среднегодовых темпов прироста максимума нагрузки показывает схожую тенденцию изменений максимума нагрузки на территории Пермского края с динамикой изменения в ЕЭС РФ и ОЭС Урала: в 2014 г. имел место прирос# потребления, в 2015 г. наблюдался спад.

Динамика изменения числа часов использования максимума нагрузки 2011 - 2015 гг. на территории ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края представлены# в таблице 2.5.5 и на рисунке 2.5.2.

Таблица 2.5.5 - Динамика изменения числа часов использования максимум нагрузки в период 2011 - 2015 гг.

Энергосистема	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
ЭЭС Пермского края	6710	6433	6658	6364	6836
ОЭС Урала	7055	6935	7114	6947	7137
ЕЭС Российской Федерации	6685	6389	6766	6553	6841

Данные по среднегодовому использованию производственных мощностей предприятий Пермского края по годам представлены в таблице 2.4.7.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду таблица 2.5.6

Таблица 2.5.6 - Индекс использования среднегодовой производственной мощности организаций по выпуску отдельных видов продукции на территории Пермского края, %

Производство	Годы
	2011	2012	2013	2014
Первичная переработка нефти	99,6	100,0	97,7	97,0
Масла смазочные нефтяные	88,7	86,8	82,1	70,0
Чугун	64,3	5,4	26,8	11,7
Сталь	85,0	72,7	56,4	38,4
Прокат листовой	49,1	39,1	21,3	-
Прокат сортовой	65,2	55,1	48,0	55,1
Кокс металлургический	94,0	84,5	78,8	58,4
Аммиак безводный	100,0	100,0	100,0	100,0
Сода кальцинированная	99,9	93,3	78,4	83,4
Минеральные удобрения	89,2	82,0	79,1	99,5
Лакокрасочные материалы	13,9	11,6	9,6	11,2
Провода обмоточные изолированные	100,0	100,0	100,0	71,2
Лесоматериалы продольно распиленные или расколотые; шпалы железнодорожные или трамвайные деревянные, непропитанные	60,3	50,1	41,7	49,1
Фанера клеёная	95,2	99,2	97,2	97,9
Древесно-стружечные плиты	90,9	92,4	93,4	88,1
Бумага	81,5	81,2	76,7	69,3
Картон	95,4	92,4	91,7	100,0
Портландцемент, цемент глинозёмистый, цемент шлаковый и аналогичные цементы гидравлические	62,0	70,4	69,1	71,2
Кирпич керамический неогнеупорный строительный	80,0	91,8	91,7	95,5
Конструкции и детали сборные железобетонные	58,5	60,4	74,0	81,4
Материалы строительные нерудные	56,8	59,8	80,8	86,9
Трикотажные изделия	38,9	36,7	35,8	27,3
Чулочно-носочные изделия	72,0	62,6	61,0	60,1
Обувь	87,5	100,0	100,0	100,0
Кондитерские изделия	41,2	43,6	45,1	66,9
Маргариновая продукция	45,4	50,9	27,6	0,9
Мясо и субпродукты пищевые убойных животных	54,3	68,2	96,1	69,4
Цельномолочная продукция (в пересчёте на молоко)	83,0	89,4	92,8	90,3

Анализ данных среднегодового использования производственной мощности предприятий Пермского края по годам указывает на снижение загрузки мощностей в целом, а, следовательно, на снижение максимумов потребления электрической энергии.

Данные изменения соотношения резервов электрической мощности на час годового максимума в ЭЭС Пермского края, ОЭС Урала и ЕЭС Российской Федерации представлены в таблицах 2.5.7, 2.5.8, 2.5.9, соответственно.

Таблица 2.5.7 - Динамика изменения резерва мощности на территории ЭЭС Пермского края в период 2011-2015 гг.

Наименование	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Резерв мощности, МВт	698,5	1320,3	709,4	700,8	1691,5
Абсолютный прирост*, МВт	0,2	621,8	-610,9	-8,6	990,7
Относительный прирост*, %	0,03	1,89	0,54	0,99	2,41

* - по отношению к предыдущему году.

Таблица 2.5.8 - Динамика изменения резерва мощности на территории ОЭС Урала в период 2011 - 2015 гг.

Наименование	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Резерв мощности, МВт	1919	4077	4259	4299	3624
Абсолютный прирост*, МВт	-1218	2158	182	40	-675
Относительный прирост*, %	-63,5	52,9	4,3	0,93	-18,63

* - по отношению к предыдущему году

Таблица 2.5.9 - Динамика изменения резерва мощности на территории ЕЭС Российской Федерации в период 2011 - 2015 гг.

Наименование	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Резерв мощности, МВт	30818	33712	42931	36101	42016
Абсолютный прирост*, МВт	2947	2894	9219	-6830	5915
Относительный прирост*, %	9,6	8,6	21,47	-18,92	14,08

* - по отношению к предыдущему году

Сводная диаграмма изменения располагаемого резерва мощности по годам на территории ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края представлена на рисунке 2.5.3, на основе среднегодовых темпов прироста располагаемого резерва мощности.

2.6 Структура установленной электрической мощности на территории Пермского края, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в 2015 году

Установленная мощность электростанций энергосистемы Пермского края на 01.01.2016 г. составила 6966,7 МВт.

Наибольшую долю (77% установленной мощности) в генерации энергосистемы Пермского края составляют тепловые электростанции, использующие в качестве основного вида топлива газ. Гидроэнергетика представлена в Пермском крае тремя ГЭС, при этом максимальная загрузка энергоблоков и выработка электроэнергии на них возможна лишь в течение 2-3 месяцев в году в период паводка и зависит от гидрологической обстановки.

Перечень вводов установленной мощности на электростанциях Пермского края в период с 2011 по 2015 гг. представлен в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1 - Перечень вводов мощности на электростанциях Пермского края

Год	Наименование электростанции	Стационарный номер	Тип оборудования	Вид топлива	Установленная мощность блока, МВт
2011	Яйвинская ГРЭС	5	ПГУ-400	газ	424,6
2012	Пермская ТЭЦ-6	6, 7, 8	2xSGT 800 1хSST-600	газ	119,0
2013	ГТЭС БКПРУ-4	1, 2, 4	SGT-400	газ	38,7
2014	Пермская ТЭЦ-9	12	ГТЭ-160	газ	159,6
	ГТУ ТЭЦ СКРУ-1	1, 2	Урал-6000	газ	12,0
2015	ГТЭС ООО "ЛУКОЙЛ-ПЛЮС"	1-8	ГТЭС-25ПА	газ	200,0

Перечень энергоблоков, на которых были изменения установленной мощности в период с 2011 по 2015 гг., представлен в таблице 2.6.2.

Таблица 2.6.2 - Перечень энергоблоков, на которых была изменена мощность

Год	Наименование электростанции	Номер блока	Причина изменения	Вид топлива	Изменение мощности
2011	Изменения мощности генерирующего оборудования не осуществлялось
2012
2013	Пермская ТЭЦ-6	6-8	2xSGT 800 1хSST-600	газ	+4,0
	Камская ГЭС	9	ПЛ20-В-500	-	+3,0
	Камская ГЭС	17	ПЛ20-В-500	-	+3,0
	Камская ГЭС	22	ПЛ20-В-500	-	+3,0
2014	Пермская ТЭЦ-9	12	ГТЭ-160	газ	+5,4
	Камская ГЭС	2	ПЛ20-В-500	-	+3,0
	Камская ГЭС	3	ПЛ20-В-500	-	+3,0
	Камская ГЭС	6	ПЛ20-В-500	-	+3,0
	Камская ГЭС	10	ПЛ20-В-500	-	+3,0
2015	Камская ГЭС	19	ПЛ20-В-500	-	+3,0
	Камская ГЭС	13	ПЛ20-В-500	-	+3,0
	Березниковская ТЭЦ-4	1	Р-5,8-56/17	газ	-4,20
	Березниковская ТЭЦ-4	3	Р-3,9-56/17	газ	-8,90
	Березниковская ТЭЦ-4	7	Р-2,1-56/17	газ	-4,30

Перечень выводов мощности на электростанциях Пермского края в период с 2011 по 2015 гг. представлен в таблице 2.6.3.

Таблица 2.6.3 - Перечень выводов мощности на электростанциях Пермского края

Год	Наименование электростанции	Стационарный номер	Тип оборудования	Вид топлива	Установленная мощность блока, МВт
2011	Березниковская ТЭЦ-2	1	Р-18-29/1.5	газ	18
		5	Р-3.5-29/11	газ	3,5
	Пермская ТЭЦ-9	7	Р-37-130	газ	37
	Соликамская ТЭЦ-11	1	Р-18-29/1.5	газ	18
	Закамская ТЭЦ-5	5	Р-12-29/11	газ	12
2012	Березниковская ТЭЦ-10	4	T2-6-2	газ	6
2013	Выводов генерирующих мощностей не осуществлялось
2014	Березниковская ТЭЦ-10	3	ПР-6-35/8/2,5	газ	6
2015	Закамская ТЭЦ-5	3	ПТ-29/35-2,9/0,1	газ	29
		2	Р-15-29/7	газ	15

Установленная мощность электростанций Пермского края по состоянию на 01.01.2016 г. представлена в таблице 2.6.4.

Таблица 2.6.4 - Установленная мощность электростанций Пермского края

Станция	Установленная мощность, МВт
Пермская ГРЭС	2400
Яйвинская ГРЭС	1024,6
Воткинская ГЭС	1020
Пермская ТЭЦ-9	575
Камская ГЭС	549
Пермская ТЭЦ-14	330
ГТУ ТЭЦ ООО "ЛУКОЙЛ ПНОС"	200
Чайковская ТЭЦ-18	200
Пермская ТЭЦ-6	179,7
Соликамская ТЭЦ-12	144,7
Березниковская ТЭЦ-2	98
ГТЭС БКПРУ-4	51,6
Пермская ТЭЦ-13	34
Закамская ТЭЦ-5	25
Лысьвенская ТЭЦ	24
Широковкая# ГЭС-7	23,8
Кизеловская ГРЭС-3	23,6
Березниковская ТЭЦ-10	21
Вишерская ТЭЦ	18,9
ГТУ-ТЭЦ СКРУ-1	12
Березниковская ТЭЦ-4	11,8
Всего по электростанциям:	6966,7

Баланс установленной мощности по состоянию на 01.01.2016 г. в разрезе типов генерирующего оборудования представлен в таблице 2.6.5.

Таблица 2.6.5 - Структура установленной мощности в Пермском крае

Наименование составляющей	Установленная мощность, МВт	Составляющая в балансе, %
Установленная мощность всего, в т.ч.:	6966,7	100,0
ТЭС	5373,9	77,1
в том числе: ГРЭС	3448,2	49,1
ТЭЦ	1925,7	28,0
из них: ПГУ	547,6	10,2
ГЭС	1592,8	22,9

Структура установленной мощности по состоянию на 01.01.2016 г. в разрезе объектов генерации представлена на рисунке 2.6.1.

2.7 Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Баланс вырабатываемой электрической энергии за 2015 год по типам электростанций (работающих в синхронной зоне) представлен в таблице 2.7.1.

Структура выработки и отпуска электрической энергии электростанциями компаний по видам собственности отражена в таблице 2.7.2 (на основе данных генерирующих компаний).

Таблица 2.7.1 - Баланс выработки электрической энергии в разрезе типов электростанций

Показатели	Единицы измерения	Показатель
Электропотребление	млн. кВт·ч	23 428,5
Выработка	млн. кВт·ч	32 070,3
в т.ч.:
- ГЭС	млн. кВт·ч	5 797,9
- ТЭС	млн. кВт·ч	26 272,4
в том числе:
ГРЭС	млн. кВт·ч	18 758,0
ТЭЦ	млн. кВт·ч	5 828,5
Передача мощности (сальдо-переток)	млн. кВт·ч	-8 641,80

Таблица 2.7.2 - Выработка электрической энергии электростанциями в 2015 г.

N п/п	Собственник	Электростанция	Выработка электрической энергии, млн. кВт·ч	Отпуск электрической энергии, млн. кВт·ч
1	АО "ИНТЕР-РАО - Электрогенерация"	Пермская ГРЭС	13538,06	13157,66
2	ОАО "Э.ОН Россия"	Яйвинская ГРЭС	5110,94	4868,26
3	ПАО "РусГидро"	Воткинская ГЭС	3210,93	3197,76
		Камская ГЭС	2463,79	2443,76
		Итого:	5674,72	5641,52
4	Филиал ПАО "Т Плюс" "Пермский"	Березниковская ТЭЦ-10	60,75	49,72
		Березниковская ТЭЦ-2	251,35	199,07
		Березниковская ТЭЦ-4	79,99	42,87
		Закамская ТЭЦ-5	180,11	147,35
		Пермская ТЭЦ-13	108,94	97,71
		Пермская ТЭЦ-14	1184,87	1045,35
		Пермская ТЭЦ-6	1049,31	955,15
		Пермская ТЭЦ-9	2343,74	2098,74
		Чайковская ТЭЦ-18	569,46	486,09
		Итого:	5828,52	5122,05
5	ООО "Губахинская энергетическая компания"	Кизеловская ГРЭС-3	108,89	80,62
		Широковская ГЭС-7	123,17	122,04
		Итого:	232,06	202,66
6	Станции промышленных предприятий	ГТЭС БКПРУ-4 ГТУ-ТЭЦ СКРУ-1 ГТУ ТЭЦ ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" Соликамская ТЭЦ Лысьвенская ТЭЦ Вишерская ТЭЦ	1685,9	1612,66

На рисунке 2.7.1 представлена структура баланса выработки электрической энергии в разрезе типов генерирующих станций за 2015 г.

На рисунке 2.7.2 представлена структура выработки электрической энергии в разрезе генерирующих компаний за 2015 г.

2.8 Характеристика балансов электрической энергии и мощности

Динамика изменения баланса электрической энергии на территории Пермского края за последние пять лет представлена в таблице 2.8.1. При формировании баланса учтена суммарная потребность в электроэнергии, которая складывается из годового потребления электроэнергии и сальдированной передачи электроэнергии в смежные с ЭЭС Пермского края энергосистемы. Покрытие обеспечивается выработкой действующих электростанций (ГЭС и ТЭЦ).

Таблица 2.8.1 - Динамика баланса электрической энергии ЭЭС Пермского края в период 2011 - 2015 гг.

Показатели	Единицы измерения	Отчетные значения
		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Электропотребление*	млн. кВт·ч	23557,4	23610,9	23477,4	23560,7	23428,5
Выработка	млн. кВт·ч	31368,8	30883,7	33328,7	33836,6	32070,3
в т.ч.:
- ГЭС	млн. кВт·ч	4073,5	4451,7	4511,1	4910,9	5 795,9
- ТЭС	млн. кВт·ч	27295,3	26432,0	28 817,6	28925,7	26 274,4
Передача мощности (сальдо-переток)	млн. кВт·ч	-7811,38	-7326,19	-9865,9	-10275,9	-8641,8
Число часов использования установленной мощности	часов в год	5027	4758	4906	5229	4838
- ГЭС	часов в год	2595	2843	2868	3098	3640
- ТЭС	часов в год	5845	5367	5521	5551	4890

График относительного (по значениям сальдо перетоков в энергосистеме в текущем и предшествующем отчетном периоде) изменения балансов электрической энергии в ЭЭС Пермского края приведен на рисунке 2.8.1.

Баланс мощности в энергосистеме Пермского края определяется на час прохождения максимума ЕЭС. Потребность в мощности складывается из максимума нагрузки и сальдированной передачи мощности (в смежные энергосистемы). Динамика изменения баланса мощности в ЭЭС Пермского края за пятилетний период представлена в таблице 2.8.2. Покрытие мощности обеспечивается действующими на территории Пермского края электростанциями (ГЭС и ТЭЦ).

Таблица 2.8.2 - Динамика изменения баланса мощности энергосистемы Пермского края на час максимума нагрузки в период 2011 - 2015 гг.

Составляющая баланса	Единицы	Отчетные значения
	измерения	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Потребность
Годовой максимум нагрузки*	МВт	3511	3670	3526	3702	3427
Итого потребность	МВт	3511	3670	3526	3702	3427
Покрытие
Установленная мощность**	МВт	6465,7	6617,4	6626,4	6796	7002
в т.ч.:
ГЭС	МВт	1570	1570	1579	1585	1595,2
ТЭС	МВт	4895,7	5047,4	5047,4	5211	5406,8
Итого покрытие максимума нагрузки	МВт	6465,7	6617,4	6626,4	6796	7002
Избыток (+)/дефицит (-)	МВт	+2954,7	+2947,4	+3100,4	+3067	+3575

Примечания:

* - По данным обзоры "ЕЭС России: промежуточные итоги" и "Анализ показателей балансов электрической энергии и мощности ЕЭС России" за период 2011 - 2016 годы;

** - Установленная мощность электростанций Пермского края за период 2011 - 2012 гг. определена на основе статистических данных. Значения за 2013 г. соответствуют сводным данным обзоров "ЕЭС России: промежуточные итоги" и "Анализ показателей балансов электрической энергии и мощности ЕЭС России" за период 2011-2016 годы, данные представлены по установленной мощности на конец рассматриваемого года.

Диаграмма, отображающая сводные данные о резерве (избытке) электроэнергии и мощности в энергосистеме Пермского края приведена на рисунке 2.8.2. В период 2011 - 2015 гг. энергосистема Пермского края обеспечивала энергоснабжение потребителей Пермского края без введения ограничений из-за недостатка мощности. Межсистемные перетоки из энергосистемы в связи с избытком мощности составили: максимум (в 2014 г.) - 10275,9 млн. кВт·ч (30,37% от суммарной выработки) и минимум (в 2012 г.) - 7326,19 млн. кВт·ч (23,72% от суммарной выработки). Средняя за пятилетний период доля экспорта (передачи) электроэнергии в соседние регионы (Республика Удмуртия, Кировская и Свердловская области) составила 27,1% (8784,23 млн. кВт·ч). Передача излишка мощности в среднем за пятилетний период составила 3142 МВт или 53% от средней установленной мощности электростанций.

2.9 Основные характеристики электросетевого хозяйства Пермского края напряжением 110 кВ и выше

В электроэнергетический комплекс края входит 359 линий электропередачи и 185 трансформаторных подстанции# и распределительных устройств электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 12 320,4 MBA класса напряжения 110-500 кВ.

Информация об объектах электросетевого хозяйства Пермского ПМЭС представлена в таблицах 2.9.1 и 2.9.2.

Таблица 2.9.1 - Перечень подстанций электросетевого хозяйства Пермского ПМЭС

Наименование подстанции	Место расположения	Номинальное напряжение, кВ ВН/СН/НН1/НН2	Тип, кол-во и мощность трансформаторов, MBA
ПС 110 кВ "Троицкая"	Усольский район, с. Троицк	110/10	Г 2x2,5
ПС 220 кВ "Апрельская"	Нытвенский район, г. Нытва	220/110/10	АТ 1x125
ПС 220 кВ "Бумажная"	г. Соликамск, ул. Литейная, 2	220/110/35/10	АТ 2x200; 2x16
ПС 220 кВ "Владимирская"	Пермский район, д. Няшино	220/110/10	АТ 2x200
ПС 220 кВ "Горная"	г. Губаха, пос. Углеуральский	220/110/10	АТ 1x120; 1x125
ПС 220 кВ "Ирень"	г. Кунгур	220/110/35/10	АТ 2x200; 2x25
ПС 220 кВ "Искра"	г. Добрянка	220/110/10	АТ 2x125
ПС 220 кВ "Калийная"	г. Березники, Район Заполье	220/110/10	АТ 2x125
ПС 220 кВ "Каучук"	г. Чайковский	220/110/10	АТ 2x63
ПС 220 кВ "Светлая"	Осинский район, пос. Светлый	220/110/6	АТ 1x125
ПС 220 кВ "Соболи"	Пермский район	220/110/10	АТ 2x250
ПС 220 кВ "Титан"	г. Березники, ул. Загородная	220/110/10	АТ 2x200
ПС 220 кВ "Химкомплекс"	г. Пермь	220/110/10	АТ 2x125
ПС 220 кВ "Цемент"	г. Горнозаводск	220/110/10	АТ 2x125
ПС 220 кВ "Эмаль"	г. Лысьва	220/110/10	АТ 2x125
ПС 500 кВ "Калино"	Чусовской район, пос. Лямино	500/220/110/10	АТ 1x180; 1x250; АТГЗ 2x501
ПС 500 кВ "Северная"	г. Березники, с. Троицк	500/220/15	АТГ 2x801

Таблица 2.9.2 - Перечень линий электропередач электросетевого хозяйства Пермского ПМЭС

Воздушные лини# 500 кВ
Калино - Тагил	175,5 км; 1 цепь
Буйская - Калино	297,4 км; 1 цепь
Пермская ГРЭС - Калино 1, 2	194,2 км; 2 цепи
Пермская ГРЭС - Северная	119,9 км; 1 цепь
Северная - БАЗ	202,5 км; 1 цепь
Воткинская ГЭС - Кармановская ГРЭС	71,8 км; 1 цепь
Воткинская ГЭС - Емелино	339,2 км; 1 цепь
Вятка - Воткинская ГЭС	345 км; 1 цепь
Воздушные лини# 220 кВ
Яйвинская ГРЭС - Калино 1, 2	277,8 км; 2 цепи
Калино - Цемент	45,63 км; 1 цепь
Калино - Эмаль 1, 2	41,96 км; 2 цепи
Камская ГЭС - Калино	98,8 км; 1 цепь
Северная - Яйвинская ГРЭС 1, 2, 3, 4	57,2 км; 4 цепи
Титан - Северная	14,3 км; 1 цепь
Северная - Калийная 1, 2	21,0 км; 2 цепи
Северная - Бумажная	46,6 км: 1 цепь
Камская ГЭС - Апрельская 1 цепь	70,9 км; 1 цепь
Яйвинская ГРЭС - Бумажная	57,3 км; 1 цепь
Соболи - Владимировская	2,27 км; 1 цепь
Камская ГЭС - Владимирская 1 цепь	30,5 км; 1 цепь
Пермская ГРЭС - Владимирская 1, 2	207,2 км; 2 цепи
Владимирская - Ирень 1, 2	171,1 км; 2 цепи
Владимирская - Химкомплекс 1, 2	26,8 км; 2 цепи
Воздушные лини# 220 кВ
Пермская ГРЭС - Соболи 1, 2	212,3 км; 2 цепи
Каучук - Кама	39,4 км; 1 цепь
Каучук - Металлург	59,3 км; 1 цепь
Камская ГЭС - Соболи	31,94 км; 1 цепь
Титан - Яйвинская ГРЭС	27,0 км; 1 цепь
Цемент - Качканар	85,5 км; 1 цепь
Воткинская ГЭС - Каучук 1, 2	29,8 км; 2 цепи
Воткинская ГЭС - Светлая	113,1 км; 1 цепь
Воздушные лини# 110 кВ
Камская ГЭС - Апрельская 2	70,68 км; 1 цепь

На территории Пермского края расположено более 2908,2 км (с учётом протяженностей цепей) электрических сетей ОАО "ФСК ЕЭС", в том числе:

- ВЛ 500 кВ - 1069,7 км;

- ВЛ 220 кВ - 1767,8 км;

- ВЛ 110 кВ - 70,7 км.

ОАО "МРСК Урала" представлено филиалом ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго", которое осуществляет передачу электрической энергии по распределительным сетям 0,4-110 кВ. В составе филиала 8 производственных отделений:

1) Березниковские электрические сети (г. Березники);

2) Кунгурские электрические сети (г. Кунгур);

3) Очерские электрические сети (г. Очер);

4) Пермские городские электрические сети (г. Пермь);

5) Северные электрические сети (г. Кудымкар);

6) Центральные электрические сети (г. Пермь);

7) Чайковские электрические сети (г. Чайковский);

8) Чусовские электрические сети (г. Чусовой).

