Распоряжение Министерства энергетики Московской области от 30 апреля 2013 г. N 07-Р "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2014 - 2018 годы"

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", постановлением Правительства Московской области 14.06.2012 N 824/19 "Об установлении штатной численности и утверждении Положения о Министерстве энергетики Московской области":

1. Утвердить схему и программу перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2014 - 2018 годы согласно приложению.

2. Признать утратившими силу:

распоряжение Топливно-энергетического комитета Московской области от 29.04.2011 N 18-Р "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2012 - 2016 годы";

пункт 1 распоряжения Топливно-энергетического комитета Московской области от 28.04.2012 N 15-Р "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2013 - 2017 годы".

3. Контроль исполнения настоящего распоряжения оставляю за собой.

Министр энергетики Московской области

М.А. Кручинин

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2014 - 2018 годы
(утв. распоряжением Министерства энергетики Московской области
от 30 апреля 2013 г. N 07-Р)

1. Общая характеристика региона

Московская область расположена в центральной части Восточно-Европейской равнины в бассейнах рек Волги, Оки, Клязьмы, Москвы. Территория Московской области составляет 44,4 тыс. кв. км.

Московская область входит в состав Центрального Федерального округа Российской Федерации и занимает выгодное географическое положение.

На севере и северо-западе Московская область граничит с Тверской областью, на западе - со Смоленской областью, на северо-востоке - с Ярославской областью, на востоке - с Владимирской областью, на юго-востоке - с Рязанской, на юге - с Тульской областью, на юго-западе - с Калужской областью.

Особенность географического положения - соседство с г. Москвой определяет миграционные потоки, динамичное развитие промышленности, интенсивность транспортных перевозок, строительства жилья и предприятий сферы услуг.

Административное деление Московской области представлено 360 муниципальными образованиями, в том числе 36 городскими округами, 36 муниципальными районами, 111 городскими и 177 сельскими поселениями.

В связи с передачей с 1 июля 2012 года части территорий Московской области под юрисдикцию города Москвы (постановление Московской областной Думы от 07.12.2011 N 1/177-П "Об утверждении соглашения об изменении границы между субъектами Российской Федерации городом Москвой и Московской областью") к г. Москве отошли целиком территории 21 муниципального образования, два городских округа - Троицк и Щербинка, 19 городских и сельских поселений, входивших в Подольский, Ленинский и Наро-Фоминский районы, а также часть Одинцовского и Красногорского районов. Кроме основного юго-западного массива к Москве были присоединены два протуберанца и один эксклав в западном направлении:

- Территория инновационного центра "Сколково" (часть территории городского поселения Новоивановское Одинцовского муниципального района);

- территория "Рублёво-Архангельского" (часть территории сельского поселения Барвихинское Одинцовского муниципального района и городского поселения Красногорск Красногорского муниципального района);

- территория возле города Звенигорода (часть территории сельских поселений Ершовское и Успенское Одинцовского муниципального района).

В целом территория Московской области уменьшилась за счет перехода подмосковных земель к столице на 1,49 тыс. кв. км с численностью проживающего населения 250 тыс. человек (оценка), в том числе на территориях муниципальных образований, полностью вошедших в состав г. Москвы - 243,6 тыс. человек (на 1 января 2012 г.). Таким образом, общая территория Московской области составляет 44,4 тыс. кв. км, на которой проживает 7,048 млн. чел. Плотность населения - 158,8 чел./км2. Уровень урбанизации региона 81,4%.

Московская энергосистема осуществляет электроснабжение потребителей на территории Московской области. Суммарный объем электропотребления на территории Московской области и г. Москвы, находящихся в зоне энергоснабжения Московской энергосистемы, достиг в 2012 году 100,9 млрд. кВт. ч (44% от суммарного объема электропотребления ОЭС Центра), в т.ч. по Московской области эта величина согласно оценке составляет - 46,47 млрд. кВт. ч (46,1% и 20,3% от объема электропотребления Московской энергосистемы и ОЭС Центра).

Рост численности населения в регионе при отрицательных коэффициентах естественного прироста определяется исключительно миграцией населения. Концентрация населения в столичном регионе определяет высокие показатели плотности населения - 147 человека на 1 кв. км по Московской области. Наиболее крупные города Московской области (на 01.01.2012, тыс. человек): Балашиха (221,8), Химки (215,5), Подольск (193,4), Королев (185,6), Мытищи (175,0), Люберцы (176,7), Коломна (145,0), Электросталь (155,7), Железнодорожный (136,0), Серпухов (126,6), Одинцово (137,6).

Московская область относится к динамично развивающимся субъектам Российской Федерации с уровнем экономического развития выше среднего. В регионе производится около 16% общероссийского объема промышленной продукции (данные за 2012 г., в ценах 2010 г.), представленной в основном обрабатывающими производствами (72% в структуре суммарного объема отгруженных товаров приходится на обрабатывающие производства, при 66% в среднем по России). Профилирующие промышленные производства в Московской области - производство пищевых продуктов, продукции металлургии, машиностроения, химии и строительных материалов. Характерно, что в Московской области активный выход из кризиса, восстановление и развитие промышленного комплекса отмечается практически по всем направлениям (производство пищевых продуктов, металлургия, химия, машиностроение), что определило превышение докризисного уровня в целом по промышленности в 2012 году на 19%. Опережающий рост промышленного в Московской области в период 2010 - 2012 гг. (ежегодные приросты в пределах 13,8% - 9,4%) определил выход на уровень докризисного промышленного производства в целом по Московскому региону к 2013 году.

В настоящей работе анализ отчетных показателей развития экономики и электропотребления по Московской области за период до 2011 года проведен с учетом прежних границ между субъектами Российской федерации. Динамика соответствующих показателей, начиная с 2012 года, представлена в новых границах.

Московский регион - крупнейший транспортный узел России, осуществляющий связи со странами мира и городами страны. Железнодорожная сеть с 11 главными направлениями, плотностью железных дорог, достигающей 577 км на 10000 кв. км территории (при 261 км в среднем по ЦФО и 50 км - по России), осуществляет отправление грузов в объеме 18 млн. т (9% от соответствующего показателя по ЦФО и 1,4% - по России) и пассажиров в количестве 490 млн. человек в год (88% от соответствующего показателя по ЦФО и 52% - по России). Характерно, что показатели по объемам перевозок за 2010 год в Московском регионе остаются ниже показателей 2008 года (по ЦФО и России соответствующие показатели достигли уровня 2008 года).

Кроме того, на территории Московской области функционирует транспортная система, состоящая из 11 автомагистралей и двух кольцевых автодорог, трех аэропортов (из них 2 международных - "Шереметьево", "Домодедово"), двух речных портов и более 600 терминальных комплексов.

Пассажирооборот в аэропортах Шереметьево и Домодедово за период 2007 - 2011 годы возрос в 1,7 раза, при незначительном снижении в 2009 году (на 6,2%). Пассажиропоток аэропорта Домодедово в 2011 г. превысил отметку в 25 млн. пассажиров и первым из российских аэропортов вошел в группу крупнейших в Европе.

Через Московскую область проходят и обслуживаются ею практически все основные транзитные "линии" России. Таким образом, Московская область является высокоразвитым транспортным узлом, обеспечивающим связь субъектов Российской Федерации со столицей России, а также с ближним и дальним зарубежьем, организацию транзитных потоков (товаров, имущества, финансов) и миграционных потоков.

Практически закончена разработка проектов реконструкции и обустройства центральной кольцевой автомобильной дороги (ЦКАД) вокруг Москвы и создания системы платных дорог. Конфигурация ЦКАД спроектирована на основе федеральных автомобильных дорог и будет интегрирована в государственную автодорожную систему Российской Федерации с учетом формирования сетевой структуры автомобильных дорог Московской области и международных транспортных коридоров:

- "Лондон - Париж - Берлин - Варшава - Минск - Московская область (южный участок ЦКАД) - Нижний Новгород - Екатеринбург";

- "Хельсинки - Санкт-Петербург - Московская область (западный участок ЦКАД) - Новороссийск - Астрахань".

Перевозки пассажиров на территории Московской области осуществляются автомобильным (свыше 70% в общем объеме перевозок пассажиров), железнодорожным (порядка 20%), трамвайным, троллейбусным и внутренним водным транспортом.

В сфере услуг превышены докризисные показатели по объему розничной торговли (на 10%), по общественному питанию и предоставлению платных услуг соответствующие показатели не достигнуты. В течение 2000-х годов шёл процесс активного развития крупного торгового бизнеса на прилегающих к МКАД территориях Московской области, был построен ряд крупных (площадью до 50 тыс. м2) торговых центров сетей ИКЕА, Metro, Ашан и др. Сетевая торговля широко представлена в области - в большинстве районных центров действуют магазины крупных сетей ("Пятерочка", "Перекресток", "Дикси" и др.). Офисы многочисленных фирм, оказывающих разнообразные услуги, ориентированные на население г. Москвы и области, расположились в ближайших к Москве районах. Активное развитие потребительского рынка продолжается, так в 2011 году объём розничной торговли на 10% превысил докризисный уровень. Одной из характерных тенденций динамики потребительского рынка является изменение его структуры, когда место объектов мелкорозничной торговли занимают крупные сетевые магазины, но при этом в плотно застроенных жилых районах продолжают открываться небольшие магазины "шаговой доступности". В сфере общественного питания стоит отметить активное развитие сети предприятий быстрого питания.

Московская область обладает одним из наиболее мощных в стране строительных комплексов - в субъекте вводится до 14% от всего объема строящегося в России жилья. Обеспеченность населения жильем в 2011 году (29,6 кв. м на одного жителя) выше среднероссийской (22,8 кв. м на одного жителя). Вводимое жилье, главным образом многоэтажное, представлено комплексной застройкой городов и районов области. Особенно плотно застраиваются территории вблизи МКАД, где более низкая по сравнению со столичной стоимость жилья, развитая инфраструктура, близость к месту работы - обеспечивают решение жилищной проблемы.

Основные показатели социально-экономического развития Московской области за отчетный период представлена в таблице 1.1.1.

Таблица 1.1.1

Основные показатели социально-экономического развития Московской области

Показатели	Ед. изм.	Отчет							Ср. год. прирост за период 2007 - 2012 гг., %
		2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г. 1
Численность населения (на 1 янв. соотв. года)	тыс. чел.	6628	6646	6673	6713	6753	7106	7048	1,4
Валовой региональный продукт 2	млн. руб.	1543342	1705393	1845235	1668093	1796536	1922294	н/д	4,5 3
Индекс физического объема ВРП	в % к пред. году	108,7	110,5	108,2	90,4	107,7	107,0	н/д
Суммарный объем отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами по ВЭД Добывающие производства, Обрабатывающие пр-ва и Пр-во и распределение электроэнергии, газа и воды 2	млн. руб.	1384665	1470514	1558745	1352990	1539703	1695213	1854563	5,0
Индекс промышленного производства	в % к пред. году	113,0	106,2	106,0	86,8	113,8	110,1	109,4
в т.ч. по ВЭД Обрабатывающие производства 2	млн. руб.	1152161	1240878	1321535	1119340	1290599	1427402	1597263	5,6
Индекс промышленного производства по ВЭД Обрабатывающие производства	в % к пред. году	113,4	107,7	106,5	84,7	115,3	110,6	111,9
Инвестиции в основной капитал 2	млн. руб.	370133	539654	543971	398731	345301	317332	н/д	-3,0 3
Индекс инвестиций в основной капитал	в % к пред. году	112,2	145,8	100,8	73,3	86,6	91,9	н/д
Объем работ, выполненных по ВЭД "Строительство"	млн. руб.	263201	292679	302923	221134	250987	247975	222186	-2,8
Индекс физического объема работ, выполненных по ВЭД "Строительство" 2	в % к пред. году	110,7	111,2	103,5	73,0	113,5	98,8	89,6
Ввод в действие жилых домов	тыс. кв. м общей площади	6484	7805	7881	8452	7939	8219	6885	1,0
Пассажирооборот аэропортов 4	млн. чел.	28,1	32,7	35,5	33,3	41,4	48,2	54,4	11,7
Продукция сельского хозяйства 2	млн. руб.	85504	87299	86601	92923	78148	93309	87617	0,4
Индекс физического объема продукции сельского хозяйства	% к предыдущему году	99,7	102,1	99,2	107,3	84,1	119,4	93,9
Оборот розничной торговли 2	млн. руб.	686320	857214	1025228	943210	1016780	1126592	1176162	9,4
Индекс объема оборота розничной торговли	в % к пред. году	126,1	124,9	119,6	92,0	107,8	110,8	104,4
Оборот общественного питания 2	млн. руб.	47535	51242	54522	41818	43951	48258	н/д	0,3 3
Индекс объема оборота общественного питания	в % к пред. году	106,5	107,8	106,4	76,7	105,1	109,8	н/д
Объем платных услуг населению	млн. руб.	213954	232140	244212	231513	237532	240857	230019	1,2
Индекс объема платных услуг населению	в % к пред. году	109,6	108,5	105,2	94,8	102,6	101,4	95,5

1 - с учетом расширения с 01.07.2012 г. границ г. Москвы в соответствии с постановлением Совета Федерации Федерального собрания РФ от 27.11.2011 г. N 560-СФ;

2 - в ценах 2010 г.;

3 - среднегодовой прирост за период 2007 - 2011 гг., %;

4 - аэропорты "Шереметьево и "Домодедово".

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Московской области за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Московской области.

Московская энергосистема входит в состав ОЭС Центра и осуществляет электроснабжение потребителей на территории г. Москвы и Московской области.

Установленная мощность электростанций Московской энергосистемы на 01.01.2013 год составила 18088,4 МВт.

Потребление электроэнергии в 2012 году на территории ОЭС Центра было на 2,6% выше уровня 2011 года и составило 229,4 млрд. кВт. ч (по данным ОАО "СО ЕЭС" за 2012 год).

Московская энергосистема является крупнейшим потребителем электроэнергии в ОЭС Центра - ее электропотребление составляет 43,99% от суммарного потребления ОЭС Центра (по данным ОАО "СО ЕЭС" за 2012 год).

Крупными потребителями в Московской энергосистеме являются ОАО "Московский нефтеперерабатывающий завод", ГУП "Московский метрополитен", ГУП "Мосгортранс", ОАО "Сити", железнодорожный транспорт, ОАО "Воскресенские минеральные удобрения", международные аэропорты Шереметьево, Домодедово, Внуково.

На территории Московской области расположены электростанции ОАО "Мосэнерго", ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация" (Каширская ГРЭС-4), ОАО "Э.ОН Россия" (Шатурская ГРЭС-5), ОАО "РусГидро" (Загорская ГАЭС) и блок-станции (электростанции различных ведомств и форм собственности).

В диспетчерском отношении генерирующие источники на территории области подчиняются филиалу ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ. Эксплуатацию электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше осуществляет МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", а 110 кВ и ниже - ОАО "Московская объединенная электросетевая компания", ОАО "Московская областная энергосетевая компания" и ряд других электросетевых компаний низкого напряжения.

На территории Московской области расположены следующие основные объекты генерации:

- 7 электростанций ОАО "Мосэнерго":

- ГРЭС-3 им. Классона (г.о. Электрогорск);

- ТЭЦ-6 (г.о. Орехово-Зуево);

- ТЭЦ-17 (Ступинский муниципальный район);

- ТЭЦ-22 (г.о. Дзержинский);

- ТЭЦ-27 (Мытищинский муниципальный район);

- ТЭЦ-29 (г.о. Электросталь);

- ТЭЦ-30 (ГТУ-ТЭЦ) (Павлово-Посадский муниципальный район);

- ТЭС, входящая в состав ОАО "НАТЭК Инвест-Энерго";

- ГТ ТЭЦ "Щелково", входящая в состав ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго";

- ТЭЦ промышленных предприятий;

- Каширская ГРЭС-4, входящая в состав ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация";

- Шатурская ГРЭС-5, входящая в состав ОАО "Э.ОН Россия";

- Загорская ГАЭС-1, входящая в состав ОАО "РусГидро";

- Гидроэлектростанции ФГУП "Канал имени Москвы";

- Гидроэлектростанции МГУП "Мосводоканал".

Состав и установленная мощность электростанций Московской энергосистемы по состоянию на 01.01.13 следующие:

Открытое акционерное общество "Мосэнерго".

На территории Московской области ОАО "Мосэнерго" представлено ГРЭС-3, ТЭЦ-6, ТЭЦ-17, ТЭЦ-22, ТЭЦ-27, ТЭЦ-29, ТЭЦ-30 (ГТУ-ТЭЦ).

- ГРЭС-3 им. Классона.

Государственная районная ордена Трудового Красного Знамени электрическая станция ГРЭС-3 им. Классона расположена в г. Электрогорск.

Установленная электрическая мощность, МВт - 532,3.

Установленная тепловая мощность, Гкал/час - 244,9.

- ТЭЦ-6 (филиал ГРЭС-3).

Вырабатываемая ТЭЦ-6 электроэнергия передается в сети ОАО "Московская объединенная электросетевая компания". Тепловая энергия отпускается потребителям г. Орехово-Зуево в виде пара и горячей воды на нужды производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

1 января 2009 года вошла в состав ГРЭС-3.

Установленная мощность, МВт - 18.

Установленная тепловая мощность, Гкал/час - 146.

- ТЭЦ-29 (филиал ГРЭС-3).

В подмосковном городе Электросталь построены 1-ая и 2-ая очереди малой ГТУ-ТЭЦ, которая является структурным подразделением ГРЭС-3.

Основное оборудование 1-й очереди - газотурбинный блок GT-35 с котлом-утилизатором ТF-80 шведской фирмы ABB STAL. Электрическая мощность турбины 16,78 МВт, тепловая - 54,08 Гкал/час.

- ТЭЦ-17.

Расположена в городе Ступино Московской области. Основной вид топлива - природный газ. Электростанция обеспечивает электричеством и теплом промышленные предприятия и коммунальное хозяйство города Ступино, а также население. Особенностью электростанции является открытая система теплоснабжения и использование брызгального бассейна для охлаждения циркуляционной воды.

Установленная электрическая мощность МВт - 192.

Установленная тепловая мощность Гкал/час - 712.

- ТЭЦ-22.

Вырабатываемая ТЭЦ-22 электроэнергия передается в сети соответствующих территориальных сетевых организаций. ТЭЦ-22 обеспечивает теплоэнергией юго-восточные районы Москвы (Орехово-Борисово, Кузьминки, Люблино, Выхино, Вешняки), г. Дзержинский и большую часть населенных пунктов Люберецкого района Московской области, снабжает паром промышленных параметров Московский нефтеперерабатывающий завод в Капотне, тепличные хозяйства и предприятия Люберецкого района.

Установленная электрическая мощность, МВт - 1310.

Установленная тепловая мощность, Гкал/час - 3606.

- ТЭЦ-27.

ТЭЦ-27 введена в 25 декабря 1992 года и является одной из новых электростанций ОАО "Мосэнерго".

Сегодня филиал Московской энергетической компании ТЭЦ-27 считается самой экологически чистой электростанцией в России. Она оснащена современными высокотехнологичными устройствами. Установленная на станции информационно-управляющая система обеспечивает надежность и экономичность работы оборудования и осуществляет непрерывный контроль за выбросами вредных веществ.

Установленная электрическая мощность, МВт - 1060.

Установленная тепловая мощность, Гкал/час - 1876.

- ТЭЦ-30 (ГТУ-ТЭЦ).

В подмосковном городе Павловский Посад в 2009 году была введена новая ГТУ-ТЭЦ, которая увеличила надёжность энергоснабжения потребителей и теплоснабжения (обеспечивает потребность в горячей воде для системы отопления и горячего водоснабжения двух районов г. Павловский Посад - Центральный район и район "РЖД").

Установленная электрическая мощность МВт - 16.

Установленная тепловая мощность Гкал/час - 32.

Открытое акционерное общество ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго".

В подмосковном городе Щелково в 2011 году введена в эксплуатацию Щелковская ГТ ТЭЦ.

Установленная электрическая мощность - 18 МВт., тепловая мощность - 80 Гкал/час.

Открытое акционерное общество ОАО "НАТЭК Инвест-Энерго".

В подмосковном городе Красногорск в 2007 году введена в эксплуатацию ТЭС. Основной вид топлива природный газ.

Установленная электрическая мощность, 12 МВт., тепловая мощность - 30,43 Гкал/час.

Открытое акционерное общество ОАО "Мобильные ГТЭС".

Для обеспечения оперативного резерва мощности в часы пиковых нагрузок вблизи ПС 110 кв Пушкино, ПС 110 кВ Дарьино, ПС 110 кВ Игнатово Московской области установлены мобильные комплексы ГТЭС общей суммарной мощностью 157,5 МВт.

ТЭЦ промышленных предприятий.

В подмосковных городах Видное, Воскресенск, Клин, Рошаль энергоснабжение потребителей осуществляется от ТЭЦ ОАО "Москокс", ОАО "Воскресенские минеральные удобрения", ООО "Энергоцентр" и ОАО "Инвестгазпром" соответственно. Установленная суммарная электрическая мощность - 108,7 МВт., тепловая - 424,9 Гкал/час.

ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация".

На территории Московской области ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация" представлено Каширской ГРЭС.

Расположена в городе Кашира Каширского района Московской области.

Характеристика оборудования:

Установленная электрическая мощность, 1910 МВт.

Тепловая мощность - 458 Гкал/час.

Оборудование:

7 энергоблоков: дубль блоки 300 МВт N 1, 2, 330 МВт N 3, моноблоки 300 МВт N 4 - 6, теплофикационный блок 80 МВт N 7.

Открытое акционерное общество "Э.ОН Россия"

На территории Московской области общество представлено Шатурской ГРЭС.

Расположена в городе Шатура Московской области.

Характеристика оборудования:

Установленная энергетическая мощность: 1493,4 МВт.

Установленная тепловая мощность - 344,3 Гкал/час.

Открытое акционерное общество "РусГидро"

На территории Московской области ОАО "РусГидро" представлено Загорской ГАЭС.

Расположена на реке Кунья поселок Богородское Сергиево-Посадском районе Московской области.

Характеристика оборудования:

Установленная мощность:

- турбинный режим - 1200 МВт;

- насосный режим - 1320 МВт.

Федеральное государственное унитарное предприятие "Канал имени Москвы".

На территории Московского региона расположено пять гидроэлектростанций предприятия. Установленная суммарная энергетическая мощность: 65,12 МВт.

Московское государственное унитарное предприятие "Мосводоканал".

Генераторная мощность 9-ти гидроэлектростанций предприятия составляет 18,29 МВт, при этом объем выработки электроэнергии может составлять до 45 млн. кВт. час. Единичная мощность ГЭС от 280 кВт до 3200 кВт.

Передача электроэнергии на территорию области с ОРЭМ осуществляется через высоковольтные электрические сети ОАО "ФСК ЕЭС" в сети ОАО "Московская объединенная электросетевая компания".

На территории Московской области услуги по передаче и распределению электрической энергии оказывает филиал ОАО "ФСК ЕЭС" "Магистральные электрические сети Центра" (МЭС Центра).

Структура и характеристика электросетевых активов ОАО "ФСК ЕЭС" на территории Московской области*
Общая протяженность воздушных линий электропередачи высоковольтных электрических сетей, км, в т.ч.:	5362,73
- 750 кВ	251,41
- 500 кВ	1457,97
- 220 кВ	3653,35
Общее количество высоковольтных подстанций, шт.	29
Установленная трансформаторная мощность подстанций, МВА	22789
Протяженность кабельных линий, км, в т.ч.:	400,53
- 750 кВ	-
- 500 кВ	191,32
- 220 кВ	209,21
Структура и характеристика электросетевых активов ОАО "Московская объединенная электросетевая компания"
Общая протяженность воздушных линий электропередачи высоковольтных электрических сетей, км, в т.ч.:	13 783,60
- 220 кВ	1 026,60
- 110 кВ	8 741,80
- 35 кВ	4 015,20
Общая протяженность воздушных линий электропередачи распределительных электрических сетей, км, в т.ч.:	49 003,60
- 10 кВ	18 741,00
- 6 кВ	8 155,50
- 0,4 кВ	22 107,10
Общее количество высоковольтных подстанций, шт., в т.ч.	493
- 220 кВ	16
- 110 кВ	272
- 35 кВ	205
Установленная трансформаторная мощность подстанций, МВА, в т.ч.	29 212,28
- 220 кВ	5 979,0
- 110 кВ	16 248,3
- 35 кВ	2 063,98
- 20 кВ	0,00
- 10 кВ	3 327,50
- 6 кВ	1 593,5
- 0,4 кВ	0,00
Протяженность кабельных линий, км, в т.ч.:	11 699,80
- 500 кВ	0,00
- 220 кВ	0,7
- 110 кВ	38,9
- 35 кВ	517,10
- 20 кВ	0,00
- 10 кВ	5 544,50
- 6 кВ	3 754,80
- 0,4 кВ	1 843,80
Общее количество трансформаторных подстанций распределительных сетей, шт.	14 646
Установленная трансформаторная мощность распределительных сетей, МВА	4 920,7
Обслуживаемая площадь, кв. км.	44 379

* в границах до 01.07.2012.

Далее от ОАО "Московская объединенная электросетевая компания" передача электроэнергии осуществляется либо потребителям, напрямую присоединенным к сетям ОАО "Московская объединенная электросетевая компания", либо через сети иных электросетевых организаций, нижестоящих по уровню напряжения.

На территории Московской области осуществляют деятельность девять гарантирующих поставщиков электрической энергии.

Гарантирующие поставщики электрической энергии для потребителей Московской области

N п/п	Наименование организации	Границы зоны деятельности гарантирующего поставщика
1.	ЗАО "Балашихинская электросеть"	Границы балансовой принадлежности электрических сетей ЗАО "Электросетьэксплуатация" на территории г.о. Балашиха, г.о. Железнодорожный, г.о. Реутов, за исключением границ зоны деятельности ОАО "Оборонэнергосбыт"
2.	ОАО "Электросеть" г. Мытищи	Границы балансовой принадлежности электрических сетей ОАО "Мытищинская электросетевая компания" за исключением границ зоны деятельности ОАО "Оборонэнергосбыт"
3.	МУП "Ивантеевские электросети"	Границы балансовой принадлежности электрических сетей МУП "Ивантеевская электросетевая транспортная компания" за исключением границ зоны деятельности ОАО "Оборонэнергосбыт"
4.	МУП Истринского муниципального района "Объединение "Истринские электросети"	Границы балансовой принадлежности электрических сетей МУП "Истринская сетевая компания" за исключением границ зоны деятельности ОАО "Оборонэнергосбыт"
5.	ОАО "Королевская электросеть СК"	Границы балансовой принадлежности электрических сетей ЗАО "Королевская электросеть" городского округа Королев, за исключением границ зоны деятельности ОАО "Оборонэнергосбыт"
6.	ОАО "Красногорская электрическая сеть"	Границы балансовой принадлежности электрических сетей ОАО "Красногорское предприятие электрических сетей" Красногорского муниципального района, за исключением границ зоны деятельности ОАО "Оборонэнергосбыт"
7.	ОАО "Мосэнергосбыт"	Административные границы Московской области, за исключением границ зон деятельности других гарантирующих поставщиков, осуществляющих деятельность на территории Московской области
8.	ООО "Русэнергосбыт"	На территории Московской области - границы балансовой принадлежности электрических сетей в отношении: 1. потребителей, энергопринимающие устройства которых непосредственно технологически присоединены к электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании в границах Октябрьской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" - по границам балансовой принадлежности электрических сетей Октябрьской железной дороги - филиала ОАО "РЖД", за исключением границ зоны деятельности ОАО "Оборонэнергосбыт"; 2. подразделений ОАО "РЖД" на нужды Октябрьской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" и Московской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" (без субабонентов) по точкам (группам точек) поставки на оптовом рынке в пределах административных границ Московской области, за исключением границ зоны деятельности ОАО "Оборонэнергосбыт"
9.	ОАО "Оборонэнергосбыт"	Границы балансовой принадлежности электрических сетей, принадлежащих на праве собственности или на ином законном основании организациям (сетевые организации, хозяйствующие субъекты), находящимся в ведении Министерства обороны Российской Федерации и (или) образованным во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 15.09.2008 N 1359 "Об открытом акционерном обществе "Оборонсервис", на территории Московской области

Из общего объема поставки электрической энергии потребителям Московской области более 80% составляют услуги оказываемые ОАО "Моэнергосбыт".

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Московской области и структура электропотребления.

Период 2007 - 2012 гг. характеризуется опережающим ростом электропотребления в Московской энергосистеме - 1,94% в среднегодовом исчислении. При этом в докризисный период (2006 - 2008 гг.) темпы прироста спроса существенно выше - 3,9%. Снижение спроса на электроэнергию в Московском регионе в 2009 г. составило 2%. По мере выхода из кризиса по Московской энергосистеме в целом к 2011 г. был превышен суммарный уровень электропотребления 2008 г., в том числе по Московской области превышение соответствующего показателя составило около 5%. Это определяется опережающим ростом электропотребления в сфере услуг и в домашних хозяйствах. При этом в промышленности Московской энергосистемы уровень электропотребления в 2011 г. остается ниже докризисных показателей, в том числе по Московской области - ниже на 11% (по данным Росстата рост электропотребления в промышленности Московской обл., имевший место в 2010 г., прежде всего за счет ВЭД "Производство и распределение электроэнергии, газа и воды", в 2011 г. меняет тенденцию и характеризуется снижением соответствующих показателей).

В 2012 г. суммарный спрос на электроэнергию в Московской энергосистеме достиг 100,924 млрд. кВт. ч, что определило превышение докризисного уровня спроса на 5,2%, по Московской обл. - 46,474 млрд. кВт. ч (с учетом изменения территориальных границ). Динамика показателей электропотребления по Московской энергосистеме и Московской обл. за отчетный период представлена в таблице 2.2.1.

Доля Московской энергосистемы возросла с 42% в 2006 г. до 44% в 2012 г. в суммарном электропотреблении по зоне централизованного электроснабжения ОЭС Центра и с 9,5% до 9,9% в суммарном электропотреблении по зоне ЕЭС России. Доля Московской обл. в электропотреблении Московской энергосистемы снизилась с 47,2% в 2007 г. до 46,05% в 2012 г., что связано с изменением территориальных границ. Особенности структуры электропотребления определяются развитием экономики региона (таблицы 2.2.2, 2.2.3, рисунок 2.2.1). В целом для Московской обл. характерна относительно низкая доля электропотребления в промышленности - 35,6% в структуре суммарного электропотребления при 47,7% в среднем по стране.

Таблица 2.2.1

Динамика электропотребления по Московской энергосистеме

млрд. кВт. ч.
	Отчет							Сред. год. прирост за период 2007 - 2012 гг., %
	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.
ЭС г. Москвы и Московской обл. 1	89,911	92,958	95,899	93,998	97,730	98,223	100,924
годовой темп прироста, %	5,2	3,4	3,2	-2,0	4,0	0,5	2,7	1,94
Московская область 2	42,618	43,876	44,593	43,803	46,422	46,754 5	46,474 3
годовой темп прироста, %	7,0	3,0	1,6	-1,8	6,0	0,7	-0,6	1,45 (1,87 4)

1 - по данным ОАО "СО-ЕЭС";

2 - оценка в соответствии с данными Росстата;

3 - распределение электропотребления между г. Москвой и Московской обл. оценено с учетом расширения с 01.07.2012 г. границ г. Москвы в соответствии с постановлением Совета Федерации Федерального собрания РФ от 27.11.2011 г. N 560-СФ и оценкой уровня электропотребления на присоединенной территории в объеме 1,97 млрд. кВт. ч. в 2012 г.;

4 - среднегодовой прирост 2007 - 2011 гг., %;

5 - с учетом заряда Загорской ГАЭС.

В промышленности Московского региона и Московской области практически весь спрос на электроэнергию формируется в обрабатывающих производствах. В структуре электропотребления Московской обл. доля промышленности составляет 36%. Характерная особенность структуры промышленного электропотребления Московского региона и Московской области - высокая доля прочих производств (до 55%, при 8,3% в среднем по России), что определяется концентрацией в регионе научно-производственных центров по проектированию продукции ОПК (в т.ч. в авиационной, космической, ядерной областях). В числе других профилирующих производств - пищевая, машиностроительная, химическая промышленность и промышленность строительных материалов. Что касается энергоемкого металлургического производства - уровни электропотребления остаются существенно ниже докризисных показателей (на 22%).

Таблица 2.2.2

Объемы и структура потребления электроэнергии по Московской области за период 2006 - 2011 годы

N п.п.	Виды экономической деятельности	2006 г.		2007 г.		2008 г.		2009 г.		2010 г.		2011 г.
		млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%
1	Промышленное производство	15,734	36,20	17,268	39,13	17,521	38,89	18,825	43,41	17,935	38,08	15,496	35,55
2	Добыча полезных ископаемых	0,192	0,44	0,197	0,45	0,195	0,43	0,138	0,32	0,109	0,23	0,110	0,25
2.1	Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых	0,002	0,00	0,002	0,00	0,002	0,00	0,022	0,05	0,014	0,03	0,000	0,00
2.2	Добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических	0,190	0,44	0,195	0,44	0,193	0,43	0,116	0,27	0,095	0,20	0,110	0,25
3	Обрабатывающие производства	14,573	33,52	15,495	35,11	15,949	35,40	12,607	29,07	13,473	28,61	13,290	30,49
3.1	Производство кокса, нефтепродуктов	0,137	0,32	0,131	0,30	0,149	0,33	0,107	0,25	0,081	0,17	0,055	0,13
3.2	Металлургическое производство и производство готовых метизов	0,820	1,89	0,852	1,93	0,825	1,83	0,653	1,51	0,709	1,51	0,735	1,69
3.3	Химическое пр-во и пр-во резиновых и пластмассовых изделий	1,349	3,10	1,486	3,37	1,487	3,30	1,204	2,78	1,288	2,73	1,343	3,08
3.4	Пр-во строительных материалов	1,394	3,21	1,509	3,42	1,618	3,59	1,383	3,19	1,439	3,06	1,536	3,52
3.5	Машиностроительное производство	0,926	2,13	0,942	2,13	0,946	2,10	0,806	1,86	0,822	1,75	0,841	1,93
3.6	Целлюлозно-бумажное и деревообрабатывающее пр-во	0,343	0,79	0,403	0,91	0,361	0,80	0,347	0,80	0,400	0,85	0,427	0,98
3.7	Текстильное и швейное пр-во и пр-во кожи и изделий из кожи	0,266	0,61	0,213	0,48	0,175	0,39	0,129	0,30	0,145	0,31	0,135	0,31
3.8	Производство пищевых продуктов	0,767	1,76	0,800	1,81	0,934	2,07	0,919	2,12	0,953	2,02	0,963	2,21
3.9	Прочие производства	8,571	19,72	9,159	20,75	9,454	20,98	7,059	16,28	7,636	16,21	7,255	16,65
4	Производство и распределение газа и воды	0,969	2,23	1,576	3,57	1,377	3,06	6,080	14,02	4,353	9,24	2,096	4,81
5	Строительство	0,720	1,66	0,838	1,90	0,976	2,17	0,738	1,70	0,745	1,58	1,004	2,30
6	Транспорт и связь	2,837	6,53	3,180	7,21	3,223	7,15	2,831	6,53	2,993	6,35	3,232	7,42
7	Непроизводственная сфера	13,623	31,34	13,171	29,84	13,642	30,28	13,358	30,80	14,925	31,69	15,149	34,76
7.1	домашнее хозяйство	6,582	15,14	7,494	16,98	7,916	17,57	7,811	18,01	8,177	17,36	8,081	18,54
7.1.1	город	4,904	11,28	4,826	10,93	5,180	11,50	5,250	12,11	5,620	11,93	5,265	12,08
7.1.2	село	1,678	3,86	2,668	6,05	2,736	6,07	2,561	5,91	2,557	5,43	2,816	6,46
7.2	сфера услуг	7,041	16,20	5,677	12,86	5,726	12,71	5,547	12,79	6,748	14,33	7,068	16,22
8	Производственные нужды с/х	1,422	3,27	1,342	3,04	1,370	3,04	1,078	2,49	0,979	2,08	0,914	2,10
9	Итого полезное потребление	34,336	78,99	35,799	81,11	36,732	81,53	36,830	84,93	37,577	79,78	35,795	82,13
10	потери в сетях	7,389	17,00	6,625	15,01	6,546	14,53	4,893	11,28	7,731	16,41	5,896	13,53
11	с.н. электростанций	1,745	4,01	1,711	3,88	1,778	3,95	1,641	3,78	1,792	3,80	1,893	4,34
12	Всего потребление 2)	43,470	100,00	44,135	100,00	45,056	100,00	43,364	100,00	47,100	100,00	43,584	100,00

1) Электропотребление по ВЭД представлено по данным Росстата.

2) Без учета потребления Загорской ГАЭС.

Таблица 2.2.3

Объемы и структура потребления электроэнергии по зоне централизованного электроснабжения Московской энергосистемы за период 2006 - 2011 годы

N п.п.	Виды экономической деятельности	2006 г.		2007 г.		2008 г.		2009 г.		2010 г.		2011 г.
		млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%
1	Промышленные производства	28,720	31,9	32,528	35,0	31,078	32,4	31,173	33,2	28,983	29,7	28,335	28,8
2	Добыча полезных ископаемых	0,192	0,2	0,198	0,2	0,195	0,2	0,138	0,1	0,109	0,1	0,110	0,1
2.1	Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых	0,002	0,0	0,002	0,0	0,002	0,0	0,022	0,0	0,014	0,0	0,000	0,0
2.2	Добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических	0,190	0,2	0,196	0,2	0,193	0,2	0,116	0,1	0,095	0,1	0,110	0,1
3	Обрабатывающие производства	26,140	29,1	29,716	32,0	29,353	30,6	24,119	25,7	23,597	24,1	24,523	25,0
3.1	Производство кокса, нефтепродуктов	0,704	0,8	0,734	0,8	0,710	0,7	0,720	0,8	0,675	0,7	0,697	0,7
3.2	Металлургическое производство и производство готовых метизов	1,113	1,2	1,116	1,2	1,061	1,1	0,827	0,9	0,851	0,9	0,871	0,9
3.3	Химическое пр-во и пр-во резиновых и пластмассовых изделий	1,763	2,0	1,904	2,0	1,955	2,0	1,510	1,6	1,600	1,6	1,646	1,7
3.4	Пр-во строительных материалов	1,596	1,8	1,721	1,9	1,808	1,9	1,522	1,6	1,576	1,6	1,660	1,7
3.5	Машиностроительное производство	2,050	2,3	2,040	2,2	1,940	2,0	1,604	1,7	1,744	1,8	1,640	1,7
3.6	Целлюлозно-бумажное и деревообрабатывающее пр-во	0,596	0,7	0,622	0,7	0,559	0,6	0,515	0,5	0,570	0,6	0,575	0,6
3.7	Текстильное и швейное пр-во и пр-во кожи и изделий из кожи	0,421	0,5	0,344	0,4	0,292	0,3	0,223	0,2	0,231	0,2	0,213	0,2
3.8	Производство пищевых продуктов	1,743	1,9	1,789	1,9	1,785	1,9	1,677	1,8	1,764	1,8	1,727	1,8
3.9	Прочие производства	16,154	18,0	19,446	20,9	19,243	20,1	15,521	16,5	14,586	14,9	15,494	15,8
4	Производство и распределение газа и воды	2,388	2,7	2,614	2,8	1,530	1,6	6,916	7,4	5,277	5,4	3,702	3,8
5	Строительство	1,769	2,0	1,887	2,0	2,046	2,1	1,731	1,8	1,455	1,5	2,081	2,1
6	Транспорт и связь	6,093	6,8	6,477	7,0	6,624	6,9	6,389	6,8	6,351	6,5	6,504	6,6
7	Непроизводственная сфера	33,156	36,9	33,441	36,0	37,576	39,2	38,590	41,1	41,690	42,7	43,527	44,3
7.1	домашнее хозяйство	17,675	19,7	18,078	19,4	17,329	18,1	17,643	18,8	18,111	18,5	18,627	19,0
7.1.1	город	16,173	18,0	16,237	17,5	14,589	15,2	15,077	16,0	15,552	15,9	15,809	16,1
7.1.2	село	1,502	1,7	1,841	2,0	2,740	2,9	2,566	2,7	2,559	2,6	2,818	2,9
7.2	сфера услуг	15,481	17,2	15,363	16,5	20,247	21,1	20,947	22,3	23,579	24,1	24,900	25,4
8	Производственные нужды с/х	1,422	1,6	1,370	1,5	1,371	1,4	1,079	1,1	0,980	1,0	0,915	0,9
9	Итого полезное потребление	71,160	79,1	75,703	81,4	78,695	82,1	78,962	84,0	79,459	81,3	81,362	82,8
10	потери в сетях	12,919	14,4	11,515	12,4	11,469	12,0	9,562	10,2	12,567	12,9	11,107	11,3
11	с.н. электростанций	5,833	6,5	5,740	6,2	5,735	6,0	5,474	5,8	5,704	5,8	5,754	5,9
12	Всего потребление	89,912	100,0	92,958	100,0	95,899	100,0	93,988	100,0	97,730	100,0	98,223	100,0

1) Электропотребление по ВЭД представлено на базе структуры электропотребления г. Москвы и Московской обл. (по данным Росстата).

Высокая доля электропотребления в домашних хозяйствах и сфере услуг Московского региона (более 44% при 25% в среднем по России) определяется, прежде всего, концентрацией предприятий и учреждений сферы услуг в г. Москве, а также более высокими показателями среднедушевых доходов населения и оснащенности жилищ электробытовыми приборами, системами кондиционирования и отопления. Характерно, что при росте спроса со стороны домашних хозяйств в целом по Московскому региону, различные тенденции складываются в г. Москве и Московской области. Так по г. Москве в период 2007 - 2011 гг. наблюдается абсолютное снижение объемов электропотребления в домашних хозяйствах при росте соответствующего показателя по Московской области (данные статистической формы "Электробаланс"). Такая динамика определяется повышением качества жизни, и в частности появлением второго жилья круглогодичного использования в пригородной зоне с широким использованием систем электроподогрева воды, локального электрообогрева помещений, и кондиционирования воздуха. Опережающий рост электропотребления в сфере услуг г. Москвы связан со столичными функциями города, его административной, банковской, образовательной системами, учреждениями здравоохранения, культуры, торговли. До 34% суммарного электропотребления в г. Москве приходится на сферу услуг (при 12,1% в среднем по России и 16,2% по Московской области). Показатель удельного электропотребления в сфере услуг в расчете на одного жителя г. Москвы достигает 1550 кВт. ч, при 885 кВт. ч в среднем по России и 1000 кВт. ч - по Московской области.

Доля транспорта в структуре электропотребления энергосистемы г. Москвы и Московской области несколько ниже среднероссийского уровня (6,6% при 8,7% в среднем по России), по Московской обл. - 7,4%. Доля городского транспорта составляет только 1,4% в структуре электропотребления Московской области (8,2% в среднем по России).

2.3. Перечень и характеристика основных крупных потребителей электрической энергии в Московской области.

В Московской области промышленный комплекс представлен крупными предприятиями, являющимися градообразующими для целого ряда городов и населенных пунктов. В числе крупных потребителей электроэнергии предприятия по производству:

- химической продукции - ОАО "Воскресенские минеральные удобрения" - 253,9 млн. кВт. ч (г. Воскресенск), ОАО "Линде Газ Рус" - 74 млн. кВт. ч (г. Балашиха), ООО "МИШЛЕН Русская компания по производству шин" - 22,62 млн. кВт. ч (Орехово-Зуевский район);

- металлургической продукции - ОАО "Металлургический завод Электросталь" - 224,9 млн. кВт. ч, ОАО "Ступинская металлургическая компания" - 116 млн. кВт. ч, ООО "Рексам" - 59,79 млн. кВт. ч (г. Наро-Фоминск);

- строительных материалов - ОАО "Воскресенскцемент" - 183 млн. кВт. ч, ОАО "Холсим (Рус) СМ" - 142,8 млн. кВт. ч (г. Коломна), ООО "Сен-Гобен Рус" - 60,55 млн. кВт. ч (г. Егорьевск), ЗАО "Минеральная вата" - 120 млн. кВт. ч (г. Железнодорожный);

- машиностроительной продукции - ОАО "Машиностроительный завод "ЗИО-Подольск" - 52,88 млн. кВт. ч (производство котлов для тепловых электростанций), ОАО "Электростальский завод тяжелого машиностроения" - 49,58 млн. кВт. ч (прокатное оборудование в г. Электросталь), ОАО "Коломенский завод транспортного машиностроения" - 128 млн. кВт. ч и Коломенский завод тяжелых станков в составе концерна "Росэнергомаш" (находится в стадии становления), ОАО "МК Шатура" - 49,97 млн. кВт. ч (транспортное машиностроение), завод "Метровагонмаш" (г. Мытищи), Демиховский машиностроительный завод (выпуск электропоездов в Орехо-Зуевском районе), Серпуховской автомобильный завод, Ликинский автобусный завод, завод по сборке бытовой техники южнокорейской компании LG (пос. Дорохово, Можайский район);

- продукции легкой промышленности. Сохранились предприятия по выпуску традиционной продукции в городах Егорьевск, Ногинск, Орехово-Зуево - хлопчатобумажное производство и в городах Павловский Посад, Пушкино - шерстяное производство;

- пищевых продуктов, представленных предприятиями мясной, молочной, кондитерской промышленности во многих городах, среди которых ООО "Данон-Индустрия" - 59,28 млн. кВт. ч (Чеховский район), ООО "Марс" - 61,10 млн. кВт. ч (г. Ступино), ОАО "Мясокомбинат Клинский" - 18,09 млн. кВт. ч и ОАО "Сан Интербрю" - 78 млн. кВт. ч (г. Клин);

- деревообрабатывающей продукции, например, ООО "Кроношпан" - 211,7 млн. кВт. ч (Егорьевский район);

- продукции оборонного комплекса - Российский Центр демонстрации вооружения, военной техники и технологий (г. Красноармейск), производство космической и ракетной техники (г. Королев), ВПК "НПО машиностроения" (г. Реутов), ФЦРТ "Союз" - разработка твердого ракетного топлива (г. Дзержинск), Объединенный Институт Ядерных исследований" - 59,09 млн. кВт. ч. (г. Дубна).

Характерно, что на фоне достижения в 2010 году докризисных объемов производства и спроса на электроэнергию в целом по промышленности Московской области, часть промышленных предприятий не вышла на докризисные показатели, среди них предприятие по производству химической продукции - ОАО "Воскресенские минеральные удобрения" (электропотребление в два раза ниже уровня электропотребления в 2008 г.), металлургические предприятия - ОАО "Металлургический завод Электросталь" (ниже на 20%) и ОАО "Ступинская металлургическая компания" (ниже на 10%), предприятия стройиндустрии - ОАО "Воскресенскцемент" (ниже на 14%) и ООО "Сен-Гобен Рус" (ниже на 17%), а также машиностроительные предприятия, например ОАО "Электростальский завод тяжелого машиностроения" (ниже на 30%).

В транспортном комплексе Московской области потребление электроэнергии железнодорожным транспортом составляет 2355 млн. кВт. ч в 2011 году (73% в суммарной структуре электропотребления на транспорте). Электропотребление на нужды воздушного транспорта формируется в крупнейших международных аэропортах "Шереметьево" - 186,69 млн. кВт. ч, "Домодедово" - 115,28 млн. кВт. ч.

Сельскохозяйственное производство Московской области представлено такими крупными потребителями электроэнергии как ЗАО "Агрокомбинат Московский" (Ленинский р-н) - 91,34 млн. кВт. ч, ОАО "Агрофирма Белая Дача" (г. Котельники) - 83 млн. кВт. ч.

Перечень крупных потребителей, необходимый для анализа электропотребления в Московской области представлен в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1

Перечень
основных потребителей электрической энергии

N п/п	Наименование организации	Место расположения (адрес)	Вид деятельности	Годовой объем электропотребления за 2012 год, млн. кВт. ч	Максимум нагрузки (заявленный) в 2012 году, МВт	Максимум нагрузки (фактический) в 2012 году, МВт
1.	ОАО "Воскресенские минеральные удобрения"	г. Воскресенск Московской области, ул. Заводская, д. 1	Производство минеральных продуктов	253,9	28,0	31,1
2.	ООО "РТ" Энерготрейдинг"	Московская обл, г. Ступино ул. Пристанционная, вл. 2	Металлургическое производство	119,0	16,9	29,0
3.	ОАО "Металлургический завод"	г. Электросталь Московской обл., ул. Железнодорожная, д. 1	Металлургическое производство	244,9	53,0	41,46
4.	ООО "Кроношпан"	Егорьевский р-н. Московской области, пос. Новый, владение N 100	Обработка древесины, производство изделий из дерева	211,7	30,0	29,5
5.	ЗАО "Международный аэропорт "Домодедово"	Домодедовский р-н. Московской обл., территория "Аэропорт "Домодедово", строение 9	Эксплуатация и обслуживание аэропорта	115,28	16,0	20,4
6.	ОАО "Международный аэропорт "Шереметьево"	г. Химки Московской области, аэропорт "Шереметьево"	Эксплуатация и обслуживание аэропорта	186,69	35,0	35,0
7.	ОАО "Холсим (Рус) СМ"	г. Коломна, ул. Цементников, д. 1	Производство цемента	142,8	25,0	24,49
8.	ООО "Ремтара"	Сергиево-Посадский р-н Московской обл., с. Иудино, 5	Производство минеральных продуктов	55,8	8,7	8,0
9.	ООО "МЕГА Белая Дача"	Московская область, Люберецкий район, г. Котельники, ул. Яничкин проезд, д. 2., стр. 1	Торговля	80,0	20,0	13,68
10.	ЗАО "Агрокомбинат "Московский"	г. Московский, Ленинский р-н, Московской обл.	Сельское хозяйство	91,34	79,95	14,72
11.	ООО "Данон индустрия"	п. Любучаны, Чеховский р-н, Московской обл., ул. Полевая, д. 4	Производство пищевых продуктов	59,28	6,21	7,0

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки.

Доля Московской области в 2007 году по мощности составляла 44,5% от общей нагрузки Московской энергосистемы. К 2012 году доля области составила 42,4% (связано с изменением границ г. Москвы и Московской области).

Динамика изменения собственного максимума нагрузки потребителей Московской энергосистемы, в том числе Московской области приведена в таблице 2.4.1.

Таблица 2.4.1

Динамика изменения собственного максимума нагрузки Московской энергосистемы

Наименование	2000	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012*	Среднегодовой темп прироста 2008 - 2012
Собственный максимум нагрузки, МВт	12846	14755	16200	15827	16181	17223	17216	16586	18052
Абсолютный прирост максимум нагрузки, МВт		168	1445	-373	354	1042	-7	-630	1466	445,00
Среднегодовые темпы прироста, %		1,2	9,8	-2,3	2,2	6,4	-0,04	-3,7	8,8	2,76
в т.ч. Московская область
Собственный максимум нагрузки, МВт	5177	6286	6998	7043	7136	7461	7664	7435	7649
Абсолютный прирост максимум нагрузки, МВт		859	712	45	93	325	203	-229	214	121,20
Среднегодовые темпы прироста, %		15,8	11,3	0,6	1,3	4,6	2,7	-3,0	2,9	1,70

* Потребление электрической мощности по Московской области в "новых границах".

Собственная максимальная электрическая нагрузка Московской энергосистемы в 2012 году составила 18,05 млн. кВт при температуре наружного воздуха -20,8 С. Максимум нагрузки 2011 года при температуре (-19,9 С) был почти на 8,8% ниже отчетного 2012 г. Прохождение зимних нагрузок 2012 г. по температурному режиму сравнимо с холодным 2006 г., однако аномально низкие температуры в последнюю зиму держались значительно дольше (более 2 недель). На территории области столбик термометра опускался до -35 С. Как и в предыдущие году максимум энергосистемы зафиксирован в вечерние часы в отличие от всей ОЭС Центра, где в последние годы максимум электрической нагрузки отмечается в утренние часы.

В таблице 2.4.2 приведены годовые максимумы электрической нагрузки Московской энергосистемы, дата и время их прохождения, температура наружного воздуха на час прохождения годового максимума энергосистемы.

Таблица 2.4.2

Максимальные электрической нагрузки Московской энергосистемы, дата и время, температура наружного воздуха на час его прохождения

Годы	Электрическая нагрузка, МВт	Температура наружного воздуха, град. С	Дата и время, дд. мм; чч. мм
2006	16200	-26,4	20.01; 18.00
2007	15449	-18,4	08.02; 19.00
2008	16181	-13,5	09.01; 18.00
2009	17223	-23,0	16.12; 18.00
2010	17216	-18,5	02.12; 17.00
2011	16586	-19,9	17.02; 19.00
2012	18052	-20,8	24.12; 18.00

Среднегодовой прирост максимальной нагрузки за период 2007 - 2012 годов составляет 1,82%.

Ниже приведен график роста значений максимальной электрической нагрузки Московской энергосистемы и температуры наружного воздуха на час прохождения годового максимума.

Основные показатели годовых режимов электропотребления Московской энергосистемы за отчетный период представлены в таблице 2.4.3.

Таблица 2.4.3

Основные показатели отчетных режимов электропотребления Московской энергосистемы

Наименование	Единицы измерения	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.
Р мах собств.	млн. кВт	16,2	15,8	16,2	17,2	17,2	16,6	18,1
Т мах год.	час/год	5390	5710	5767	5308	5524	5766	5447
Р совм. на макс ОЭС	млн. кВт	15,7	15,4	16,2	17,1	17,2	16,6	17,9
Т совм. на макс ОЭС	час/год	5566	5944	5767	5344	5538	5766	5506

Числа часов использования максимума нагрузки определены без учета заряда Загорской ГАЭС, который не влияет на значение максимума энергосистемы.

Графическая динамика изменения основных показателей режимов электропотребления Московской энергосистемы за период 2006 - 2011 годов приведена на рисунке 2.4.2.

Как видно из рисунка, низкие температуры наружного воздуха в осенне-зимний период значительно разуплотняют годовой режим электропотребления Московской энергосистемы: с характерных 5700 часов до 5300 часов. Не в последнюю очередь это объясняется преобладанием в структуре электропотребления непроизводственной сферы, доля которой почти в 1,5 раза выше доли промышленности. Непроизводственная сфера наиболее отзывчива на резкое изменение температуры окружающей среды.

Московская область по потреблению мощности в 2006 году составляла 43,8% от общей нагрузки региона. В настоящее время этот показатель снизился до 43,5%. Основной причиной снижения доли нагрузки является переход части территории к городу Москва.

Совмещенная электрическая нагрузка Московской области в 2006 году составляла 7,1 млн. кВт. К 2012 году нагрузка Московской области в новых территориальных границах при продолжительных низких температурах наружного воздуха составила 7,8 млн. кВт или увеличилась на 9,9%. Среднегодовой прирост за период 2006 - 2011 гг. составил 1,9%. В таблице 2.4.4 представлена динамика изменения отчетных режимов электропотребления Московской области.

Таблица 2.4.4

Основные показатели отчетных режимов электропотребления Московской области

Наименование	Единицы измерения	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г*.
Совмещенная нагрузка на максимум Московской энергосистемы	млн. кВт	7,10	6,88	6,96	7,35	7,70	7,40	7,80
Число часов использования нагрузки	час/год	5637	5998	6038	5604	5688	5969	5627

*) в новых территориальных границах.

Число часов использования максимума нагрузки Московской области изменялось в диапазоне 5600 - 6000 часов в зависимости от социально-экономической ситуации в регионе и температур наружного воздуха на час прохождения максимальной нагрузки.

На рисунке 2.4.3 представлена динамика изменения максимальной электрической нагрузки Московской области и Московской энергосистемы в целом. Электрическая нагрузка Московской области в 2012 г. - в новых территориальных границах.

На рисунке 2.4.4 представлены годовые графики месячных максимумов Московской энергосистемы за рассматриваемый отчетный период.

В летний период снижение максимальных нагрузок составляет порядка 32% от годового максимума. В 2009 году влияние последствий мирового экономического кризиса сказалось на уменьшении неравномерности месячных максимальных нагрузок в разрезе года: летнее снижение нагрузок составило до 39%. В 2010 году снижение максимальной нагрузки в летний период уменьшилось на 3% по сравнению с 2009 годом и составило 36%. В 2011 году снижение максимальной нагрузки в летний период составило порядка 30%. В 2012 году этот показатель составил порядка 37% из-за более низких зимних температур в отчетном году по сравнению с предыдущим годом.

На рисунке 2.4.5. представлены конфигурации усредненных отчетных суточных графиков электрической нагрузки за рабочие дни месяца прохождения максимума энергосистемы (без учета заряда Загорской ГАЭС в ночные часы).

Конфигурация суточных графиков электрической нагрузки претерпела следующие изменения:

- на протяжении рассматриваемого периода неравномерность суточного графика нагрузки постепенно уменьшалась;

- пониженные нагрузки вторых рабочих смен в промышленном производстве в последние годы привели к более резкому снижению общей нагрузки Московской энергосистемы в вечерние часы.

2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Московской области, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных.

Теплоснабжение потребителей в Московской области обеспечивается от:

ТЭЦ и ГРЭС трех крупных энергокомпаний ОАО "Мосэнерго", ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация", ОАО "Э.ОН Россия" суммарной установленной мощностью 7,42 тыс. Гкал/час;

ТЭЦ и ГТУ ТЭЦ (тепловой мощностью от 80 Гкал/час) организаций энергетического комплекса и других отраслей промышленности суммарной установленной мощностью 0,738 тыс. Гкал/час;

более 600 организаций коммунального комплекса и иных отраслей экономики, имеющих на балансе или эксплуатирующих котельные, а также ГТУ и ПГУ малой мощности, суммарной установленной мощностью более 30 тыс. Гкал/час.

Наименование организации	Источник теплоснабжения	Месторасположение	Установленная мощность, Гкал/час
Энергокомпании
ОАО "Мосэнерго"	ГРЭС-3	г. Электрогорск	244,9
	ТЭЦ-6 (филиал ГРЭС-3)	г. Орехово -Зуево	92
	ТЭЦ-29 (филиал ГРЭС-3)	г. Электросталь	54,08
	ТЭЦ-30	г. Павловский Посад	32
	ТЭЦ-17	г. Ступино	712
	ТЭЦ-22	г. Дзержинский	3606
	ТЭЦ-27	Мытищинский р-н	1876
ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация"	Каширская ГРЭС	г. Кашира	458
ОАО "Э.ОН Россия"	Шатурская ГРЭС	г. Шатура	344,3
Блок-станции (электростанции организаций других отраслей)
ООО "Энергоцентр"	ТЭЦ	Клин	289,4
ОАО "Воскресенские минеральные удобрения"	ТЭЦ	Воскресенск
ОАО "Инвестгазпром"	ТЭЦ	Рошаль	105
ОАО "Москокс"	ТЭЦ	Видное	183,6
ГТ ТЭЦ "Щёлково"		Щёлково	80
ОАО "НАТЭК Инвест-Энерго"	ГТ ТЭЦ	Красногорск	80
Организации коммунального комплекса и иных отраслей экономики	котельные; ПГУ, ГТУ (малой мощности)	Московская область	30 000

Как следует из представленной информации, установленная мощность источников тепловой энергии крупных энергокомпаний составляет 24,7% от общей установленной тепловой мощности в Московской области.

Сводная информация
по наличию источников теплоснабжения организаций коммунального комплекса в Московской области, их мощность за 2007 - 2011 годы

Год	Кол-во организаций*	Суммарная мощность источников теплоснабжения, Гкал/час				Кол-во котлов (энергоустановок), единиц
		всего	в том числе:
			до 3	от 3 до 20	от 20 до 100
2006	516	35053,7	1408,6	8883,1	19880,3	8002
2007	508	35850,4	1220,2	9018,4	20297,3	8002
2008	538	36155,4	1528,3	9249,3	20104,3	8253
2009	550	36322,3	1548,1	9122,4	19959,5	8329
2010	570	37894,2	1584,9	9263,1	20829,8	8374
2011	552	39609,4	1514,5	9328,5	21426,9	8487

* - представивших отчет.

Доля источников теплоснабжения малой мощности до 3 Гкал/час в Московской области незначительна и составляет порядка 4%. Более половины (54%) в общей структуре установленной тепловой мощности Московской области это источники теплоснабжения мощностью от 20 до 100 Гкал/час.