Всего в эксплуатации ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" по состоянию на 01.01.2016 находится 174 подстанции с высшим напряжением 110 кВ суммарной установленной мощностью 6066,3 MBA, Суммарная протяженность линий электропередачи, выполненных на напряжение 110 кВ, составляет 45 827 км. Суммарная протяженность кабельных линий на напряжение 0,4 кВ до 110 кВ составляет 2728 км (по состоянию на 01.01.2015).

На территории Пермского края имеется 141 подстанция с высшим напряжением 110 кВ суммарной установленной мощностью 6679,5 MBA иных собственников (потребительские подстанции).

2.10 Основные внешние электрические связи энергосистемы Пермского края

Объединенная энергетическая система Урала располагается на территории Уральского и Приволжского Федеральных округов и 11 субъектов Российской Федерации: Кировской, Курганской, Оренбургской, Свердловской, Тюменской и Челябинской областей, Пермского края, Республики Башкортостан, Удмуртской Республики, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. В ее состав входят 9 региональных энергетических систем: Башкирская, Кировская, Оренбургская, Пермская, Удмуртская, Курганская, Свердловская, Тюменская и Челябинская. При этом Тюменская энергосистема объединяет Тюменскую область, Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа. ОЭС Урала представляет собой сложную многокольцевую сеть, которая соединяется межсистемными линиями электропередачи 500 кВ с энергосистемами Центра, Средней Волги, Сибири и Казахстана.

По состоянию на 01.01.2016 в состав ОЭС Урала входят 171 электростанция мощностью 5 МВт и выше с общей установленной мощностью 50,708 тыс. МВт, 1166 электрических подстанций 110-500 кВ и 1919 линий электропередачи и 110-1150 кВ с общей протяженностью более 100 тыс. км.

Отличительными особенностями ОЭС Урала являются:

- сложная многокольцевая сеть 500 кВ, в которой ежедневно от двух до восьми ВЛ 500 кВ отключены для планового или аварийного ремонта;

- большая доля высокоманевренного блочного оборудования (69%), которое позволяет ежедневно изменять суммарную загрузку электростанций ОЭС Урала в диапазоне от 5000 до 7000 МВт, а также отключать в резерв на субботу, воскресенье и праздники от двух до десяти энергоблоков суммарной мощностью от 500 до 2000 МВт.

- значительные суточные колебания величины электропотребления при вечернем спаде (скорость до 1200 МВт/час) и утреннем росте (скорость до 1400 МВт/час), вызванные высокой долей промышленных потребителей.

Энергосистема Пермского края играет важную роль в ОЭС Урала. Находящаяся на территории Пермского края Воткинская ГЭС обеспечивают регулирование напряжения и покрытие пиковых нагрузок на территории соседних регионов.

Основные внешние связи энергосистемы Пермского края установлены с энергодефицитными регионами - Кировской и Свердловской областями, Удмуртской Республикой и Республикой Башкортостан.

В 2015 году электростанциями Пермского края произведено 32070,3 млн. кВт·ч электрической энергии (94,8% относительно производства в 2014 г.), из которых 8641,8 млн. кВт·ч (26,9% сгенерированной в 2015 г.) отпущено в соседние регионы - Удмуртскую Республику, Республику Башкортостан, Кировскую и Свердловскую области.

Внешние связи ЭЭС Пермского края с граничащими субъектами Российской Федерации выполнены воздушными линиями электропередач напряжением 110, 220 и 500 кВ и представлены в таблице 2.9.1.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду таблица 2.10.1

Таблица 2.10.1 - Внешние связи ЭЭС Пермского края

N п/п	Класс напряжения	Наименование ВЛ	Протяженность*, км
Кировская область
1	500 кВ	Воткинская ГЭС - Вятка	345 км; 1 цепь
Удмуртская Республика
2	220 кВ	Каучук - Кама	52,9 км; 1 цепь
3		Воткинская ГЭС - Ижевск	56,8 км; 2 цепи
4		Каучук - Металлург	59,3 км; 1 цепь
5	110 кВ	Кузьма - Зюкай	47,9 км; 1 цепь
6		Кузьма - Верещагино	44,2 км; 1 цепь
7		Сива - Черновская	23,8 км; 1 цепь
8		Сива - Ножовка	0 км; 2 цепи
9		Воткинская ГЭС - Водозабор 1, 2	17,2 км; 2 цепи
10		Березовка - Камбарка	35,7 км; 1 цепь
11		Дубовая - Камбарка	43,7 км; 1 цепь
12		Чайковская ТЭЦ - Сарапул	46,9 км; 1 цепь
13		Каучук - Сарапул	41,4 км; 1 цепь
Республика Башкортостан
1	500 кВ	Калино - Буйская	297,4 км; 1 цепь
2		Воткинская ГЭС - Кармановская ГРЭС	57,6 км; 1 цепь
3	110 кВ	Янаул - Чернушка	84,2 км; 2 цепи
4		Сандугач - Гондырь	17,8 км; 1 цепь
5	110 кВ	Татышлы - Чернушка	31,7 км; 2 цепи
6		Буйская - Гожан	25,5 км; 2 цепи
Свердловская область
1	500 кВ	Тагил - Калино	175,5 км; 1 цепь
2		Воткинская ГЭС - Емелино	203,4 км; 1 цепь
3		Северная - БАЗ	200 км; 1 цепь
4	220 кВ	Ирень - Партизанская	143,4 км; 1 цепь
5		Красноуфимская - Ирень	130 км; 1 цепь
6		Цемент - Качканар	85,5 км; 1 цепь
Свердловская область
7	110 кВ	Европейская - Чекмень	26,7 км; 1 цепь
8		Промысла - Качканар	28,4 км; 1 цепь
9		Глухарь - Шамары	0 км; 1 цепь
10		Глухарь - Платоново	0 км; 1 цепь
11		Красноуфимск - Романовка	12,8 км; 2 цепи

* Представлены данные по протяженности ВЛ на территории Пермского края

Структурная схема внешних электрических связей с энергосистемами граничащих субъектов Российской Федерации представлена на рисунке 2.10.1.

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

3.1 Основные положения

На период 2011 - 2016 гг. электроэнергетическая система края обеспечивал# энергоснабжение потребителей без введения ограничений из-за недостатка мощности.

Избыток произведенной электроэнергии в энергосистеме обусловлен наличием на территории Пермского края крупных объектов генерации, таких как Пермская ГРЭС, Яйвинская ГРЭС и Воткинская ГЭС. В то же время на территории Пермского края возможен дефицит внутри энергоузлов (ввиду того, что крупные электростанции находятся вне этих узлов). Следовательно, важнейшее значение имеет пропускная способность электрических сетей.

Для оценки износа (под износом основных фондов принимается превышение нормативных сроков службы трансформаторов/автотрансформаторов и ЛЭП 110 кВ и выше) электросетевого хозяйства использовались данные филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго". Результат расчета износа распределительных сетей 110 кВ на период 2016 - 2021 гг. представлен в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1 - Износ основных фондов распределительных сетей Пермского края

Показатель	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Трансформаторы 110 кВ
% от общего количества трансформаторов	73,4%	74,6%	76,0%	77,2%	79,9%	81,4%
% от суммарной установленной мощности	69,3%	70,2%	71,5%	72,1%	75,5%	76,8%
ЛЭП 110 кВ
% от суммарной протяженности	7,9%	7,9%	7,9%	7,9%	7,9%	7,9%

Износ системообразующих линий на напряжение 110 кВ и выше представлен в таблице 3.1.2 (при отсутствии износа в таблице не приводится).

Таблица 3.1.2 - Износ системообразующих линий на напряжение 110 кВ и выше

Наименование ВЛ	Износ в %
220 кВ
Владимирская - Ирень 1	22
Владимирская - Ирень 2	20
Владимирская - Химкомплекс 1	16
Владимирская - Химкомплекс 2	16
Калино - Цемент	18
Камская ГЭС - Калино	10
Камская ГЭС - Владимирская 1	12
Камская ГЭС - Соболи	59
Соболи - Владимирская	59
Цемент - Качканар	55
Яйвинская ГРЭС - Калино 1 с ответвл. на Горную	56
Яйвинская ГРЭС - Калино 2 с ответвл. на Горную	56

Наличие в регионе свыше 2800 населенных пунктов с населением менее 200 человек, обуславливает общую протяженность электрических сетей, которая составляет более 60 тыс. км и связанные с этим сложности в обслуживании.

Таким образом, тенденция к старению электросетевого хозяйства сохраняется, что в перспективе может сказаться на показателях надежности электроснабжения.

Все тепловые электростанции Пермского края переведены на газ, как основной вид топлива. Объемы потребления газа по годам изменяются пропорционально количеству вырабатываемой тепловой и электрической энергии. В связи с вводом в перспективе высокоэффективного оборудования на основе парогазовых установок к 2017 году прирост потребляемого газа будет происходить на 4-5% медленнее, чем прирост вырабатываемой тепловой и электрической энергии. В перспективе, генерирующие мощности, работающие на газе, к 2030 году будут представлять собой в основном парогазовые установки с коэффициентом полезного действия 53-55%, газотурбинные установки или, в необходимых случаях, сочетание последних с котлом-утилизатором.

В качестве перспективного направления в современной энергетике Пермского края может быть рассмотрено использование низкотемпературной возобновляемой природной энергии и вторичной низкопотенциальной энергии для производства тепловой энергии с помощью теплонасосных установок. В качестве источников теплового потенциала могут рассматриваться шахтные и грунтовые воды, наружный воздух, грунт, хозяйственные бытовые стоки, канализационные стоки.

Ключевыми факторами, тормозящими дальнейшее развитие гидроэнергетики в Пермском крае являются:

- отсутствие в действующем законодательстве стимулов к развитию малой гидроэнергетики (мини-ГЭС);

- масштабность, сложность, трудоемкость (в частности, необходимость реконструкции плотины, очистки водоема, согласования на присоединение к существующим электрическим сетям и заключения договора с потребителем на поставку электрической энергии) и как следствие повышенная себестоимость проектов и их низкая привлекательность для инвесторов.

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

- положительные аспекты:

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

2) обеспеченность электроэнергетики ресурсами достаточная;

3) развитие электроэнергетики, позволяет достаточно динамично развиваться другим отраслям.

- отрицательные аспекты:

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

2) высокая степень износа оборудования и ЛЭП;

3) низкие масштабы практического применения возобновляемых источников электроэнергии и объема научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ в области использования ВИЭ.

3.2 Оценка балансовой ситуации и наличия "узких мест"

3.2.1 Общая оценка балансовой ситуации

Оценка балансовой ситуации в ЭЭС Пермского края в разрезе энергоузлов представлена в таблице 3.2.1.1.

Таблица 3.2.1.1 - Оценка балансовой ситуации в ЭЭС Пермского края

Территория	Параметр	2015 г.
ЭЭС Пермского края	Годовой максимум мощности, МВт	3427,0
	Установленная мощность станций, МВт	6966,7
	ГЭС, МВт	1592,8
	ТЭС, МВт	5373,9
	Дефицит (-)/избыток (+), МВт	+3539,7
Березниковско-Соликамский и Кизеловско-Чусовской энергоузел	Годовой максимум мощности, МВт	1095,0
	Установленная мощность станций, МВт	1513,0
	ГЭС, МВт	23,8
	ТЭС, МВт	1489,2
	Ограничения мощности (лето)*, МВт	74,0
	Ограничения мощности (зима)*, МВт	21,3
	Нормативный резерв мощности, МВт	219
	Дефицит (-)/избыток (+) (лето), МВт	+125,0
	Дефицит (-)/избыток (+) (зима), МВт	+177,7
Пермско-Закамский энергоузел	Годовой максимум мощности, МВт	1625,0
	Установленная мощность станций, МВт	1892,7
	ГЭС, МВт	549,0
	ТЭС, МВт	1343,7
	Ограничения мощности (лето)*, МВт	343,9
	Ограничения мощности (зима)*, МВт	158,1
	Нормативный резерв мощности, МВт	325
	Дефицит (-)/избыток (+) (лето), МВт	-401,2
	Дефицит (-)/избыток (+) (зима), МВт	-215,4

* - по данным генерирующих компаний

Связь Березниковско-Соликамского (БСУ) и Кизеловско-Чусовского (КЧУ) энергетических узлов с ОЭС "Урала" осуществляется по ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная, ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ, ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино N 1, 2 с отпайкой на ПС Горная, ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС с отпайками, ВЛ 110 кВ Чусовая - Снежная в зависимости от состава включенного генерирующего и сетевого оборудования защищается автоматикой предотвращения нарушения устойчивости (далее - АПНУ БСУ) на ПС Калино.

В 2015 году электрическая нагрузка в целом по узлу составляла 1095 МВт.

В период 2011 - 2016 гг. балансовая ситуация в части генерации электрической мощности изменилась по следующим позициям:

Вывод из эксплуатации энергоблока N 3 Березниковская ТЭЦ-10 мощностью 6 МВт в 2014 г.

Снижение мощности энергоблоков N 1, N 3, N 7 Березниковская ТЭЦ-4 суммарно на 17,4 МВт (перемаркировка) в 2015 г.

Ввод энергоблока N 3 ГТЭС ПАО "Уралкалий" мощностью 12,9 МВт в 2015 г.

Связь Пермско-Закамского энергоузла (ПЗУ) с ОЭС "Урала" осуществляется через 1 АТ 500/220 кВ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Калино - Камская ГЭС, Владимирская - Ирень N 1, 2. Дефицит узла покрывается за счет загрузки энергоблока N 1 Пермской ГРЭС. Состав контролируемого сечения (далее - КС-4): 1АТ и блок N 1 Пермской ГРЭС, ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино, Владимирская - Ирень N 1, 2.

Потребление за период 2015 г. в ПЗУ составило 1625 МВт. За период 2014 - 2015 гг. произошли следующие изменения в структуре генерирующих мощностей:

- Ввод ГТЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" мощностью 200 МВт в 2015 г. при модернизации энергоблоков:

- 2014 г. - N 12 Пермская ТЭЦ-9 на 5,4 МВт, энергоблоков N 6, N 10 Камской ГЭС суммарно на 6 МВт.

- 2015 г. - энергоблоков N 13, N 19 Камской ГЭС суммарно на 6 МВт.

- Вывод энергоблоков N 2 и N 3 Закамской ТЭЦ-5 суммарной мощностью 44 МВт в 2015 г.

Проведение ремонтов генерирующего и электросетевого оборудования возможно при выполнении следующего условия:

1 (2) СШ-220 кВ Пермской ГРЭС, 1АТ 500/220 кВ Пермской ГРЭС, Б-1 Пермской ГРЭС: при необходимости проведения ремонта в режиме зимних нагрузок требуется максимальный состав генерирующего оборудования электростанций, обеспеченность гидроресурсами Камской ГЭС, включение в работу автоматики отключения нагрузки Пермско-Закамского энергоузла (автоматика выполнена без контроля предшествующего режима); при проведении ремонта в летний период требуется максимальный состав генерирующего оборудования электростанций. В режиме экономии гидроресурсов Камской ГЭС - включение в работу автоматики отключения нагрузки Пермско-Закамского энергоузла (автоматика выполнена без контроля предшествующего режима).

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

С целью выявления "узких мест" были выполнены расчеты электроэнергетических режимов системы электроснабжения Пермского края для 2015 г. Результаты выявленных превышений загрузки сетевых объектов, более 90%.

3.2.2.1 Пермско-Закамский энергоузел

3.2.2.1.1 ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино

Перегрузки ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино выявлены в период летних максимальных нагрузок, а также в период паводка при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением одной из следующих групп элементов:

- при отключении 1 АТ Пермской ГРЭС;

- при отключении 1АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Емелино;

- при отключении 1АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень ц. 1 (ц. 2);

- при отключении 1АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Ирень - Партизанская;

- при отключении 1АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Красноуфимская - Ирень;

- при отключении 1 АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Соболи - Владимирская;

- при отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 и ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино выявлена в период паводка при отключении 1АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Красноуфимская - Ирень и составила 138% от (1037 А) при загрузке 36% от в исходной схеме.

Перегрузки ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино при нормативных возмущениях в ремонтных схемах связаны с избытком активной мощности в сети 220 кВ и выше в районе Пермской ГРЭС. Причем наиболее тяжелые режимные ситуации возникают при аварийном отключении 1АТ Пермской ГРЭС в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Красноуфимская - Ирень. Следует отметить, что в схемно-режимной ситуации, связанной с отключением 1АТ Пермской ГРЭС в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Красноуфимская - Ирень, возникает превышение значения АДП в сечении "КС-7", определенного на уровне 670 МВт.

После подготовки ремонтной схемы ВЛ 220 кВ Красноуфимская - Ирень и снижения перетока в контролируемых сечениях "КС-7", максимальная токовая перегрузка ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино при нормативных возмущениях в ремонтных схемах составит 126% от (951 А).

В настоящее время на Камской ГЭС установлено устройство АРЛ ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино с 3 ступенями управляющих воздействий (с контролем направления мощности от шин Камской ГЭС). Управляющих воздействий АРЛ ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино достаточно для устранения сохранившихся токовых перегрузок при нормативных возмущениях в ремонтной схеме ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1 (ц. 2).

3.2.2.1.2 ПС 110 кВ Дачная

По данным филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" в настоящее время к однотрансформаторной ПС 110 кВ Дачная присоединены потребители 2-й категории с максимальной мощностью энергопринимающих устройств 1,5 МВт. В связи с отсутствием иного резервного источника питания, проведение ремонтных работ невозможно без длительного отключения потребителей.

С учетом вышеизложенного в целях обеспечения соответствия категории надежности существующих потребителей предусматривается осуществление реконструкции ПС Дачная с учетом установки второго силового трансформатора мощностью 6,3 MBA, второй секции 110 кВ (реализация схемы два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий - 4Н) и отпайки от ВЛ 110 кВ Владимирская - Бизяр с отпайками.

3.2.2.2 Кизело-Чусовской энергорайон

3.2.2.2.1 ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент ц. 2 при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены в период летних максимальных нагрузок и в период паводка. Перегрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением одной из следующих групп элементов:

- ВЛ 220 кВ Калино - Цемент;

- 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Цемент;

- 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Калино;

- при отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент;

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

- при отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент ц. 2 выявлена в период паводка при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Калино - Цемент и составила 154% от (691 А) при загрузке 41% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент ц. 2 в рассмотренных режимах обусловлена дефицитом мощности в районе ПС 220 кВ Цемент энергосистемы Пермского края, а также транзитным перетоком мощности в сторону энергосистемы Свердловской области.

В настоящее время на ПС 110 кВ Чусовая установлено устройство АПП ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент ц. 2 с воздействием на отключение В 110 кВ ВЛ Цемент ц. 2 с запретом АПВ при достижении допустимой нагрузки. Срабатывание АПП ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент ц. 2 с отключением данной ВЛ не приводит к дополнительным токовым перегрузкам, поэтому воздействий АПП достаточно.

3.2.2.2.2 ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены в период летних максимальных нагрузок и в период паводка. Перегрузки ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением ВЛ 500 кВ Тагил - Калино и ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ. Причем наиболее тяжелые режимные ситуации возникают при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар выявлена в период паводка при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ и составила 114% от (927 А) при загрузке 44% от в исходной схеме. Токовая перегрузка транзита 220 кВ Качканар - Цемент - Калино вызвана набросом мощности на ВЛ 220 кВ при отключении двух линий 500 кВ из трех, осуществляющих выдачу мощности электростанций Центральной части энергосистемы Пермского края (Пермская ГРЭС, Камская ГЭС, Яйвинская ГРЭС).

Токовая перегрузка ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино или ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ в ремонтных схемах ликвидируется за счет управляющих воздействий АПНУ ПС 500 кВ Калино, направленных на разгрузку и отключение блоков Пермской ГРЭС. Для ликвидации максимальной токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар необходимо осуществить разгрузку блоков Пермской ГРЭС на величину не менее 420 МВт. В результате срабатывания АПНУ ПС 500 кВ Калино токовая загрузка ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар составит 96% от (780 А).

3.2.2.3 Кунгурский энергорайон

3.2.2.3.1 ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень ц. 1 (ц. 2)

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень ц. 1 (ц. 2) при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены в период паводка. Перегрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень ц. 1 (ц. 2) выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением одной из следующих групп элементов:

- при отключении 1АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень ц. 2 (ц. 1),

- при отключении 1АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень ц. 1 (ц. 2) выявлена в период паводка при отключении 1АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино и составила 128% от (1042 А) при загрузке 42% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень ц. 1 (ц. 2) в рассмотренных режимах обусловлена избытком активной мощности в Пермско-Закамском энергоузле.

В схемно-режимной ситуации, связанной с аварийным отключением в схемах ремонта 1 АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино, возникает превышение значения МДП без ПА для ремонтной схемы в сечении "КС-7", определенного на уровне 300 МВт.

После подготовки ремонтной схемы 1 АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино за счет снижения перетока в контролируемом сечении "КС-7" ниже ремонтного МДП без ПА, максимальная токовая загрузка ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень ц. 1 (ц. 2) при нормативных возмущениях в ремонтных схемах составила 49% от (397 А).

Следует также отметить, что на ПС 220 кВ Ирень установлено устройство АОПО ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень ц. 1 (ц. 2) с 3 ступенями воздействий, управляющих воздействий которого достаточно для предотвращения токовых перегрузок при нормативных возмущениях в ремонтных схемах.

3.2.2.3.2 ПС 110/35/10 кВ Суда

Токовых перегрузок Т2 ПС 110 кВ Суда в нормальных схемах не выявлено.

Токовые перегрузки Т2 ПС 110 кВ Суда при единичных отключениях электросетевых элементов в нормальной схеме выявлены в периоды зимних максимальных и минимальных нагрузок. Токовая перегрузка Т2 ПС 110 кВ Суда выявлена при отключении одного из следующих элементов:

Максимальная величина токовой загрузки Т2 ПС 110 кВ Суда составляет 194% от (97 А) и выявлена в период зимних максимальных нагрузок при отключении ВЛ 35 кВ Дороховка - Тюш.

Установленная мощность трансформаторов Т1 и Т2 на ПС 110 кВ Суда составляет 16 и 10 MBA соответственно.

Токовая перегрузка Т2 ПС 110 кВ Суда при отключении ВЛ 35 кВ Дороховка - Тюш возникает в результате срабатывания АВР 35 кВ ПС 35 кВ Уразметьево и запитывании нагрузок ПС 35 кВ Казаковка, ПС 35 кВ Тюш и ПС 35 кВ Алтынная со 2 сек. 35 кВ ПС 110 кВ Суда. При этом разгрузка Т2 ПС 110 кВ Суда за счет перераспределения нагрузки потребителей ПС 35 кВ Уразметьево, ПС 35 кВ Казаковка, ПС 35 кВ Тюш и ПС 35 кВ Алтынная по сети 6-35 кВ на соседние центры питания не представляется возможной. В связи с этим, рекомендуется выполнение реконструкции ПС 110 кВ Суда с заменой существующего трансформатора Т2 10 MBA на трансформатор мощностью 16 MBA. Рекомендуемый срок реализации данного мероприятия 2016 г.

3.2.2.4 Южный энергорайон

3.2.2.4.1 ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены в период паводка. Перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук ц. 1 и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук ц. 2.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук выявлена в период паводка при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук ц. 1 и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 2 и составила 109% от (555 А) при загрузке 51% от в исходной схеме.

Следует отметить, что в схемно-режимной ситуации, связанной с отключением ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук ц. 1 (ц. 2) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук ц. 2 (ц. 1), возникает превышение значения МДП с ПА для ремонтной схемы в сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 5", определенного на уровне 1090 МВт (при загрузке Воткинской ГЭС 1000 МВт).

После подготовки ремонтной схемы ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук ц. 2 (ц. 1) и снижения перетока в контролируемом сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 5" ниже ремонтного МДП с ПА путем разгрузки блоков Кармановской ГРЭС, максимальная токовая загрузка ВЛ 110 кв Воткинская ГЭС - Каучук при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук ц. 1 (ц. 2) составит 104% от (530 А). Последующее увеличение нагрузки на 15 МВт по активной мощности блоков Чайковской ТЭЦ позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук, при этом загрузка линии составит 98% от (505 А). Альтернативным мероприятием для ликвидации перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук является разгрузка ГГ-1, ГГ-2, ГГ-9, ГГ-10 Воткинской ГЭС в общем объеме на 70 МВт.

В настоящее время на ПС 220 кВ Каучук установлено устройство АПП ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с 1 ступенью воздействий (без контроля направления мощности), направленной на отключение ВМ 110 кВ ВЛ Воткинская ГЭС на ПС 220 кВ Каучук с запретом АПВ. Отключение ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук приведет к набросу мощности на ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ и возникновению перегрузки данной ВЛ (загрузка ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ составит 135% от ).

В целях исключения токовых перегрузок ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук и последующего срабатывания АПП ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук рекомендуется в период паводка обеспечить загрузку Чайковской ТЭЦ на уровне не менее 120 МВт (с учетом нормативных возмущений в нормальной схеме).

3.2.2.4.2 ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены в период паводка. Перегрузки ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 2, а также при отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2).

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург выявлена в период паводка при отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2) и составила 113% от (678 А) при загрузке 69% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург в рассмотренных режимах обусловлена транзитным перетоком в сечении "Урал-Запад" и дефицитом активной мощности в энергосистеме Удмуртской республики.

Следует отметить, что в схемно-режимной ситуации, связанной с аварийными отключениями в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2), возникает превышение значения МДП с ПА для ремонтной схемы в сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 3", определенного на уровне 1180 МВт.

После подготовки ремонтной схемы ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2) и снижения перетока в контролируемом сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 3" ниже ремонтного МДП с ПА, максимальная токовая загрузка ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург составит 109% от (660 А).

Токовая перегрузка ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка в ремонтных схемах ликвидируется за счет управляющих воздействий АРУ Воткинской ГЭС, направленных на отключение гидроагрегатов Воткинской ГЭС. Для ликвидации максимальной токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург необходимо осуществить разгрузку Воткинской ГЭС на 210 МВт.

В настоящее время на ПС 220 кВ Каучук установлено устройство АОПО ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург с 6 ступенями воздействий, 2-5 ступени оснащены контролем направления мощности (от шин ПС 220 кВ Каучук).

Управляющих воздействий АОПО ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург достаточно для устранения токовых перегрузок при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, не приводящих к срабатывания АРУ Воткинской ГЭС.

3.2.2.4.3 ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2)

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2) при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены в период летних максимальных нагрузок и в период паводка. Перегрузки ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2) выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением одной из следующих групп элементов:

- при отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 2 (ц. 1),

- при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 2 (ц. 1) и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук ц. 1 (2).

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2) выявлена в период паводка при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 2 (ц. 1) и составила 136% от (1282 А) при загрузке 61% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2) в рассмотренных режимах обусловлена транзитным перетоком в сечении "Урал-Запад" и дефицитом активной мощности в энергосистеме Удмуртской республики.

Следует отметить, что в схемно-режимной ситуации, связанной с отключением ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (1), возникает превышение значения МДП с ПА для ремонтной схемы в сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 2", определенного на уровне 1120 МВт.

После подготовки ремонтной схемы ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 2 (ц. 1) и снижения перетока в контролируемом сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 2" ниже ремонтного МДП с ПА, максимальная токовая загрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2) составит 124% от (1174 А).

Токовая перегрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка в ремонтных схемах ликвидируется за счет управляющих воздействий АРУ Воткинской ГЭС, направленных на отключение гидроагрегатов Воткинской ГЭС. Для ликвидации максимальной токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) необходимо осуществить разгрузку Воткинской ГЭС на 770 МВт.

В настоящее время на Воткинской ГЭС установлено устройство АОПО ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2) с 9 ступенями управляющих воздействий. Управляющих воздействий АОПО ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2) достаточно для устранения токовых перегрузок при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, не приводящих к срабатыванию АРУ Воткинской ГЭС.

3.2.2.4.4 ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор ц. 1 (ц. 2)

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор ц. 1 (ц. 2) при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены в период летних максимальных нагрузок и в период паводка. Перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор ц. 1 (ц. 2) выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 2.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор ц. 1 (ц. 2) выявлена в период летних максимальных нагрузок при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 2 и составила 110% от (562 А) при загрузке 36% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор ц. 1 (ц. 2) вызвана потерей питания дефицитного Воткинского энергорайона энергосистемы Удмуртской Республики от РУ 220 кВ ПС 220 кВ Сива, в т.ч. части подстанций Пермэнерго (Большая Соснова, Черновская, Полозово, Сива, Воткинск, Водозабор, Островная, Ножовка, Частые, Стрелка, Опалиха, Бабка), а также набросом транзитного перетока мощности сети 220 кВ на транзит 110 кВ Воткинская ГЭС - Сива - Комсомольская.

В настоящее время на ПС 110 кВ Вобозабор# установлено устройство АОПО ВЛ 110 кВ Водозабор - Воткинская ГЭС ц. 1, ц. 2 цепь с отпайкой на ПС Островная с действием на отключение В 110 кВ Воткинск на ПС 110 кВ Водозабор. Данное управляющее воздействие приводит к отключению большей части потребителей Воткинского энергорайона.

В целях исключения крупного погашения нагрузки Воткинского энергорайона в результате срабатывания указанных устройств АОПО при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 1 (ц. 2) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск ц. 2 (ц. 1) рекомендуется осуществить реконструкцию существующих АОПО ВЛ 110 кВ Водозабор - Воткинская ГЭС ц. 1, ц. 2 цепь с отпайкой на ПС Островная на ПС 110 кВ Водозабор с добавлением управляющего воздействия на деление сети и отключение нагрузки ПС 110 кВ Воткинского энергорайона.

3.2.2.5 Березниковско-Соликамский энергоузел

3.2.2.5.1 Т1 (2) ПС 110 кВ Нефтяная

Токовых перегрузок Т1 (2) ПС 110 кВ Нефтяная в нормальных схемах на этапе 2015 гг. не выявлено.

Токовые перегрузки обмотки ВН Т1 (2) ПС 110 кВ Нефтяная при единичных отключениях электросетевых элементов в нормальной схеме выявлены в периоды зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок после отключения Т2 (1) ПС 110 кВ Нефтяная. Максимальная величина токовой нагрузки обмотки ВН Т1 (2) ПС 110 кВ Нефтяная выявлена в период зимних максимальных нагрузок после отключения Т2 (1) ПС 110 кВ Нефтяная и составила 122 А (151% от ) при загрузке 70% в исходной схеме.

Анализ схемы электрической сети 35 кВ показал, что ПС 110 кВ Нефтяная осуществляет радиальное электроснабжение ПС 35 кВ Шершневка и ПС 35 кВ Родыгинская и не имеет связей по сети 35 кВ с другими ПС 110/35 кВ, а следовательно перераспределение нагрузки по сети 35 кВ на соседние центры питания невозможно.

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Нефтяная составляет 2x16 MBA. При этом загрузка рассматриваемой ПС 110 кВ по данным зимнего максимума нагрузок в день контрольного замера 2015 года составила 17 МВт активной и 12 Мвар реактивной мощности. Полная или частичная (для достижения коэффициента реактивной мощности 0,4) компенсация реактивной мощности на шинах 6 и 35 кВ ПС 110 кВ Нефтяная посредством установки БСК снижает токовую перегрузку Т1 (2) ПС 110 кВ Нефтяная до 110% от , но не позволяет полностью устранить токовую перегрузку трансформаторного оборудования.

На основании вышесказанного рекомендуется замена существующих трансформаторов 2x16 MBA на новые мощностью 2 x 25 MBA.

3.2.3 Оценка балансовой ситуации и "узких мест", связанная с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения)

3.2.3.1 Расчет нормативных возмущений в нормальных схемах

Анализ результатов расчетов в нормальной схеме показал, что уровни напряжений на шинах станций и подстанций энергосистемы Пермского края в 2015 гг. находились в пределах значений, допустимых для оборудования, и обеспечения нормативных запасов устойчивости.

Анализ результатов расчетов в нормальной схеме выявил нормативное возмущение (отключение 2 СШ 110 кВ Пермской ТЭЦ-13), приводящее к значительному снижению уровней напряжения в период зимних максимальных нагрузок 2016 - 2020 гг. на объектах, представленных в таблице 3.2.3.1.

Таблица 3.2.3.1 - Минимальные уровни напряжения (кВ) на объектах энергосистемы Пермского края при нормативных возмущениях в нормальной схеме в период зимних максимальных нагрузок

N п/п	Контролируемый элемент	Отключаемый элемент	Год
			2016	2017	2018	2019	2020	2021
1	ПС 110 кВ Весляна: 1 СШ 110 кВ	ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-13 - Кудымкар II	93	93	выше 99	выше 99	выше 99	выше 99
2	ПС 110 кВ Гайны: 1 СШ 110 кВ		93	93	выше 99	выше 99	выше 99	выше 99
3	ПС 110 кВ Гайны: 2 СШ 110 кВ		93	93	выше 99	выше 99	выше 99	выше 99
4	ПС 110 кВ Белоево: 1 СШ 110 кВ	Пермская ТЭЦ-13: 2 СШ 110 кВ	88	88	90	93	выше 99	выше 99
5	ПС 110 кВ Белоево: 2 СШ 110 кВ		89	88	91	выше 99	выше 99	выше 99
6	ПС 110 кВ Васильевская: 2 СШ 110 кВ		выше 99	выше 99	86	89	91	91
7	ПС 110 кВ Весляна: 1 СШ 110 кВ		85	85	88	91	92	92
8	ПС 110 кВ Гайны: 1 СШ 110 кВ		85	85	88	91	92	92
9	ПС 110 кВ Гайны: 2 СШ 110 кВ		89	89	91	выше 99	выше 99	выше 99
10	ПС 110 кВ Кочево: 1 СШ 110 кВ		86	86	89	92	93	93
11	ПС 110 кВ Кочево: 2 СШ 110 кВ		89	89	91	выше 99	выше 99	выше 99
12	ПС 110 кВ Кривец: 2 СШ 110 кВ		85	85	87	90	92	93
13	ПС 110 кВ Кудымкар: 1 СШ 110 кВ		89	88	91	выше 99	выше 99	выше 99
14	ПС 110 кВ Кудымкар: 2 СШ 110 кВ	Пермская ТЭЦ-13: 2 СШ 110 кВ	89	88	91	выше 99	выше 99	выше 99
15	ПС 110 кВ Купрос: 1,2 СШ 110 кВ		88	88	90	93	выше 99	выше 99
16	ПС 110 кВ Нердва: 2 СШ 110 кВ		86	86	89	91	93	93
17	ПС 110 кВ Русаки: 2 СШ 110 кВ		выше 99	выше 99	86	89	90	90
18	ПС 110 кВ Юксеево: 1 СШ 110 кВ		86	85	88	91	92	92
19	ПС 110 кВ Юксеево: 2 СШ 110 кВ		89	89	91	выше 99	выше 99	выше 99
20	ПС 110 кВ Юрла: 1 СШ 110 кВ		87	87	90	92	выше 99	выше 99
21	ПС 110 кВ Юрла: 2 СШ 110 кВ		89	89	91	выше 99	выше 99	выше 99
22	ПС 110 кВ Юсьва: 1,2 СШ 110 кВ		88	88	91	93	выше 99	выше 99
23	ПС 110 кВ Белоево: 1 СШ 110 кВ	ПС 110 кВ Кудымкар: 2 СШ 110 кВ	87	87	88	89	90	90
24	ПС 110 кВ Весляна: 1 СШ 110 кВ		83	83	84	86	87	87
25	ПС 110 кВ Гайны: 1 СШ 110 кВ		83	83	84	86	87	87
26	ПС 110 кВ Гайны: 2 СШ 110 кВ		83	83	84	86	87	87
27	ПС 110 кВ Кочево: 1 СШ 110 кВ		85	85	86	87	88	88
28	ПС 110 кВ Кочево: 2 СШ 110 кВ		85	85	86	87	88	88
29	ПС 110 кВ Кудымкар: 1 СШ 110 кВ		88	88	89	91	91	91
30	ПС 110 кВ Кудымкар: 2 СШ 110 кВ		88	88	89	91	91	91
31	ПС 110 кВ Купрос: 1,2 СШ 110 кВ		87	87	88	90	90	90
32	ПС 110 кВ Юксеево: 1 СШ 110 кВ		84	84	85	87	87	87
33	ПС 110 кВ Юксеево: 2 СШ 110 кВ		84	84	85	87	87	87
34	ПС 110 кВ Юрла: 1 СШ 110 кВ		86	86	87	88	89	89
35	ПС 110 кВ Юрла: 2 СШ 110 кВ		86	86	87	88	89	89
36	ПС 110 кВ Юсьва: 1,2 СШ 110 кВ		88	88	89	90	91	91

Обеспечение допустимых уровней напряжения на шинах подстанций в районе ПС 110 кВ Кудымкар при отключении 2 СШ 110 кВ Пермской ТЭЦ-13 возможно с помощью увеличения заданного генераторного напряжения на Пермской ТЭЦ-13 и Пермской ТЭЦ-14.

Необходимо отметить, что на ПС 110 кВ Кудымкар в настоящее время установлен БСК мощностью 52 Мвар, при этом параллельно БСК включен УШР мощностью 25 Мвар.

В целях обеспечения допустимого уровня напряжений в период зимних максимальных нагрузок на шинах подстанций, рассмотренных в таблице 3.1.1, в районе ПС 110 кВ Кудымкар необходимо обеспечить сохранение в работе БСК ПС 110 кВ Кудымкар при отключении 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Кудымкар.

3.2.3.2 Расчет нормативных возмущений в ремонтных схемах

Анализ результатов расчетов нормативных возмущении# в ремонтных схемах выявил возмущения (отключение АТ1 и АТ2 ПС 220 кВ Балезино, а также отключение ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва и ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с последующим срабатыванием АВР на ПС 110 кВ Зюкай), приводящие к значительному снижению уровней напряжения в период зимних максимальных нагрузок на подстанциях транзита 110 кВ Оверята - Зюкай - Балезино (табл. 3.2.3.2).

Таблица 3.2.3.2 - Минимальные уровни напряжений (кВ) на подстанциях транзита 110 кВ Оверята - Зюкай - Балезино энергосистемы Пермского края при нормативных возмущениях в ремонтных схемах в период зимних максимальных нагрузок

N п/п	Контролируемый элемент	Отключаемый элемент N 1	Отключаемый элемент N 2	Год
				2016	2017	2018	2019	2020	2021
1	ПС 110 кВ Бородулино: 1 СШ 110 кВ	АТ1 ПС 220 кВ Балезино	АТ2 ПС 220 кВ Балезино	82	81	80	81	81	81
2	ПС 110 кВ Верещагино: 1 СШ 110 кВ			86	85	85	85	86	86
3	ПС 110 кВ Верещагино: 2 СШ 110 кВ			86	85	85	85	86	86
4	ПС 110 кВ Вознесенск: СШ 110 кВ			87	86	86	87	87	87
5	ПС 110 кВ Городская (ОЭС): 1 СШ 110 кВ			88	87	86	87	87	87
6	ПС 110 кВ Городская (ОЭС): 2 СШ 110 кВ			88	87	86	87	87	87
7	ПС 110 кВ Зюкай: 1 СШ 110 кВ			88	87	86	87	87	87
8	ПС 110 кВ Зюкай: 2 СШ 110 кВ			88	87	86	87	87	87
9	ПС 110 кВ Зюкайка: СШ 110 кВ			88	87	86	87	87	87
10	ПС 110 кВ Менделееве: 1 СШ 110 кВ			92	91	91	91	92	92
11	ПС 110 кВ Менделееве: 2 СШ 110 кВ			92	91	91	91	92	92
12	ПС 110 кВ Северный Коммунар			86	85	85	86	86	86
13	ПС 110 кВ Сепыч			87	86	85	86	86	86
14	ПС 110 кВ Субботники: 1 СШ 110 кВ			84	83	82	83	83	83
15	ПС 110 кВ Субботники: 2 СШ 110 кВ			84	82	82	83	83	83
16	ПС 110 кВ Ударник			87	86	86	87	87	87
17	ПС 110 кВ Батуево	ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва	ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская	84	83	83	84	84	84
18	ПС 110 кВ Бородулино: 1 СШ 110 кВ			90	89	89	90	90	90
19	ПС 110 кВ Верещагино: 1 СШ 110 кВ			87	86	86	87	87	87
20	ПС 110 кВ Верещагино: 2 СШ 110 кВ			87	86	86	87	87	87
21	ПС 110 кВ Вознесенск: СШ 110 кВ			86	85	85	86	86	86
22	ПС 110 кВ Городская (ОЭС): 1 СШ 110 кВ			87	85	85	86	87	87
23	ПС 110 кВ Городская (ОЭС): 2 СШ 110 кВ			86	85	85	86	87	87
24	ПС 110 кВ Григорьевская: 1 СШ 110 кВ			85	84	83	85	85	85
25	ПС 110 кВ Григорьевская: 2 СШ 110 кВ			85	84	83	85	85	85
26	ПС 110 кВ Зюкай: 1 СШ 110 кВ			87	85	85	86	87	87
27	ПС 110 кВ Зюкай: 2 СШ 110 кВ			87	85	85	86	87	87
28	ПС 110 кВ Зюкайка: СШ 110 кВ			86	85	85	86	87	87
29	ПС 110 кВ Козьмодемьянск: 1,2 СШ 110 кВ			84	82	82	83	84	84
30	ПС 110 кВ Менделееве: 1 СШ 110 кВ			85	84	84	85	85	85
31	ПС 110 кВ Менделееве: 2 СШ 110 кВ			85	84	84	85	85	85
32	ПС 110 кВ Покровская: 1 СШ 110 кВ			84	83	83	84	85	85
33	ПС 110 кВ Покровская: 2 СШ 110 кВ			84	83	83	84	85	85
34	ПС 110 кВ Северный Коммунар			85	84	84	85	85	85
35	ПС 110 кВ Сепыч			85	84	84	85	86	86
36	ПС 110 кВ Субботники: 1 СШ 110 кВ			89	88	87	88	89	89
37	ПС 110 кВ Субботники: 2 СШ 110 кВ			89	88	88	89	89	89
38	ПС 110 кВ Сюзьва			85	83	83	84	85	85
39	ПС 110 кВ Ударник			86	85	85	86	86	86

Действий существующих устройств АОСН на ПС 110 кВ Городская, ПС 110 кВ Северный Коммунар, ПС 110 кВ Сепыч и ПС 110 кВ Ударник и реализации согласованных мероприятий по установке БСК на ПС 110 кВ Зюкай достаточно для ликвидации недопустимого снижения уровней напряжения.

Уровни напряжения на шинах остальных объектов энергосистемы Пермского края на 2015 г. находятся в пределах значений, допустимых для оборудования, и обеспечения нормативных запасов устойчивости.

4. Основные направления развития электроэнергетики Пермского края

4.1 Анализ сложившейся ситуации

Электроэнергетика является одной из основных системообразующих отраслей Пермского края. Развитие энергетики в Пермском крае способствует росту таких отраслей как машиностроение, металлургия, нефтехимическая промышленность и прочие, а предприятия этих отраслей, в свою очередь, являются основными налогоплательщиками в бюджет региона.

Спрос на продукцию электроэнергетики стабильно растет в последние годы. С одной стороны, рост спроса обеспечивается активным развитием наиболее энергоемких промышленных производств, с другой стороны, потребление электроэнергии населением в последние годы также существенно возросло за счет резкого увеличения количества используемой бытовой техники, ввода нового жилья. Кроме того, растет и энергопотребление соседних регионов.

В последние годы в крае собственное потребление составляет до 73% от ее производства. При этом до 27% произведенной электроэнергии экспортируется в ближайшие соседние субъекты РФ, то есть Пермский край является энергоизбыточным регионом, обеспечивающим электроэнергией не только нужды собственных производственных мощностей и социально-хозяйственную инфраструктуру, но и прочих участников Объединенной энергетической системы Урала. При прогнозируемом росте спроса на электроэнергию в ближайшие годы будет возрастать и востребованность Пермской энергетики.

По данным Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Пермскому краю износ электрических сетей на территории Пермского края составляет 66%, что существенно ограничивает возможности дальнейшего развития. Значительная часть энергогенерирующих мощностей были введены в середине прошлого столетия (Яйвинская ГРЭС введена в эксплуатацию в 1963 г., турбинные агрегаты Камской ГЭС пущены в 1954-55 гг.). Такая ситуация объясняет наличие довольно высокого значения установленных мощностей и малую величину располагаемых мощностей. Особенностью краевой энергетики является монотопливность - 95% потребляемого для выработки электроэнергии топлива составляет природный газ, 4% - сухой газ нефтеперерабатывающих предприятий. В такой ситуации энергогенерирующие предприятия ставятся в прямую зависимость от объемов предоставляемых лимитов и тарифов на лимитный и сверхлимитный газ, что может является ограничением для развития отрасли.

Для повышения конкурентоспособности электроэнергетической отрасли Пермского края необходимо работать над устранением отрицательных аспектов - необходимо решение проблемы эффективного использования невозобновляемых энергоресурсов при их высокой стоимости, изыскание возможностей для работы тепловых электростанций на альтернативном топливе, преодоление негативных тенденций высокой изношенности оборудования и низкой эффективности ремонтных мероприятий.

Таким образом, при дальнейшем развитии электроэнергетического комплекса края целесообразно продолжать работу в следующих направлениях:

1) модернизация систем теплоснабжения муниципальных образований путем перевода котельных в режим комбинированной выработки тепловой и электрической энергии;

2) снижение потерь при передаче тепловой энергии;

3) повышение энергетической эффективности теплосетевого хозяйства;

4) перевод открытых схем горячего водоснабжения на закрытые схемы присоединения;

5) внедрение оборудования комбинированной выработки тепловой и электрической энергии взамен выработавшего свой срок службы теплового;

6) сокращение количества "узких мест", ограничивающих режимы работы энергосистемы края и повышения надежности электроснабжения потребителей;

7) внедрение современных технологий получения электрической энергии на тепловых электростанциях за счет применения парогазовой технологии. Имеется положительный опыт внедрения и эксплуатации на территории края;

8) использование подходов распределенной генерации электрической и тепловой энергии.

В соответствии с государственной программой "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Пермского края", в регионе поставлены цели:

1) Повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов;

2) Сокращение энергоемкости валового регионального продукта, в том числе сокращение потребления энергетических ресурсов на территории Пермского края в организациях с участием государства или муниципальных образований, в жилищном секторе, в системах коммунальной инфраструктуры, на транспорте и прочих сферах без ухудшения среды обитания и социально-бытовых условий жизни населения Пермского края.