Наличие источников теплоснабжения организаций коммунального комплекса за 2011 год в разрезе муниципальных районов и городских округов Московской области*(1)

	Кол-во организаций	Суммарная мощность источников теплоснабжения, Гкал/час				Кол-во котлов (энергоустановок), единиц
		всего	в том числе:
			до 3	от 3 до 20	от 20 до 100
1	2	3	4	5	6	7
Московская область	552	39609,4	1514,5	9328,5	21426,9	8487
Волоколамский район	11	232,5	21,1	169,5	41,9	162
Воскресенский район	10	718,9	10,9	224,8	483,2	137
Дмитровский район	18	758,8	47,4	377,0	334,4	261
Егорьевский район	15	438,9	34,2	167,3	119,4	169
Зарайский район	3	176,3	3,9	131,1	41,3	84
Истринский район	14	585,4	18,2	191,7	375,5	191
Каширский район	8	4163,4	21,1	58,8	36,5	95
Клинский район	3	408,1	23,4	153,1	231,6	163
Коломенский район	5	226,5	24,0	137,4	65,1	117
Красногорский район	10	875,7	11,1	351,4	513,2	161
Ленинский район	23	2040,0	33,1	206,4	1800,5	261
Лотошинский район	3	80,5	14,2	66,3	-	69
Луховицкий район	5	258,2	28,5	110,3	119,4	124
Люберецкий район	11	750,6	42,1	308,6	249,9	308
дп Красково	2	74,5	4,5	70,0	-	41
рп Октябрьский	1	12,9	-	12,9	-	3
рп Томилино	2	90,7	14,8	35,9	40,0	49
Можайский район	7	324,8	29,5	168,3	127,0	213
Мытищинский район	7	972,4	8,8	174,1	789,5	174
Наро-Фоминский район	7	704,0	34,0	246,1	423,9	316
Ногинский район	22	1213,1	68,4	373,5	771,2	392
Одинцовский район	25	1506,7	79,3	362,6	641,4	424
Озерский район	6	178,1	8,1	78,9	91,1	97
Орехово-Зуевский район	9	848,1	33,0	214,3	600,8	226
Павлово-Посадский район	10	323,2	24,8	198,7	99,7	177
Подольский район	13	383,9	25,4	334,5	24,0	165
Пушкинский район	11	478,7	51,0	259,3	168,4	279
Раменский район	6	1147,5	37,4	322,8	787,3	291
Рузский район	12	293,3	30,2	190,4	72,7	207
Сергиево-Посадский район	29	1780,8	36,3	343,9	1400,6	313
Серебряно-Прудский район	4	115,8	2,6	91,7	20,6	49
Серпуховский район	8	289,7	17,6	79,9	192,2	78
Солнечногорский район	21	773,5	24,4	241,7	507,4	205
Ступинский район	13	270,5	66,4	178,1	26,0	115
Талдомский район	5	200,9	11,9	83,1	105,9	67
рп Запрудня	1	60,9	0,9	-	60,0	4
Чеховский район	8	560,2	16,3	194,4	225,5	139
Шатурский район	10	515,9	14,7	156,9	-	103
Шаховской район	2	95,4	18,1	77,3	-	73
Щелковский район	28	1358,7	310,5	321,0	727,2	291
рп Монино	2	287,1	-	62,1	225,0	59
рп Фряново	2	60,2	9,2	23,0	28,0	26
Балашиха	12	640,9	12,1	144,1	484,7	96
Бронницы	3	71,4	-	41,4	30,0	19
Дзержинский	1	0,4	0,4	-	-	2
Долгопрудный	7	428,4	2,2	99,4	326,8	79
Домодедово	15	638,6	31,2	232,8	374,6	194
Дубна	3	578,1	-	6,4	107,0	27
Железнодорожный	5	453,8	6,5	123,9	323,4	77
Жуковский	2	447,4	0,6	-	446,8	15
Звенигород	6	95,3	12,3	83,0	-	52
Ивантеевка	4	245,2	2,4	54,4	188,4	74
Климовск	3	368,2	4,2	4,0	360,0	20
Коломна	17	1000,5	43,1	247,6	478,8	159
Котельники	9	380,6	-	5,6	375,0	8
Королев	5	1373,2	11,4	73,2	1144,0	93
Красноармейск	1	124,9	3,5	-	121,4	15
Лобня	2	259,9	2,4	60,9	196,6	24
Лосино-Петровский	1	54,8	4,7	29,1	21,0	29
Лыткарино	1	112,0	3,6	8,4	100,0	22
Орехово-Зуево	4	551,6	12,4	81,4	457,8	147
Подольск	11	1060,2	35,4	289,2	735,6	172
Протвино	1	440,0	-	-	-	7
Пущино	1	220,0	-	20,0	200,0	7
Реутов	4	330,3	2,4	19,5	308,4	21
Рошаль	1	342,0	-	-	342,0	7
Серпухов	5	595,0	11,0	190,0	394,0	150
Троицк	2	225,2	-	21,2	-	13
Фрязино	3	173,2	4,1	4,9	51,7	24
Химки	11	657,9	26,7	116,6	397,5	123
Черноголовка	1	245,0	-	-	245,0	5
Щербинка	1	132,4	-	22,8	109,6	32
Электросталь	3	897,5	-	3,5	476,0	33
Юбилейный	1	116,0	-	-	116,0	10

*(1) по данным Мособлкомстата.

Динамика потребления тепловой энергии от организаций коммунального комплекса в Московской области

	2007	2008	2009	2010	2011	2011/2007
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	47474,85	44568,48	48193,61	50512,23	49498,77
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал		-2906,37	3625,13	2318,62	-1013,46	2023,92
Среднегодовые темпы прироста, %		-6,12	8,13	4,81	-2,01	1,20

Отпуск тепловой энергии организациями коммунального комплекса в Московской области за 2007 - 2011 года

Год	Отпущено тепловой энергии всего, тыс. Гкал	Отпущено тепл. энерг. собст. потребителям, тыс. Гкал	в том числе:
			населению	бюджет. организациям	На производственные нужды	Прочим организациям
2007	49394,31	47474,85	30337,21	5534,53	5983,54	5619,57
2008	47207,01	44568,48	29196,34	5340,49	5688,79	4342,87
2009	50502,99	48193,61	32640,65	5957,71	4816,45	4778,79
2010	53425,05	50512,23	33519,71	6045,64	4779,12	6167,76
2011	52387,28	49498,77	33344,25	5665,43	4757,63	5731,46

Кроме того, следует иметь в виду, что ТЭЦ-22 и ТЭЦ-27 ОАО "Мосэнерго", расположенные на территории Московской области, обеспечивают тепловой энергией, в том числе и потребителей г. Москвы, а ТЭЦ-26, ТЭЦ-21, ТЭЦ-23 ОАО "Мосэнерго", расположенные на территории г. Москвы обеспечивают, в том числе потребителей Московской области.

Доля отпуска тепловой энергии населению составляет 67%.

Структура
отпуска тепловой энергии потребителям от электростанций Московской области в 2012 году

N п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
	Энергокомпания, ТЭС	14707,811
1.	ОАО Мосэнерго, в т.ч.	14137,188
	ГРЭС-3	641,116	Газ, нефтетопливо
	ТЭЦ-17	579,394	Газ, уголь, нефтетопливо
	ТЭЦ-22	8937,042	Газ, уголь, нефтетопливо
	ТЭЦ-27	3979,636	Газ, нефтетопливо
2.	Каширская ГРЭС - филиал ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация"	278,632	Т-545°C, Р-255кгс/см2; топливо-уголь (газ, мазут)
3.	Филиал "Шатурская ГРЭС" ОАО "Э.ОН Россия"	291,991	P=130 кг/см2; t=550°C газ, уголь
Блок-станции (электростанции предприятий других отраслей)
Всего, в т.ч.:		615,12
1.	ООО "Инвестгазпром"	179,857	Давление пара 39 кгс/см2, температура 450°C, природный газ
2.	ОАО "Энергоцентр" г. Клин	394,946	3 ати, 200°C, газ
3.	ЗАО "НАТЭК Инвест-Энерго", ТЭС	33,698	110°C/70°C; 4,6 бар; газ
4.	ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго" г. Щелково		газ
5.	ОАО "Воскресенские минеральные удобрения"		газ
6.	ООО "Коммунальный энергетик"	6,618	газ

Отпуск тепловой энергии потребителям организациями коммунального комплекса Московской области, оказывающими услуги теплоснабжения для нужд жилищно-коммунальной и социальной сферы

N пп	Наименование муниципального образования/Источники теплоснабжения	Количество котельных	Отпуск тепловой энергии 2011, тыс. Гкал	Параметры пара (температура, давление), вид топлива
	г.о. Бронницы
1	МУП "Управление городского хозяйства города Бронницы"	5	97,82	природный газ
2	ООО "СКМ Энергосервис"	1	13,99	природный газ
3	ТУ N 9 ЦФ ОАО "Ростелеком"	1	9,75	природный газ
4	Филиал "РЭУ "Южный"	1	19,77	природный газ
	Итого:	8	141,33
	Волоколамский м.р.
1	МУП "Осташево"	8	27,10	t = 95-70, p = менее 0,007 Мпа, газ
2	МУП "Сычевское"	4	29,30	t = 95-70, p = менее 0,007 Мпа, газ
3	ОАО Волоколамское ПТП РЖКХ	29	175,45	Д/т, газ, уголь, эл. эн
4	ООО "ВТС"	8	231,85	газ, уголь
	Итого:	49	463,69
	Воскресенский м.р.
1	ЗАО "ВТС"	15	702,60	Т= 95-70 С, Р=5,8-3,5, газ
2	МУП "Лопатинское ЖКХ"	4	42,10	Т= 95-70 С, Р=3,0-5,0 Топливо: газ, дизельное, уголь
3	МУП "Ратмировское ЖКХ"	6	18,90	Т= 95-70 С, Р=3,0-5,0, Топливо: газ, дизельное, уголь
4	МУП "Нерское ЖКХ"	10	42,88	Т= 95-70 С, Р=3,0-5,0 Топливо: газ, дизельное, уголь
	Итого:	35	806,48
	г.о. Власиха
1	МУП "Благоустройства и развития"	3	217,10	2200С, природный газ
	Итого:	3	217,10
	г.о. Дзержинский
1.	ДМУП "ЭКПО"	1	1,34	природный газ
	Итого:	1	1,34
	Дмитровский м.р.
1	МУП Дмитровское	69	846,13	природный газ
	Итого:	69	846,13
	г.о. Долгопрудный
1	МУП "Инженерные сети г. Долгопрудного"	11	384,74	природный газ
2	ОАО "ДНПП"	1	154,20	природный газ
3	ОАО "ПО "ТОС"	1	16,70	210-220 С; 6_0,2 кгс/смI; природный газ
4	ФГАОУ ВПО "МФТИ"	1	31,60	природный газ
5	ЗАО "Вегетта"	1	22,20	природный газ
	Итого:	15	609,44
	г.о. Домодедово
1	МУП "Теплосеть"	50	715,11	вода t от 130 до 95°С, природный газ
	Котельные ведомственные, в т.ч.	16	210,08	природный газ
2	ООО "ДОМ и К"			природный газ
3	ОАО "Домодедовский машиностроительный завод "Кондиционер"			природный газ
4	ЗАО "Промкомбинат"			природный газ
5	ОАО "Белостолбовский кирпичный завод"			природный газ
6	ЗАО племзавод "Барыбино"			природный газ
7	ФГУК Госфильмофонд России			природный газ
8	ФГУП "ЛОК "Ёлочки"			природный газ
9	ФГУП "ВНИИА" им. Н.Л. Духова			природный газ
10	ЗАО "Международный аэропорт "Домодедово"			природный газ
11	ЗАО "Метако"			природный газ
12	ГУЗ г. Москвы "Психиатрическая больница N 2 им. О.В. Кербикова"			природный газ
13	филиал ГУП МО "Мострансавто" Домодедовское ПАТП			природный газ
14	ФГУ "Объединенный санаторий "Подмосковье" МЦ УДП РФ			природный газ
15	ООО "ЖК-Эксплуатация"			природный газ
16	ООО "ГлобалГасиз энд Энерджи"			природный газ
17	ОАО "342 Механический завод"			природный газ
	Итого:	66	925,19
	г.о. Дубна
1	г. Дубна	5	704,62	115/70 8 атм., природный газ
	Итого:	5	704,62
	Егорьевский м.р.
1	МУП КХ Егорьевские тепловые сети	39	458,00	газ, уголь, мазут
	Итого:	39	458,00
	г.о. Железнодорожный
1	ООО "Тепловые сети г. Железнодорожный"	17	703,17	115/70;природный газ, 130/70, мазут
2	МУП "Теплосеть г. Железнодорожного М.О."	3	3,19	95/70; газ
3	ФГКУ "В/ч 35533" г. Железнодорожный (собственная котельная)	1	199,20	Сетевая вода 130-70 С, природный газ
	Итого:	21	905,56
	г.о. Жуковский
1	Муниципальное предприятие города Жуковского "Теплоцентраль"	5	703,25	375°С Вид - газ природный резерв - мазут
	Итого:	5	703,25
	Зарайский м.р.
1	МУП "ЕСКХ Зарайского района"	25	233,42	природный газ
	Итого:	25	233,42
	г.о. Звенигород
1	МП "Городские коммунальные системы"	15	125,60	T oC 130-70, газ; Т115/70, Т95/70
2	ОАО "Ростелеком"	1	1,00	T oC 95-70, газ
3	ОАО Санаторий "Поречье"	1	6,30	T oC 115-70, газ
4	ООО "Современные технологии" пансионат Поречье	1	6,80	T oC 115-70, газ
5	ООО"Звенигород Хлеб"	1	7,50	T oC 115-70, газ
6	ГУП МЦ Санаторий "Звенигород" п/о Введенское	1	7,00	T oC 115-70, газ
7	ФГУ Пансионат "Солнечный"	1	7,40	T oC 115-70, газ
8	ГУ Санаторий "Подмосковье" МВД России	1	7,40	T oC 115-70, газ
9	ГУП МО "Мострансавто" Одинцовское ПАТП	1	1,30	T oC 95-70, газ
10	ГУ Военный санаторий "Звенигородский" МО	1	15,40	T oC 130-70, газ
11	ФГБУ Пансионат с лечением "Звенигород" Минздравсоцразвития России п/о Введенское	1	6,00	T oC 115-70, газ
12	ЗАО "Д/о Связист"	1	4,30	T oC 115-70, газ
13	ООО "ЛОК "Звенигород" ул. Лермонтова	1	2,80	T oC 115-70, газ
14	ГКУ МО "Специальный центр Звенигород"	1	1,10	T oC 95-70, газ
15	Саввино-Сторожевский монастырь	1	2,20	T oC 95-70, газ
16	ФГУП Пансионат с лечением "Звенигородский" РАН	1	3,50	T oC 172 P МПа 0,7, газ
17	ООО "Регионгаз" п/о Введенское	1	2,10	T oC 95-70, газ
18	ООО "Спринт"	1	0,10	уголь
19	ООО "Автодор-ККБ Звенигород"	1	1,50	диз/топливо
	Итого:	33	209,30
	г.о. Ивантеевка
1	МУП "Ивантеевская теплосеть"	13	359,00	природный газ
	Итого:	13	359,00
	Истринский м.р.
1	ОАО "Истринская теплосеть"	55	696,84	Т= 95-150гр, Р=3-9 кг/см2, газ, дизельное топливо, уголь
2	ЗАО "ЭНО"	1	29,78	вода120-140гр, 3,5кг/см2, газ
3	ГУП "Энергетик ВНИЦ"	1	30,60	вода 110гр, 7кг/см2, газ
4	ОАО "ПСО-13" УПТК	1	14,20	вода 183гр, 10кг/см2, газ
5	ОАО "Сокол"	1	18,89	Т=вода 95-70гр, 4,2кг/см2, газ
6	ОАО "Ново-Иерусалимский кирпичный завод"	1	21,90	Тпара 158гр, Рпара 5кг/см2, газ, резерв-мазут
7	ОАО "ДП Истра-Нутриция"	1	39,89	Т=200 С, Р=24 бар, Природный газ
	Итого:	61	852,11
	Каширский м.р.
1	ООО "Жилресурс"	6	60,66	давление - 13 кгс/см2, температура - 190,7 С, вид топлива природный газ.
3	ООО "Ожерельевская керамика"	1	4,27	давление - 14 кгс/см2, температура - 194,1 С, газ.
4	МУП "ДЕЗ ГХ"	3	17,98	природный газ
5	МУП "Домнинское "	7	26,87	газ, уголь, мазут
6	МУП "Знаменское	5	14,99	природный газ
7	ЗАО "Каширское"	1	11,50	t - 95-70, d - 6 кг/см2, газ
8	МУП "Топканово"	3	17,96	газ, эл. энергия
	Итого:	22	154,23
	г.о. Климовск
1	МУП "Теплосеть"	5	345,30	природный газ
2	ЗАО "Климовский-специализированный патронный завод"	1	263,73	природный газ
3	ГБСУСО МО "Климовский дом-интернат для престарелых и инвалидов"	2	8,71	температура не более 122, давление 0,7 АТМ, газ
	Итого:	8	617,73
	Клинский м.р.
1	МУП "Высоковский коммунальщик	3	81,98	природный газ, диз. топливо
2	ООО "Клинтеплоэнергосервис"	53	484,41	природный газ, диз. топливо
	Итого:	56	566,39
	Коломенский м.р.
1	ООО "МКХ Коломенского района"	33	205,16	природный газ, уголь, печное топливо
2	ОАО "Гололобовский кирпичный завод"	1	7,86	t=115C, P=0,3-0,7 кг/см2 газ
3	ЗАО ПО "Карасевский керамический завод"	1	21,60	природный газ
4	ГАСУ СО МО Черкизовский психоневрологический интернат	1	10,13	природный газ
	Итого:	36	244,75
	г.о. Коломна
1	МУП "Тепло Коломны"	28	811,36	природный газ, диз. топливо
	Итого:	28	811,36
	г.о. Королев
1	ОАО "Теплосеть"	13	886,20	140/70 град С, 8.2 атм, газ
2	ЗАО "Тепло РКК "Энергия"	1	739,00	140/70 град С, 8.2 атм, газ
3	ОАО "160 ДСК"	1	21,00	140/70 град С, 8.2 атм, газ
4	ОАО "ТРВ"	1	148,00	140/70 град С, 8.2 атм, газ
	Итого:	16	1794,20
	г.о. Котельники
1	ОАО "Белая Дача"	1	60,00	Т=194 С, Р=14кгс/кв. см, газ
2	ФГКУ комбинат"Первомайский"	1	6,55	Т=168 С, Р=8кгс/кв. см, газ
	Итого:	2	66,55
	г.о. Красноармейск
1	МУП "СКИ"	4	180,23	Темп. график 100-70 С, природный газ
	Итого:	4	180,23
	Красногорский м.р.
1	МУП "Красногорская теплосеть"	24	337,99	природный газ
2	ООО "НИС"	2	83,27	природный газ
3	ООО "Акватория"	4	166,74	природный газ
4	ООО "Маркет Трейд Центр"	2	43,01	природный газ
	Итого:	32	631,12
	г.о. Краснознаменск
1	МУП ТХ "Теплосервис"	2	283,00	природный газ
	Итого:	2	283,00
	Ленинский м.р.
1	МП "Видновское ПТО ГХ"	33	865,00	газ, диз/топливо, уголь
	Итого:	33	865,00
	г.о. Лобня
1	УМП "Лобненская Теплосеть"	7	628,10	природный газ
	Итого:	7	628,10
	г.о. Лосино-Петровский
1	ООО "ОКС"	7	98,83	природный газ
	Итого:	7	98,83
	Лотошинский м.р.
1	МП "Жилкомсервис"	20	99,00	95-70, 130-80 вид. топлива: газ, дровяные гранулы
2	ОАО "Лотошинский автодор"	1	2,40	природный газ
	Итого:	21	101,40
	Луховицкий м.р.
1	ОАО "ВТКХ"	33	235,80	природный газ, дизельное топливо, печное топливо
	Итого:	33	235,80
	г.о. Лыткарино
1	МП "Лыткаринская теплосеть"	5	294,28	130-70 С, газ, 95/70
2	ОАО "ЛЗОС"	1	129,80	200 С, газ
	Итого:	6	424,08
	Люберецкий м.р.
1	МУП "КЖКХ и Б" г.п. Красково	8	98,69	природный газ
2	ООО "Энергоцентр"	1	21,35	природный газ
3	ФГУП "Коренево" Россельхозакадемии	1	3,50	природный газ
4	ОАО "Люберецкая теплосеть"	45	739,80	природный газ
5	ООО "Любэнергоснаб"	1	121,41	130/70* С 7/3 кгс/см2, природный газ
6	ООО "Теплоэнергосервис"	1	18,10	природный газ
7	ЗАО "Торгмаш"	1	9,64	120* С 7 кг/см2, природный газ
8	ОАО "Камов"	1	2,07	природный газ
9	ОАО "Радар-2633"	1	4,18	природный газ
10	ОАО "Люберецкий завод "Пластмасс"	1	5,50	газ природный отборный пар от 2,5 до 7 кг/см2
11	ООО "ОЮБ"Партнёр"	1	0,00
12	ОАО "МЭЗ"	1	23.511	природный газ
13	МУП "Октябрьское жилищное управление"	5	39,10	95/70 С, газ природный
14	ООО "РИК"	2	43,64	Т=169оС, 0,7 МПа, газ природный
	Итого:	70	1106,96
	Можайский м.р.
1	ЗАО "198 КЖИ"	1	43,00	природный газ, давление пара 8 кгс/смI. Т 179 С
2	МУП "ЖКХ г. Можайска"	58	381,92	t=130°С Р=2,0 атм газ
	Итого:	59	424,92
	г.о. Молодежный
1	МУП "Жилкомбытстрой-Молодежный"	1	24,7	природный газ
	Итого:	1	24,7
	Наро-Фоминский м.р.
1	ООО НТЭП	56	952,36	газ, мазут, солярка, уголь, электричество
2	ООО Верея-тепло	20	45,15	газ, солярка
	Итого:	76	997,51
	Ногинский м.р
1	МУП "НПТО ЖКХ"	37	468,20	природный газ
2	ЗАО "БКС"	16	247,93	газ, уголь, мазут
3	ОАО "Ногинские коммунальные системы"	5	94,15	природный газ
4	ОАО "Акрихин"	1	78,51	природный газ
5	МУП ЖКХ Буньковское	10	63,57	природный газ
6	ООО "Энергия плюс"	5	23,93	природный газ
	Итого:	74	976,29
	Одинцовский м.р.
1	ОАО "Одинцовская теплосеть"	27	841,40	Природный газ, Д/Т, СУГ.
2	СЭУ ОАО "Трансинжстрой"	2	137,65	t=115 С, Р=0,07 МПа природный газ
3	ОАО "РЭП Голицыно"	11	99,03	t-180°С, 8 атм, природный газ, уголь
4	МУП "Большие Вяземы"	4	107,56	t-8-95°С, 6,5-185°С, 8-185°С, природный газ
5	ОАО "РЭП "Жаворонки"	11	93,64	природный газ, Д/Т
6	ОАО "ЖКХ "Горки-Х"	2	40,86	природный газ
7	ОАО ЖКХ "Наро-Осановское"	7	39,21	природный газ, уголь
8	ОАО "РЭП "Немчиновка"	4	48,14	t 85°С, 130°С, природный газ
	Итого:	68	1407,49
	Озерский м.р.
1	ООО "Тепло-Озёры"	24	152,20	газ, уголь
2	МП "Быт-Сервис"	1	8,00	давл. 2,5 атм
	Итого:	25	160,20
	г.о. Орехово-Зуево
1	ООО "Орехово-Зуевская Теплосеть"	26	708,75	природный газ
	Итого:	26	708,75
	Орехово-Зуевский м.р.
1	ПК Дулёвский фарфор	1	78,50	130 гр. ц 4 атм, газ, резерв - мазут
2	ОАО "Демиховский машиностроительный завод"	1	105,10	Пар -130°С/6 атм. 120/70 град. С. природный газ, резервное - мазут,
3	филиал "РТРС" "МРЦ" Радиоцентр N 7	1	1,29	Р-0,4 Мпа t-50 с топливо-уголь
4	ООО "Машиностроительный завод "Тонар"	1	9,80	древесные отходы
5	ООО "Ликинский автобус"	1	198,10	температура 130 град., давление до 13 атм. - природный газ, резерв - мазут
6	ГБСУСО "Куровской психоневрологический интернат"	1	11,90	Природный газ
7	МУП ПТО ЖХ N 8	2	1,03	Природный газ
8	МУП "Теплосеть"	37	619,80	Природный газ, мазут, дизельное топливо, уголь. Т= 170 град. Р = 7 ктс/кв. см.
	Итого:	45	1025,52
	Павлово-Посадский м.р.
1	МУП "Энергетик"	38	386,60	газ, уголь, диз. топливо
	Итого:	38	386,60
	г.о. Подольск
1	МУП "Подольская теплосеть"	36	931,30	газ, уголь
2	ОАО "ПТЭК"	1	134,60
3	ООО "Эврика-2"	1	48,71	газ
4	ОАО "Под. маш. завод "ЗиО-Подольск"	1	339,17	t=1300-700 р=8,5кгс/см2 Топливо - газ
5	ОАО "СзЖБК"	1	26,40	t=1150-700 р=13 кгс/см2 Топливо - газ
6	ОАО "ПЭМЗ"	1	83,64	t=1500 р=5 кгс/см2 Топливо - газ
7	ООО "ПЭЗ им. Калинина"	1	48,00	t=950-700 р=4,5 кгс/см2 Топливо - газ
8	ЗАО "ПЭЗМИ"	1	10,59	t=1300-700 р= 8,5 кгс/см2 Топливо - газ
9	Мукомольный з-д	1	6,09	t=1150-700 р=4,0 кгс/см2 Топливо - газ
10	ОАО "ПМК-15"	1	8,16	t=900-700 р=6,4 кгс/см2 Топливо - газ
11	ООО "Радуга-Хит"	1	50,92	Топливо - газ
12	ООО "Экономтрансстрой"	1
13	ООО "РЭО"	1	14,20	t=950-700 р= кгс/см2 газ
	Итого:	48	1701,78
	Подольский м.р.
1	ОАО "Дубровицы"	8	151,30	газ, эл. энергия
2	ОАО "Рязаново"	10	135,61	газ, эл. энергия
3	Котельная п. подсобного хозяйства Минзаг	1	1,69	газ
4	ОАО "Шишкин лес"	10	94,07	газ, эл. энергия
5	ОАО "Наш дом"	8	92,93	газ
	Итого:	37	475,59
	г.о. Протвино
1	ОАО "ПРОТЭП"	1	375,50	115-70 град. С, Р-8,0-2,0 кгс/см2, газ/мазут
	Итого:	1	375,50
	Пушкинский м.р.
1	ОАО "Пушкинская Теплосеть"	81	687,92	95-70 С, газ, диз. топливо, уголь
2	МУП "Лесной"	3	61,67	95-70 оС, газ
3	Котельные организаций промышленного комплекса и иных сфер	26	305,06	110-70 оС, газ, диз. топливо, уголь, мазут
	Итого:	110	1805,65
	г.о. Пущино
1	МУП "Тепловодоканал" г. Пущино	1	218,30	120оС; Р- 30 мрс газ
	Итого:	1	218,30
	Раменский м.р.
1	ОАО "Раменская теплосеть"	18	1135,60	г/в, газ, диз. топ.
	Итого	78	1135,60
	г.о. Реутов
1	ООО "КТТ-Реут"	2	72,19	115-70С, газ
2	ООО "Реутовская теплосеть"	5	454,72	115-70С, газ
	Итого:	7	526,91
	Рузский м.р.
1	ООО "Рузские тепловые сети"	48	348,30	газ, дз. топливо, уголь
	Итого:	48	348,30
	Сергиево-Посадский м.р.
1	МП "Берязники"	4	45,26	1150С, 0,7 МПа, газ, уголь
2	ООО "УК ЖСК" Краснозаводск	1	103,10	природный газ
4	ЗАО "Электроизолит" Центральная котельная	1	99,23	Рпара = 6 кгс/см2, Т сет. воды 95/70 С, Газ
5	МУП "Коммунальные системы Хотьково"	7	193,07	газ/уголь
6	ОАО "ЦНИИСМ"	1	59,80
	Итого:	14	500,46
	Серебряно-Прудский м.р.
1	ООО "Серебряно-Прудское МПКХ"	8	83,90	природный газ
2	МУП "МПКХ Узуновское"	5	36,60	природный газ
3	Филиал ОАО "СО ЕЭС" ЦТО	1	2,08	природный газ
	Итого:	14	122,58
	г.о. Серпухов
1	МУП "Серпуховская теплосеть"	44	792,08	газ/уголь
	Итого:		792,08
	Серпуховской м.р.
1	ООО "Строй-Контракт XXI" (п. Оболенск)	1	86,20	природный газ
2	ГБУ ПНИ N 2	1	8,86	природный газ
3	ОАО "Санаторий Авангард"	1	12,00	природный газ
4	МУП Серпуховского района "УК"	25	162,56	газ, уголь, ТПБ
	Итого:	28	269,62
	Ступинский м.р.
1	ОАО "Жилевский завод пластмасс"	1	45,27	95/70, газ
2	Котельная МУП "ЖКХ г. Ступино"	4	70,39	Природный газ
3	Котельные МУП "ПТО ЖКХ" г.п. Ступино	3	52,00	Природный газ
4	МУП "Дубневское ЖКХ"	2	26,89	Природный газ
5	МУП "Татариновское ЖКХ"	6	60,10	природный газ, уголь
6	ОАО "Климатехника"	1	23,63	80, 4, 6, газ
7	ЗАО "Михневская швейная фабрика"	1	2,99	Природный газ
	Итого:	18	281,27
	Талдомский м.р.
1	МУП "Талдомсервис"	7	104,40	природный газ
2	МУП "Коммунальный сервис Вербилки"	1	28,70	170 С0, 8 кг/см2, газ
3	ОАО "Талдомские коммунальные системы"	2	32,57	170 С0, 8 кг/см2, газ
4	ОАО "КС Талдом"	11	34,33	газ, мазут, уголь
	Итого:	21	200,00
	г.о. Фрязино
1	ЗАО "Фрязинская теплосеть"	9	424,98	t=153°C, p=4,2 атм. природный газ
3	ФГУП "ЖЭУ ИРЭ РАН"	1	2,62	t=95°C, p=6 КГс/смI, природный газ
4	ЗАО "Газпромнефть МЗСМ"	1	7,97	t=130°C, p=6 КГс/смI, природный газ
	Итого:	11	435,57
	г.о. Черноголовка
1	ФГУП "Управление эксплуатации НЦЧ РАН"	1	262,10	природный газ
	Итого:	1	262,10
	Чеховский м.р.
1	МУП "Теплосеть" СП ЖКХ	18	210,70	130-70 С, природный газ
2	МУП "Теплосеть" г. Чехов	15	457,30	130-70 С, природный газ
	Итого:	33	668,00
	Шатурский м.р.
1	ОАО "Дмитровское"	9	57,66	природный газ
2	ООО "Черустинские коммунальные системы"	1	22,90	природный газ
3	ОАО "Мишеронское"	1	20,10	природный газ
4	Туголесское МУЖКП	1	22,14	природный газ
5	ГОУ ПУ 66	1	25,40	природный газ
6	Кривандинское МУЖКП	2	35,10	природный газ
7	МУП Шатурская ПТО ГХ	1	16,44	природный газ
8	ОАО "Мишеронский Водоканал"	1	18,46	природный газ
9	ОАО "Водоканал Московской области"	1	17,98	природный газ
	Итого:	33	236,18
	Шаховской м.р.
	МПКХ "Шаховская"	25	127,8	газ, дрова, мазут
	Итого:	25	127,8
	Щелковский м.р.
1	ОАО "Теплосеть-Инвест"	9	104,10	природный газ
2	МП ЩР "Щёлковская Теплосеть"	10	594,30	природный газ
3	Фряновского МП ЖКХ	5	61,10	6 кг/смI; газ, уголь, диз. топливо
4	ЗАО "Фряновская фабрика"	1	5,39	природный газ
	Итого:	25	764,89
	г.о. Электросталь
1	МУП ПТО ГХ г. Электросталь	4	1031,60	природный газ
	Итого:	4	1031,60
	г.о. Юбилейный
1	МУП "ЖКО"	3	245,01	природный газ
	Итого:	3	245,00
	Всего:	1725	34 746,85

* - информация подготовлена на основании данных администраций муниципальных образований Московской области.

Доля отпуска тепловой энергии потребителям организациями коммунального комплекса Московской области, оказывающими услуги теплоснабжения для нужд жилищно-коммунальной и социальной сферы составляет 67%.

Кроме того, на территории Московской области осуществляют деятельность организации, имеющие на балансе котельные и когенерационные установки, использующие электрическую и тепловую энергию для нужд собственного производства.

2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Московской области.

N п/п	Наименование потребителя, место расположения	Вид деятельности	Годовой объем теплопотребления за 2012 год, тыс. Гкал	Источник покрытия тепловой нагрузки	Параметры пара (температура, давление)	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1	ФИЛИАЛ N 11 "ГОРЭНЕРГОСБЫТ" ОАО "МОЭК", г. Дзержинский *	ЖКХ	2 353,0	ТЭЦ-22		1 355,4
2	ФИЛИАЛ N 11 "ГОРЭНЕРГОСБЫТ" ОАО "МОЭК", г. Мытищи *	ЖКХ	1 162,6	ТЭЦ-27		405,1
3	МП "ХИМКИНСКАЯ ТЕПЛОСЕТЬ" - ХИМКИНСКИЙ ФИЛИАЛ ООО "ТСК МОСЭНЕРГО", г. Химки	ЖКХ	747,4	ТЭЦ-21		228,5
4	МУП "ПТО ЖКХ" ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ СТУПИНО, ГП Ступино	ЖКХ	502,1	ТЭЦ-17		220,5
5	ДЗЕРЖИНСКОЕ МУП "ЭКПО", г. Дзержинский	ЖКХ	325,1	ТЭЦ-22		126,8
6	ОАО "МЫТИЩИНСКАЯ ТЕПЛОСЕТЬ", г. Мытищи	ЖКХ	267,1	ТЭЦ-27		90,8
7	ОАО "ЛЮБЕРЕЦКАЯ ТЕПЛОСЕТЬ", г. Люберцы	ЖКХ	224,6	ТЭЦ-22		84,5
8	МУЖКП "КОТЕЛЬНИКИ", г. Котельники	ЖКХ	147,7	ТЭЦ-22		72,0
9	ООО "ОРЕХОВО-ЗУЕВСКАЯ ТЕПЛОСЕТЬ", г. Орехово-Зуево	ЖКХ	111,4	ТЭЦ-6	1,2-2,5	30,5
10	МУП "ПТП ГХ", г. Электросталь	ЖКХ	76,6	ГРЭС-3		33,5
11	МУНИЦИПАЛЬНОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "ЭНЕРГЕТИК", г. Павловский Посад	ЖКХ	67,1	ГРЭС-3		21,2
12	ОАО "НПО ЭНЕРГОМАШ ИМЕНИ АКАДЕМИКА В.П. ГЛУШКО", г. Химки	промышленность	63,8	ТЭЦ-21		87,9
13	ООО "ЭК СОЛИД", г. Котельники	ЖКХ	55,1	ТЭЦ-22		20,9
14	ООО "ЭЛИНКОМ", г. Электрогорск	ЖКХ	51,4	ГРЭС-3		34,7
15	ОАО "Ступинское машиностроительное производственное предприятие", ГП Ступино	промышленность	34,6	ТЭЦ-17		14,1
16	ФГУП "ФЦДТ "СОЮЗ", г. Дзержинский	промышленность	34,0	ТЭЦ-22		40,6
17	ОАО "МКБ"ФАКЕЛ" ИМ. АКАДЕМИКА П.Д. ГРУШИНА", г. Химки	промышленность	28,3	ТЭЦ-21		50,2
18	ПК "КОРПОРАЦИЯ ЭЛЕКТРОГОРСКМЕБЕЛЬ, г. Электрогорск	промышленность	24,2	ГРЭС-3		38,8
19	Ф-Л КУНЦЕВО ФОНДА РАЗВИТИЯ МЕЖДУНАРОД УН-ТА, МО Одинцовский р-н, пос. Заречье	ЖКХ	24,0	ТЭЦ-25		17,0
20	ООО "ТСБ", г. Балашиха	ЖКХ	21,4	ТЭЦ-23		6,8
21	ООО "ПИК-КОМФОРТ", г. Химки	ЖКХ	16,7	ТЭЦ-21		5,6
22	ООО "СИНДИ-М", г. Котельники	ЖКХ	14,7	ТЭЦ-22		6,0
23	ООО "ПРОСТОР-СФ", г. Дзержинский	Строительство	13,7	ТЭЦ-22		11,5
24	ООО "СТ-СЕРВИС", г. Химки	ЖКХ	13,0	ТЭЦ-21		5,3
25	МУП "КОММУНАЛЬЩИК", г. Электрогорск	ЖКХ	12,3	ГРЭС-3		26,2
26	ДЗЕРЖИНСКИЙ ПСФ ОАО "СПК МОСЭНЕРГОСТРОЙ", г. Дзержинский	промышленность	10,3	ТЭЦ-22	свыше 13	14,8
27	ООО "ТКАНИ ОРЕТЕКС", г. Орехово-Зуево	промышленность	8,8	ТЭЦ-6	2,5-7,0	14,9
28	ФГУП "ММПП "САЛЮТ" ФИЛИАЛ "МКБ "ГОРИЗОНТ", г. Дзержинский	промышленность	7,2	ТЭЦ-22		9,4
29	ЗАО АГРОФИРМА "НИВА"	Овощеводство	6,7	ТЭЦ-22		178,0
30	ОАО "СТУПИНСКИЙ ЗЯБ", ГП Ступино	промышленность	5,6	ТЭЦ-17	7,0-13,0	10,6
31	ООО "ПОЛИГРАФИНВЕСТ", ГП Ступино	промышленность	5,1	ТЭЦ-17	7,0-13,0	25,0
32	ОАО "ЭНИЦ", г. Электрогорск	промышленность	5,1	ГРЭС-3	острый и редуцированный	15,3
33	ООО "СТУПИНСКИЙ ЗАВОД ЖЕЛ-Х ИЗДЕЛИЙ И КОНСТРУКЦИЙ", ГП Ступино	промышленность	5,0	ТЭЦ-17	7,0-13,0	6,8
34	ООО "ПРЯЖА И ТРИКОТАЖ ОРЕТЕКС", г. Орехово-Зуево	промышленность	2,4	ТЭЦ-6	2,5-7,0	12,2
35	ООО "ТКАЦКИЕ ИЗДЕЛИЯ ОРЕТЕКС", г. Орехово-Зуево	промышленность	2,4	ТЭЦ-6	2,5-7,0	5,8
36	МУП "ДЕЗ "Горхоз"	распределение горячей воды (теплоэнергии), передача горячей воды (теплоэнергии)	190,3	Каширская ГРЭС		53,2
37	ОАО "КЗМК"	производство металлоконструкций	13,8	Каширская ГРЭС		7,6
38	ЗАО "Гофрон"	производство картонной тары	9,4	Каширская ГРЭС		5,0

Основными крупными потребителями услуг теплоснабжения, оказываемых организациями коммунального комплекса, являются управляющие компании, в свою очередь, оказывающие коммунальные услуги населению Московской области.

2.7. Основные характеристики теплосетевого хозяйства Московской области.

Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исполнении на территории муниципальных образований Московской области составляет около 12 тыс. км, более 9 тыс. км (77%) тепловые трубы диаметром до 200 мм, более 20% тепловых сетей имеют высокий процент износа и нуждаются в замене.

Потери при передаче тепловой энергии организациями коммунального комплекса потребителям за 2011 год составили 10,4%.

Описание действующих систем теплоснабжения на примере некоторых муниципальных образований Московской области:

г.о. Дзержинский.

Источниками тепловой энергии муниципального образования "Городской округ Дзержинский" является ТЭЦ-22 ОАО "Мосэнерго" (99,5% производства) и муниципальная газифицированная котельная мощностью 0,45 Гкал/час (0,5% производства).

Транспортировка тепловой энергии до потребителей осуществляется по сетям ДМУП "ЭКПО".

Протяженность сетей в двухтрубном исчислении - 43,8 км, техническое состояние удовлетворительное, 6 км тепловых сетей нуждаются в замене в виду высокого процента износа.

В системе теплоснабжения функционируют 18 центральных тепловых пунктов (ЦТП), в том числе центральная бойлерная и 5 индивидуальных тепловых пунктов (ИТП). Общая тепловая нагрузка тепловых пунктов составляет 114,01 Гкал/час.

Все объекты теплоснабжения "Городского округа Дзержинский" являются муниципальной собственностью и переданы ресурсоснабжающей организации ДМУП "ЭКПО" в хозяйственное ведение.

ТЭЦ-22 ОАО "Мосэнерго" обладает резервом мощности для подключения дополнительных потребителей в городском округе.

Наличие схемы развития тепловых сетей - отсутствует.

г. Дубна.

На территории города деятельность по теплоснабжению осуществляют две организации: МУП "ПТО ГХ" и ОАО "Энергия-Тензор".

Теплосетевое хозяйство МУП "ПТО ГХ" представляет собой 4-трубную систему сетей отопления и горячего водоснабжения. На 01.01.2012 протяженность тепловых сетей составляет 49,2 км. в 2-ух трубном исчислении. Техническое состояние - удовлетворительное. Собственность - муниципальная.

Теплосетевое хозяйство ОАО "Энергия-Тензор" представляет собой 2-трубную систему сетей отопления и горячего водоснабжения. На 01.01.2012 протяженность тепловых сетей составляет 39,95 км. в одно трубном исчислении, горячее водоснабжение 8,825 в одно трубном исчислении. Техническое состояние - удовлетворительное. Собственность - муниципальная.

г.п. Ожерелье Каширского муниципального района.

Котельные, ЦТП и тепловые сети, расположенные на территории городского поселения Ожерелье и находящиеся в муниципальной собственности муниципального образования городское поселение Ожерелье, переданы по договору безвозмездного пользования ООО "Жилресурс".

В настоящее время городское поселение Ожерелье обеспечивается тепловой энергией от централизованных и децентрализованных источников, работающих на природном газе.

Теплоснабжение потребителей осуществляется:

в центральной части г. Ожерелье - от котельных NN 13, 14, 15;

объекты пос. Ожерельевского плодолесопитомника - от котельной, расположенной непосредственно в поселке;

котельная N 12 автономная, осуществляет теплоснабжение комплекса зданий образовательного учреждения школа N 5;

объекты по ул. Заводская г. Ожерелье - от ведомственной котельной кирпичного завода ООО "Ожерельевская керамика". Услуга по горячему водоснабжению не оказывается, котельная сезонная. Планируется закрытие предприятия.

Необходимо строительство блок-модульной котельной с учетом реконструкции тепловых сетей для подачи горячего водоснабжения для обеспечения тепловой энергией объектов жилищного фонда и социальной сферы, расположенный по ул. Заводская г. Ожерелье.

Основным видом топлива источников теплоснабжения городского поселения Ожерелье является природный газ.

Суммарная тепловая мощность составляет 30,38 Гкал/час. Общая присоединенная нагрузка, рассчитанная на температуру (-28 С), составляет 23,67 Гкал/час. Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении составляет 15,95 км. Прокладка тепловых сетей в основном подземная в непроходных каналах (68%) и бесканальная (32%). Температурный график сетевой воды 95/70. Средний диаметр труб - 100 мм.

Потери тепловой энергии в сетях ООО "Жилресурс" составляют 10103,9 Гкал, что соответствует 13,7%.

Клинский муниципальный район.

ООО "Клинтеплоэнергосервис" - аренда у администрации Клинского муниципального района: газовые котельные - 52 шт, угольная котельная - 1 шт; тепловые сети в 2-х тр. исп. - 241,2 км; ЦТП - 24 шт.

Из-за удаленности от теплового источника - теплопотери составляют 18-20%, общий износ тепловых сетей составляет 65%.

На многих котельных - устаревшее оборудование. Требуется модернизация с применением современных технологий.

Наличие схемы развития тепловых сетей - Программа "Комплексное развитие систем теплоснабжения Клинского муниципального района на 2011 - 2017 г.г.", утвержденная решением Совета депутатов Клинского муниципального района N 5/10 от 22.04.2010.

Планируемые объемы финансирования строительства и модернизации тепловых сетей:

модернизация тепловых сетей 2011 - 17 годы - 68,5 млн. руб;

новое строительство тепловых сетей - 42,3 млн. руб.

Всего: 110,8 млн. руб.

г.о. Лыткарино.

На территории расположены объекты теплоснабжения - 6 котельных и 19 центральных тепловых пунктов (ЦТП): 5 котельных находятся на балансе теплоснабжающей организации МП "Лыткаринская теплосеть" и 1 котельная, находится на балансе организации ОАО "Лыткаринский завод оптического стекла". 19 ЦТП находятся на балансе организации МП "Лыкаринская теплосеть". Организацией МП "Лыткаринская теплосеть" производится покупка тепловой энергии у организации ОАО "ЛЗОС" на основании заключенного договора.

Инженерные коммуникации включают в себя 101,6 км. тепловых сетей и сетей горячего водоснабжения находящихся на балансе МП "Лыткаринская теплосеть".

На котельной N 1 МП "Лыткаринская теплосеть" и котельной N 6 ОАО "ЛЗОС" имеется резервное топливное хозяйство. Объем резервуарного парка составляет 2х400 м3 МП "Лыткаринская теплосеть" и 2х600 м3 ОАО "ЛЗОС". Вид резервного топлива - мазут.

Распределение тепловой энергии по потребителям производится от котельных по магистральной тепловой сети в тепловые камеры (ТК), либо от ЦТП. Тепловые сети выполнены из стальных труб диаметром от 50 мм до 500 мм. с тепловой изоляцией. Прокладка трубопроводов осуществлена в непроходных каналах с навесной изоляцией труб, реже бесканальная прокладка с битумоперлитовой или пенополиуретановой изоляцией труб.

В среднем сети имеют 70% физического износа.

Наро-Фоминский муниципальный район.

NN п/п	Населенный пункт	Количество муниципальных отопительных котельных		Общая установочная мощность, Гкал/ч	Протяженность тепловых сетей, км (в двухтрубном исчислении)	Протяженность аварийных и ветхих тепловых сетей, км	Наличие схемы теплоснабжения
		Всего	в т.ч. газовых
1	г. Наро-Фоминск	20	17	187,6	80	1,1	нет
2	г. Апрелевка	8	8	87,2	28,2	1	нет
3	г. Верея	8	7		10,15	0,6	нет

Павлово-Посадский район.

На балансе муниципального унитарного предприятия Павлово-Посадского района Московской области "Энергетик" г. Павловский Посад 38 котельных и 6 ЦТП.

Газовых котельных - 33, работающих на твёрдом топливе (уголь) - 4 котельных, работающих на жидком топливе (дизельное топливо) - 1 котельная.

Протяжённость наружных тепловых сетей - 102,249 км в 2D. Средний процент износа - 51,3%. Всё имущество является муниципальной собственностью и передано предприятию в хозяйственное пользование.

Ежегодно осуществляется замена 5 - 6 п/км тепловых сетей в 1D.

г.о. Электросталь.

Теплосетевое хозяйство состоит из 5-ти индивидуальных систем централизованного теплоснабжения, включающих в себя котельную "Южная" с установленной тепловой мощностью 190 Гкал/ч, тепловыми сетями протяженностью 56,96 км, 4-мя центральными тепловыми пунктами и смешанной системой горячего водоснабжения, котельную "Северная" с установленной тепловой мощностью 150 Гкал/ч, тепловыми сетями протяженностью 52,75 км, 6-ю центральными тепловыми пунктами и закрытой системой горячего водоснабжения, котельную "Западная" (сезонная) с установленной мощностью 24,5 Гкал/ч и протяженностью тепловых сетей отопления 8,36 км, котельную "Восточная" с установленной тепловой мощностью 90 Гкал/ч, тепловыми сетями протяженностью 45,3 км, 2-мя РТП, ГТУ ТЭЦ филиала ГРЭС-3 имени Р.Э. Классона (сторонний источник тепла ОАО "Мосэнерго") с протяженностью тепловых сетей, находящихся на балансе МУП "ПТП ГХ", - 15,10 км. Физический износ оборудования котельных и ЦТП составляет порядка 67%, тепловых сетей - 62%. Развитие теплосетевого хозяйства планируется в соответствии с утвержденным Генеральным планом развития.

Протяженность тепловых сетей организаций коммунального комплекса в Московской области на 2007 - 2011 года по всем формам собственности

Год	Протяженность тепловых и паровых сетей в 2труб. исчислении, км	в том числе диаметром:			Протяженность сетей, нуждающихся в замене, км	Удельный вес сетей, нуждающихся в замене, %
		до 200 мм	от 200 мм до 400 мм	от 400 мм до 600 мм
2007	11077,8	8985,4	1902,9	324,4	2760,0	23,9
2008	11343,7	8901,6	1940,6	340,5	2552,9	22,5
2009	11442,0	8992,7	1983,4	357,2	2480,0	21,7
2010	11712,3	9047,8	2022,0	364,9	2553,9	21,8
2011	11642,1	8843,8	1987,3	394,5	2534,4	21,8

Протяженность тепловых сетей организаций коммунального комплекса за 2011 год в разрезе муниципальных районов и городских округов Московской области

	Протяженность тепловых и паровых сетей в 2труб. исчислении, км	в том числе диаметром:			Протяженность сетей, нуждающихся в замене, км	Удельный вес сетей, нуждающихся в замене, %
		до 200 мм	от 200 мм до 400 мм	от 400 мм до 600 мм
1	2	3	4	5	6	7
Московская область	11642,1	8843,8	1987,3	394,5	2534,4	21,8
Волоколамский район	103,0	91,8	10,9	0,3	58,3	56,6
Воскресенский район	335,3	258,8	67,5	8,9	27,7	8,3
Дмитровский район	299,6	240,5	54,6	4,3	16,8	5,6
Егорьевский район	178,5	148,3	25,2	5,0	10,7	6,0
Зарайский район	86,7	69,9	16,5	0,3	28,4	32,8
Истринский район	249,2	198,2	49,0	2,0	56,1	22,5
Каширский район	186,6	148,2	32,5	5,9	67,3	36,1
Клинский район	268,8	231,8	31,5	5,5	4,9	1,8
Коломенский район	161,3	157,2	4,1	-	120,3	74,6
Красногорский район	307,7	221,4	70,8	15,5	45,8	14,9
Ленинский район	342,4	247,2	86,4	8,6	36,0	10,5
Лотошинский район	58,0	51,0	7,0	-	23,7	40,9
Луховицкий район	140,4	123,7	15,0	1,7	4,8	3,4
Люберецкий район	273,3	195,1	70,0	7,8	15,6	5,7
дп Красково	24,4	15,3	9,1	-	1,5	6,1
рп Октябрьский	5,4	3,4	0,9	0,7	0,7	13,0
рп Томилино	29,5	15,0	14,5	-	5,3	18,0
Можайский район	177,4	144,0	32,8	0,5	39,9	22,5
Мытищинский район	271,5	23,5	3,0	0,3	10,3	3,8
Наро-Фоминский район	284,2	227,1	52,8	4,3	7,6	2,7
Ногинский район	353,6	287,9	60,6	4,8	90,8	25,7
Одинцовский район	404,5	248,8	73,0	7,1	54,0	13,3
Озерский район	67,8	58,2	7,1	-	2,1	3,1
Орехово-Зуевский район	217,2	183,8	32,0	1,3	121,7	56,0
Павлово-Посадский район	137,3	117,1	18,4	1,8	22,7	16,5
Подольский район	206,5	193,3	13,2	-	47,1	22,8
Пушкинский район	217,9	192,2	23,3	-	74,4	34,1
Раменский район	344,3	277,4	54,5	12,4	176,4	51,2
Рузский район	180,4	164,5	14,6	1,3	69,5	38,5
Сергиево-Посадский район	521,9	429,2	79,3	10,5	109,1	20,9
Серебряно-Прудский район	94,7	81,5	13,1	-	14,7	15,5
Серпуховский район	117,2	104,0	12,8	0,4	3,9	3,3
Солнечногорский район	259,7	187,5	41,1	13,1	76,5	29,5
Ступинский район	169,2	131,5	25,4	12,3	11,3	6,7
Талдомский район	80,3	66,1	13,3	0,9	8,8	11,0
рп Запрудня	16,1	10,4	4,8	0,9	1,2	7,5
Чеховский район	197,7	163,2	29,9	4,6	7,7	3,9
Шатурский район	170,0	132,1	29,5	8,4	36,8	21,6
Шаховской район	58,4	54,3	4,1	-	6,0	10,3
Щелковский район	424,3	350,1	63,5	7,1	158,6	37,4
рп Монино	149,0	131,0	12,0	4,0	52,0	34,9
рп Фряново	24,0	21,5	2,5	-	10,8	45,0
Балашиха	155,5	119,8	27,3	6,9	62,7	40,3
Бронницы	31,0	28,7	2,3	-	3,9	12,6
Дзержинский	34,7	19,9	10,5	4,3	5,3	15,3
Долгопрудный	113,8	85,8	25,2	2,7	45,1	39,6
Домодедово	226,8	194,1	30,9	0,7	21,3	9,4
Дубна	149,8	109,9	29,4	10,4	12,5	8,3
Железнодорожный	188,4	144,5	32,1	11,8	3,8	2,0
Жуковский	108,9	67,3	31,6	10,0	39,7	36,5
Звенигород	32,1	28,9	2,4	-	2,0	6,2
Ивантеевка	82,5	64,7	15,3	2,5	2,9	3,5
Климовск	74,8	42,4	28,5	3,9	15,6	20,9
Коломна	237,0	178,0	50,4	8,1	45,6	19,2
Котельники	48,2	36,2	10,8	1,0	1,2	2,5
Королев	213,3	169,9	29,2	14,1	37,0	17,3
Красноармейск	32,2	24,5	6,7	1,0	13,0	40,4
Лобня	89,8	69,0	16,6	4,2	3,0	3,3
Лосино-Петровский	31,3	28,8	2,5	-	9,1	29,1
Лыткарино	50,8	39,7	8,1	3,0	27,6	54,3
Орехово-Зуево	178,0	147,8	23,9	6,2	97,2	54,6
Подольск	286,9	214,1	58,1	12,8	115,1	40,1
Протвино	74,5	50,7	17,1	6,7	3,2	4,3
Пущино	41,2	25,9	8,3	7,0	3,5	8,5
Реутов	84,3	64,8	18,4	1,1	14,0	16,6
Рошаль	40,2	22,8	8,3	9,0	21,0	52,2
Серпухов	160,7	121,3	34,0	5,4	45,0	28,0
Троицк	75,8	48,8	20,0	7,0	20,2	26,6
Фрязино	44,3	30,0	11,0	3,1	-	-
Химки	227,6	93,6	82,2	47,3	49,5	21,7
Черноголовка	26,0	10,8	4,2	11,0	5,2	20,0
Щербинка	43,6	36,3	6,5	0,7	12,5	28,7
Электросталь	258,8	180,5	61,8	16,5	120,4	46,5
Юбилейный	79,8	50,2	17,1	12,5	1,8	2,3

Как следует из представленных данных в ряде муниципальных образований Московской области - Волоколамский, Орехово-Зуевский районы, городские округа Лыткарино и Рошаль более половины тепловых сетей нуждаются в замене, в Коломенском районе и городском округе Электрогорск - 2/3 от общей протяженности тепловых сетей на территории.

2.8 Структура установленной электрической мощности на территории Московской области.

Установленная мощность электростанций Московской энергосистемы на 01.01.2013 год составила 18088,04 МВт.

Состав и установленная мощность электростанций расположенных на территории Московской области по состоянию на 01.01.13 приведены в таблице 2.8.1.

Таблица 2.8.1

Состав и установленная мощность электростанций Московской области

Наименование	Место расположения	Установленная мощность (на 01.01.13), МВт
Итого по Московской области		8116,09
ОАО "РусГидро"		1200
Загорская ГАЭС-1	г. Сергиев-Посад	1200
Электростанции ОГК		3403,4
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"		1910
ГРЭС-4 Каширская	г. Кашира	1910
ОАО "Э.ОН Россия"		1493,4
ГРЭС-5 Шатурская	г. Шатура	1493,4
Электростанции ТГК		3145,08
ОАО "Мосэнерго"		3145,08
ТЭЦ-22 Мосэнерго	г. Дзержинский	1310
ТЭЦ-27 Мосэнерго	г. Мытищи	1060
ГРЭС-3 им. Классона	г. Электрогорск	532,3
ТЭЦ-17 Мосэнерго	г. Ступино	192
ТЭЦ-29 (фил. ГРЭС-3)	г. Электросталь	16,78
ТЭЦ-6 (фил. ГРЭС-3)	г. Орехово-Зуево	18
ТЭЦ-30 (ГТУ-ТЭЦ)	г. Павловский-Посад	16
Электростанции Прочих ГК		175,5
ОАО "Мобильные ГТЭС"		157,5
Мобильные ГТЭС "Пушкино"	г. Пушкино	67,5
Мобильные ГТЭС "Дарьино"	Одинцовский р-н	22,5
Мобильные ГТЭС "Игнатово"	г. Дмитров	67,5
ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго"		18
ГТ-ТЭЦ "Щелково"	г. Щелково	18
ФГУП "Канал имени Москвы"		65,12
МУП "Мосводоканал"		18,29
Блок-станции		108,7
ТЭЦ ОАО "Воскресенские минеральные удобрения"	г. Воскресенск	36
ТЭЦ ОАО "Москокс"	г. Видное	24,7
ТЭЦ ООО "Энергоцентр"	г. Клин	24
ТЭЦ ОАО "Инвестгазпром"	г. Рошаль	24

На электростанциях Московской энергосистемы за период 2006 - 2011 годы было введено новое генерирующее оборудование общей мощностью 3517,5 МВт, в том числе 1958,4 МВт в Московской области. В 2012 году на территории Московской области ввод в эксплуатацию нового генерирующего оборудования не осуществлялся.

Поименный ввод генерирующей мощности электростанций на территории Московской области за отчетный период приведен в таблице 2.8.2.

Таблица 2.8.2

Перечень
вводов мощности за 2006 - 2012 гг. на электростанциях на территории Московской области

МВт
	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	Всего
Каширская ГРЭС
К-330-240 3				330			330
Шатурская ГРЭС
ПГУ-393,4					393,4		393,4
ТЭЦ-30 (ТЭЦ г. Павловский Посад)
ГТЭ-10/95 1				8
ГТЭ-10/95 2				8
Всего по станции				16			16
ТЭЦ-27 Северная Мосэн.
ПГУ-450(Т) 3		450
ПГУ-450(Т) 4			450
Всего по станции		450	450				900
ТЭЦ-29(фил. ГРЭС-3)
ГТ ТЭЦ 2	31						31
ГТ-ТЭЦ "Щелково"
ГТУ-9 1						9
ГТУ-9 2						9
Всего по станции						18	18
Мобильные ГТЭС "Дарьино"
ГТ-22.5 (Т) 1		22,5
ГТ-22.5 (Т) 2		22,5		22,5
Всего по станции		45		22,5			67,5
Мобильные ГТЭС "Сырово"
ГТ-22.5 (Т) 1		22,5
ГТ-22.5 (Т) 2		22,5
Всего по станции		45					45
Мобильные ГТЭС "Пушкино"
ГТ-22.5 (Т) 1		22,5		22,5
ГТ-22.5 (Т) 2		22,5
ГТ-22.5 (Т) 3		22,5
Всего по станции		67,5		22,5			90
Мобильные ГТЭС "Игнатово"
ГТ-22.5 (Т) 1				22,5
ГТ-22.5 (Т) 2				22,5
ГТ-22.5 (Т) 3				22,5
Всего по станции				67,5			67,5
Московская область - всего	31	607,5	450	458,5	393,4	18,0	1958,4
ТЭС-всего	31	607,5	450	458,5	393,4	18	1958,4

В период 2006 - 2012 годы в Московской области было демонтировано оборудования суммарной генерирующей мощностью - 127 МВт.

Поименный демонтаж генерирующей мощности электростанций на территории Московской области приведен в таблице 2.8.3.

Таблица 2.8.3

Перечень
демонтированной мощности на электростанциях на территории Московской области за 2006 - 2012 гг.

МВт
	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	Всего
ТЭЦ-6 (филиал ГРЭС-3) Мосэнерго
ТГ-4							6	6
ТЭЦ-29 Мосэнерго
ГТ ТЭЦ 2				31				31
Мобильные ГТЭС "Дарьино"
ГТ-22.5 (Т) 2			22,5				22,5	45
Мобильные ГТЭС "Пушкино"
ГТ-22.5 (Т) 1			22,5					22,5
Мобильные ГТЭС "Сырово"
ГТ-22.5 (Т) 2				22,5				22,5
Московская область - всего	0	0	45	53,5	0	0	28,5	127
ТЭС-всего	0	0	45	53,5	0	0	28,5	127

Поименный вывод из эксплуатации и перемаркировка генерирующего оборудования на территории Московской области в 2012 году приведены в таблице 2.8.4. и таблице 2.8.5. соответственно.

Таблица 2.8.4

Перечень
выводимых из эксплуатации энергоблоков (агрегатов) на электростанциях за 2012 год

Наименование электростанции	Номер блока	Тип оборудования	Вид топлива	Установленная мощность блока
				МВт	Гкал/ч
Мосэнерго (ТГК-3)/ТЭЦ-6 (филиал ГРЭС-3)	ТГ-4	АР-6-6	основное - газ; резервное - мазут	6	42
ОАО "Мобильные ГТЭС"/ПС Дарьино	ГТУ-1	FT8-3 MOBILEPAC	основное - авиационный керосин	22,5	-

Таблица 2.8.5

Перечень
энергоблоков, на которых в 2012 году была изменена мощность

Наименование электростанции	Номер блока	Тип оборудования	Вид топлива	Старая мощность блока	Новая мощность блока
				МВт	МВт
ТЭЦ ООО "Мечел-Энерго" (ОАО "Москокс")	ТГ-3	ПР-6-35/15/5/М	основное - газ; резервное - кокс. газ	6	3,4
	ТГ-5	АПР-6-1(5)	основное - газ; резервное - кокс. газ	6	3,3

Структура установленной мощности электростанций Московской энергосистемы по типам агрегатов на электростанциях за период 2006 - 2012 годов представлена в таблице 2.8.6.

Таблица 2.8.6

Структура
установленной мощности по типам агрегатов на электростанциях Московской области за период 2006 - 2012 годов

	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.
Московская энергосистема - всего	14988,2	15623,4	16405,4	17209,8	17603,2	18158,8	18088,0
ГЭС	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4
ГАЭС	1200	1200	1200	1200	1200	1200	1200
ТЭС - всего	13704,8	14340	15122	15916,7	16288,1	16863	16792,2
теплофикационные	10591,8	11217	12077	12539,7	12539,7	12972,6	12654,3
паросиловые	10496	10446	10476	10469	10469	10463	10422,6
ПГУ		450	1325	1561	1561	1981,9	1981,9
ГТУ	95,8	321	276	509,7	509,7	527,7	249,8
конденсационные	3103	3103	3025	3355	3748,4	3878,4	4125,9
паросиловые	2520	2520	2520	2850	2850	2850	2850,0
ПГУ					393,4	523,4	523,4
ГТУ	583	583	505	505	505	505	752,5
детанд.-генер. уст.	10	20	20	22	22	12	12
возобновляемые				9,7	9,7	12,4	12,4
в том числе: Московская область - всего	6411,5	7019,2	7356,2	7761,0	8154,4	8172,4	8116,1
ГЭС	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4
ГАЭС	1200	1200	1200	1200	1200	1200	1200
ТЭС - всего	5128,1	5735,8	6072,8	6477,6	6871,0	6889,0	6832,7
теплофикационные	2025,1	2700,3	3115,3	3190,1	3190,1	3208,1	2926,8
паросиловые	1989,3	1989,3	1999,3	1987,3	1987,3	1987,3	1976,0
ПГУ		450,0	900,0	900,0	900,0	900,0	900,0
ГТУ	35,8	261,0	216,0	302,8	302,8	320,8	50,8
конденсационные	3103	3035,5	2957,5	3287,5	3680,9	3680,9	3905,9
паросиловые	2520	2520	2520	2850	2850	2850	2850,0
ПГУ					393,4	393,4	393,4
ГТУ	583	515,5	437,5	437,5	437,5	437,5	662,5

Относительно 2006 года прирост установленной генерирующей мощности Московской энергосистемы составил 3099,8 МВт. Прирост мощности на электростанциях Московской области за рассматриваемый период составил 1704,6 МВт. Увеличение в основном произошло за счет ввода новых современных агрегатов ПГУ и ГТУ.

Структура установленной мощности по типам генерирующих мощностей на электростанциях Московской энергосистемы и Московской области с выделением доли генерирующей мощности в общей структуре за 2012 год представлена в таблице 2.8.7. и таблице 2.8.8 соответственно.