Задачами Программы являются:

1) Обеспечение населения качественными энергетическими услугами по доступным ценам;

2) Формирование целостной и эффективной системы управления энергоснабжением и повышением энергетической эффективности на основе комплексного развития инфраструктуры, обучения и повышения квалификации руководителей и специалистов, занятых в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, пропаганды и внедрения системы энергетического менеджмента;

3) Совершенствование нормативной правовой базы для активизации государственно-частного партнерства и привлечения частных инвестиций для реализации мероприятий (проектов) в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности;

4) Реализация механизмов, стимулирующих энергосбережение и повышение энергетической эффективности, обеспечивающих активизацию деятельности как населения, так и хозяйствующих субъектов по реализации потенциала энергосбережения и повышения энергетической эффективности;

5) Формирование механизмов стимулирования деятельности энергосервисных компаний.

Конечным результатом Программы является достижение оптимального уровня энергосбережения и энергетической эффективности с учетом ограничений правовых, экономических и организационных условий и уровня развития технологий и снижение к 2018 году энергоемкости валового внутреннего продукта Пермского края не менее чем на 31% по отношению к 2009 году.

4.2 Цели и задачи развития электроэнергетики Пермского края (с учетом Программы социально-экономического развития Пермского края)

Основной целью развития электроэнергетики Пермского края является повышение эффективности энергетического комплекса края при безусловном обеспечении энергетической безопасности Пермского края, содействие развитию сетевой инфраструктуры и обеспечению спроса на электрическую энергию и мощность на перспективу.

Для достижения цели необходимо решение следующих задач:

1) обеспечение возможности передачи мощности от существующих и вновь строящихся источников генерации к потребителям. Разработка и принятие мер по снижению вероятности введения ограничений потребления электрической энергии и мощности;

2) ликвидация существующих "узких мест" и ограничений на технологическое подключение потребителей к электрическим сетям на территории Пермского края;

3) координация планов развития мощностей энергетических компаний региона и крупных потребителей, создающих свою генерацию и электрические сети, как единого электроэнергетического комплекса, обеспечивающего поступательное социально-экономическое развитие Пермского края. Повышение уровня синхронизации схемы развития электроэнергетики с документами территориального планирования;

4) формирование единого центра ответственности за предоставление сертифицированной услуги по передаче электрической энергии на территории электросетевого пространства Пермского края на основе интеграции бесхозных, муниципальных и ведомственных сетей с сетями филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго";

5) формирование механизмов стимулирования деятельности энергосервисных компаний;

6) определение путей по повышению степени энергетической независимости Пермского края путем диверсификации структуры отраслевого топливно-энергетического баланса;

7) повышение эффективности региональной электроэнергетики за счет применения современных технологий и оборудования, в том числе развитие малой и альтернативной энергетики, использование возобновляемых первичных энергоносителей;

8) реализация механизмов, стимулирующих энергосбережение и повышение энергетической эффективности, обеспечивающих активизацию деятельности как населения, так и хозяйствующих субъектов по реализации потенциала энергосбережения и повышения энергетической эффективности;

9) снижение объемов потребления топливно-энергетических ресурсов на территории Пермского края в организациях с участием государства или муниципальных образований, в жилищно-коммунальном секторе, на транспорте и в прочих сферах без снижения качества среды обитания и социально-бытовых условий жизни населения Пермского края, а также экономически эффективное использование местных источников топливно-энергетических ресурсов;

10) реконструкция и модернизация централизованных систем теплоснабжения крупных населенных пунктов. Развитие теплоснабжения на основе современных технологий (комбинированная выработка тепловой и электрической энергии, автоматизированные системы управления качеством теплоснабжения);

11) преодоление старения основных фондов энергетики.

12) снижение энергоемкости валового регионального продукта не менее 40% к 2020 году;

13) оснащение приборами учета потребления энергоресурсов в 100% государственных (муниципальных) учреждений;

14) обеспечение потребителей качественными энергетическими услугами по экономически обоснованным тарифам (ценам);

15) формирование целостной и эффективной системы управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности на основе комплексного развития инфраструктуры, обучения и повышения квалификации руководителей и специалистов, занятых в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, пропаганды и внедрения системы энергетического менеджмента;

16) совершенствование нормативной правовой базы для активизации государственно-частного партнерства и привлечения частных инвестиций для реализации мероприятий (проектов) в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

Для разработки и внедрения различного рода проектов, способствующих реализации требований Программы, предусматривается использование средств Федерального бюджета, краевого бюджета, бюджетов муниципальных образований, внебюджетных источников финансирования, таких как собственные средства предприятий и привлечение инвестиционных организаций и фондов.

4.3 Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Пермского края с выделением потребителей, составляющих 1% потребления региона и иных влияющих на режим работы энергорайона в энергосистеме

В таблице 4.3.1 представлен перечень крупных существующих потребителей электрической энергии Пермского края с указанием максимальной нагрузки в 2015 г. и доли от регионального потребления.

Таблица 4.3.1 - Перечень крупных потребителей электрической энергии Пермского края с указанием максимальной мощности

Наименование потребителя	Максимальное потребление мощности, МВт	Доля от потребления региона, %
Более 100 МВт
ПАО "Уралкалий"	223	6,5
ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	195	5,7
ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	177	5,2
ПАО "Российские железные дороги" Пермские подразделения	175	5,1
ПАО "Соликамскбумпром"	170	5
Электростанции филиала "Пермский" ПАО "Т Плюс"	139	4,1
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"	125	3,6
Менее 100 МВт
ООО "Русэнергоресурс" (Северо-Западные магистральные нефтепроводы)	72	2,1
ПАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"	62	1,8
ПАО "Соликамский магниевый завод"	61	1,8
ПАО "Азот"	57	1,7
ПАО "Э.ОН Россия" ЯГРЭС	51	1,5
Менее 50 МВт
АО "Сибур-Химпром"	49	1,4
ОАО "Горнозаводскцемент"	39	1,1
ООО "Энергосбыт-ПМК"	31	0,9
ООО "Новая городская инфраструктура Прикамья"	31	0,9
ООО "Энергоресурс" (Мотовилихинские заводы)	26	0,8
ПАО "РусГидро" (Воткинская и Камская ГЭС)	23	0,7
АО "Березниковский содовый завод"	22	0,6
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка"	21	0,6
ПАО "Метафракс"	21	0,6
ООО "Пермский картон"	20	0,6
ОАО "Галоген"	19	0,6
АО "Уралоргсинтез"	18	0,5
ОАО ЦБК "Кама"	17	0,5
ООО "Камский кабель"	15	0,4
ФГУП КБФ "Гознак"	13	0,4
ФКП "Пермский пороховой завод"	13	0,4
ОАО "Пермский фанерный комбинат"	13	0,4
ООО "Металлургический завод "Камасталь"	12	0,4
ОАО "Инкар"	11	0,3

Данные по электропотреблению и его структуре по основным потребителям электрической энергии в регионе за отчетный год отражены в разделе 2.4.

В таблице 4.3.2 представлен перечень крупных существующих потребителей электрической энергии Пермского края разделенных на группы по территориальному критерию с указанием максимальной нагрузки за отчетный год.

Таблица 4.3.2 - Перечень крупных потребителей электрической энергии Пермского края с указанием максимальной мощности с привязкой к энергоузлам

Название предприятия	Электропотребление, млн. кВт·ч	Максимальное годовое значение электрической нагрузки, МВт	Энергорайон
"АВИСМА" филиал ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	1387,00	180,00	БСУ
АО "Сибур-Химпром"	370,6	49,60	ПЗУ
ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	1523,8	187,63	ПЗУ
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"	999,0	113,0	ПЗУ
ПАО "Уралкалий"	1655,00	210,00	БСУ
ОАО "Соликамскбумпром"	1079,0	149,00	БСУ
ОАО "Соликамский магниевый завод"	408,9	55,1	БСУ
Филиал "Азот" АО "ОХК УРАЛХИМ" в г. Березники	445,1	55,0	БСУ

4.4 Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период (с разбивкой по годам) с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов

Данные по прогнозам потребления на период 2016 - 2021 гг. электрической энергии и мощности наиболее крупных потребителей представлены в таблицах 4.4.1 и 4.4.2.

Таблица 4.4.1 - Прогноз потребления электрической энергии предприятий по видам экономической деятельности за период 2016 - 2021 гг.

Наименование потребителя	Электропотребление, млн. кВт·ч
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Машиностроение и металлообработка
ОАО "Авиадвигатель"	11,68	11,68	11,9	11,9	11,9	11,9
АО Пермский завод "Машиностроитель"	38	38,5	39	39,5	40	40,5
АО "ОДК-СТАР"	44,8	44,8	44,8	44,8	44,8	44,8
ООО "Электротяжмаш-Привод"	31,1	30,3	30,7	31,2	31,6	32,1
ПАО "Протон-ПМ"	15,5	15,5	17	19	19	19
ОАО "Энергетик-ПМ"	199,5	203,84	244,9	285,3	290,8	286,5
ОАО "Морион"	12	13	13	13	13	13
Итого по отрасли:	361,08	366,12	409,8	453,2	459,6	456,3
Металлургия
"Ависма" филиал ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	1348	1348	1620	1620	1620	1620
ОАО "Соликамский магниевый завод"	426,2	426,2	426,2	426,2	426,2	426,2
ООО "Металлургический завод "Камасталь"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ЗАО "Лысьвенский металлургический завод"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
Металлургия
ОАО "Лысьвенский завод эмалированной посуды"	34	35	35,5	36	36,5	36,5
ОАО "Кунгурский машзавод"	18,5	21,3	21,5	22,3	23	23
ЗАО "Чусовской металлургический завод"	70,6	70,6	70,6	70,6	70,6	70,6
ОАО "Нытва"	41,185	41,596	42,012	42,433	42,857	43,285
Итого по отрасли:	1938,49	1942,70	2215,81	2217,53	2219,16	2219,59
Химическая и нефтехимическая промышленность
ПАО "Уралкалий"	1900	2000	2100	2100	2200	2200
ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	1531	1559	1563	1610	1644	1672
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"	32,19	35	35	35	35	35
"Азот" филиал АО "ОХК "УРАЛХИМ" в городе Березники	434,87	446,15	446,15	446,15	446,15	446,15
АО "Сибур-Химпром"	386,3	367	386,1	368,8	386,1	368,8
ОАО "Метафракс"	190,10	241,32	241,32	241,32	241,32	241,32
АО "Березниковский содовый завод"	164,2	166,2	185,3	187	233,7	233,7
ОАО "ГалоПолимер Пермь"	137,6	137,6	137,6	137,6	137,6	137,6
ОАО "Уралоргсинтез"	118,7	117,3	117,3	117,3	117,3	117,3
ЗАО "Верхнекамская калийная компания"	н/д	н/д	515	515	515	515
ОАО "Камтэкс-Химпром"	70	73,5	73,68	73,68	73,68	73,68
ФКП "Пермский пороховой завод"	76	76	76	76	76	76
АО "Минеральные удобрения"	108	111	133	150	140	150
ООО "Сода-хлорат"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ООО "ЕвроХим-УКК"	110	110	410	410	525	525
ООО "КНАУФ ГИПС КУНГУР"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ООО "Хенкель Рус" филиал в г. Перми	32	34	34	34	34	34
ОАО "Губахинский кокс"	35	39,91	52,84	60,76	60,76	60,76
Итого по отрасли:	5325,96	5513,98	6506,29	6562,62	6865,62	6886,32
Лесопромышленный комплекс
ОАО "Соликамскбумпром"	1350	1350	1350	1350	1350	1350
ООО "Пермский картон"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ФГУП КБФ "Гознак"	80	87	90	104,1	104,1	104,1
Пермская печатная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"	38	34,5	34	34	34	34
ОАО "Целлюлозно-бумажный комбинат "Кама"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ООО "СВЕЗА Уральский"	102,8	102,2	102,5	103,8	105,4	103,3
ООО "СВИСС КРОНО РУС"	135	135	135	135	135	135
Лесоперерабатывающий комбинат "ОРИС"	38,46	38,46	38,46	38,46	38,46	38,46
Итого по отрасли:	1744,26	1747,16	1749,96	1765,36	1766,96	1764,86
Транспорт
МУП "ПермГорЭлектроТранс"	37,8	38,5	39,1	39,5	39,7	40,1
ОАО "Российские железные дороги" Пермские подразделения	974,8	974,8	974,8	974,8	974,8	974,8
ООО "ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ ЧАЙКОВСКИЙ"	190	180	190	190	200	200
АО "Транснефть-Прикамье"*	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
Транспорт
ООО "Русэнергоресурс" (Северо-Западные магистральные нефтепроводы)*	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ЗАО "РосПермТрансРесурс"	38,46	38,46	38,46	38,46	38,46	38,46
Итого по отрасли:	1241,05	1231,75	1242,35	1242,75	1252,95	1253,35
Сфера услуг
ООО "Новая городская инфраструктура Прикамья"	161,308	165,087	151,039	145,948	145,948	145,948
БФ ООО "Новая городская инфраструктура Прикамья"	36,12	36,12	36,12	36,12	36,12	36,12
ООО "Водоканал"	16,56	16,56	16,56	16,56	16,56	16,56
ООО "Головановская энергетическая компания"	144,8	140	139	138	137	136
ООО "Лысьва-теплоэнерго"	105	105	105	105	105	105
Итого по отрасли:	463,788	297,68	447,719	441,628	440,628	439,628
Пищевая промышленность
ООО "Свинокомплекс Пермский"	42,8	44,9	44,9	44,9	44,9	44,9
Итого по отрасли:	42,8	44,9	44,9	44,9	44,9	44,9
Городское и сельское население
Программа социального развития	2186,77	2286,77	2386,77	2486,77	2586,77	2686,77
ООО "Ла Терра"	н/д	56,217	56,217	56,217	56,217	56,217
ЗАО "Уралсервис"	6,614	6,614	6,614	6,614	6,614	6,614
Итого по отрасли:	2193,39	2349,60	2449,60	2549,60	2649,60	2749,60
Прочие организации
ОАО "Горнозаводскцемент"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ООО "Камский кабель"	85,4	86	90	98	105	108
ООО "Чайковская текстильная компания"	33	33	33	33	33	33
Итого по отрасли:	118,4	119	123	131	138	141
Всего по крупным потребителям	13429,2	13612,9	15189,4	15408,6	15837,4	15955,5

Таблица 4.4.2 - Прогноз потребления мощности предприятий по видам экономической деятельности за период 2016 - 2021 гг.

Наименование потребителя	Мощность, МВт
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Машиностроение и металлообработка
ОАО "Авиадвигатель"	5,3	5,3	6	6	6	6
АО Пермский завод "Машиностроитель"	10,6	10,7	10,9	11	11,2	11,5
АО "ОДК-СТАР"	15	15	15	15	15	15
ООО "Электротяжмаш-Привод"	5,45	4,36	4,43	4,49	4,56	4,62
ПАО "Протон-ПМ"	4	4	5	7	7	7
ОАО "Энергетик-ПМ"	45,2	46,2	55,5	64,6	65,9	64,9
ОАО "Морион"	5	6	6	6	6	6
Итого по отрасли:	91,25	92,36	103,83	115,09	116,76	116,02
Металлургия
"Ависма" филиал ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	185	185	190	190	190	190
ОАО "Соликамский магниевый завод"	56	56	56	56	56	56
ООО "Металлургический завод "Камасталь"*	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ЗАО "Лысьвенский металлургический завод"*	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ОАО "Лысьвенский завод эмалированной посуды"	9,1	9,2	9,3	9,5	9,8	9,8
ОАО "Кунгурский машзавод"	5,1	5,2	5,2	5,3	5,3	5,3
ЗАО "Чусовской металлургический завод"	10,4	10,4	10,4	10,4	10,4	10,4
ОАО "Нытва"	5,86	5,918	5,977	6,037	6,098	6,157
Итого по отрасли:	271,46	271,72	276,88	277,24	277,60	277,66
Химическая и нефтехимическая промышленность
ПАО "Уралкалий"	260	270	280	280	300	300
ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	189	192	193	198	202	206
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"	4,5	5	5	5	5	5
"Азот" филиал АО "ОХК "УРАЛХИМ" в городе Березники	50,585	52,296	52,296	52,296	52,296	52,296
АО "Сибур-Химпром"	49,6	49,1	49,1	49,1	49,1	49,1
ОАО "Метафракс"	23,3	31,6	31,6	31,6	31,6	31,6
АО "Березниковский содовый завод"	23,8	24,4	27,2	28,2	30	30
ОАО "ГалоПолимер Пермь"	18,7	18,7	18,7	18,7	18,7	18,7
ОАО "Уралоргсинтез"	15,5	15,45	15,45	15,45	15,45	15,45
ЗАО "Верхнекамская калийная компания"	н/д	н/д	103	103	103	103
ОАО "Камтэкс-Химпром"	9,3	9,5	9,5	9,5	9,5	9,5
ФКП "Пермский пороховой завод"	15	15	15	15	15	15
АО "Минеральные удобрения"	14,1	14,1	16	18	18	20
ООО "Сода-хлорат"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ООО "ЕвроХим-УКК"	22	22	82	82	105	105
ООО "КНАУФ ГИПС КУНГУР"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ООО "Хенкель Рус" филиал в г. Перми	7	8	8	8	8	8
ОАО "Губахинский кокс"	7,33	7,75	10	11	11	11
Итого по отрасли:	709,72	734,90	915,85	924,85	973,65	979,65
Лесопромышленный комплекс
ОАО "Соликамскбумпром"	170	170	170	170	170	170
ООО "Пермский картон"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
Краснокамская бумажная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"	14,4	18	19	20	20	20
Пермская печатная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"	7,3	6,8	7	7	7	7
ОАО "Целлюлозно-бумажный комбинат "Кама"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ООО "СВЕЗА Уральский"	13,29	12,62	12,76	12,8	13,05	12,79
ООО "СВИСС КРОНО РУС"	45	45	45	45	45	45
Лесоперерабатывающий комбинат "ОРИС"	12,82	12,82	12,82	12,82	12,82	12,82
Итого по отрасли:	262,81	265,24	266,58	267,62	267,87	267,61
Транспорт
МУП "ПермГорЭлектроТранс"	7,8	8,1	8,6	8,7	8,8	9,1
ОАО "Российские железные дороги" Пермские подразделения	194,96	194,96	194,96	194,96	194,96	194,96
ООО "ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ ЧАЙКОВСКИЙ"	211	200	211	211	222	222
АО "Транснефть-Прикамье"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ООО "Русэнергоресурс" (Северо-Западные магистральные нефтепроводы)	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ЗАО "РосПермТрансРесурс"	8,8	8,8	8,8	8,8	8,8	8,8
Итого по отрасли:	422,56	411,86	423,36	423,46	434,56	434,86
Сфера услуг
ООО "Новая городская инфраструктура Прикамья"	20	20,15	18,49	17,87	17,87	17,87
БФ ООО "Новая городская инфраструктура Прикамья"	10,86	10,86	10,86	10,86	10,86	10,86
ООО "Водоканал"	4	4	4	4	4	4
ООО "Головановская энергетическая компания"	17,98	17,6	16,8	16,4	15,9	15,3
ООО "Лысьва-теплоэнерго"	19	19	19	19	19	19
Итого по отрасли:	71,84	71,61	69,15	68,13	67,63	67,03
Пищевая промышленность
ООО "Свинокомплекс Пермский"	6,8	7,05	7,05	7,05	7,05	7,05
Итого по отрасли:	6,8	7,05	7,05	7,05	7,05	7,05
Городское и сельское население
Программа социального развития	661,28	691,52	721,76	752	782,24	812,48
ООО "Ла Терра"		17	17	17	17	17
ЗАО "Уралсервис"	2	2	2	2	2	2
Итого по отрасли:	663,28	710,52	740,76	771	801,24	831,48
Прочие организации
ОАО "Горнозаводскцемент"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ООО "Камский кабель"	14	14,5	15,2	15,7	16	16,3
ООО "Чайковская текстильная компания"	6	6	6	6	6	6
Итого по отрасли:	20	20,5	21,2	21,7	22	22,3
Всего по крупным потребителям	2519,72	2585,75	2824,65	2876,13	2968,35	3003,65

На рисунке# 4.4.1 и 4.4.2 представлены прогнозы потребления ЭЭ и мощности в Пермском крае на 2016 - 2021 гг. с выделением наиболее крупных потребителей по видам экономической деятельности.

Наиболее крупные вводы мощностей в перспективном периоде приведены в таблице 4.4.3.

Таблица 4.4.3 - Перечень заявок потребителей на период 2016 - 2021 гг.

N п/п	Наименование объекта присоединения	Потребитель (заявитель)	Наименование ЦП 110 кВ и выше, от которого предполагается питание потребителя	График роста нагрузок нарастающим итогом, МВт
				2016	2017	2018	2019	2020	2021
1	ПС 220 кВ ГПП Урал	ЗАО "Верхнекамская калийная компания"	1. ПС 500 кВ Северная, 2. Яйвинская ГРЭС			103	103	103
2	ПС 110 кВ ГПП-1	ЗАО "РосПермТрансРесурс"	ПС 110 кВ ГПП-1	8,8	8,8	8,8	8,8	8,8
3	ПС 35/6 кВ Ожгинская	ЗАО "Уралсервис"	ПС 110/35/10 кВ Новокунгурская	2	2	2	2	2
4	ПС 110 кВ ЦСП	Лесоперерабатывающий комбинат "ОРИС"	ПС 110 кВ ЦСП	12,82	12,82	12,82	12,82	12,82
5	ПС 110/10/6 кВ ГПП-3	ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	ТЭЦ-2, ТЭЦ-4			60*	60	60
6	ПС 220 кВ КамаКалий	ООО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат"	1. ПС 500 кВ Северная 2. Яйвинская ГРЭС	22	22	82	82	105
7	ПС 110 кВ Заостровка	ООО "Ла Терра"	ПС 110 кВ Заостровка		17	17	17	17
8	ПС 220 кВ Кроно	ООО "СВИСС КРОНО РУС"	1. Камская ГЭС 2. ПС 220 кВ Апрельская	45	45	45	45	45
9	ПС 110/35/6 кВ Маринкино	ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	ПС 220/110/35 кВ Ирень	24,3*	24,3	24,3	24,3	24,3
10	ПС 35/10 кВ Шустово		ПС 110/35/10 кВ Мазунино	8,8*	8,8	8,8	8,8	8,8
11	ПС 110 кВ Преображенская	ПАО "Уралкалий"	ПС 220 кВ Бумажная		25	25	25	25
12	ПС 110 кВ Новая				91,077	91,077	91,077	91,077
13	ПС 220 кВ Строгановская	ПАО "Уралкалий"	ПС 500 кВ Северная		84	84	84	84
14	Закамская ТЭЦ-5	ФГУП "Гознак"	Закамская ТЭЦ-5	18,1	18,1	18,1	18,1	18,1
15	ПС 110/10 кВ Субботники	Филиал ОАО "РЖД" - Свердловская железная дорога	1. ПС 110 кВ Верещагино 2. ПС 110 кВ Кузьма 3. ПС 110 кВ Зюкай	12,8	12,8	12,8	12,8	12,8
16	ПС 220 кВ Лога	ПАО "Уралкалий"	Заходы ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная 2 цепь						100

* - перевод нагрузок с существующих ПС

На основании ретроспективных и перспективных данных о потребления# электрической энергии и мощности произведена оценка потребления мощности и электрической энергии в Пермском крае на период 2016 - 2021 гг.

На рисунках 4.4.3 и 4.4.4 представлены прогнозы потребления ЭЭ и мощности в Пермском крае на 2016 - 2021 гг. в нескольких вариантах прогнозных сценариев:

- базовый () - прогноз, составленный согласно;

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца пропущена часть текста

- приближенный () - прогноз, составленный согласно данным о планируемом потреблении, предоставленным промышленными предприятиями и муниципальными образованиями.

Полученные прогнозные значения потребления ЭЭ и мощности в Пермском крае ( и ) на 2016 - 2021 гг. не противоречат данным сценарных условий развития электроэнергетики на период до 2030 года.