Таблица 2.8.7

Структура
установленной мощности по типам генерирующих мощностей на электростанциях Московской энергосистемы и их доля за 2012 год

Наименование объекта	Структура
	Установленная мощность, МВт	%
ВСЕГО	18088,0	100
в т.ч.:
ТЭС	16792,2	92,84
ГЭС (в том числе ГАЭС)	1283,4	7,09
Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (НВИЭ)	12,43	0,07

Таблица 2.8.8

Структура
установленной мощности по типам генерирующих мощностей на электростанциях Московской области и их доля за 2012 год

Наименование объекта	Структура
	Установленная мощность, МВт	%
ВСЕГО	8116,1	100
в т.ч.:
ТЭС	6832,7	84,0
ГЭС (в том числе ГАЭС)	1283,4	16,0
Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (НВИЭ)	0	0,0

За рассматриваемый период времени в структуре генерирующей мощности доля ТЭС составляла около 93%, ГЭС - около 7,0%.

Кроме того, на территории Московской области имеется зона децентрализованного энергоснабжения, в которой действует электростанция ОАО "НАТЭК Инвест-Энерго". Установленная электрическая мощность 12 МВт., тепловая мощность - 30,43 Гкал/час. Основной вид топлива природный газ.

2.9 Состав существующих электростанций.

Состав электростанций Московской области с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям по состоянию на 01.01.13 приведен в следующей таблице 2.9.1.

Таблица 2.9.1

N п/п	Наименование электростанции	Номер агрегата (блока)	Тип оборудования	Год ввода	Вид топлива	Место расположения объекта	Установленная мощность на конец 2012 года
							МВт	Гкал/ч
	Электростанции ТГК						3145,08	6616,98
1.	ОАО "Мосэнерго" - ГРЭС-3 им. Классона	ТГ N 8	P-12-90/18М	1994	основное - газ, дизельное; резервное - мазут	г. Электрогорск	12	244,9
		ТГ N 6	Т-6,3	1930			6,3
		ТГ N 7	ПТ-12-90-10	1965			9
		ТГ N 1	ГТ-100/90	1977			90
		ТГ N 2	ГТ-100/90	1978			90
		ТГ N 3	ГТ-100/90	1980			90
		ТГ N 4	ГТЭ-150/110	1990			110
		ТГ N 5	ГТЭ-150/125	1996			125
2.	ОАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-6 (филиал ГРЭС-3)	ТГ N 1	П-6-35/5м	1985	основное - газ; резервное - мазут	г. Орехово -Зуево	6	92
		ТГ N 2	П-6-35/5м	1984			6
		ТГ N 3	P-6-35/5м	1983			6
3.	ОАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-17	ТГ N 1	ПТ-25-90/10М	1973	основное - газ; резервное - уголь, мазут	г. Ступино	20	712
		ТГ N 2	Т-40-90	1951			40
		ТГ N 3	ПТ-30-8,8	2002			32
		ТГ N 4	Т-75-90	1955			75
		ТГ N 6	ПP-25-90	1968			25
4.	ОАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-22	ТГ N 1	ПТ-70/80-130/13	1985	основное - уголь; резервное - газ, мазут	г. Дзержинский	70	3606
		ТГ N 2	ПТ-60-130/13	1986			60
		ТГ N 3	ПТ-65/75-130/13	1987			60
		ТГ N 4	ПТ-65/75-130/13	1988			60
		ТГ N 5	ПТ-65/75-130/13	1989			60
		ТГ N 6	ПТ-65/75-130/13	1990			60
		ТГ N 7	Т-110/120-130/5у	2001			110
		ТГ N 8	Т-110/120-130/5у	2003			110
		ТГ N 9	Т-250/240-240-2	1972			240
		ТГ N 10	Т-250/240-240-2	1972			240
		ТГ N 11	Т-250/240-240-2	1973			240
5.	ОАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-27	ТГ N 1	ПТ-80/100-130/13	1996	основное - газ; аварийное - дизельное	Мытищинский район	80	1876
		ТГ N 2	ПТ-80/100-130/13	1998			80
		БЛОК-3 (ПГУ-450)	(ГТЭ-160)х2; Т-125/150-7,4	2007			450
		БЛОК-4 (ПГУ-450)	(ГТЭ-160)х2; Т-125/150-7,4	2008			450
6.	ОАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-29 (филиал ГРЭС-3)	ТГ N 1	GT-35	1999	основное - газ	г. Электросталь	16,78	54,08
7.	ОАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-30	ТГ N 1	ГТЭ-10/95БМ	2010	основное - газ	г. Павловский Посад	8	32
		ТГ N 2	ГТЭ-10/95БМ	2010			8
	Электростанции ОГК						3403,4	802,3
1.	ОАО "Интер РАО - Электрогенерация" - Каширская ГРЭС	ТГ N 1	К-300-240	1967	основное - уголь, мазут; резервное - газ	г. Кашира	300	458
		ТГ N 2	К-300-240	1968			300
		ТГ N 3	К-330-240				330
		ТГ N 4	К-300-240	1974			300
		ТГ N 5	К-300-240	1974			300
		ТГ N 6	К-300-240	1975			300
		ТГ N 7	ПТ-80-130/13	1983			80
2.	ОАО "Э.ОН Россия" - Шатурская ГРЭС	ТГ N 1	K-200-130	1971	основное - газ, мазут; резервное - уголь, мазут, торф	г. Шатура	200	344,3
		ТГ N 2	K-200-130	1971			200
		ТГ N 3	K-200-130	1972			200
		ТГ N 4	К-210-130	1977			210
		ТГ N 5	К-210-130	1978			210
		ТГ N 6	ПТ-80/100-130/13	1982			80
		Блок-7	ПТ D10; ГТ STAG109FA	2010			393,4
	ОАО "РусГидро"						1200
1.	Загорская ГАЭС-1	ТГ N 1	РОНТ-115/812-В-630	1988		г. Сергиев-Посад	200
		ТГ N 2	РОНТ-115/812-В-630	1988			200
		ТГ N 3	РОНТ-115/812-В-630	1989			200
		ТГ N 4	РОНТ-115/812-В-630	1990			200
		ТГ N 5	РОНТ-115/812-В-630	1994			200
		ТГ N 6	РОНТ-115/812-В-630	2000			200
	Прочие производители электроэнергии						367,61	553
1.	ОАО "Мобильные ГТЭС" ПС Дарьино	ГТУ N 2	FT8-3 MOBILEPAC	2007	основное - авиационный керосин	Одинцовский район	22,5
2.	ОАО "Мобильные ГТЭС" ПС Пушкино	ГТУ N 1	FT8-3 MOBILEPAC	2007	основное - авиационный керосин	г. Пушкино	22,5	-
		ГТУ N 2	FT8-3 MOBILEPAC	2007			22,5
		ГТУ N 3	FT8-3 MOBILEPAC	2007			22,5
3.	ОАО "Мобильные ГТЭС" ПС Игнатово	ГТУ N 1	FT8-3 MOBILEPAC	2009	основное - авиационный керосин	г. Дмитров	22,5	-
		ГТУ N 2	FT8-3 MOBILEPAC	2009			22,5
		ГТУ N 3	FT8-3 MOBILEPAC	2009			22,5
4.	ГТ ТЭЦ "Щёлково"	ТГ N 1	ГТ-009М	2011	основное/резервное - газ	г. Щёлково	9	80
		ТГ N 2	ГТ-009М	2011			9
5.	ТЭЦ ОАО "Инвестгазпром"	ТГ N 1	АПТ-12-1	1962	основное - газ; резервное - мазут	г. Рошаль	12
		ТГ N 2	ПР-6-35(15)5)	1965			6
		ТГ N 3	ПР6-35(10)1,2	1965			6
6.	ТЭЦ ОАО "Москокс"	ТГ N 2	П-6-35/5м	1993	основное - газ; резервное - кокс. газ	г. Видное	6	183,6
		ТГ N 3	ПР-6-35/15/5м	1991			3,4
		ТГ N 4	П-6-35/5 (АП-6) ("Лаваль")	1952			6
		ТГ N 5	АПР-6-1(5)	1965			3,3
		ТГ N 6	П-6-35/5м	2001			6
7.	ТЭЦ ОАО "Воскресенские минеральные удобрения"	ТГ N 1	ПР-6-35/10/1,2	1968	основное - газ; резервное - мазут	г. Воскресенск	6
		ТГ N 2	ПР-6-35/10/1,2	1968			6
		ТГ N 3	Р-12-35/35/5М	1972			12
		ТГ N 4	Р-12-35/35/5М	1972			12
8.	ТЭЦ ООО "Энергоцентр"	ТГ N 1	Р-6-35/5	1964	основное - газ; резервное - мазут	г. Клин	6	289,4
		ТГ N 4	П-6-35/5	1952			6
		ТГ N 5	П-6-35/6	1956			6
		ТГ N 6	Р-6-35/5	1963			6
9.	ФГУП "Канал имени Москвы"						65,12
	Иваньковская ГЭС	1	ПЛ510-ВБ	1937		Московская область	14,4
		2	ПЛ510-ВБ	1937			14,4
	Сходненская ГЭС	1	РО36	1937			14,5
		2	РО36	1937			14,5
	Карамышевская ГЭС	1	ВПЛ-300	1937			1,76
		2	ВПЛ-300	1937			1,76
	Перервинская ГЭС	1	ВПЛ-300	1937			1,76
		2	ВПЛ-300	1937			1,76
	Пироговская ГЭС	1	ФБТ-23/4	1937			0,28
10.	МГУП "Мосводоканал"						18,29
	Истринская ГЭС	1	РО 45/820-В-120	1992		Московская область	1,35
		2	РО 45/820-В-120	1992			1,35
		3	Е 7570	1994			0,36
	Акуловский гидроузел
	Листвянская ГЭС	1	"Каплан"	1937			0,35
	Акуловская ГЭС	1	ФТ-21/2	1937			0,28
	Можайский гидроузел					Московская область
	Можайская ГЭС	1	РО123-ВМ-120	1962			1,25
		2	РО123-ВМ-120	1962			1,25
	Рузская N 2	1	РО123-ВМ-120	1964			1,25
	Рузская N 34	1	ПЛ20/811-В-160	1996			1,6
		2	ПЛ20/811-В-160	1996			1,6
	Озернинская ГЭС	1	РО123-ВМ-120	1967			1,25
	Вазузская гидротехнич. система
	Верхнерузская ГЭС	1	ПЛ510-85-160	1978			1,6
		2	ПЛ510-85-160	1978			1,6
	Перепадная ГЭС	1	ПЛ20/811-В-160	1977			1,6
		2	ПЛ20/811-В-160	1977			1,6

Структура установленной мощности на территории Московской области по видам собственности представлена на рисунке 2.9.1.

2.10. Структура выработки электроэнергии.

Выработка электроэнергии электростанциями Московского региона и ее структура за рассматриваемый период 2006 - 2012 годы представлена в таблице 2.10.1.

Таблица 2.10.1

Структура
выработки электроэнергии электростанциями Московской энергосистемы за период 2006 - 2012 годы, млн. кВт. ч

Годы	Всего	в том числе
		ТЭС	ГЭС*	НПЭ и блок-станции
2006 г.	79191,2	75888,1	2134,19	1168,91
2007 г.	78721,9	75111,65	2148,68	1461,58
2008 г.	80301,3	76017,0	2151,69	2132,61
2009 г.	75944,2	70976,4	2117,87	2849,97
2010 г.	82576,3	76972,9	2138,89	3464,54
2011 г.	85011,8	78947,9	1984,52	4079,37
2012 г.	80603,8	74327,7	1661,67	4614,47

* - включая выработку ФГУП "Канал имени Москвы" и МГУП "Мосводоканал".

Относительно 2011 года в 2012 году фактическая выработка электроэнергии электростанциями Московского энергосистемы снизилась на 5,2%.

За рассматриваемый период времени в структуре выработки электроэнергии доля ТЭС составляла около 93 - 96%, ГЭС - около 2,4%, НПЭ и блок-станции - порядка 2,0 - 4,5%.

Выработка электроэнергии на электростанциях Московской области представлена в таблице 2.10.2.

Таблица 2.10.2

Выработка электроэнергии на электростанциях Московской области, млн. кВт. ч

Наименование	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
Всего по Московской области	27522,8	26039,6	29988,7	31793,6	28202,8
Гидроэлектростанции	2151,7	2117,9	2138,9	1984,5	1661,6
*ГЭС "Канал им. Москвы" и "Мосводоканала"	217,8	196,5	225	220,1	240,2
Загорская ГАЭС-1	1933,9	1921,4	1913,9	1764,4	1421,4
ТЭС	25371,1	23921,7	27849,8	29809,1	26541,2
ГРЭС-5 Шатурская	5001,7	3636,3	4257,4	5893	5185,4
ГРЭС-4 Каширская	6641,5	5222,8	7438,7	8113,2	7431,5
ОАО "Мосэнерго"	13329,2	14741,2	15809	15458,8	13542,3
ГРЭС-3 им. Классона	145,7	141,4	139	80,2	59,5
ТЭЦ-22	8726,7	8013,6	7978,9	8107,1	6912,7
ТЭЦ-6	32,2	34,4	32,1	29,8	29,54
ТЭЦ-17	654,6	578,8	716,5	522,7	391,6
ТЭЦ-27 Северная	3770	5973	6906,1	6640,1	6063,9
ТЭЦ-29 (фил. ГРЭС-3)	0	0	0	27,6	29,80
ТЭЦ-30 (ГТУ ТЭЦ г. Павловский-Посад)	0	0	36,4	51,3	55,305
Электростанции Прочих ГК	387,2	317,5	343,0	342,6	369,1
*ТЭЦ ООО "Энергоцентр" г. Клин	71	72	74	78,8	73,1
*ТЭЦ п/я А-3875-Рошаль	29,9	24,4	19,6	18,1	13,2
*ТЭЦ ОАО "Москокс"	148	124,6	139,1	132,9	119,6
*ТЭЦ ПО Минудобрений (г. Воскресенск)	138,3	96,5	89,7	83,9	85,2
ГТ ТЭЦ Щелково	0	0	0	8,2	41,9
ЗАО "Регент-НМ"					15,6
ОАО "Натэк-Инвест-Энерго"			20,6	20,7	20,5
ОАО "Мобильные ГТЭС"	11,5	3,9	1,7	1,4	12,8
Мобильные ГТЭС "Дарьино"	11,5	0,9	0,9	0,1	0,05
Мобильные ГТЭС "Сырово"	0	0,2	0,3	0
Мобильные ГТЭС "Пушкино"	0	1,4	0,3	0,3	11,8
Мобильные ГТЭС "Игнатово"	0	1,4	0,2	1	0,96

Анализ представленных данных показывает, что относительно 2008 г. в 2011 году:

- выработка на электростанциях Московской области выросла на 4250 млн. кВт. ч (15,44%);

- основной прирост выработки был на Каширской ГРЭС 1471,7 млн. кВт. ч (22,16%), Шатурской ГРЭС 891,3 млн. кВт. ч (17,82%), ТЭС ОАО "Мосэнерго" 2129,6 млн. кВт. ч (16%);

- из ТЭС ОАО "Мосэнерго" на 76,13% (прирост 2870,1 млн. кВт. ч) увеличилась выработка на ТЭЦ-27, что связано с вводом ПГУ-450.

В 2012 г. относительно 2011 г. выработка электроэнергии по Московской энергосистеме снизилась на 5,2%, что связано со снижением выработки ТЭС ОАО "Мосэнерго" на 4% и снижением выработки Каширской ГРЭС-5 и Шатурской ГРЭС-4.

Собственное производство электроэнергии в Московской энергосистеме и Московской области в 2012 году и его изменение по сравнению с предыдущим годом представлено в таблице 2.10.3 и таблице 2.10.4 соответственно.

Таблица 2.10.3

Структура
выработки электроэнергии по Московской энергосистеме в 2012 году

Наименование объекта	Выработка эл/энергии, млн. кВт. ч	Структура, %	Изменение выработки к предыдущему году, %
ВСЕГО	80603,7	100	-5,18 (-4408,1)
в т.ч.:
ТЭС	78942,1	97,9	-4,92 (-4085,2)
ГЭС	1661,6	2,1	-16,27 (-322,9)

Таблица 2.10.4

Структура
выработки электроэнергии по Московской области в 2012 году

Наименование объекта	Выработка эл/энергии, млн. кВт. ч	Структура, %	Изменение выработки к предыдущему году, %
ВСЕГО	28202,8	100	-11,29 (-3590,8)
в т.ч.:
ТЭС	26541,2	94,1	-10,96 (-3267,9)
ГЭС	1661,6	5,9	-16,27 (-322,9)

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций на территории Московской энергосистемы и Московской области за 2012 год представлена на рисунке 2.10.1.

Структура выработки электроэнергии на территории Московской области по видам собственности за 2012 год представлена на рисунке 2.10.2.

В таблице 2.10.5 представлена доля выработки электроэнергии станциями Московской области в суммарной выработке всех станций Московской энергосистемы за 2008 - 2012 гг.

Таблица 2.10.5

Доля выработки электроэнергии станциями Московской области

	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
Московская энергосистемы, млн. кВт. ч	80301,3	75944,2	82576,3	85011,8	80603,7
%	100	100	100	100	100
Московская область, млн. кВт. ч	27522,8	26039,6	29988,7	31793,6	28202,8
%	34,3	34,3	36,3	37,4	35,0

Анализ представленных данных показывает, что доля выработки электроэнергии станциями Московской области в суммарной выработке всех станций Московской энергосистемы не превышает 40%.

2.11. Характеристика балансов электрической энергии и мощности.

Баланс электрической мощности.

Баланс мощности Московской энергосистемы на час прохождения совмещенного с ОЭС Центра максимума нагрузки представлен в таблице 2.11.1.

Таблица 2.11.1

Баланс мощности Московской энергосистемы за 2007 - 2012 годы

МВт
Показатели	Ед. измерения	отчет 2007	отчет 2008	отчет 2009	отчет 2010	отчет 2011	2012
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление (за год)	млн. кВт.ч	92959	95900	93998,5	97730	98223,1	100924
Совмещённый максимум нагрузки	тыс. кВт	15449	16181	17107	17173	16586	17859
Фактический резерв мощности	тыс. кВт	623	1135	2008	1766	2188	3453
% к совмещенному максимуму	%	4,0	7,0	11,7	10,3	13,2	19,3
Передача мощности - всего	тыс. кВт	378	483	456	826	1574	432
Ярославская энергосистема		7	47	0	69	24	65
Костромская энергосистема			28	0	138	965	103
Тульская энергосистема		371	408	456	475	413	231
Смоленская энергосистема		0	0	0	13	13	33
Калужская энергосистема		0	0	0	0	159	0
Владимирская энергосистема	тыс. кВт	0	0	0	131	0	0
ИТОГО потребность на совмещённый максимум нагрузки		16450	17799	19571	19765	20348	21744
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность	тыс. кВт	14932	15955	16911,9	17603	17603,18	18125,04
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	тыс. кВт	14232	15333	16628	17254	17672	17967
Получение мощности - всего	тыс. кВт	2218	2466	2943	2511	2676	3777
Тверская энергосистема		1345	1876	2012	2104	1972	2822
Смоленская энергосистема		37	23	44	0	0	0
Калужская энергосистема		57	72	288	8	0	112
Рязанская энергосистема		545	439	424	399	216	825
Владимирская энергосистема		192	56	131	0	488	18
Костромская энергосистема		42	0	41	0	0	0
Ярославская энергосистема		0	0	3	0	0	0
ИТОГО покрытие	тыс. кВт	16450	17799	19571	19765	20348	21744

Приведенные данные позволяют сделать следующие выводы:

- Московская энергосистема за рассматриваемый период была дефицитна по мощности. Получение мощности из соседних энергосистем превышало выдачу в другие системы, сальдо-переток в 2007 - 1840 МВт, в 2008 - 1983 МВт, в 2009 - 2487 МВт, в 2010 - 1685 МВт, в 2011 - 1102 МВт, в 2012 - 3345 МВт. Основными поставщиками мощности в Московскую энергосистему являются Калининская АЭС и Конаковская ГРЭС (Тверская энергосистема), Рязанская ГРЭС (Рязанская энергосистема) и Владимирская энергосистема. Из Московской энергосистемы мощность в основном выдавалась в сеть Тульской, Костромской энергосистем;

- относительно 2007 года совмещенный максимум нагрузки в 2012 году вырос на 2410 МВт, что составляет 13,5%;

- установленная мощность электростанций Московского региона с 2007 года по 2012 год увеличилась на 3193,04 МВт, что составляет 17,6%;

- фактический резерв мощности в Московской энергосистеме за 2007 - 2011 гг. находился в пределах 4-13%, в 2012 г. резерв мощности составил 19% от максимума нагрузки.

Баланс мощности Московской области на час прохождения совмещенного с ОЭС Центра максимума нагрузки за 2008 - 2012 гг., сформированный на основании данных филиала ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ, представлен в таблице 2.11.2.

Таблица 2.11.2

Баланс мощности Московской области за 2008 - 2012 гг., МВт

	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.*)
Совмещенный максимум нагрузки	7 136	7 408	7 642	7 435	8218**)
Установленная мощность	7 019,18	7 468,68	8 154,38	8 154,38	8138,59
Располагаемая мощность на совмещенный максимум нагрузки с учетом перегрузки:	6 715	7 370	8 022	7 988
- ТЭС	5 453	6 136	6 784	6 768
в т. ч. перегрузка ТЭС	14	79	12	-
- ГЭС	1 262	1 234	1 238	1 220
Генерация	5 951	5 942	6 641	6 355	5363,2
Фактический резерв мощности	764	1 429	1 401	1 634
резерв	741	1 094	846	1 464
ремонт	23	312	555	170
консервация	-	23	-	-
То же в % к совмещенному максимуму	10,7	19,3	18,3	22
Дефицит (-), Избыток (+)	-1 185	-1 466	-1 001	-1 080	-2854,8
То же в % к совмещенному максимуму	16,6	19,8	13,1	14,5	34,7
Сальдо-переток	1 185	1 466	1 001	1 080	2854,8

*) Электропотребление представлено по предварительной оценке с учетом изменения границы между субъектами Российской Федерации городом федерального значения Москвой и Московской областью.

**) Нагрузка по Московской области в старых границах.

Анализ представленных данных показывает:

- установленная мощность электростанций, расположенных на территории Московской области с 2008 года по 2012 год увеличилась на 1119,41 МВт, что составляет 16%;

- в 2010 году относительно 2008 года совмещенный максимум нагрузки вырос на 506 МВт (7,1%), в 2011 году относительно 2010 года совмещенный максимум нагрузки снизился на 207 МВт, в 2012 году относительно 2011 года совмещенный максимум нагрузки увеличился на 783 МВт;

- в покрытии максимума нагрузки участие ГРЭС-5 составляло 687 МВт (46% от установленной мощности), ГРЭС-4 - 1257 МВт (66% от установленной мощности), Загорской ГАЭС - 803 МВт (61% от установленной мощности);

- Московская область за рассматриваемый период была дефицитна по мощности. Дефицит мощности составлял 13% - 20%. В 2012 г. дефицит мощности составил около 35%. При этом фактический резерв мощности в Московской области находился в пределах 10 - 22%.

Баланс электрической энергии.

Баланс электрической энергии Московского региона представлен в таблице 2.11.2.

Таблица 2.11.2

Баланс электроэнергии Московской энергосистемы за 2007 - 2012 годы

Показатели	Единицы измерения	отчет 2007	отчет 2008	отчет 2009	отчет 2010	отчет 2011	2012
Электропотребление по территории энергосистемы	млн. кВт. ч	92958,6	95899,5	93998,5	97730,1	98223,1	100924,0
Выработка	млн. кВт. ч	78721,9	80301,3	75944,2	82576,3	85011,8	80603,8
в том числе:
ГЭС	млн. кВт. ч	2148,7	2151,7	2117,9	2138,9	1984,5	1661,67
ТЭС, из них	млн. кВт. ч	76573,2	78149,6	73826,3	80437,4	83027,3	78942,1
Сальдо-переток электроэнергии	млн. кВт. ч	14236,7	15598,2	18054,3	15153,8	13211,3	20320,2
ЧЧИ установленной мощности электростанций:
ГЭС	часов в год	1674	1677	1650	1666	1546	1295
ТЭС	часов в год	5547	5764	3091	4468	5017	4687

Как видно из приведенных данных, Московская энергосистема, как по мощности, так и по электрической энергии за период 2007 - 2012 годов является дефицитной. Дефицит электроэнергии Московской энергосистемы в 2012 году составил около 20,1%.

Баланс электрической энергии Московской области представлен в таблице 2.11.3.

Таблица 2.11.3

Баланс электроэнергии Московской области за 2008 - 2012 годы**)

Показатели	Единицы измерения	отчет 2008	отчет 2009	отчет 2010	отчет 2011	отчет 2012
Электропотребление по территории Московской области	млн. кВт. ч	44593	43803	46422	46754	464748**
Выработка	млн. кВт. ч	27522,8	26039,6	29988,7	31793,6	28202,8
в том числе:
ГЭС	млн. кВт. ч	2151,7	2117,9	2138,9	1984,5	1661,6
ТЭС	млн. кВт. ч	25371,1	23921,7	27849,8	29809,1	26541,2
Дефицит (-), избыток (+)	млн. кВт. ч	-17070,2	-17763,4	-16433,3	-14960,4	-18271,2
ЧЧИ установленной мощности электростанций:	часов в год
ГЭС	часов в год	1677	1650	1478	1546	1295
ТЭС	часов в год	3921	3487	3675	3896	3884

*) Электропотребление представлено по предварительной оценке с учетом изменения границы между субъектами Российской Федерации городом Москвой и Московской областью.

**) Баланс сформирован на основании данных Росстата.

Московская область, как и Московская энергосистема дефицитна по мощности и электроэнергии. Дефицит электроэнергии за период 2008 - 2012 гг. составлял порядка 30-40%%.

2.12. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных (с учетом блок-станций и муниципальных котельных) на территории Московской области.

Объемы и виды топлива, используемые теплоэлектростанциями на территории Московской области за 2012 год

	Всего тут	в том числе
		газ	уголь	нефтетопливо
ГРЭС-3	155 282,00	155 035,00		247,00
ТЭЦ-17	230 800,00	228 012,00	1 101,00	1 687,00
ТЭЦ-22	3 083 735,00	2 831 153,00	250 604,00	1 978,00
ТЭЦ-27	1 826 059,00	1 825 852,00	0	207,00
ОАО "Мосэнерго" Московская область	5 295 876,00	5 040 052,00	251 705,00	4 119,00
Каширская ГРЭС - филиал ОАО "ОГК-1"	2 500 081,00	2 029 091,00	466 935,00	4 055,00
Филиал "Шатурская ГРЭС" ОАО "Э.ОН Россия"	1 599 682,00	1 558 311,00	35 187,00	6 184,00
Итого:	9 395 639,00	8 627 454,00	753 827,00	14 358,00

Виды углей, используемых электростанциями и котельными генерирующих компаний за 2012 год

Вид угля	Годовой расход угля (тыс. т.у.т.)	% от общего расхода угля
Всего	753,792	100
Местный уголь
Привозной уголь
уголь Кузнецкий	733,183	97,3
уголь Хакасский	13,792	1,8
уголь Подмосковный	1,101	0,1
смесь Кузнецкий + Подмосковный	5,716	0,8

Структура использования топлива ТЭС Московской области за 2012 год

	Всего, тыс. т.у.т	Газ		Уголь		Нефтетопливо
		тыс. т.у.т	%	тыс. т.у.т.	%	тыс. т.у.т	%
Годовой расход топлива	9 395,7	8 627,5	91,8	753,8	8,02	14,4	0,2

Основным видом топлива на тепловых электростанциях Московской области является газ. Его доля в топливном балансе в 2012 году составила 91,8%.

Доля угля в топливном балансе электростанций Московской области - 8,02%.

Уголь использовался на Каширской ГРЭС-4, на Шатурской ГРЭС-5, на ГРЭС-3, на ТЭЦ-17, на ТЭЦ-22, на ТЭЦ-27.

Из общего объема угля 100% составляет привозной уголь.

Доля нефтетоплива в общем топливном балансе в 2012 году составила 0,2%.

Число источников теплоснабжения организаций коммунального комплекса в Московской области по видам используемого топлива, на 2006 - 2011 года 1

Год	Из общего числа источников теплоснабжения, работающие на: (единиц)			в % к общему числу источников теплоснабжения, работающих на:
	твердом топливе	жидком топливе	газообразном топливе	твердом топливе	жидком топливе	газообразном топливе
2006	232	240	1 989	9,3	9,6	79,7
2007	249	228	2 050	9,7	8,9	79,8
2008	230	231	2 046	9,0	9,1	80,4
2009	231	223	2 116	8,8	8,5	80,6
2010	222	198	2 154	8,5	7,5	82,1
2011	220	189	2143	8,4	7,2	81,8

1 - по данным Мособлкомстата.

Более 80% из общего количества котельных на территории Московской области в процессе производства тепловой энергии используют природный газ.

Из общего числа котельных 8% и 7% в качестве топлива в производственном процессе используют твердое топливо: уголь (торфобрикет, дрова, опилки) и нефтетопливо (мазутное, дизельное (печное)) соответственно.

Число источников теплоснабжения организаций коммунального комплекса в Московской области по видам используемого топлива за 2011 год1

	Из общего числа источников теплоснабжения, работающие на: (единиц)			в % к общему числу источников теплоснабжения, работающих на:
	твердом топливе	жидком топливе	газообразном топливе	твердом топливе	жидком топливе	газообразном топливе
Московская область	220	189	2143	8,4	7,2	81,8
Волоколамский район	5	3	46	9,3	5,6	85,2
Воскресенский район	4	8	17	9,1	18,2	38,6
Дмитровский район	13	11	55	15,9	13,4	67,1
Егорьевский район	16	1	34	31,4	2,0	66,7
Зарайский район	-	2	24	-	7,7	92,3
Истринский район	1	3	54	1,7	5,2	93,1
Каширский район	3	1	22	10,3	3,4	75,9
Клинский район	1	-	55	1,8	-	98,2
Коломенский район	7	1	28	19,4	2,8	77,8
Красногорский район	-	-	38	-	-	79,2
Ленинский район	2	5	66	2,7	6,8	89,2
Лотошинский район	-	-	20	-	-	95,2
Луховицкий район	2	2	31	5,7	5,7	88,6
Люберецкий район	-	-	72	-	-	98,6
дп Красково	-	-	11	-	-	100,0
рп Томилино	-	-	14	-	-	100,0
Можайский район	13	12	54	16,5	15,2	68,4
Мытищинский район	-	4	47	-	7,4	87,0
Наро-Фоминский район	1	18	58	1,3	22,8	73,4
Ногинский район	11	1	124	8,1	0,7	91,2
Одинцовский район	13	6	168	6,9	3,2	89,4
Озерский район	5	1	23	17,2	3,4	79,3
Орехово-Зуевский район	8	6	42	14,0	10,5	73,7
Павлово-Посадский район	4	1	39	8,9	2,2	86,7
Подольский район	2	1	47	3,9	2,0	92,2
Пушкинский район	20	8	67	21,1	8,4	70,5
Раменский район	-	10	74	-	11,9	88,1
Рузский район	10	30	25	13,7	41,1	34,2
Сергиево-Посадский район	7	15	68	7,7	16,5	74,7
Серебряно-Прудский район	-	-	16	-	-	100,0
Серпуховский район	5	9	13	17,9	32,1	46,4
Солнечногорский район	2	14	47	3,2	22,2	74,6
Ступинский район	11	4	29	23,4	8,5	61,7
Талдомский район	2	1	18	8,7	4,3	78,3
рп Запрудня	-	-	2	-	-	100,0
Чеховский район	4	-	35	10,0	-	87,5
Шатурский район	18	4	14	52,9	11,8	41,2
Шаховской район	2	1	21	8,3	4,2	87,5
Щелковский район	3	2	78	3,6	2,4	94,0
рп Монино	1	-	11	8,3	-	91,7
рп Фряново	1	2	6	11,1	22,2	66,7
Балашиха	1	-	28	3,4	-	96,6
Бронницы	-	-	6	-	-	100,0
Дзержинский	-	-	1	-	-	100,0
Долгопрудный	1	-	17	5,6	-	94,4
Домодедово	2	-	60	3,0	-	90,9
Дубна	-	-	5	-	-	100,0
Железнодорожный	-	-	22	-	-	100,0
Жуковский	1	-	2	33,3	-	66,7
Звенигород	1	1	18	5,0	5,0	90,0
Ивантеевка	-	-	15	-	-	93,8
Климовск	-	-	6	-	-	85,7
Коломна	5	1	46	9,6	1,9	88,5
Котельники	-	-	2	-	-	100,0
Королев	2	-	16	10,5	-	84,2
Красноармейск	1	-	3	25,0	-	75,0
Лобня	-	-	7	-	-	87,5
Лосино-Петровский	-	-	7	-	-	100,0
Лыткарино	-	-	5	-	-	100,0
Орехово-Зуево	-	-	30	-	-	100,0
Подольск	7	-	44	13,7	-	86,3
Протвино	-	-	1	-	-	100,0
Пущино	-	-	7	-	-	100,0
Реутов	-	-	8	-	-	100,0
Рошаль	-	-	2	-	-	100,0
Серпухов	4	-	46	8,0	-	92,0
Троицк	-	-	4	-	-	100,0
Фрязино	-	-	9	-	-	100,0
Химки	-	2	33	-	5,4	89,2
Черноголовка	-	-	1	-	-	100,0
Щербинка	-	-	5	-	-	100,0
Электросталь	-	-	8	-	-	100,0
Юбилейный	-	-	3	-	-	100,0

1 - по данным Мособлкомстата.

2.13. Единый топливно-энергетический баланс Московской области.

Топливно-энергетический баланс Московской области содержит взаимосвязанные показатели количественного соответствия поставок топливно-энергетических ресурсов и их потребления.

I. Приходная часть (актив баланса).

Обеспечение топливно-энергетическими ресурсами Московской области осуществляется посредством:

- производства топливно-энергетических ресурсов на территории региона;

- ввозом (передачей) топливно-энергетических ресурсов из-за пределов Московской области.

Суммарный объем приходной части баланса в 2011 году составляет - 60 227,6 тыс. руб.

Топливно-энергетическими ресурсами, производимыми на территории Московской области, являются: электрическая энергия, тепловая энергия, топливно-энергетические ресурсы (далее - ТЭР), получаемые в процессе промышленного производства, дрова.

Суммарное производство ТЭР составило:

- в 2009 - 21 111,6 тыс. тут;

- в 2010 году - 22 909,5 тыс. тут;

- в 2011 году - 22 904,2 тыс. тут.

В 2011 году производство составило:

- электрической энергии - 31 908,2 млн. кВт. ч (10 992,4 тыс. тут), 48% от общего объема произведенных ресурсов;

- тепловой энергии - 71 418 тыс. Гкал (10 612,7 тыс. тут), 46,3% от общего объема произведенных ресурсов;

- прочих видов топливно-энергетических ресурсов 1 299,1 тыс. тут, 5,7% от общего объема, в том числе:

- кокса металлургического сухого 978,5 тыс. тонн (968,7 тыс. тут) - 4,2%;

- газ горючий искусственный коксовый 463,4 млн. куб. м (264,1 тыс. тут) - 1,2%;

- дрова 71,7 тыс. куб. м (19,1 тыс. тут) - 0,1%;

- прочие горючие отходы технологических процессов производства 47,2 тыс. тут, 0,2%.

94% электроэнергии, производимой на территории Московской области, вырабатывается тепловыми электростанциями и 6% - гидроэлектростанциями (ГЭС и ГАЭС).

Не обладая собственными значительными топливно-энергетическими ресурсами, Московская область является потребителем топливных ресурсов, поставляемых из других регионов страны. В суммарном объеме приходной части баланса ввоз (передача) составляет 62%.

Объем ввезенных (переданных со стороны) топливно-энергетических ресурсов в 2011 году составил - 37 434,9 тыс. тут, что на 3,7% меньше по сравнению с 2010 годом.

Из общего объема ввезенных (переданных) на территорию Московской области в 2011 году ТЭР:

- электрической энергии передано - 11 675,5 млн. кВт. ч. (26,8% от общего потребления ресурса);

- газа природного передано - 22 278,5 млн. куб. м (100%);

- угля ввезено - 4 317,1 тыс. тонн (100%);

- бензинов автомобильных ввезено - 1 172,3 тыс. тонн (100%);

- дизельного топлива ввезено - 1 031,3 тыс. тонн (100%);

- прочих видов моторного топлива ввезено - 404,7 тыс. тонн (100%);

- мазута ввезено - 129,9 тыс. тонн (100%);

- газа сжиженного ввезено - 38,3 тыс. тонн (100%);

- топлива печного бытового ввезено - 15,4 тыс. тонн (100%).

В 2011 году в структуре ввоза доля природного газа увеличилась на 4,7 процентных пункта, и сократилась доля электроэнергии на 4,4 процентных пункта.

II. Расходная часть (общее потребление ТЭР).

Общее потребление топливно-энергетических ресурсов на территории Московской области в 2011 году составило 59 287 тыс. тут.

По сравнению с 2010 годом потребление сократилось на 2,2%.

Основными факторами снижения являются уменьшение потребления электрической энергии (на 7,5% по сравнению с 2010 годом), сокращение потерь в сетях электро- и теплоснабжения (на 18,5%)

Как видно из диаграммы "Структура общего потребления топливно-энергетических ресурсов в экономике Московской области по видам топлива" значительную часть потребляемых ресурсов на территории Московской области составляет газ природный, объем потребленного газа в 2011 году составил 22 278,5 млн. куб. м, что составляет 43,4% общего потребления.

Потребление природного газа ТЭЦ, расположенными на территории Московской области, в 2011 году составило 8 128,1 млн. куб. м (36,5%).

Объем потребления газа населением составил 3 379,9 млн. куб. м, или 15,2% от общего объема потребления газа.

Природный газ используется населением на пищеприготовление, отопление и горячее водоснабжение.

Потребление на территории Московской области угля можно охарактеризовать как стабильное, в 2011 году составило 5,9% в общем объеме потребления топливно-энергетических ресурсов, а именно 4 198,9 тыс. тонн.

Большая часть угля (60,9%) используется для производства электрической энергии, тепловой энергии, а так же на переработку в другие виды топлива.

Значимым в экономике Московской области является потребление электрической энергии, объем которого в 2011 году составил 43 583,7 млн. кВт. ч, (25,3% в общем объеме потребления ТЭР).

Сумма потерь в распределительных и магистральных сетях, а так же в сетях населенных пунктов и коммерческих потерь составляет 5 896 млн. кВт. ч.

Населением Московской области за 2011 год потреблено 8 081,2 млн. кВт. ч, что составило 18,5% общего потребления.

Объем потребления тепловой энергии в 2011 году составил 71 418 тыс. Гкал (17,9% в общем объеме потребления ТЭР).

Населением Московской области за 2011 год использовано 33 344,3 тыс. Гкал, что составило 46,7% общего потребления.

Потери в тепловых сетях составили 2 808,1 тыс. Гкал, что составляет 3,9% в общем объеме потребления тепловой энергии.

2.14. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Московской области.

В таблице 2.14.1 представлена динамика укрупненных удельных показателей электропотребления Московской области.

Уровень показателей электроемкости ВРП по Московской обл. близок к среднероссийским показателям, что определяется структурой ВРП, характеризующейся высокой долей производства продукции предприятиями и учреждениями сферы услуг (показатели электроемкости сферы услуг в среднем в 7 раз ниже электроемкости промышленной продукции). В 2009 г. в промышленном производстве Московской области произошел рост электроемкости, что определяется снижением объемов выпуска продукции (на 13%) и как следствие снижением загрузки работающего оборудования при росте доли общезаводских затрат. Характерно, что по мере восстановления промышленного производства, показатель электроемкости демонстрирует тенденцию к снижению.

Показатели электровооруженности труда определяются как электроемкостью, так и трудоемкостью производственных процессов. Особенности структуры промышленного производства и структуры занятости (по Московской области - 53% занятых работают в сфере услуг и 23% в промышленности, в 2011 г.) определяют более высокие уровни электровооруженности труда в Московской области.

Таблица 2.14.1

Динамика укрупненных удельных показателей электропотребления Московской области

Показатели	Ед. изм.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.
Электроемкость ВРП 1	кВт. ч./тыс. руб.	28,2	25,9	24,4	26,0	26,2	22,7
Электроемкость промышленной продукции 1	кВт. ч./тыс. руб.	12,6	12,9	12,4	15,1	12,8	10,3
Электровооруженность труда в экономике	тыс. кВт. ч./чел.	15,7	15,4	15,3	15,1	16,2	15,0
Электровооруженность труда в промышленном производстве	тыс. кВт. ч./чел.	25,5	26,8	27,0	31,7	29,9	26,2

1 - в ценах 2010 г.

2.15. Основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Московской области.

На территории Московской энергосистемы действуют электрические сети напряжением 750, 500, 220, 110 кВ и ниже.

Характеристика существующего состояния электрических объектов напряжением 500-750 кВ Московской энергосистемы.

Электрические объекты напряжением 500 кВ и выше Московского региона эксплуатируются и обслуживаются Московским предприятием магистральных электрических сетей (ПМЭС) филиала ОАО "ФСК ЕЭС", входящим в состав МЭС Центра.

В настоящее время в состав энергосистемы Московской области входят следующие подстанции:

две подстанции с высшим напряжением 750 кВ - ПС 750/500/110 кВ Белый Раст и ПС 750/500/220/110 кВ Грибово;

шесть подстанций с высшим напряжением 500 кВ - Ногинск, Пахра, Трубино, Западная, Новокаширская, Дорохово.

Перечень электросетевых объектов напряжением 500 кВ и выше, находящихся на территории Московской области по состоянию на 01.01.2013 года (отчет МЭС Центра), представлен в таблицах 2.15.1 и 2.15.4.

Таблица 2.15.1

Перечень
подстанций напряжением 500 кВ и выше, действующих на территории Московской области на 01.01.2013 г.

Наименование ПС	Оборудование	Мощность, МВА	Год ввода в эксплуатацию	Срок службы
ПС 750 кВ
Белый Раст	АТ 750/500/10 кВ	2х(3х417) МВА	1977-1987	36-26
	АТ 500/110/10 кВ	2х250 МВА	2006	7
	Т 110/10 кВ	2х40 МВА	2006	7
Грибово	АТ 750/500/10 кВ	2х(3х417) МВА	2012	1
	АТ 500/110/10 кВ	2х(3х167) МВА	2012	1
	АТ 220/110	2х200 МВА	2012	0
ПС 500 кВ
Западная	АТ 500/220/20 кВ	2х500 МВА	2008	5
	Т 220/20 кВ	2х63 МВА	2008	5
Дорохово	АТ 500/220 кВ	2х(3х167) МВА	2012	1
	АТ 220/110 кВ	2х250 МВА	2012	1
Новокаширская	АТ 500/220/20 кВ	500 МВА	2009	4
	АТ 220/110/10 кВ	2х125 МВА	1968, 1985	45, 28
Ногинск	АТ 500/110/10 кВ	2х345 МВА	1955-1957	58-56
	АТ 220/110 кВ	2х180 МВА	1955-1957, 1961	58-56, 52
Пахра	АТ 500/110/10 кВ	2х250 МВА	1977, 2001	36, 12
	АТ 220/110/10 кВ	2х125 МВА	1964, 1970	49, 43
Трубино	АТ 500/220/10 кВ	2х(3х167) МВА	1973, 1995	40, 18
	АТ 220/110/10 кВ	2х250 МВА	1980, 1984	33, 29
	Т 110/10 кВ	2х25 МВА	1969	44

Из приведенных данных видно, что автотрансформаторы, установленные на подстанциях Трубино, Пахра, Ногинск находятся в эксплуатации 25 лет и более.

В таблице 2.15.2 показана загрузка автотрансформаторов на ПС 500-750 кВ Московской области в зимний максимум 2006 - 2011 гг.

Таблица 2.15.2

Загрузка автотрансформаторов ПС 500-750 кВ Московской области в зимний максимум нагрузки 2006 - 2011 гг.

Наименование подстанции	Установл. мощность, МВА	Загрузка автотрансформаторов в зимний максимум нагрузки 2006 - 2011 гг.
		2006		2007		2008		2009		2010		2011
		МВА	%	МВА	%	МВА	%	МВА	%	МВА	%	МВА	%
Белый Раст
750/500	1215	147	12	266	22	286	24	290	24	249	20	432	36
750/500	1215	147	12	266	22	286	24	275	23	216	18	432	36
АТ-4 500/110	250	194	78	192	77	147	59	148	59	178	71	162	65
АТ-5 500/110	250	0	0	171	68	148	58	151	60	168	67	164	65
Западная
500/220	500					69	14	98	20	59	12	112	22
500/220	500					181	36	114	23	88	18	183	37
Новокаширская
500/220	500							110	22	189	38	188	38
Ногинск
500/110	345	128	37	136	40	111	32	85	25	94	27	110	32
500/110	345	81	24	112	33	135	39	130	38	140	41	46	13
220/110	180	76	42	74	41	87	48	68	38	56	31	113	63
220/110	180	66	37	78	43	70	39	44	24	53	29	46	26
Пахра
500/110	250	189	74	132	53	226	90	221	88	97	39	218	87
500/110	250	129	51	0	0	169	68	162	65	225	90	206	82
220/110	125	65	52	86	68	80	64	54	43	65	52	28	23
220/110	125	70	56	49	39	58	47	43	34	123	98	62	49
Трубино
500/220	501	376	75	377	75	312	62	311	62	291	58	388	77
500/220	501	180	36	190	38	299	60	259	52	273	55	405	81
220/110	250	174	70	215	86	156	63	172	69	148	59	190	76
220/110	250	154	62	187	75	188	75	196	78	136	54	205	82

Кроме того, данные о максимальной загрузке автотрансформаторов и трансформаторов на подстанциях напряжением 500-750 кВ Московской области за 2012 год приведены в табл. 2.15.3.

Таблица 2.15.3

Максимальная загрузка автотрансформаторов и трансформаторов 500-750 кВ Московской области в 2012 году

N ПС	Название ПС	Диспетчерское наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 года
					МВА	%
511	Белый Раст	АТ-1	1251	750/500	303,46	24,26
		АТ-2	1251	750/500	324,09	25,91
		АТ-4	250	500/110/10	145,95	58,38
		АТ-5	250	500/110/10	147,58	59,03
		Т-6	40	110/10	4,34	10,85
		Т-7	40	110/10	6,08	15,2
534	Грибово 750 кВ	АТ-1	1251	750/500/	344,73	27,56
		АТ-2	1251	750/500/	344,73	27,56
		АТ-3	501	500/220	183,63	36,65
		АТ-4	501	500/200	182,72	36,47
		АТ-5	200	220/110	85,96	42,98
		АТ-6	200	220/110	85,66	42,83
515	Дорохово	АТ-1	501	500/220/10	156,64	31,27
		АТ-2	501	500/220/10	155,74	31,09
		АТ-3	250	220/110	отключен
		АТ-4	250	220/110	12,53	5,01
504	Ногинск	АТ-1	345	500/110/10	111,39	32,29
		АТ-2	250	500/110/10	139,47	55,79
		Т-3	180	220/110	92,17	51,21
		Т-4	180	220/110	37,7	20,94
514	Трубино	АТ-1	501	500/220/10	279,60	55,81
		АТ-2	501	500/220/10	284,70	56,83
		АТ-3	250	220/110/10	185,01	74,00
		АТ-4	250	220/110/10	179,25	71,70
		Т-5	25	110/10	9,93	39,72
		Т-6	25	110/10	7,76	31,04
517	Западная	АТ-1	500	500/220/20	141,22	28,24
		АТ-2	500	500/220/20	145,67	29,13
		Т-1	63	220/20	4,38	6,95
		Т-2	63	220/20	3,5	5,56
509	Пахра	АТ-1	125	220/110/10	74,48	59,58
		АТ-2	125	220/110/10	97,11	77,69
		АТ-3	250	500/110/10	275,56	110,22
		АТ-4	250	500/110/10	199,00	79,60
518	Новокаширская	АТ-9	500	500/220/20	243,70	48,74

Как следует из представленных данных, наиболее загружены автотрансформаторы на ПС Трубино, ПС Ногинск и ПС Пахра, кроме того на этих подстанциях автотрансформаторы находятся в эксплуатации более 25 лет.

Для решения этой проблемы необходима реконструкция ПС 500 кВ Пахра, Трубино с увеличением на них трансформаторной мощности, а сооружение ПС 500 кВ Северная (Ярцево), позволит увеличить суммарную пропускную способность связей Московской энергосистемы на 800-1000 МВт.

В таблице 2.15.4 приведен список ЛЭП напряжением 500 кВ и выше и их характеристики Московской энергосистемы.

Таблица 2.15.4.

Перечень
ЛЭП напряжением 500 кВ и выше, действующих на территории Московской области на 01.01.2013 г.

N п/п	Диспетчерское наименование	Наименование (начало - окончание ЛЭП)	Марка провода, (кабеля КЛ)	Протяженность по трассе, км	Год ввода в эксплуатацию/реконструкция	Срок службы
1	2	3	6	7	8	9
ВЛ 750 кВ
1	ВЛ 750 кВ Опытная-Белый Раст	оп. 89-портал ПС Белый Раст	4хАС600/72	52,390	1967	45
2	ВЛ 750 кВ Калининская АЭС-Грибово	оп. 496-675	5хАС300/39	56,300	2011	2
ВЛ 500 кВ
3	ВЛ 500 кВ Грибово-Дорохово	портал ПС Грибово-портал ПС Дорохово	3хАС 330/43	73,050	2012	1
4	ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Белый Раст	оп. 109-портал ПС Белый Раст	3хАСО 500/64	54,580	1965	47
5	КВЛ 500 кВ Трубино - Бескудниково	портал ПС Трубино-портал ПС Бескудниково	3хАСО 480/60,3хАСО 500/64	36,060	1956/1980	56
6	КВЛ 500 кВ Ногинск - Бескудниково	портал ПС Ногинск-портал ПС Бескудниково	3хАСО 332,3хАС 400/51	77,680	1956/2000	56
7	ВЛ 500 кВ Белый Раст - Западная	портал ПС Белый Раст-портал ПС Западная	3хАСО 500/64	49,400	1966/2008	46
8	КВЛ 500 кВ Западная - Очаково	портал ПС Западная-оп. 202	3хАСО 500/64	21,960	1966/2012	46
9	КВЛ 500 кВ Белый Раст - Бескудниково	портал ПС Белый Раст-портал ПС Бескудниково	3хАСО 500,3хАС 600/72	45,420	1966/1980	46
10	ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Трубино	портал ПС Трубино-оп. 329	3хАС 300/39	102,010	1985	27
11	ВЛ 500 кВ Трубино - Владимирская	портал ПС Трубино-оп. 1893	3хАСО 500	81,580	1956	56
12	ВЛ 500 кВ Ногинск - Владимирская	портал ПС Ногинск-оп. 1891	3хАСО 500	39,630	1955	57
13	ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС - Трубино	портал ЗаГАЭС-портал ПС Трубино	3хАСО 500/64	87,440	1973	39
14	ВЛ 500 кВ Ногинск - Чагино	портал ПС Ногинск-портал ПС Чагино	3хАС 330/43	52,190	1958/2005	54
15	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Загорская ГАЭС	оп. 531-портал ЗаГАЭС	3хАС 400/51	12,670	1973	39
16	ВЛ 500 кВ Новокаширская - Пахра	оп. 2211-портал ПС Пахра	3хАСО 480/60	103,450	1960	52
17	ВЛ 500 кВ Михайлов - Чагино с отп. На ПС Калужская	оп. 2209-портал ПС Чагино	3хАСО 480/60	104,260	1959	53
18	КВЛ 500 кВ ТЭЦ-26 - Очаково	порталТЭЦ 26-портал ПС Очаково	3хАСО 500/64,3хАС 480/60	27,510	1961/2000	51
19	ВЛ 500 кВ Пахра - Чагино	портал ПС Пахра-портал ПС Чагино	3хАСО 500/64,3хАС 480/60	36,810	1963/1982	49
20	ВЛ 500 кВ Пахра - ТЭЦ-26	портал ПС Пахра- портал ТЭЦ 26	3хАСО 500/64,3хАС 480/60	16,630	1961/1977	51

По данным МЭС Центра, приведенным в табл. 2.15.4, протяженность ЛЭП 500-750 кВ по Московскому ПМЭС составила:

на напряжении 750 кВ - 108,69 км;

на напряжении 500 кВ - 1022,33 км.

Все эти ЛЭП 500-750 кВ были построены более 40 лет назад, кроме Конаково - Трубино, Загорская ГАЭС - Трубино, Кострома - Загорская ГАЭС, Калининская АЭС-Грибово и Грибово-Дорохово.

Таблица 2.15.5

Список ВЛ 500-750 кВ Московского ПМЭС, срок службы которых превышает 40 лет

Диспетчерское наименование линии	Протяженность, км	Год постройки
ВЛ 750 кВ Опытная - Белый Раст	53,05	1967
ВЛ 500 кВ Белый Раст - Западная	49,40	1966
КВЛ 500 кВ Западная - Очаково	31,19	1966
ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Белый Раст	88,83	1965
КВЛ 500 кВ Трубино - Бескудниково	32,66	1956
	3,29	1980
КВЛ 500 кВ Ногинск - Бескудниково	77,09	1956
	0,59	2000
КВЛ 500 кВ Белый Раст - Бескудниково	43,10	1966
	3,40	1980
ВЛ 500 кВ Трубино - Владимирская	159,34	1956
ВЛ 500 кВ Ногинск - Владимирская	117,17	1955
ВЛ 500 кВ Ногинск - Чагино	47,67	1958
	2,44	1970
	2,08	2005
ВЛ 500 кВ Каширская ГРЭС - Пахра	103,46	1960
ВЛ 500 кВ Михайловская - Чагино с отпайкой на ПС Калужская	182,46	1959
	1,50
ВЛ 500 кВ Пахра - Чагино	35,49	1963
	1,24	1982
ВЛ 500 кВ Пахра - ТЭЦ-26	14,15	1961
	2,40	1977
ВЛ 500 кВ Михайлов - Каширская ГРЭС	86,30	1960

Пропускную способность ЛЭП ограничивает линейное оборудование, установленное на подстанциях. В таблице 2.15.6 приведены данные по ВЛ и КЛ напряжением 500 и 750 кВ с указанием элементов, ограничивающих их пропускную способность.

Таблица 2.15.6

Данные ВЛ и КЛ с указанием элементов (провода, ошиновки, оборудования), ограничивающих их пропускную способность

N п/п	Наименование ЛЭП	Наименование ПС	Длительно допустимый ток (А), при t (С)		Ограничивающие элементы с указанием величины допустимого тока, А
			-5	+25
Сеть 750 кВ
1	Опытная - Белый Раст	ПС Опытная	2000	2000	ВЧЗ (3000)
		ПС Белый Раст	2000	2000	ВЧЗ (2000)
Сеть 500 кВ
1	Конаковская ГРЭС - Белый Раст	Конаковская ГРЭС	2000	2000	Выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Белый Раст	2000	2000	Выключатель (3150), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
2	Белый Раст-Бескудниково	ПС Белый Раст	2000	2000	Ошиновка, выключатель (3150), разъединитель (2000), ТТ (2000)
		ПС Бескудниково	2000	2000	Ошиновка (2000)
3	Белый Раст-Западная	ПС Западная	2000	2000	Ошиновка (2000), выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Белый Раст	2000	2000	Ошиновка, выключатель (3150), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
4	Ногинск - Бескудниково	ПС Ногинск	2000	2000	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Бескудниково	2000	2000	Ошиновка (2000)
5	Трубино - Бескудниково	ПС Трубино	2000	1900	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Бескудниково	2000	1900	Ошиновка (2000), выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (-)
6	Ногинск - Владимирская	ПС Ногинск	2000	2000	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Владимирская	2000	2000	Ошиновка (-), выключатель (3150), разъединитель (3150), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
7	Ногинск - Чагино	ПС Ногинск	2000	2000	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Чагино	2000	2000	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
8	Михайловская - Чагино с отп. на ПС Калужская	ПС Михайловская	2000	2000	Выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Чагино	2000	2000	Выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
9	Пахра - Чагино	ПС Пахра	2000	2000	Выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Чагино	2000	2000	Выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
10	Новокаширская - Пахра	ПС Новокаширская	2000	2000	Выключатель (4000), разъединитель (4000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Пахра	2000	2000	Выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
11	Пахра - ТЭЦ-26	ПС Пахра	2000	2000	Выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ТЭЦ-26	2000	2000	Выключатель (3150), разъединитель (3200), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
12	Западная - Очаково	ПС Западная	2000	2000	Ошиновка (2000), выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Очаково	2000	2000	Ошиновка (4000), кабель (2000), выключатель (4000), разъединитель (4000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
13	Загорская ГАЭС - Трубино (ЗАГАЭС - Трубино)	Загорская ГАЭС	2000	1900	Ошиновка, выключатель (3150), разъединитель (3200), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Трубино	2000	1900	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
14	Конаковская ГРЭС - Трубино	Конаковская ГРЭС	2000	1900	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Трубино	2000	1900	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
15	Трубино - Владимирская	ПС Трубино	2000	1900	Ошиновка, выключатель (3150), разъединитель (3150), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Владимирская	2000	1900	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
16	Михайловская - Новокаширская	ПС Михайловская	2000	2000	Выключатель (2000), ТТ (2000), ВЧЗ (2000)
		ПС Новокаширская	2000	2000	Выключатель (4000), ТТ (2000), ВЧЗ (-)

В таблице 2.15.7 представлена загрузка линий Московского кольца 500 кВ в зимние максимумы 2008 - 2012 гг.

Таблица 2.15.7

Загрузка ВЛ 500 кВ Московского кольца в зимний максимум нагрузок 2008 - 2012 гг.

N п/п	Наименование ВЛ	Iдоп. При t = -5°С, А	Загрузка ВЛ 500 кВ
			2008		2009		2010		2011		2012
			МВА	%	МВА	%	МВА	%	МВА	%	МВА	%
500 кВ:
1	КВЛ 500 кВ Белый Раст - Бескудниково	2000	661	37	413	23	610	34	501	28	501	28
2	КВЛ 500 кВ Ногинск - Бескудниково	2000	162	9	181	10	289	16	211	12	211	12
3	КВЛ 500 кВ Трубино - Бескудниково	2000	704	38	626	36	712	40	586	32	586	32
4	КВЛ 500 кВ ТЭЦ 26 - Очаково	2000	130	5	415	25	161	9	393	22	393	22
5	ВЛ 500 кВ Пахра - ТЭЦ 26	2000	503	29	269	16	558	34	629	36	629	36
6	ВЛ 500 кВ Ногинск - Чагино	2000	351	18	363	20	351	18	322	18	322	18
7	ВЛ 500 кВ Пахра - Чагино	2000	255	14	224	14	325	18	298	17	298	17
8	ВЛ 500 кВ Ногинск - Владимирская	2000	465	24	313	18	325	18	264	15	264	15
9	ВЛ 500 кВ Трубино- Владимирская	2000	262	15	251	15	211	12	187	10	186	10
10	ВЛ 500 кВ Белый Раст - Западная	2000	462	30	478	27	435	24	390	22	390	22
11	КВЛ 500 кВ Западная- Очаково	2000	316	17	289	15	234	13	230	13	230	13

Данные о максимальной загрузке линий напряжением 500-750 кВ Московского кольца за 2012 год приведены в табл. 2.15.8.

Таблица 2.15.8

Максимальная загрузка ВЛ 500 и 750 кВ Московского кольца за 2012 год

N п/п	Наименование ВЛ, класс напряжения	N ПС начала ЛЭП	Iдоп. При t = -5°С, А	Марка провода/кабеля	Фактическая max загрузка в зимний максимум за 19.12.2012 г.
					МВА	% от Iдоп. при t = -5°С
750 кВ:
1	ВЛ 750 кВ Опытная - Белый Раст	ПС 750 кВ Опытная	2000	4*АСО-600/72	661	25
2	ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Грибово	Калининская АЭС	2000	5*АС-300/39	705	27
500 кВ:
3	ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Белый Раст	Конаковская ГРЭС	2000	3*АСО-500	396	22
4	ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС-Трубино	Конаковская ГРЭС	2000	3*АС-300/39	336	19
5	КВЛ 500 кВ Белый Раст - Бескудниково	ПС 500 кВ Белый Раст N 511	2000	3*АСО-500/2XS(FL)2Y 1*2500	501	28
6	КВЛ 500 кВ Ногинск - Бескудниково	ПС 500 кВ Ногинск N 504	2000	3*АСО-332/2XS(FL)2Y 1*2500	211	12
7	КВЛ 500 кВ Трубино - Бескудниково	ПС 500 кВ Трубино N 514	2000	3*АС-480/60/2XS(FL)2Y 1*2500	586	32
8	КВЛ 500 кВ ТЭЦ 26 - Очаково	ТЭЦ 26	2000	3*АСО-500/2XS(FL)2Y 1*2500	393	22
9	ВЛ 500 кВ Пахра - ТЭЦ 26	ПС 500 кВ Пахра N 509	2000	3*АСО-500/64	629	36
10	ВЛ 500 кВ Ногинск - Чагино	ПС 500 кВ Ногинск N 504	2000	3*АС-330/43	322	18
11	ВЛ 500 кВ Новокаширская- Пахра	Новокаширская ГРЭС	2000	3*АСО-500/64	351	20
12	ВЛ 500 кВ Пахра - Чагино	ПС 500 кВ Пахра N 509	2000	3*АСО-500	298	17
13	ВЛ 500 кВ Михайловская-Чагино с отпайкой на ПС Калужская	ПС 500 кВ Михайловская	2000	3*АСО-500/64	287	16
14	ВЛ 500 кВ Ногинск - Владимирская	ПС 500 кВ Ногинск N 504	2000	3*АСО-500	264	15
15	ВЛ 500 кВ Трубино - Владимирская	ПС 500 кВ Трубино N 514	2000	3*АСО-500	186	10
16	ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС - Трубино	Загорская ГАЭС	2000	3*АС-500/64	876	49
17	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Загорская ГАЭС	Костромская ГРЭС	2000	3*АС-400/51	356	20
18	ВЛ 500 кВ Белый Раст - Западная	ПС 750 кВ Белый Раст N 511	2000	3*АСО-500	390	22
19	КВЛ 500 кВ Западная- Очаково	ПС 500 кВ Западная N 517	2000	3*АСО-500/2XS(FL)2Y 1*2500	230	13
20	ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово	ПС 750 кВ Грибово	2000	3*АС-330/43	325	18

Анализ загрузки ВЛ Московского кольца выполненный по данным Московского РДУ в зимний максимум нагрузок 2008 - 2012 года показал, что наиболее загружены ВЛ 500 кВ Белый Раст - Бескудниково (18%-21%) и Белый Раст - Западная (15%-32%).

При этом ВЛ 500 кВ Трубино - Владимирская (4%-8%), Пахра - Чагино (2%-9%) практически не загружены.

Характеристика существующего состояния электрических объектов напряжением 35-110-220 кВ Московской энергосистемы.

На территории Московской области расположены 21 подстанции с высшим напряжением 220 кВ, находящихся на балансе МЭС Центра филиала ОАО "ФСК ЕЭС", технические характеристики которых приведены в табл. 2.15.9.

Таблица 2.15.9

Список подстанций напряжением 220 кВ Московской энергосистемы, находящихся на балансе МЭС Центра на 2012 г.

N п/п	Наименование ПС	Диспетч. наим. АТ (Т)	Тип	Мощность, МВА	Класс напряжения, кВ	Год ввода в эксплуатацию	Срок службы
1	ПС 220 кВ N 615 Бугры	Т-1	ТДТНГ-40000/220/35/6	40	220	1969	44
		Т-2	ТДТНГ-40000/220/35/6	40	220	1969	44
		Т-3	ТДТН-40000/220/35/6	40	220	1973	40
		АТ-4	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1973	40
		АТ-5	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1975	38
2	ПС 220 кВ N 401 Голутвин	АТ-1	АТДЦТГ-90000/220/110/10	90	220	1964	49
		АТ-2	АТДЦТГ-90000/220/110/10 с возможностью до 125000 кВА	90	220	1959	54
		АТ-3	АТДЦТГ-200000/220/110/10	200	220	1979	34
3	ПС 220 кВ N 534 Грибово	АТ-1	АТДЦТНГ-125000/220/110/10	125	220	1968	45
		АТ-2	АТДЦТНГ-125000/220/110/10	125	220	1971	42
4	ПС 220 кВ N 183 Дальняя	АТ-3	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1993	20
		Т-1	ТДТНГ-40000/220/35/6	40	220	1965	48
		Т-2	ТДТНГ-40000/220/35/6	40	220	1965	48
5	ПС 220 кВ N 229 Дмитров	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1982	31
		АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1987	26
6	ПС 220 кВ N 700 Дровнино	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1975	38
		АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1977	36
7	ПС 220 кВ N 720 Заря	АТ-1	АТДЦТНГ-200000/220/110/10	200	220	1979	34
		АТ-2	АТДЦТНГ-200000/220/110/10	200	220	1978	35
8	ПС 220 кВ N 107 Кедрово	АТ-4	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	2006	7
		АТ-5	АТДЦТНГ-125000/220/110/10	125	220	1968	45
		АТ-6	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1967	46
		Т-1	ТДТНГ-40000/220/35/10	40	220	1964	49
		Т-2	ТДТНГ-40000/220/35/10	40	220	1964	49
		Т-3	ТДТНГ-40000/220/35/10	40	220	1969	44
9	ПС 220 кВ N 475 Луч	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1987	26
		АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1987	26
		Т - 4	ТДТНГ-20000/110/10/6	20	110	1964	49
		Т - 3	ТДТНГ-20000/110/10/6	20	110	1964	49
10	ПС 220 кВ N 263 Нежино	АТ-1	АТДЦТГ-90000/220/110/10	90	220	1967	46
		АТ-2	АТДЦТГ-90000/220/110/10	90	220	1976	37
		Т-3	ТД-15000/10/6	15	10	1976	37
11	ПС 220 кВ N 400 Ока	АТ-1	АТДЦТГ-90000/220/110/6	90	220	1964	49
		АТ-2	АТДЦТГ-90000/220/110/6	90	220	1964	49
		АТ-3	АТДЦТН-200000/220/110/10	200	220	1977	36
12	ПС 220 кВ N 712 Осетр	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1988	25
		АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1989	24
13	ПС 220 кВ N 450 Пески	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1982	31
		АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1980	33
15	ПС 220 кВ N 140 Радищево	АТ-3	АТДЦТНГ-125000/220/110/10	125	220	1967	46
		АТ-4	АТДЦТНГ-125000/220/110/10	125	220	1969	44
		АТ-5	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1980	33
		Т-1	ТДТНГ-40000/220/35/6	40	220	1965	48
		Т-2	ТДТНГ-40000/220/35/6	40	220	1965	48
15	ПС 220 кВ N 485 Радуга	Т-1	ТРДЦТН-63000/220/	63	220	1984	29
		Т-2	ТРДЦТН-63000/220/	63	220	1982	31
		Т-3	ТРДЦТН-63000/220/	63	220	1984	29
16	ПС 220 кВ N 375 Стачка	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1986	27
		АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	220	1987	26
17	ПС 220 кВ N 229 Темпы	АТ-1	АТДЦТНГ-125000/220/110/6	125	220	1975	38
		АТ-2	АТДЦТНГ-125000/220/110/6	125	220	1969	44
18	ПС 220 кВ N 590 Федино	АТ-1	АТДЦТНГ-125000/220/110/10	125	220	1967	46
		АТ-2	АТДЦТНГ-125000/220/110/10	125	220	1967	46
19	ПС 220 кВ N 666 Шибаново	АТ-1	АТДЦТН-200000/220/110/10	200	220	1977	36
		АТ-2	АТДЦТН-200000/220/110/10	200	220	1982	31
20	ПС 220 кВ Шмелево N 151	Т-1	ТДТНГ-40000/220/35/6	40	220	1970	43
		Т-2	ТДТНГ-40000/220/35/6	40	220	1970	43
		Т-3	ТДТНГ-40000/220/35/6	40	220	1970	43
21	ПС 220 кВ N 540 Ярцево	АТ-3	АТДЦТНГ-125000/220/110/10	125	220	1971	42
		АТ-4	АТДЦТНГ-125000/220/110	125	220	1971	42
		Т-1	ТДНГУ-20000/220/36/6	20	220	1972	41
		Т-2	ТДНГУ-20000/220/36/6	20	220	1972	41

Как видно из табл. 2.15.9, средний срок службы трансформаторов и автотрансформаторов составляет 30-45 лет.

В таблице 2.15.10. приведены данные по максимальной загрузке автотрансформаторов и трансформаторов подстанций, находящихся на балансе МЭС Центра в 2012 году.

Таблица 2.15.10

Данные по максимальной загрузке автотрансформаторов и трансформаторов подстанций, находящихся на балансе МЭС Центра в 2012 году

N ПС	Название ПС	Диспетчерское наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Максимальная нагрузка в зимн. Максимум 2012 г.
					МВА	%
107	Кедрово	Т-1	40	220/35/6	2,61	6,525
		Т-2	40	220/35/6	16,91	42,275
		Т-3	40	220/35/6	0,32	0,8
		АТ-4	125	220/110	57,7	46,16
		АТ-5	125	220/110	77,6	62,08
		АТ-6	125	220/110	66,22	52,976
140	Радищево	Т-1	40	220/35/6	8,72	21,8
		Т-2	40	220/35/6	4,8	12
		АТ-3	125	220/110/10	70,5	56,4
		АТ-4	125	220/110/10	69,86	55,888
		АТ-5	125	220/110/10	51,37	41,096
151	Шмелево	Т-1	40	220/35/6	4,06	10,15
		Т-2	40	220/35/6	4,13	10,325
		Т-3	40	220/35/6	отключен
183	Дальняя	Т-1	40	220/35/6	4,98	12,45
		Т-2	40	220/35/6	3,76	9,4
		АТ-3	125	220/110/10	11,26	9,008
229	Темпы	АТ-1	125	220/110/6	68,27	54,616
		АТ-2	125	220/110/6	91,37	73,096
263	Нежино	АТ-1	90	220/110/10	60,45	67,167
		АТ-2	90	220/110/10	62,4	69,333
375	Стачка	АТ-1	125	220/110/10	61,25	49
		АТ-2	125	220/110/10	63,05	50,44
400	Ока	АТ-1	90	220/110/6	55,78	61,978
		АТ-2	90	220/110/6	42,68	47,422
		АТ-3	200	220/110/10	109,3	54,65
401	Голутвин	АТ-1	90	220/110/10	69,36	77,067
		АТ-2	90	220/110/10	50,92	56,578
		АТ-3	200	220/110/10	73,91	36,955
450	Пески	АТ-1	125	220/110/10	82,6	66,08
		АТ-2	125	220/110/10	84,76	67,808
475	Луч	АТ-1	125	220/110/10	83,4	66,72
		АТ-2	125	220/110/10	63,5	50,8
		Т-3	20	110/35/6	6,608	33,04
		Т-4	20	110/35/6	11,15	55,75
485	Радуга	Т-1	63	220/6	13,08	20,76
		Т-2	63	220/6	9,85	15,63
		Т-3	63	220/6	отключен
534	Грибово	АТ-1	125	220/110/10	22,43	17,944
		АТ-2	125	220/110/10	20,62	16,496
540	Ярцево	Т-1	20	220/35/6	5,31	26,55
		Т-2	20	220/35/6	отключен
		АТ-3	125	220/110/10	67,09	53,672
		АТ-4	125	220/110/10	67,93	54,344
585	Дмитров	АТ-1	125	220/110/10	59,48	47,584
		АТ-2	125	220/110/10	53,2	42,56
590	Федино	АТ-1	125	220/110/10	64,98	51,984
		АТ-2	125	220/110/10	66,34	53,072
615	Бугры	Т-1	40	220/35/6	11,97	29,925
		Т-2	40	220/35/6	6,34	15,85
		Т-3	40	220/35/6	8,26	20,65
		АТ-4	125	220/110/10	86,65	69,32
		АТ-5	125	220/110/10	86,7	69,36
666	Шибаново	АТ-1	200	220/110/10	100,2	50,1
		АТ-2	200	220/110/10	99,8	49,9
700	Дровнино	АТ-1	125	220/110/10	71,39	57,112
		АТ-2	125	220/110/10	75,86	60,688
712	Осетр	АТ-1	125	220/110/10	28,05	22,44
		АТ-2	125	220/110/10	28,32	22,656
720	Заря	АТ-1	200	220/110/10	28,7	14,35
		АТ-2	200	220/110/10	30,09	15,045

Анализируя приведенные данные, можно сказать о том, что наибольшая загрузка автотрансформаторов в нормальном режиме наблюдалась на ПС 220 кВ Бугры, Голутвин, Кедрово, Луч, Нежино, Пески, Темпы, Стачка, Ока.

По данным годового отчета, предоставленным МЭС Центра, за 2012 г. в таблице 2.15.11 приведен список и характеристики ВЛ 220 кВ Московской области, обслуживаемых МЭС Центра.

Таблица 2.15.11

Характеристика ВЛ 220 кВ, обслуживаемых МЭС Центра

Диспетчерское наименование	Наименование (начало - окончание ЛЭП)	Марка провода, (кабеля КЛ)	Протяженность по трассе, км	Год ввода в эксплуатацию/реконструкция	Срок службы
ВЛ 220 кВ
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы 1 цепь	оп. 90-портал ПС Темпы	АС 400/51	0,280	1966	46
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы 2 цепь	оп. 90-портал ПС Темпы	АС 400/51	0,280	1966	46
ВЛ 220 кВ Дмитров - Темпы 1 цепь	портал ПС Дмитров-портал ПС Темпы	АС 300/39	25,230	1983	29
ВЛ 220 кВ Дмитров - Темпы 2 цепь	портал ПС Дмитров-портал ПС Темпы	АС 300/39	25,230	1983	29
ВЛ 220 кВ Ярцево - Темпы 1 цепь	портал ПС Ярцево-портал ПС Темпы	АС 400/51	40,860	1962	50
ВЛ 220 кВ Ярцево - Темпы 2 цепь	портал ПС Ярцево-портал ПС Темпы	АС 400/51	40,860	1962	50
ВЛ 220 кВ Омега - Сигма 1 цепь	портал ПС Омега-оп. 13	АС 400/51	1,840	1987/2012	25
ВЛ 220 кВ Омега - Сигма 2 цепь	портал ПС Омега-оп. 14	АС 400/51	1,840	1987/2012	25
ВЛ 220 кВ Сигма - Радищево 1 цепь	оп. 15-портал ПС Радищево	АС 400/51	27,320	1987/2012	25
ВЛ 220 кВ Сигма - Радищево 2 цепь	оп. 15-портал ПС Радищево	АС 400/51	27,320	1987/2012	25
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Радищево 1 цепь	портал Конаковская ГРЭС-портал ПС Радищево	АС 400/51	31,640	1968	44
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Радищево 2 цепь	портал Конаковская ГРЭС-портал ПС Радищево	АС 400/51	31,520	1977	35
ВЛ 220 кВ Радищево - Луч	портал ПС Радищево-портал ПС Луч	АС 400/51	29,950	1977	35
ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелёво	портал ПС Радищево-портал ПС Шмелево	АС 400/51, АС 400, АСУ 400	39,200	1970	42
ВЛ 220 кВ Радищево - Шуколово	портал ПС Радищево-оп. 117	АС 400/93	42,610	1965	47
ВЛ 220 кВ Углич - Заря 2 цепь	оп. 275-портал ПС Заря	АС 300/66	36,400	1942	70
ВЛ 220 кВ Углич - Заря 1 цепь	оп. 275-портал ПС Заря	АС 400/93	36,400	1943	69
ВЛ 220 кВ Шуколово - Радуга	оп. 12-портал ПС Радуга	АС 400/93, АС 400/51	17,140	1983/2003	29
ВЛ 220 кВ Заря - Ярцево 2 цепь	портал ПС Заря-портал ПС Ярцево	АС 400/93, АС 400/51	9,750	1940/2008	72
ВЛ 220 кВ Заря - Ярцево 1 цепь	портал ПС Заря-портал ПС Ярцево	АС 400/93, АС 400/51	9,750	1940/2008	72
ВЛ 220 кВ Ярцево - Ново-Софрино 2 цепь	портал ПС Ярцево-портал ПС Ново-Софрино	АС 400/93, АС 300/66	27,500	1939/1970	73
ВЛ 220 кВ Ярцево - Ново-Софрино 1 цепь	портал ПС Ярцево-портал ПС Ново-Софрино	АСУ 400	27,500	1942/1970	70
ВЛ 220 кВ Ярцево - Дальняя	портал ПС Ярцево-портал ПС Дальняя	АС 400/93	57,900	1972	40
ВЛ 220 кВ Ярцево - Радуга	портал ПС Ярцево-портал ПС Радуга	АС 400/93	37,000	1982	30
ВЛ 220 кВ Метзавод - Латышская	оп. 108-портал ПС Латышская	АСУ 400	12,890	1956	56
ВЛ 220 кВ Метзавод - Кедрово	оп.66-портал ПС Кедрово	АСУ 400/93	21,310	1956	56
ВЛ 220 кВ Латышская - Кедрово	портал ПС Латышская-портал ПС Кедрово	АС 400/93	7,940	1964	48
ВЛ 220 кВ Дровнино - Грибово	портал ПС Дровнино-портал ПС Грибово 220	АС 400/21	66,140	1974	38
ВЛ 220 кВ Дровнино - Дорохово	портал ПС Дровнино-портал ПС Дорохово	АС 400/51	65,110	1981/2012	31
ВЛ 220 кВ Дорохово - Кедрово	портал ПС Дорохово-портал ПС Кедрово	АС 400/51	46,090	1981/2012	31
ВЛ 220 кВ Луч - Шмелёво	портал ПС Луч-портал ПС Шмелево	АС 400/51, АС 400/64	22,700	1968	44
ВЛ 220 кВ Шмелёво - Грибово	портал ПС Шмелево-портал ПС Грибово	АСО 400, АС 400/51	50,200	1971/2011	41
КВЛ 220 кВ Западная - Герцево 1 цепь	портал ПС Западная-портал ПС Герцево	АС 400/51	2,620	2008	4
КВЛ 220 кВ Западная - Герцево 2 цепь	портал ПС Западная-портал ПС Герцево	АС 400/51	2,620	2008	4
КВЛ 220 кВ Западная-Радищево	портал ПС Западная-портал ПС Радищево	АС 400/51	14,260	2008	4
Перемычка 220 кВ Грибово220-Грибово750	портал ПС Грибово 220-портал ПС Грибово 750	АСО 400	3,160	1971/2011	41
КВЛ 220 кВ Западная-Слобода 1 цепь	портал ПС Западная-ПП Снегири	АС 400/51	9,660	2008	4
КВЛ 220 кВ Западная-Слобода 2 цепь	портал ПС Западная-ПП Снегири	АС 400/51	9,660	2008	4
КВЛ 220 кВ Слобода-Шмелево	ПП Снегири-оп. 69	АС 400/51	0,040	2008	4
КВЛ 220 кВ Дорохово-Слобода 1 цепь	портал ПС Дорохово-портал ПС Слобода	АС 400/51	36,450	2012	1
КВЛ 220 кВ Дорохово-Слобода 2 цепь	портал ПС Дорохово-портал ПС Слобода	АС 400/64	36,450	2012	1
ВЛ 220 кВ Пески - Федино	портал ПС Пески-портал ПС Федино	АС 400/64	14,650	1959	53
ВЛ 220 кВ Пески - Голутвин	портал ПС Пески-портал ПС Голутвин	АС 400/51, АС 400/93	21,640	1980	32
ВЛ 220 кВ ГРЭС 3 - Стачка	портал ГРЭС 3 - портал ПС Стачка	АС 400/51,АС 400/93	10,000	1987	25
ВЛ 220 кВ ГРЭС 3 - Дальняя	портал ГРЭС 3 - портал ПС Дальняя	АС 400/51	34,700	1959	53
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Шибаново	портал ГРЭС 5-портал ПС Шибаново	АС 400/51, АС 400/64	40,870	1978	34
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Ногинск	портал ГРЭС 5-портал ПС Ногинск	АС 400/51	42,170	1978	34
ВЛ 220 кВ Шибаново - Нежино	портал ПС Шибаново-портал ПС Нежино	АС 400/51	30,150	1959	53
ВЛ 220 кВ Стачка - Шибаново	портал ПС Стачка-портал ПС Шибаново	АС 400/51,АС 400/64, АС 400/93	26,930	1977	35
ВЛ 220 кВ Ногинск - Шибаново	портал ПС Ногинск-портал ПС Шибаново	АС 400/51, АСУ 400	7,700	1978	34
ВЛ 220 кВ Ногинск - Дальняя	портал ПС Ногинск-портал ПС Дальняя	АС 400/51	35,800	1963	49
ВЛ 220 кВ ГРЭС 3-Ногинск 1 цепь	портал ГРЭС 3-портал ПС Ногинск	АС 400/93	14,650	1963	49
КВЛ 220 кВ ГРЭС 3-Ногинск 2 цепь	портал ГРЭС 3-портал ПС Ногинск	АС 400/51, АС 400/93	18,750	1959	53
ВЛ 220 кВ Голутвин - Осётр	портал ПС Голутвин-портал ПС Осетр	АС 400/51	35,080	1988	24
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Голутвин	портал ГРЭС 4-портал ПС Голутвин	АС 400/64	34,720	1977	35
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Федино	портал ГРЭС 4-портал ПС Федино	АС 400/51	52,870	1976	36
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Крона	портал ГРЭС 5-портал ПС Крона	АС 400/51	26,610	1980	32
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Пески	портал ГРЭС 5-портал ПС Пески	АС 400/51	41,350	1984	28
ВЛ 220 кВ Крона - Пески	портал ПС Крона-портал ПС Пески	АС 400/51	16,700	1980	32
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Нежино 1 цепь	портал ГРЭС 5-портал ПС Нежино	АС 400/51, АС 400/93	34,420	1971	41
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Нежино 2 цепь	портал ГРЭС 5-портал ПС Нежино	АС 400/51, АС 400/93	34,420	1971	41
ВЛ 220 кВ Нежино - Федино	портал ПС Нежино-портал ПС Федино	АС 400/93	34,620	1959	53
ВЛ 220 кВ Михайловская - Осётр	оп. 115-портал ПС Осетр	АС 400/51	22,490	1959	53
ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока	оп. 78-портал ПС Ока	АС 400/51, АС 400/93	25,840	1949	63
ВЛ 220 кВ Шипово - Ока	оп. 80-портал ПС Ока	АС 400/51, АС 400/93	26,380	1951	61
ВЛ 220 кВ Кедрово - Бугры	портал ПС Кедрово-портал ПС Бугры	АС 400/93	68,200	1971	41
ВЛ 220 кВ Гулёво - Бугры 1 цепь	портал ПС Гулево-портал ПС Бугры	АС 400/93, АС 400/94	32,260	1952	50
ВЛ 220 кВ Гулёво - Бугры 2 цепь	портал ПС Гулево-портал ПС Бугры	АС 400/93	38,800	1951	51
ВЛ 220 кВ Приокская - Бугры	оп.184-портал ПС Бугры	АС 400/93	64,230	1952	50
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Образцово	портал ГРЭС 4-портал ПС Образцово	АС 400/51, СБ 525, АС 400/93, АС 400/64, Малард	23,520	1936/2006	76
ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная	портал ПС Образцово-портал ПС Лесная	АС 400/51, АС 400/64, Малард, АСУ 341	80,150	1936/2006	76
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Пахра	портал ГРЭС 4-портал ПС Пахра	АС 400/51, СБ 525, АС 400/93, АС 400/64	92,290	1938	74
ВЛ 220 кВ Пахра - Лесная	портал ПС Пахра-портал ПС Лесная	АС 400/51	15,950	1986	26
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Ока 1 цепь	портал ГРЭС 4-портал ПС Ока	АС 500/64	42,500	1974	38
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Ока 2 цепь	портал ГРЭС 4-портал ПС Ока	АС 500/64	42,500	1974	38
ВЛ 220 кВ Ока - Бугры 1 цепь	портал ПС Ока-портал ПС Бугры	АС 400/93, АС 400/51	35,440	1949	63
ВЛ 220 кВ Ока - Бугры 2 цепь	портал ПС Ока-портал ПС Бугры	АС 400/93, АС 400/51	35,530	1949	63
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС-Химическая	оп.176-портал ГРЭС 4	АС 400/93, АС 400/51, Малард	29,050	1938	74
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС	оп.195-портал ГРЭС 5	АС 400/93, АС 400/51	28,700	1936	76

Общая протяженность по цепям линий 220 кВ находящихся в эксплуатации МЭС Центра, исходя из приведенных данных на 2012 г., составила 2345,25 км. Необходимо отметить, что срок эксплуатации некоторых ЛЭП превышает 50-60 лет, а ВЛ, отходящих от ГРЭС-4 - 70 лет.

Необходимо отметить, что пропускную способность линий ограничивает линейное оборудование, установленное на подстанциях.

В таблице 2.15.12 приведены данные по ЛЭП напряжением 220 кВ с указанием элементов, ограничивающих их пропускную способность.

Таблица 2.15.12

Данные по ЛЭП с указанием элементов (провода, ошиновки, оборудования), ограничивающих их пропускную способность

N п/п	Наименование ЛЭП	Наименование ПС	Длительно допустимый ток (А), при t (С)		Ограничивающие элементы с указанием величины допустимого тока, А
			-5	+25
1	Конаковская ГРЭС-Радищево I цепь (Конаково - Радищево-1)	Конаково	1000	825	Воздушный участок, ТТ (1200), ВЧЗ (1000)
		Радищево-1	1000	825	Воздушный участок, ТТ (1000), ВЧЗ (1250)
2	Конаковская ГРЭС-Радищево II цепь (Конаково - Радищево-2)	Конаково	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (2000), ТТ (1200)
		Радищево-2	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (1000), ТТ (1000)
3	Омега - Радищево I цепь	Омега	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (-)
		Радищево-1	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
4	Омега - Радищево II цепь	Омега	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (-)
		Радищево-2	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
5	Радищево - Луч	Радищево	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (2500), ТТ (1000)
		Луч	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (1000), ТТ (1000)
6	Радищево - Шмелево	Радищево	600	600	ТТ (1000)
		Шмелево	600	600	ТТ (600)
7	Радищево - Шуколово	Радищево	1000	825	Воздушный участок, ошиновка (860), ТТ (1000)
		Шуколово	1000	825	Воздушный участок, ошиновка (825), ТТ (1000)
8	Западная - Радищево	Западная	1000	825	Воздушный участок, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (2000)
		Радищево	1000	825	Воздушный участок, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000)
9	Дровнино - Кедрово	Дровнино	1000	825	Воздушный участок, ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)/Возможен пуск устройств РЗА при превышении нагрузки по ЛЭП свыше 700 А
		Кедрово	1000	825	Воздушный участок, ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)/Возможен пуск устройств РЗА при превышении нагрузки по ЛЭП свыше 700 А
10	Кедрово - Бугры	Кедрово	600	600	ТТ (600)
		Бугры	600	600	ТТ (600)
11	Латышская - Кедрово	Латышская	1000	825	Воздушный участок, Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (1250)
		Кедрово	1000	825	Воздушный участок, ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
12	Метзавод - Кедрово	Метзавод	600	600	ТТ (1000)
		Кедрово	600	600	ТТ (600)
13	Луч - Шмелево	Луч	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (1000), ТТ (1000)
		Шмелево	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (2500), ТТ (1000)
14	Шмелево - Грибово	Шмелево	600	600	ТТ (600)
		Грибово	600	600	ТТ (1000)
15	Западная - Шмелево	Западная	600	600	Воздушный участок
		Шмелево	600	600	ТТ (600)
16	ГРЭС-3-Дальняя (Классон-Дальняя)	ГРЭС-3	1000	825	Воздушный участок, выключатель (1250), разъединитель (1000), ТТ (1200), ВЧЗ (1250)
		Дальняя	1000	825	Воздушный участок, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
17	Ногинск - Дальняя	Ногинск	1000	825	Воздушный участок, выключатель (2000), разъединитель (1000), ТТ (1200), ВЧЗ (1000)
		Дальняя	1000	825	Воздушный участок, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
18	Ярцево - Дальняя	Ярцево	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Дальняя	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
19	Дмитров - Темпы 1, 2	Дмитров	600	600	Ошиновка по условиям РЗА
		Темпы	600	600	Ошиновка по условиям РЗА
20	Конаковская ГРЭС-Темпы I, II цепь (Конаково - Темпы 1, 2)	Конаковская ГРЭС	1000	825	Воздушный участок, выключатель (3150), разъединитель (2000), ТТ (1200)
		Темпы I, II цепь	1000	825	Воздушный участок, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000)
21	Ярцево - Темпы I,II цепь	Ярцево	1000	825	Воздушный участок, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Темпы I, II цепь	1000	825	Воздушный участок, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
22	Нежино - Федино	Нежино	600	600	Воздушный участок, ТТ (600)
		Федино	600	600	Воздушный участок, ТТ (1000)
23	Шатурская ГРЭС-Нежино I цепь(Шатура - Нежино-1)	Шатурская ГРЭС	1000	825	Воздушный участок, Ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Нежино	1000	825	Воздушный участок, ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
24	Шатурская ГРЭС - Нежино II цепь (Шатура - Нежино-2)	Шатурская ГРЭС	1000	825	Воздушный участок, ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Нежино	1000	825	Воздушный участок, ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
25	Шибаново - Нежино	Шибаново	600	600	ТТ (1000), ВЧЗ (600)
		Нежино	600	600	ТТ (600), ВЧЗ (600)
26	ГРЭС-3-Стачка (Классон - Стачка)	ГРЭС-3	1000	800	Ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Стачка	1000	800	Ошиновка, выключатель (1250), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
27	Стачка - Шибаново	Стачка	1000	800	Ошиновка, выключатель (1250), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Шибаново	1000	800	Ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
28	Алексинская ТЭЦ - Ока	Алексинская ТЭЦ	600	600	ТТ(600)/Возможен пуск устройств РЗА при превышении нагрузки по ЛЭП свыше 800 А
		Ока	600	600	ТТ(600)/Возможен пуск устройств РЗА при превышении нагрузки по ЛЭП свыше 800 А
29	Каширская ГРЭС-Ока I, II цепь (Кашира - Ока 1,2)	Каширская ГРЭС	1000	950	Воздушный участок, Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Ока	1000	950	Воздушный участок, ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
30	Ока - Бугры I, II цепь	Ока	600	600	ТТ (1000)
		Бугры	600	600	ТТ (600)
31	Шипово - Ока	Шипово	1000	825	Воздушный участок, ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Ока	1000	825	Воздушный участок, ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
32	Голутвин - Осётр	Голутвин	1000	800	Ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1200)
		Осётр	1000	800	Ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1000)
33	Каширская ГРЭС-Голутвин (Кашира - Голутвин)	Каширская ГРЭС	1000	800	ошиновка, разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Голутвин	1000	800	Ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1200), ВЧЗ (1000)
34	Пески - Голутвин	Пески	1000	800	ошиновка, разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Голутвин	1000	800	Ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1200), ВЧЗ (1000)
35	Крона - Пески	Крона	1000	800	Ошиновка, ТТ (1000), ВЧЗ (1250)
		Пески	1000	800	Ошиновка, ТТ (1000), ВЧЗ(1000)
36	Пески - Федино	Пески	1000	800	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Федино	1000	800	Ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
37	Шатурская ГРЭС-Пески (Шатура - Пески)	Шатурская ГРЭС	1000	800	Ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Пески	1000	800	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
38	Шуколово - Радуга	Шуколово	1000	800	Ошиновка, выключатель (2500), разъединитель (1600), ТТ (2000), ВЧЗ (1250)
		Радуга	1000	800	Ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
39	Ярцево - Радуга	Ярцево	1000	800	Ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Радуга	1000	800	Ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
40	Ногинск - Шибаново	Ногинск	900	760	Ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Шибаново	900	760	Ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
41	Шатурская ГРЭС-Ногинск (Шатура-Ногинск)	Шатурская ГРЭС	900	760	Ошиновка
		Ногинск	900	760	Ошиновка
42	ГРЭС-3 - Ногинск (Электрогорская-1)	ГРЭС-3	1000	825	Воздушный участок, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Ногинск	1000	825	Воздушный участок, выключатель (2000), разъединитель (1000), ТТ (1200), ВЧЗ (1000)
43	ГРЭС-3 - Ногинск (Электрогорская-2)	ГРЭС-3	1000	825	Ошиновка, разъединитель (1000), ВЧЗ (1250)
		Ногинск	1000	825	Ошиновка, разъединитель (1000), ВЧЗ (1000)
44	Каширская ГРЭС-Пахра (Кашира - Пахра)	Каширская ГРЭС	950	760	Воздушный участок
		Пахра	950	760	Воздушный участок
45	Лесная - Пахра	Лесная	1000	825	ошиновка, разъединитель (2000), ВЧЗ (1000)
		Пахра	1000	825	Ошиновка, разъединитель (1000), ВЧЗ (1000)
46	Западная - Герцево I цепь	Герцево	1064	825	Воздушный участок
		Западная	1200	990	Воздушный участок, ТТ (2000)
47	Западная - Герцево II цепь	Герцево	1064	825	Воздушный участок
		Западная	1200	990	Воздушный участок, ТТ (2000)
48	Дровнино - Грибово	Дровнино	1000	800	Ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)/Возможен пуск устройств РЗА при превышении нагрузки по ЛЭП свыше 700 А
		Грибово	1000	800	Ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)/Возможен пуск устройств РЗА при превышении нагрузки по ЛЭП свыше 700 А
49	Заря - Ярцево II цепь (Восточная)	Заря	916	710	Воздушный участок
		Ярцево	916	710	Воздушный участок
50	Заря - Ярцево I цепь (Западная)	Заря	1000	825	ошиновка, разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Ярцево	1000	825	ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
51	Ярцево - Н. Софрино II цепь (Восточная)	Ярцево	916	710	Воздушный участок
		Н. Софрино	916	710	Воздушный участок
52	Ярцево - Н. Софрино I цепь (Западная)	Ярцево	980	760	Ошиновка
		Н. Софрино	980	760	Ошиновка
53	Каширская ГРЭС-Федино (Кашира - Федино)	Каширская ГРЭС	1000	800	Ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Федино	1000	800	Ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
54	Гулево - Бугры-I цепь	Гулево	600	600	ТТ (1000)
		Бугры	600	600	ТТ (600)
55	Гулево - Бугры-II цепь	Гулево	600	600	ТТ (1000)
		Бугры	600	600	ТТ (600)
56	Приокская - Бугры	Приокская	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (2000), ТТ (1000)
		Бугры	1000	825	Воздушный участок, разъединитель (1000), ТТ (1000)
57	Шатурская ГРЭС-Шибаново (Шатура - Шибаново)	Шатурская ГРЭС	1000	825	Воздушный участок, ошиновка, выключатель (2000), разъединитель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Шибаново	1000	825	Воздушный участок, ошиновка, выключатель (1000), разъединитель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
58	Михайловская - Осётр	Михайловская	1000	800	Ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1200)
		Осётр	1000	800	Ошиновка, разъединитель (1000), ТТ (1000)
59	Углическая ГЭС-Заря II цепь (Углич - Заря В.)	Углическая ГЭС	600	600	Воздушный участок, ТТ (600)
		Заря	600	600	Воздушный участок, ТТ (1000)
60	Углическая ГЭС-Заря I цепь (Углич - Заря З.)	Углическая ГЭС	600	600	ТТ (600)
		Заря	600	600	ТТ (1000)
61	Каширская ГРЭС-Образцово (Кашира - Образцово)	Каширская ГРЭС	1000	800	Ошиновка, выключатель (1000), ТТ (1000), ВЧЗ (1000)
		Образцово	1000	800	Ошиновка, выключатель (2000), ТТ (1000), ВЧЗ (1250)
62	Образцово - Лесная	Образцово	1000	825	Ошиновка, ТТ (1000)
		Лесная	1000	825	Ошиновка, ТТ (1000)
63	Метзавод - Латышская	Метзавод	1000	825
		Латышская	1000	825
64	Новомосковская ГРЭС-Каширская ГРЭС (Новомосковск-Кашира)	Новомосковская ГРЭС	1054	850
		Каширская ГРЭС	1054	850
65	Химическая - Каширская ГРЭС	Химическая	1023	825	Воздушный участок
		Каширская ГРЭС	1023	825	Воздушный участок
66	ТЭЦ 27-Хлебниково 1, 2	ТЭЦ 27		864 (при работе 2-х цепей КЛ)
		Хлебниково

В таблице 2.15.13 приведены данные по максимальной загрузке ЛЭП 220 кВ, находящихся на балансе МЭС Центра, в 2012 году.

Таблица 2.15.13

Данные по загрузке ЛЭП 220 кВ, находящихся на балансе МЭС Центра, в 2012 году

Наименование ВЛ, класс напряжения	N ПС начала ЛЭП	I доп. При t = -5°С, А	Марка провода/кабеля	Фактическая max загрузка в зимний максимум за 19.12.2012 г.
				МВА	% от I доп. при t = -5°С
220 кВ:
КВЛ 220 кВ Ногинск - Дальняя	ПС 500 кВ Ногинск N 504	600	АСУ-400/2XS(FL)1*1000	34	15
ВЛ 220 кВ ГРЭС-3-Ногинск 1 (Электрогорская 1)	ГРЭС-3	980	АСО-400	41	11
КВЛ 220 кВ ГРЭС-3-Ногинск 2 (Электрогорская 2)	ГРЭС-3	1000	АСО-400/2XS(FL)2Y-1*1000	43	11
ВЛ 220 кВ ГРЭС-3-Дальняя (ВЛ 220 кВ Классон-Дальняя)	ГРЭС-3	1000	АСО-400	41	10
ВЛ 220 кВ ГРЭС-3-Стачка (ВЛ 220 кВ Классон-Стачка)	ГРЭС-3	1000	АСО-400	69	19
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС- Темпы I цепь (ВЛ 220 кВ Конаково-Темпы I)	Конаковская ГРЭС	1000	АСО-400	228	57
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС- Темпы II цепь (ВЛ 220 кВ Конаково-Темпы II)	Конаковская ГРЭС	1000	АСО-400	221	56
ВЛ Радищево - Шмелево	ПС 220 кВ Радищево N 140	600	АС-400/51	25	10
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС- Федино (ВЛ 220 кВ Кашира-Федино)	Каширская ГРЭС	1000	АСО-400	166	43
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС-Голутвин (ВЛ 220 кВ Кашира-Голутвин)	Каширская ГРЭС	1000	АСО-400	79	21
ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока (ВЛ 220 кВ Алексин-Ока)	Алексинская ТЭЦ	600	АСО-400	64	27
ВЛ 220 кВ Шипово - Ока	ПС 220 кВ Шипово	1000	АСО-400	46	12
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС- Ока I цепь (ВЛ 220 кВ Кашира-Ока I)	Каширская ГРЭС	1000	АС-500/64	175	44
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС- Ока II цепь (ВЛ 220 кВ Кашира-Ока II)	Каширская ГРЭС	1000	АС-500/64	58	15
ВЛ 220 кВ Ока-Бугры I цепь (ВЛ 220 кВ Ока-Бугры I)	ПС 220 кВ Ока N 400	600	АСО-400	58	24
ВЛ 220 кВ Ока-Бугры II цепь (ВЛ 220 кВ Ока-Бугры II)	ПС 220 кВ Ока N 400	600	АСО-400	57	24
ВЛ 220 кВ Лесная - Пахра	ПС 220 кВ Лесная	1000	АС-400/51	54	14
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС- Пахра (ВЛ 220 кВ Кашира-Пахра)	Каширская ГРЭС	980	МП-240	56	7
ВЛ 220 кВ Кедрово - Бугры	ПС 220 кВ Кедрово N 107	600	АСО-400	54	23
ВЛ 220 кВ Метзавод - Латышская	ПС 220 кВ Метзавод	1000	АС-400/51	63	16
ВЛ 220 кВ Латышская - Кедрово	ПС 220 кВ Латышская N 772	1000	АС-400	68	16
ВЛ 220 кВ Метзавод - Кедрово	ПС 220 кВ Метзавод	1000	АС-400	54	13
ВЛ 220 кВ Дровнино - Грибово	ПС 220 кВ Дровнино N 700	1000	АС-400/51	83	20
ВЛ 220 кВ Дорохово - Кедрово	ПС 500 кВ Дорохово N 515	1000	АС-400/51	201	49
ВЛ 220 кВ Дровнино - Дорохово	ПС 220 кВ Дровнино N 700	1000	АС-400/51	63	15
ВЛ 220 кВ Радищево - Шуколово	ПС 220 кВ Радищево N 140	1000	АС-400/93	80	20
ВЛ 220 кВ Шуколово - Радуга	ПС 220 кВ Шуколово	1000	АС-400	49	12
ВЛ 220 кВ Голутвин - Осетр	ПС 220 кВ Голутвин N 401	1000	АС-400	81	21
ВЛ 220 кВ Михайловская-Осетр (ВЛ 220 кВ Михайлов-Осетр)	ПС 500 кВ Михайловская	1000	АСО-400	131	33
ВЛ 220 кВ Пески - Голутвин	ПС 220 кВ Пески N 450	1000	АСО-400	30	8
ВЛ 220 кВ Пески - Федино	ПС 220 кВ Пески N 450	1000	АСО-400	47	12
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС- Пески (ВЛ 220 кВ Шатура-Пески)	Шатурская ГРЭС	1000	АСО-400	98	25
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС-Крона (ВЛ 220 кВ Шатура-Крона)	Шатурская ГРЭС	1000	АСО-400	112	28
ВЛ 220 кВ Крона - Пески	ПС 220 кВ Крона N 831	1000	АСО-400	75	19
ВЛ 220 кВ Стачка - Шибаново	ПС 220 кВ Стачка N 375	1000	АСО-400	80	21
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС- Шибаново (ВЛ 220 кВ Шатура-Шибаново)	Шатурская ГРЭС	1000	АСО-400	133	34
ВЛ 220 кВ Ногинск - Шибаново	ПС 500 кВ Ногинск N 504	980	АСО-400	158	41
ВЛ 220 кВ Угличская ГЭС-Заря I цепь (ВЛ 220 кВ Углич-Заря Западная)	Угличская ГЭС	600	АСО-400	откл	откл
ВЛ 220 кВ Угличская ГЭС-Заря II цепь (ВЛ 220 кВ Углич-Заря Восточная)	Угличская ГЭС	600	АСУ-400	65	27
ВЛ 220 кВ Заря-Ярцево I цепь (ВЛ 220 кВ Заря-Ярцево Западная)	ПС 220 кВ Заря N 720	1000	АСО-400	55	14
ВЛ 220 кВ Заря-Ярцево II цепь (ВЛ 220 кВ Заря-Ярцево Восточная)	ПС 220 кВ Заря N 720	1000	АСО-400	57	15
ВЛ 220 кВ Ярцево - Дальняя	ПС 220 кВ Ярцево N 720	1000	АСУ-400	109	27
ВЛ 220 кВ Ярцево-Темпы I цепь (ВЛ 220 кВ Ярцево-Темпы I)	ПС 220 кВ Ярцево N 720	1000	АСО-400	89	22
ВЛ 220 кВ Ярцево-Темпы II цепь (ВЛ 220 кВ Ярцево Темпы II)	ПС 220 кВ Ярцево N 720	1000	АСО-400	90	22
ВЛ 220 кВ Ярцево - Радуга	ПС 220 кВ Ярцево N 720	1000	АС-400/93	50	12
ВЛ 220 кВ Ярцево-Новософрино I цепь (ВЛ 220 кВ Ярцево-Новософрино Западная)	ПС 220 кВ Ярцево N 720	980	АСУ-400	78	20
ВЛ 220 кВ Ярцево-Новософрино II цепь (ВЛ 220 кВ Ярцево-Новософрино Восточная)	ПС 220 кВ Ярцево N 720	980	АСУ-400	74	19
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Каширская ГРЭС (ВЛ 220 кВ Новомосковск-Кашира)	Новомосковская ГРЭС	980	АС-400/51	74	19
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС-Химическая (ВЛ 220 кВ Химическая-Кашира)	Каширская ГРЭС	1000	АС-400/51	202	51
КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево I цепь	ПС 220 кВ Сигма	1000	АС-400/51/2XS(FL)1*2000	47	12
КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево II цепь	ПС 220 кВ Сигма	1000	АС-400/51/2XS(FL)1*2000	38	9
КВЛ 220 кВ Омега-Сигма I цепь	ПС 220 кВ Омега	1000	АС-400/51/2XS(FL) 1*2000	76	19
КВЛ 220 кВ Омега-Сигма II цепь	ПС 220 кВ Омега	1000	АС-400/51/2XS(FL) 1*2000	84	21
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС- Радищево I цепь (ВЛ 220 кВ Конаково-Радищево I)	Конаковская ГРЭС	1000	АСО-400	176	44
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС- Радищево II цепь (ВЛ 220 кВ Конаково-Радищево II)	Конаковская ГРЭС	1000	АСО-400	177	44
ВЛ 220 кВ Шибаново - Нежино	ПС 220 кВ Шибаново N 666	600	АСО-400	75	32
ВЛ 220 кВ Нежино - Федино	ПС 220 кВ Нежино N 263	600	АСО-300	38	17
ВЛ 220 кВ Гулево-Бугры I цепь (ВЛ 220 кВ Гулево-Бугры I)	Пс 220 кВ Гулево	600	АС-400/51	96	40
ВЛ 220 кВ Гулево-Бугры II цепь (ВЛ 220 кВ Гулево-Бугры II)	Пс 220 кВ Гулево	600	АС-400/51	117	50
ВЛ 220 кВ Приокская - Бугры	ПС 220 кВ Приокская	1000	АСО-400	117	30
ВЛ 220 кВ Дмитров-Темпы I цепь (ВЛ 220 кВ Дмитров-Темпы I)	ПС 220 кВ Дмитров N 585	600	АС-300/39	61	26
ВЛ 220 кВ Дмитров-Темпы II цепь (ВЛ 220 кВ Дмитров-Темпы II)	ПС 220 кВ Дмитров N 585	600	АС-300/39	55	23
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС- Нежино I цепь (ВЛ 220 кВ Шатура-Нежино I)	Шатурская ГРЭС	1000	АСО-400	127	33
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС- Нежино II цепь (ВЛ 220 кВ Шатура-Нежино II)	Шатурская ГРЭС	1000	АСО-400	127	33
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС- Ногинск (ВЛ 220 кВ Шатура-Ногинск)	Шатурская ГРЭС	980	АСО-400	134	36
ВЛ 220 кВ Луч - Шмелево	ПС 220 кВ Луч N 475	1000	АС-400/51	78	18
ВЛ 220 кВ Радищево - Луч	ПС 220 кВ Радищево N 140	1000	АС-400/51	59	15
ВЛ 220 кВ Шмелево - Грибово	ПС 220 кВ Шмелево N 151	1000	АСО-400	91	22
ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная	ПС 220 кВ Образцово N 846	1000	АСО-400	96	24
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС- Образцово (ВЛ 220 кВ Кашира-Образцово)	Каширская ГРЭС	1000	АСО-400	102	26
КВЛ 220 кВ Западная-Герцево I цепь (КВЛ 220 кВ Западная-Герцево I)	ПС 500 кВ Западная N 517	1064	АС-400/51/HXCHBMK-НF-220-1*2000/FXLJ 1*1200/265 2*4FQ	115	26
КВЛ 220 кВ Западная-Герцево II цепь (КВЛ 220 кВ Западная-Герцево II)	ПС 500 кВ Западная N 517	1064	АС-400/51/HXCHBMK-НF-220-1*2000/FXLJ 1*1200/265 2*4FQ	78	18
КВЛ 220 кВ Западная - Радищево	ПС 500 кВ Западная N 517	1000	АС-400/51/HXCHBMK-НF-220-1*2000	55	13
КЛ 220 кВ ТЭЦ-27-Хлебниково N 1 (КЛ 220 кВ ТЭЦ-27-Хлебниково I)	ТЭЦ-27	1000	2XS(FL)2Y 1*1200	124	31
КЛ 220 кВ ТЭЦ-27-Хлебниково N 2 (КЛ 220 кВ ТЭЦ-27-Хлебниково II)	ТЭЦ-27	1000	2XS(FL)2Y 1*1200	117	29
КВЛ 220 кВ Западная-Слобода I цепь	ПС 500 кВ Западная N 517	1055	АС-400/51/HXCHBMK-HF-220-1*2000/2XS(FL)2Y-1*2000RMS/210	111	25
КВЛ 220 кВ Западная-Слобода II цепь	ПС 500 кВ Западная N 517	1055	АС-400/51/HXCHBMK-HF-220-1*2000/2XS(FL)2Y-1*2000RMS/210	84	19
КВЛ 220 кВ Дорохово - Слобода I цепь	ПС 500 кВ Дорохово N 515	1109	АС-400/64/N2XS(FL)2Y 1x2000RMS 210/127/220	55	12
КВЛ 220 кВ Дорохово - Слобода II цепь	ПС 500 кВ Дорохово N 515	1109	АС-400/64/N2XS(FL)2Y 1x2000RMS 210/127/220	55	12
КВЛ 220 кВ Слобода - Шмелево	ПС 220 кВ Слобода	600	АС-400/51/2XS(FL)2Y-1*2000RMS/210	50	21
Перемычка 220 кВ Грибово 220-Грибово 750	ПС 220 кВ Грибово N 534	1000	АС-400/51	124	30
КЛ 220 кВ Сколково - Очаково	ПС 220 кВ Сколково N 489	1305	HXCHBMK-H4F 1x2000/300 220kV и HXCHBMK-H4F 1x1600/300 220kV	46	9

По приведенным данным загрузка всех линий в нормальном режиме не превышала предельно-допустимых значений, наиболее загружены ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы 1, 2.

Анализ существующего состояния электрических объектов напряжением 35-110-220 кВ Московской энергосистемы, обслуживаемых ОАО "МОЭСК".

В Московской энергосистеме сложился радиально-кольцевой принцип построения электрических сетей 110, 220 кВ.

Кольцо 220 кВ на севере и юге двухцепное, на востоке - четырехцепное, на западе - одноцепное.

От кольца отходят радиальные линии, связывающие электрические сети города с областью.

Сеть 110 кВ является главной распределительной системой в электроснабжении города и области. От неё питаются свыше 97% потребителей Московской энергосистемы.

Электрическая сеть 220 кВ и ниже Московской энергосистемы по территориальному принципу разделена на пять филиалов ОАО "МОЭСК":

1. Восточные электрические сети.

2. Западные электрические сети.

3. Северные электрические сети.

4. Южные электрические сети.

По Московской области обслуживание потребителей осуществляется по городским округам и муниципальным районам территориальными сетевыми организациями.

Ниже приведен перечень территориальных сетевых предприятий, функционирующих на территории Московской области.

Перечень ТСО 2 уровня, оказывающих услуги по передаче электроэнергии на территории Московской области

N п/п	Наименование муниципального образования	Наименовании организации
1	в границах Московской области	ОАО "Московская объединённая электросетевая компания"
2	в границах Московской области	ОАО "Московская областная энергосетевая компания"
3	Балашиха ГО, Железнодорожный ГО, Реутов ГО	ЗАО "Электросетьэксплуатация"
4	Дубна ГО	МУП "Электросеть" г. Дубна
5	Егорьевский МР	МУП КХ "Егорьевская электрическая сеть"
6	Жуковский ГО	ЗАО "Жуковская Электросеть"
7	Домодедово ГО	МУП "Электросеть" г. Домодедово
8	Ивантеевка ГО	МУП "Ивантеевская электросетевая транспортная компания"
9	Истринский МР	МУП Истринского района "Истринская сетевая компания"
10	Климовск ГО	МУП "Электросеть" г. Климовск
11	Клинский МР	МУП "Клинские электрические сети"
12	Коломенский МР	МУП "Коломенская электросеть"
13	Королев ГО	ОАО "Королевская электросеть"
14	Котельники ГО	МУЖКП "Котельники"
15	Красноармейск ГО	ОАО "Региональная Энергетическая Компания"
16	Краснознаменск ГО	МУП СЭС "Энергетик"
17	Красногорский МР	ОАО "Красногорское предприятие электрических сетей"
18	Ленинский МР	МП "Видновское ПТО ГХ"
19	Лобня ГО	ЗАО "Лобненская электросеть"
20	Лыткарино ГО	МП "Лыткаринская электросеть"
21	Люберецкий МР	ЗАО "Октябрьская электросеть"
22	Мытищинский МР	ОАО "Мытищинская электросетевая компания"
23	Наро-Фоминский МР	ООО "Наро-Фоминская электросетевая компания"
24	Ногинский МР	ЗАО "Богородская электросеть"
25	Одинцовский МР	МУП "Одинцовская электросеть"
26	Орехово-Зуево ГО	ООО "Орехово-Зуевская электросеть"
27	Павлово-Посадский МР	ОАО "Павлово-Посадская электросеть"
28	Подольск ГО	МУП "Подольская электросеть"
29	Раменский МР	ОАО "Гжельская электросеть"
30	Раменский МР	ОАО "Ильинская электросеть"
31	Раменский МР	ОАО "Раменская электросеть"
32	Сергиево-Посадский МР	ОАО "Сергиево-Посадская электросеть"
33	Сергиево-Посадский МР	ООО "Энергетик" С-Посад
34	Серпуховский МР	МУП "Серпуховская городская электрическая сеть"
35	Солнечногорский МР	ЗАО "Солнечногорская электрическая сеть"
36	Ступинский МР	МУП "Электрические сети" Ступинского района
37	Фрязино ГО	МУП "Электросеть" г. Фрязино
38	Химки ГО	ОАО "Химкинская электросеть"
39	Чеховский МР	ЗАО "Чеховская электросеть"
40	Щелковский МР	МП Щелковского района "Щелковские Электросети"
41	Юбилейный ГО	МУП "ЖКО" г. Юбилейный
42	Балашиха ГО	ООО "СпецЭнергоДевелопмент"
43	Волоколамский МР	ООО "Сычевский ПТК"
44	Волоколамский МР	ООО "Энергосбытовая компания"
45	Воскресенский МР	ФКП "ГкНИПАС"
46	Воскресенский МР	ЗАО "Кварцит"
47	Воскресенский МР	ФКП "ВГКАЗ"
48	Воскресенский МР	ООО "Энерго Пром Сети"
49	Дзержинский ГО	ФГУП "ФЦДТ "Союз"
50	Дмитровский МР	ООО "Дмитровэнерго"
51	Дмитровский МР	ООО "Электросервис"
52	Дмитровский МР	ООО "Эн+Рециклинг"
53	Дмитровский МР	ООО "Фирма "Дельта-1"
54	Долгопрудный ГО	ОАО "Долгопрудненское научно-производственное предприятие"
55	Домодедово ГО	ОАО "Домодедовский машиностроительный завод "Кондиционер"
56	Домодедово ГО	ОАО "Домодедовский завод строительных материалов и конструкций"
57	Дубна ГО	ОАО "ГосМКБ "Радуга" им. А.Я. Березняка"
58	Дубна ГО	ММО ОИЯИ
59	Егорьевский МР	ОАО "Егорьевский завод автотехнических изделий"
60	Егорьевский МР	ООО "РиэлтПроект"
61	Жуковский ГО	ФГУП "ЛИИ им. М.М. Громова"
62	Жуковский ГО	филиал ОАО "Туполев" "Жуковская летно-испытательная и доводочная база" (филиал ОАО "Туполев" "ЖЛИ и ДБ")
63	Истринский МР	МУП "Восход-Комплекс"
64	Истринский МР	ООО "Лидер"
65	Истринский МР	ООО "Инвестиционная компания " Атлас"
66	Климовск ГО	ФГУП "ЦНИИТОЧМАШ"
67	Клинский МР	ООО "Промэлектросеть"
68	Коломенский МР	ОАО Холдинговая компания "Коломенский завод"
69	Королев ГО	ФГУП "КБ Химмаш им. А.М. Исаева" - филиал ФГУП "ГК НПЦ им. М.В. Хруничева"
70	Котельники ГО	ЗАО "Белая Дача Инжиниринг"
71	Красногорский МР	ЗАО "К-РАЭСК"
72	Красногорский МР	ООО "Агентство недвижимости "Наш Дом-М"
73	Ленинский МР	ООО "ВНИИГАЗ"
74	Ленинский МР	ЗАО "МОСМЕК"
75	Ленинский МР	ООО "Газпромэнерго" (Центральный филиал)
76	Ленинский МР	ФГУП "АТУ" ФСБ России"
77	Лыткарино ГО	ФГУП " ЦИАМ им. П.И. Баранова"
78	Люберецкий МР	ЗАО "ОКТЕКС"
79	Люберецкий МР	ЗАО "Спецодежда"
80	Люберецкий МР	ООО "Любэнергоснаб"
81	Люберецкий МР	МУП " Комбинат ЖКХ и благоустройства"
82	Люберецкий МР	ООО "Томилиноэнергогаз"
83	Люберецкий МР	ООО "КОА-Газ"
84	Люберецкий МР	ООО "Энергосервис"
85	Люберецкий МР	ОАО "Мостостроительное управление N 9"
86	Люберецкий МР	ООО "Энергоресурс-Холдинг"
87	Мытищинский МР	ОАО "Вёшки"
88	Мытищинский МР	ООО "ТП 162"
89	Мытищинский МР	ООО "СК "МосОблЭлектро"
90	Наро-Фоминский МР	ОАО "Трест Гидромонтаж"
91	Наро-Фоминский МР	ООО "Энергия тепла"
92	Ногинский МР	ОАО "Атлант-Металлопласт"
93	Ногинский МР	ЗАО "Богородские коммунальные системы"
94	Ногинский МР	МУП "Стёпановская коммунальная служба"
95	Одинцовский МР	ОАО "ЭнергоПроект"
96	Одинцовский МР	ООО "ЭЛТЭМ"
97	Одинцовский МР	ОАО "Внуковский завод огнеупорных изделий"
98	Орехово-Зуевский МР	ОАО "Демиховский машиностроительный завод"
99	Подольск ГО	ЗАО "ССМУ N 51"
100	Подольский МР	ОАО "Ремонтно-строительное предприятие" (РСП)
101	Протвино ГО	ОАО "ПРОТЭП"
102	Протвино ГО	ФГУП "ГНЦ институт физики высоких энергий"
103	Раменский МР	ООО "Инфрастрой Быково"
104	Раменский МР	ООО "Раменская эксплуатационная энергетическая компания"
105	Реутов ГО	ОАО "ВПК "НПО машиностроения"
106	Рузский МР	ОАО "Бикор"
107	Сергиево-Посадский МР	ФГУП "Краснозаводский химический завод"
108	Сергиево-Посадский МР	ФКП "НИЦ РКП"
109	Сергиево-Посадский МР	ОАО "Теплоизолит"
110	Сергиево-Посадский МР	ЗАО "Энергосервис"
111	Сергиево-Посадский МР	ООО "Центргидроэнергосервис"
112	Серпуховский МР	ОАО "РАТЕП"
113	Серпуховский МР	ОАО "Серпуховский завод "Металлист"
114	Серпуховский МР	ООО "Калиновское"
115	Серпуховский МР	ООО "СКИФ-Э"
116	Серпуховский МР	ОАО "Электрозавод"
117	Солнечногорский МР	ОАО НПО "Стеклопластик"
118	Солнечногорский МР	войсковая часть 68542
119	Ступинский МР	ОАО "Ступинская металлургическая компания"
120	Фрязино ГО	ОАО "Электронприбор-Энерго"
121	Химки ГО	ОАО НПО "Энергомаш" имени академика В.П. Глушко
122	Химки ГО	ЗАО "ЭУК Подмосковье-Сервис"
123	Химки ГО	ОАО "Международный аэропорт "Шереметьево"
124	Черноголовка ГО	ФГУП "УЭ НЦЧ РАН"
125	Щелковский МР	ООО "Теплосервис"
126	Щелковский МР	ОАО "ММК-Профиль-Москва"
127	Электросталь ГО	ООО "Энерго Пром Сервис"
128	В границах МО	ОАО "Оборонэнерго"
129	В границах МО	ФГУП "Канал имени Москвы"
130	В границах МО	ОАО "РЖД" (филиал Трансэнерго Октябрьская дирекция по энергосбережению; филиал Трансэнерго Московская дирекция по энергосбережению)
131	Истринский МР, Можайский МР, Пушкинский МР, Раменский МР	МГУП "Мосводоканал"
132	Чеховский МР и Подольский МР	ООО "Агентство инвестиций в недвижимость"
133	Дмитровский МР, Наро-Фоминский МР, Долгопрудный ГО, Лобня ГО	ООО "Трансинвестэлектро"

Восточные электрические сети.

Предприятие электрических сетей филиал ОАО "МОЭСК" "Восточные электрические сети" создан в составе ОАО "Московская объединенная электросетевая компания" 1 января 2008 года в соответствии с Уставом ОАО "МОЭСК" путем объединения филиалов ОАО "МОЭСК" Восточных, Ногинских, Шатурских и Коломенских электрических сетей.

Обслуживаемая территория включает в себя следующие городские округа и муниципальные районы Московской области:

- городской округ Балашиха;

- Воскресенский муниципальный район;

- Егорьевский муниципальный район;

- городской округ Железнодорожный;

- Зарайский муниципальный район;

- городской округ Коломна;

- Коломенский муниципальный район;

- городской округ Красноармейск;

- городской округ Лосино-Петровский;

- Луховицкий муниципальный район;

- Ногинский муниципальный район;

- Озерский муниципальный район;

- Орехово-Зуевский муниципальный район;

- городской округ Орехово-Зуево;

- Павлово-Посадский муниципальный район;

- городской округ Реутов;

- городской округ Рошаль;

- городской округ Фрязино;

- городской округ Черноголовка;

- Шатурский муниципальный район;

- Щелковский муниципальный район;

- городской округ Электрогорск;

- городской округ Электросталь.

На территории Восточных электрических сетей находятся ГРЭС-3 и Шатурская ГРЭС (ГРЭС-5), осуществляющие выдачу мощности на напряжении 220-110 кВ, ТЭЦ-29 (филиал ГРЭС-3), которая осуществляет выдачу мощности на напряжении 110 кВ, ТЭЦ-6, которая осуществляет выдачу мощности на напряжении 35 кВ, и ТЭЦ-30 (ГТУ-ТЭЦ).

Установленная мощность ГРЭС-3 - 532,3 МВт. Выдача мощности данной станции производится:

- в сеть 220 кВ по четырем ВЛ 220 кВ: ВЛ 220 кВ Классон-Стачка, ВЛ 220 кВ Электрогорская 1 и ВЛ 220 кВ Электрогорская 2, ВЛ 220 кВ Классон-Дальняя;

- в сеть 110 кВ по четырем ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Боровое-Классон, ВЛ 110 кВ Классон-Демихово, ВЛ 110 кВ Городок-ГРЭС-3, ВЛ 110 кВ Классон-Водовод.

Установленная мощность Шатурской ГРЭС (ГРЭС-5) - 1493,4 МВт. Выдача мощности ГРЭС-5 осуществляется:

- в сеть 220 кВ по 6-ти ВЛ 220 кВ: ВЛ 220 кВ Шатура-Нежино-1, ВЛ 220 кВ Шатура-Нежино-2, ВЛ 220 кВ Шатура-Пески, ВЛ 220 кВ Шатура-Крона, ВЛ 220 кВ Шатура-Шибаново;

- в сеть 110 кВ по 9-ти ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Шатура-Экситон, ВЛ 110 кВ Шатура-Дулево, ВЛ 110 кВ Шатура-Гребчиха, ВЛ 110 кВ Шатура-Спортивная Южная, ВЛ 110 кВ Шатура-Спортивная Северная, ВЛ 110 кВ Рошаль Восточная, ВЛ 110 кВ Рошаль-Западная, ВЛ 110 кВ Шатура-Кривандино, ВЛ 110 кВ Шатура-Бруски.

Установленная мощность ТЭЦ-29 после демонтажа в 2009 г. 31,2 МВт в настоящее время составляет 16,78 МВт. Выдача мощности в сеть 110 кВ осуществляется по 4-м ВЛ : ВЛ 110 кВ ТЭЦ-29-Тимохово 1, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-29-Тимохово 2, ВЛ 110 кВ Шибаново-ТЭЦ-29 1, ВЛ 110 кВ Шибаново-ТЭЦ-29 2.

Установленная мощность ТЭЦ-6 в настоящее время составляет 18 МВт. Выдача мощности в сеть 35 кВ осуществляется по 4-м ВЛ: ВЛ 35 кВ ТЭЦ-6-Сосниха, ВЛ 35 кВ ТЭЦ-6-Торфяная, ВЛ 35 кВ Крутое-ТЭЦ-6-1,2.

Установленная мощность ТЭЦ-30 (ГТУ-ТЭЦ) в настоящее время составляет 16 МВт.

На балансе филиала ОАО "МОЭСК" "Восточные электрические сети" находятся:

- 2 подстанции с высшим напряжением 220 кВ - ПС 220/110/10 кВ Восточная и ПС 220/110/10 кВ Горенки;

- 90 подстанций с высшим напряжением 110 кВ;

- 56 подстанций с высшим напряжением 35 кВ.

Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ - 6 шт. суммарной мощностью 975 МВА. Общее количество трансформаторов 110 кВ составляет 198 шт. общей мощностью 4841,2 МВА. Общее количество трансформаторов 35 кВ - 135 шт. общей мощностью 597,6А МВА.

Кроме того, на территории Восточных сетей расположены одна подстанция 500 кВ и семь подстанций 220 кВ, находящихся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС":

ПС 500/220/110/10 кВ N 504 Ногинск;

ПС 220/110/10 кВ N 401 Голутвин;

ПС 220/110/10 кВ N 183 Дальняя;

ПС 220/110/10 кВ N 712 Осетр;

ПС 220/110/10 кВ N 450 Пески;

ПС 220/110/10 кВ N 375 Стачка;

ПС 220/110/10 кВ N 590 Федино;

ПС 220/110/10 кВ N 666 Шибаново.

На подстанциях МЭС Центра установлены 2 автотрансформатора 500 кВ общей мощностью 690 МВА, 15 трансформаторов 220 кВ общей мощностью 2140 МВА.

Также на территории Восточных сетей находятся абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции:

- 1 подстанция с высшим напряжением 220 кВ;

- 29 подстанций с высшим напряжением 110 кВ;

- 16 подстанций с высшим напряжением 35 кВ.

Подстанции, которые принадлежат иным собственникам:

- 4 подстанций с высшим напряжением 110 кВ;

- 2 подстанции с высшим напряжением 35 кВ.

г.о. Балашиха.

На территории г.о. Балашиха расположены 6 подстанций напряжением 35-110-220 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Горенки, ПС 110 кВ Алмазово, ПС 110 кВ Балашиха, ПС 110 кВ Дроздово, ПС 110 кВ Кислородная, ПС 110 кВ Кучино.

Общая установленная мощность 1043 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

220 кВ - 3 шт. суммарной мощностью 600 МВА;

110 кВ - 12 шт. общей мощностью 443 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Балашиха.

Технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Балашиха

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 220 кВ
	157	Горенки	АТ-3	200	220/110/10	2006	7
			АТ-4	200	220/110/10	2005	8
			АТ-5	200	220/110/10	2007	6
			Т-1	63	110/10/6	2000	13
			Т-2	63	110/10/6	1965	48
		ПС 110 кВ
	681	Алмазово	Т-1	25,5	110/35/10	1979	34
			Т-2	25,5	110/35/10	1971	42
	5	Балашиха	Т-1	25	110/10/6	1987	26
			Т-2	25	110/10/6	1977	36
	306	Дроздово	Т-1	25	110/10/6	1981	32
			Т-2	25	110/10/6	1981	32
	194	Кислородная	Т-1	63	110/10/6	1994	19
			Т-2	63	110/10/6	1971	42
	22	Кучино	Т-1	20	110/35/6	1962	51
			Т-2	20	110/35/6	1980	33

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов и автотрансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 года

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Балашиха в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 220 кВ
	157	Горенки	АТ-3	200	220/110/10	502	202	40	467	93*
			АТ-4	200	220/110/10	502	199	40	417	83*
			АТ-5	200	220/110/10	502	197	39	397	79*
			Т-1	63	110/10/6	316	201	64	333	105
			Т-2	63	110/10/6	316	132	42	333	105
		ПС 110 кВ
	681	Алмазово	Т-1	25,5	110/35/10	125,5	117	93	199	159
			Т-2	25,5	110/35/10	125,5	82	66	199	159
	5	Балашиха	Т-1	25	110/10/6	125,5	34	27	101	81
			Т-2	25	110/10/6	125,5	67	53	19	81
	306	Дроздово	Т-1	25	110/10/6	125,5	53	42	113	90
			Т-2	25	110/10/6	125,5	60	48	113	90
	194	Кислородная	Т-1	63	110/10/6	316	108	34	256	81
			Т-2	63	110/10/6	316	148	47	256	81
	22	Кучино	Т-1	20	110/35/6	110	92	83	185	168
			Т-2	20	110/35/6	110	93	85	185	168

* - без учета аварийных режимов в прилегающей сети.

Из представленных данных видно, что в электрических сетях г.о. Балашиха трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 2 подстанциях 110 кВ: ПС 110 кВ Алмазово (159%) и Кучино (168%). На ПС 220/110 кВ Горенки аварийная загрузка нагрузочных трансформаторов составила 105%.

Воскресенский м.р.

На территории Воскресенского м.р. расположены 23 подстанции (включая абонентские и тяговые ПС, а также подстанции, МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС") напряжениями 35-110-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220/110/10 кВ N 450 Пески, ПС 220/110/10 кВ N 590 Федино;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Карьер, ПС 110 кВ Колыберово, ПС 110 кВ Лопатино, ПС 110 кВ Суворово, ПС 110 кВ Фабричная, ПС 110 кВ Фосфоритная, ПС 110 кВ Шиферная, ПС 35 кВ Жаворонки, ПС 35 кВ Жерновка, ПС 35 кВ Фетровая, ПС 35 кВ Цюрупа;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Азотная (аб.), ПС 110 кВ Берендино (ж.д.), ПС 110 кВ Бисерово (аб.), ПС 110 кВ Виноградово (ж.д.), ПС 110 кВ Воскресенск (ж.д.), ПС 110 кВ Комплекс (аб.), ПС 110 кВ Неверово (аб.), ПС 110 кВ Серная (аб.), ПС 110 кВ Старт (аб.), ПС 110 кВ Фаустово (аб.).

Общая установленная мощность 1436,6 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 4 шт. суммарной мощностью 500 МВА;

110 кВ - 36 шт. суммарной мощностью 912 МВА;

35 кВ - 8 шт. общей мощностью 24,6 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 11 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 354,6 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 16 шт. суммарной мощностью 330 МВА;

35 кВ - 8 шт. общей мощностью 24,6 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Воскресенского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Воскресенского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	608	Карьер	Т-1	16	110/6	1987	26
			Т-2	16	110/6	1977	36
	113	Колыберово	Т-1	20	110/6	1969	44
			Т-2	20	110/6	1963	50
	430	Лопатино	Т-1	20	110/35/6	1962	51
			Т-2	20	110/35/6	1963	50
			Т-3	20	110/35/6	1960	53
	154	Суворово	Т-1	31,5	110/35/6	1959	54
			Т-2	31,5	110/35/6	1965	48
			Т-3	20	110/35/6	1948	65
	763	Фабричная	Т-1	10	110/10	1976	37
			Т-2	10	110/10	1974	39
	530	Фосфоритная	Т-1	25	110/35/6	1989	24
			Т-2	20	110/35/6	1964	49
	102	Шиферная	Т-1	25	110/10/6	1983	30
			Т-2	25	110/10/6	1987	26
		ПС 35 кВ
	283	Жаворонки	Т-1	1	35/6	1964	49
			Т-2	1	35/6	1964	49
	284	Жерновка	Т-1	1	35/6	1964	49
			Т-2	1	35/6	1956	57
	761	Фетровая	Т-1	4	35/10	1975	38
			Т-2	4	35/10	1975	38
	262	Цюрупа	Т-1	6,3	35/10	1973	40
			Т-2	6,3	35/10	1973	40

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Воскресенского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Воскресенского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	535	Азотная (аб.)	Т-1	63	110/6/6	1972	41
			Т-2	63	110/6/6	1972	41
	565	Берендино (ж.д.)	Т-1	16	110/35/10	1967	46
			Т-2	16	110/35/10	1967	46
	812	Бисерово (аб.)	Т-1	10	110/10	н.д.	н.д.
			Т-2	10	110/10	н.д.	н.д.
	537	Виноградово (ж.д.)	Т-1	16	110/10	1966	47
			Т-3	15	110/10	1966	47
	403	Воскресенск (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	1976	37
			Т-2	25	110/35/10	1974	39
	726	Комплекс (аб.)	Т-1	25	110/6/6	1985	28
			Т-2	25	110/6/6	1985	28
	737	Неверово (аб.)	Т-1	63	110/6/6	1978	35
			Т-2	63	110/6/6	1978	35
	201	Серная (аб.)	Т-1	40	110/6/6	1975	38
			Т-2	40	110/6/6	1975	38
	715	Старт (аб.)	Т-1	25	110/10	н.д.	н.д.
			Т-2	10	110/10	н.д.	н.д.
	168	Фаустово (аб.)	Т-1	16	110/10	1960	53
			Т-2	16	110/10	1960	53

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Воскресенского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	535	Азотная	Т-1	63	110/6/6	316	53	17	64	20
			Т-2	63	110/6/6	316	11	3	64	20
	565	Берендино	Т-1	16	110/35/10	80,3	0	0	58	72
			Т-2	16	110/35/10	80,3	58	72	58	72
	812	Бисерово	Т-1	10	110/10	50,2	16	31	20	41
			Т-2	10	110/10	50,2	5	9	20	41
	537	Виноградово	Т-1	16	110/10	80,3	54	68	54	68
			Т-2	15	110/10	78,7	0	0	54	69
	403	Воскресенск	Т-1	25	110/35/10	125,5	115	92	115	92
			Т-2	25	110/35/10	125,5	0	0	115	92
	608	Карьер	Т-1	16	110/6	80,3	15	19	18	22
			Т-2	16	110/6	80,3	2	3	18	22
	113	Колыберово	Т-1	20	110/6	103,1	12	11	23	22
			Т-2	20	110/6	103,1	11	11	23	22
	726	Комплекс	Т-1	25	110/6/6	125,5	0	0	3	2
			Т-2	25	110/6/6	125,5	3	2	3	2
	430	Лопатино	Т-1	20	110/35/6	110	43	39	111	101
			Т-2	20	110/35/6	110	68	62	111	101
			Т-3	20	110/35/6	110	0	0	31	28
	737	Неверово	Т-1	63	110/6/6	316	95	30	166	53
			Т-2	63	110/6/6	316	72	23	166	53
	201	Серная	Т-1	40	110/6/6	200,8	30	15	51	25
			Т-2	40	110/6/6	200,8	21	11	51	25
	715	Старт	Т-1	25	110/10	125,5	25	20	36	28
			Т-2	10	110/10	50,2	11	22	36	71
	154	Суворово	Т-1	31,5	110/35/6	165,5	111	67	172	104
			Т-2	31,5	110/35/6	162,3	61	38	172	106
			Т-3	20	110/35/6	105	0	0	61	59
	763	Фабричная	Т-1	10	110/10	50,2	8	17	17	34
			Т-2	10	110/10	50,2	9	17	17	34
	168	Фаустово	Т-1	16	110/10	80,3	47	59	89	111
			Т-2	16	110/10	80,3	42	53	89	111
	530	Фосфоритная	Т-1	25	110/35/6	125	0	0	31	25
			Т-2	20	110/35/6	105	31	29	31	29
	102	Шиферная	Т-1	25	110/10/6	125,5	7	6	18	14
			Т-2	25	110/10/6	125,5	11	8	18	14
		ПС 35 кВ
	283	Жаворонки	Т-1	1	35/6	18,35	0	0	4	19
			Т-2	1	35/6	18,35	4	19	4	19
	284	Жерновка	Т-1	1	35/6	18,35	0	0	5	25
			Т-2	1	35/6	18,35	5	25	5	25
	761	Фетровая	Т-1	4	35/10	66	64	97	80	122
			Т-2	4	35/10	66	17	25	80	122
	262	Цюрупа	Т-1	6,3	35/10	109,3	42	38	78	72
			Т-2	6,3	35/10	109,3	37	34	78	72

Из представленных данных видно, что в электрических сетях Воскресенского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 2 подстанциях 110 кВ: ПС 110 кВ Суворово (загрузка Т-2 при отключении Т-1 - 106%) и Фаустово (111%); а также на ПС 35 кВ Фетровая (122%).

Егорьевский м.р.

На территории Егорьевского м.р. расположены 15 подстанций (включая абонентские ПС и ПС, принадлежащие иным собственникам) напряжением 35-110-220 кВ находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Бережки, ПС 110 кВ Бруски, ПС 110 кВ Двойня, ПС 110 кВ Егорьевск, ПС 110 кВ Радовицы, ПС 110 кВ Сирена, ПС 35 кВ Гридино, ПС 35 кВ Михали, ПС 35 кВ Полбино, ПС 35 кВ Починки, ПС 35 кВ Тепличная, ПС 35 кВ Трофимово;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 220 кВ Крона, ПС 110 кВ Кукшево, ПС 110 кВ Ткач.

Общая установленная мощность 350,1 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - нет данных;

110 кВ - 16 шт. суммарной мощностью 317,8 МВА;

35 кВ - 14 шт. общей мощностью 52,3 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 12 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 270,1 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 12 шт. суммарной мощностью 217,8 МВА;

35 кВ - 14 шт. общей мощностью 52,3 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Егорьевского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Егорьевского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	38	Бережки	Т-1	20	110/6	1965	48
			Т-2	25	110/6	1976	37
	477	Бруски	Т-1	10	110/6	1977	36
			Т-2	6,3	110/6	1970	43
	52	Двойня	Т-1	10	110/35/10	1973	40
			Т-2	10	110/35/10	1973	40
	51	Егорьевск	Т-1	40	110/10/6	1978	35
			Т-2	40,5	110/10/6	1977	36
			Т-3	6,3	35/10	1977	36
			Т-4	6,3	35/10	1981	32
	155	Радовицы	Т-1	10	110/35/6	1989	24
			Т-2	10	110/35/6	1965	48
	734	Сирена	Т-1	16	110/6	1974	39
			Т-2	20	110/6	1987	26
		ПС 35 кВ
	733	Гридино	Т-1	2,5	35/10	1974	39
			Т-2	3,2	35/10	1974	39
	744	Михали	Т-1	6,3	35/10	1974	39
			Т-2	6,3	35/10	1975	38
	365	Полбино	Т-1	3,2	35/10	1966	47
			Т-2	2,5	35/10	1975	38
	235	Починки	Т-1	2,5	35/10	1981	32
			Т-2	2,5	35/10	1981	32
	792	Тепличная	Т-1	2,5	35/10	1980	33
			Т-2	2,5	35/10	1978	35
	136	Трофимово	Т-1	2,5	35/10	1982	31
			Т-2	3,2	35/10	1982	31

Также на территории Егорьевского м.р. находятся одна абонентская подстанция напряжением 220 кВ и две - напряжением 110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях Егорьевского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях Егорьевского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 220 кВ
	831	Крона (аб.)	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.
		ПС 110 кВ
	469	Кукшево (аб.)	Т-1	10	110/10	н.д.	н.д.
			Т-2	10	110/10	н.д.	н.д.
	488	Ткач (аб.)	Т-1	40	110/6	н.д.	н.д.
			Т-2	40	110/6	н.д.	н.д.

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Егорьевского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	38	Бережки	Т-1	20	110/6	105	72	69	122	120
			Т-2	25	110/6	122	50	41	122	96
	477	Бруски	Т-1	10	110/6	52,5	11	22	30	57
			Т-2	6,3	110/6	33,1	19	56	30	91
	52	Двойня	Т-1	10	110/35/10	50,2	37	74	71	141
			Т-2	10	110/35/10	50,2	33	66	71	141
	51	Егорьевск	Т-1	40	110/10/6	200,8	75	37	162	81
			Т-2	40,5	110/10/6	212,5	87	41	162	76
			Т-3	6,3	35/10	104	76	73	120	115
			Т-4	6,3	35/10	104	44	42	120	115
	469	Кукшево (аб.)	Т-1	10	110/10	50,2	23	46	46	91
			Т-2	10	110/10	50,2	23	46	46	91
	155	Радовицы	Т-1	10	110/35/6	52,5	42	80	42	80
			Т-2	10	110/35/6	52,5	0	0	42	80
	734	Сирена	Т-1	16	110/6	80,33	41	51	54	66
			Т-2	20	110/6	105	13	12	54	53
	488	Ткач (аб.)	Т-1	40	110/6	200,8	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.
			Т-2	40	110/6	200,8	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.
		ПС 35 кВ
	733	Гридино	Т-1	2,5	35/10	41,2	22	55	28	69
			Т-2	3,2	35/10	52,8	6	11	28	54
	744	Михали	Т-1	6,3	35/10	104	42	41	62	60
			Т-2	6,3	35/10	104	20	19	62	60
	365	Полбино	Т-1	3,2	35/10	58	31	54	54	97
			Т-2	2,5	35/10	41,2	22	55	54	124
	235	Починки	Т-1	2,5	35/10	41,2	15	36	36	88
			Т-2	2,5	35/10	41,2	21	52	36	88
	792	Тепличная	Т-1	2,5	35/10	41	33	80	48	117
			Т-2	2,5	35/10	41	15	36	48	117
	136	Трофимово	Т-1	2,5	35/10	41,2	24	58	40	102
			Т-2	3,2	35/10	48	16	34	40	80

Из представленных данных видно, что в электрических сетях Егорьевского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 3 подстанциях 110 кВ: ПС 110 кВ Бережки (загрузка Т-1 при отключении Т-2 - 120%), ПС 110 кВ Двойня (141%) и ПС 110 кВ Егорьевск (загрузка Т-3 (Т-4) - 115%); а также на 2 ПС 35 кВ: ПС 35 кВ Полбино (загрузка Т-2 при отключении Т-1 - 124%) и ПС 35 кВ Тепличная (117%).

г.о. Железнодорожный.

На территории г.о. Железнодорожный расположены 3 подстанции напряжением 35-110 кВ находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Минеральная, ПС 110 кВ Прогресс, ПС 35 кВ Черное.

Общая установленная мощность 227,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 5 шт. суммарной мощностью 201 МВА;

35 кВ - 3 шт. общей мощностью 30 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Железнодорожный.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Железнодорожный

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	419	Минеральная	Т-1	63	110/10/6	1993	20
			Т-2	63	110/10/6	1970	43
			Т-3	25	110/35/6	1988	25
	696	Прогресс	Т-1	25	110/10/10	1999	14
			Т-2	25	110/10/10	1973	40
		ПС 35 кВ
	27	Черное	Т-1	10	35/6	2012	2
			Т-2	10	35/6	2005	8
			Т-3	10	35/6	1954	59

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Железнодорожный в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	419	Минеральная	Т-1	63	110/10/6	316,3	170	54	367	116
			Т-2	63	110/10/6	316,3	198	63	367	116
			Т-3	25	110/35/6	125,5	92	73	92	73
	696	Прогресс	Т-1	25	110/10/10	125,5	99	79	188	149
			Т-2	25	110/10/10	125,5	89	71	188	149
		ПС 35 кВ
	27	Черное	Т-1	6,3	35/6	157	60	38	60	38
			Т-2	10	35/6	157,1	80	51	194	124
			Т-3	10	35/6	157,1	115	73	194	124

Из представленных данных видно, что в электрических сетях г.о. Железнодорожный трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 3 подстанциях: ПС 110 кВ Минеральная (загрузка Т-1 (Т-2) - 116%), ПС 110 кВ Прогресс (149%) и ПС 35 кВ Черное (загрузка Т-2 (Т-3) - 124%).

Зарайский м.р.

На территории Зарайского м.р. расположены 6 подстанций (включая подстанции, находящиеся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", и тяговые ПС) напряжениями 35-110-220 кВ находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220/110/10 кВ N 712 Осетр;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Дятлово, ПС 110 кВ Зарайск, ПС 110 кВ Маслово, ПС 35 кВ Третьяково;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Макеево (ж.д.).

Общая установленная мощность 378,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 250 МВА;

110 кВ - 8 шт. суммарной мощностью 122 МВА;

35 кВ - 2 шт. общей мощностью 6,4 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 4 подстанции 35-110 кВ, установленной мощностью 78,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 6 шт. суммарной мощностью 72 МВА;

35 кВ - 2 шт. общей мощностью 6,4 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Зарайского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Зарайского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	16	Дятлово	Т-1	10	110/10	1973	40
			Т-2	10	110/10	1973	40
	62	Зарайск	Т-1	16	110/35/6	1968	45
			Т-2	16	110/35/6	1969	44
	456	Маслово	Т-1	10	110/10	1976	37
			Т-2	10	110/10	1988	25
		ПС 35 кВ
	298	Третьяково	Т-1	3,2	35/10	1951	62
			Т-2	3,2	35/10	1951	62

Кроме того, на территории Зарайского м.р. расположена одна подстанция, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220/110 кВ N 712 Осетр; а также одна тяговая подстанция напряжением 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговой подстанции Зарайского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговой подстанции Зарайского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	486	Макеево (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	1986	27
			Т-2	25	110/35/10	1971	42

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Зарайского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	16	Дятлово	Т-1	10	110/10	50,2	20	39	27	53
			Т-2	10	110/10	50,2	7	14	27	53
	62	Зарайск	Т-1	16	110/35/6	80,3	30	37	78	97
			Т-2	16	110/35/6	80,3	48	60	78	97
	456	Маслово	Т-1	10	110/10	50,2	15	30	22	45
			Т-2	10	110/10	50,2	7	14	22	45
	486	Макеево (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	125,5	0	0	5	4
			Т-2	25	110/35/10	125,5	5	4	5	4
		ПС 35 кВ
	298	Третьяково	Т-1	3,2	35/10	52,8	21	39	30	57
			Т-2	3,2	35/10	52,8	10	18	30	57

Из представленных данных видно, что в электрических сетях Зарайского м.р. загрузка трансформаторов не превышает допустимые значения.

г.о. Коломна.

На территории г.о. Коломна расположены 7 подстанций напряжением 35-110 кВ находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Бочманово, ПС 110 кВ Дизель, ПС 110 кВ Коломна, ПС 110 кВ Митяево, ПС 110 кВ Сосны, ПС 110 кВ Тепловозная, ПС 110 кВ Щурово.

Общая установленная мощность 396,5 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 15 шт. суммарной мощностью 396,5 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Коломна.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Коломна

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	659	Бочманово	Т-1	40	110/6/6	1970	43
			Т-2	25	110/6/6	1970	43
	797	Дизель	Т-1	40	110/6/6	1975	38
			Т-2	25	110/6/6	1975	38
	75	Коломна	Т-1	31,5	110/35/6	1956	57
			Т-2	20	110/6	1963	50
			Т-3	20	110/6	1952	61
	656	Митяево	Т-1	25	110/10/10	1978	35
			Т-2	10	110/10	1971	42
	735	Сосны	Т-1	40	110/6/6	2010	3
			Т-2	40	110/6/6	2010	3
	29	Тепловозная	Т-1	20	110/6	1959	54
			Т-2	20	110/6	1955	58
	495	Щурово	Т-1	20	110/6	1941	72
			Т-2	20	110/6	1964	49

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Коломна в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	659	Бочманово	Т-1	40	110/6/6	200,8	47	23	104	52
			Т-2	25	110/6/6	125,5	57	46	104	83
	797	Дизель	Т-1	40	110/6/6	200,8	51	25	95	47
			Т-2	25	110/6/6	125,5	43	35	95	75
	75	Коломна	Т-1	31,5	110/35/6	173,2	60	35	147	85
			Т-2	20	110/6	105	87	83	87	83
			Т-3	20	110/6	105	0	0	60	57
	656	Митяево	Т-1	25	110/10/10	125,5	27	21	48	38
			Т-2	10	110/10	50,2	21	42	48	96
	735	Сосны	Т-1	40	110/6/6	200,8	67	33	90	45
			Т-2	40	110/6/6	200,8	23	11	90	45
	29	Тепловозная	Т-1	20	110/6	103,1	56	54	101	98
			Т-2	20	110/6	103,1	45	44	101	98
	495	Щурово	Т-1	20	110/6	105	37	35	79	75
			Т-2	20	110/6	105	42	40	79	75

Из представленных данных видно, что в электрических сетях г.о. Коломна трансформаторы не перегружаются при аварийной ситуации.

Коломенский м.р.

На территории Коломенского м.р. расположены 8 подстанций (включая тяговые подстанции; подстанции, находящиеся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", а также подстанции, принадлежащие иным собственникам) напряжениями 35-110-220 кВ находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220/110/10 кВ N 401 Голутвин;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Бакунино, ПС 110 кВ Непецино, ПС 110 кВ Туменская, ПС 110 кВ Чанки, ПС 35 кВ Сельниково;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Колычево, Сетовка (ж.д.).

Общая установленная мощность 513,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 3 шт. суммарной мощностью 380 МВА;

110 кВ - 10 шт. суммарной мощностью 128,3 МВА;

35 кВ - 2 шт. общей мощностью 5 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 5 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 93,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 8 шт. суммарной мощностью 88,3 МВА;

35 кВ - 2 шт. общей мощностью 5 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Коломенского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Коломенского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	736	Бакунино	Т-1	10	110/10	1974	39
			Т-2	10	110/10	1974	39
	74	Непецино	Т-1	16	110/10	1984	29
			Т-2	16	110/10	1984	29
	703	Туменская	Т-1	10	110/10	1969	44
			Т-2	6,3	110/10	1982	31
	722	Чанки	Т-1	10	110/10	1989	24
			Т-2	10	110/10	1976	37
		ПС 35 кВ
	616	Сельниково	Т-1	2,5	35/10	1975	38
			Т-2	2,5	35/10	1981	32

Кроме того, на территории Коломенского м.р. расположены одна тяговая подстанция и подстанция напряжением 110 кВ, которая принадлежит иным собственникам.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговой подстанции и подстанции, принадлежащей иным собственникам Коломенского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговых подстанциях и подстанции, принадлежащей иным собственникам Коломенского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	847	Колычево	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.
	570	Сетовка (ж.д.)	Т-1	20	110/35/10	1965	48
			Т-2	20	110/35/10	1968	45

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Коломенского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	736	Бакунино	Т-1	10	110/10	50,2	21	42	43	86
			Т-2	10	110/10	50,2	22	45	43	86
	847	Колычево	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.
	74	Непецино	Т-1	16	110/10	80,3	4	5	35	43
			Т-2	16	110/10	80,3	31	38	35	43
	570	Сетовка (ж.д.)	Т-1	20	110/35/10	105	48	45	118	112
			Т-2	20	110/35/10	100,5	70	70	118	118
	703	Туменская	Т-1	10	110/10	50,5	10	21	31	61
			Т-2	6,3	110/10	31,6	21	65	31	98
	722	Чанки	Т-1	10	110/10	50,2	16	33	38	76
			Т-2	10	110/10	50,2	22	43	38	76
		ПС 35 кВ
	616	Сельниково	Т-1	2,5	35/10	41,2	13	33	44	107
			Т-2	2,5	35/10	41,2	31	74	44	107

Из представленных данных видно, что в электрических сетях Коломенского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 2 подстанциях: ПС 110 кВ Сетовка (загрузка Т-1 (Т-2) - 112% (118%)) и ПС 35 кВ Сельниково (107%).

г.о. Красноармейск.

На территории г.о. Красноармейск расположены 2 подстанции напряжением 35-110 кВ находящиеся на балансе ОАО "МОЭСК":

ПС 110 кВ Гранит,

ПС 35 кВ Краф.

Общая установленная мощность 94,6 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 80 МВА;

35 кВ - 4 шт. общей мощностью 14,6 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Красноармейск.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Красноармейск

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	641	Гранит	Т-1	40	110/35/10	1973	40
			Т-2	40	110/35/10	1980	33
		ПС 35 кВ
	19	Краф	Т-1	3,2	35/10	1950	63
			Т-2	3,2	35/10	1963	50
			Т-3	3,2	35/10	1951	62
			Т-4	5,0	35/10	1959	54

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Красноармейск в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	641	Гранит	Т-1	40	110/35/10	220	118	53	188	86
			Т-2	40	110/35/10	220	71	32	188	86
		ПС 35 кВ
	19	Краф	Т-1	3,2	35/10	58,6	36	61	50	85
			Т-2	3,2	35/10	52,8	23	43	43	81
			Т-3	3,2	35/10	58,6	39	66	50	85
			Т-4	5,0	35/10	92	48	52	63	69

Из представленных данных видно, что в электрических сетях г.о. Красноармейск загрузка трансформаторов не превышает допустимых значений.

г.о. Лосино-Петровский.

На территории г.о. Лосино-Петровский расположена 1 подстанция ПС 110 кВ Монино (находится на балансе ОАО "МОЭСК"), общей установленной мощностью 121,5 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 5 шт. суммарной мощностью 121,5 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Лосино-Петровский.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Лосино-Петровский

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	26	Монино	Т-1А	20	110/35/6	1957	56
			Т-1Б	20	110/35/6	1957	56
			Т-2	31,5	110/35/6	1959	54
			Т-3	25	110/10/6	1978	35
			Т-4	25	110/10/6	1979	34

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Лосино-Петровский в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
	26	Монино	Т-1А	20	110/35/6	110	34	31	94	85
			Т-1Б	20	110/35/6	110	34	31	94	85
			Т-2	31,5	110/35/6	173	120	69	187	108
			Т-3	25	110/10/6	125,5	40	32	53	43
			Т-4	25	110/10/6	125,5	13	11	53	43

Из представленных данных видно, что в электрических сетях г.о. Лосино-Петровский перегружается трансформатор Т2 при аварийной ситуации на ПС 110 кВ Монино (загрузка Т-2 - 108%).

Луховицкий м.р.

На территории Луховицкого м.р. расположены 12 подстанций (включая тяговые ПС) напряжениями 35-110 кВ находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Белоомут, ПС 110 кВ Гавриловская, ПС 110 кВ Городна, ПС 110 кВ Ива, ПС 110 кВ Ларино, ПС 110 кВ Ловцы, ПС 35 кВ Дединово, ПС 35 кВ Луховицы, ПС 35 кВ Новиково, ПС 35 кВ Пойма;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Алпатьево (ж.д.), ПС 110 кВ Луховицы (ж.д.).

Общая установленная мощность 317,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 17 шт. суммарной мощностью 289,2 МВА;

35 кВ - 7 шт. общей мощностью 28,1 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 10 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 227,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 13 шт. суммарной мощностью 199,2 МВА;

35 кВ - 7 шт. общей мощностью 28,1 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Луховицкого м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Луховицкого м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	360	Белоомут	Т-1	10	110/10	1988	25
			Т-2	10	110/10	1980	33
	768	Гавриловская	Т-1	25	110/10/10	1979	34
			Т-2	25	110/10/10	1979	34
	611	Городна	Т-1	6,3	110/10	1983	30
			Т-2	6,3	110/10	1983	30
	588	Ива	Т-1	16	110/10	1980	33
			Т-2	16	110/10	1979	34
	678	Ларино	Т-1	16	110/10	1970	43
			Т-2	16	110/10	1970	43
			Т-3	40	110/10/10	2008	5
	79	Ловцы	Т-1	6,3	110/10	1991	22
			Т-2	6,3	110/10	1990	23
		ПС 35 кВ
	694	Дединово	Т-1	2,5	35/10	1972	41
			Т-2	2,5	35/10	1986	27
	363	Луховицы	Т-1	6,3	35/10	1982	31
			Т-2	6,3	35/10	1970	43
	97	Новиково	Т-1	2,5	35/10	1975	38
	723	Пойма	Т-1	4	35/10	1971	42
			Т-2	4	35/10	1971	42

Также на территории Луховицкого м.р. находятся тяговые подстанции напряжением 110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговых подстанциях Луховицкого м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговых подстанциях Луховицкого м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	413	Алпатьево (ж.д.)	Т-1	15	110/35/10	1984	29
			Т-2	25	110/35/10	1984	29
	404	Луховицы (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	1997	16
			Т-2	25	110/35/10	1967	46

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Луховицкого м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, Iном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	413	Алпатьево (ж.д.)	Т-1	15	110/35/10	78,8	0	0	30	38
			Т-2	25	110/35/10	125,5	30	24	30	24
	360	Белоомут	Т-1	10	110/10	50,2	18	37	25	51
			Т-2	10	110/10	50,2	7	14	25	51
	768	Гавриловская	Т-1	25	110/10/10	125,5	27	21	79	63
			Т-2	25	110/10/10	125,5	52	42	79	63
	611	Городна	Т-1	6,3	110/10	31,6	9	28	15	48
			Т-2	6,3	110/10	31,6	6	20	15	48
	588	Ива	Т-1	16	110/10	80,33	14	17	31	38
			Т-2	16	110/10	80,33	17	21	31	38
	678	Ларино	Т-1	16	110/10	80,3	20	25	110	137
			Т-2	16	110/10	80,3	2	2	12	15
			Т-3	40	110/10/10	200,8	62	31	82	41
	79	Ловцы	Т-1	6,3	110/10	31,6	4	14	7	22
			Т-2	6,3	110/10	31,6	2	8	7	22
	404	Луховицы (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	125,5	125	100	182	145
			Т-2	25	110/35/10	125,5	57	45	182	145
		ПС 35 кВ
	694	Дединово	Т-1	2,5	35/10	41,2	16	38	33	81
			Т-2	2,5	35/10	41,2	18	43	33	81
	363	Луховицы	Т-1	6,3	35/10	104	61	59	108	104
			Т-2	6,3	35/10	104	47	46	108	104
	97	Новиково	Т-1	2,5	35/10	41,2	29	71	29	71
	723	Пойма	Т-1	4	35/10	66	29	44	79	119
			Т-2	4	35/10	66	50	75	79	119

Из представленных данных видно, что в электрических сетях Луховицкого м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 3 подстанциях: ПС 110 кВ Ларино (загрузка Т-1 - 137%), ПС 110 кВ Луховицы (ж.д.) (145%) и ПС 35 кВ Пойма (119%).

Ногинский м.р.

На территории Ногинского м.р. расположено 26 подстанций (включая тяговые ПС, а также подстанции, находящиеся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС") напряжением 35-500 кВ, находящихся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 500/220/110/10 кВ N 504 Ногинск, ПС 220/110/10 кВ N 666 Шибаново, ПС 220/110/10 кВ N 183 Дальняя;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Агат, ПС 110 кВ Боровое, ПС 110 кВ Булгаково, ПС 110 кВ Глухово, ПС 110 кВ Дружба, ПС 110 кВ Ельня, ПС 110 кВ Захарово, ПС 110 кВ Истомкино, ПС 110 кВ Кудиново, ПС 110 кВ Купавна, ПС 110 кВ Тимохово, ПС 110 кВ Шерна, ПС 110 кВ Шульгино, ПС 35 кВ Акрихин, ПС 35 кВ Буньково, ПС 35 кВ Глебово, ПС 35 кВ Голубино, ПС 35 кВ Дивная, ПС 35 кВ Сосниха, ПС 35 кВ Храпуново;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Афанасово (ж.д.), ПС 110 кВ Кашино (ж.д.), ПС 110 кВ Электроугли (ж.д.).

Общая установленная мощность 2524,7 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

500 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 690 МВА;

220 кВ - 7 шт. суммарной мощностью 965 МВА;

110 кВ - 30 шт. суммарной мощностью 745,5 МВА;

35 кВ - 21 шт. общей мощностью 124,2 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 20 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 734,7 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 24 шт. суммарной мощностью 610,5 МВА;

35 кВ - 21 шт. общей мощностью 124,2 МВА.

На территории электрических сетей Ногинского м.р. расположена ТЭЦ-29 (филиал ГРЭС-3), которая осуществляет выдачу мощности на напряжении 110 кВ.

Установленная мощность ТЭЦ-29 после демонтажа в 2009 г. 31,2 МВт в настоящее время составляет 16,78 МВт. Выдача мощности в сеть 110 кВ осуществляется по 4-м ВЛ: ВЛ 110 кВ ТЭЦ-29-Тимохово 1, 2, ВЛ 110 кВ Шибаново-ТЭЦ-29 1, 2.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Ногинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Ногинского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	640	Агат	Т-1	20	110/6	1966	47
			Т-2	25	110/6/6	1972	41
	602	Боровое	Т-1	25	110/10/6	1981	32
			Т-2	25	110/10/6	1985	28
	242	Булгаково	Т-1	16	110/10	1967	46
			Т-2	16	110/10	1982	31
	84	Глухово	Т-1	40	110/35/6	1970	43
			Т-2	40	110/10/6	1978	35
	601	Дружба	Т-1	25	110/10/6	1978	35
			Т-2	25	110/10/6	1977	36
	333	Ельня	Т-3	20	110/35/6	1965	48
			Т-4	20	110/35/6	1958	55
			Т-1	7,5	35/6	1950	63
			Т-2	7,5	35/6	1950	63
	380	Захарово	Т-1	40	110/10/6	1974	39
			Т-2	40,5	110/6	1967	46
	43	Истомкино	Т-1	20	110/35/6	1962	51
			Т-2	20	110/35/6	1961	52
	414	Кудиново	Т-1	20	110/35/6	1960	53
			Т-2	20	110/35/6	1964	49
	100	Купавна	Т-3	16	110/35/6	1990	23
			Т-1	5,6	35/6	1966	47
			Т-2	5,6	35/6	1965	48
	172	Тимохово	Т-1	16	110/10	1985	28
			Т-2	16	110/10	1982	31
	660	Шерна	Т-1	25	110/35/6	1982	31
	652	Шульгино	Т-1	40	110/10/6	1984	29
			Т-2	40	110/10/6	1984	29
		ПС 35 кВ
	131	Акрихин	Т-1	7,5	35/6	1959	54
			Т-2	7,5	35/6	1953	60
			Т-3	5,6	35/6	1937	76
			Т-4	5,6	35/6	1951	62
	532	Буньково	Т-1	5,6	35/6	1933	80
			Т-2	5,8	35/6	1968	45
	223	Глебово	Т-1	5,6	35/6	1962	51
			Т-2	5,6	35/6	1957	56
	225	Голубино	Т-1	3,2	35/6	1952	61
			Т-2	3,2	35/6	1955	58
	78	Дивная	Т-1	10	35/6	1965	48
			Т-2	10	35/6	1962	51
			Т-3	10	35/6	1981	32
	240	Сосниха	Т-1	3,2	35/6	1952	61
			Т-2	3,2	35/6	1953	60
	120	Храпуново	Т-1	3,2	35/6	1963	50
			Т-2	3,2	35/6	1963	50

Кроме того, на территории Ногинского м.р. расположены три тяговые подстанции напряжением 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговых подстанциях Ногинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговых подстанциях Ногинского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	21	Афанасово (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	н.д.	н.д.
			Т-2	25	110/35/10	н.д.	н.д.
	674	Кашино (ж.д.)	Т-1	20	110/10	н.д.	н.д.
			Т-2	20	110/10	н.д.	н.д.
	644	Электроугли (ж.д.)	Т-1	20	110/35/10	н.д.	н.д.
			Т-2	25	110/10	н.д.	н.д.

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Ногинского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	640	Агат	Т-1	20	110/6	105	42	40	105	100
			Т-2	25	110/6/6	125	57	45	95	76
	21	Афанасово (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	125	0	0	91	73
			Т-2	25	110/35/10	125	91	73	91	73
	602	Боровое	Т-1	25	110/10/6	125,5	34	27	92	73
			Т-2	25	110/10/6	125,5	58	46	92	73
	242	Булгаково	Т-1	16	110/10	80,3	4	5	8	10
			Т-2	16	110/10	80,3	4	5	8	10
	84	Глухово	Т-1	40	110/35/6	200,8	130	65	199	99
			Т-2	40	110/10/6	200,8	69	34	199	99
	601	Дружба	Т-1	25	110/10/6	125,5	19	15	34	27
			Т-2	25	110/10/6	125,5	15	12	34	27
	333	Ельня	Т-3	20	110/35/6	117	54	46	75	64
			Т-4	20	110/35/6	110	22	20	75	68
			Т-1	7,5	35/6	137,5	125	91	195	142
			Т-2	7,5	35/6	137,5	70	51	195	142
	380	Захарово	Т-1	40	110/10/6	200,8	119	59	206	103
			Т-2	40,5	110/6	212,5	87	41	206	97
	43	Истомкино	Т-1	20	110/35/6	110	75	69	133	121
			Т-2	20	110/35/6	110	57	52	133	121
	674	Кашино (ж.д.)	Т-1	20	110/10	105	11	10	46	44
			Т-2	20	110/10	105	35	34	46	44
	414	Кудиново	Т-1	20	110/35/6	110	74	67	161	146
			Т-2	20	110/35/6	105	87	83	161	153
	100	Купавна	Т-3	16	110/35/6	80,3	22	27	22	27
			Т-1	5,6	35/6	102,5	52	51	116	113
			Т-2	5,6	35/6	102,5	64	62	116	113
	172	Тимохово	Т-1	16	110/10	80,3	37	46	55	68
			Т-2	16	110/10	80,3	17	21	55	68
	660	Шерна	Т-1	25	110/35/6	125,5	12	10	12	10
	652	Шульгино	Т-1	40	110/10/6	200,8	47	23	90	45
			Т-2	40	110/10/6	200,8	43	21	90	45
	644	Электроугли (ж.д.)	Т-1	20	110/35/10	110	0	0	71	65
			Т-2	25	110/10	125,5	71	57	71	57
		ПС 35 кВ
	131	Акрихин	Т-1	7,5	35/6	137	43	31	138	101
			Т-2	7,5	35/6	137,5	93	68	138	101
			Т-3	5,6	35/6	102	36	35	103	101
			Т-4	5,6	35/6	102	69	68	103	101
	532	Буньково	Т-1	5,6	35/6	102,5	59	57	67	66
			Т-2	5,8	35/6	103,8	9	8	67	65
	223	Глебово	Т-1	5,6	35/6	102,5	46	45	81	81
			Т-2	5,6	35/6	102,5	36	36	81	81
	225	Голубино	Т-1	3,2	35/6	58,6	49	84	51	88
			Т-2	3,2	35/6	58,6	2	4	51	88
	78	Дивная	Т-1	10	35/6	165	35	21	75	45
			Т-2	10	35/6	165	40	24	75	45
			Т-3	10	35/6	157	0	0	35	21
	240	Сосниха	Т-1	3,2	35/6	58,6	40	69	72	123
			Т-2	3,2	35/6	58,6	32	55	72	123
	120	Храпуново	Т-1	3,2	35/6	58,6	48	82	75	129
			Т-2	3,2	35/6	58,6	27	46	75	129

Из представленных данных видно, что в электрических сетях Ногинского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 6 подстанциях: ПС 110 кВ Ельня (загрузка Т-1 и Т-2 - 142%), ПС 110 кВ Истомкино (121%), ПС 110 кВ Кудиново (загрузка Т-1 - 146%, Т-2 - 153%), ПС 110 кВ Купавна (113%), ПС 35 кВ Сосниха (123%) и ПС 35 кВ Храпуново (129%).

Озерский м.р.

На территории Озерского м.р. расположены 3 подстанции напряжением 35-110 кВ находящиеся на балансе ОАО "МОЭСК":

ПС 110 кВ Клишино, ПС 110 кВ Озеры, ПС 110 кВ Рубин.

Общая установленная мощность 102 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 6 шт. суммарной мощностью 102 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Озерского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Озерского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	571	Клишино	Т-1	10	110/35/6	1967	46
			Т-2	10	110/6	1966	47
	73	Озеры	Т-1	16	110/6	1972	41
			Т-2	16	110/6	1972	41
	153	Рубин	Т-1	25	110/10/6	1978	35
			Т-2	25	110/10/6	1981	32

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Озерского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, Iном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	571	Клишино	Т-1	10	110/35/6	52,5	14	26	25	48
			Т-2	10	110/6	50,5	11	22	25	49
	73	Озеры	Т-1	16	110/6	80,3	35	44	73	91
			Т-2	16	110/6	80,3	38	47	73	91
	153	Рубин	Т-1	25	110/10/6	125,5	24	19	43	34
			Т-2	25	110/10/6	125,5	18	15	43	34

Из представленных данных видно, что в электрических сетях Озерского м.р. трансформаторы не перегружаются при аварийной ситуации.

Орехово-Зуевский м.р.

На территории Орехово-Зуевского м.р. расположены 15 подстанций (включая абонентские и тяговые ПС) напряжениями 35-110 кВ находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Авсюнино, ПС 110 кВ Водовод, ПС 110 кВ Гребчиха, ПС 110 кВ Губино, ПС 110 кВ Гуслица, ПС 110 кВ Куровская, ПС 35 кВ Добрая, ПС 35 кВ Дрезна, ПС 35 кВ Дубровка, ПС 35 кВ Жуковка, ПС 35 кВ Пичурино;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Анциферово (ж.д.), ПС 110 Вокзальная (ж.д.), ПС 110 Запутная (ж.д.), Мисцево (аб.).

Общая установленная мощность 311,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 18 шт. суммарной мощностью 264,8 МВА;

35 кВ - 15 шт. общей мощностью 46,6 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 11 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 200,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 11 шт. суммарной мощностью 153,8 МВА;

35 кВ - 15 шт. общей мощностью 46,6 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Орехово-Зуевского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Орехово-Зуевского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	89	Авсюнино	Т-1	10	110/10	1964	49
	251	Водовод	Т-1	6,3	110/10	1984	29
			Т-2	6,3	110/10	1984	29
	821	Гребчиха	Т-1	10	110/10	1979	34
			Т-2	10	110/10	1979	34
	216	Губино	Т-1	5,6	110/6	1992	21
			Т-2	5,6	110/6	1966	47
	822	Гуслица	Т-1	25	110/10	1979	34
			Т-2	25	110/10	1979	34
	85	Куровская	Т-1	25	110/10/6	1989	24
			Т-2	25	110/10/6	1986	27
		ПС 35 кВ
	269	Добрая	Т-1	1	35/6	1956	57
			Т-2	1	35/6	1957	56
			Т-3	3,2	35/6	1950	63
			Т-4	3,2	35/6	1953	60
	36	Дрезна	Т-1	5,6	35/6	1981	32
			Т-2	5,6	35/6	1981	32
			Т-3	5,6	35/6	1972	41
			Т-4	5,6	35/6	1972	41
	268	Дубровка	Т-1	1	35/6	1964	49
			Т-2	1	35/6	1957	56
	285	Жуковка	Т-1	1	35/6	1952	61
			Т-2	3,2	35/6	1952	61
			Т-3	3,2	35/6	1975	38
	636	Пичурино	Т-1	3,2	35/6	1950	63
			Т-2	3,2	35/6	1949	64

Также на территории Орехово-Зуевского м.р. находятся абонентские и тяговые подстанции напряжением 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Орехово-Зуевского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Орехово-Зуевского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
	740	Анциферово (ж.д.)	Т-1	10	110/10	н.д.	н.д.
			Т-2	10	110/10	н.д.	н.д.
	808	Вокзальная (ж.д.)	Т-1	25	110/10	1979	34
			Т-3	25	110/10	1982	31
	453	Запутная (ж.д.)	Т-1	15	110/10	н.д.	н.д.
			Т-2	16	110/10	н.д.	н.д.
	317	Мисцево (аб.)	Т-1	10	110/10	н.д.	н.д.

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Орехово-Зуевского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	89	Авсюнино	Т-1	10	110/10	58,4	16	28	16	28
	740	Анциферово (ж.д.)	Т-1	10	110/10	50,2	0	0	40	81
			Т-2	10	110/10	50,2	40	81	40	81
	251	Водовод	Т-1	6,3	110/10	31,6	6	18	10	33
			Т-2	6,3	110/10	31,6	5	15	10	33
	808	Вокзальная (ж.д.)	Т-1	25	110/10	125,5	42	33	79	63
			Т-3	25	110/10	125,5	37	30	79	63
	821	Гребчиха	Т-1	10	110/10	50,2	6	11	10	20
			Т-2	10	110/10	50,2	4	9	10	20
	216	Губино	Т-1	5,6	110/6	29,5	22	73	31	104
			Т-2	5,6	110/6	29,5	9	31	31	104
	822	Гуслица	Т-1	25	110/10	125,5	44	35	73	58
			Т-2	25	110/10	125,5	29	23	73	58
	453	Запутная (ж.д.)	Т-1	15	110/10	78,7	57	72	57	72
			Т-2	16	110/10	80,33	0	0	57	68
	85	Куровская	Т-1	25	110/10/6	125,5	50	40	94	75
			Т-2	25	110/10/6	125,5	43	34	94	75
	317	Мисцево (аб.)	Т-1	10	110/10	52,5	15	29	15	29
		ПС 35 кВ
	269	Добрая	Т-1	1	35/6	18	0	0	4	21
			Т-2	1	35/6	18	4	21	4	21
			Т-3	3,2	35/6	58,5	52	89	52	89
			Т-4	3,2	35/6	58,5	0	0	52	89
	36	Дрезна	Т-1	5,6	35/6	102,5	33	32	66	64
			Т-2	5,6	35/6	102,5	21	21	54	52
			Т-3	5,6	35/6	102,5	33	33	66	64
			Т-4	5,6	35/6	102,5	20	20	54	52
	268	Дубровка	Т-1	1	35/6	18,35	0	0	11	61
			Т-2	1	35/6	18,33	11	61	11	61
	285	Жуковка	Т-1	1	35/6	18,35	0	0	0	0
			Т-2	3,2	35/6	58,6	5	8	42	72
			Т-3	3,2	35/6	58,6	38	64	42	72
	636	Пичурино	Т-1	3,2	35/6	58,6	51	88	74	127
			Т-2	3,2	35/6	58,6	23	39	74	127

Из представленных данных видно, что в электрических сетях Орехово-Зуевского м.р. перегружаются трансформаторы при аварийной ситуации на ПС 35 кВ Пичурино (127%).

г.о. Орехово-Зуево.

На территории г.о. Орехово-Зуево расположены 10 подстанций (включая тяговые ПС, а также подстанции, находящиеся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС") напряжениями 35-110-220 кВ находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220/110/10 кВ N 375 Стачка;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Демихово, ПС 110 кВ Дулево, ПС 110 кВ Зуево, ПС 110 кВ Карболит, ПС 110 кВ Крутое, ПС 110 кВ Ликино, ПС 110 кВ Орехово, ПС 35 кВ Торфяная;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Шарово (ж.д.).

Общая установленная мощность 681,9 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 250 МВА;

110 кВ - 17 шт. суммарной мощностью 425,5 МВА;

35 кВ - 2 шт. общей мощностью 6,4 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 8 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 391,9 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 15 шт. суммарной мощностью 385,5 МВА;

35 кВ - 2 шт. общей мощностью 6,4 МВА.

На территории электрических сетей г.о. Орехово-Зуево расположена ТЭЦ-6, которая осуществляет выдачу мощности на напряжении 35 кВ.

Установленная мощность ТЭЦ-6 в настоящее время составляет 24 МВт. Выдача мощности в сеть 35 кВ осуществляется по 4-м ВЛ: ВЛ 35 кВ ТЭЦ-6-Сосниха, ВЛ 35 кВ ТЭЦ-6-Торфяная, ВЛ 35 кВ Крутое-ТЭЦ-6-1,2.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Орехово-Зуево.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Орехово-Зуево

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	258	Демихово	Т-1	25	110/10/10	1984	29
			Т-2	25	110/10/10	1984	29
	270	Дулево	Т-1	10	110/6	1973	40
			Т-2	10	110/6	1973	40
	767	Зуево	Т-1	40	110/10/6	1979	34
			Т-2	40	110/10/6	1979	34
	609	Карболит	Т-1	15	110/6	1966	47
			Т-2	15	110/6	1966	47
	88	Крутое	Т-1	20	110/35/6	1956	57
			Т-2	20	110/35/6	1956	57
	415	Ликино	Т-1	40	110/35/6	1969	44
			Т-2	40,5	110/35/6	1969	44
	177	Орехово	Т-1	25	110/10/6	1974	39
			Т-2	40	110/10/6	1976	37
			Т-3	20	110/35/6	1952	61
		ПС 35 кВ
	599	Торфяная	Т-1	3,2	35/6	1952	61
			Т-2	3,2	35/6	1954	59

Кроме того, на территории г.о. Орехово-Зуево расположена одна тяговая подстанция напряжением 110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговой подстанции г.о. Орехово-Зуево.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговой подстанции г.о. Орехово-Зуево

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
	566	Шарово (ж.д.)	Т-1	20	110/35/10	н.д.	н.д.
			Т-2	20	110/35/10	н.д.	н.д.

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Орехово-Зуево в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	258	Демихово	Т-1	25	110/10/10	125,5	30	24	59	47
			Т-2	25	110/10/10	125,5	29	23	59	47
	270	Дулево	Т-1	10	110/6	50,2	34	69	55	109
			Т-2	10	110/6	50,2	20	40	55	109
	767	Зуево	Т-1	40	110/10/6	200,8	28	14	89	44
			Т-2	40	110/10/6	200,8	61	30	89	44
	609	Карболит	Т-1	15	110/6	75,4	20	26	49	65
			Т-2	15	110/6	75,4	29	38	49	65
	88	Крутое	Т-1	20	110/35/6	105	57	54	101	96
			Т-2	20	110/35/6	105	45	43	101	96
	415	Ликино	Т-1	40	110/35/6	210	94	45	202	96
			Т-2	40,5	110/35/6	208,8	108	52	202	97
	177	Орехово	Т-1	25	110/10/6	125,5	33	27	82	65
			Т-2	40	110/10/6	200,8	49	24	104	52
			Т-3	20	110/35/6	105	22	21	22	21
	566	Шарово (ж.д.)	Т-1	20	110/35/10	105	0	0	69	65
			Т-2	20	110/35/10	105	69	65	69	65
		ПС 35 кВ
	599	Торфяная	Т-1	3,2	35/6	58,6	29	50	74	126
			Т-2	3,2	35/6	58,6	44	76	74	126

Из представленных данных видно, что в электрических сетях г.о. Орехово-Зуево трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 2 подстанциях: ПС 110 кВ Дулево (109%) и ПС 35 кВ Торфяная (126%).

Павлово-Посадский м.р.

На территории Павлово-Посадского м.р. расположены 6 подстанций напряжением 35-110 кВ находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Городок, ПС 110 кВ Павлово, ПС 35 кВ Большой Двор, ПС 35 кВ Васютино, ПС 35 кВ Огуднево;

- иных собственников (абонентские подстанции): ПС 110 кВ Экситон (аб.).

Общая установленная мощность 232,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 6 шт. суммарной мощностью 181 МВА;

35 кВ - 9 шт. общей мощностью 51,3 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 5 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 182,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 4 шт. суммарной мощностью 131 МВА;

35 кВ - 9 шт. общей мощностью 51,3 МВА.

На территории электрических сетей Павлово-Посадского м.р. расположена ТЭЦ-30 (ГТУ-ТЭЦ), установленная мощность которой в настоящее время составляет 16 МВт.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Павлово-Посадского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Павлово-Посадского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	827	Городок	Т-1	25	110/10/6	1979	34
			Т-2	25	110/10/6	1981	32
	356	Павлово	Т-1	40,5	110/35/6	1966	47
			Т-2	40,5	110/35/6	1970	43
		ПС 35 кВ
	1	Большой Двор	Т-1	6,3	35/6	1952	61
			Т-2Б	1,8	35/6	1933	80
			Т-3	5,6	35/6	1961	52
	34	Васютино	Т-1	3,2	35/6	1955	58
			Т-2	2,5	35/6	1971	42
			Т-3	5,6	35/10	1950	63
			Т-4	6,3	35/10	1978	35
	828	Огуднево	Т-1	10	35/10	2005	8
			Т-2	10	35/10	2012	1

Кроме того, на территории Павлово-Посадского м.р. расположена одна абонентская подстанция напряжением 110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентской подстанции Павлово-Посадского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентской подстанции Павлово-Посадского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
	626	Экситон	Т-1	25	110/10/10	н.д.	н.д.
			Т-2	25	110/10/10	н.д.	н.д.

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Павлово-Посадского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	827	Городок	Т-1	25	110/10/6	125,5	43	35	72	57
			Т-2	25	110/10/6	125,5	28	22	72	57
	356	Павлово	Т-1	40,5	110/35/6	212,5	102	48	199	94
			Т-2	40,5	110/35/6	208,8	97	47	199	96
	626	Экситон (аб.)	Т-1	25	110/10/10	125,5	36	29	69	55
			Т-2	25	110/10/10	125,5	32	26	69	55
		ПС 35 кВ
	1	Большой Двор	Т-1	6,3	35/6	115,5	62	54	81	70
			Т-2Б	1,8	35/6	33	-	-	-	-
			Т-3	5,6	35/6	102,5	19	18	81	79
	34	Васютино	Т-1	3,2	35/6	58,6	56	95	89	155
			Т-2	2,5	35/6	45,2	33	73	89	189
			Т-3	5,6	35/10	102	0	0	25	25
			Т-4	6,3	35/10	104	24	23	76	23
	828	Огуднево	Т-1	10	35/10	157	75	48	75	48
			Т-2	10	35/10	157	0	0	75	45

Из представленных данных видно, что в электрических сетях Павлово-Посадского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на ПС 35 кВ Васютино (загрузка Т-1 - 155%, Т-2 - 189%).

г.о. Реутов.

На территории г.о. Реутов расположены 2 подстанции (включая абонентские ПС) напряжением 110-220 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Восточная;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Ясная (аб.).

Общая установленная мощность 498 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

220 кВ - 3 шт. суммарной мощностью 375 МВА;

110 кВ - 2 шт. общей мощностью 123 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находится 1 подстанция 110-220 кВ, установленной мощностью 375 МВА. Общее количество автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ - 3 шт. суммарной мощностью 375 МВА.

В таблице приведены технические характеристики автотрансформаторов, установленных на подстанции ОАО "МОЭСК" г.о. Реутов.

Технические характеристики автотрансформаторов, установленных на подстанции ОАО "МОЭСК" г.о. Реутов

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 220 кВ
	212	Восточная	АТ-1	125	220/110/10	1990	23
			АТ-2	125	220/110/10	1951	62
			АТ-3	125	220/110/10	1973	40

Также на территории г.о. Реутов находится одна абонентская подстанция напряжением 110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентской подстанции г.о. Реутов.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентской подстанции г.о. Реутов

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	490	Ясная (аб.)	Т-1	60	110/10	1961	52
			Т-2	63	110/10	н.д.	н.д.

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка автотрансформаторов и трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Реутов в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 220 кВ
	212	Восточная	АТ-1	125	220/110/10	314/3316	189/3074	60/93	317/5557	101*/168
			АТ-2	125	220/110/10	314/3316	146/2483	46/75	279/5557	89*/168
			АТ-3	125	220/110/10	314/3464	68/0	22/0	282/5557	90*/160
		ПС 110 кВ
	490	Ясная (аб.)	Т-1	60	110/10	309,3	61	20	137	44
			Т-2	63	110/10	317	76	24	137	43

* - без учета аварийных режимов в прилегающей сети.

Из представленных данных видно, что в электрических сетях г.о. Реутов трансформаторы не перегружаются при аварийной ситуации, но автотрансформаторы на ПС 220/110 кВ Восточная перегружаются со стороны НН.

г.о. Рошаль.

На территории г.о. Рошаль расположены 1 подстанция напряжением 35-110 кВ, находящаяся на балансе ОАО "МОЭСК", общей установленной мощностью 40 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 2 шт. общей мощностью 40 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанции ОАО "МОЭСК" г.о. Рошаль.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанции ОАО "МОЭСК" г.о. Рошаль

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	86	Рошаль	Т-1	20	110/35/6	1965	48
			Т-2	20	110/35/6	1971	42

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанции г.о. Рошаль в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	86	Рошаль	Т-1	20	110/35/6	105	45	43	71	68
			Т-2	20	110/35/6	105	27	25	71	68

Из представленных данных видно, что в электрических сетях г.о. Рошаль трансформаторы не перегружаются при аварийной ситуации.

г.о. Фрязино.

На территории г.о. Фрязино расположена 1 подстанция напряжением 35-110 кВ, находящаяся на балансе ОАО "МОЭСК", общей установленной мощностью 120 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 3 шт. общей мощностью 120 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанции ОАО "МОЭСК" г.о. Фрязино.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанции ОАО "МОЭСК" г.о. Фрязино

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	206	Фрязино	Т-1	40	110/10/10	1991	21
			Т-2	40	110/10/10	1974	38
			Т-3	40	110/35/10	1994	18

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанции г.о. Фрязино в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	206	Фрязино	Т-1	40	110/10/10	200	139	70	320	160
			Т-2	40	110/10/10	200	181	90	320	160
			Т-3	40	110/35/10	200	42	21	363	116

Из представленных данных видно, что в электрических сетях г.о. Фрязино трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на ПС 110 кВ Фрязино (загрузка Т-1 и Т-2 - 160%, Т-3 - 116%).

г.о. Черноголовка.

На территории г.о. Черноголовка расположена 1 подстанция напряжением 35-110 кВ, находящаяся на балансе ОАО "МОЭСК", общей установленной мощностью 40 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 2 шт. общей мощностью 40 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанции ОАО "МОЭСК" г.о. Черноголовка

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанции ОАО "МОЭСК" г.о. Черноголовка

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	579	Черноголовка	Т-1	20	110/35/10	1966	47
			Т-2	20	110/35/10	1966	47

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанции г.о. Черноголовка в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	579	Черноголовка	Т-1	20	110/35/10	105	52	49	121	115
			Т-2	20	110/35/10	105	69	66	121	115

Из представленных данных видно, что в электрических сетях г.о. Черноголовка трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на ПС 110 кВ Черноголовка (115%).

Шатурский м.р.

На территории Шатурского м.р. расположено 18 подстанций (включая тяговые ПС) напряжением 35-110 кВ, находящихся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Ботино, ПС 110 кВ Мишеронь, ПС 110 кВ Радовицкий Мох, ПС 110 кВ Спортивная, ПС 35 кВ Бакшеево, ПС 35 кВ Долгуша, ПС 35 кВ Керва, ПС 35 кВ Коробово, ПС 35 кВ Крушина, ПС 35 кВ Поля-Насосная, ПС 35 кВ Поселок, ПС 35 кВ Пышлицы, ПС 35 кВ Спартак, ПС 35 кВ Туголес, ПС 35 кВ Черусти, ПС 35 кВ Шатура-Город;

- иных собственников (тяговые подстанции): ПС 110 кВ Кривандино (ж.д.), ПС 110 кВ Черусти тяг. (ж.д.).

Общая установленная мощность 303,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 12 шт. суммарной мощностью 228,6 МВА;

35 кВ - 24 шт. общей мощностью 74,7 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 16 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 222,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 8 шт. суммарной мощностью 147,6 МВА;

35 кВ - 24 шт. общей мощностью 74,7 МВА.

На территории Шатурского м.р. находится Шатурская ГРЭС (ГРЭС-5), осуществляющая выдачу мощности на напряжении 220-110 кВ.