Приближенный вариант прогноза , учитывает не только планируемые потребления крупных промышленных предприятий, но и инерционную составляющую тренда на основании ретроспективных данных. При этом отражает умеренно-оптимистический сценарий выхода промышленных предприятий из сложившихся условий кризиса.

В таблице 4.4.4 представлены численные значения различных вариантов прогнозов потребления ЭЭ и мощности в Пермском крае.

Таблица 4.4.4 - Варианты прогнозов потребления электроэнергии и мощности в Пермском крае на пятилетний период

Прогнозный показатель	Прогноз потребления ЭЭ, млн. кВ т ч						Ср. год. прирост за 20162021 гг., %
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Потребление ЭЭ:
- ;	23623,0	23800,0	24049,0	24296,0	24598,0	24728,0	0,9
- .	23967,0	24150,7	25727,2	25946,4	26375,2	26493,3	2,2
	Прогноз электрической мощности, МВт
Электрическая мощность:
- ;	3630	3672	3695	3737	3768	3796	1,8
- .	3538	3604	3843	3894	3987	4022	2,9

Согласно различным вариантам прогнозных сценариев, представленных в, средний годовой прирост внутреннего потребления электрической энергии в России до 2021 г. может составить 0,7-1,7%, что в целом согласуется с данными по Пермскому краю (таблица 4.4.2).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца после слов "представленных в" пропущена часть текста

В целом прогнозы соответствуют общей прогнозируемой тенденции к повышению потребляемой мощности и ЭЭ, можно отметить, что базовый прогноз близок к базовому сценарию ОАО "Системный оператор ЕЭС", а приближенный - к умеренно-оптимистическому сценарию.

В соответствии с данными таблиц 4.4.2 и 4.4.3 по большинству предприятий прогнозируется либо незначительное увеличение, либо незначительное снижение электропотребления и максимальной нагрузки, при этом общие тренды этих показателей в целом соответствуют сценариям развития энергосистемы Пермского края.

4.4.1 Прогноз потребления электроэнергии и мощности, разрабатываемый ОАО "Системный оператор ЕЭС"

Прогноз потребления электрической энергии и мощности по Пермскому краю на 2016 - 2021 гг., разрабатываемый ОАО "Системный оператор ЕЭС", представлен в таблице 4.4.1.1.

Таблица 4.4.1.1 - Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период с учётом данных ОАО "Системный оператор ЕЭС"

Показатель*	Прогноз потребления ЭЭ						Ср. год. прирост за 2016-2021 гг.
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Потребление ЭЭ в энергетической системе (ЭС) Пермского края, млн. кВ т ч	23623	23800	24049	24296	24598	24728	-
Годовой темп роста потребления ЭЭ, %	0,83	0,75	1,05	1,03	1,24	0,53	0,90
	Прогноз потребления ЭЭ по энергорайонам**
БСУ+КЧУ (в сеч.), млн. кВ т ч	7913	7881	7921	8504	8833	9139	-
ПЗУ, млн. кВ т ч	11200	11427	11546	11605	11679	11654	-
	Прогноз максимальной мощности
Потребление мощности ЭЭС Пермского края, МВт	3630	3672	3695	3737	3768	3796	-
Годовой темп роста мощности, %	5,92	1,16	0,63	1,14	0,83	0,74	1,74
	Прогноз максимальной мощности по энергорайонам
БСУ+КЧУ (в сеч.), МВт	1146	1216	1271	1308	1353	1403	-
ПЗУ, МВт	1731	1763	1774	1785	1789	1789	-

* Прогнозные значения потребления мощности и электрической энергии по проекту СиПР ЕЭС 2016 - 2022 гг.

4.5 Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Пермского края мощностью не менее 5 МВт на пятилетний период с указанием оснований включения в перечень для каждого объекта с учетом максимального развития когенерации. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей

Перечень новых и расширяемых электростанций мощностью более 5 МВт на 5-летний период (2016-2021), включая электростанции, на которых осуществляют замену оборудования, представлен в таблице 4.5.1.

Сведения о демонтаже и консервации генерирующего оборудования электростанций генерирующих компаний представлены в таблице 4.5.2.

Прогноз изменения мощности действующих электростанций в соответствии с планами энергетических компаний по демонтажу и выводу оборудования в длительную консервацию представлен в таблице 4.5.3.

Таблица 4.5.1 - Перечень новых и расширяемых электростанций Пермского края на 5-летний период

N п/п	Наименование электростанции	Принадлежность к компании	Год ввода	Вид топлива (для ТЭС)	Обоснование необходимости ввода	Вводимая электрическая/тепловая мощность, МВт/Гкал/ч	Место расположения	Возможность развития когенерации
	Номер блока, тип оборудования
1.	Камская ГЭС N Г-4, ПЛ-20-В-500	ПАО "РусГидро"	2016	-	Исполнение программы комплексной модернизации	3 МВт	Пермь	-
2.	Воткинская ГЭС ГГ N 4, СВ-1500/170-99	ПАО "РусГидро"	2017	-	Исполнение программы комплексной реконструкции	15 МВт	Чайковский	-
3.	Пермская ГРЭС N 4 ПГУ-800	АО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"	2017	газ природный	Расширение	800 МВт	Добрянка	Существует
4.	НГСП-1035	ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"	2016	газ попутный	Новое строительство	12 МВт	Кунгурский район	-
	N 1 ГТ КЭС

Таблица 4.5.2 - Перечень демонтируемых энергоблоков электростанций) Пермского края на 5-летний период

N п/п	Наименование электростанции	Принадлежность к компании	Год демонтажа (консервации)	Вид топлива (для ТЭС)	Выводимая мощность, МВт, Гкал/ч	Вид демонтажа (под замену или окончательный), для консервации год вывода	Место расположения
	Номер блока, тип оборудования
1.	Пермская ТЭЦ-13	ПАО "Т Плюс"	2016	газ природный	12 МВт	Вывод из эксплуатации	Пермь
	N 3, Р-12-35/5
2.	Березниковская ТЭЦ-4	ПАО "Т Плюс"	2016	газ природный	5,8 МВт 3,9 МВт 2,1 МВт	Вывод из эксплуатации	Березники
	N 1, Р-5,8-56/17 N 3, Р-3,9-56/17 N 7, Р-2,1-56/17

Таблица 4.5.3 - Динамика остающейся в эксплуатации мощности действующих электростанций Пермского края

Электростанции	Мощность, МВт
	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Всего	6966,7	6945,9	7760,9	7760,9	7760,9	7760,9	7760,9
ГЭС	1592,8	1595,8	1610,8	1610,8	1610,8	1610,8	1610,8
ТЭС, ТЭЦ, ГРЭС	5373,9	5350,1	6150,1	6150,1	6150,1	6150,1	6150,1

4.6 Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами

Динамика баланса электрической энергии на территории Пермского края на пятилетний перспективный период (2016 - 2021 гг.) представлена в таблице 4.6.1. При формировании оценки перспективной балансовой ситуации были учтены перспективные данные о потреблении ЭЭ и ее генерации, а также о максимальной годовой нагрузке и установленной мощности электростанций с учетом сальдо-перетоков с соседними энергосистемами Пермского края. Покрытие обеспечивается выработкой действующих электростанций (ГЭС и ТЭЦ).

Таблица 4.6.1 - Динамика баланса электрической энергии ЭЭС Пермского края на период 2016 - 2021 гг.

Наименование показателя	Единица измерения	Прогнозные значения
		2016	2017	2018	2019	2020	2021
Электропотребление*	млн. кВт·ч	23623	23800	24049	24296	24598	24728
Выработка,	млн. кВт·ч	32591	31455	33072	32862	33193	33466
в т.ч.:
- ГЭС	млн. кВт·ч	4299	4125	4125	4125	4125	4125
- ТЭС	млн. кВт·ч	28292	27330	28947	28737	29068	29341
Передача мощности (сальдо-переток)**	млн. кВт·ч	-8968	-7655	-9023	-8566	-8595	-8738
Число часов использования установленной мощности:	часов в год	4423	4101	4156	4069	4127	4144
- ГЭС	часов в год	2581	2565	2565	2549	2533	2518
- ТЭС	часов в год	4978	4506	4575	4472	4551	4580

Примечания:

* - Данные приказа Минэнерго России от 9 сентября 2015 г. N 627 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015 - 2021 годы";

** - (-) - выдача электрической энергии в ОЭС "Урала".

На рисунке 4.6.1 приведена относительная динамика изменения балансов электрической энергии в ЭЭС Пермского края, построенная на основе значений сальдо-перетоков в энергосистеме в прогнозе на период 2016 - 2021 гг.

Баланс мощности в энергосистеме Пермского края определяется на час прохождения максимума ЕЭС, потребность в мощности складывается из максимума нагрузки и сальдированной передачи мощности (в смежные энергосистемы). Динамика баланса мощности в ЭЭС Пермского края на пятилетний период (2016 - 2021 гг.) представлена в таблице 4.6.2. Покрытие мощности обеспечивается действующими на территории Пермского края электростанциями (ГЭС и ТЭЦ).

Таблица 4.6.2 - Динамика баланса мощности энергосистемы Пермского края на час максимума нагрузки на период 2016 - 2021 гг.

Наименование показателя	Единица измерения	Прогнозные значения
		2016	2017	2018	2019	2020	2021
Потребность
Годовой максимум нагрузки	МВт	3630	3672	3695	3737	3768	3796
Покрытие
Установленная мощность	МВт	6946	7761	7761	7761	7761	7761
в т.ч.:
- ГЭС	МВт	1596	1611	1611	1611	1611	1611
- ТЭС	МВт	5350	6150	6150	6150	6150	6150
Ограничения мощности на час максимума нагрузки	МВт	0	0	0	0	0	0
Итого покрытие максимума нагрузки	МВт	6898	7708	7708	7718	7728	7738
избыток (+)/дефицит (-)	МВт	+3316	+4089	+4066	+4024	+3993	+3965

* - данные раздела 4.3

Сводные данные прогнозной динамики баланса мощности в энергосистеме Пермского края на час максимума нагрузки в период 2016-2021 гг. представлены на рисунке 4.6.2.

На перспективный период 2016 - 2021 гг. энергосистема Пермского края должна обеспечить энергоснабжение потребителей Пермского края без введения ограничений из-за недостатка мощности. Максимальное и минимальное значения межсистемных перетоков из энергосистемы в связи с излишней выработкой электроэнергии могут составить:

1. Максимум в 2018 г. - 7 987 млн. кВт·ч (24,9% от суммарной выработки).

2. Минимум в 2016 г. - 6 889 млн. кВт·ч (22,5% от суммарной выработки).

Средняя за пятилетний период доля экспорта (передачи) электроэнергии в соседние регионы (например, Республика Удмуртия, Кировская и Свердловская области) может составить порядка 24,93% (7 405 млн. кВт·ч). Передача резерва мощности в среднем за пятилетний период времени может составить порядка 3866 МВт или 50,9% от средней установленной мощности электростанций (максимум в 2017 г. - 4036 МВт или 52,36%).

В таблицах 4.6.3 и 4.6.4 отражена перспективная балансовая ситуация (по электроэнергии и мощности) в Пермском крае на пятилетний период с учетом неблагоприятной гидрологической обстановки (условно принимается ограничение генерации ГЭС).

Таблица 4.6.3 - Динамика баланса электрической энергии ЭЭС Пермского края на период 2016 - 2021 гг. с учетом неблагоприятной гидрологической обстановки

Наименование показателя	Единица измерения	Прогнозные значения
		2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Электропотребление	млн. кВт·ч	23623	23800	24049	24296	24598	24728
Выработка,	млн. кВт·ч	27803	28903	29327	28696	29182	29358
в т.ч.:
- ГЭС	млн. кВт·ч	1410	1410	1410	1410	1410	1410
- ТЭС	млн. кВт·ч	26393	27493	27917	27286	27772	27948
Передача мощности (сальдо-переток)	млн. кВт·ч	-4180	-5103	-5278	-4400	-4584	-4630
Число часов использования установленной мощности:	часов в год	4031	3750	3805	3718	3776	3794
- ГЭС	часов в год	884	878	878	873	867	862
- ТЭС	часов в год	4978	4506	4575	4472	4551	4580

Таблица 4.6.4 - Динамика баланса мощности энергосистемы Пермского края на час максимума нагрузки на период 2016 - 2021 гг. с учетом неблагоприятной гидрологической обстановки

Наименование показателя	Единица измерения	Прогнозные значения
		2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Потребность
Годовой максимум* нагрузки	МВт	3630	3672	3695	3737	3768	3796
Покрытие
Установленная мощность	МВт	6898	7708	7708	7718	7728	7738
в т.ч.:
- ГЭС	МВт	1596	1606	1606	1616	1626	1636
- ТЭС	МВт	5302	6102	6102	6102	6102	6102
Ограничения мощности на час максимума нагрузки	МВт	1435	1435	1435	1435	1435	1435
Итого покрытие максимума нагрузки	МВт	5463	6273	6273	6283	6293	6303
Избыток (+)/дефицит (-)	МВт	+1833	+2601	+2578	+2546	+2525	+2507

* - данные раздела 4.3

На рисунке 4.6.3 представлена динамика распределения генерации ЭЭ между ТЭС и ТЭС в Пермском крае на 2016 - 2021 гг.

4.7 Расчеты электроэнергетических режимов для формирования предложений по развитию электрической сети Пермского края

Расчеты электроэнергетических режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Пермского края (режим зимний и летний максимумы нагрузок рабочего дня, летний минимум нагрузок выходного дня) выполнены с учетом поэтапного ввода электроустановок (присоединяемой мощности) и изменений генерирующих мощностей для каждого года за период 2016 - 2021 гг.

При расчетах, температура воздуха принималась с учетом положений правил устройства электроустановок (ПУЭ), а также строительных норм и правил "Строительная климатология" СНиП 23-01-99. Максимальная среднемесячная температура воздуха по Пермской области, соответствующая зимнему периоду, равна минус 12,1°С, а средняя максимальная температура наиболее теплого месяца равна плюс 24,2°С. Согласно п. 2.5.51 ПУЭ, температура воздуха для зимних периодов принята равной минус 5°С, а для летних периодов плюс 25°С.

При проведении расчетов электроэнергетических режимов электроэнергетической системы Пермского края контролировались значения перетоков мощности в контролируемых сечениях электроэнергетической системы Пермского края и ОЭС Урала, представленных в таблице 4.7.1.

Таблица 4.7.1 - Состав контролируемых сечений ЭЭС Пермского края

N п/п	Контролируемое сечение	Состав сечения	Место контроля и положительное направление
1.	КС-3	ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
2.		ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ	на ПС 500 кВ Северная к шинам 500 кВ
3.		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
4.		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 2 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
5.		ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС с отпайками	на ПС 110 кВ Чусовая от шин 110 кВ
6.		ВЛ 110 кВ Чусовая - Снежная	на ПС 110 кВ Чусовая от шин 110 кВ
7.	КС-4	1АТ Пермской ГРЭС	на Пермской ГРЭС к шинам 220 кВ
8.		Блок 1 Пермской ГРЭС	на Пермской ГРЭС к шинам 220 кВ
9.		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1	на ПС 220 кВ Владимирская к шинам 220 кВ
10.		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2	на ПС 220 кВ Владимирская к шинам 220 кВ
11.		ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино	на Камской ГЭС к шинам 220 кВ
12.	КС-7	1АТ Пермской ГРЭС	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
13.		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
14.		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
15.		ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино	на Камской ГЭС от шин 220 кВ
16.	АПНУ ПС Калино: 2 (6)	ВЛ 500 кВ Буйская - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
17.		ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ	на ПС 500 кВ Северная от шин 500 кВ
18.		ВЛ 500 кВ Тагил - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
19.		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
20.		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
21.		ВЛ 220 кВ Калино - Цемент	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
22.	АРС Пермская ГРЭС: 1 (138)	ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
23.		ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
24.	АРС Пермская ГРЭС: 1 (138)	ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
25.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 1	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
26.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 2	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
27.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи I цепь с отпайкой на ПС Искра	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
28.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи II цепь с отпайкой на ПС Искра	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
29.	АРС Пермская ГРЭС: 2 (73)	ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
30.		ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
31.		ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ	на ПС 500 кВ Северная от шин 500 кВ
32.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 1	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
33.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 2	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
34.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи I цепь с отпайкой на ПС Искра	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
35.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи II цепь с отпайкой на ПС Искра	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
36.		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино к шинам 220 кВ
37.		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 2 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино к шинам 220 кВ
38.	АПНУ ПС Калино: 1 (139)	ВЛ 500 кВ Буйская - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
39.		ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная	на Пермской ГРЭС от шин 500 кВ
40.		ВЛ 500 кВ Тагил - Калино	на ПС 500 кВ Калино от шин 500 кВ
41.		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
42.		ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2	на ПС 220 кВ Владимирская от шин 220 кВ
43.		ВЛ 220 кВ Калино - Цемент	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
44.		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 1 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
45.		ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино 2 с отпайкой на ПС Горная	на ПС 500 кВ Калино от шин 220 кВ
46.	АТГ Воткинская ГЭС (146)	2АТГ Воткинской ГЭС	на Воткинской ГЭС от шин 500 кВ
47.		3АТГ Воткинской ГЭС	на Воткинской ГЭС от шин 500 кВ
48.	Кармановская ГРЭС - Удмуртская + АТГ Воткинская ГЭС (148)	2АТГ Воткинской ГЭС	на Воткинской ГЭС от шин 500 кВ
49.		3АТГ Воткинской ГЭС	на Воткинской ГЭС от шин 500 кВ
50.		ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская	на Кармановской ГРЭС от шин 500 кВ
51.	ПЗУ-220	ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 1	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
52.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 2	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
53.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи I цепь с отпайкой на ПС Искра	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
54.		ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи II цепь с отпайкой на ПС Искра	на Пермской ГРЭС от шин 220 кВ
55.	Прием Соликамской ТЭЦ	ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 N 1	на ПС 220 кВ Бумажная от шин 110 кВ
56.		ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 N 2	на ПС 220 кВ Бумажная от шин 110 кВ
57.		ВЛ 110 кВ Соликамск - Соликамская ТЭЦ-12	на ПС 110 кВ Соликамск от шин 110 кВ
58.	КС ТЭЦ-14 - Оверята	ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I, II цепи с отпайками	на Пермской ТЭЦ-14 от шин 110 кВ
59.		Пермская ТЭЦ-14 - Оверята III, IV цепи	на Пермской ТЭЦ-14 от шин 110 кВ
60.	Закамское	ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Апрельская I	на Камской ГЭС от шин 220 кВ
61.		ВЛ 110 кВ Камская ГЭС - Апрельская II цепь с отпайками	на Камской ГЭС от шин 110 кВ
62.		ВЛ 110 кВ Камская ГЭС - Пермская ТЭЦ-13 I цепь	на Камской ГЭС от шин 110 кВ
63.		ВЛ 110 кВ Камская ГЭС - Пермская ТЭЦ-13 II цепь	на Камской ГЭС от шин 110 кВ
64.		ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-9 - Заостровка I цепь с отпайкой на ПС Портовая	на Пермской ТЭЦ-9 от шин 110 кВ
65.		ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-9 - Заостровка II цепь с отпайкой на ПС Портовая	на Пермской ТЭЦ-9 от шин 110 кВ
66.		ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-9 - Заостровка III с отпайками	на Пермской ТЭЦ-9 от шин 110 кВ
67.		ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-9 - Заостровка IV цепь с отпайками	на Пермской ТЭЦ-9 от шин 110 кВ
68.	Выдача Чайковской ТЭЦ	ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ с отпайкой на ПС ЦСП	на Чайковской ТЭЦ от шин 110 кВ
69.		ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Каучук I цепь	на Чайковской ТЭЦ от шин 110 кВ
70.		ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Каучук II цепь	на Чайковской ТЭЦ от шин 110 кВ
71.		ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Сарапул с отпайками	на Чайковской ТЭЦ от шин 110 кВ
72.	Выдача мощности Воткинская ГЭС N 2	ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка	на Воткинской ГЭС от шин 500 кВ
73.		ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск I, II цепь с отпайкой с ПС Сива	на Воткинской ГЭС от шин 220 кВ
74.	Выдача мощности Воткинская ГЭС N 3	ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская	на Кармановской ГРЭС от шин 500 кВ
75.		ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург	на ПС 220 кВ Каучук от шин 220 кВ
76.	Выдача мощности Воткинская ГЭС N 5	ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская	на Кармановской ГРЭС от шин 500 кВ
77.		ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук I, II цепь	на Воткинской ГЭС от шин 220 кВ

4.8 Определение и уточнение перечня "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением, и разработка предварительных предложений в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест"

4.8.1 Анализ перспективных электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Пермского края

В результате проведенного анализа перспективных электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Пермского края при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтной схемах на этапах 2016 - 2021 гг., выявлены токовые перегрузки следующих элементов.

При анализе электрических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Пермского края при нормативных возмущениях в нормальной схеме на этапах 2016 - 2021 гг. выявлены токовые перегрузки следующих элементов:

ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1 в нормальных схемах на этапах 2016 - 2021 гг. для рассматриваемых схемно-режимных ситуаций не выявлены.

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1 при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2018 г. при отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2 составляет 101% от (2017 А) при загрузке 55% от в исходной схеме. Разгрузка Блока 1 Пермской ГРЭС на 15 МВт позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1.

Действий АПНУ в рамках реализации согласованной схеме выдачи мощности Пермской ГРЭС достаточно для предотвращения токовых перегрузок.

ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2 в нормальных схемах на этапах 2016 - 2021 гг. для рассматриваемых схемно-режимных ситуаций не выявлены.

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2 при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены в период зимних максимальных нагрузок на этапе 2018 г. Максимальная величина токовой загрузки в 2018 г. при отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1 составляет 102% от (2034 А). Разгрузка Блока 1 Пермской ГРЭС на 30 МВт позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2.

Действий АПНУ в рамках реализации согласованной схеме выдачи мощности Пермской ГРЭС достаточно для предотвращения токовых перегрузок

Воткинская ГЭС 2 АТГ

Токовые перегрузки 2 АТГ Воткинской ГЭС в нормальных схемах на этапах 2016 - 2021 гг. для рассматриваемых схемно-режимных ситуаций не выявлены.

Токовые перегрузки 2 АТГ Воткинской ГЭС при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены в период зимних минимальных и летних максимальных нагрузок на этапах 2016 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2017 г. во время отключения 3 АТГ Воткинской ГЭС составляет 133% от (594 А).

Действий существующих устройств АОПО достаточно для предотвращения токовых перегрузок.

Воткинская ГЭС 3 АТГ

Токовые перегрузки 3АТГ Воткинской ГЭС в нормальных схемах на этапах 2016 - 2021 гг. для рассматриваемых схемно-режимных ситуаций не выявлены.

Токовые перегрузки 3 АТГ Воткинской ГЭС при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены в период зимних минимальных и летних максимальных нагрузок на этапах 2016 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2017 г. во время отключения 2 АТГ Воткинской ГЭС составляет 144% от (640 А).

Действий существующих устройств АОПО достаточно для предотвращения токовых перегрузок.

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

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС 1, 2 с отпайкой на ПС Горная в нормальных схемах на этапах 2016 - 2021 гг. для рассматриваемых схемно-режимных ситуаций не выявлены.

В соответствии с "Перечнем ВЛ 110 кВ и выше ПАО "Россети", подверженных гололедообразованию, и мероприятиями по повышению надежной работы ВЛ в условиях гололедообразования", согласованным ОАО "СО ЕЭС" и утвержденным ПАО "ФСК ЕЭС" в 2015 г., требуется реконструкция следующих гололедоопасных участков:

- ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС 1 в пролете опор N 74-309 и в пролете опор N 1-20 на отпайке на ПС 220 кВ Горная;

- ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС 2 с отпайкой на ПС Горная в пролете опор N 134-323.

АТ 1 (2) ПС 220 кВ Ирень

Токовые перегрузки АТ 1 (2) ПС 220 кВ Ирень при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены в период зимних максимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 гг. Перегрузки выявлены при отключении одного из следующих электросетевых элементов: АТ 2 (1) ПС 220 кВ Ирень, 2 (1) сек. 220 кВ ПС 220 кВ Ирень.

Максимальная величина токовой загрузки АТ 1 (2) ПС 220 кВ Ирень в зимний период выявлена на этапе 2018 г. при отключении 2 (1) сек. 220 кВ ПС 220 кВ Ирень, которая составила 114 (114) % от (574 (571) А) при загрузке 55 (54) % от в исходной схеме.

Перегрузка АТ 1 (2) ПС 220 кВ Ирень в рассмотренных режимах обусловлена дефицитом мощности в Кунгурском энергорайоне.

Согласно сведениям собственника оборудования аварийно допустимая токовая нагрузка АТ 1 (2) ПС 220 кВ Ирень при температуре окружающей среды - 5 °С в течение 8 часов составляет 140% от . При этом мероприятия по разгрузке АТ 1 ПС 220 кВ Ирень не требуется.

ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 гг., а также в период паводка на этапах 2018 - 2021 гг. Перегрузки выявлены при отключении ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2.

Максимальная величина токовой загрузки в летний период выявлена на этапе 2020 г. при отключении ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2, которая составила 136% от (1110 А) при загрузке 64% от в исходной схеме.

Максимальная величина токовой загрузки в период паводка выявлена на этапе 2019 г. при отключении ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2, которая составила 128% от (1039 А) при загрузке 63% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 в рассмотренных режимах обусловлена избытком активной мощности в Пермско-Закамском энергоузле. Разгрузка Блока 1 Пермской ГРЭС на 200 МВт позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1.

В настоящее время на ПС 220 кВ Ирень установлено устройство АРЛ ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 с 3 ступенями воздействий.

Управляющих воздействий АРЛ ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 достаточно для предотвращения токовых перегрузок в нормальной схеме.

ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2 при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 гг., а также в период паводка на этапах 2018 - 2020 гг. Перегрузки выявлены при отключении одного из следующих электросетевых элементов: ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1, 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Владимирская.

Максимальная величина токовой загрузки в летний период выявлена на этапе 2018 г. при отключении ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1, которая составила 131% от (1068 А) при загрузке 64% от в исходной схеме.

Максимальная величина токовой загрузки в период паводка выявлена на этапе 2019 г. при отключении ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1, которая составила 130% от (1058 А) при загрузке 62% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2 в рассмотренных режимах обусловлена избытком активной мощности в Пермско-Закамском энергоузле. Разгрузка Блока 1 Пермской ГРЭСс на 200 МВт позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2.

В настоящее время на ПС 220 кВ Ирень установлено устройство АРЛ ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2 с 3 ступенями воздействий.

Управляющих воздействий АРЛ ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2 достаточно для предотвращения токовых перегрузок в нормальной схеме.

ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (уч. Воткинская ГЭС - отп. Сива-1)

Токовая перегрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (уч. Воткинская ГЭС - отп. Сива-1) при единичных отключениях в нормальной схеме выявлена в период летнего максимума нагрузки 2016 - 2021 гг., а также в период паводка 2016 - 2021 гг. Перегрузка выявлена при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2.

Максимальная величина токовой загрузки в летний период выявлена на этапе 2017 г. при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2, которая составила 146% от (1383 А) при загрузке 66% от в исходной схеме.

Максимальная величина токовой загрузки в период паводка выявлена на этапе 2019 г. при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2, которая составила 130% от (1058 А) при загрузке 62% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 в рассмотренных режимах обусловлена избытком активной мощности южного энергорайона энергосистемы Пермского края и дефицитом и активной мощности в энергосистеме республики Удмуртия. Перегрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 с 2018 г. не выявлена, что обусловлено ростом потребления в южном энергорайоне. Разгрузка по активной мощности Воткинской ГЭС на 120 МВт или загрузка электростанций республики Удмуртия: Ижевской ТЭЦ-1, Ижевской ТЭЦ-2 в общем до 500 МВт позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (уч. Воткинская ГЭС - отп. Сива-1).

В настоящее время на Воткинской ГЭС установлено устройство АОПО ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 с 9 ступенями воздействий.

Управляющих воздействий АОПО ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 достаточно для предотвращения токовых перегрузок в нормальной схеме, при этом не потребуется отключение нагрузки потребителей.

ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (уч. Воткинская ГЭС - отп. Сива-2)

Токовая перегрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (уч. Воткинская ГЭС - отп. Сива-2) при единичных отключениях в нормальной схеме выявлена в период максимальных летних нагрузок 2016 - 2021 гг., а также в период паводка 2016 - 2021 гг. Перегрузка выявлена при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1, ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор N 1, ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 2.

Максимальная величина токовой загрузки в летний период выявлена на этапе 2017 г. при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (уч. Воткинская ГЭС - отп. Сива-2), которая составила 120% от (1130 А) при загрузке 66% от в исходной схеме.

Максимальная величина токовой загрузки в период паводка выявлена на этапе 2017 г. при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2, которая составила 148% от (1402 А) при загрузке 62% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 в рассмотренных режимах обусловлена избытком активной мощности южного энергорайона Пермской ЭС и дефицитами активной мощности в энергосистеме республики Удмуртия. Перегрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 с 2018 г. не выявлена, что обусловлено ростом потребления в южном энергорайоне. Разгрузка по активной мощности Воткинской ГЭС на 120 МВт или загрузка электростанций республики Удмуртия: Ижевской ТЭЦ-1, Ижевской ТЭЦ-2 в общем до 500 МВт позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (уч. Воткинская ГЭС - отп. Сива-2).

В настоящее время на Воткинской ГЭС установлено устройство АОПО ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 с 9 ступенями воздействий.

Управляющих воздействий АОПО ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 достаточно для предотвращения токовых перегрузок в нормальной схеме, при этом не потребуется отключение нагрузки потребителей.

ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук (уч. Воткинская ГЭС - отп. ЦСП, отп. ЦСП-Каучук)

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук (уч. Воткинская ГЭС - отп. ЦСП, отп. ЦСП-Каучук) при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены в период паводка на этапах 2016 - 2021 гг. Перегрузки выявлены при отключении 1 СШ 220 кВ Воткинской ГЭС, ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 2

Максимальная величина токовой загрузки выявлена на этапе 2017 г. при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 2, которая составила 112% от (569 А) при загрузке 53% от в исходной схеме.

Увеличение нагрузки на 60 МВт по активной мощности блоков Чайковской ТЭЦ позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук, при этом загрузка линии составит 98% от .

Альтернативным мероприятием для ликвидации перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук является разгрузка ГГ-1, ГГ-2, ГГ-9, ГГ-10 Воткинской ГЭС в общем объеме на 30 МВт.

В настоящее время на ПС 220 кВ Каучук установлено устройство АПП ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с 1 ступенью воздействий (без контроля направления мощности), направленной на отключение ВМ 110 кВ ВЛ Воткинская ГЭС на ПС 220 кВ Каучук с запретом АПВ. Отключение ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук приведет к набросу мощности на ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ и возникновению перегрузки данной ВЛ (загрузка ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ составит 146% от ). При этом ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ также защищена устройством АПП с воздействием на отключение ВМ 110 кВ ВЛ Воткинская ГЭС на Чайковской ТЭЦ с запретом АПВ. Срабатывание АПП приведет к набросу мощности на ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор N 1 и ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор N 2 и возникновению перегрузки данных ВЛ.

В целях исключения токовых перегрузок ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук и последующего срабатывания АПП ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук рекомендуется в период паводка обеспечить загрузку Чайковской ТЭЦ на уровне не менее 120 МВт.

ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены на этапах 2016 - 2018 гг. в период летних минимальных нагрузок.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 выявлена на этапе 2017 г. в период летних минимальных нагрузок при отключении ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 2 и составила 105% от (377 А) при загрузке 50% от в исходной схеме.

Токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 в рассмотренных режимах вызвана дефицитом мощности в период летних минимальных нагрузок в районе размещения Соликамской ТЭц.  Отключение 2 СШ 110 кВ Соликамской ТЭЦ сопровождается отключением двух линий электропередачи и ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 2 и ВЛ 110 кВ Соликамск - Соликамская ТЭЦ-12.

Ограничивающим элементом ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 при отключении 2 СШ 110 кВ Соликамской ТЭЦ в нормальной схеме в период летних минимальных нагрузок является трансформатор тока на Соликамской ТЭЦ с длительно допустимым током 360 А.

Согласно сведениям собственника оборудования допустимая перегрузка оборудования Соликамской ТЭЦ в течение 24 часов составляет 581 А/450 А при температурах -5 °С и +25 °С соответственно. В связи с этим мероприятия по разгрузке ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 не требуются.

ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I (уч. ТЭЦ-14 - отп. Ласьва)

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены на этапах 2017 - 2019 гг. в период зимних максимальных нагрузок.

Перегрузки ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I выявлены при отключении 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Оверята. Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I (уч. ТЭЦ-14 - отп. Ласьва) выявлена на этапе 2018 г. в период зимних максимальных нагрузок и составила 101% от (607 А) при загрузке 63% от в исходной схеме.

Токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I (уч. ТЭЦ-14 - отп. Ласьва) в рассмотренных режимах транзитным перетоком мощности в район ПС 220 кВ Апрельская и энергорайон Оверята - Зюкай - Кузьма - Балезино, а также избытком активной мощности Пермской ТЭЦ-14.

Ограничивающим элементом ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I (уч. ТЭЦ-14 - отп. Ласьва) при отключении 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Оверята в нормальной схеме в период зимних максимальных нагрузок является ВЧ-заградитель на Пермской ТЭЦ-14 с длительно допустимым током 600 А.

В настоящее время на Пермской ТЭЦ-14 установлено устройство АПП ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I, II с воздействием на отключение данных ВЛ. Срабатывание АПП ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I не приводит к дополнительным перегрузкам. Управляющих воздействий АПП ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-14 - Оверята I, II достаточно для предотвращения токовых перегрузок данных линий.

Реконструкция ПС 110 кВ Кривец с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ

В период зимних максимальных нагрузок 2020 г. при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены токовые перегрузки Т1 (2) ПС 110 кВ Кривец.  Максимальная величина токовой загрузки Т1 (2) ПС 110 кВ Кривец составила 139% от (70 А).

Перегрузка Т1 (2) ПС 110 кВ Кривец возникает при отключении Т2 (1) ПС 110 кВ Кривец. 

Токовая перегрузка Т1 (2) ПС 110 кВ Кривец при аварийном отключении в нормальной схеме связана с дефицитом трансформаторной мощности в рассматриваемом районе. Токовая перегрузка Т1 ПС 110 кВ Кривец при аварийном отключении Т2 ПС 110 кВ Кривец возникает в результате срабатывания АВР 35 кВ ПС 110 кВ Кривец и запитывании нагрузок ПС 35 кВ Дмитриевская, ПС 35 кВ Чермоз, ПС 35 кВ Победа, ПС 35 кВ Ильинская и ПС 35 кВ Антоново от 1 сек. 35 кВ ПС 110 кВ Кривец. 

Перераспределение нагрузки ПС 35 кВ Дмитриевская, ПС 35 кВ Чермоз, ПС 35 кВ Победа, ПС 35 кВ Ильинская и ПС 35 кВ Антоново, ПС 110 кВ Кривец по сети 6-35 кВ на другие питающие центры не представляется возможным. В связи с этим, рекомендуется выполнение реконструкции ПС 110 кВ Кривец с заменой существующего трансформатора Т1 10 MBA на трансформатор мощностью 16 MBA.

При анализе электрических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Пермского края при нормативных возмущениях в ремонтной схеме на этапах 2016 - 2021 гг. выявлены токовые перегрузки следующих элементов:

ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц.  1

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1 при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2021 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2 и отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная составляет 126% от (2513 А) при загрузке 58% от в исходной схеме. Разгрузка Блока 1 Пермской ГРЭС на 440 МВт позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1.

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1 при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период паводка на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2021 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2 и отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная составляет 125% от (2509 А) при загрузке 58% от в исходной схеме. Разгрузка Блока 1 Пермской ГРЭС на 435 МВт позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1.

Действий АПНУ в рамках реализации согласованной схеме выдачи мощности Пермской ГРЭС достаточно для предотвращения токовых перегрузок.

ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2 при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2021 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1 и отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная составляет 129% от (2581 А). Разгрузка Блока 1 Пермской ГРЭС на 500 МВт позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2.

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2 при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период паводка на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2019 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1 и отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная составляет 122% от (2434 А). Разгрузка Блока 1 Пермской ГРЭС на 380 МВт позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2.

Действий АПНУ в рамках реализации согласованной схеме выдачи мощности Пермской ГРЭС достаточно для предотвращения токовых перегрузок

ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок и паводка на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2021 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1 и отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2 составляет 105% от (2098 А).

Токовые перегрузки ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок и паводка на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2021 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 1 и отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино ц. 2 составляет 105% от (2098 А) при загрузке 24,7% от в исходной схеме.

Для предотвращения токовых перегрузок рекомендуется установка АОПО ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная с суммарным ограничением мощности не менее 90 МВт на Пермской ГРЭС с направлением от шин не позже 2017 г.

Воткинская ГЭС 2 АТГ

Токовые перегрузки 2 АТГ Воткинской ГЭС при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены в период зимних минимальных и летних максимальных нагрузок на этапах 2016 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2017 г. во время отключения 3 АТГ Воткинской ГЭС составляет 133% от (594 А).

Токовые перегрузки 2 АТГ Воткинской ГЭС при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок на этапах 2016 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2017 г. во время ремонта 3 АТГ Воткинской ГЭС и отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка составляет 161% от (716 А). Действий существующих устройств АОПО достаточно для предотвращения токовых перегрузок.

Воткинская ГЭС 3 АТГ

Токовые перегрузки 3 АТГ Воткинской ГЭС при единичных отключениях в нормальной схеме выявлены в период зимних минимальных и летних максимальных нагрузок на этапах 2016 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2017 г. во время отключения 2 АТГ Воткинской ГЭС составляет 144% от (640 А).

Токовые перегрузки 3 АТГ Воткинской ГЭС при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных и минимальных нагрузок на этапах 2016 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2017 г. во время ремонта 2 АТГ Воткинской ГЭС и отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка составляет 161% от (766 А). Действий существующих устройств АОПО достаточно для предотвращения токовых перегрузок.

ПС 500 кВ Калино АТГ3

Токовые перегрузки ПС 500 кВ Калино АТГ3 при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок и паводка на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2017 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 и отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2 составляет 115% от (667 А).

Действий установленной АОПО 3АТГ ПС 500 кВ Калино достаточно для предотвращения аварийных перегрузок.

ПС 500 кВ Калино АТГ4

Токовые перегрузки ПС 500 кВ Калино АТГ4 при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок и паводка на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2017 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 и отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2 составляет 125% от (725 А).

Действий установленной АОПО 4АТГ ПС 500 кВ Калино достаточно для предотвращения аварийных перегрузок.

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

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС 1, 2 с отпайкой на ПС Горная при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2017 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 и отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2 составляет 110% от (908 А) ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС 1 (уч. Яйвинская ГРЭС - отп. Горная).

Действий установленной АОПО ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС 1, 2 достаточно для предотвращения аварийных перегрузок.

ВЛ 220 кВ Северная - Яйвинская ГРЭС 1

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Северная - Яйвинская ГРЭС 1 при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок на этапах 2019 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2021 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная и отключения КВ Л 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная 4 составляет 101% от (825 А) ВЛ 220 кВ.

Действий установленной АОПО ВЛ 220 кВ Северная - Яйвинская ГРЭС 1 достаточно для предотвращения аварийных перегрузок.

ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС-3 с отпайками

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС-3 с отпайками при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2017 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 и отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2 составляет 105% от (417 А) ВЛ 220 кВ.

Для предотвращения токовых перегрузок рекомендуется установка АОПО ВЛ 110 кВ Чусовая - Кизеловская ГРЭС-3 с суммарным ограничением мощности не менее 5 МВт не позже 2017 г.

ВЛ 110 кВ Вильва - Яйвинская ГРЭС с отпайками

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Вильва - Яйвинская ГРЭС с отпайками при единичных отключениях в ремонтной схеме выявлены в период летних максимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 гг. Максимальная величина токовой загрузки в 2018 г. во время ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 и отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2 составляет 105% от (338 А) ВЛ 220 кВ. Действий установленных устройств АОПО достаточно для предотвращения токовых перегрузок.

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

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапах 2016 - 2021 гг. в период летних максимальных нагрузок и в период паводка. Перегрузки ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением ВЛ 500 кВ Тагил - Калино и ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ. Причем наиболее "тяжелые последствия" возникают при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент выявлена на этапе 2021 г. в период летних максимальных нагрузок при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ и составила по ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар 139% от (1131 А) при загрузке 25% от в исходной схеме, по ВЛ 220 кВ Калино - Цемент 101% от (987 А) при загрузке 24% от в исходной схеме.

Следует отметить, что в схемно-режимной ситуации, связанной с отключением ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ, возникает превышение значения МДП с ПА для ремонтной схемы в сечении "АПНУ ПС Калино: 2 (6)", определенного на уровне 2800 МВт.

Предварительное снижение перетока в контролируемом сечении "АПНУ ПС Калино: 2 (6)" до МДП с ПА в ремонтной схеме ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ позволяет снизить величину максимальной токовой загрузки до 137% от (1115 А) для ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар и до 101% от (989 А) для ВЛ 220 кВ Калино - Цемент.

Токовая перегрузка транзита 220 кВ Качканар - Цемент - Калино вызвана набросом мощности на ВЛ 220 кВ при отключении двух линий 500 кВ из трех, осуществляющих выдачу мощности электростанций Центральной части энергосистемы Пермского края (Пермская ГРЭС, Камская ГЭС, Яйвинская ГРЭС).

Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Тагил - Калино, а также отключение ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ в ремонтных схемах приводит к срабатыванию АПНУ ПС 500 кВ Калино, управляющие воздействия которой направлены на разгрузку и отключение блоков Пермской ГРЭС. Токовая загрузка ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент снижается в результате реализации воздействий АПНУ ПС 500 кВ Калино.

Для ликвидации максимальной токовой перегрузки транзита 220 кВ Качканар - Цемент - Калино необходимо осуществить разгрузку Пермской ГРЭС не менее, чем на 620 МВт. В результате разгрузки Пермской ГРЭС на 620 МВт токовая загрузка ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар составит 100% от (814 А), а загрузка ВЛ 220 кВ Калино - Цемент составит 76% от (741 А).

Управляющих воздействий АПНУ ПС 500 кВ Калино достаточно для ликвидации токовых перегрузок ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент при нормативных возмущениях в ремонтных схемах.

ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2)

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапах 2017 - 2021 гг. в период летних максимальных нагрузок и в период паводка. Перегрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением одной из следующих групп элементов:

- при отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 (2) и ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2 (1),

- при отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная и ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2 (1),

- при отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино и ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2 (1),

- при отключении 1АТ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2 (1),

- при отключении ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Владимирская 1 и ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2 (1),

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

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) выявлена на этапе 2021 г. в период летних максимальных нагрузок при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 2 (1) и составила 136% от (1110А) при загрузке 64% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) в рассмотренных режимах обусловлена избытком активной мощности в Пермско-Закамском энергоузле.

Токовая перегрузка ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в ремонтных схемах ликвидируется за счет управляющих воздействий АПНУ ПС 500 кВ Калино, направленных на разгрузку и отключение блоков Пермской ГРЭС. Для ликвидации максимальной токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) необходимо осуществить воздействие на РТ-700 блоков N 1 и N 2 Пермской ГРЭС.

Кроме того, на ПС 220 кВ Ирень установлено устройство АОПО ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) с 3 ступенями воздействий.

Управляющих воздействий АОПО ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 (2) достаточно для устранения токовых перегрузок при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, не приводящих к срабатыванию АПНУ ПС 500 кВ Калино.

ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапах 2017 - 2021 гг. в период паводка. Перегрузки ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением одной из следующих групп элементов:

- при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2;

- при отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2);

- при отключении ВЛ 110 кВ Каучук - Сарапул и ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург выявлена на этапе 2017 г. в период паводка при отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) и составила 113% от (683А) при загрузке 70% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург в рассмотренных режимах обусловлена транзитным перетоком в сечении "Урал-Запад" и дефицитом активной мощности в энергосистеме Удмуртской республики.

Следует отметить, что в схемно-режимной ситуации, связанной с аварийными отключениями в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2), возникает превышение значения МДП с ПА для ремонтной схемы в сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 3", определенного на уровне 1180 МВт.

Предварительное снижение перетока в контролируемом сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 3" до ремонтного МДП с ПА в ремонтной схеме ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) позволяет снизить максимальную токовую загрузку ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург до 109% от (655 А).

В настоящее время на ПС 220 кВ Каучук установлено устройство АОПО ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург с 6 ступенями воздействий, 2-5 ступени оснащены контролем направления мощности (от шин ПС 220 кВ Каучук).

Управляющих воздействий АОПО ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург достаточно для устранения токовых перегрузок при нормативных возмущениях в ремонтных схемах.

ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2)

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапах 20162021 гг. в период летних максимальных нагрузок и в период паводка. Перегрузки ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением одной из следующих групп элементов:

- при отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (1),

- при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (1) и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 1 (2),

- при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (1) и ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор N 1 (2),

- при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (1) и ВЛ 110 кВ Каучук - Сарапул.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) выявлена на этапе 2017 г. в период паводка при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (1) и составила 146% (148%) от (1383А (1402А)) при загрузке 67% (66%) от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) в рассмотренных режимах обусловлена избытком активной мощности Южного энергорайона Пермской ЭС и дефицитом активной мощности в энергосистеме республики Удмуртия.

Следует отметить, что в схемно-режимной ситуации, связанной с отключением ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (1), возникает превышение значения МДП с ПА для ремонтной схемы в сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 2", определенного на уровне 1120 МВт.

Предварительное снижение перетока в контролируемом сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 2" до ремонтного МДП с ПА в ремонтной схеме ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (1) позволяет снизить максимальную токовую загрузку ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) до 134% от (1269 А).

Токовая перегрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка в ремонтных схемах ликвидируется за счет управляющих воздействий АРУ Воткинской ГЭС, направленных на отключение гидроагрегатов Воткинской ГЭС. Для ликвидации максимальной токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) необходимо осуществить разгрузку Воткинской ГЭС на 800 МВт.

В настоящее время на Воткинской ГЭС установлено устройство АОПО ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) с 9 ступенями управляющих воздействий.

Управляющих воздействий АОПО ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) достаточно для устранения токовых перегрузок при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, не приводящих к срабатыванию АРУ Воткинской ГЭС.

ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино

Токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапах 2016 - 2021 гг. в периоды летних максимальных и минимальных нагрузок, а также в период паводка. Перегрузки ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 и ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино выявлена на этапе 2019 г. в период летних максимальных нагрузок при отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 и ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2 и составила 163% от (1225 А) при загрузке 25% от в исходной схеме.

Перегрузки ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино при нормативных возмущениях в ремонтных схемах связаны с избытком активной мощности в районе Пермской ГРЭС.

Следует отметить, что в схемно-режимной ситуации, связанной с отключением ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 (2) в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2 (1), возникает превышение значения МДП с ПА для ремонтной схемы в сечениях "АРС Пермская ГРЭС: 2 (73)" и "АРС Пермская ГРЭС: 1 (138)", определенного на уровне 2400 МВт.