Установленная мощность Шатурской ГРЭС (ГРЭС-5) - 1493,4 МВт. Выдача мощности ГРЭС-5 осуществляется:

- в сеть 220 кВ по 6-ти ВЛ 220 кВ: ВЛ 220 кВ Шатура-Нежино-1, 2, ВЛ 220 кВ Шатура-Пески, ВЛ 220 кВ Шатура-Крона, ВЛ 220 кВ Шатура-Шибаново;

- в сеть 110 кВ по 9-ти ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Шатура-Экситон, ВЛ 110 кВ Шатура-Дулево, ВЛ 110 кВ Шатура-Гребчиха, ВЛ 110 кВ Шатура-Спортивная Южная, ВЛ 110 кВ Шатура-Спортивная Северная, ВЛ 110 кВ Рошаль Восточная, ВЛ 110 кВ Рошаль-Западная, ВЛ 110 кВ Шатура-Кривандино, ВЛ 110 кВ Шатура-Бруски.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Шатурского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Шатурского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	818	Ботино	Т-1	25	110/35/10	1984	29
			Т-2	25	110/35/10	1984	29
	819	Мишеронь	Т-1	10	110/10	1982	31
			Т-2	10	110/10	1982	31
	693	Радовицкий Мох	Т-1	6,3	110/6	1972	41
			Т-2	6,3	110/6	1972	41
	817	Спортивная	Т-1	25	110/35/10	1979	34
			Т-2	40	110/35/10	1982	31
		ПС 35 кВ
	746	Бакшеево	Т-1	2,5	35/10	1971	42
			Т-2	2,5	35/10	1971	42
	149	Долгуша	Т-1	1,8	35/3	1964	49
			Т-2	1,8	35/3	1959	54
	31	Керва	Т-1	1,8	35/3	1951	62
			Т-2	1,8	35/3	1951	62
	349	Коробово	Т-1	5,6	35/10	1976	37
			Т-2	4	35/10	1976	37
	81	Крушина	Т-1	4	35/10	1989	24
			Т-2	4	35/10	1987	26
	234	Поля-Насосная	Т-1	3,2	35/10	1966	47
			Т-2	4	35/10	1979	34
	39	Поселок	Т-1	3,2	35/6	1977	36
			Т-2	3,2	35/6	1962	51
	623	Пышлицы	Т-1	4	35/10	1976	37
			Т-2	3,2	35/10	1997	16
	553	Спартак	Т-1	1,8	35/10	1988	25
			Т-2	1,8	35/10	1988	25
	141	Туголес	Т-1	1,8	35/3	1967	46
			Т-2	1,8	35/3	1967	46
	170	Черусти	Т-1	1,8	35/6	1977	36
			Т-2	3,2	35/6	1979	34
	123	Шатура-Город	Т-1	5,6	35/6	1969	44
			Т-2	6,3	35/6	1972	41

Также на территории Шатурского м.р. находятся тяговые подстанции напряжением 110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговых подстанциях Шатурского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговых подстанциях Шатурского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
	451	Кривандино (ж.д.)	Т-1	15	110/10	н.д.	н.д.
			Т-2	16	110/10	н.д.	н.д.
	452	Черусти тяг. (ж.д.)	Т-1	25	110/10	н.д.	н.д.
			Т-2	25	110/10	н.д.	н.д.

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Шатурского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	818	Ботино	Т-1	25	110/35/10	125,5	70	56	102	81
			Т-2	25	110/35/10	125,5	31	25	102	81
	451	Кривандино (ж.д.)	Т-1	15	110/10	78,6	0	0	50	66
			Т-2	16	110/10	80,3	50	62	50	62
	819	Мишеронь	Т-1	10	110/10	50,2	6	12	12	23
			Т-2	10	110/10	50,2	6	11	12	23
	693	Радовицкий Мох	Т-1	6,3	110/6	31,6	4	13	7	21
			Т-2	6,3	110/6	31,6	3	8	7	21
	817	Спортивная	Т-1	25	110/35/10	125	52	41	86	68
			Т-2	40	110/35/10	220	34	15	86	39
	452	Черусти тяг. (ж.д.)	Т-1	25	110/10	125,5	0	0	40	32
			Т-2	25	110/10	125,5	40	32	40	32
		ПС 35 кВ
	746	Бакшеево	Т-1	2,5	35/10	41,2	10	24	15	36
			Т-2	2,5	35/10	41,2	5	12	15	36
	149	Долгуша	Т-1	1,8	35/3	33	0	0	5	16
			Т-2	1,8	35/3	33	5	16	5	16
	31	Керва	Т-1	1,8	35/3	33	19	58	19	58
			Т-2	1,8	35/3	33	0	0	19	58
	349	Коробово	Т-1	5,6	35/10	102,5	30	29	52	54
			Т-2	4	35/10	66	23	34	52	75
	81	Крушина	Т-1	4	35/10	66	18	27	25	37
			Т-2	4	35/10	66	7	10	25	37
	234	Поля-Насосная	Т-1	3,2	35/10	58,5	38	64	38	64
			Т-2	4	35/10	66	0	0	38	57
	39	Поселок	Т-1	3,2	35/6	58,6	0	0	50	86
			Т-2	3,2	35/6	58,6	50	86	50	86
	623	Пышлицы	Т-1	4	35/10	66	20	31	38	57
			Т-2	3,2	35/10	58	17	30	38	65
	553	Спартак	Т-1	1,8	35/10	33	14	43	24	73
			Т-2	1,8	35/10	33	10	30	24	73
	141	Туголес	Т-1	1,8	35/3	33	26	77	26	77
			Т-2	1,8	35/3	33	0	0	26	77
	170	Черусти	Т-1	1,8	35/6	33	0	0	40	122
			Т-2	3,2	35/6	58,6	40	69	40	69
	123	Шатура-Город	Т-1	5,6	35/6	102,5	14	14	57	53
			Т-2	6,3	35/6	115,5	42	37	57	50

Из представленных данных видно, что в электрических сетях Шатурского м.р. на ПС 35 кВ Черусти трансформатор Т-1 перегружается при аварийной ситуации (загрузка Т-1 - 122%).

Щелковский м.р.

На территории Щелковского м.р. расположено 12 подстанций напряжением 35-110 кВ находящиеся на балансе ОАО "МОЭСК":

ПС 110 кВ Аленино, ПС 110 кВ Гребнево, ПС 110 кВ Жегалово, ПС 110 кВ Орбита, ПС 110 кВ Райки, ПС 110 кВ Щелково, ПС 110 кВ Юдино, ПС 35 кВ Горелово, ПС 35 кВ Городищи, ПС 35 кВ Соколовская, ПС 35 кВ Фряново, ПС 35 кВ Чкаловская.

Общая установленная мощность 536,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 17 шт. суммарной мощностью 477,5 МВА;

35 кВ - 14 шт. общей мощностью 58,8 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Щелковского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Щелковского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	271	Аленино	Т-1	7,5	110/35/6	1950	63
			Т-2	10	110/35/6	1963	50
	730	Гребнево	Т-1	40	110/35/10	1974	39
			Т-2	40	110/35/10	1974	39
	705	Жегалово	Т-1	25	110/35/10	1973	40
			Т-2	25	110/35/10	1977	39
			Т-3	40	110/10/10	2007	6
			Т-4	40	110/10/10	2007	6
	742	Орбита	Т-1	40	110/35/6	1974	39
			Т-2	40	110/35/6	1974	39
			Т-3	40	110/35/6	1975	38
	83	Райки	Т-1	25	110/10/6	1973	40
			Т-2	25	110/10/6	1975	38
	47	Щелково	Т-1	20	110/35/6	1966	47
			Т-2	20	110/35/6	1991	22
	650	Юдино	Т-1	20	110/35/10	1968	45
			Т-2	20	110/35/10	1968	45
		ПС 35 кВ
	226	Горелово	Т-1	1	35/6	1962	51
			Т-2	1	35/6	1957	56
			Т-3	3,2	35/10	2012	1
	8	Городищи	Т-1	6,3	35/6	1967	46
			Т-2	5,6	35/6	1934	79
			Т-3	1,0	35/6	1939	74
	261	Соколовская	Т-1	5,6	35/6	1964	49
			Т-2	5,6	35/6	1971	42
			Т-3	6,3	35/6	1975	38
	30	Фряново	Т-2	5,6	35/6	1955	58
			Т-3	5,6	35/6	1963	50
			Т-4	3,2	35/10	1953	60
	115	Чкаловская	Т-1	3,2	35/6	1956	57
			Т-3	5,6	35/6	2000	13

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Щелковского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	271	Аленино	Т-1	7,5	110/35/6	39,4	0	0	20	50
			Т-2	10	110/35/6	55,5	20	36	20	36
	730	Гребнево	Т-1	40	110/35/10	200,8	130	65	212	105
			Т-2	40	110/35/10	200,8	82	41	212	105
	705	Жегалово	Т-1	25	110/35/10	125,5	142	113	261	208
			Т-2	25	110/35/10	125,5	119	95	261	208
			Т-3	40	110/10/10	200,8	18	9	32	16
			Т-4	40	110/10/10	200,8	14	7	32	16
	742	Орбита	Т-1	40	110/35/6	201	45	23	110	55
			Т-2	40	110/35/6	201	65	32	110	55
			Т-3	40	110/35/6	201	0	0	1	0
	83	Райки	Т-1	25	110/10/6	125,5	27	22	86	69
			Т-2	25	110/10/6	125,5	59	47	86	69
	47	Щелково	Т-1	20	110/35/6	110	0	0	99	90
			Т-2	20	110/35/6	110	99	90	99	90
	650	Юдино	Т-1	20	110/35/10	100,5	26	26	94	93
			Т-2	20	110/35/10	100,5	68	67	94	93
		ПС 35 кВ
	226	Горелово	Т-1	1	35/6	18,5	15	80	15	80
			Т-2	1	35/6	18,5	0	0	15	80
			Т-3	3,2	35/10	115,5	80	69	80	69
	8	Городищи	Т-1	6,3	35/6	104	50	48	97	87
			Т-2	5,6	35/6	102,5	47	46	97	102
			Т-3	1,0	35/6	18	0	0	0	0
	261	Соколовская	Т-1	5,6	35/6	102,5	65	63	103	101
			Т-2	5,6	35/6	102,5	71	69	103	101
			Т-3	6,3	35/6	115,5	70	61	109	95
	30	Фряново	Т-2	5,6	35/6	102,5	21	20	48	47
			Т-3	5,6	35/6	102,5	27	27	48	47
			Т-4	3,2	35/10	58,6	49	84	147	84
	115	Чкаловская	Т-1	3,2	35/6	58,6	33	57	56	96
			Т-3	5,6	35/6	102,5	23	22	56	55

Из представленных данных видно, что в электрических сетях Щелковского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 2 подстанциях: ПС 110 кВ Гребнево (105%) и ПС 110 кВ Жегалово (208%). Причем на ПС Жегалово Т-1 в нормальном режиме загружен на 113%.

г.о. Электрогорск.

На территории г.о. Электрогорск расположена ГРЭС-3, осуществляющая выдачу мощности на напряжении 220-110 кВ.

Установленная мощность ГРЭС-3 - 532,3 МВт. Выдача мощности данной станции производится:

- в сеть 220 кВ по четырем ВЛ 220 кВ: ВЛ 220 кВ Классон-Стачка, ВЛ 220 кВ Электрогорская 1, 2, ВЛ 220 кВ Классон-Дальняя;

- в сеть 110 кВ по четырем ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Боровое-Классон, ВЛ 110 кВ Классон-Демихово, ВЛ 110 кВ Городок-ГРЭС-3, ВЛ 110 кВ Классон-Водовод.

г.о. Электросталь.

На территории г.о. Электросталь расположены 4 подстанции (включая абонентские ПС) напряжениями 35-110 кВ находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Дуговая, ПС 110 кВ Затишье, ПС 110 кВ Электросталь;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Прокат.

Общая установленная мощность 610 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 14 шт. суммарной мощностью 610 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 3 подстанции 35-110 кВ, установленной мощностью 484 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 12 шт. суммарной мощностью 484 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Электросталь.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Электросталь

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	340	Дуговая	Т-1	40,5	110/35/6	1962	51
			Т-2	40,5	110/35/6	1965	48
			Т-3	63	110/6/6	1964	49
			Т-4	63	110/6/6	1962	51
	297	Затишье	Т-1	20	110/6	1951	62
			Т-2	20	110/6	1951	62
			Т-3	40	110/6/6	1973	40
			Т-4	40	110/6/6	1973	40
	130	Электросталь	Т-1	40	110/35/6	1967	46
			Т-2	45	110/35/6	1964	49
			Т-3	40	110/35/6	1991	22
			Т-4	32	110/35	1949	64

Также на территории г.о. Электросталь находится одна абонентская подстанция напряжением 110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентской подстанции г.о. Электросталь.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентской подстанции г.о. Электросталь

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
	753	Прокат (аб.)	Т-1	63	110/6	н.д.	н.д.
			Т-2	63	110/6	н.д.	н.д.

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Электросталь в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, I ном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		ПС 110 кВ
	340	Дуговая	Т-1	40,5	110/35/6	208,8	53	25	79	38
			Т-2	40,5	110/35/6	213	27	13	79	37
			Т-3	63	110/6/6	316	98	31	189	60
			Т-4	63	110/6/6	316	90	29	189	60
	297	Затишье	Т-1	20	110/6	105	36	34	88	84
			Т-2	20	110/6	105	52	50	88	84
			Т-3	40	110/6/6	173,1	74	43	123	71
			Т-4	40	110/6/6	171,1	49	29	123	72
	753	Прокат (аб.)	Т-1	63	110/6	316,3	44	14	102	32
			Т-2	63	110/6	316,3	58	18	102	32
	130	Электросталь	Т-1	40	110/35/6	200,8	72	36	175	87
			Т-2	45	110/35/6	236	102	43	175	74
			Т-3	40	110/35/6	200,8	117	58	117	58
			Т-4	32	110/35	181	0	0	112	62

Из представленных данных видно, что в электрических сетях г.о. Электросталь трансформаторы не перегружаются при аварийной ситуации.

Также на территории Восточных сетей находятся абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 35 кВ:

ПС 35 кВ

1. ПС N 804 Береговая (аб.);

2. ПС N 743 Космос (аб.);

3. ПС N 60 Литейная 2 (аб.);

4. ПС N 389 Малиново (ж.д.);

5. ПС N 638 Новая (аб.);

6. ПС N 492 Отвалы (аб.);

7. ПС N 471 Песочная (аб.);

8. ПС N 457 Пластмасс (аб.);

9. ПС N 449 Речицы (ж.д.);

10. ПС N 92 Салтыковка (ж.д.);

11. ПС N 639 Семиславка (аб.);

12. ПС N 338 ЦРП 1 (аб.);

13. ПС N 135 ЦРП 2 (аб.);

14. ПС N 241 ЦРП 3 (аб.);

15. ПС N 402 Черкассы (аб.);

16. ПС N 58 Щелково (ж.д.).

И подстанции, которые принадлежат иным собственникам:

ПС 110 кВ

1. ПС N 784 Лента;

2. ПС N 41 Лужки;

3. ПС N 573 Роща;

ПС 35 кВ

1. ПС N 3 Литейка 1 сб;

2. ПС N 200 Туголес 3;

Таким образом, на территории ВЭС находятся:

1. 1 ПС 500 кВ;

2. 9 ПС 220 кВ;

3. 123 ПС 110 кВ;

4. 74 ПС 35 кВ.

В таблице представлены данные по ЛЭП 35-110-220 кВ, проходящих по территории Восточных электрических сетей на 2012 г.

Характеристика ЛЭП 35-110-220-500 кВ, проходящих по территории Восточных электрических сетей Московской энергосистемы на 2012 г.

Наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Допустимый ток по проводу I доп, А		Допустимый ток линии I доп*(1), А		Протяженность линии, км	Год постройки/реконструкции	Срок службы	Территория прохождения ЛЭП
		t = -5°С	t = +25°С	t = -5°С	t = +25°С
ВЛ 500 кВ (МЭС Центра)
ВЛ 500 кВ Трубино - Владимирская	3хАС 480	-	-	2000	1900	159,34 (уч. ВЛ Моск. ПМЭС-81, 64)	1956	57	Щелковский м.р., Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р., Орехово-Зуевский м.р., Владимирская обл.
ВЛ 500 кВ Ногинск - Владимирская	3хАС 480	-	-	2000	2000	117,17 (уч. ВЛ Моск. ПМЭС-39, 67)	1955	58	Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р., Орехово-Зуевский м.р., Владимирская обл.
ВЛ 500 кВ Ногинск - Чагино	3хАС 330	-	-	2000	2000	51,12	1958	55	Ногинский м.р., г.о. Железнодорожный, Раменский м.р., г. Москва
ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС - Трубино	3хАС 500	-	-	2000	1900	87,4	1973	40	Щелковский м.р., г.о. Ивантеевка, Сергиево-Посадский м.р., Владимирская обл.
КВЛ 500 кВ Ногинск - Бескудниково	3хАС 330 3хАС 400, EeXeCeWgr 1*2500	-	-	2000	2000	77,68	1956/2000	57	Ногинский м.р., Щелковский м.р., г.о. Ивантеевка, Пушкинский м.р., Мытищинский м.р., г. Москва
ВЛ 220 кВ (МЭС Центра)
ВЛ 220 кВ Ярцево - Дальняя	АС-400/93	-	-	1000	825	57,9	1972	41	Ногинский м.р., Сергиево-Посадский м.р., Владимирская обл.
ВЛ 220 кВ Пески - Федино	АС-400/51, АС-400/93	-	-	1064	825	17,85	1959	54	Воскресенский м.р.
ВЛ 220 кВ Пески - Голутвин	АС-400/51, АС-400/93	-	-	1064	825	24,84	1980	33	Коломенский м.р., Воскресенский м.р.
ВЛ 220 кВ Классон-Стачка	АС-400/51	-	-	1064	825	18,92	1987	26	Павлово-Посадский м.р., Орехово-Зуевский м.р., г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 220 кВ Классон - Дальняя	АС-400/51, АС-400/64	-	-	1064	825	43,8	1959	54	Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 220 кВ Шатура - Шибаново	АС-400/51	-	-	1073	825	40,87	1978	35	Шатурский м.р., Орехово-Зуевский м.р., г.о. Орехово-Зуево, Павлово-Посадский м.р., Ногинский м.р.
ВЛ 220 кВ Шатура - Ногинск 2-х цепная	АС-400/51	-	-	1073	825	42,17	1978	35	Шатурский м.р., Орехово-Зуевский м.р., г.о. Орехово-Зуево, Павлово-Посадский м.р., Ногинский м.р.
ВЛ 220 кВ Шибаново - Нежино	АС-400/51, АС-400/64, АС-400/93	-	-	1073	825	37	1959	54	Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р., Орехово-Зуевский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 220 кВ Стачка - Шибаново	АС-400/51, АСУ-400	-	-	1064	825	47,4	1977	36	Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р., Орехово-Зуевский м.р., г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 220 кВ Ногинск - Шибаново 2-х цепная	АС-400/51	-	-	1064	825	7,7	1978	35	Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 220 кВ Ногинск - Дальняя	АС-400/93	-	-	1064	825	35,8	1963	50	Ногинский м.р.
ВЛ 220 кВ Электрогорская 1	АС-400/51, АС-400/93	-	-	1064	825	25,6	1963	50	Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 220 кВ Электрогорская 2	АС-400/51	-	-	1064	825	28,3	1959	54	Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 220 кВ Голутвин - Осетр	АС-400/64	-	-	1064	825	37,43	1988	25	Коломенский м.р., Луховицкий м.р., Зарайский м.р.
ВЛ 220 кВ Кашира - Голутвин	н/д	-	-	1064	825	54,5	1977	36	Коломенский м.р., Озерский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 220 кВ Кашира - Федино	АС-400/51	-	-	1064	825	72,18	1976	37	Воскресенский м.р., Коломенский м.р., Озерский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 220 кВ Шатура - Крона	АС-400/51	-	-	1073	825	53,22	1980	33	Шатурский м.р., Егорьевский м.р.
ВЛ 220 кВ Шатура - Пески	АС-400/51	-	-	1073	825	81,69	1984	29	Воскресенский м.р., Коломенский м.р., Егорьевский м.р.
ВЛ 220 кВ Крона - Пески	АС-400/51	-	-	1064	825	33,4	1980	33	Воскресенский м.р., Коломенский м.р., Егорьевский м.р., Шатурский м.р.
ВЛ 220 кВ Шатура - Нежино 1	АС-400/51, АС-400/93	-	-	1064	825	68,83	1971	42	Шатурский м.р., Орехово-Зуевский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 220 кВ Шатура - Нежино 2	АС-400/51, АС-400/93	-	-	1064	825	68,83	1971	42	Шатурский м.р., Орехово-Зуевский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 220 кВ Нежино - Федино	АС-400/93	-	-	916	710	38,7	1959	54	Воскресенский м.р., Орехово-Зуевский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 220 кВ Михайлов - Осетр	АС-400/51	-	-	1064	825	24,84	1959	54	Зарайский м.р., Рязанская обл.
ВЛ 220 кВ
ВЛ 220 кВ Баскаково - Восточная	АСУ-400	1064	825	1000	825	1,90	1946/2005	67	г.о. Реутов, г. Москва
ВЛ 220 кВ Горенки - Восточная	АСО-400	1064	825	1000	825	6,50	1976/2008	37	г.о. Реутов, г.о. Балашиха
ВЛ 220 кВ Жулебино - Восточная	АСО-400 АСО-500	1064 1219	825 945	1000	825	2,00	1946/2010	67	г.о. Реутов, г. Москва
ВЛ 220 кВ Ново-Софрино Трубино	АСО-400 МП-240	1064 980	825 760	600	600	3,30	1936/2007	77	Щелковский м.р., г.о. Ивантеевка, Пушкинский м.р.
ВЛ 220 кВ Ногинск - Руднево	АС-400	1064	825	980	760	40,90	1956/2010	57	Ногинский м.р., Раменский м.р., г. Москва
ВЛ 220 кВ Руднево - Восточная	АСО-400	1064	825	1000	825	3,60	1955/2004	58	г.о. Реутов, г. Москва
ВЛ 220 кВ Трубино - Горенки	АСО-400, МП-240	1064 980	825 760	980	760	31,00	1976/2008	37	г.о. Ивантеевка, Щелковский м.р., г.о. Балашиха, г.о. Реутов
ВЛ 220 кВ Цаги - Ногинск	АС-400	1064	825	600	600	34,40	1959/2007	54	г.о. Железнодорожный, Ногинский м.р., Раменский м.р., г.о. Жуковский, г. Москва
ВЛ 220 кВ Цаги - Руднево	АСО-400	1064	825	1000	825	16,90	1959/2004	54	г.о. Железнодорожный, Раменский м.р., г.о. Жуковский, г. Москва
ВЛ 220 кВ Цагинская 1	АСО-400	1064	825	600	600	20,8	1969/2003	44	Раменский м.р.
ВЛ 220 кВ Цагинская 2	АСО-400	1064	825	600	600	20,8	1969/2004	44	Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ Авсюнино - Вокзальная	АС-150	580	450	400	400	17,89	1989/2005	24	Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 110 кВ Анциферово - Нежино 1	АС-150	580	450	580	450	15,09	1990/2006	23	Орехово-Зуевский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Анциферово - Нежино 2	АС-150	580	450	580	450	15,09	1990/2006	23	Орехово-Зуевский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Бакунино - Голутвин	М-70	435	337	435	337	13,0	1930/2001	83	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Бакунино - Суворово	М-70	435	337	435	337	12,8	1930/2002	83	Коломенский м.р., Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Белоомут - Есенино	АС-120	503	390	503	390	9,9	1952/2008	61	Луховицкий м.р., Рязанская обл.
ВЛ 110 кВ Берендино - Егорьевск	АС-150 М-95	580 544	450 422	400	400	17,7	1932/2007	81	Воскресенский м.р., Егорьевский м.р.
ВЛ 110 кВ Боровое - Городок	АС-150	580	450	580	450	8,8	1980/2009	33	Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Боровое - Классон	МГ-95	544	422	544	422	14,9	1957/2007	56	Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р., г.о. Электрогорск
ВЛ 110 кВ Бронницы - Виноградово с отп. на ПС Фаустово	АС-120	503	390	503	390	15,0	1961/2005	52	Воскресенский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Бронницы - Старт с отп. на ПС Фаустово	АС-120	503	390	503	390	14,02	1961/2005	52	Воскресенский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Бруски - Егорьевск	АС-300	916	710	630	630	11,49	1929/2010	84	Егорьевский м.р.
ВЛ 110 кВ Булгаково - Кудиново	АС-150	580	450	580	450	5,5	1971/2002	42	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Булгаково - Шульгино	АС-150	580	450	580	450	10,6	1985/2004	28	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Вешняковская С резерв	М-95 АС-150	580	450	-	-	1,2	1946/2010	67	г.о. Реутов, г.о. Балашиха
ВЛ 110 кВ Вешняковская Ю резерв	М-95 АС-150	580	450	-	-	1,2	1946/2010	67	г.о. Реутов, г.о. Балашиха
ВЛ 110 кВ Водовод - Усад	АС-150	580	450	580	450	1,3	1986/2010	27	Орехово-Зуевский м.р., Владимирская обл.
ВЛ 110 кВ Вокзальная - Куровская	АС-150	580	450	300	300	10,13	1988/2005	25	Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 110 кВ Восточная - Некрасовка с отп. на ПС N 490 Ясная	М-95 АС-150	544 580	422 450	544	422	13,4	1946/2006	67	г.о. Реутов, г. Москва
ВЛ 110 кВ Гавриловская - Алпатьево	АС-150	580	450	580	450	5,9	1959/2008	54	Луховицкий м.р.
ВЛ 110 кВ Голутвин - Бочманово 1 с отп. на ПС Сосны	АС-150	580	450	580	450	9,05	1974/2006	39	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Голутвин - Бочманово 2 с отп. на ПС Сосны	АС-150	580	450	580	450	9,05	1974/2006	39	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Голутвин - Городна	АС-150	580	450	580	450	22,1	1959/2005	54	Коломенский м.р., Луховицкий м.р.
ВЛ 110 кВ Голутвин - Ива	АС-150	580	450	580	450	30,9	1959/2005	54	Коломенский м.р., Луховицкий м.р.
ВЛ 110 кВ Голутвин - Митяево 1	АС-150	580	450	580	450	13,6	1977/2004	36	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Голутвин - Митяево 2	АС-150	580	450	580	450	13,3	1977/2004	36	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Голутвин - Рубин	М-95	544	422	544	422	27,90	1929/2007	84	Коломенский м.р., Озерский м.р.
ВЛ 110 кВ Городна - Луховицы	АС-150	580	450	580	450	18,4	1959/2008	54	Луховицкий м.р.
ВЛ 110 кВ Городок - ГРЭС-3	МГ-95	544	422	484	375	17,3	1957/2004	56	Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Гребнево - Орбита	АС-150	580	450	580	450	13,4	1971/2010	42	Щелковский м.р.
ВЛ 110 кВ Гребнево - Райки	АС-150	580	450	580	450	8,5	1971/2010	42	Щелковский м.р.
ВЛ 110 кВ Гребнево - Щелково	АС-120	503	390	503	390	0,8	1980/2005	33	Щелковский м.р.
ВЛ 110 кВ Гуслица - Анциферово	АС-150	580	450	580	450	9,78	1989/2008	24	Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 110 кВ Двойня - Бережки	АС-150	580	450	580	450	15,09	1994/2006	19	Егорьевский м.р.
ВЛ 110 кВ Демихово - Шарово	АС-150	580	450	580	450	8,9	1969/2007	44	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Дулево-Ликино	МГ-95	544	422	544	422	9,5	1972/2005	41	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Дятлово - Узуново	АС-150	580	450	580	450	23,4	1987/2007	26	Зарайский м.р., Серебряно-Прудский м.р.
ВЛ 110 кВ Егорьевск - Бережки	АС-150	580	450	400	400	9,83	1994/2008	19	Егорьевский м.р.
ВЛ 110 кВ Егорьевск - Сирена	АС-150 МГ-95	544 580	422 450	544	422	3,2	1932/2007	81	Егорьевский м.р.
ВЛ 110 кВ Запутная - Мисцево	АС-150	580	450	580	450	13,64	1988/2003	25	Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 110 кВ Затишье - Павлово 1	АС-150	580	450	580	450	12,3	1957/2010	56	г.о. Электросталь, Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Затишье - Павлово 2	АС-150	580	450	580	450	12,2	1957/2010	56	г.о. Электросталь, Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Затишье - Северная	АС-150	580	450	580	450	7	1956/2009	57	г.о. Электросталь, Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Затишье - Южная	АС-150	580	450	580	450	7,1	1956/2009	57	г.о. Электросталь, Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Измайловская 1	МГ-95	544	422	544	422	1,46	1938/2005	75	г.о. Реутов, г. Москва
ВЛ 110 кВ Измайловская 2	МГ-95	544	422	544	422	1,46	1938/2005	75	г.о. Реутов, г. Москва
ВЛ 110 кВ Истомкино - Глухово	АС-150	580	450	300	300	7,5	1971/2008	42	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Истомкино - Захарово	АС-150	580	450	300	300	10,7	1971/2008	42	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Истомкино-Кашино с отп. на ПС N 333 Ельня	АС-150	580	450	580	450	17,2	1972/2010	41	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Истомкино - Монино	АС-150	580	450	580	450	19,1	1991/2010	22	Ногинский м.р., г.о. Лосино-Петровский
ВЛ 110 кВ Истомкинская 1	АС-240	780	605	600	600	6,3	1991/2005	22	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Истомкинская 2	АС-240	780	605	600	600	6,3	1991/2005	22	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Карьер - Непецино	АС-150	580	450	580	450	12,7	2012	1	Воскресенский м.р., Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Карьер - Суворово	АС-150	580	450	580	450	2,2	2012	1	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Кашино - Дроздово	АС-150	580	450	580	450	17,2	1994/2004	19	Ногинский м.р., г.о. Балашиха
ВЛ 110 кВ Кашира - Клишино	АС-150	580	450	580	450	9,80	1990/2003	23	Озерский м.р., Каширский м.р.
ВЛ 110 кВ Кашира - Малино	АС-150	580	450	580	450	26,9	2012	1	Озерский м.р., Каширский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ Кашира - Озеры	АС-240	780	605	600	600	9,50	1990/2003	23	Озерский м.р., Каширский м.р.
ВЛ 110 кВ Классон - Водовод	АС-150	580	450	484	375	23,1	1989/2008	24	г.о. Электрогорск, Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 110 кВ Классон - Демихово	АС-120	503	390	484	375	21,2	1953/2007	60	г.о. Электрогорск, Орехово-Зуевский м.р., г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Клепики-Мох	АС-150	580	450	503	390	1,53	1972/2005	41	Шатурский м.р., Рязанская обл.
ВЛ 110 кВ Клишино - Зарайск	АС-240	780	605	600	600	22,1	1994/2007	19	Озерский м.р., Зарайский м.р.
ВЛ 110 кВ Коломна - Голутвин 1	АС-185	658	510	580	450	6,3	1995/2008	18	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Коломна - Голутвин 2	АС-185	658	510	580	450	6,3	1995/2008	18	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Коломна-Чанки	М-95	544	422	544	422	3,80	1929/2007	84	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Краматорская 1	АС-150	580	450	580	450	4,5	1955/2004	58	г.о. Электросталь, Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Краматорская 2	АС-150	580	450	580	450	4,5	1955/2004	58	г.о. Электросталь, Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка	АС-150 М-95	580 544	450 422	544	422	40,3	2012	1	Коломенский м.р., Озерский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ Кудиново - Минеральная с отп. на ПС N 100 Купавна и ПС N 640 Агат	АС-150	580	450	580	450	29,1	1971/2006	42	Ногинский м.р., г.о. Железнодорожный, Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Кудиново - Шульгино	АС-150	580	450	580	450	5,6	1960/2004	53	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Кудиново - Электроугли	АС-150	580	450	580	450	1,4	1971/2004	42	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Куровская - Анциферово	АС-150	580	450	580	450	13,06	1991/2008	22	Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 110 кВ Куровская - Гуслица	АС-150	580	450	580	450	6,0	1989/2008	24	Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 110 кВ Кучинская с отп. на ПС N 490 Ясная	М-95 АС-150	544 580	422 450	544	422	11,6	1946/2002	67	г.о. Реутов, г.о. Балашиха
ВЛ 110 кВ Ларино - Алпатьево	АС-150	580	450	580	450	21,1	1959/2005	54	Луховицкий м.р.
ВЛ 110 кВ Ларино - Гавриловская	АС-150	580	450	580	450	25,2	1959/2005	54	Луховицкий м.р.
ВЛ 110 кВ Ларино-Ива	АС-150	580	450	580	450	10,8	1959/2005	54	Луховицкий м.р.
ВЛ 110 кВ Ликино - Экситон	МГ-95	544	422	544	422	19,0	1987/2008	26	г.о. Орехово-Зуево, Орехово-Зуевский м.р., Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Ловцы - Белоомут	АС-150	580	450	580	450	14,8	1952/2006	61	Луховицкий м.р.
ВЛ 110 кВ Ловцы - Радовицы	АС-120	503	390	400	390	34,04	1952/2007	61	Луховицкий м.р., Егорьевский м.р.
ВЛ 110 кВ Лопатино - Берендино	АС-150	580	450	400	400	15,5	1964/2008	49	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Лопатино - Комплекс 1	АСК-150	580	450	500	450	2,6	1976/2006	37	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Лопатино - Комплекс 2	АСК-150	580	450	500	450	2,6	1976/2006	37	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кв Луховицы - Ларино	АС-150	580	450	580	450	8,4	1959/2008	54	Луховицкий м.р.
ВЛ 110 кВ Макеево - Житово	АС-120	503	390	503	390	9,6	1988/2008	25	Зарайский м.р., Рязанская обл.
ВЛ 110 кВ Макеево - Маслово	АС-120	503	390	300	300	16,2	1931/2008	82	Зарайский м.р.
ВЛ 110 кВ Малаховка-Минеральная с отп. на ПС N 448 Овражки	АС-150	580	450	580	450	10,4	1925/2005	88	г.о. Железнодорожный, Люберецкий м.р.
ВЛ 110 кВ Минеральная - Некрасовка	АС-150 М-95	580 544	450 422	544	422	7,1	1929/2005	84	г.о. Железнодорожный, г. Москва
ВЛ 110 кВ Минеральная - Прогресс	АС-150 М-95	580 544	450 422	544	422	4,8	1925/2004	88	г.о. Железнодорожный
ВЛ 110 кВ Мисцево - Куровская	АПС-150	580	450	580	450	11,98	1990/2005	23	Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 110 кВ Митяево - Дизель 1	АС-150	580	450	580	450	1,1	1988/2007	25	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Митяево - Дизель 2	АС-150	580	450	580	450	1,1	1988/2007	25	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Мишеронь - Ундол с отп. на ПС Копнино	АС-120 АС-150	503 580	390 450	503	390	21,9	1983/2003	30	Шатурский м.р., Владимирская обл.
ВЛ 110 кВ Нежино - Бисерово 1	АС-150	580	450	580	450	9,33	1979/2008	34	Воскресенский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Нежино - Бисерово 2	АС-150	580	450	580	450	9,33	1979/2008	34	Воскресенский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Нежино - Виноградово	АС-150	580	450	580	450	25,13	1969/2008	44	Воскресенский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Нежино-Гжель	АС-150	580	450	580	450	8,4	1988/2006	25	Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Нежино - Донино	АС-150	580	450	580	450	8,4	1989/2006	24	Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Нежино-Старт	АС-150	580	450	580	450	21,19	1966/2005	47	Воскресенский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Некрасовка - Кучино	М-95 АС-150	544 580	422 450	544	422	6,6	1965/2002	48	г.о. Балашиха, г. Москва
ВЛ 110 кВ Некрасовка - Прогресс	АС-150	580	450	580	450	5,8	1925/2004	88	г.о. Балашиха, г. Москва
ВЛ 110 кВ Ногинск - Боровое 1	АС-150	580	450	580	450	14,5	1957/2007	56	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Ногинск - Боровое 2	АС-150 МГ-95	580	450	580	450	14,5	1957/2007	56	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Ногинск - Дуговая 2	АС-185	658	510	600	485	11,2	1963/2005	50	Ногинский м.р., г.о. Электросталь
ВЛ 110 кВ Ногинск - Дуговая 3	АС-185	658	510	600	485	11,2	1963/2005	50	Ногинский м.р., г.о. Электросталь
ВЛ 110 кВ Ногинск - Монино с отп. на ПС N 333 Ельня	АС-150	580	450	580	450	24,9	1991/2003	22	Ногинский м.р., г.о. Лосино-Петровский
ВЛ 110 кВ Ногинск - Черноголовка с отп. на ПС N 84 Глухово	АС-150	580	450	580	450	40,1	1967/2002	46	Ногинский м.р., г.о. Черноголовка
ВЛ 110 кВ Ногинск - Шерна с отп. на ПС N 380 Захарово	АС-150	580	450	400	400	37,6	1967/2008	46	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Ногинск - Шульгино	АС-150	580	450	580	450	23,1	1960/2003	53	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Озеры-Рубин	АС-150	580	450	580	450	1,0	1985/2006	28	Озерский м.р.
ВЛ 110 кВ Орбита - Монино 1	АС-150	580	450	580	450	9,1	1971/2004	42	Щелковский м.р., г.о. Лосино-Петровский
ВЛ 110 кВ Орбита - Монино 2	АС-150	580	450	580	450	9,1	1971/2004	42	Щелковский м.р., г.о. Лосино-Петровский
ВЛ 110 кВ Орехово - Гребчиха	АС-150 МГ-95	503	390	500	390	33,01	2002/2005	11	г.о. Орехово-Зуево, Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 110 кВ Орехово - Демихово	АС-150	580	450	580	450	5,5	1969/2007	44	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Орехово-Зуево	АС-120	503	390	503	390	6,1	1962/2004	51	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Орехово - Шарово с отп. на ПС N 609 Карболит	АС-150	503	390	503	390	8,6	1969/2006	44	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Осетр-Дятлово	АС-150	580	450	580	450	13,2	1988/2007	25	Зарайский м.р.
ВЛ 110 кВ Осетр-Зарайск	АС-150	580	450	400	400	3,8	1931/2008	82	Зарайский м.р.
ВЛ 110 кВ Осетр-Ларино 1	АС-150	580	450	580	450	27,0	1989/2005	24	Зарайский м.р., Луховицкий м.р.
ВЛ 110 кВ Осетр-Ларино 2	АС-150	580	450	580	450	27,0	1989/2005	24	Зарайский м.р., Луховицкий м.р.
ВЛ 110 кВ Осетр - Маслово	АС-120	580	450	400	390	18,4	1931/2008	82	Зарайский м.р.
ВЛ 110 кВ Осетр-Пурлово с отп. на ПС N 436 Степная	АС-150	580	450	580	450	34,8	1987/2007	26	Зарайский м.р., Серебряно-Прудский м.р.
ВЛ 110 кВ Пески-Азотная	АСК-150	580	450	500	450	15,6	1976/2006	37	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Пески - Воскресенск	АСК-150	503	390	503	390	16,20	1974/2006	39	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Пески - Лопатино	АСК-150	580	450	500	450	26,8	1969/2006	44	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Пески - Неверово	АСК-150	580	450	580	450	11,5	1976/2008	37	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Пески-Серная	АСК-150	580	450	580	450	15,6	1983/2006	30	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Пески - Суворово 1	АС-150	580	450	580	450	6,5	1983/2008	30	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Пески - Суворово 2	АС-150	580	450	580	450	6,5	1983/2008	30	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Пески - Фабричная	АС-150	580	450	580	450	23,10	1933/2008	80	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Радовицы - Двойня	АС-150	580	450	300	300	28,99	1993/2002	20	Егорьевский м.р.
ВЛ 110 кВ Радовицы-Мох	АС-120	503	390	400	390	18,97	1960/1972	53	Егорьевский м.р., Шатурский м.р., Рязанская обл.
ВЛ 110 кВ Райки-Орбита	АС-150	580	450	580	450	4,7	1971/2002	42	Щелковский м.р.
ВЛ 110 кВ Рошаль Восточная с отп. на N 818 ПС Ботино	АС-150	580	450	580	450	24,88	1979/2004	34	г.о. Рошаль, Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Рошаль Западная с отп. на N 818 ПС Ботино	АС-150	580	450	580	450	24,88	1979/2004	34	г.о. Рошаль, Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Рошаль - Мишеронь	АС-120 АС-150	503 580	390 450	400	390	11,6	1983/2002	30	г.о. Рошаль, Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Сетовка - Непецино	АС-150	580	450	580	450	9,8	2012	1	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Софрино - Фрязино	АС-150	580	450	400	400	4,7	1971/2003	42	г.о. Фрязино, Щелковский м.р., Пушкинский м.р.
ВЛ 110 кВ Спортивная - Авсюнино	АС-150	580	450	400	400	24,29	1988/2003	25	Орехово-Зуевский м.р., Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Спортивная - Запутная	АС-150	580	450	580	450	15,98	1988/2003	25	Орехово-Зуевский м.р., Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Стачка - Водовод 1 с отп. на ПС N 88 Крутое	АС-150	580	450	580	450	10,8	1958/2004	55	г.о. Орехово-Зуево, Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 110 кВ Стачка - Водовод 2	АС-150	580	450	580	450	8,5	1987/2007	26	г.о. Орехово-Зуево, Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 110 кВ Стачка - Демихово	АС-120	503	390	503	390	9	1987/2005	26	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Стачка-Крутое с отп. на ПС N 767 Зуево	АС-150	580	450	580	450	3,1	1962/2005	51	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Стачка - Орехово 1	АС-150	580	450	500	450	5,5	1962/2005	51	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Стачка - Орехово 2	АС-150	580	450	500	450	5,3	1962/2005	51	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Стачка - Орехово 3 с отп. на ПС N 609 Карболит	АС-120	503	390	500	390	9,3	1987/2005	26	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Стачка-Санино	АС-150	580	450	580	450	17,2	1987/2001	26	г.о. Орехово-Зуево, Орехово-Зуевский м.р., Павлово-Посадский м.р., Владимирская обл.
ВЛ 110 кВ Тепловозная 1 с отп. на ПС N 495 Щурово	АС-120	503	390	400	390	4,4	1960/2008	53	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Тепловозная 2 с отп. на ПС N 495 Щурово	АС-120	503	390	400	390	4,4	1960/2008	53	Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Тимохово - Булгаково 1	АС-150	580	450	580	450	10,5	1979/2007	34	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Тимохово - Булгаково 2	АС-150	580	450	580	450	10,5	1979/2007	34	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Трубино - Алмазово	АС-150	580	450	580	450	20,2	1975/2005	38	Щелковский м.р., г.о. Ивантеевка, г.о. Балашиха
ВЛ 110 кВ Трубино - Гребнево 1	АС-150	580	450	580	450	10,1	1972/2002	41	Щелковский м.р., г.о. Ивантеевка
ВЛ 110 кВ Трубино - Гребнево 2	АС-150	580	450	580	450	10,1	1972/2002	41	Щелковский м.р., г.о. Ивантеевка
ВЛ 110 кВ Трубино - Жегалово 1	АС-150	580	450	580	450	11,6	1978/2006	35	Щелковский м.р., г.о. Ивантеевка, Пушкинский м.р.
ВЛ 110 кВ Трубино - Жегалово 2	АС-150	580	450	580	450	11,6	1978/2006	35	Щелковский м.р., г.о. Ивантеевка, Пушкинский м.р.
ВЛ 110 кВ Трубино - Костино	АС-150	580	450	580	450	12,0	1975/2007	38	Щелковский м.р., г.о. Ивантеевка, г.о. Королев
ВЛ 110 кВ Трубино - Фрязино 1	АС-150	580	450	580	450	4,9	1971/2008	42	г.о. Ивантеевка, г.о. Фрязино
ВЛ 110 кВ Трубино - Фрязино 2	АС-150	580	450	580	450	4,9	1971/2008	42	г.о. Ивантеевка, г.о. Фрязино
ВЛ 110 кВ Трубино - Щелково	АС-120	485	375	485	375	10,9	1971/2008	42	г.о. Ивантеевка, Щелковский м.р.
ВЛ 110 кВ Туменская - Суворово	АС-150	580	450	544	422	37,5	2012	1	Воскресенский м.р., Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Туменская - Яганово	АС-150	580	450	580	450	21,6	2012	1	Коломенский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-29-Тимохово 1	АС-150	580	450	580	450	12	1979/2008	34	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-29-Тимохово 2	АС-150	580	450	580	450	12	1979/2008	34	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Фабричная - Лопатино	АС-150	580	450	500	450	9,9	1933/2008	80	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Федино - Азотная	АС-185	658	510	658	510	3,3	1974/2007	39	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Федино - Воскресенск	АСК-150	580	450	580	450	9,20	1974/2007	39	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Федино - Лопатино	АСК-150	580	450	500	450	18,2	1976/2003	37	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Федино - Неверово	АСК-150	580	450	580	450	7,30	1976/2003	37	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Федино - Рыболово	АС-120	503	390	300	300	19,0	1959/2007	54	Воскресенский м.р., Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Федино - Серная	АСК-150	580	450	580	450	20,7	1976/2006	37	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Федино - Шиферная I	АС-150	580	450	580	450	8,0	1974/2004	39	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Федино - Шиферная II	АС-150	580	450	580	450	8,0	1974/2004	39	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Фосфоритная - Пески	АС-150	580	450	580	450	25,50	1929/2007	84	Воскресенский м.р., Егорьевский м.р., Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ Фосфоритная - Сирена	АС-150	580	450	580	450	13,84	1970/2007	43	Воскресенский м.р., Егорьевский м.р.
ВЛ 110 кВ Фрязино - Гранит 1	АС-150	580	450	580	450	19,4	1977/2002	36	г.о. Фрязино, Щелковский м.р., г.о. Красноармейск
ВЛ 110 кВ Фрязино - Гранит 2	АС-150	580	450	580	450	19,4	1977/2002	36	г.о. Фрязино, Щелковский м.р., г.о. Красноармейск
ВЛ 110 кВ Чанки-Пески	АС-150	580	450	580	450	27,4	1929/2007	84	Коломенский м.р., Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Черноголовка - Дальняя 1 с отп. на ПС N 650 Юдино, с отп. на ПС N 271 Аленино	АС-150	580	450	580	450	29,7	1969/2001	44	г.о. Черноголовка, Щелковский м.р., Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Черноголовка - Дальняя 2 с отп. на ПС N 650 Юдино, с отп. на ПС N 271 Аленино	АС-150	580	450	580	450	39,5	1969/2001	44	г.о. Черноголовка, Щелковский м.р., Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Черусти - Кривандино	АС-150	580	450	580	450	22,6	1960/2008	53	Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Черусти - Новомезиново с отп. на ПС Гусь	АС-150	580	450	580	450	6,5	1987/2005	26	Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Шарово - Ликино 1	АС-150	580	450	580	450	4,4	1966/2003	47	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Шарово - Ликино 2	АС-150	580	450	580	450	4,4	1966/2003	47	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС-Бруски	АС-300	916	710	600	485	31,7	1929/2010	84	Шатурский м.р., Егорьевский м.р.
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Гребчиха	АС-150	580	450	580	450	23,85	2006/2007	7	Орехово-Зуевский м.р., Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС-Дулево с отп. на ПС Губино	МГ-95 АС-150	544 580	422 450	544	422	45,9	1928/2008	85	г.о. Орехово-Зуево, Орехово-Зуевский м.р., Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Кривандино	АС-150	580	450	580	450	13,27	1960/1989	53	Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Спортивная Северная	АС-150	580	450	400	400	2,29	1991/2002	22	Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Спортивная Южная	АС-150	580	450	400	400	2,29	1991/2002	22	Шатурский м.р.
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС-Экситон с отп. на ПС N 216 Губино	МГ-95 АС-150	544 580	422 450	500	415	64,2	1928/2008	85	Шатурский м.р., Орехово-Зуевский м.р., Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Шерна - Черноголовка	АС-150	580	450	400	400	16,4	1958/2008	55	Ногинский м.р., г.о. Черноголовка
ВЛ 110 кВ Шибаново - Афанасово	АС-150	580	450	580	450	1,9	1977/2003	36	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Шибаново - Дружба	АС-150	580	450	580	450	6,8	1983/2003	30	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Шибаново - Дуговая 1	АС-150	580	450	580	450	12,9	1963/2005	50	Ногинский м.р., г.о. Электросталь
ВЛ 110 кВ Шибаново - Дуговая 2	АС-150	580	450	580	450	12,9	1963/2005	50	Ногинский м.р., г.о. Электросталь
ВЛ 110 кВ Шибаново - Павлово 1	АС-150	580	450	580	450	11,9	1980/2006	33	Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Шибаново - Павлово 2	АС-150	580	450	580	450	11,9	1980/2006	33	Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Шибаново-ТЭЦ-29-1	АС-150	580	450	580	450	6,1	1979/2004	34	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Шибаново-ТЭЦ-29-2	АС-150	580	450	580	450	6,1	1979/2004	34	Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Шибаново-Электросталь 1	АС-150 МГ-95	503	390	503	390	17,6	1963/2004	50	Ногинский м.р., г.о. Электросталь
ВЛ 110 кВ Шибаново-Электросталь 2	АС-150 МГ-95	503	390	503	390	17,6	1963/2004	50	Ногинский м.р., г.о. Электросталь
ВЛ 110 кВ Шиферная 1 с отп. на ПС N 113 Колыберово	АС-150	580	450	580	450	4,6	1960/2004	53	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Шиферная 2 с отп. на ПС N 113 Колыберово	АС-150	580	450	580	450	4,6	1960/2004	53	Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Шульгино - Дроздово	АС-150	580	450	580	450	11,6	1994/2004	19	Ногинский м.р., г.о. Балашиха
ВЛ 110 кВ Экситон - Афанасово	АС-150	580	450	580	450	17,5	1982/2006	31	Павлово-Посадский м.р., Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Экситон - Дружба	АС-150	580	450	580	450	18,0	1982/2007	31	Павлово-Посадский м.р., Ногинский м.р.
ВЛ 110 кВ Электроугли-Малаховка с отп. на N 640 Агат	М-95 АС-150	544 580	422 450	544	422	15,9	1971/2006	42	Ногинский м.р., Раменский м.р., Люберецкий м.р.
ВЛ 35 кВ
ВЛ 35 кВ Акрихин - Кудиново	АС-120	503	390	503	390	7,1	1976	37	Ногинский м.р.
ВЛ 35 кВ Большой Двор-Буньково	АС-95	425	330	200	200	6,0	1969	44	Павлово-Посадский м.р., Ногинский м.р.
ВЛ 35 кВ Ботино - Долгуша	АС-120	503	390	200	200	11,59	1995	18	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Ботино-Керва	АС-120	503	390	200	200	7,14	1995	18	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Ботино - Крушина 1	АС-120	503	390	200	200	14,28	1988	25	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Ботино - Крушина 2	АС-120	503	390	200	200	14,28	1988	25	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Ботино - Туголес 1 с отп. на ПС N 234 Поля-Насосная	АС-120 АС-95	503 425	390 330	300	300	16,59	1986	27	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Ботино - Туголес 2 с отп. на ПС N 234 Поля-Насосная	АС-120 АС-95	503 425	390 330	300	300	16,59	1986	27	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Васютино - Красный Угол	АС-120	503	390	300	300	12,7	2006	7	Павлово-Посадский м.р., Владимирская обл.
ВЛ 35 кВ Глебово - Голубино	АС-50	271	210	150	150	8,5	1952	61	Ногинский м.р.
ВЛ 35 кВ Голубино - Горелово	АС-50	271	210	150	150	14,1	1952	61	Ногинский м.р., Щелковский м.р.
ВЛ 35 кВ Городищи - Монино	АС-95	425	330	300	300	8,5	1957	56	Щелковский м.р., г.о. Лосино-Петровский
ВЛ 35 кВ Гранит - Огуднево 1	АС-50	271	210	200	200	6,7	1981	32	г.о. Красноармейск, Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Гранит - Огуднево 2	АС-50	271	210	200	200	6,7	1981	32	г.о. Красноармейск, Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Двойня - Гридино 1	АС-70 АС-120	341 503	265 390	200	200	22,3	1974	39	Егорьевский м.р.
ВЛ 35 кВ Двойня - Гридино 2	АС-70 АС-120	341 503	265 390	200	200	22,3	1974	39	Егорьевский м.р.
ВЛ 35 кВ Двойня - Михали 1	АС-95	425	330	200	200	9,24	1974	39	Егорьевский м.р.
ВЛ 35 кВ Двойня - Михали 2	АС-95	425	330	200	200	9,24	1974	39	Егорьевский м.р.
ВЛ 35 кВ Двойня - Починки 1	АС-95	425	330	200	200	14,89	1981	32	Егорьевский м.р.
ВЛ 35 кВ Двойня - Починки 2	АС-95	425	330	200	200	14,89	1981	32	Егорьевский м.р.
ВЛ 35 кВ Дединово - Пойма	АС-70	341	265	150	150	8,1	1967	46	Луховицкий м.р.
ВЛ 35 кВ Дединово - Сельниково	АС-70	341	265	150	150	8,7	1967	46	Луховицкий м.р., Коломенский м.р.
ВЛ 35 кВ Дрезна-Ликино	АС-120	503	390	300	300	6,0	1953	60	Орехово-Зуевский м.р., г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 35 кВ Дубки-Красный Угол	АС-120	503	390	300	300	14,4	2004	9	Владимирская обл.
ВЛ 35 кВ Дубровка - Доброе	АС-70	341	265	150	150	9,4	1952	61	Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 35 кВ Егорьевск - Пичурино 1 с отп. на ПС N 792 Тепличная	АС-95	425	330	200	200	11,64	1970	43	Егорьевский м.р., Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 35 кВ Егорьевск - Пичурино 2 с отп. на ПС N 792 Тепличная	АС-95	425	330	110	110	11,64	1970	43	Егорьевский м.р., Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 35 кВ Ельня - Храпуново	АС-120	503	390	300	300	11,00	1997	16	Ногинский м.р.
ВЛ 35 кВ Жаворонки - Сетовка	АС-70	341	265	300	265	15,80	1987	26	Воскресенский м.р., Коломенский м.р.
ВЛ 35 кВ Жаворонки-Степановская	АС-70	341	265	150	150	4,20	1987	26	Воскресенский м.р.
ВЛ 35 кВ Жадино - Жаворонки	АС-70	341	265	150	150	18,50	1952	61	Воскресенский м.р.
ВЛ 35 кВ Жегалово - Соколовская 1	АС-120	503	390	300	300	3,50	1997	16	Щелковский м.р.
ВЛ 35 кВ Жегалово - Соколовская 2	АС-120	503	390	300	300	3,50	1997	16	Щелковский м.р.
ВЛ 35 кВ Жерновка - Лопатино	АС-70	341	265	300	265	7,30	1952	61	Воскресенский м.р.
ВЛ 35 кВ Жерновка - Жуковка	АС-70	341	265	300	265	13,80	1959	54	Воскресенский м.р., Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 35 кВ Жуковка - Доброе	АС-70	341	265	200	200	20,85	1959	54	Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 35 кВ Зарайск - Третьяково	М-35	288	223	200	200	14,80	1951	62	Зарайский м.р.
ВЛ 35 кВ Керва - Долгуша	АС-120	503	390	300	300	4,50	1995	18	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Классон - Большой Двор с отп. на ПС Павлово	М-70	435	337	300	300	20,40	1913	100	Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Классон - Васютино	АС-120	503	390	300	300	6,10	2006	7	Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Классон-Дубки	АС-120	503	390	300	300	5,80	2006	7	Павлово-Посадский м.р., Владимирская обл.
ВЛ 35 кВ Клепики - Пышлицы	АС-120	503	390	150	150	20,75	1982	31	Шатурский м.р., Рязанская обл.
ВЛ 35 кВ Коробово - Пышлицы	АС-95	425	330	200	200	18,32	1968	45	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Красный Угол-Мележи	АС-70	341	265	150	150	5,2	2006	7	Владимирская обл.
ВЛ 35 кВ Краф-Гранит	АС-120	503	390	300	300	4,30	1953	60	г.о. Красноармейск
ВЛ 35 кВ Крутое-ТЭЦ 6 1	АС-95	425	330	425	330	0,70	1971	42	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 35 кВ Крутое-ТЭЦ 6 2	АС-95	425	330	425	330	0,60	1971	42	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 35 кВ Кудиново - Купавна 1	АС-120	503	390	300	300	3,80	1956	57	Ногинский м.р.
ВЛ 35 кВ Кудиново - Купавна 2 с отп. на ПС Акрихин	АС-120	503	390	300	300	10,90	1956	57	Ногинский м.р.
ВЛ 35 кВ Кучино-Черное 1	АС - 95	425	330	300	300	9,20	1956	57	г.о. Балашиха, г.о. Железнодорожный
ВЛ 35 кВ Ликино - Дубровка	АС-70	341	265	200	200	6,40	1952	61	г.о. Орехово-Зуево, Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 35 кВ Луховицкая	АС-120	503	380	200	200	0,70	1967	46	Луховицкий м.р.
ВЛ 35 кВ Луховицы - Пойма	АС-70	341	265	300	265	4,30	1967	46	Луховицкий м.р.
ВЛ 35 кВ Малиново 1	АС-70	341	265	341	265	4,40	1958	55	г.о. Орехово-Зуево, Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 35 кВ Малиново 2 с отп. на ПС Дрезна	АС-70	341	265	300	265	7,80	1958	55	г.о. Орехово-Зуево, Орехово-Зуевский м.р.
ВЛ 35 кВ Мележи - Головино	АС-70	341	265	150	150	5,9	1940	73	Владимирская обл.
ВЛ 35 кВ Минеральная - Черное	АС - 95	425	330	300	300	3,00	1956	57	г.о. Железнодорожный
ВЛ 35 кВ Павлово - Большой Двор	АС-120	503	390	300	300	6,90	1957	56	Павлово-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Полбино - Двойня	АС - 150	580	450	200	200	8,30	1983	30	Егорьевский м.р.
ВЛ 35 кВ Радовицы - Коробово с отп. на ПС N 553 Спартак	АС-70	341	265	200	200	28,19	2000	13	Егорьевский м.р., Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Радовицы - Полбино	АС - 95	425	330	200	200	23,30	1993	20	Егорьевский м.р.
ВЛ 35 кВ Радовицы - Спартак	АС-70, АС-120	341 503	265 390	200	200	16,45	1999	14	Егорьевский м.р., Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Рошаль - Бакшеево 1	АС-95	425	330	300	300	4,49	1973	40	г.о. Рошаль, Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Рошаль - Бакшеево 2	АС-95	425	330	300	300	4,49	1973	40	г.о. Рошаль, Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Салтыковская Восточная	АС - 95	425	330	300	300	2,10	1938	75	г.о. Балашиха
ВЛ 35 кВ Салтыковская Западная	АС - 95	425	330	300	300	2,10	1938	75	г.о. Балашиха
ВЛ 35 кВ Сельниково - Двойня 1 с отп.	АС-120	503	390	200	200	26,15	1982	31	Егорьевский м.р., Коломенский м.р.
ВЛ 35 кВ Сельниково - Двойня 2 с отп.	АС-120	503	390	200	200	26,15	1982	31	Егорьевский м.р., Коломенский м.р.
ВЛ 35 кВ Софрино - Гранит	АС-95	425	330	300	300	3,90	1953	60	г.о. Красноармейск, Пушкинский м.р.
ВЛ 35 кВ Софрино-Краф	М-70	435	337	300	300	0,40	1953	60	г.о. Красноармейск, Пушкинский м.р.
ВЛ 35 кВ Спортивная - Город	АС-150	580	450	200	200	1,85	1988	25	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Спортивная - Поселок с отп. на ПС N 123 Шатура-Город	АС-70 АС-95	341 425	265 330	200	200	12,10	1925/ 2003	88	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Торфяная - Сосниха	АС-120	503	390	300	300	7,90	1998	15	г.о. Орехово-Зуево, Ногинский м.р.
ВЛ 35 кВ Третьяково-Луховицы с отп. на ПС Новиково	АС-50	271	210	200	200	22,70	1954	59	Зарайский м.р., Луховицкий м.р.
ВЛ 35 кВ Туголес - Черусти	АС-120	503	390	200	200	16,17	2001	12	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ ТЭЦ-6-Сосниха	АС-120	503	390	300	300	8,70	2004	9	г.о. Орехово-Зуево, Ногинский м.р.
ВЛ 35 кВ ТЭЦ-6-Торфяная	АС-120	503	390	300	300	1,00	1955/2004	58	г.о. Орехово-Зуево
ВЛ 35 кВ Тяговая-Черусти	АС-120	503	390	200	200	0,90	2001, 2002	12	Шатурский м.р.
ВЛ 35 кВ Фетровая 1	АС-95	425	330	100	100	1,40	1977	36	Воскресенский м.р.
ВЛ 35 кВ Фетровая 2	АС-95	425	330	100	100	1,40	1977	36	Воскресенский м.р.
ВЛ 35 кВ Фрязино - Глебово	АС-50	271	210	150	150	18,50	1952	61	г.о. Фрязино, Ногинский м.р.
ВЛ 35 кВ Храпуново - Кудиново	АС-120	503	390	300	300	10,60	2001	12	Ногинский м.р.
ВЛ 35 кВ Цюрупа Зеленая	АС-95	425	330	300	300	22,80	1978	35	Воскресенский м.р.
ВЛ 35 кВ Цюрупа Красная	АС-70	341	265	300	265	21,00	1953	60	Воскресенский м.р.
ВЛ 35 кВ Чкалово - Городище	АС-95	425	330	300	300	5,70	1938	75	Щелковский м.р.
ВЛ 35 кВ Щелково - Тяговая Восточная	М-35	288	223	150	150	3,40	1930	83	Щелковский м.р.
ВЛ 35 кВ Щелково - Тяговая Западная	М-35	288	223	150	150	3,40	1930	83	Щелковский м.р.
ВЛ 35 кВ Щелково - Чкалово	АС-95	425	330	300	300	5,40	1938	75	Щелковский м.р.
ВЛ 35 кВ Юдино - Фряново 1	АС-120	503	390	200	200	1,90	1971	42	Щелковский м.р.
ВЛ 35 кВ Юдино - Фряново 2	АС-120	503	390	300	300	1,90	1971	42	Щелковский м.р.

В таблице представлены данные по КВЛ 35-110-220 кВ, находящихся в эксплуатации Восточных электрических сетей на 2012 г.

Характеристика КВЛ 35-110-220 кВ Восточных электрических сетей Московской энергосистемы на 2012 г.

Наименование ЛЭП	Марка провода и/или кабеля	Допустимый ток по проводу/кабелю Iдоп, А		Допустимый ток линии Iдоп*(2), А		Протяженность линии, км	Год постройки/реконструкции	Срок службы	Территория прохождения ЛЭП
		t = -5°	t = +25°	t = -5°	t = +25°
КВЛ 220 кВ
КВЛ 220 кВ Трубино-ТЭЦ-23	АСО-400 МП-240 МВДТк 1х1200	980 850	760 850	850	760	21,9 0	1976/2005	37	г.о. Ивантеевка, Щелковский м.р., г.о. Балашиха, г. Москва
КВЛ 220 кВ ТЭЦ 22-Восточная	АСО-600 МВДТк 1х1200	1365 820	1050 820	820	820	2,00 0	1974	39	г.о. Реутов, г. Москва, г.о. Котельники, г.о. Дзержинский
КВЛ 220 кВ Руднево-ТЭЦ23	АСУ-400 МВДТк 1х1200	1064 850	825 850	850	825	9,60 0	1956/2006 1988	57	г.о. Реутов, г. Москва
КВЛ 220 кВ Баскаково - Парковая	АСУ-400/450, МВДТк 1*1200	1064 850	825 850	850	825	4 0	1976/1998	37	г.о. Реутов, г.о. Балашиха, г. Москва
КВЛ 220 кВ Парковая - Восточная	АСУ-400, МВДТк 1*1200	1064 850	825 850	850	825	6,9 0	1976/1996	37	г.о. Реутов, г.о. Балашиха, г. Москва
КВЛ 110 кВ
КВЛ 110 кВ Дроздово - Горенки 1	МГ-95 АС-150 ПвПу2г1х 1000(гж)/265ов-64/110 кВ	544 678	422 678	544	422	9,06 0,1	1940/2009 1940/2009	73 73	г.о. Балашиха
КВЛ 110 кВ Дроздово - Горенки 2	МГ-95 АС-150 ПвПу2г1х 1000(гж)/265ов-64/110 кВ	544 678	422 678	544	422	9,06 0,1	1940/2009 1940/2009	73 73	г.о. Балашиха
KВЛ 110 кВ Восточная - Черкизово 1	М-95 МНСА 1х270	544 420	422 420	420	420	3,0 0	1938/2006 1942	75 71	г.о. Реутов, г. Москва
KВЛ 110 кВ Восточная - Черкизово 2	М-95 МНСА 1х270	544 420	422 420	420	420	3,0 0	1938/2006 1942	75 71	г.о. Реутов, г. Москва
KВЛ 110 кВ Реутовская А	М-95 АС-150 АПвПу 1х350	544 454	422 454	454	422	5,1 0	1946/2007 1988	67 25	г.о. Реутов, г. Москва
KВЛ 110 кВ Реутовская Б	М-95 АС-150 АПвПу 1х350	544 454	422 454	454	422	5,1 0	1946/2007 1988	67 25	г.о. Реутов, г. Москва
КВЛ 110 кВ Горенки - Кислородная 1	АС-240 N2XS (FL)2Y1х1200/265-64/110	780 711	605 711	600	600	4,3 0,1	2008 1963	5 50	г.о. Балашиха
КВЛ 110 кВ Горенки - Кислородная 2	АС-240 N2XS (FL)2Y1х1200/265-64/110	780 711	605 711	600	600	4,3 0,1	2008 1963	5 50	г.о. Балашиха
КВЛ 110 кВ Алмазово - Горенки с отп. на ПС N 5 Балашиха	АС-150 ПвПу2г*1000/265-64/110	580 582	450 582	580	450	11,4 0,3	1975/ 2005	38	г.о. Балашиха
КВЛ 110 кВ Костино - Горенки с отп. на ПС N 5 Балашиха	АС-150 ПвПу2г*1000/265-64/110	580 632	450 632	580	450	16 5,5	1975/ 2005	38	г.о. Балашиха, Щелковский м.р., г.о. Королев
КВЛ 110 кВ Кислородная - Жегалово 1	АС-150 АПвПу 1х350	580 446	450 446	446	446	8 9	1994/2010 1994	19 18	г.о. Балашиха, Щелковский м.р.
КВЛ 110 кВ Кислородная - Жегалово 2	АС-150 АПвПу 1х350	580 446	450 446	446	446	8 9	1994/2010 1994	19 18	г.о. Балашиха, Щелковский м.р.

В таблице представлен перечень КЛ 35-110-220 кВ, находящихся в эксплуатации Восточных электрических сетей на 2012 г.

Перечень КЛ 35-110-220 кВ Восточных электрических сетей Московской энергосистемы на 2012 г.

Наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Допустимый ток по проводу и по кабелю Iдоп, А		Допустимый ток линии Iдоп*(3), А		Территория прохождения ЛЭП
		t = -5°	t = +25°	t = -5°	t = +25°
КЛ 110 кВ
КЛ 110 кВ Дуговая-Прокат 1	3-МСАВУ-1х150	360	360	360	360	г.о. Электросталь
КЛ 110 кВ Дуговая-Прокат 2	3-МСАВУ-1х150	360	360	360	360	г.о. Электросталь
КЛ 35 кВ
КЛ 35 кВ Дивная 1	АОСБ-3*150	2*240	2*240	2*240	2*240	Ногинский м.р.
КЛ 35 кВ Дивная 2	АОСБ-3*150	2*240	2*240	2*240	2*240	Ногинский м.р.
КЛ 35 кВ Дивная 3	АОСБ-3*150	2*240	2*240	2*240	2*240	Ногинский м.р.
КЛ 35 кВ Демино1	ОСБ-3*120	210	210	210	210	Ногинский м.р., Владимирская обл.
КЛ 35 кВ Демино 2	ОСБ-3*120	210	210	210	210	Ногинский м.р., Владимирская обл.
КЛ 35 кВ Демино-Рюмино	ОСБ-3*120	210	210	210	210	Владимирская обл.

Анализируя данные по подстанциям, которые находятся на балансе филиала ОАО "МОЭСК" "Восточные электрические сети", можно отметить, что среди трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ 2 трансформатора мощностью 250 МВА имеют срок службы более 25 лет, с высшим напряжением 110 кВ - 177 трансформаторов (89,4%) общей мощностью 4183 МВА (86,4%), с высшим напряжением 35 кВ - 129 трансформаторов (95,6%) общей мощностью 506 МВА (91,2%).

Среди трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ 1 трансформатор мощностью 125 МВА имеет срок службы более 50 лет, с высшим напряжением 110 кВ - 30 трансформаторов (15,2%) общей мощностью 687,5 МВА (14,2%), с высшим напряжением 35 кВ - 61 трансформатор (45,2%) общей мощностью 220,9 МВА (39,8%).

В настоящее время в Восточных электрических сетях ОАО "МОЭСК" находятся в эксплуатации ВЛ 110-35 кВ со сроками службы отдельных ВЛ превышающих 80 лет. К ним относятся:

1. ВЛ 110 кВ: Бакунино-Голутвин (83 года), Бакунино-Суворово (83 года), Берендино-Егорьевск (81 год), Бруски-Егорьевск (84 года), Голутвин-Рубин (84 года), Егорьевск-Сирена (81 год), Коломна-Чанки (84 года), Макеево-Маслово (82 года), Малаховка-Минеральная с отп. (88 лет), Минеральная-Некрасовка (84 года), Минеральная-Прогресс (88 лет), Некрасовка-Прогресс (88 лет), Осетр-Зарайск (82 года), Осетр-Маслово (82 года), Пески-Фабричная (80 лет), Фабричная-Лопатино (80 лет), Фосфоритная-Пески (84 года), Чанки-Пески (84 года), Шатурская ГРЭС-Бруски (84 года), Шатурская ГРЭС-Дулево (85 лет), Шатурская ГРЭС-Экситон с отп. (85 лет).

2. ВЛ 35 кВ: Классон-Большой Двор с отп. (100 лет), Спортивная-Поселок с отп. (88 лет), Щелково-Тяговая Восточная (83 года), Щелково-Тяговая Западная (83 года).

По данным ОАО "МОЭСК" по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г. были выявлены ЛЭП с максимальной загрузкой, которая по условиям перегрузки линий составила 80% и более от допустимого значения для одноцепных ЛЭП в нормальном режиме и 50% и более - для каждой из цепей двухцепных ЛЭП.

Данные по этим ЛЭП приведены в таблице.

Список ЛЭП Восточных электрических сетей с максимальной загрузкой

Наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Допустимый ток линии *(1) Iдоп при t = -5°, А	Фактическая мax загрузка в зимний максимум за 19.12.2012 г.
			А	% от Iдоп. при t = -5°C
ЛЭП 110 кВ
ВЛ 110 кВ Тимохово-Булгаково 1	АС-150	580	290	50
KВЛ 110 кВ Реутовская А	М-95 АС-150 АПвПу 1х350	454	296	65
KВЛ 110 кВ Реутовская Б	М-95 АС-150 АПвПу 1х350	454	293	65
ВЛ 110 кВ Истомкинская 1	АС-240	600 (выкл., разъед., ТТ, ВЧ загр.)	343	57*
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС-Спортивная Северная	АС-150	400 (ТТ)	240	60*
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС-Спортивная Южная	АС-150	400 (ТТ)	200	50*
ЛЭП 35 кВ
ВЛ 35 кВ Кудиново-Купавна 2 с отп. на ПС Акрихин	АС-120	300 (ТТ)	161	54*
ВЛ 35 кВ Минеральная-Черное	АС - 95	300 (ТТ)	274	91*
ВЛ 35 кВ Салтыковская Западная	АС - 95	300 (ТТ)	150	50*
ВЛ 35 кВ Фрязино-Глебово	АС-50	150 (ТТ)	153	102*

* - ограничение пропускной способности по другому оборудованию.

*(1) Допустимый ток по линии указан с учетом линейного оборудования, установленного на оконечных подстанциях.

*(2) Допустимый ток по линии указан с учетом линейного оборудования, установленного на оконечных подстанциях.

*(3) Допустимый ток по линии указан с учетом линейного оборудования, установленного на оконечных подстанциях.

Исходя из отчетных данных, следует отметить, что токовая загрузка ЛЭП на территории ВЭС более 50% наблюдалась по ВЛ 110 кВ Тимохово-Булгаково 1 (50%), KВЛ 110 кВ Реутовская А, Б (65% по каждой). Из этого следует, что при аварийном отключении одной из цепей этих двухцепных линий, токовая загрузка второй может превысить допустимое значение (потребуется реконструкция этих ЛЭП с увеличением пропускной способности путем замены кабеля/провода и линейного оборудования). Также необходимо отметить высокую загрузку ВЛ 35 кВ Фрязино-Глебово.

Западные электрические сети.

Предприятие электрических сетей филиал ОАО "МОЭСК" "Западные электрические сети" создан в составе ОАО "Московская объединенная электросетевая компания" 1 января 2008 года в соответствии с Уставом ОАО "МОЭСК" путем объединения филиалов ОАО "МОЭСК" Волоколамских, Можайских и Западных электрических сетей.

Обслуживаемая территория включает в себя 9 муниципальных районов Московской области общей площадью более 10 тыс. кв. км:

Волоколамский муниципальный район;

городской округ Звенигород;

Истринский муниципальный район;

Лотошинский муниципальный район;

Можайский муниципальный район;

Наро-Фоминский муниципальный район;

Одинцовский муниципальный район;

Рузский муниципальный район;

Шаховской муниципальный район.

На балансе филиала ОАО "МОЭСК" "Западные электрические сети" находятся:

2 подстанции с высшим напряжением 220 кВ:

- ПС 220/110/10 кВ Встреча, ПС 220/110/10/6 кВ Слобода;

43 подстанции с высшим напряжением 110 кВ;

50 подстанций с высшим напряжением 35 кВ.

Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением 220 кВ - 6 шт. суммарной мощностью 1126 МВА. Общее количество трансформаторов 110 кВ составляет 93 шт. общей мощностью 2432,7 МВА. Общее количество трансформаторов 35 кВ - 108 шт. общей мощностью 438,38 МВА.

Кроме того, на территории Западных электрических сетей расположены ПС 750/500/220/110/10 кВ Грибово, ПС 500/220/110 Дорохово, а также четыре подстанции 220 кВ, находящихся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220/110 кВ N 700 Дровнино, ПС 220/110 кВ N 107 Кедрово, ПС 220/110 кВ N 475 Луч, ПС 220/35/6 кВ N 151 Шмелево, одна подстанция, находящаяся на балансе ОАО "Энергоцентр"-ПС 220/10 кВ N 842 Подушкино и абонентская ПС 220/10 кВ 772 Латышская.

На подстанциях МЭС Центра установлены 2 трансформатора 750 кВ общей мощностью 2502 МВА, 4 трансформатора 500 кВ общей мощностью 2004 МВА, 17 трансформаторов 220 кВ общей мощностью 2015 МВА и 2 трансформатора 110 кВ суммарной мощностью 40 МВА.

Также на территории Западных сетей находятся абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции:

9 подстанций с высшим напряжением 110 кВ;

12 подстанций с высшим напряжением 35 кВ.

Волоколамский муниципальный район.

На территории Волоколамского м.р. расположены 16 подстанций напряжением 35-110-220 кВ, находящихся на балансе:

- МЭС Центра "ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 750 кВ Грибово;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Анино; ПС 110 кВ Волоколамск; ПС 110 кВ Панфиловская; ПС 110 кВ Сычи; ПС 35 кВ Лама; ПС 35 кВ Судниково; ПС 35 кВ Осташево; ПС 35 кВ Спас; ПС 35 кВ Теряево; ПС 35 кВ Федосьино; ПС 35 кВ Холстниково; ПС 35 кВ Шишково;

- иных собственников: ПС 110 кВ Газовая (аб.); ПС 110 кВ Чисмена (ж.д.); ПС 35 кВ Дубосеково (ж.д.).

Общая установленная мощность 4610,7 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

750 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 2502 МВА;

500 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 1002 МВА;

220 кВ - 4 шт. суммарной мощностью 800 МВА;

110 кВ -11 шт. суммарной мощностью 237,5 МВА;

35 кВ - 18 шт. общей мощностью 69,2 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находится 12 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 248,5 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 7 шт. суммарной мощностью 182,5 МВА;

35 кВ - 16 шт. общей мощностью 66 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Волоколамского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Волоколамского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 110 кВ
1	302	Анино	Т-1	2,5	110/10	1966	47
2	405	Волоколамск	Т-1	25	110/35/10	1969	44
			Т-2	25	110/35/10	1976	37
3	395	Панфиловская	Т-1	40	110/35/10	2006	7
			Т-2	40	110/35/10	2006	7
4	171	Сычи	Т-1	25	110/10/6	1983	30
			Т-2	25	110/10/6	1981	32
ПС 35 кВ
5	642	Лама	Т-1	6,3	35/10	1982	31
			Т-2	4	35/10	1983	30
6	165	Судниково	Т-1	1,6	35/10	1979	34
			Т-2	1,6	35/10	1976	37
7	407	Осташево	Т-1	4	35/10	1974	39
			Т-2	3,2	35/10	1963	50
8	627	Спас	Т-1	4	35/10	1988	25
			Т-2	3,2	35/10	1958	55
9	408	Теряево	Т-1	6,3	35/10	2006	7
			Т-2	6,3	35/10	2006	7
10	662	Федосьино	Т-1	4	35/10	1953	60
			Т-2	3,2	35/10	1965	48
11	699	Холстниково	Т-1	6,3	35/10	1977	36
			Т-2	6,3	35/10	1974	39
12	350	Шишково	Т-1	2,5	35/10	1972	41
			Т-2	3,2	35/10	1967	46

Также на территории Волоколамского м.р. расположены ПС 750/500/220/110/10 кВ Грибово, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", и абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 35-110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Волоколамского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Волоколамского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
ПС 110 кВ
1	218	Газовая	Т-1	2,5	110/10	н/д	н/д
			Т-2	2,5	110/10	н/д	н/д
2	424	Чисмена	Т-1	25	110/35/10	1962	51
			Т-2	25	110/35/10	1962	51
ПС 35 кВ
3	466	Дубосеково	Т-1	1,6	35/10	н/д	н/д
			Т-2	1,6	35/10	н/д	н/д

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Волоколамского м.р., в режимный день 21.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, Iном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
ПС 110 кВ
1	302	Анино	Т-1	2,5	110/10	13,1	4,5	34,2	4,5	34,2
2	405	Волоколамск	Т-1	25	110/35/10	125,51	42,2	33,6	134,7	107,3
			Т-2	25	110/35/10	125,5	92,5	73,7	134,7	107,3
3	395	Панфиловская	Т-1	40	110/35/10	220,8	108,9	49,3	119,7	54,2
			Т-2	40	110/35/10	220,8	10,7	4,9	119,7	54,2
4	171	Сычи	Т-1	25	110/10/6	125,5	38,1	30,3	67,0	53,4
			Т-2	25	110/10/6	125,5	29,0	23,1	67,0	53,4
5	218	Газовая (аб.)	Т-1	2,5	110/10	13,1	1,60	12,2	3,0	22,9
			Т-2	2,5	110/10	13,1	1,40	10,6	3,0	22,9
6	424	Чисмена (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	125,5	105,3	83,9	105,3	83,9
			Т-2	25	110/35/10	125,5	0,00	0,00	105,3	83,9
ПС 35 кВ
7	642	Лама	Т-1	6,3	35/10	104	48,2	46,4	48,2	46,4
			Т-2	4	35/10	66	0,0	0,0	48,2	73,1
8	165	Судниково	Т-1	1,6	35/10	26,7	23,4	87,8	23,4	87,8
			Т-2	1,6	35/10	26,39	0,0	0,0	23,4	88,8
9	407	Осташево	Т-1	4	35/10	65,98	47,2	71,5	71,1	107,8
			Т-2	3,2	35/10	52,8	24,0	45,4	71,1	134,6
10	627	Спас	Т-1	4	35/10	65,48	57,3	87,5	57,3	87,5
			Т-2	3,2	35/10	52,8	0,0	0,0	57,3	108,5
11	408	Теряево	Т-1	6,3	35/10	103,9	90,0	86,6	90,0	86,6
			Т-2	6,3	35/10	103,9	0,0	0,0	90,0	86,6
12	662	Федосьино	Т-1	4	35/10	66	34,1	51,7	34,1	51,7
			Т-2	3,2	35/10	52,8	0,0	0,0	34,1	64,6
13	699	Холстниково	Т-1	6,3	35/10	103,92	33,8	32,5	61,9	59,6
			Т-2	6,3	35/10	103,9	28,2	27,1	61,9	59,6
14	350	Шишково	Т-1	2,5	35/10	41,24	0,0	0,0	10,7	25,8
			Т-2	3,2	35/10	52,8	10,7	20,2	10,7	20,2
15	446	Дубосеково (ж.д.)	Т-1	1,6	35/10	26,7	58,50	0,00	116,7	0,0
			Т-2	1,6	35/10	26,39	58,17	0,00	116,7	0,0

Данные таблицы показали, что в аварийной ситуации загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Волоколамск (загрузка Т-1, Т-2 - 107,3%), на ПС 35 кВ Осташево (загрузка Т-1 - 107,8%, Т-2 - 134,6%), на ПС Спас (загрузка Т-2 - 108,5%).

Городской округ Звенигород.

На территории г.о. Звенигород находится 1 подстанция напряжением 110 кВ Звенигород, находящаяся на балансе ОАО "МОЭСК", установленной мощностью 100 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 3 шт.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Звенигород, находящейся на балансе ОАО "МОЭСК".

Технические характеристики трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Звенигород

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
ПС 110 кВ
1	584	Звенигород	Т-1	40	110/35/6	2009	4
			Т-2	40	110/35/6	2005	8
			Т-3	20	110/35/6	1952	61

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Звенигород, в режимный день 21.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, Iном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
ПС 110 кВ
1	584	Звенигород	Т-1	40	110/35/6	200,8	110,9	55,2	177,2	88,2
			Т-2	40	110/35/6	200,8	66,3	33,0	248,9	124,0
			Т-3	20	110/35/6	110	75,0	68,2	75,0	68,2

Данные таблицы показали, что в аварийной ситуации загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Звенигород превышает 105% (загрузка Т-1 - 124,0%).

Истринский муниципальный район.

На территории Истринского м.р. расположены 22 подстанция напряжениями 35-110-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра "ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220 кВ Луч;

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Слобода, ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Дедово, ПС 110 кВ Духанино, ПС 110 кВ Ивановская, ПС 110 кВ Пернатово, ПС 110 кВ Полянка, ПС 110 кВ Ядрошино, ПС 35 кВ Валуйки, ПС 35 кВ Володино, ПС 35 кВ Выползово, ПС 35 кВ Истра, ПС 35 кВ Лыщево, ПС 35 кВ Петровская, ПС 35 кВ Победа, ПС 35 кВ Полушкино, ПС 35 кВ Снегири, ПС 35 кВ Устиново;

- иных собственников: ПС 110 кВ Манихино (аб.), ПС 110 кВ Румянцево (ж.д.), ПС 110 кВ Чеховская (ж.д.).

Общая установленная мощность 1395,7 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 6 шт. суммарной мощностью 876 МВА;

110 кВ - 20 шт. суммарной мощностью 456 МВА;

35 кВ - 20 шт. общей мощностью 63,7 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находится 18 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 1020,7 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 4 шт. суммарной мощностью 626 МВА;

110 кВ - 13 шт. суммарной мощностью 331 МВА;

35 кВ - 20 шт. общей мощностью 63,7 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Истринского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Истринского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн,Uсн,Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 220 кВ
1	836	Слобода	АТ-1	250	220/110	2007	5
			АТ-2	250	220/110	2007	5
			Т-1	63	220/10/6	2009	3
			Т-2	63	220/10/6	2009	3
ПС 110 кВ
2	714	Давыдково	Т-1	16	110/10	1994	19
3	260	Дедово	Т-3	40	110/10/6	1978	35
			Т-2	25	110/10/6	1979	34
4	802	Духанино	Т-1	10	110/10	1983	30
			Т-2	10	110/10	1983	30
5	483	Ивановская	Т-1	40	110/10/6	2005	8
			Т-2	40	110/10/6	2005	8
6	551	Пернатово	Т-1	25	110/10/6	1981	32
			Т-2	25	110/10/6	1989	24
7	435	Полянка	Т-1	25	110/10	2011	2
			Т-2	25	110/10	2011	2
8	683	Ядрошино	Т-1	25	110/10/6	1984	29
			Т-2	25	110/10/6	1986	27
ПС 35 кВ
9	133	Валуйки	Т-1	1,6	35/6	1988	25
			Т-2	1	35/6	1985	28
10	192	Володино	Т-1	1	35/6	1961	52
			Т-2	1	35/6	1957	56
11	196	Выползово	Т-1	3,2	35/6	1953	60
			Т-2	3,2	35/6	1956	57
12	304	Истра	Т-1	3,2	35/6	1964	49
			Т-2	5	35/6	1973	40
			Т-3	1	35/0,4	1953	60
			Т-4	1	35/0,4	1953	60
13	307	Лыщево	Т-1	2,5	35/10	1988	25
			Т-2	3,2	35/10	1954	59
14	542	Петровская	Т-1	4	35/10	1974	39
			Т-2	4	35/10	1974	39
15	313	Победа	Т-1	1,8	35/6	1959	54
16	738	Полушкино	Т-1	3,2	35/6	1982	31
17	576	Снегири	Т-1	6,3	35/6	1978	35
			Т-2	6,3	35/6	1973	40
18	24	Устиново	Т-1	5,6	35/6	1964	49
			Т-2	5,6	35/6	1964	49

*(1) Допустимый ток по линии указан с учетом линейного оборудования, установленного на оконечных подстанциях.

Также на территории Истринского м.р. расположены ПС 220/110 кВ N 475 Луч, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", и абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Истринского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Истринского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 110 кВ
1	422	Манихино (аб.)	Т-1	20	110/35/10	1959	54
			Т-2	20	110/35/10	1966	47
2	423	Румянцево (ж.д.)	Т-1	15	110/35/10	1959	54
			Т-2	15	110/35/10	1962	51
3	552	Чеховская (ж.д.)	Т-1	15	110/35/10	1967	46

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Истринского м.р., в режимный день 21.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, Iном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
ПС 220 кВ
1	836	Слобода	АТ-1	250	220/110	628	108,6	17,3	282,1	55,28
			АТ-2	250	220/110	628	173,5	27,6	282,1	55,28
			Т-1	63	220/10/6	158,1	74,5	47,1	146,1	92,4
			Т-2	63	220/10/6	158,1	71,6	45,3	146,1	92,4
ПС 110 кВ
2	714	Давыдково	Т-1	16	110/10	80,3	6,8	8,5	6,8	8,5
3	260	Дедово	Т-3	40	110/10/6	200,8	71,2	35,5	182,1	90,7
			Т-2	25	110/10/6	125,5	110,8	88,3	182,1	145,1
4	802	Духанино	Т-1	10	110/10	52,5	46,7	88,9	61,4	117,0
			Т-2	10	110/10	52,5	14,7	28,1	61,4	117,0
5	483	Ивановская	Т-1	40	110/10/6	200	28,7	14,4	97,3	48,7
			Т-2	40	110/10/6	200	68,6	34,3	97,3	48,7
6	551	Пернатово	Т-1	25	110/10/6	125,5	33,2	26,5	103,1	82,1
			Т-2	25	110/10/6	125,5	69,8	55,7	103,1	82,1
7	435	Полянка	Т-1	25	110/10	125,5	н/д	н/д	н/д	н/д
			Т-2	25	110/10	125,5	н/д	н/д	н/д	н/д
8	683	Ядрошино	Т-1	25	110/10/6	125,5	41,4	33,0	83,1	66,2
			Т-2	25	110/10/6	125,5	41,8	33,3	83,1	66,2
9	422	Манихино (аб.)	Т-1	20	110/35/10	110	129,57	117,8	129,6	117,8
			Т-2	20	110/35/10	110	0,00	0,00	0,0	0,0
10	423	Румянцево (ж.д.)	Т-1	15	110/35/10	83	66,44	80,05	142,9	172,1
			Т-2	15	110/35/10	78,8	72,94	92,56	136,4	173,0
11	552	Чеховская (ж.д.)	Т-1	15	110/35/10	83	7,39	8,90	7,4	8,9
ПС 35 кВ
12	133	Валуйки	Т-1	1,6	35/6	29,37	6,0	20,4	6,4	21,7
			Т-2	1	35/6	18,9	0,4	2,1	6,4	33,7
13	192	Володино	Т-1	1	35/6	18,35	12,5	68,2	13,1	71,4
			Т-2	1	35/6	18,35	0,6	3,2	13,1	71,4
14	196	Выползово	Т-1	3,2	35/6	58,8	19,5	33,1	35,0	59,5
			Т-2	3,2	35/6	58,8	15,5	26,4	35,0	59,5
15	304	Истра	Т-1	3,2	35/6	58,6	40,0	68,3	99,5	169,8
			Т-2	5	35/6	96,2	59,6	62,0	99,8	103,7
			Т-3	1	35/0,4	18,35	20,0	109,0	37,0	201,6
			Т-4	1	35/0,4	18,35	17,0	92,6	37,0	201,6
16	307	Лыщево	Т-1	2,5	35/10	41,2	25,3	61,3	69,4	168,4
			Т-2	3,2	35/10	58,6	48,3	82,5	76,0	129,7
17	542	Петровская	Т-1	4	35/10	66	60,0	90,9	93,3	141,4
18			Т-2	4	35/10	66	33,3	50,5	93,3	141,4
19	313	Победа	Т-1	1,8	35/6	33	6,2	18,9	6,2	18,9
	738	Полушкино	Т-1	3,2	35/6	51,9	39,6	76,3	39,6	76,3
20	576	Снегири	Т-1	6,3	35/6	116	63,9	55,1	185,0	159,5
			Т-2	6,3	35/6	116	121,1	104,4	185,0	159,5
21	24	Устиново	Т-1	5,6	35/6	102,5	12,6	12,3	88,1	85,9
			Т-2	5,6	35/6	102,5	75,5	73,6	88,1	85,9

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Истринского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на подстанциях: ПС 110 кВ Дедово (загрузка Т-2 - 145,1%), ПС 110 кВ Духанино (загрузка Т-1 (Т-2) - 117%), ПС 110 кВ Манихино (загрузка Т-1 - 117,8%), ПС 110 кВ Румянцево (загрузка Т-1 - 172,1%, Т-2 - 173%), ПС 35 кВ Истра (загрузка Т-1 - 169,8%, Т-3 (Т-4) - 201,6%), ПС 35 кВ Лыщево (загрузка Т-1 - 168,4%, Т-2 - 129,7%), ПС 35 кВ Петровская (загрузка Т-1 (Т-2) - 141,4%), ПС 35 кВ Снегири (загрузка Т-1 (Т-2) - 159,5%).

Лотошинский муниципальный район.

На территории Лотошинского м.р. расположены 3 подстанции напряжениями 35-110 кВ: ПС 110 кВ Лотошино, ПС 35 кВ Введенская, ПС 35 кВ Ошейкино, находящиеся на балансе ОАО "МОЭСК", общей установленной мощностью 48,2 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 32 МВА;

35 кВ - 4 шт. общей мощностью 16,2 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Лотошинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Лотошинского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
ПС 110 кВ
	409	Лотошино	Т-1	16	110/35/10	1980	33
			Т-2	16	110/35/10	1979	34
ПС 35 кВ
	619	Введенская	Т-1	5,6	35/10	1959	54
			Т-2	5,6	35/10	1968	45
	324	Ошейкино	Т-1	2,5	35/10	1980	33
			Т-2	2,5	35/10	1980	33

Данные, приведенные в таблице, показали, что срок службы более 25 лет имеют трансформаторы:

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Лотошинского м.р., в режимный день 21.12. 2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, Iном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
ПС 110 кВ
	409	Лотошино	Т-1	16	110/35/10	80,33	68,9	85,8	90,7	112,9
			Т-2	16	110/35/10	80,33	21,8	27,1	90,7	112,9
ПС 35 кВ
	619	Введенская	Т-1	5,6	35/10	92,4	50,1	54,2	50,1	54,2
			Т-2	5,6	35/10	92,4	0,0	0,0	50,1	54,2
	324	Ошейкино	Т-1	2,5	35/10	41,2	44,1	107,0	44,1	107,0
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,0	0,0	44,1	107,0

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Лотошинского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на подстанциях: ПС 110 кВ Лотошино (загрузка Т-1 (Т-2) - 112,9%), ПС 35кВ Ошейкино (загрузка Т-1 (Т-2) - 107%).

Можайский муниципальный район.

На территории Можайского м.р. расположены 14 подстанций напряжением 35-110-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра "ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220 кВ Дровнино;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Бородино, ПС 110 кВ Кукарино, ПС 110 кВ Макарово, ПС 110 кВ Можайск, ПС 110 кВ Хващевская, ПС 35 кВ Глядковская, ПС 35 кВ Збышки, ПС 35 кВ Киселево, ПС 35 кВ Мордвиново, ПС 35 кВ Цезарево;

- иных собственников: ПС 110 кВ Шевардино (ж.д.), ПС 35 кВ Колочь (аб.), ПС 35 кВ Марфин Брод (аб.).

Общая установленная мощность 557,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 250,0 МВА;

110 кВ - 10 шт. суммарной мощностью 232,0 МВА;

35 кВ - 14 шт. общей мощностью 55,4 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находится 10 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 245,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 10 шт. суммарной мощностью 200 МВА;

35 кВ - 10 шт. общей мощностью 45,4 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Можайского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Можайского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 110 кВ
1	331	Бородино	Т-1	10	110/6	1989	24
			Т-2	10	110/6	1989	24
2	556	Кукарино	Т-1	25	110/35/10	1990	23
			Т-2	25	110/35/10	1991	22
3	704	Макарово	Т-1	25	110/35/10	1990	23
			Т-2	25	110/35/10	1990	23
4	355	Можайск	Т-1	40	110/35/10	1988	25
			Т-2	20	110/35/10	1964	49
5	381	Хващевская	Т-1	10	110/35/10	1981	32
			Т-2	10	110/35/10	1979	34
ПС 35 кВ
6	428	Глядковская	Т-1	6,3	35/10	1984	29
			Т-2	6,3	35/10	1981	32
7	724	Збышки	Т-1	6,3	35/10	2004	9
			Т-2	6,3	35/10	2004	9
8	725	Киселево	Т-1	2,5	35/10	1970	43
			Т-2	2,5	35/10	1980	33
9	719	Мордвиново	Т-1	4	35/10	1983	30
			Т-2	4	35/10	1989	24
10	76	Цезарево	Т-1	4	35/10	1977	36
			Т-2	3,2	35/10	1967	46

Также на территории Можайского м.р. расположены ПС 220/110 кВ N 700 Дровнино, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", и абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 35-110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Можайского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Можайского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 110 кВ
1	249	Шевардино	Т-1	16	110/35/10	1974	39
			Т-2	16	110/35/11	1973	40
ПС 35 кВ
2	427	Колочь	Т-1	2,5	35/6	1997	16
			Т-2	2,5	35/6	1997	16
3	359	Марфин Брод	Т-1	2,5	35/6	1997	16
			Т-2	2,5	35/6	1997	16

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Можайского м.р., в режимный день 21.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, Iном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
ПС 110 кВ
1	331	Бородино	Т-1	10	110/6	50,2	0,0	0,0	20,1	40,0
			Т-2	10	110/6	50,2	20,1	40,0	20,1	40,0
2	556	Кукарино	Т-1	25	110/35/10	125,5	60,9	48,6	60,9	48,6
			Т-2	25	110/35/10	125,5	0,0	0,0	60,9	48,6
3	704	Макарово	Т-1	25	110/35/10	125,5	61,2	48,7	115,4	91,9
			Т-2	25	110/35/10	125,5	54,1	43,1	115,4	92,0
4	355	Можайск	Т-1	40	110/35/10	200,8	94,0	46,8	132,4	66,0
			Т-2	20	110/35/10	105	39,6	37,7	138,3	131,7
5	381	Хващевская	Т-1	10	110/35/10	50,2	14,3	28,5	57,2	114,0
			Т-2	10	110/35/10	50,2	42,6	84,9	57,2	114,0
6	249	Шевардино (ж.д.)	Т-1	16	110/35/10	80,3	0,0	0	88,5	110,2
			Т-2	16	110/35/11	80,3	88,4	110	88,5	110,2
ПС 35 кВ
7	428	Глядковская	Т-1	6,3	35/10	104	30,2	29,0	95,6	91,9
			Т-2	6,3	35/10	103,9	65,4	62,9	95,6	92,0
8	724	Збышки	Т-1	6,3	35/10	104	16,7	16,0	99,4	95,5
			Т-2	6,3	35/10	103,9	82,7	79,6	99,4	95,6
9	725	Киселево	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,0	0,0	15,7	38,1
			Т-2	2,5	35/10	41,2	15,7	38,1	15,7	38,2
10	719	Мордвиново	Т-1	4	35/10	66	0,0	0,0	54,7	86,7
			Т-2	4	35/10	66	57,2	86,7	54,7	86,7
11	76	Цезарево	Т-1	4	35/10	66	0,0	0,0	45,3	74,0
			Т-2	3,2	35/10	52,8	45,5	85,9	45,3	85,9
12	427	Колочь (аб.)	Т-1	2,5	35/6	41,2	0,0	0	17,3	41,9
			Т-2	2,5	35/6	41,2	17,3	42	17,3	41,9
13	359	Марфин Брод (аб.)	Т-1	2,5	35/6	41,2	30,5	74	41,0	99,3
			Т-2	2,5	35/6	41,2	10,5	25	68,3	99,3

Данные таблицы показали, что в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Можайск превышает 105% (загрузка Т-2 - 131,7%), ПС 110 кВ Хващевская (загрузка Т-1 (Т-2) - 114%), ПС 110 кВ Шевардино (загрузка Т-1 (Т-2) - 110,2%).

Наро-Фоминский муниципальный район.

На территории Наро-Фоминского м.р. расположены 15 подстанций напряжениями 35-110-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центар "ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220 кВ Кедрово;

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Встреча, ПС 220 кВ Латышская, ПС 110 кВ Верея, ПС 110 кВ Мишуково, ПС 110 кВ Нарофоминск, ПС 110 кВ Селятино, ПС 35 кВ Апрелевка, ПС 35 кВ Вышгород, ПС 35 кВ Каменка, ПС 35 кВ Карская, ПС 35 кВ Каурцево, ПС 35 кВ Корытово, ПС 35 кВ Субботино;

- иных собственников: ПС 35 кВ Слюдинит (аб.).

Общая установленная мощность 1412,98 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 10 шт. суммарной мощностью 1045 МВА;

110 кВ - 11 шт. суммарной мощностью 285,5 МВА;

35 кВ - 18 шт. общей мощностью 82,48 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находится 13 подстанций 35-110-220 кВ, установленной мощностью 905,38 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 4 шт. суммарной мощностью 550 МВА;

110 кВ - 11 шт. суммарной мощностью 285,5 МВА;

35 кВ - 16 шт. общей мощностью 69,88 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Наро-Фоминского м.р.

Технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Наро-Фоминского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 220 кВ
1	25	Встреча	АТ-1	250	220/110/10	2006	7
			АТ-2	250	220/110/10	2006	7
			Т-3	16	110/10	1974	39
			Т-4	16	110/10	1974	39
2	772	Латышская	Т-1	25	220/10/10	1998	15
			Т-2	25	220/10/10	1998	15
ПС 110 кВ
3	392	Верея	Т-1	25	110/35/10	1969	44
			Т-2	25	110/35/10	1969	44
4	158	Мишуково	Т-1	25	110/35/10	1985	28
			Т-2	25	110/35/10	1984	29
5	308	Нарофоминск	Т-1	31,5	110/35/10	1967	46
			Т-2	31,5	110/35/10	1971	42
			Т-3	40,5	110/10/6	1983	30
6	575	Селятино	Т-1	25	110/10/10	1981	32
			Т-2	25	110/10/10	1981	32
ПС 35 кВ
7	162	Апрелевка	Т-1	2,88	35/6	1947	66
			Т-2	5,6	35/6	1965	48
			Т-3	5,6	35/6	1980	33
8	707	Вышгород	Т-1	4	35/10	1971	42
			Т-2	4	35/10	1971	42
9	288	Каменка	Т-1	1	35/6	1962	51
			Т-2	1	35/6	1958	55
			Т-3	1,8	35/10	1977	36
10	493	Карская	Т-1	10	35/6	1962	51
			Т-2	10	35/6	1962	51
			Т-3	10	35/6	1965	48
11	564	Каурцево	Т-1	4	35/10	1979	34
12	287	Корытово	Т-1	1	35/6	1952	61
			Т-2	1	35/6	1958	55
13	589	Субботино	Т-1	4	35/10	1990	23
			Т-2	4	35/10	1990	23

Также на территории Наро-Фоминского м.р. расположены ПС 220/110 кВ N 107 Кедрово, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", и абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 35 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Наро-Фоминского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Наро-Фоминского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 35 кВ
1	265	Слюдинит	Т-1	6,3	35/10	1968	45
			Т-2	6,3	35/10	1968	45

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях Наро-Фоминского м.р., в режимный день 21.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, Iном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
ПС 220 кВ
1	25	Встреча	АТ-1	250	220/110/10	627	156,7	25,0	432,63	69,0
			АТ-2	250	220/110/10	627	294,2	46,9	426,36	68,0
			Т-3	16	110/10	80,3	59,2	73,8	103,0	128,2
			Т-4	16	110/10	80,3	43,7	54,5	103,0	128,2
2	772	Латышская	Т-1	25	220/10/10	62,2	13,39	21,53	25,1	40,4
			Т-2	25	220/10/10	62,2	11,72	18,84	25,1	40,4
ПС 110 кВ
3	392	Верея	Т-1	25	110/35/10	125,5	66,7	53,2	122,1	97,3
			Т-2	25	110/35/10	125,5	55,4	44,1	122,1	97,3
4	158	Мишуково	Т-1	25	110/35/10	125,5	47,1	37,6	85,4	68,1
			Т-2	25	110/35/10	125,5	38,3	30,5	85,4	68,1
5	308	Нарофоминск	Т-1	31,5	110/35/10	165,5	148,5	89,7	246,9	149,2
			Т-2	31,5	110/35/10	165,5	166,4	100,5	198,6	120,0
			Т-3	40,5	110/10/6	212,5	98,5	46,3	358,6	168,7
6	575	Селятино	Т-1	25	110/10/10	125,5	109,9	87,6	171,1	136,4
			Т-2	25	110/10/10	125,5	61,2	48,8	171,1	136,4
ПС 35 кВ
7	162	Апрелевка	Т-1	2,88	35/6	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
			Т-2	5,6	35/6	102,6	84,2	82,1	84,2	82,1
			Т-3	5,6	35/6	102,6	0,0	0,0	84,2	82,1
8	707	Вышгород	Т-1	4	35/10	66	39,9	60,5	72,6	110,1
			Т-2	4	35/10	66	31,2	47,3	72,6	105,0
9	288	Каменка	Т-1	1	35/6	16,9	6,4	37,7	6,4	37,8
			Т-2	1	35/6	16,9	0,0	0,0	6,4	37,8
			Т-3	1,8	35/10	33	27,0	81,8	27,0	81,8
10	493	Карская	Т-1	10	35/6	165	9,9	6,0	32,3	19,6
			Т-2	10	35/6	165	22,4	13,6	32,3	19,6
			Т-3	10	35/6	165	0,0	0,0	22,4	14,0
11	564	Каурцево	Т-1	4	35/10	66	0,0	0,0	0,0	0,0
12	287	Корытово	Т-1	1	35/6	18,35	5,5	29,7	5,5	29,7
			Т-2	1	35/6	18,35	0,0	0,0	5,5	29,7
13	589	Субботино	Т-1	4	35/10	66	18,2	27,6	47,8	72,4
			Т-2	4	35/10	66	29,6	44,8	47,8	72,4
14	265	Слюдинит (аб.)	Т-1	6,3	35/10	104	69,00	66,35	159,0	152,9
			Т-2	6,3	35/11	104	90,00	86,54	159,0	152,9

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Наро-Фоминского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на подстанциях: ПС 220 кВ Встреча (загрузка Т-3 (Т-4) - 128,2%), ПС 110 кВ Нарофоминск (загрузка Т-1 - 149,2%, Т-2 - 120,0%, Т-3 - 168,7%), ПС 110 кВ Селятино (загрузка Т-1 (Т-2) - 136,4%), ПС 35 кВ Вышгород (загрузка Т-1 - 110,1%, Т-2 - 105,0%), ПС 35 кВ Слюдинит (загрузка Т-1 (Т-2) - 152,9%).

Одинцовский муниципальный район.

На территории Одинцовского м.р. расположены 22 подстанции напряжением 35-110-220 кВ, находящиеся на балансе:

ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Подушкино, ПС 110 кВ Акулово, ПС 110 кВ Барвиха, ПС 110 кВ Вяземы, ПС 110 кВ Голицыно, ПС 110 кВ Дарьино, ПС 110 кВ Каринская, ПС 110 кВ Кубинка, ПС 110 кВ Мамоново, ПС 110 кВ Наро-Осаново, ПС 110 кВ Одинцово, ПС 110 кВ Отрадное, ПС 110 кВ Соловьево, ПС 110 кВ Сушкинская, ПС 110 кВ Усово, ПС 110 кВ Успенская, ПС 35 кВ Дачная, ПС 35 кВ Каменская, ПС 35 кВ Комарово, ПС 35 кВ Крылово;

иных собственников: ПС 110 кВ Дюдьково (аб.), ПС 110 кВ Кольцевая (аб.)

Общая установленная мощность 1365,9 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 3 шт. суммарной мощностью 189 МВА;

110 кВ - 39 шт. суммарной мощностью 1126,7 МВА;

35 кВ - 12 шт. общей мощностью 50,2 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находится 20 подстанций 35-110-220 кВ, установленной мощностью 1314,9 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 3 шт. суммарной мощностью 189 МВА;

110 кВ - 35 шт. суммарной мощностью 1075,7 МВА;

35 кВ - 12 шт. общей мощностью 50,2 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях Одинцовского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Одинцовского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 220 кВ
1	842	Подушкино	Т-1	63	220/10/10	2007	6
			Т-2	63	220/10/10	2007	6
			Т-3	63	220/10/10	2007	6
ПС 110 кВ
2	526	Акулово	Т-1	6,3	110/6	1970	43
			Т-2	6,3	110/6	1970	43
3	64	Барвиха	Т-1	63	110/10/6	1968	45
			Т-2	63	110/10/6	1968	45
4	178	Вяземы	Т-1	25	110/10/10	1999	14
			Т-2	25	110/10/10	1999	14
5	117	Голицыно	Т-1	20	110/35/6	1957	56
			Т-2	20	110/35/6	1965	48
			Т-3	40	110/10/6	1976	37
			Т-4	40	110/10/6	1976	37
6	316	Дарьино	Т-5	40,5	110/10/6	1956	57
			Т-2	25	110/10/6	1993	20
7	550	Каринская	Т-1	25	110/10/6	1996	17
			Т-2	25	110/10/6	1996	17
8	118	Кубинка	Т-1	15	110/35/6	1952	61
			Т-2	15	110/35/6	1952	61
			Т-3	25	110/10	1994	19
			Т-4	25	110/10	1994	19
9	782	Мамоново	Т-1	40	110/10/10	2007	7
			Т-2	40	110/10/10	2007	7
10	789	Наро-Осаново	Т-1	10	110/10	1980	33
			Т-2	5,6	110/10	1978	35
11	188	Одинцово	Т-1	40	110/6	2008	5
			Т-2	40	110/35/6	1971	42
			Т-3	40	110/35/6	1970	43
12	783	Отрадное	Т-1	80	110/10/10	2006	7
			Т-2	80	110/10/10	2006	7
13	11	Соловьево	Т-1	10	110/10	1979	34
			Т-2	10	110/10	1973	40
14	645	Сушкинская	Т-1	10	110/6	1970	43
			Т-2	10	110/6	1960	53
15	67	Усово	Т-1	63	110/10/6	2007	6
			Т-2	63	110/10/6	2007	6
16	189	Успенская	Т-1	10	35/6	1996	17
			Т-2	15	110/35/6	1956	57
			Т-4	15	110/35/6	2001	12
			Т-3	10	35/6	1996	17
ПС 35 кВ
17	482	Дачная	Т-1	6,3	35/6	1976	37
			Т-2	6,3	35/6	1976	37
18	293	Каменская	Т-1	1	35/6	1962	51
			Т-2	1,8	35/6	1989	24
			Т-3	3,2	35/6	1966	47
19	294	Комарово	Т-1	3,2	35/6	1962	51
			Т-2	1	35/6	1962	51
			Т-3	1	35/6	1962	51
20	292	Крылово	Т-1	3,2	35/6	1982	31
			Т-2	3,2	35/6	1982	31

Также на территории Одинцовского м.р. расположены абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 35-110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Одинцовского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Одинцовского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 110 кВ
1	544	Дюдьково	Т-1	10	110/10	1967	46
			Т-2	10	110/10	1967	46
2	521	Кольцевая	Т-1	15	110/10	1967	46
			Т-2	16	110/10	1974	39

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Одинцовского м.р., в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, Iном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
ПС 220 кВ
1	842	Подушкино	Т-1	63	220/10/10	158	36,7	23,2	81,6	51,6
			Т-2	63	220/10/10	158	44,9	28,4	81,6	51,6
			Т-3	63	220/10/10	158	0,0	0,0	0,0	0,0
ПС 110 кВ
2	526	Акулово	Т-1	6,3	110/6	33,1	16,8	50,9	41,3	124,9
			Т-2	6,3	110/6	33,1	20,7	62,7	41,3	124,9
3	64	Барвиха	Т-1	63	110/10/6	317	85,9	27,1	238,8	75,3
			Т-2	63	110/10/6	317	152,6	48,1	238,8	75,3
4	178	Вяземы	Т-1	25	110/10/10	125,5	55,5	44,2	118,3	94,3
			Т-2	25	110/10/10	125,5	62,8	50,1	118,3	94,3
5	117	Голицыно	Т-1	20	110/35/6	110	93,6	85,1	155,4	141,2
			Т-2	20	110/35/6	105	59,0	56,2	82,5	78,5
			Т-3	40	110/10/6	200,8	85,8	42,8	201,8	100,5
			Т-4	40	110/10/6	200,8	115,92	57,73	201,77	100,5
6	316	Дарьино	Т-5	40,5	110/10/6	212,5	153,2	72,1	269,6	126,9
			Т-2	25	110/10/6	125,5	114,8	91,5	265,6	211,7
7	550	Каринская	Т-1	25	110/10/6	125,5	53,4	42,5	87,8	70,0
			Т-2	25	110/10/6	125,5	34,4	27,4	87,8	70,0
8	118	Кубинка	Т-1	15	110/35/6	78,5	72,3	92,1	126,0	160,6
			Т-2	15	110/35/6	78,5	53,7	68,4	126,0	160,6
			Т-3	25	110/10	125,5	11,4	9,1	15,8	12,6
			Т-4	25	110/10	125,5	4,3	3,5	15,8	12,6
9	782	Мамоново	Т-1	40	110/10/10	211	157,6	74,7	248,9	118,0
			Т-2	40	110/10/10	211	98,5	46,7	248,9	118,0
10	789	Наро-Осаново	Т-1	10	110/10	50,2	3,2	6,5	27,8	55,3
			Т-2	5,6	110/10	29,4	24,5	83,4	27,8	94,4
11	188	Одинцово	Т-1	40	110/6	200,8	147,3	73,3	272,2	135,6
			Т-2	40	110/35/6	200,8	150,1	74,7	211,5	105,3
			Т-3	40	110/35/6	200,8	186,4	92,8	483,7	240,9
12	783	Отрадное	Т-1	80	110/10/10	400	151,3	37,8	228,7	57,2
			Т-2	80	110/10/10	400	77,9	19,5	228,7	57,2
13	11	Соловьево	Т-1	10	110/10	50,2	23,7	47,2	58,0	115,6
			Т-2	10	110/10	50,2	34,4	68,5	58,0	115,6
14	645	Сушкинская	Т-1	10	110/6	50,2	27,1	54,0	77,5	154,4
			Т-2	10	110/6	50	50,4	100,8	77,5	155,0
15	67	Усово	Т-1	63	110/10/6	316	163,3	51,7	248,5	78,6
			Т-2	63	110/10/6	316	82,2	26,0	248,5	78,6
16	189	Успенская	Т1	10	35/6	314	147,2	46,9	343,0	109,2
			Т-3	10	35/6
			Т-2	15	110/35/6	78,5	20,8	26,5	20,8	26,5
			Т-4	15	110/35/6	78,5	56,2	71,6	98,4	125,4
17	544	Дюдьково (аб.)	Т-1	10	110/10	50,2	47,52	94,66	47,5	94,7
			Т-2	10	110/10	50,2	0,00	0,00	47,5	94,7
18	521	Кольцевая (аб.)	Т-1	15	110/10	74,5	40,37	54,18	83,5	112,1
			Т-2	16	110/10	80,2	43,13	53,78	83,5	104,1
ПС 35 кВ
19	482	Дачная	Т-1	6,3	35/6	115,5	94,3	81,6	163,4	141,5
			Т-2	6,3	35/6	115,5	69,1	59,9	163,4	141,5
20	293	Каменская	Т-1	1	35/6	18,35	14,3	78,0	44,6	243,0
			Т-2	1,8	35/6	30	30,3	100,9	44,6	148,6
			Т-3	3,2	35/6	58,6	27,2	46,4	71,8	122,4
21	294	Комарово	Т-1	3,2	35/6	58,6	9,9	16,9	43,2	73,8
			Т-2	1	35/6	36,7	33,3	90,7	43,2	117,8
			Т-3	1	35/6
22	292	Крылово	Т-1	3,2	35/6	58,6	31,1	53,0	61,9	105,6
			Т-2	3,2	35/6	58,6	30,8	52,6	61,9	105,6

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Одинцовского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на подстанциях: ПС 110 кВ Акулово (загрузка Т-1 (Т-2) - 124,9%) ПС 110 кВ Голицыно (загрузка Т-1 - 141%), ПС 110 кВ Дарьино (загрузка Т-1 - 126,9%, Т-2 - 211,7%), ПС 110 кВ Кубинка (загрузка Т-1 (Т-2) - 160,6%), ПС 110 кВ Мамоново (загрузка Т-1 (Т-2) - 118%), ПС 110 кВ Одинцово (загрузка Т-1 - 135,6%,Т-2 - 105,3%, Т-3 - 240,9%), ПС 110 кВ Соловьево (загрузка Т-1 (Т-2) - 115,6%), ПС 110 кВ Сушкинская (загрузка Т-1 (Т-2) - 154,4%), ПС 110 кВ Успенская (загрузка Т-3 - 109,2%. Т-4 - 125,4%), ПС 110 кВ Кольцевая (загрузка Т-1 - 112,1%), ПС 35 кВ Дачная (загрузка Т-1 (Т-2) - 141,5%), ПС 35 кВ Каменская (загрузка Т-1 - 243%, Т-2 - 148,6%, Т-3 - 122,4%), ПС 35 кВ Комарово (загрузка Т-2 и Т-3 - 117,8%), ПС 35 кВ Крылово (загрузка Т-1 (Т-2) - 105,6%).

Рузский муниципальный район.

На территории Рузского м.р. находится 22 подстанции напряжениями 35-110-220-500 кВ, находящихся на балансе:

- МЭС Центра "ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 500 кВ Дорохово, ПС 220 кВ Шмелево;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Лидино, ПС 110 кВ Мухино, ПС 110 кВ Руза, ПС 110 кВ Сухарево, ПС 110 кВ Шелковка, ПС 35 кВ Веревкино, ПС 35 кВ Дорохово, ПС 35 кВ Карповка, ПС 35 кВ Кирилловка, ПС 35 кВ Коврово, ПС 35 кВ Кожино, ПС 35 кВ Колодкино, ПС 35 кВ Никольское, ПС 35 кВ Ракитино, ПС 35 кВ Северная, ПС 35 кВ Филатово;

- иных собственников: ПС 110 кВ Тучково, ПС 35 кВ Палашкинская ГЭС, ПС 35 кВ Палашкинская ГЭС-34, ПС 35 кВ Васильевская ГЭС.

Общая установленная мощность 1935,9 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

500 кВ-2 шт. суммарной мощностью 1002 МВА;

220 кВ - 5 шт. суммарной мощностью 580 МВА;

110 кВ - 12 шт. суммарной мощностью 246,0 МВА;

35 кВ - 27 шт. общей мощностью 109,9 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находится 16 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 296,7 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 10 шт. суммарной мощностью 196,0 МВА;

35 кВ - 24 шт. общей мощностью 100,7 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Рузского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Рузского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 110 кВ
1	595	Лидино	Т-1	16	110/35/10	1988	25
			Т-2	16	110/35/10	1969	44
2	732	Мухино	Т-1	16	110/10	1977	36
			Т-2	16	110/10	1983	30
3	418	Руза	Т-1	25	110/35/10	1986	27
			Т-2	25	110/35/10	1987	26
4	701	Сухарево	Т-1	16	110/10	1974	39
			Т-2	16	110/10	1976	37
5	468	Шелковка	Т-1	25	110/35/10	2006	7
			Т-2	25	110/35/10	2006	7
ПС 35 кВ
6	291	Веревкино	Т-1	1,6	35/6	1983	30
			Т-2	1,6	35/6	1983	30
7	464	Дорохово	Т-1	6,3	35/10	1969	44
			Т-2	6,3	35/10	1984	29
8	568	Карповка	Т-1	6,3	35/10	2007	6
			Т-2	6,3	35/10	2007	6
9	289	Кирилловка	Т-1	1,6	35/6	1983	30
			Т-2	1,6	35/6	1983	30
			Т-3	4	35/10	1982	31
			Т-4	4	35/10	1989	24
10	290	Коврово	Т-1	1,6	35/6	1989	24
			Т-2	1,6	35/6	1989	24
11	460	Кожино	Т-1	6,3	35/10	1968	45
			Т-2	6,3	35/10	1984	29
12	327	Колодкино	Т-1	4	35/10	1983	30
			Т-2	4	35/10	1980	33
13	618	Никольское	Т-1	6,3	35/10	1978	35
			Т-2	4	35/10	1970	43
14	33	Ракитино	Т-1	10	35/10	2007	6
			Т-2	4	35/10	1976	37
15	649	Северная	Т-1	4	35/10	1991	22
			Т-2	4	35/10	1991	22
16	559	Филатово	Т-1	2,5	35/10	1979	34
			Т-2	2,5	35/10	1979	34

Также на территории Рузского м.р. расположены ПС 500/220/110 кВ N 515 Дорохово и ПС 220/35/6 кВ N 151 Шмелево, находящиеся на балансе МЭС Центра "ОАО "ФСК ЕЭС", и абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 35-110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Рузского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Рузского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 110 кВ
1	390	Тучково	Т-1	25	110/35/10	2003	9
			Т-2	25	110/35/10	2003	9
ПС 35 кВ
2	388	Васильевская ГЭС	Т-2	1,6	35/6	1998	15
3	543	Палашкинская ГЭС	Т-1	1,6	35/6	н/д	н/д
4	473	Палашкинская ГЭС-34	Т-1	4	35/6	н/д	н/д

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Рузского м.р., в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, Iном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
ПС 110 кВ
1	595	Лидино	Т-1	16	110/35/10	80,3	16,6	20,7	91,3	113,7
			Т-2	16	110/35/10	80,3	74,7	93,0	91,3	113,7
2	732	Мухино	Т-1	16	110/10	80,3	0,0	0,0	43,3	54,0
			Т-2	16	110/10	80,3	43,3	53,9	43,3	54,0
3	418	Руза	Т-1	25	110/35/10	125,5	75,8	60,4	132,4	105,5
			Т-2	25	110/35/10	125,5	56,5	45,0	132,4	105,5
4	701	Сухарево	Т-1	16	110/10	80,3	42,1	52,4	77,0	95,9
			Т-2	16	110/10	80,3	34,9	43,5	77,0	95,9
5	468	Шелковка	Т-1	25	110/35/10	125,5	0,0	0,0	87,2	69,5
			Т-2	25	110/35/10	125,5	87,1	69,4	87,2	69,5
6	390	Тучково (аб.)	Т-1	25	110/35/10	125,5	125,2	100	223,5	178,1
			Т-2	25	110/35/10	125,5	98,5	78	223,5	178,1
ПС 35 кВ
7	291	Веревкино	Т-1	1,6	35/6	29,3	5,2	17,7	5,2	17,7
			Т-2	1,6	35/6	29,3	0,0	0,0	5,2	17,7
8	464	Дорохово	Т-1	6,3	35/10	104	50,8	48,8	129,1	124,3
			Т-2	6,3	35/10	104	82,1	78,9	135,2	130,0
9	568	Карповка	Т-1	6,3	35/10	103,9	65,4	62,9	97,5	93,8
			Т-2	6,3	35/10	103,9	34,0	30,8	97,5	93,8
10	289	Кирилловка	Т-1	1,6	35/6	29,3	4,6	15,7	4,6	15,7
			Т-2	1,6	35/6	29,3	0,0	0,0	4,6	15,7
			Т-3	4	35/10	66	16,8	7,6	27,0	41,0
			Т-4	4	35/10	66	10,7	16,2	28,3	42,9
11	290	Коврово	Т-1	1,6	35/6	29,3	0,0	0,0	1,0	3,4
			Т-2	1,6	35/6	29,3	1,0	3,4	1,0	3,4
12	460	Кожино	Т-1	6,3	35/10	103,9	98,5	94,7	116,8	112,4
			Т-2	6,3	35/10	104	19,2	18,4	116,8	117,5
13	327	Колодкино	Т-1	4	35/10	66	28,8	45,7	64,9	102,9
			Т-2	4	35/10	66	36,0	57,1	64,9	102,9
14	618	Никольское	Т-1	6,3	35/10	104	41,5	39,9	103,8	99,7
			Т-2	4	35/10	73,3	66,0	90,0	110,0	150,0
15	33	Ракитино	Т-1	10	35/10	157,1	12,9	8,2	36,0	22,9
			Т-2	4	35/10	66	24,3	36,8	37,8	57,3
16	649	Северная	Т-1	4	35/10	66	53,8	81,4	82,1	124,4
			Т-2	4	35/10	66	28,3	42,9	82,1	124,4
17	559	Филатово	Т-1	2,5	35/10	41,2	35,1	85,1	53,8	130,2
			Т-2	2,5	35/10	41,2	18,6	45,1	53,8	130,2
18	388	Васильевская ГЭС	Т-1	1,6	35/6	26,4	14,8	56	24,6	55,9
19	543	Палашкинская ГЭС (аб)	Т-1	1,6	35/6	26,4	0	0	0	0
20	473	Палашкинская ГЭС-34 (аб)	Т-1	4	35/6	66,7	42,9	64,9	42,9	64,3

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Рузского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на подстанциях: ПС 110 кВ Лидино (загрузка Т-1 (Т-2) - 113,7%), ПС 110 кВ Руза (загрузка Т-1 (Т-2) - 105,5%), ПС 110 кВ Тучково (загрузка Т-1 (Т-2) - 178,1%), ПС 35 кВ Дорохово (загрузка Т-1 - 124,3%, Т-2 - 130%), ПС 35 кВ Кожино (загрузка Т-1 - 112,4%, Т-2 - 117,5%), ПС 35 кВ Никольское (загрузка Т-2 - 150%), ПС 35 кВ Северная (загрузка Т-1 (Т-2) - 124,4%), ПС 35 кВ филатово (загрузка Т-1 (Т-2) - 130,2%).

Шаховской муниципальный район.

На территории Шаховского м.р. расположены 9 подстанций напряжениями 35-110 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Шаховская, ПС 35 кВ Волочаново, ПС 35 кВ Манеж, ПС 35 кВ Середа;

- иных собственников: ПС 35 кВ Насосная (аб.), ПС 35 кВ Паново, ПС 35 кВ Промбаза(аб.), ПС 35 кВ Перепадная (аб.), ПС 35 кВ Черленково (аб.).