Предварительное снижение перетока в контролируемых сечениях "АРС Пермская ГРЭС: 2 (73)" и "АРС Пермская ГРЭС: 1 (138)" до ремонтного МДП с ПА в ремонтной схеме ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 (2) позволяет снизить максимальную токовую загрузку ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино до 137% от (1026 А).

По факту отключения ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 (2) в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2 (1) произойдет срабатывание АРС Пермской ГРЭС с воздействием на РТ-350 одного из блоков и ОГ одного из блоков Пермской ГРЭС. Управляющего воздействия АРС Пермской ГРЭС при отключении ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 и ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2 достаточно для ликвидации токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Калино - Камская ГЭС (разгрузка до 98% от (733 А).

В настоящее время на Камской ГЭС установлено устройство АРЛ ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино с 3 ступенями управляющих воздействий (с контролем направления мощности от шин Камской ГЭС).

Управляющих воздействий АРЛ ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино достаточно для устранения сохранившихся токовых перегрузок при нормативных возмущениях в ремонтной схеме ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 1 (2).

ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II (уч. Чусовая - отп. Скальная, уч. отп. Скальная - Цемент)

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапах 2016 - 2021 гг. в период летних максимальных нагрузок и в период паводка. Перегрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением одной из следующих групп элементов:

- при отключении ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент,

- при отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино и ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ,

- при отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино и ВЛ 220 кВ Калино - Цемент.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II выявлена на этапе 2019 г. в период летних максимальных нагрузок при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Калино - Цемент и составила 149% от (669 А) при загрузке 32% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II в рассмотренных режимах обусловлена дефицитом мощности в районе ПС 220 кВ Цемент энергосистемы Пермского края, а также транзитным перетоком мощности в сторону энергосистемы Свердловской области.

По факту отключения ВЛ 500 кВ Тагил - Калино в ремонтных схемах произойдет срабатывание АПНУ 500 кВ ПС Калино с воздействием на разгрузку и отключение блоков Пермской ГРЭС. Необходимый объем воздействий для ликвидации максимальной токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II должен составлять не менее 1010 МВт.

В настоящее время на ПС 110 кВ Чусовая установлено устройство АППВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II с воздействием на отключение В 110 кВ ВЛ Цемент II с запретом АПВ при достижении допустимой нагрузки. Срабатывание АПП ВЛ 110 кВ Чусовая - Цемент II с отключением данной ВЛ не приводит к дополнительным токовым перегрузкам, поэтому воздействий АПП достаточно.

ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 (2)

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 (2) при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапах 2016 - 2018 гг. в период летних минимальных нагрузок. Перегрузки ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 (2) выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 2 (1) и ВЛ 110 кВ Соликамск - Соликамская ТЭЦ-12.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 (2) выявлена на этапе 2017 (2016) гг. в период летних минимальных нагрузок при отключении ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 2 (1) и ВЛ 110 кВ Соликамск - Соликамская ТЭЦ-12 и составила 105% (104%) от (377 А (374 А)) при загрузке 49% (39%) от в исходной схеме.

Токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 (2) в рассмотренных режимах вызвана дефицитом мощности в период летних минимальных нагрузок в районе размещения Соликамской ТЭц. 

В настоящее время на Соликамской ТЭЦ установлено устройство АРЛ ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 (2) с воздействием ступени на сигнал "Стоп производство ТММ-1", второй ступени на сигнал "Стоп производство ТММ-2". Срабатывание АРЛ ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 (2), вызывающее отключение нагрузки ТММ-1 и ТММ-2, приводит к ликвидации токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 (2) и к дополнительным токовым перегрузкам не приводит.

Для предотвращения токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамская ТЭЦ-12 1 (2) при нормативных возмущениях в ремонтных схемах в летний период рекомендуется превентивно увеличить загрузку Соликамской ТЭЦ до 65 МВт.

ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи I (II)

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи I (II) при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапах 2016-2021 гг. в период летних минимальных нагрузок и в период паводка. Перегрузки ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи I (II) выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением одной из следующих групп элементов:

- при отключении ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи II (I) и 1Т Пермской ГРЭС,

- при отключении ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи II (I) и АТ1 ПС 220 кВ Химкомплекс,

- при отключении ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи II (I) и ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-9 - Владимирская,

- при отключении ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи II (I) и ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-9 - Устиново,

- при отключении ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи II (I) и ВЛ 110 кВ Пермь - Пермская ТЭЦ-6 I (II),

- при отключении ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи II (I) и ВЛ 110 кВ Пермь - Соболи,

- при отключении ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи II (I) и ВЛ 110 кВ Соболи - Владимирская,

- при отключении ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи II (I) и ВЛ 110 кВ Устиново - Химкомплекс,

- при отключении ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи II (I) и КВ Л 110 кВ Пермская ТЭЦ-9 - Заостровка III.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи I (II) выявлена на этапе 2016 (2019) гг. в период летних минимальных нагрузок при отключении ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-6 - Соболи II (I) и ВЛ 110 кВ Пермь - Соболи и составила 114% (112%) от (514 А (506 А)) при загрузке 65% (63%) от в исходной схеме.

Для исключения выявленных токовых перегрузок рекомендуется превентивное снижение загрузки Пермской ТЭЦ-6 в ремонтных схемах.

ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор N 1 (2)

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор N 1 (2) при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапе 2016 г. в период летних максимальных нагрузок. Перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор N 1 (2) выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор N 1 (2) выявлена на этапе 2016 г. в период летних максимальных нагрузок при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 и составила 107% (107%) от (546 А (547 А)) при загрузке 35% (34%) от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор N 1 (2) вызвана потерей питания дефицитного Воткинского энергорайона энергосистемы Удмуртской Республики от РУ 220 кВ ПС 220 кВ Сива, в т.ч. части подстанций Пермэнерго (Большая Соснова, Черновская, Полозово, Сива, Воткинск, Водозабор, Островная, Ножовка, Частые, Стрелка, Опалиха, Бабка), а также набросом транзитного перетока мощности сети 220 кВ на транзит 110 кВ Воткинская ГЭС - Сива - Комсомольская.

В настоящее время на ПС 110 кВ Вобозабор# установлено устройство АОПО ВЛ 110 кВ Водозабор - Воткинская ГЭС I, II цепь с отпайкой на ПС Островная с действием на отключение В 110 кВ Воткинск на ПС 110 кВ Водозабор. Данное управляющее воздействие приводит к отключению большей части потребителей Воткинского энергорайона.

В целях исключения крупного погашения нагрузки Воткинского энергорайона в результате срабатывания указанных устройств АОПО при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1 (2) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 (1) рекомендуется осуществить реконструкцию существующих АОПО ВЛ 110 кВ Водозабор - Воткинская ГЭС I, II цепь с отпайкой на ПС Островная на ПС 110 кВ Водозабор с добавлением управляющего воздействия на деление сети и отключение нагрузки ПС 110 кВ Воткинского энергорайона.

ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапах 20162021 гг. в период паводка. Перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах, связанных с отключением ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 1 и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 2.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук выявлена на этапе 2017 г. в период паводка при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 1 и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 2 и составила 116% от (591 А) при загрузке 54% от в исходной схеме.

Следует отметить, что в схемно-режимной ситуации, связанной с отключением ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 1 (2) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 2 (1), возникает превышение значения МДП с ПА для ремонтной схемы в сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 5", определенного на уровне 1090 МВт (при загрузке Воткинской ГЭС 1000 МВт).

После подготовки ремонтной схемы ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 2 (1) и снижения перетока в контролируемом сечении "Выдача мощности Воткинская ГЭС N 5" ниже ремонтного МДП с ПА путем разгрузки блоков Кармановской ГРЭС, максимальная токовая загрузка ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук при отключении ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Каучук 1 (2) составит 107% от (540 А). Последующее увеличение нагрузки на 25 МВт по активной мощности блоков Чайковской ТЭЦ позволяет ликвидировать перегрузку ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук, при этом загрузка линии составит 99% от (507 А). Альтернативным мероприятием для ликвидации перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук является разгрузка ГГ-1, ГГ-2, ГГ-9, ГГ-10 Воткинской ГЭС в общем объеме на 130 МВт.

В настоящее время на ПС 220 кВ Каучук установлено устройство АПП ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук с 1 ступенью воздействий (без контроля направления мощности), направленной на отключение ВМ 110 кВ ВЛ Воткинская ГЭС на ПС 220 кВ Каучук с запретом АПВ. Отключение ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук приведет к набросу мощности на ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ и возникновению перегрузки данной ВЛ (загрузка ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Чайковская ТЭЦ составит 141% от ).

В целях исключения токовых перегрузок ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук и последующего срабатывания АПП ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Каучук рекомендуется в период паводка обеспечить загрузку Чайковской ТЭЦ на уровне не менее 120 МВт (с учетом нормативных возмущений в нормальной схеме).

Разработка мероприятий по исключению необходимости ввода ГАО в энергорайоне Оверята - Зюкай - Кузьма - Балезино

ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапах 2016-2021 гг. в периоды летних максимальный и минимальных нагрузок, а также в период паводка. Перегрузки ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах АТ 1,2 ПС 220 кВ Балезино.

Максимальная величина токовой загрузки ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская выявлена на этапе 2018 г. в период паводка при отключении ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва в схеме ремонта АТ 1,2 ПС 220 кВ Балезино и составила 134% от (603 А) при загрузке 65% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская в рассмотренных режимах обусловлена значительным потреблением тягового транзита 110 кВ Оверята - Зюкай - Балезино при выводе в ремонт АТ 1,2 ПС 220 кВ Балезино и включении В-110 кВ ВЛ Зюкай - Верещагино и ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма на ПС 110 кВ Зюкай.

Для ликвидации выявленной токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская и исключения ввода ГАО в схемах ремонта АТ 1,2 ПС 220 кВ Балезино рекомендуется установка АОПО ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с действием на отключение потребителей тягового транзита 110 кВ Оверята - Зюкай - Балезино в объеме не менее 30 МВт.

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

Токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва и ВЛ 110 кВ Сюзьва - Григорьевская при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявлены на этапах 2016 - 2020 гг. в периоды летних максимальный и минимальных нагрузок, а также в период паводка. Перегрузки ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва и ВЛ 110 кВ Сюзьва - Григорьевская выявлены при нормативных возмущениях в ремонтных схемах АТ1,2 ПС 220 кВ Балезино.

Максимальная величина токовой загрузки транзита Оверята - Сюзьва - Григорьевская выявлена на ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва на этапе 2018 г. в период паводка при отключении ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская в схеме ремонта АТ1, 2 ПС 220 кВ Балезино и составила 134% от (604 А) при загрузке 67% от в исходной схеме.

Перегрузка ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва и ВЛ 110 кВ Сюзьва - Григорьевская в рассмотренных режимах обусловлена значительным потреблением тягового транзита 110 кВ Оверята - Зюкай - Балезино при выводе в ремонт АТ1, 2 ПС 220 кВ Балезино и включении В-110 кВ ВЛ Зюкай - Верещагино и ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма на ПС 110 кВ Зюкай.

Для ликвидации выявленной токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва и ВЛ 110 кВ Сюзьва - Григорьевская и исключения ввода ГАО в схемах ремонта АТ 1, 2 ПС 220 кВ Балезино рекомендуется установка АОПО ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с действием на отключение потребителей тягового транзита 110 кВ Оверята - Зюкай - Балезино в объеме не менее 30 МВт.

ПС 110 кВ Оверята

На этапах 2016 - 2020 гг. согласно предоставленной Филиалом ОАО "МРСК-Урала" - Пермэнерго комплексной программы развития выявлены случаи превышения токами трехфазного КЗ отключающей способности выключателей на следующих присоединениях 110 кВ ПС 110 кВ Оверята (максимальное значение тока КЗ/отключающая способность):

- Т-1 ПС 110 кВ Оверята (18,616 кА/18,4 кА),

- Т-2 ПС 110 кВ Оверята (19,365 кА/18,4 кА),

- ВЛ 110 кВ Оверята - ГПП-1 (18,616 кА/18,4 кА),

- ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская (уч. отп. Волеги - Оверята) (18,835 кА/18,4 кА).

Согласно ИП ОАО "МРСК Урала" на 2015 - 2020 гг. на этапе 2016 г. планируется реконструкция ПС 110 кВ Оверята с установкой АОДС с управляющим действием, направленным на отключение ШСВ 110 кВ на ПС 110 кВ Оверята с целью ограничения действия токов короткого замыкания.

Березниковская ТЭЦ-10

В связи с оседанием земной поверхности, подработанной БПКРУ-1, был рассмотрен вопрос изменения режимной ситуации при выводе из эксплуатации Березниковской ТЭЦ-10 (в т.ч. распределительных устройств).

Анализ режимной ситуации показал, что токовых перегрузок, обусловленных выводом из эксплуатации Березниковской ТЭЦ-10, в нормальных схемах на этапе 2016 - 2021 гг. не выявлено (максимальное повышение загрузки электросетевых объектов не превышает 4% от ).

Токовые перегрузки при нормативных возмущениях в нормальных и в ремонтных схемах, обусловленные выводом из эксплуатации Березниковской ТЭЦ-10, на этапе 2016 - 2021 гг. в период зимних и летних максимальных нагрузок и в период паводка не выявлены.

ПС 110 кВ Муллы Т1 (Т2)

В результате расчетов на этапе 2020 - 2021 гг. были выявлены перегрузки Т1 (Т2) ПС 110 кВ Муллы в период зимних максимальных нагрузок в нормальной схеме при отключении Т2 (Т1) ПС 110 кВ Муллы. Наибольшее значение токовой перегрузки наблюдается на этапе 2020 г. и составляет для Т1 ПС 110 кВ Муллы 172 А (214% от ) (см. табл. 4.8.1).

Для предотвращения токовых перегрузок рекомендуется замена трансформаторов Т1, Т2 ПС 110 кВ Муллы мощностью 2x16 MBA на новые трансформаторы мощностью 2x40 MBA.

Таблица 4.8.1 - Результаты расчета режимов, в которых выявлена перегрузка элементов ПС 110 кВ Муллы

Период	Зимние максимальные нагрузки 2020 г.				Зимние максимальные нагрузки 2021 г.
Отключаемый элемент	Т1 ПС 110 кВ Муллы		Т2 ПС 110 кВ Муллы		Т1 ПС 110 кВ Муллы		Т2 ПС 110 кВ Муллы
Контролируемый элемент	, А	, %	, А	, %	, А	, %	, А	, %
Т1 ПС 110 кВ Муллы	-	-	168	209	-	-	172	214
Т2 ПС 110 кВ Муллы	165	205	-	-	169	210	-	-

4.8.2 Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно Схемы и программы развития ЕЭС России

Результаты расчетов электроэнергетических режимов и оценки балансовой ситуации в период 2016 - 2021 гг. на территории Пермского края позволяют сделать вывод, что дополнения и корректировки сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно Схемы и программы развития ЕЭС России не требуются.

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

На основании анализа расчетов электроэнергетических режимов за отчетный и перспективный периоды разработан перечень рекомендуемых технических мероприятий для устранения "узких мест", таблицу 4.9.1.

Таблица 4.9.1 - Перечень рекомендуемых к вводу мероприятий электросетевых объектов 110 кВ и выше для устранения "узких мест" электроэнергетической системы Пермского края

N п/п	Наименование объекта	Описание проблемы	Рекомендуемое мероприятие
Электростанции и ПС 110 кВ
1	ПС 110 кВ Нефтяная	При аварийном отключении Т1 (2) ПС 110 кВ Нефтяная загрузка оставшегося в работе Т2 (1) ПС 110 кВ Нефтяная превышает ДДТН. Кратность перегрузки превышает аварийно допустимое значение.	Реконструкция ПС 110 кВ Нефтяная с заменой Т1, Т2 мощностью 2x16 MBA на новые трансформаторы мощностью 2x25 MBA
2	ПС 110 кВ Суда	При аварийных отключениях ВЛ 35 кВ Дороховка - Тюш или ВЛ 35 кВ Карьево - Красный Ясыл загрузка Т2 ПС 110 кВ Суда превышает ДДТН. Кратность перегрузки превышает аварийно допустимое значение.	Реконструкция ПС 110 кВ Суда с заменой Т2 мощностью 10 MBA на новый трансформатор мощностью 16 MBA
3	ПС 110 кВ Муллы	При аварийном отключении Т2 (1) ПС 110 кВ Муллы загрузка Т1 (2) ПС 110 кВ Муллы превышает ДДТН. Кратность перегрузки превышает аварийно допустимое значение.	Реконструкция ПС 110 кВ Муллы с заменой Т1, Т2 мощностью 2x16 MBA на новые трансформаторы мощностью 2x40 MBA
4	ПС 110 кВ Кривец	При аварийном отключении Т2 ПС 110 кВ Кривец загрузка Т1 ПС 110 кВ Кривец превышает ДДТН. Кратность перегрузки превышает аварийно допустимое значение.	Реконструкция ПС 110 кВ Кривец с заменой Т1 мощностью 10 MBA на новый трансформатор мощностью 16 MBA

Таблица 4.9.2 - Перечень рекомендуемых мероприятий по развитию электросетевых объектов 110 кВ и выше электроэнергетической системы Пермского края

N п/п	Наименование объекта	Разрешение технологических ограничений
1.	Строительство ПС 220/20 кВ ООО "СВИСС KPOHO РУС" 2x31,5 MBA - I этап; Строительство отпайки на ПС 220/20 кВ ООО "СВИСС KPOHO РУС" от ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Апрельская ц. 1	Обеспечение технологического присоединения первой очереди ООО "СВИСС KPOHO РУС"
2.	Реконструкция ПС 220/20 кВ ООО "СВИСС KPOHO РУС" 2x31,5 MBA с заменой трансформаторов на 2x63 MBA и установка трансформатора 110/20 кВ 1x31,5 MBA - II этап; Строительство отпайки на ПС 220/110/20 кВ ООО "СВИСС KPOHO РУС" от ВЛ 110 кВ Камская ГЭС - Апрельская ц. 2	Обеспечение технологического присоединения второй очереди ООО "СВИСС KPOHO РУС"
3.	Строительство ПС 220 кВ КамаКалий 3x63 кВ А; Заходы ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 3 на ПС 220 кВ КамаКалий	Обеспечение технологического присоединения первой очереди ОАО "Ковдорский ГОК"
4.	Строительство ПС 220 кВ Строгановская 2x125 MBA; Строительство ВЛ 220 кВ Северная - Строгановская 1,2 Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Северная на две линейные ячейки	Обеспечение технологического присоединения БКПРУ-3 ПАО "Уралкалий"
5.	Строительство ПС 220 кВ Лога; Заход ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 2 на ПС 220 кВ Лога	Обеспечение технологического присоединения ПАО "Уралкалий"
6.	Строительство абонентской ПС 110 кВ Преображенская	Обеспечение технологического присоединения ПАО "Уралкалий"
7.	Строительство ПС 110 кВ Новая	Обеспечение технологического присоединения ПАО "Уралкалий"
8.	Строительство ПС 220 кВ ГПП Урал 4x32 MBA; Заходы ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 3 на ПС 220 кВ ГПП Урал	Обеспечение технологического присоединения ЗАО "Верхнекамская Калийная Компания"
9.	Строительство ПС 110 кВ ГПП-3 2x63 MBA	Обеспечение технологического присоединения ОАО "Корпорация ВСМПО - АВИСМА"
10.	Строительство АТГ N 2 500/220 кВ Пермской ГРЭС 801 MBA	Обеспечение выдачи мощности вновь сооружаемого энергоблока N 4 800 МВт на Пермской ГРЭС
11.	ПС 220 кВ Соболи установка АОПО - АОПО ВЛ 220 кВ Соболи - Владимирская; установка АЛАР с функцией ФОЛ ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи I, II цепь	Реализация технических решений, предусмотренных по титулу "ПС 220 кВ Соболи с заходами ВЛ 220 кВ и сооружением ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи I цепь и ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи II цепь"
12.	Реконструкция ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи 1, 2 с отпайками на ПС Искра, ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 1, 2 и ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2	Обеспечение технологического присоединения энергетических установок АО "Интер РАО - Электрогенерация"
13.	Строительство ПС 110 кВ Субботники	Обеспечение технологического присоединения ООО "РЖД"
14.	Строительство ПС 110/10 кВ Маринкино	Обеспечение технологического присоединения ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"
15.	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Оверята. Автоматика опережающего деления сети 110 кВ	Снижение уровней токов короткого замыкания
16.	Новое строительство КЛ 110 кВ до ПС "Плеханова" (ПС 110/35/6 кВ "Плеханова", 2x25 MBA, КЛ 35 кВ)	Обеспечение технологического присоединения комплекса многоэтажных жилых домов и зданий в районе улиц Плеханова, Грузинская, Кронштадтская, в том числе нового здания Арбитражного суда Пермского края
17.	Новое строительство ВКЛ 110 кВ отп. на ПС Западная от ВЛ Заостровка - Машиностроитель	Обеспечение технологического присоединения ООО "РЖД"
18.	Реконструкция ПС 220 кВ Эмаль (расширение ОРУ 110 кВ)	Обеспечение технологического присоединения ЗАО "Лысьвенский металлургический завод"
19.	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская со стороны ПС на СШ 110 кВ ПС Оверята	Обеспечение технологического присоединения ООО "РЖД"
20.	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва на СШ 110 кВ ПС Оверята	Обеспечение технологического присоединения ООО "РЖД"
21.	Реконструкция ПС 110 кВ Нефтяная с заменой Т1, Т2 мощностью 2x16 MBA на новые трансформаторы мощностью 2x25 MBA.	Исключение превышения ДДТН Т1 (2) ПС 110 кВ Нефтяная при аварийном отключении Т2 (1) ПС 110 кВ Нефтяная
22.	Реконструкция ПС 110 кВ Суда с заменой T2 мощностью 10 MBA на новый трансформатор мощностью 16 MBA.	Исключение превышения ДДТН T2 ПС 110 кВ Суда при аварийных отключениях ВЛ 35 кВ Дороховка - Тюш или ВЛ 35 кВ Карьево - Красный Ясыл
23.	Реконструкция ПС 110 кВ Муллы с заменой T1, T2 мощностью 2x16 MBA на новые трансформаторы мощностью 2x40 MBA.	Исключение превышения ДДТН Т1 (2) ПС 110 кВ Муллы при аварийном отключении Т2 (1) ПС 110 кВ Муллы
24.	Реконструкция ПС 110 кВ Кривец с заменой T1 мощностью 10 MBA на новый трансформатор мощностью 16 MBA.	Исключение превышения ДДТН T1 ПС 110 кВ Кривец при аварийном отключении T2 ПС 110 кВ Кривец
25.	Реконструкция гололедоопасного участка ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС ц.  2 с отпайкой на ПС Горная в пролете опор N 134-323	Обеспечение надежной работы ЛЭП в условиях гололедообразования
26.	Реконструкция гололедоопасного участка ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС ц.  1 в пролете опор N 74309 и в пролете опор N 1-20 на отпайке на ПС 220 кВ Горная	Обеспечение надежной работы ЛЭП в условиях гололедообразования

4.10 Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 220 кВ с выделением сводных данных для сети ниже 110 кВ

В таблице 4.10.1 приведены сводные данные по развитию электрической сети в Пермском крае.

Таблица 4.10.1 - Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и ниже в Пермском крае

Объекты	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Сети 110 кВ
ВЛ, км	3,58	3,58	1,44	0	7	26,6
КЛ, км	0	0	0,26	0	0	1,8
ПС, MBA	0	226	16	0	6,3	0
Сети 35 кВ
ВЛ, км	0,4	0	18,26	14,6	11	1,2
КЛ, км	0	0,6	0	0	0	0
ПС, MBA	0	47,2	12,6	32	57,1	0
Сети 1-20 кВ
ВЛ, км	11,9	2,6	20,49	53,11	37,7	14,7
КЛ, км	18,81	8	28,4	0,07	0	0
ПС, MBA	17,61	1,26	12,63	0,35	0	0
Сети 0,4 кВ
ВЛ, км	9,42	21,45	2,28	32,88	50,62	54,04
КЛ, км	0,71	0	0	0	0	0

Динамика развития электрической сети представлена на рисунке 4.10.1. и рисунке 4.10.2.

Динамика развития центров питания представлена на рисунке 4.10.2. и рисунке 4.10.4.

4.11 Анализ баланса реактивной мощности. Разработка рекомендаций по вводу источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности

Основными источниками реактивной мощности в энергосистеме Пермского края являются:

- Березниковская ТЭЦ-2

- Березниковская ТЭЦ-4

- Березниковская ТЭЦ-10

- Кизеловская ГРЭС-3

- Закамская ТЭЦ-5

- Пермская ТЭЦ-6

- Пермская ТЭЦ-9

- Пермская ТЭЦ-13

- Пермская ТЭЦ-14

- Чайковская ТЭЦ

- Яйвинская ГРЭС

- Пермская ГРЭС

- Широковская ГЭС-7

- Воткинская ГЭС

- Камская ГЭС

- Соликамская ТЭЦ (ТЭЦ-12)

- ГТУ ТЭЦ ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"

На территории энергосистемы Пермского края располагаются дополнительные источники реактивной мощности - БСК и СК. БСК размещены на ПС 220 кВ Ирень, ПС 220 кВ Светлая, ПС 220 кВ Соболи, ПС 110 кВ Кудымкар и ПС 110 кВ Чернушка (т). СК размещены на ПС 220 кВ Бумажная и ПС 220 кВ Титан.

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

Баланс реактивной мощности в электроэнергетической системе Пермского края на 2015 г. представлен в таблице 4.11.1.

Таблица 4.11.1 - Баланс реактивной мощности в электроэнергетической системе Пермского края на 2015 г.

Наименование	Зимний максимум	Зимний минимум	Летний максимум	Летний минимум	Режим паводка
Реактивная мощность нагрузки, Мвар	1567	1362	1391	1293	1415
Нагрузочные потери, Мвар	888	379	816	339	918
в т.ч. потери в ЛЭП	338	132	302	123	325
потери в АТ	550	247	515	216	594
Суммарное потребление реактивной мощности, Мвар	2455	1741	2207	1632	2333
Генерация реактивной мощности электростанциями, CTK, СК, Мвар	882	113	661	-61	817
Генерация реактивной мощности электростанциями, БСК, Мвар	168	248	219	226	218
Зарядная мощность ЛЭП, Мвар	1450	1459	1444	1461	1441
Суммарная генерация реактивной мощности, Мвар	2500	1819	2324	1626	2476
Избыток реактивной мощности, Мвар	45	78	117	-6	143

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов в нормальной схеме показал, что уровни напряжений на шинах станций и подстанций энергосистемы Пермского края в период 2016 - 2021 гг. находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечения нормативных запасов устойчивости.

Согласно Приказу Минэнерго России от 23 июня 2015 г. N 380 "О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии" значения коэффициента реактивной мощности (), потребляемой потребителями электрической энергии в часы больших суточных нагрузок электрической сети, должны соответствовать предельным значениям коэффициента реактивной мощности. Для каждой точки поставки электрической энергии на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств предельно допустимое значение коэффициента реактивной на напряжение 110-500 кВ принимается равным более 0,5.

Соблюдение предельного значения коэффициента реактивной мощности должно обеспечиваться за счет потребителей электрической энергии посредством соблюдения режимов потребления электрической энергии (мощности) либо за счет использования устройств компенсации реактивной мощности.

В качестве расчетных нагрузок для определения коэффициента реактивной мощности в часы наибольших суточных нагрузок приняты значения потребления, соответствующие режиму зимних максимальных нагрузок 2021 г.

С целью обеспечения в режимах наибольших нагрузок предельно допустимого значения коэффициента реактивной мощности, а в режимах наименьших нагрузок обеспечения нулевого коэффициента реактивной мощности рекомендуется осуществить регулирование потребления электрической энергии (мощности), либо установить БСК на рассматриваемых подстанциях.

В таблице 4.11.2 представлены подстанции с превышением предельно допустимого значения коэффициента реактивной мощности на границе раздела балансовой принадлежности в режимах наибольших нагрузок, а также объем реактивной мощности, рекомендуемый для компенсации к 2021 г. с целью обеспечения требуемых значений коэффициента реактивной мощности.

Таблица 4.11.2 - Коэффициент реактивной мощности подстанций ЭЭС Пермского края на 2021 г.

Наименование подстанции	Коэффициент реактивной мощности на границе раздела балансовой принадлежности	Значение реактивной мощности для компенсации, Мвар
ПС 110 кВ Баклановка	0,69	7
ПС 110 кВ Береговая	0,81	5,4
ПС 110 кВ Биржа	0,69	23
ПС 110 кВ БТМК	1,00	5,5
ПС 110 кВ Гожан	0,65	2,8
ПС 110 кВ ГПП-1	0,50	2,7
ПС 110 кВ ГПП-2	0,87	2,3
ПС 110 кВ ГПП-4	0,79	1,6
ПС 110 кВ Деменево	0,64	2,7
ПС 110 кВ Дороховка	0,74	6,3
ПС 110 кВ Дурыманы	0,79	17,6
ПС 110 кВ Ермаковская	1,01	11,7
ПС 110 кВ Заготовка	0,82	1,4
ПС 110 кВ Заостровка	2,00	9
ПС 110 кВ Заполье	0,64	4,5
ПС 110 кВ ЗИС	0,56	7
ПС 110 кВ Каменноложская	0,51	7,5
ПС 110 кВ Карналлит	0,92	11
ПС 110 кВ Кашино	0,80	15,6
ПС 110 кВ Кировская	0,55	4,3
ПС 110 кВ Краснояр	0,65	6,5
ПС 110 кВ Куеда-т	0,90	1,25
ПС 110 кВ КШТ	0,57	4,3
ПС 110 кВ Лукинцы	0,64	3,5
ПС 110 кВ Лысьва	0,53	4,8
ПС 110 кВ Люзень	0,52	2,3
ПС 110 кВ Магний	0,53	35,1
ПС 110 кВ Мартелово	0,64	1,6
ПС 110 кВ Машиностроитель	0,64	4,6
ПС 110 кВ Минерал	0,58	10,5
ПС 110 кВ Мулянка	0,52	2,1
ПС 110 кВ Нефтяная	0,72	6
ПС 110 кВ Ножовка	0,80	2,7
ПС 110 кВ Озерная	0,59	2,6
ПС 110 кВ Опалиха	0,88	1,3
ПС 110 кВ Оса	0,57	5,9
ПС 110 кВ Пермяково	0,89	10,6
ПС 110 кВ Печмень	0,76	3,3
ПС 110 кВ Резвухино	0,83	28,7
ПС 110 кВ Рессорная	1,07	1,8
ПС 110 кВ Романовка	0,64	4,6
ПС 110 кВ Синтетическая	0,51	1,7
ПС 110 кВ Соликамск	0,53	24,4
ПС 110 кВ Сталь	1,65	12,6
ПС 110 кВ Уньва	0,72	5,1
ПС 110 кВ Фанерная	0,75	6,5
ПС 110 кВ Фталевая	0,62	3,6
ПС 110 кВ Чад-Т	0,71	3,2
ПС 110 кВ Чернушка-Т	0,66	3,8
ПС 110 кВ ЧМЗ	0,60	1,9
ПС 110 кВ Чусовая	0,65	4
ПС 110 кВ Щучье Озеро-Т	0,96	2,4
ПС 220 кВ Космос	1,45	57,5
ПС 220 кВ Строгановская	0,52	25,3

4.12 Перечень мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше с указанием требуемых капитальных вложений в текущих ценах и ценах базового года

Перечень мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше с указанием требуемых капитальных вложений в текущих ценах и ценах базового года, таблицу 4.12.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду таблица 4.12.1

Таблица 4.12.1 - Перечень мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше с указанием требуемых капитальных вложений в текущих ценах и ценах базового года

N п/п	Наименование объекта	Стоимость в базовых ценах 2000 года, млн. руб.	Стоимость в ценах 4 кВ. 2015 года, млн. руб.
ВЛ 110 кВ
1.	Строительство отпайки на ПС 220/110/20 кВ ООО "СВИСС КРОНО РУС" от ВЛ 110 кВ Камская ГЭС - Апрельская ц. 2	Данные отсутствуют
ВЛ 220 кВ
2.	Строительство отпайки на ПС 220/20 кВ ООО "СВИСС КРОНО РУС" от ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Апрельская ц. 1	1,11	6,62
3.	Заходы ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 3 на ПС 220 кВ КамаКалий	86,11	515,19
4.	Строительство ВЛ 220 кВ Северная - Строгановская 1,2	99,74	596,78
5.	Заход ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 2 на ПС 220 кВ Лога	277,06	1657,66
6.	Заходы ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 3 на ПС 220 кВ ГПП Урал	114,76	686,6
7.	ПС 220 кВ Соболи установка АОПО - АОПО ВЛ 220 кВ Соболи - Владимирская; установка АЛАР с функцией ФОЛ ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи I, II цепь	Данные отсутствуют
8.	Реконструкция ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи 1, 2 с отпайками на ПС Искра, ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 1, 2 и ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2	32,9	167,03
9.	Реконструкция гололедоопасного участка ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС ц.  2 с отпайкой на ПС Горная (участок опор 206-323)	57,09	393,08
10.	Реконструкция гололедоопасного участка ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС ц.  1 с отпайкой на ПС Горная (участок опор 167-309)	73,37	505,17
ПС 110 кВ
11.	Строительство ПС 110 кВ Преображенская	Данные отсутствуют
12.	Строительство ПС 110 кВ Новая	Данные отсутствуют
13.	Строительство ПС 110 кВ ГПП-3 2x63 MBA	Данные отсутствуют
14.	Строительство ПС 110 кВ Субботники	Данные отсутствуют
15.	Строительство ПС 110/10 кВ Маринкино	Данные отсутствуют
16.	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Долина, ВКЛ-110 кВ.	16,63	99,44
17.	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Оверята. Автоматика опережающего деления сети 110 кВ	1,76	8,74
ПС 110 кВ
18.	Реконструкция ПС 110 кВ Нефтяная с заменой Т1, Т2 мощностью 2x16 MBA на новые трансформаторы мощностью 2x25 MBA.	21,86	130,71
19.	Реконструкция ПС 110 кВ Суда с заменой Т2 мощностью 10 MBA на новый трансформатор мощностью 16 MBA.	9,63	57,56
20.	Реконструкция ПС 110 кВ Муллы с заменой Т1, Т2 мощностью 2x16 MBA на новые трансформаторы мощностью 2x40 MBA.	38,37	229,47
21.	Реконструкция ПС 110 кВ Кривец с заменой Т1 мощностью 10 MBA на новый трансформатор мощностью 16 MBA.	10,17	60,83
ПС 220 кВ
22.	Строительство ПС 220/20 кВ ООО "СВИСС КРОНО РУС" 2x31,5 MBA - I этап	117,72	704,33
23.	Реконструкция ПС 220/20 кВ ООО "СВИСС КРОНО РУС" 2x31,5 MBA с заменой трансформаторов на 2x63 MBA и установка трансформатора 110/20 кВ 1x31,5 MBA - II этап	59,5	356
24.	Строительство ПС 220 кВ КамаКалий 3x63 MBA	301,73	1805,28
25.	Строительство ПС 220 кВ Строгановская 2x125 MBA	387,3	2317,29
26.	Строительство ПС 220 кВ Лога	387,3	2317,29
27.	Строительство ПС 220 кВ ГПП Урал 4x32 MBA	245,05	1466,14
ПС 220 кВ
28.	Реконструкция ПС 220 кВ Эмаль (расширение ОРУ 110 кВ)	7,19	34,76
ПС 500 кВ
29.	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Северная на две линейные ячейки	12,68	45,93
Прочее
30.	Строительство АТГ N 2 500/220 кВ Пермской ГРЭС 801 MBA	276,68	1655,39
31.	Новое строительство КЛ 110 кВ до ПС Плеханова (ПС 110/35/6 кВ "Плеханова", 2x25 MBA, КЛ 35 кВ)	16,20	96,85
32.	Новое строительство ВКЛ 110 кВ отп. на ПС Западная от ВЛ Заостровка - Машиностроитель	3,17	18,96
33.	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская со стороны ПС на СШ 110 кВ ПС Оверята	1,25	7,47
	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва на СШ 110 кВ ПС Оверята

4.13 Анализ утвержденных Схем территориального планирования Пермского края и муниципальных образований на наличие мероприятий, определенных в СиПРЭ

Проведен анализ утвержденных схем территориального планирования Пермского края и муниципальных образований на наличие мероприятий определенных в СиПРЭ:

"Схема территориального планирования Пермского края", утверждена постановлением Правительства Пермского края N 780-п от 27.10.2010 г.;

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Дату названного постановления следует читать как "от 27.10.2009 г."

"Схема территориального планирования Александровского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Александровского муниципального района Пермского края N 384 от 01.03.2012 г.;

"Схема территориального планирования Краснокамского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Краснокамского муниципального района Пермского края N 27 от 22.04.2015 г.;

"Схема территориального планирования Пермского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Пермского муниципального района Пермского края N 34 от 25.12.2014 г.;

"Схема территориального планирования Сивинского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Сивинского муниципального района Пермского края N 124 от 23.12.2013 г.;

"Схема территориального планирования Кизеловского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Кизеловского муниципального района Пермского края N 78 от 29.09.2011 г.;

"Схема территориального планирования Усольского муниципального района Пермского края". Утверждена решением Земского Собрания Усольского муниципального района Пермского края N 381 от 28.08.2013 г.;

"Схема территориального планирования Добрянского муниципального района Пермского края". Утверждена решением Земского Собрания Добрянского муниципального района Пермского края N 710 от 25.12.2013 г.;

"Схема территориального планирования Частинского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Частинского муниципального района Пермского края N 42 от 27.07.2011 г.;

"Схема территориального планирования Соликамского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Соликамского муниципального района Пермского края N 573 от 27.11.2013 г.;

"Схема территориального планирования Юсьвинского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Юсьвинского муниципального района Пермского края N 304 от 10.10.2013 г.;

"Схема территориального планирования Карагайского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Карагайского муниципального района Пермского края N 1/30 от 30.10.2013 г.;

"Схема территориального планирования Октябрьского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Октябрьского муниципального района Пермского края N 987 от 27.05.2011 г.;

"Схема территориального планирования Верещагинского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Верещагинского муниципального района Пермского края N 43/533 от 04.09.2013 г.;

"Схема территориального планирования Осинского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Осинского муниципального района Пермского края N 247 от 28.03.2013 г.;

"Схема территориального планирования Нытвенского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Нытвенского муниципального района Пермского края N 448 от 20.12.2012 г.;

"Схема территориального планирования Кунгурского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Кунгурского муниципального района Пермского края N 645 от 28.03.2013 г.;

"Схема территориального планирования Суксунского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Суксунского муниципального района Пермского края N 100 от 28.03.2013 г.;

"Схема территориального планирования Чердынского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Чердынского муниципального района Пермского края N 283 от 01.11.2011 г.;

"Схема территориального планирования Куединского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Куединского муниципального района Пермского края N 377 от 20.11.2012 г.;

"Схема территориального планирования Гремячинского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Гремячинского муниципального района Пермского края N 323 от 26.10.2012 г.;

"Схема территориального планирования Оханского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Оханского муниципального района Пермского края N 23/5 от 29.06.2011 г.;

"Схема территориального планирования Большесосновского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Большесосновского муниципального района Пермского края N 240 от 25.04.2012 г.;

"Схема территориального планирования Кишертского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Кишертского муниципального района Пермского края N 549 от 02.06.2012 г.;

"Схема территориального планирования Красновишерского муниципального района Пермского края", утверждена решением Земского Собрания Красновишерского муниципального района Пермского края N 597 от 30.06.2011 г.

Анализа# утвержденных схем показал, что внесение дополнений и корректировок в связи с реализацией схемы и программы развития электроэнергетики Пермского края на 2016 - 2021 гг. не требуется.

5. Взаимодействие с комплексной программой развития электрических сетей напряжением 35 КВ и выше на территории Пермского края на 2016-2020 гг.

В целях повышения качества планирования развития территорий в субъектах Российской Федерации и эффективности развития электрических сетей в соответствии с Приказом ПАО "Российские сети" от 25.08.2015 N 155 выполняется работа по разработке Комплексной программы развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории субъектов Российской Федерации на пятилетний период.

Результаты разработки комплексной программы развития электрических сетей Пермского края напряжением 35 кВ и выше на пятилетний период 2016 - 2020 гг. учетны# при разработке схемы и программы развития электроэнергетики Пермского края на 2016 - 2021 гг.

Информация об изменениях:

Указом Губернатора Пермского края от 16 сентября 2016 г. N 133 в наименование внесены изменения, вступающие в силу со дня официального опубликования названного Указа

См. текст наименования в предыдущей редакции

Схема
развития электроэнергетики Пермского края на 2017 - 2021 годы
(утв. указом губернатора Пермского края от 27 мая 2016 г. N 83)

С изменениями и дополнениями от:

16 сентября 2016 г.

Таблица 1 - Схема развития электроэнергетического комплекса Пермского края

N п/п	Наименование объекта	Разрешение технологических ограничений	Год начала строительства	Год окончания строительства
1.	Строительство ПС 220/20 кВ ООО "СВИСС КРОНО РУС" 2x31,5 MBA - I этап; Строительство отпайки на ПС 220/20 кВ ООО "СВИСС КРОНО РУС" от ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Апрельская ц. 1	Обеспечение технологического присоединения первой очереди ООО "СВИСС КРОНО РУС"	2016	2017
2.	Реконструкция ПС 220/20 кВ ООО "СВИСС КРОНО РУС" 2x31,5 MBA с заменой трансформаторов на 2x63 MBA и установка трансформатора 110/20 кВ 1x31,5 MBA - II этап; Строительство отпайки на ПС 220/110/20 кВ ООО "СВИСС КРОНО РУС" от ВЛ 110 кВ Камская ГЭС - Апрельская ц. 2	Обеспечение технологического присоединения второй очереди ООО "СВИСС КРОНО РУС"	2014	2018
3.	Строительство ПС 220 кВ КамаКалий 3x63 кВ А; Заходы ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 3 на ПС 220 кВ КамаКалий	Обеспечение технологического присоединения первой очереди ОАО "Ковдорский ГОК"	2014	2020
4.	Строительство ПС 220 кВ Строгановская 2x125 MBA; Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Северная на две линейные ячейки Строительство ВЛ 220 кВ Северная - Строгановская 1,2	Обеспечение технологического присоединения БКПРУ-3 ПАО "Уралкалий"	2015	2017
5.	Строительство ПС 220 кВ Лога; Заход ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 2 на ПС 220 кВ Лога	Обеспечение технологического присоединения ПАО "Уралкалий"		2021
6.	Строительство абонентской ПС 110 кВ Преображенская	Обеспечение технологического присоединения ПАО "Уралкалий"		2017
7.	Строительство ПС 110 кВ Новая	Обеспечение технологического присоединения ПАО "Уралкалий"		2017
8.	Строительство ПС 220 кВ ГПП Урал 4x32 MBA; Заходы ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 3 на ПС 220 кВ ГПП Урал	Обеспечение технологического присоединения ЗАО "Верхнекамская Калийная Компания"	2015	2018
9.	Строительство ПС 110 кВ ГПП-3 2x63 MBA	Обеспечение технологического присоединения ОАО "Корпорация ВСМПО - АВИСМА"	2016	2019
10.	Строительство АТГ N 2 500/220 кВ Пермской ГРЭС 801 MBA	Обеспечение выдачи мощности вновь сооружаемого энергоблока N 4 800 МВт на Пермской ГРЭС	2013	2016
11.	ПС 220 кВ Соболи установка АОПО - АОПО ВЛ 220 кВ Соболи - Владимирская; установка АЛАР с функцией ФОЛ ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи I, II цепь	Реализация технических решений, предусмотренных по титулу "ПС 220 кВ Соболи с заходами ВЛ 220 кВ и сооружением ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи I цепь и ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи II цепь"	2008	2016
12.	Реконструкция ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи 1, 2 с отпайками на ПС Искра, ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 1, 2 и ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2	Обеспечение технологического присоединения энергетических установок АО "Интер РАО - Электрогенерация"	2015	2016
13.	Строительство ПС 110 кВ Субботники	Обеспечение технологического присоединения ООО "РЖД"	2017	2020
14.	Строительство ПС 110/10 кВ Маринкино	Обеспечение технологического присоединения ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь"		2016
15.	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Оверята. Автоматика опережающего деления сети 110 кВ	Снижение уровней токов короткого замыкания	2015	2016
16.	Строительство КЛ 110 кВ до ПС "Плеханова" (ПС 110/35/6 кВ "Плеханова", 2x25 MBA, КЛ 35 кВ)	Обеспечение технологического присоединения комплекса многоэтажных жилых домов и зданий в районе улиц Плеханова, Грузинская, Кронштадтская, в том числе нового здания Арбитражного суда Пермского края	2013	2021
17.	Строительство ВКЛ 110 кВ отп. на ПС Западная от ВЛ Заостровка - Машиностроитель	Разрешение технологических ограничений	2017	2018
18.	Реконструкция ПС 220 кВ Эмаль (расширение ОРУ 110 кВ)	Обеспечение технологического присоединения ЗАО "Лысьвенский металлургический завод"	2016	2017
19.	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская со стороны ПС на СШ 110 кВ ПС Оверята	Обеспечение технологического присоединения ООО "РЖД"		2016
20.	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва на СШ 110 кВ ПС Оверята	Обеспечение технологического присоединения ООО "РЖД"		2016
21.	Реконструкция ПС 110 кВ Нефтяная с заменой Т1, Т2 мощностью 2x16 MBA на новые трансформаторы мощностью 2x25 MBA.	Исключение превышения ДДТН Т1 (2) ПС 110 кВ Нефтяная при аварийном отключении Т2 (1) ПС 110 кВ Нефтяная.		2016
22.	Реконструкция ПС 110 кВ Суда с заменой Т2 мощностью 10 MBA на новый трансформатор мощностью 16 MBA.	Исключение превышения ДДТН Т2 ПС 110 кВ Суда при аварийных отключениях ВЛ 35 кВ Дороховка - Тюш или ВЛ 35 кВ Карьево - Красный Ясыл.		2017
23.	Реконструкция ПС 110 кВ Муллы с заменой Т1, Т2 мощностью 2x16 MBA на новые трансформаторы мощностью 2x40 MBA.	Исключение превышения ДДТН Т1 (2) ПС 110 кВ Муллы при аварийном отключении Т2 (1) ПС 110 кВ Муллы.		2017
24.	Реконструкция ПС 110 кВ Кривец с заменой Т1 мощностью 10 MBA на новый трансформатор мощностью 16 MBA.	Исключение превышения ДДТН Т1 ПС 110 кВ Кривец при аварийном отключении Т2 ПС 110 кВ Кривец.		2018
25.	Реконструкция гололедоопасного участка ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС ц.  2 с отпайкой на ПС Горная в пролете опор N 134-323	Обеспечение надежной работы ЛЭП в условиях гололедообразования	2016	2021
26.	Реконструкция гололедоопасного участка ВЛ 220 кВ Калино - Яйвинская ГРЭС ц.  1 в пролете опор N 74-309 и в пролете опор N 1-20 на отпайке на ПС 220 кВ Горная	Обеспечение надежной работы ЛЭП в условиях гололедообразования	2016	2021