Общая установленная мощность 80,1 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 30,0 МВА;

35 кВ - 13 шт. общей мощностью 56,5 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находится 4 подстанции 35-110 кВ, установленной мощностью 56,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 30 МВА;

35 кВ - 6 шт. общей мощностью 26,3 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Шаховского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Шаховского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 110 кВ
1	406	Шаховская	Т-1	15	110/35/10	1958	55
			Т-2	15	110/35/10	1965	48
ПС 35 кВ
2	648	Волочаново	Т-1	4	35/10	1990	23
			Т-2	4	35/10	1990	23
3	528	Манеж	Т-1	3,2	35/10	1948	65
			Т-2	3,2	35/10	1947	66
4	462	Середа	Т-1	6,3	35/10	1977	36
			Т-2	5,6	35/10	1961	52

Также на территории Шаховского м.р. расположены абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 35-110 кВ. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Шаховского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Шаховского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн	Год изготовления	Срок службы
ПС 35 кВ
1	779	Насосная	Т-1	6,3	35/6	1977	36
			Т-2	6,3	35/6	1977	36
2	248	Паново	Т-1	4	35/6	н/д	н/д
			Т-2	4	35/6	н/д	н/д
3	697	Промбаза	Т-1	1,6	35/10	н/д	н/д
4	832	Перепадная	Т-2	4	35/6	н/д	н/д
5	347	Черленково	Т-1	4	35/6	н/д	н/д

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Шаховского м.р., в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, Iном., А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
ПС 110 кВ
1	406	Шаховская	Т-1	15	110/35/10	78,73	64,0	81,3	102,0	129,6
			Т-2	15	110/35/10	78,73	38,0	48,3	102,0	129,6
ПС 35 кВ
2	648	Волочаново	Т-1	4	35/10	66	0,0	0,0	27,1	41,0
			Т-2	4	35/10	66	27,1	41,0	27,1	41,0
3	528	Манеж	Т-1	3,2	35/10	52,8	0,0	0,0	40,0	75,7
			Т-2	3,2	35/10	52,8	40,0	75,7	40,0	75,7
4	462	Середа	Т-1	6,3	35/10	103,92	0,0	0,0	62,9	60,6
			Т-2	5,6	35/10	102,64	62,9	61,3	62,9	61,3
5	779	Насосная (аб.)	Т-1	6,3	35/10	104	0,00	0,00	4,0	3,9
			Т-2	6,3	35/10	104	4,03	3,88	4,0	3,9
6	248	Паново	Т-1	4	35/10	65,48	0	0	0	0
			Т-2	4	35/10	65,48	0	0	0	0
7	697	Промбаза (аб.)	Т-1	1,6	35/10	26,7	4,44	16,63	4,4	16,6
8	832	Перепадная (аб.)	Т-2	4	35/6	65,48	2,81	4,29	2,8	4,3
9	347	Черленково (аб.)	Т-1	4	35/6	65,48	3,97	6,06	4,0	6,1

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Шаховского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на подстанциях: ПС 110 кВ Шаховская (загрузка Т-1 (Т-2) - 129,6%).

В таблице представлена характеристика ВЛ 35-110-220-500 кВ, проходящих по территории Западных электрических сетей Московской энергосистемы.

Характеристика ВЛ 35-110-220-500 кВ, проходящих по территории Западных электрических сетей Московской энергосистемы

Наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Допустимый ток по проводу/кабелю Iдоп, А		Допустимый ток линии Iдоп, А		Протяженность линии	Год постройки/реконструкции	Срок службы	Территория прохождения ЛЭП
		t = -5С	t = +25С	t = -5С	t = +25С
ВЛ 750 кВ
ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Грибово	5хАС-300/39					56,3	2012	1	Тверская область; Лотошинский м.р., Волоколамский м.р.
ВЛ 500 кВ
ВЛ-500 кВ Западная - Очаково	3хАС 500			2000	2000	31,19	1966/2007/2008	47	Одинцовский м.р.
ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово	3хАС-330/43					73,5	2012	1	Волоколамский м.р.; Рузский м.р.
ВЛ 220 кВ (МЭС Центра)
ВЛ-220 кВ Калужская - Латышская	АСУ-400	1064	825	1064	825	14,38	1956	57	Наро-Фоминский м.р.; Калужская область
ВЛ-220 кВ Мирная-Кедрово	АСУ-400/93	1064	825	1064	825	30,47	1956	57	Наро-Фоминский м.р.; Калужская область
ВЛ-220 кВ Латышская - Кедрово	АСУ-400/93	1064	825	1064	825	15,62	1964	49	Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-220 кВ Дровнино - Грибово	АС-400/21	1064	825	1064	825	66,14	1974	39	Можайский м.р., Шаховской м.р., Волоколамский м.р.
ВЛ-220 кВ Дровнино - Дорохово	АС-400/51	1064	825	1064	825	64,9	1981	32	Можайский м.р.; Рузский м.р.
ВЛ-220 кВ Дорохово - Кедрово	АС-400/51	1064	825	1064	825	47,5	1981	32	Наро-Фоминский м.р.; Рузский м.р.
ВЛ-220 кВ Луч-Шмелево	АС-400/64 АС-400/51	1064	825	1064	825	44,64	1968	45	Истринский м.р., Рузский м.р.
ВЛ-220 кВ Шмелево-Грибово	АСО-400	1064	825	1064	825	48,29	1968	45	Истринский м.р., Волоколамский м.р.
ВЛ-220 кВ Радищево-Луч	АС-400/51	1064	825	1064	825	57,38	1977	35	Солнечногорский м.р., Истринский м.р.
ВЛ-220 кВ Радищево - Шмелево	АС-400/51 АС-400 АСУ-400	1064	825	1064	825	77,31	1970/1971	42	Солнечногорский м.р., Истринский м.р., Рузский м.р.
ВЛ-220 кВ Кедрово-Бугры	АС 400/93	1064	825	1064	825	68,2	1971	41	Наро-Фоминский м.р., г. Москва, Чеховский м.р.
ВЛ 220 кВ
ВЛ-220 кВ Встреча-Лесная	АС-400	1064	825	1000	825	29	1954; 1990/2012	59	Наро-Фоминский м.р.; г. Москва
ВЛ-220 кВ Кедрово-Встреча	АСУ-400	1064	825	1000	825	53,5	1954/2007	59	Наро-Фоминский м.р.; г. Москва
ВЛ-220 кВ Кедрово-Лесная	АС-400/51	1064	825	600	600	68,6	1954; 1990/2012	59	Наро-Фоминский м.р.; г. Москва
ВЛ 220 кВ Слобода - Шмелево	АС-400/93	1064	825	1064	825	51,5	1967/2011		Истринский м.р.
ВЛ 110 кВ
ВЛ-110 кВ Ворсино - Мишуково с отп.	АС-150	580	450	580	450	10,5	1954/2007	59	Наро-Фоминский м.р.; Калужская область
ВЛ-110 кВ Вяземы - Дарьино с отп.	АС-240/32	780	605	600	510	17,1	2007	6	Одинцовский м.р.
ВЛ-110 кВ Голицыно - Встреча 1 с отп	АС-240/32	780	605	600	422	19,4	2006	7	Одинцовский м.р.; Наро-Фоминский м.р.; г. Москва
ВЛ-110 кВ Голицыно - Встреча 2 с отп	АС-240/32	780	605	600	422	19,4	2006	7	Одинцовский м.р.; Наро-Фоминский м.р.; г. Москва
ВЛ-110 кВ Голицыно-Вяземы	АС-240/32	780	605	600	510	2,7	2007	6	Одинцовский м.р.
ВЛ-110 кВ Голицыно - Звенигород 1	АС-150	580	450	580	422	24,7	1967/2010	46	Одинцовский м.р., г.о. Звенигород
ВЛ-110 кВ Голицыно - Звенигород 2	АС-150	580	450	580	422	24,7	1967/2010	46	Одинцовский м.р.; г.о. Звенигород
ВЛ-110 кВ Дарьино-Усово 1	АС-150	580	450	580	400	6,2	1964/2010	49	Одинцовский м.р.
ВЛ-110 кВ Дарьино-Усово 2	АС-150	580	450	580	400	6,2	1964/2010	49	Одинцовский м.р.
ВЛ-110 кВ Дарьино - Успенская	АС-150	580	450	580	450	6,3	1989/2009	24	Одинцовский м.р.
ВЛ-110 кВ Дедово-Духанино	АС-150	580	450	580	450	24,1	1958; 79/2009	55	Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Духанино - Манихино	АС-150	580	450	580	450	13,5	1958; 79/2009	55	Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Ивановская - Манихино 1	АС-120	503	390	503	390	7,34	1967/2010	46	Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Ивановская - Манихино 2	АС-120	503	390	503	390	7,34	1967/2010	46	Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Кедрово - Нарофоминск 1	АС-120	503	390	503	390	14,2	1966/2006	47	Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-110 кВ Кедрово - Нарофоминск 2	АС-120	503	390	503	390	14,2	1966/2006	47	Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-110 кВ Кубинка - Кедрово 1 с отп.	АС-240	780	605	600	600	25,25	2007	6	Одинцовский м.р.; Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-110 кВ Кубинка - Кедрово 2 с отп.	АС-240	780	605	600	600	25,25	2007	6	Одинцовский м.р.; Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-110 кВ Кубинка - Ивановская 1 с отп.	АС-120	503	390	503	390	43,2	1967/2010	46	Одинцовский м.р.; Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Кубинка - Ивановская 2 с отп.	АС-120	503	390	503	390	43,2	1967/2010	46	Одинцовский м.р.; Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Кубинка - Сухарево с отп.	АС-120	503	390	503	390	38,5	1954/2009	59	Одинцовский м.р.; Рузский м.р.
ВЛ-110 кВ Кубинская 1 с отп. (Кубинка - Голицино)	АС-120	503	390	503	390	18,7	1952/2009	61	Одинцовский м.р.;
ВЛ-110 кВ Кубинская 2 с отп. (Кубинка - Голицино)	АС-120	503	390	503	390	18,7	1952/2009	61	Одинцовский м.р.
ВЛ-110 кВ Луч-Полянка	АС-150	580	450	580	450	8,92	1959/2009	54	Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Полянка - Манихино	АС-150	580	450	580	450	4,8	1959/2010	54	Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Луч-Пернатово с отп.	АС-150	580	450	580	450	12,24	1958/2008	55	Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Н-Фоминск - Мишуково 1	АС-150	580	450	580	450	18,8	1954/2008	59	Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-110 кВ Н-Фоминск - Мишуково 2	АС-150	580	450	580	450	18,2	1985/2008	28	Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-110 кВ Н-Фоминск - Селятино 1 c отп.	АС-120	503	390	503	390	34,52	1954; 68/2010	59	Наро-Фоминский м.р., г. Москва
ВЛ-110 кВ Н-Фоминск - Селятино 2 c отп.	АС-120	503	390	503	390	34,52	1954; 68/2010	59	Наро-Фоминский м.р.; г. Москва
ВЛ-110 кВ Нахабино - Слобода	АС-150	580	450	580	450	7,7	1958; 98/2008	55	Истринский м.р.; Красногорский м.р.
ВЛ-110 кВ Немчиновка - Барвиха 1	АС-150	580	450	580	450	6,3	1934/2009	79	Одинцовский м.р.; г. Москва
ВЛ-110 кВ Немчиновка - Барвиха 2	АС-150	580	450	580	450	7,3	1934/2009	79	Одинцовский м.р.; г. Москва
ВЛ-110 кВ Одинцово - Дарьино	АС-240/32	780	605	630	605	11,55	2007/2009	6	Одинцовский м.р.
ВЛ-110 кВ Одинцово - Отрадное	АСО-300	916	710	600	450	2	2007	6	Одинцовский м.р.
ВЛ-110 кВ Рублево - Барвиха 1	АС-150	580	450	580	450	2,3	1984/2009	29	Одинцовский м.р.; г. Москва
ВЛ-110 кВ Рублево - Барвиха 2	АС-150	580	450	580	450	2,3	1984/2009	29	Одинцовский м.р.; г. Москва
ВЛ-110 кВ Румянцево - Чисмена с отп.	АС-150	580	450	500	450	24,7	1958/2009	55	Истринский м.р.; Волоколамский м.р.
ВЛ-110 кВ Румянцево - Ядрошино	АС-150	580	450	500	450	8,45	1958/2010	55	Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Селятино - Встреча 1	АС-120	503	390	503	390	8,2	1966/2010	47	Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-110 кВ Селятино - Встреча 2	АС-120	503	390	503	390	8,2	1966/2010	47	Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-110 кВ Слобода-Дедово	АС-150	580	450	580	450	8,7	1958; 98/2007	55	Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Ядрошино - Пернатово	АС-150	580	450	580	450	5,9	1958/2010	55	Истринский м.р.
ВЛ-110 кВ Можайск - Шевардино	АС-120/19	503	390	503	390	27,07	1955/2008	58	Можайский м.р.
ВЛ-110 кВ Можайск - Бородино	АС-120/19	503	390	503	390	22,7	1955/2008	58	Можайский м.р.
ВЛ-110 кВ Шевардино - Дровнино с отп.	АС-150/24	580	450	580	450	30,22	1973/2009	40	Можайский м.р.
ВЛ-110 кВ Бородино - Дровнино с отп.	АС-120/19	503	390	503	390	36,42	1973/2009	40	Можайский м.р.
ВЛ-110 кВ Макарово - Кукарино	АС-150/24	580	450	580	450	6,2	1991/2010	22	Можайский м.р.
ВЛ-110 кВ Можайск - Макарово	АС-120/19	503	390	503	390	3,7	1959/2007	54	Можайский м.р.
ВЛ-110 кВ Кукарино-Лидино	АС-120/19	503	390	503	390	34,1	1959/2010	54	Можайский м.р.; Рузский м.р.
ВЛ-110 кВ Можайск-Верея 1	АС-150	580	450	300	300	21,2	1988/2010	25	Можайский м.р.; Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-110 кВ Можайск-Верея 2	АС-150	580	450	300	300	21,2	1988/2010	25	Можайский м.р.; Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-110 кВ Сухарево-Руза1	АС-150/24	580	450	580	450	23,3	1986/2005	27	Рузский м.р.
ВЛ-110 кВ Сухарево-Руза2	АС-150/24	580	450	580	450	23,3	1986/2005	27	Рузский м.р.
ВЛ-110 кВ Сухарево - Шелковка	АС-120/19	503	390	503	390	18,2	1955; 2006/2007	58	Рузский м.р.
ВЛ-110 кВ Можайск - Шелковка	АС-120/19	503	390	503	390	21,6	1955; 2006/2007	58	Можайский м.р.; Рузский м.р.
ВЛ-110 кВ Мухино - Можайск с отп.	АС-120/19	503	390	503	390	34,2	1955/2007	58	Можайский м.р., Рузский м.р.
ВЛ-110 кВ Лидино-Руза	АС-120/19	503	390	503	390	21,2	2003/2009	10	Рузский м.р.
ВЛ-110 кВ Кубинка-Мухино	АС-120/19	503	390	503	390	20,3	1954/2009	59	Рузский м.р.; Одинцовский м.р.
ВЛ-110 кВ Грибово-Лидино	АС-120/19	503	390	503	390	38,77	1980/2004	33	Волоколамский м.р.; Рузский м.р.
ВЛ-110 кВ Волоколамск - Панфиловская	АС-150	580	450	580	450	4,24	1957; 1988; 2009/2005	56	Волоколамский м.р.
ВЛ-110 кВ Панфиловская - Чисмена	АС-150	580	450	580	450	23,2	1957; 1988; 2009/2005	56	Волоколамский м.р.
ВЛ-110 кВ Волоколамск - Сычи с отп.	АС-150	580	450	580	450	21,78	1988/2005	25	Волоколамский м.р.
ВЛ-110 кВ Грибово - Волоколамск-1	АС-150	580	450	580	450	5,33	1962/2003	51	Волоколамский м.р.
ВЛ-110 кВ Грибово - Волоколамск-2	АС-150	580	450	580	450	5,33	1962/2003	51	Волоколамский м.р.
ВЛ-110 кВ Грибово-Газовая 1	АС-95	425	330	425	330	0,65	1962/2003	51	Волоколамский м.р.
ВЛ-110 кВ Грибово-Газовая 2	АС-95	425	330	425	330	0,65	1962/2003	51	Волоколамский м.р.
ВЛ-110 кВ Грибово-Сычи	АС-150	580	450	580	450	27	1988/2005	25	Волоколамский м.р.
ВЛ-110 кВ Грибово - Лотошино 1	АС-120	503	390	503	390	25,6	1979/2007	34	Волоколамский м.р.; Лотошинский м.р.
ВЛ-110 кВ Грибово - Лотошино 2	АС-120	503	390	503	390	25,6	1979/2007	34	Волоколамский м.р.; Лотошинский м.р.
ВЛ-110 кВ Грибово - Шаховская 1	АС-150	580	450	580	450	20,3	1972/2002	41	Волоколамский м.р. Шаховской м.р.
ВЛ-110 кВ Грибово - Шаховская 2	АС-150	580	450	580	450	20,3	1972/2002	41	Волоколамский м.р.; Шаховской м.р.
ВЛ 35 кВ
Одинцово - Внуково	АС-95	425	330	300	330	1,45	1941	72	Одинцовский м.р.; г. Москва
Одинцово - Тяговая 1	АС-120/19	503	390	200	200	2,9	1950/1992	63	Одинцовский м.р.
Одинцово - Тяговая 2	АС-120/19	503	390	200	200	2,9	1950/1992	63	Одинцовский м.р.
Успенская - Дачная	АС-70	341	265	150	150	9,06	1948/1982	65	Одинцовский м.р.
Звенигород - Дачная	АС-70	341	265	200	200	10,825	1962	51	Одинцовский м.р.; г.о. Звенигород
Голицыно - Успенская	АС-150/24	580	450	400	400	13,9	1982/2000	31	Одинцовский м.р.
Апрелевка - Первомайская	АС-70	341	265	200	200	3,9	1961/2000	52	Наро-Фоминский м.р.; г. Москва
Крылово - Звенигород	АСВУ-35; 2х120	425	330	150	150	8,5	1952/1967/2000	61	Одинцовский м.р.; г.о. Звенигород
Железнодорожная - Апрелевка	АС-120/19	503	390	300	300	0,6	1964	49	Наро-Фоминский м.р.; г. Москва
Голицыно - Комарово	АС-50 АС-95 АС-120/19	271 425 503	210 330 390	150	150	6,118	1952/2009	61	Одинцовский м.р.
Голицыно - Каменская	АС-50 АС-120/19	271 503	210 390	271	210	10,1	1952/2009	61	Одинцовский м.р.
Каменская - Звенигород	АС-50 АС-120/19	271 503	210 390	271	210	13,8	1952	61	Одинцовский м.р.; г.о. Звенигород
Одинцово - Кокошкино	АС-120/19	503	390	300	300	13,5	1958/1985	55	Одинцовский м.р.; г. Москва
Комарово - Кленово	АС-50 АС-120/19	271 503	210 390	150	150	15,3	1952/2008	55	Одинцовский м.р.; г. Москва
Кубинка-Каменка	АС-95	425	330	150	150	25,8	1952	61	Одинцовский м.р.; Наро-Фоминский м.р.
Корытово - Каменка	АС-95	425	330	150	150	12	1952	61	Наро-Фоминский м.р.
Мишуково - Колосово	АС-70 АС-120/19	341 503	265 390	341	265	3,2	1952/1989	61	Наро-Фоминский м.р.
Мишуково-Корытово	АС-70	341	265	150	150	12,3	1952/1989	61	Наро-Фоминский м.р.
Кубинка-Кириловка с отп.	АС-95	425	330	250	250	13,2	1952	61	Одинцовский м.р.; Рузский м.р.
Выползово-Крылово	АС-50 АС-120/19	271 503	210 390	150	150	14,9	1957	56	Истринский м.р.; Одинцовский м.р.
Володино-Выползово	АС-50 АС-120/19	271 503	210 390	150	150	11,7	1952	61	Истринский м.р.
Истра-Манихино	АС-95	425	330	200	200	12,4	1952	61	Истринский м.р.
Истра-Устиново	АС-95	425	330	200	200	25,3	1952	61	Истринский м.р.
Румянцево-Устиново с отп.	АС-95	425	330	200	200	7,7	1964	49	Истринский м.р.
Чисмена-Устиново	АС-95	425	330	300	300	15,3	1952/1964	61	Волоколамский м.р.; Истринский м.р.
Валуйки-Веревкино	АС-70	341	265	200	200	19,6	1952	61	Истринский м.р.; Рузский м.р.
Нахабино-Снегири	АС-95	425	330	200	200	14,7	1952/1999	61	Красногорский м.р.; Истринский м.р.
Снегири-Манихино	АС-95	425	330	200	200	11,4	1952	61	Истринский м.р.
Лыщево-Петровская I	АС-70	341	265	200	200	22,8	1971	42	Истринский м.р.
Лыщево-Петровская II	АС-70	341	265	200	200	22,8	1971	42	Истринский м.р.
Валуйки-Ванино	АС-70	341	265	150	150	6,7	1958	55	Истринский м.р., Клинскикй м.р.
Петровская-Нудоль I	АС-70	341	265	300	265	7,8	1969	44	Истринский м.р.; Клинскикй м.р.
Петровская-Нудоль II	АС-70	341	265	300	265	7,8	1969	44	Истринский м.р.; Клинскикй м.р.
Румянцево - Петровская 1	АС-95	425	330	300	300	6,1	1969	44	Истринский м.р.
Румянцево - Петровская 2	АС-95	425	330	300	300	6,1	1969	44	Истринский м.р.
Лама - Лотошино	АС-70	341	265	150	150	23,33	1967	46	Волоколамский м.р.; Лотошинский м.р.
Волоколамск - Теряево 1	АС-50	271	210	100	100	23	1972	41	Волоколамский м.р.
Волоколамск - Теряево 2	АС-50	271	210	100	100	23	1972	41	Волоколамский м.р.
Волоколамск - Лама	АС-70	341	265	150	150	16,9	1976	37	Волоколамский м.р.
Лама - Шишково	АС-95	425	330	200	220	7,5	1982	31	Волоколамский м.р.
Ошейкино - Шишково	АС-70	341	265	200	200	12,83	1983	30	Волоколамский м.р.; Лотошинский м.р.
Шаховская - Манеж	АС-70	341	265	150	150	14,5	1967	46	Шаховской м.р.
Манеж - Лотошино	АС-70	341	265	150	150	15,5	1967	46	Шаховской м.р.; Лотошинский м.р.
Шаховская - Середа 1	АС-120/19	503	390	200	200	17,34	1967	46	Шаховской м.р.
Шаховская - Середа 2	АС-120/19	503	390	150	150	17,34	1967	46	Шаховской м.р.
Волоколамск - Спас с отп.	АС-70 АС-120	341 503	265 330	200	200	16,3	1981	32	Волоколамский м.р.
Лидино - Осташево	АС-70	341	265	150	150	12,8	1967	46	Рузский м.р.; Волоколамский м.р.
Лотошино - Ошейкино 1	АС-70	341	265	200	200	16	1980	33	Лотошинский м.р.
Лотошино - Ошейкино 2	АС-70	341	265	100	100	16	1980	33	Лотошинский м.р.
Осташево - Федосьино 1	АС-50	271	210	75	75	16	1972	41	Волоколамский м.р.
Осташево - Федосьино 2	АС-50	271	210	75	75	16	1972	41	Волоколамский м.р.
Волоколамск - Холстниково	АС-70	341	265	300	300	8,8	1975	38	Волоколамский м.р.
Середа - Глядковская	АС-120/19	503	390	100	100	23,5	2003	10	Шаховской м.р.; Можайский м.р.
Лотошино - Введенское1	АС-50	271	210	150	150	16	1967	46	Лотошинский м.р.
Лотошино - Введенское2	АС-50	271	210	150	150	16	1967	46	Лотошинский м.р.
Панфиловская - Дубосеково 1	АС-50	271	210	271	210	4,3	1962/2008	51	Волоколамский м.р.
Панфиловская - Дубосеково 2	АС-50	271	210	271	210	4,3	1962/2008	51	Волоколамский м.р.
Спас - Осташево	АС-120/19	503	390	200	200	7,64	1980	33	Волоколамский м.р.
Холстниково - Судниково 1	АС-70	341	265	100	100	11,3	1976	37	Волоколамский м.р.
Холстниково - Судниково 2	АС-70	342	265	100	100	11,3	1976	37	Волоколамский м.р.
Шаховская - Насосная 1 с отп.	АС-70	341	265	150	150	37,3	1975	38	Шаховской м.р.
Шаховская - Насосная 2 с отп.	АС-70	341	265	150	150	34	1975	38	Шаховской м.р.
Шаховская - Волочаново 1 с отп.	АС-95	425	330	150	150	21,5	1992	21	Шаховской м.р.
Шаховская - Волочаново 2 с отп.	АС-95	425	330	300	300	20,12	1992	21	Шаховской м.р.
Панфиловская - Холстниково I	АС-150	580	450	400	400	2,1	2008	5	Волоколамский м.р.
Панфиловская - Холстниково II	АС-70	580	450	400	400	2,1	2008	5	Волоколамский м.р.
Северная - Ракитино с отп.	АС-120	503	390	300	300	8,94	1991	22	Рузский м.р.
Шевардино - Глядковская с отп.	АС-70	341	265	150	150	42,6	1958	55	Можайский м.р.
Ракитино - Палашкинская	АС-50	271	210	150	150	1,8	1965	48	Рузский м.р.
Марфинская 1 с отп.	АС-120	503	390	300	300	11,3	1955	58	Можайский м.р.
Марфинская 2 с отп.	АС-121	503	390	300	300	11,3	1955	58	Можайский м.р.
Мордвиново - Цезарево	АС-70	341	265	100	100	15,4	1960	53	Можайский м.р.
Кирилловка-Коврово	АС-70	341	265	150	150	12,8	1953	60	Рузский м.р.
Коврово - Веревкино	АС-70	341	265	150	150	17,73	1952	61	Рузский м.р.
Кирилловка - Руза	АС-120	503	390	300	265	13,68	1965	48	Рузский м.р.
Тучково - Дорохово	АС-95	425	330	300	300	6,86	1962	51	Рузский м.р.
Лидино - Ракитино	АС-150/24	580	450	300	300	8,93	1966	47	Рузский м.р.
Руза - Карповка	АС-95	425	330	300	300	10,37	1965	48	Рузский м.р.
Румянцево - Никольское	АС-70	341	265	300	265	18,6	1965	48	Рузский м.р.; Истринский м.р.
Румянцево - Устиново с отп.	АС-95	425	330	200	200	18,6	1965	48	Истринский м.р.
Дорохово - Кожино с отп.	АС-70	341	265	300	265	12,91	1971	42	Рузский м.р.
Цезарево - Хващевская	АС-70	341	265	100	100	23,8	1978	35	Можайский м.р.
Хващевская - Киселево 1	АС-70	341	265	100	100	17,7	1989	24	Можайский м.р.
Хващевская - Киселево 2	АС-70 АС-95	341	265	100	100	17,7	1989	24	Можайский м.р.
Филатово - Карповка	АС-95	425	330	425	330	11,9	1979	34	Рузский м.р.
Верея - Колодкино 1 с опт.	АС-70	341	265	150	150	23,37	1981	32	Наро-Фоминский м.р.; Рузский м.р.
Верея - Колодкино 2 с опт.	АС-70	341	265	150	150	23,37	1981	32	Наро-Фоминский м.р.; Рузский м.р.
Верея - Вышгород 1	АС-70	341	265	100	100	9,3	1973	40	Наро-Фоминский м.р.
Верея - Вышгород 2	АС-70	341	265	100	100	6,78	1973	40	Наро-Фоминский м.р.
Лидино - Збышки 1	АС-120/19	503	390	200	200	10,6	1983	30	Рузский м.р.; Можайский м.р.
Лидино - Збышки 2	АС-120/19	503	390	200	200	10,6	1983	30	Рузский м.р.; Можайский м.р.
Можайск - Мордвиново	АС-70	341	265	200	200	21,4	1960	53	Можайский м.р.
Ракитино - Филатово	АС-95	425	330	150	150	4,1	1966	47	Рузский м.р.
Кирилловка - Кожино	АС-95	425	330	300	300	6	1961	52	Рузский м.р.
Тучково - Кирилловка	АС-95	425	330	300	300	12,57	1959	54	Рузский м.р.
Можайск - Колодкино	АС-70	342	261	200	200	18	1969	44	Можайский м.р.; Рузский м.р.
Кубинка - Кириловка	АС-120 АС-95	503 425	390 330	150	150	14,6	2006	7	Одинцовский м.р.; Рузский м.р.
Руза - Северная	АС-120/19	503	390	300	300	3,86	1991	22	Рузский м.р.
ВЛ-35кВ Нарофоминск-Слюдинит 1	АС-120	503	390	300	300	н/д	н/д	н/д	Наро-Фоминский м.р.
ВЛ-35кВ Нарофоминск-Слюдинит 2	АС-120	503	390	300	300	н/д	н/д	н/д	Наро-Фоминский м.р.
ВЛ 35 кВ Карская-Лосево	ОСБ-3х120	381	295	381	295	60	н/д	н/д	Наро-Фоминский м.р.; Калужская область

В таблице представлена характеристика КВЛ 35-110-220-500 кВ, проходящих по территории Западных электрических сетей Московской энергосистемы.

Характеристика КВЛ 35-110-220-500 кВ, проходящих по территории Западных электрических сетей Московской энергосистемы

Наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Допустимый ток по проводу/кабелю Iдоп, А		Допустимый ток линии Iдоп, А		Протяженность линии	Год постройки/реконструкции	Срок службы	Территория прохождения ЛЭП
		t = -5С	t = +25С	t = -5С	t = +25С
КВЛ 220 кВ (МЭС Центра)
Дорохово - Слобода 1	АС-400			1064	825	72,9	2012	1	Рузский м.р., Одинцовский м.р., Истринский м.р.
Дорохово - Слобода 2	АС-400			1064	825	72,9	2012	1	Рузский м.р., Одинцовский м.р., Истринский м.р.
КВЛ 220 кВ Западная-Слобода 1	АС-400			1064	825	28,8	2012	1	Красногорский м.р.
КВЛ 220 кВ Западная-Слобода 2	АС-400			1064	825	28,8	2012	1	Истринский м.р.
КВЛ 220 кВ Слобода - Шмелево	АС-400			1064	825	51	2012	1
КВЛ 220 кВ
Нововнуково-Встреча 1	FXLJ 1*1200 АС-400/51	1001 1064	1001 825	1000	825	7,1 14,1	1956	57	Наро-Фоминский м.р.; Одинцовский м.р.; г. Москва
Нововнуково-Встреча 2	FXLJ 1*1200 АС-400/51	1001 1064	1001 825	1000	825	7,1 14,1	1956	57	Наро-Фоминский м.р.; Одинцовский м.р.; г. Москва
Лыково-Очаково	НХСНВМК-4F-1х1200 АС-400/51	1200 1064	1200 825	1000	825	7,74 22,36	2006	7	Одинцовский м.р.; г. Москва
КВЛ Очаково-Подушкино	2XS(FL)2Y-LWL 1*1600RMS/265-127/220 кВ	1047 1064	1047 825	1047	825	10	2010	3	Одинцовский м.р.; г. Москва
КВЛ Подушкино-Нововнуково	2XS(FL)2Y-LWL 1*1600RMS/265-127/220 кВ АС-500/27	1047 1064	1047 825	1047	825	16	2010	3	Одинцовский м.р.; г. Москва
КВЛ Очаково-Нововнуково	АС-400/51 FXLJ 1*1200	1064 1001	825 1001	1001	825	12,2 16,2	1956	57	Одинцовский м.р.; г. Москва
Очаково-Красногорская	НХСНВМК-HF-220-1*2000 АСУ-400/51	1200 1064	1200 825	1000	825	0,5 23,1	1956	57	г. Москва.; Одинцовский м.р.; Красногорский м.р.
КВЛ 110 кВ
Голицыно-Полет с отп.	АС-240/32 ПвПу2г1*630	780 680	605 680	600	390	19,15 4,35	2007	6	Одинцовский м.р., г. Москва
Дарьино-Полет	АС-240/32 ПвПу2г 1*630	780 680	605 680	600	600	15,2 4,4	2007	6	Одинцовский м.р.; г. Москва
Рублево-Сетунь 1	FXLJ 1x1200/265-110 кВ	1000	1000	1000	1000	6,2	1962/2009	51	Одинцовский м.р.; г. Москва
Рублево-Сетунь 2	FXLJ 1x1200/265-110 кВ	1000	1000	1000	1000	6,2	1962/2009	51	Одинцовский м.р.; г. Москва
Одинцово-Полет	АС-300/39 ПвПу2г 1*630	916 680	710 680	600	600	6,57 4,83	2007	6	Одинцовский м.р.; г. Москва
Отрадное-Полет	АС-300/39 ПвПу2г 1*630	916 680	710 680	600	600	4,84 4,46	2007	6	Одинцовский м.р.; г. Москва
Очаково-Одинцово 1 с отп.	HAWK 477-T16 26/7 ACCR, 2XS(FL)2Y1*1600RMS/265-64/110 кВ, 2XS(FL)2Y1*1400RMS/265-64/110 кВ	1245 1149	1168 1149	1000	1000	10,5	1992/2008	21	Одинцовский м.р.; г. Москва
Очаково-Одинцово 2 с отп.	HAWK 477-T16 26/7 ACCR, 2XS(FL)2Y1*1600RMS/265-64/110 кВ, 2XS(FL)2Y1*1400RMS/265-64/110 кВ	1245 1149	1168 1149	1000	1000	10,5	1992/2008	21	Одинцовский м.р.; г. Москва

Протяженность ВЛ, находящихся на балансе МЭС Центра:

- 750 кВ - 275 км;

- 500 кВ - 116,9 км;

- 220 кВ - 679,73 км.

Протяженность ВЛ, находящихся на балансе ОАО "МОЭСК":

- 220 кВ - 252,96 км;

- 110 кВ - 1306,2 км;

- 35 кВ - 1384, 52 км.

Протяженность КЛ, находящихся на балансе МЭС Центра:

- 220 кВ - 14,4 км;

Протяженность ВЛ, находящихся на балансе ОАО "МОЭСК":

- 220 кВ - 48,64 км;

- 110 кВ - 22,9 км.

По замерам режимного дня зимнего максимума 2012 г. были выявлены ЛЭП, с максимальной загрузкой. Данные по этим ЛЭП приведены в таблице.

Список ЛЭП напряжением 35-110-220 кВ Западных электрических сетей с максимальной загрузкой

Наименование ЛЭП	Iдоп. при t=-50C	Фактическая мax загрузка в зимний максимум 21.12. 2012		Территория прохождения ЛЭП
		А	% от Iдоп. при t=-50C
220 кВ
КВЛ-220 кВ Очаково-Подушкино	1047	629,94	60	Одинцовский м.р., г. Москва
КВЛ-220 кВ Подушкино-Нововнуково	1047	560,5	53	Одинцовский м.р., г. Москва
КВЛ-220 кВ Очаково-Нововнуково	1001	575,57	57	Одинцовский м.р., г. Москва
110 кВ
ВЛ-110 кВ Дарьино-Усово 1	580	267,4	46	Одинцовский м.р.
ВЛ-110 кВ Дарьино-Усово 2	580	353,21	61	Одинцовский м.р.
ВЛ 110 кВ Грибово-Лидино	503	362	72	Волоколамский м.р., Рузский м.р.

Анализируя приведенные данные можно сделать вывод, что в Западных электрических сетях среди трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 59 трансформаторов (63% от общего количества) общей мощностью 1313,7 МВА (54%), с высшим напряжением 35 кВ - 87 трансформаторов (81% от общего количества) общей мощностью 327,3 МВА (75%).

Среди трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и 35 кВ 8 (9% от общего количества) и 20 (19% от общего количества) трансформаторов суммарной мощностью 150,5 МВА (6%) и 42,5 МВА (10%) соответственно имеют срок службы более 50 лет.

Загрузка трансформаторов в аварийных режимах превышает 105% на 1 ПС 220 кВ, 21 ПС 110 кВ и 17 ПС 35 кВ. Наиболее перегружены ПС 35 кВ Каменская (243%), ПС 110 кВ Одинцово (240,9%), ПС 110 кВ Дарьино (211,7%), ПС 35 кВ Истра (201,6%), ПС 110 кВ Нарофоминск (168,7%), ПС 35 кВ Лыщево (168,4%), ПС 110 кВ Кубинка (160,6%), ПС 35 кВ Снегири (159,5%), ПС 110 кВ Сушкинская (155,0%), ПС 35 кВ Никольское (150%).

Протяженность ВЛ, находящихся на балансе ОАО "МОЭСК":

- 220 кВ - 252,96 км;

- 110 кВ - 1306,2 км;

- 35 кВ - 1384, 52 км.

Протяженность КЛ, находящихся на балансе ОАО "МОЭСК":

- 220 кВ - 48,64 км;

- 110 кВ - 22,9 км.

В настоящее время в Западных электрических сетях ОАО "МОЭСК" находится в эксплуатации ВЛ 35 кВ Одинцово-Внуково со сроком службы 72 года.

Северные электрические сети.

Предприятие электрических сетей филиал ОАО "МОЭСК" "Северные электрические сети" создан в составе ОАО "Московская объединенная электросетевая компания" 1 января 2008 года в соответствии с Уставом ОАО "МОЭСК" путем объединения филиалов ОАО "МОЭСК" Октябрьских, Северных и Дмитровских электрических сетей.

Обслуживаемая территория включает в себя 13 муниципальных районов Московской области:

Дмитровский муниципальный район;

Городской округ Долгопрудный;

Городской округ Ивантеевка;

Клинский муниципальный район;

Городской округ Королев;

Красногорский муниципальный район;

Городской округ Лобня;

Мытищинский муниципальный район;

Пушкинский муниципальный район;

Сергиево-Посадский район;

Солнечногорский муниципальный район;

Талдомский муниципальный район;

Городской округ Химки.

На территории Северных электрических сетей находятся Загорская ГАЭС, которая осуществляет выдачу мощности на напряжении 500 кВ и ТЭЦ-27 (Северная), осуществляющая выдачу мощности на напряжении 220 кВ.

Загорская ГАЭС - установленная мощность 1200 МВт. Выдача мощности осуществляется в сеть 500 кВ по двум ВЛ 500 кВ ЗАГАЭС-Трубино и ЗАГАЭС-Костромская ГРЭС.

ТЭЦ-27(Северная) - установленная мощность 1060 МВт. Выдача мощности осуществляется в сеть 220 кВ по восьми ЛЭП:

ВЛ ТЭЦ-27-Уча I, II;

ВЛ ТЭЦ-27-Хвойная;

ВЛ ТЭЦ-27-Щедрино;

КВЛ ТЭЦ-27-Бутырки с отп. на Тайнинку;

КВЛ ТЭЦ-27-Бескудниково;

КЛ ТЭЦ-27-Хлебниково I, II.

На территории Северных электрических сетей расположена: Иваньковская ГЭС установленной мощностью 29 МВт, выдающая свою мощность на напряжении 6 и 35 кВ.

На балансе филиала ОАО "МОЭСК" "Северные электрические сети" находятся:

8 подстанций с высшим напряжением 220 кВ;

65 подстанций с высшим напряжением 110 кВ;

59 подстанций с высшим напряжением 35 кВ.

Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением 220 кВ - 20 шт. суммарной мощностью 2148 МВА. Общее количество трансформаторов 110 кВ составляет 147 шт. общей мощностью 4266,2 МВА.

Общее количество трансформаторов 35 кВ - 120 шт. общей мощностью 567,6 МВА.

Кроме того, на территории Северных сетей расположены 9 подстанций 110-750 кВ, находящиеся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 750/500/110 кВ N 517 Белый Раст; ПС 500/220 кВ N 517 Западная; ПС 500/220/110 кВ N 514 Трубино; ПС 220/110 кВ N 585 Дмитров; ПС 220/110 кВ N 720 Заря; ПС 220/6 кВ N 485 Радуга; ПС 220/110 кВ N 140 Радищево; ПС 220/110 кВ N 229 Темпы; ПС 220/110/35/10/6 кВ N 540 Ярцево и ПС 220/20/10 кВ Ильинская, находящаяся на балансе ОАО "Энергокомплекс".

На подстанциях МЭС Центра общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

750 кВ - 2 шт. общей мощностью 2502 МВА;

500 кВ - 6 шт. общей мощностью 2502 МВА;

220 кВ - 22 шт. общей мощностью 2460 МВА;

110 кВ - 4 шт. общей мощностью 130 МВА.

На подстанции ОАО "Энергокомплекс" общее количество трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ - 2 шт. общей мощностью 400 МВА.

Также на территории Северных сетей находятся абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции:

21 подстанций с высшим напряжением 110 кВ;

13 подстанций с высшим напряжением 35 кВ.

Дмитровский муниципальный район.

На территории Дмитровского м.р. расположены 34 подстанции напряжением 35-750 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС":ПС 750 кВ Белый Раст, ПС 220 кВ Дмитров;

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Шуколово, ПС 110 кВ Игнатово, ПС 110 кВ Константиново, ПС 110 кВ Орево, ПС 110 кВ Пермилово, ПС 110 кВ Раменье, ПС 110 кВ Рогачево, ПС 110 кВ Юрьево, ПС 35 кВ Базарово, ПС 35 кВ Васильково, ПС 35 кВ Васькино, ПС 35 кВ Вахромеево, ПС 35 кВ Ветрово, ПС 35 кВ Вязовка, ПС 35 кВ Горохово, ПС 35 кВ Инженерная, ПС 35 кВ Катуар, ПС 35 кВ Лаврово, ПС 35 кВ Лифаново, ПС 35 кВ Мелихово, ПС 35 кВ Мельчевская, ПС 35 кВ Подъячево, ПС 35 кВ Титово, ПС 35 кВ Якоть;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Икша 1 (аб), ПС 110 кВ Икша 2 (аб), ПС 110 кВ Комсомольская (аб), ПС 110 кВ Трудовая (ж.д.), ПС 110 кВ Яхрома (аб), ПС 35 кВ Дмитров, ПС 35 кВ Драчево, ПС 35 кВ Зарамушки.

Общая установленная мощность 4140,1 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

750 кВ - 2 шт. общей мощностью 2502 МВА;

500 кВ - 2 шт. общей мощностью 500 МВА;

220 кВ - 4 шт. общей мощностью 314 МВА;

110 кВ - 28шт. общей мощностью 658,3 МВА;

35 кВ - 42 шт. общей мощностью 165,8 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 24 подстанции 35-220 кВ. Общая установленная мощность 542,1 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 2 шт. общей мощностью 64 МВА;

110 кВ - 15 шт. общей мощностью 345,8 МВА;

35 кВ - 35 шт. общей мощностью 132,3 МВА.

На территории Дмитровского м.р. расположена Иваньковская ГЭС установленной мощностью 29 МВт, выдающая свою мощность на напряжении 6 и 35 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Дмитровского м.р.

Технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Дмитровского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 220 кВ
1	311	Шуколово	Т-1	32	220/10/10	2002	11
			Т-2	32	220/10/10	2002	11
		ПС 110 кВ
2	555	Игнатово	Т-1	40	110/10/6	2006	7
			Т-2	40	110/35/6	2006	7
			Т-3	40	110/35/10	2006	7
3	169	Константиново	Т-1	40	110/10/10	1987	26
			Т-2	25	110/10/10	1991	22
4	610	Орево	Т-1	16	110/35/6	1965	48
			Т-2	16	110/35/6	1965	48
5	160	Пермилово	Т-1	25	110/10/6	1982	31
			Т-2	25	110/10/6	1983	30
6	787	Раменье	Т-1	2,5	110/10	1977	36
			Т-2	6,3	110/10	1985	28
7	669	Рогачево	Т-1	10	110/35/6	1968	45
			Т-2	10	110/35/6	1970	43
8	824	Юрьево	Т-1	25	110/35/10	1978	35
			Т-2	25	110/35/10	1977	36
		35 кВ
9	95	Базарово	Т-1	6,3	35/6	2006	7
			Т-2	6,3	35/6	2006	7
10	368	Васильково	Т-1	3,2	35/6	1952	61
			Т-2	3,2	35/6	1949	64
11	147	Васькино	Т-1	1	35/6	1964	49
			Т-2	1	35/6	1957	56
12	184	Вахромеево	Т-1	4	35/6	1962	51
			Т-2	1,6	35/6	1986	27
			Т-3	3,2	35/6	1957	56
13	207	Ветрово	Т-1	3,2	35/6	1948	65
			Т-2	1,6	35/6	1991	22
14	148	Вязовка	Т-1	1	35/6	1965	48
			Т-2	1	35/6	1957	56
			Т-3	3,2	35/6	1953	60
15	202	Горохово	Т-1	1	35/6	1963	50
			Т-2	1,6	35/6	1990	23
16	345	Инженерная	Т-1	2,5	35/6	1993	20
17	96	Катуар	Т-1	6,3	35/6	1979	34
			Т-2	10	35/6	2004	9
			Т-3	10	35/6	2004	9
18	691	Лаврово	Т-1	2,5	35/6	1970	43
			Т-2	2,5	35/6	1970	43
19	332	Лифаново	Т-1	4	35/10	1983	30
			Т-2	4	35/10	1981	32
20	717	Мелихово	Т-1	4	35/6	1973	40
			Т-2	4	35/6	1987	26
21	465	Мельчевская	Т-1	4	35/10	1988	25
			Т-2	4	35/10	1988	25
22	583	Подъячево	Т-1	6,3	35/6	2006	7
			Т-2	6,3	35/6	2006	7
23	586	Титово	Т-1	5,6	35/6	1963	50
			Т-2	6,3	35/6	1966	47
24	577	Якоть	Т-1	1,8	35/6	1963	50
			Т-2	1,8	35/6	1963	50
			Т-3	4	35/6	1986	27

Также на территории Дмитровского м.р. расположены ПС 750/500/110 кВ N 517 Белый Раст, ПС 220/110 кВ N 585 Дмитров, находящиеся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", и абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Дмитровского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Дмитровского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
		Иваньковская ГЭС (аб)	Т-1	25	110/10/10	1974	39
			Т-2	25	110/10/10	1982	31
1	231	Икша 1 (аб)	ТрГр-1	20	110/35/6	1965	48
			Т-2	25	110/35/6	-	-
2	232	Икша 2 (аб)	ТрГр-1	15	110/6	-	-
3	230	Комсомольская (аб)	Т-1	25	110/6/6	1964	49
			Т-2	16	110/6	1957	56
4	600	Трудовая (аб.)	Т-1	15	110/10	1948	65
			Т-2	15	110/10	1991	22
5	127	Яхрома (аб)	ТрГр-1	31,5	110/35/6	2006	7
			Т-2	20	110/35/10	1979	34
		ПС 35 кВ
6	128	Дмитров (аб.)	Т-1	6,3	35/6		-
			Т-2	6,3	35/6	-	-
			Т-3	6,3	35/6	-	-
7	548	Драчево (ж.д.)	Агрегат КВ 1	6,3	35	-	-
			Агрегат КВ 2	6,3	35	-	-
8	72	Зарамушки (аб.)	Т-1	1	35/10	2006	7
			Т-2	1	35/10	2012	1

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Дмитровского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		220 кВ
1	311	Шуколово	Т-1	32	220/10/10	80,3	16,5	20,6	37,2	46,3
			Т-2	32	220/10/10	80,3	20,7	25,8	37,2	46,3
		110 кВ
		Иваньковская ГЭС (аб)	Т-1	25	110/10/10	131,8	50	38	101	77
			Т-2	25	110/10/10	131,8	51	38	101	77
2	555	Игнатово	Т-1	40	110/10/6	200,8	53,1	26,5	90,6	45,1
			Т-2	40	110/35/6	200,8	116	61	263	131
			Т-3	40	110/35/10	200,8	83	41	176	87
3	231	Икша 1	ТрГр-1	20	110/35/6	110,5	70,2	63,6	206,3	186,7
			Т-2	25	110/35/6	125,5	149,6	119,2	206,3	164,4
4	232	Икша 2	ТрГр-1	15	110/6	82,9	18,9	22,8	18,9	22,8
5	230	Комсомольская	Т-1	25	110/6/6	125	32,5	26,0	49,9	39,9
			Т-2	16	110/6	80,3	17,3	21,6	49,9	62
6	169	Константиново	Т-1	40	110/10/10	200,8	31,6	15,7	60,7	30,2
			Т-2	25	110/10/10	125,5	29,0	23,1	60,7	48,4
7	610	Орево	Т-1	16	110/35/6	83,9	67,6	80,5	86,5	103,1
			Т-2	16	110/35/6	83,9	19,0	22,6	86,5	103,1
8	160	Перемилово	Т-1	25	110/10/6	125,5	38,9	31,0	67,8	54,0
			Т-2	25	110/10/6	125,5	28,9	23,0	67,8	54,0
9	787	Раменье	Т-1	2,5	110/10	13,1	4,5	34,4	12,3	94
			Т-2	6,3	110/10	31,6	7,8	24,7	12,3	38,9
10	669	Рогачево	Т-1	10	110/35/6	52,5	52,1	99,2	89,8	171,0
			Т-2	10	110/35/6	52,5	37,7	71,8	89,8	171,0
11	600	Трудовая (аб)	Т-1	15	110/10	75	0	0	77	103,2
			Т-2	15	110/10	75	77	103	77	103,2
12	824	Юрьево	Т-1	25	110/35/10	125,5	35,7	28,5	113,2	90,2
			Т-2	25	110/35/10	125,5	77,4	61,7	113,2	90,2
13	127	Яхрома	ТрГр-1	31,5	110/35/6	194,9	102	52	157	80,8
			Т-2	20	110/35/10	105	60	57	162	154,1
		35 кВ
14	95	Базарово	Т-1	6,3	3 65/6	103,92	65,0	62,5	155,2	149,3
			Т-2	6,3	35/6	103,92	90,2	86,8	155,2	149,3
15	368	Васильково	Т-1	3,2	35/6	58,6	36,2	61,8	36,2	61,9
			Т-2	3,2	35/6	58,6	откл.	0,0	36,2	61,9
16	147	Васькино	Т-1	1	35/6	18,35	14,2	77,6	27,9	151,9
			Т-2	1	35/6	18,35	13,6	74,2	27,9	151,9
17	184	Вахромеево	Т-1	4	35/6	72,5	56,8	78,3	108,0	149,0
			Т-2	1,6	35/6	31,2	откл.	0	38,5	123,4
			Т-3	3,2	35/6	58,6	50,1	85,5	113,1	193,1
18	207	Ветрово	Т-1	3,2	35/6	58,6	40,2	68,6	40,2	68,6
			Т-2	1,6	35/6	29,3	отк.	-	38,4	131,1
19	148	Вязовка	Т-1	1	35/6	18,35	18,2	99,3	18,2	99,3
			Т-2	1	35/6	18,35	отк.	0	18,2	99,3
			Т-3	3,2	35/6	58,6	49,0	83,7	49,0	83,7
20	202	Горохово	Т-1	1	35/6	18,35	3,8	20,6	3,8	20,6
			Т-2	1,6	35/6	29,3	0,0	0,0	3,8	12,9
21	345	Инженерная	Т-1	2,5	35/6	41	28,6	69,4	28,6	69,8
22	128	Дмитров (аб.)	Т-1	6,3	35/6	104	89	85	165	158,7
			Т-2	6,3	35/6	103,9	84	81	124	119,7
			Т-3	6,3	35/6	103,9	76	73	249	239,4
23	548	Драчево (ж.д.)	Агрегат КВ 1	6,3	35	61,1	0,1	0,1	19,1	31,2
			Агрегат КВ 2	6,3	35	61,1	19,0	31,1	19,1	31,2
24	72	Зарамушки	Т-1	1	35/10	18,35	15	83	18	97
			Т-2	1	35/10	18,35	2	13	18	97
25	76	Катуар	Т-1	6,3	35/6	109	96,1	88,2	131,4	120,6
			Т-2	10	35/6	183,3	89,7	59,8	345,7	188,6
			Т-3	10	35/6	183,3	101,7	67,8	199,0	108,6
26	691	Лаврово	Т-1	2,5	35/6	41,3	42,8	103,7	93,4	226,2
			Т-2	2,5	35/6	41,2	50,6	122,8	93,4	226,7
27	332	Лифаново	Т-1	4	35/10	66	29,9	45,2	75,7	114,8
			Т-2	4	35/10	66	41,7	63,2	68,9	104,3
28	717	Мелихово	Т-1	4	35/6	66	70,0	106,0	115,0	174,3
			Т-2	4	35/6	73,3	50,1	68,3	127,8	174,4
29	465	Мельчевская	Т-1	4	35/10	66	откл.	-	44,0	66,7
			Т-2	4	35/10	66	40,0	66,6	44,0	66,7
30	583	Подъячево	Т-1	6,3	35/6	103,92	57,6	55,4	138,8	133,5
			Т-2	6,3	35/6	103,92	81,2	78,1	138,8	133,5
31	586	Титово	Т-1	5,6	35/6	92,4	30,8	33,3	91,3	98,8
			Т-2	6,3	35/6	104	60,5	58,2	91,3	87,8
32	577	Якоть	Т-1	1,8	35/6	29,7	9,7	32,7	22,7	76,4
			Т-2	1,8	35/6	29,7	10,1	33,9	22,7	76,4
			Т-3	4	35/6	65,9	25,6	38,8	45,4	68,8

Данные, приведенные в таблице показывают, что в электрических сетях Дмитровского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 4 подстанциях 110 кВ: Игнатово (Т-2 - 131%), Икша 1 (ТрГр-1 - 186,7%, Т-2 - 164,4%), Рогачево (Т-1 (Т-2) - 171%), Яхрома (Т-2 - 154,1%), на 9 подстанциях 35 кВ: Базарово (Т-1(Т-2) - 149,3%), Васькино (Т-1 (Т-2) - 151,9%) Вахромеево (Т-1 - 149%, Т-2 - 123,4%, Т-3 - 193,1%), Ветрово (Т-2 - 131,1%), Дмитров (Т-1 - 158,7%, Т-2 - 119,7%, Т-3 - 239,4%), Катуар (Т-1 - 120,6, Т-2 - 188,6%, Т-3 - 108,6%), Лаврово (Т-1 (Т-2) - 226,7%), Мелихово (Т-1 (Т-2) - 174,4%), Подъячево (Т-1 (Т-2) - 133,5%).

Городской округ Долгопрудный.

На территории г.о. Долгопрудный находится 2 подстанции напряжением 35-110 кВ находящиеся на балансе ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Долгопрудная, ПС 35 кВ Водники.

Общая установленная мощность 69,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 2 шт. общей мощностью 50 МВА;

35 кВ - 3 шт. общей мощностью 19,4МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Долгопрудный.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Долгопрудный

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн,Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
1	420	Долгопрудная	Т-1	25	110/10	1982	31
			Т-2	25	110/10	1980	33
		35 кВ
2	99	Водники	Т-1	5,6	35/6	1938	75
			Т-2	6,3	35/6	1963	49
			Т-3	7,5	35/6	1951	62

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Долгопрудный в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		110 кВ
1	420	Долгопрудная	Т-1	25	110/10	125,5	87,2	69,5	179,60	143,1
			Т-2	25	110/10	125,5	92,4	73,6	179,60	143,1
		35 кВ
2	99	Водники	Т-1	5,6	35/6	102	откл.	0,0	244,7	212,8
			Т-2	6,3	35/6	115	124,9	108,6	244,7	178,0
			Т-3	7,5	35/6	138	119,8	87,2	244,7	212,8

Из представленных в таблице данных видно, что в электрических сетях г.о. Долгопрудный трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на ПС 110 кВ Долгопрудная (загрузка Т-1 (Т-2) - 143,1%), ПС 35 кВ Водники (Т-1 - 212,8%, Т-2 - 178%, Т-3 - 212,8%).

Городской округ Ивантеевка.

На территории г.о. Ивантеевка находится 5 подстанций напряжением 35-500 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС":ПС 500/220/110 кВ Трубино;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Речная, ПС 35 кВ Ивантеевка;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 35 кВ Ивантеевка, ПС 35 кВ Красная Поляна.

Общая установленная мощность 1651,8 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

500 кВ - 2 шт. общей мощностью 1002 МВА;

220 кВ - 2 шт. общей мощностью 500 МВА;

110 кВ - 4 шт. общей мощностью 100 МВА;

35 кВ - 7 шт. общей мощностью 49,8 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 2 подстанции 35-110 кВ. Общая установленная мощность 65 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 2 шт. общей мощностью 50 МВА;

35 кВ - 2 шт. общей мощностью 15 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Ивантеевка.

Технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Ивантеевка

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
1	541	Речная	Т-1	25	110/35/10	1982	31
			Т-2	25	110/35/10	1983	30
		ПС 35 кВ
2	55	Ивантеевка	Т-2	7,5	35/6	1963	50
			Т-3	7,5	35/6	1966	47

Также на территории г.о. Ивантеевка расположена ПС 500/220/110 кВ N 514 Трубино, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", и абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 35 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях г.о. Ивантеевка.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях г.о. Ивантеевка

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 35 кВ
1	101	Ивантеевка (ж.д.)	Бл-1	16/11,4	35/3	-	-
			Бл-1	16/11,4	35/3	-	-
2	337	Красная Поляна (аб.)	Т-1	4	35/6	-	-
			Т-3	4	35/6
			Т-4	4	35/6	-	-

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Ивантеевка в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		110 кВ
1	541	Речная	Т-1	25	110/35/10	125	99,1	79,2	186,51	149,2
			Т-2	25	110/35/10	125	90,2	72,2	186,51	149,2
		35 кВ
2	101	Ивантеевка (ж.д.)	Бл-1	16/11,4	35/3	187	-	-	8,0	4,3
			Бл-1	16/11,4	35/3	187	8,0	4,3	8,0	4,3
3	55	Ивантеевка	Т-2	7,5	35/6	137,5	57,8	42,1	170,3	123,9
			Т-3	7,5	35/6	137,5	112,5	81,8	170,3	123,9
4	337	Красная Поляна (аб.)	Т-1	4	35/6	66	15,4	23,4	22,3	33,8
			Т-3	4	35/6	66	6,9	10,4	47,1	71,4
			Т-4	4	35/6	66	40,3	61,0	55,7	84,4

Из представленных в таблице данных видно, что в электрических сетях г.о. Ивантеевка трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на ПС 110 кВ Речная (загрузка Т-1 (Т-2) - 149,2%) и ПС 35 кВ Ивантеевка (Т-1 (Т-2) - 123,9%).

Клинский муниципальный район.

На территории Клинского м.р. находится 19 подстанций напряжением 35-110 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Клин, ПС 110 кВ Круг, ПС 110 кВ Решетниково, ПС 110 кВ Ямуга, ПС 35 кВ Бабайки, ПС 35 кВ Березки, ПС 35 кВ Борщево, ПС 35 кВ Ванино, ПС 35 кВ Венцы, ПС 35 кВ Волково, ПС 35 кВ Высоково, ПС 35 кВ Елгозино, ПС 35 кВ Малеевка, ПС 35 кВ Нудоль, ПС 35 кВ Першутино, ПС 35 кВ Подорки, ПС 35 кВ Рогово;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Алферово, ПС 110 кВ Зеркальная.

Общая установленная мощность 459,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 12 шт. общей мощностью 320,6 МВА;

35 кВ - 27 шт. общей мощностью 138,7 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 17 подстанций 35-110 кВ. Общая установленная мощность 389,3 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 8 шт. общей мощностью 250,6 МВА;

35 кВ - 27 шт. общей мощностью 138,7 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Клинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Клинского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
1	181	Клин	Т-1	63	110/35/6	1994	19
			Т-2	63	110/35/6	1994	19
2	612	Круг	Т-1	6,3	115/11	1983	30
			Т-2	6,3	115/11	1982	31
3	587	Решетниково	Т-1	16	115/11	1994	19
			Т-2	16	115/11	1994	19
4	759	Ямуга	Т-1	40	110/10/6	1976	37
			Т-2	40	110/10/6	1979	34
		35 кВ
5	443	Бабайки	Т-1	5,6	35/6	1956	57
			Т-2	5,6	35/6	1959	54
6	499	Березки	Т-1	10	35/6	1962	51
			Т-2	10	35/6	1962	51
7	766	Борщево	Т-1	3,2	35/6	1934	79
			Т-2	3,2	35/6	1957	56
8	142	Ванино	Т-1	1	35/6	1967	46
			Т-2	1	35/6	1962	51
			Т-3	10	35/10	2011	2
9	146	Венцы	Т-1	1,6	35/6	1990	23
			Т-2	1,6	35/6	1990	23
10	143	Волково	Т-1	1	35/6	1964	49
			Т-2	1	35/6	1957	56
11	353	Высоково	Т-1	10	35/6	1955	58
			Т-3	10	35/6	1992	21
12	631	Елгозино	Т-1	6,3	35/10	2003	10
			Т-2	6,3	35/10	2004	9
13	247	Малеевка	Т-1	2,5	35/10	1976	37
			Т-2	2,5	35/10	1976	37
14	647	Нудоль	Т-1	4	35/10	1969	44
			Т-2	3,2	35/10	1969	44
15	144	Першутино	Т-1	6,3	35/6	1985	28
			Т-2	6,3	35/6	1983	30
16	646	Подорки	Т-1	4	35/6	1970	43
			Т-2	2,5	35/10	1970	43
17	594	Рогово	Т-1	10	35/6	1966	47
			Т-2	10	35/6	1966	47

Также на территории Клинского м.р. находятся абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Клинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Клинского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
1	769	Алферово (аб.)	Т-1	10	110/10	-	-
			Т-2	10	110/10	-	-
2	778	Зеркальная (аб.)	Т-1	25	110/10/10	2004	9
			Т-2	25	110/10/10	2004	9

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Клинского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн,Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		110 кВ
1	769	Алферово (аб.)	Т-1	10	110/10	50	14	27	27	55
			Т-2	10	110/10	50	14	27	27	55
2	778	Зеркальная (аб.)	Т-1	25	110/10/10	125,5	26	21	60	47,9
			Т-2	25	110/10/10	125,5	34	27	60	47,9
3	181	Клин	Т-1	63	110/35/6	316,3	244	77	440	139,1
			Т-2	63	110/35/6	316,3	196	62	441	139,3
4	612	Круг	Т-1	6,3	110/35/6	31,6	2	7	8	25,1
			Т-2	6,3	110/35/6	31,6	6	18	8	25,1
5	587	Решетниково	Т-1	16	115/11	80,3	12	15	27	33,1
			Т-2	16	115/11	80,3	15	18	27	33,1
6	759	Ямуга	Т-1	40	110/10/6	200,8	82	41	161	80,2
			Т-2	40	110/10/6	200,8	79	40	161	80,2
		35 кВ
7	443	Бабайки	Т-1	5,6	35/6	102,5	71	70	128	124,9
			Т-2	5,6	35/6	102,5	57	55	128	124,9
8	499	Березки	Т-1	10	35/6	165	15	9	23	14,2
			Т-2	10	35/6	165	9	5	23	14,2
9	766	Борщево	Т-1	3,2	35/6	58,7	57	97	62	106
			Т-2	3,2	35/6	58	5,4	9	62	108
10	142	Ванино	Т-1	1	35/6	18,4	2	9	3	18,2
			Т-2	1	35/6	18,4	1,7	9,1	3	18,2
			Т-3	10	35/10	157	23,4	14,9	23	14,9
11	146	Венцы	Т-1	1,6	35/6	28,4	29	103,5	32	111,3
			Т-2	1,6	35/6	28,4	2	8	32	111,3
12	143	Волково	Т-1	1	35/6	18,4	12	65	12	64,9
			Т-2	1	35/6	18,4	Откл.	-	12	64,9
13	353	Высоково	Т-1	10	35/6	165	12	7	61	36,7
			Т-2	10	35/6	157	128	82	64	40,6
14	631	Елгозино	Т-1	6,3	35/10	103,9	16	15	72	69,6
			Т-2	6,3	35/10	103,9	57	54	72	69,6
15	247	Малеевка	Т-1	2,5	35/10	41,2	41	98	79	191,5
			Т-2	2,5	35/10	41,2	38	93	79	191,5
16	647	Нудоль	Т-1	4	35/10	73,3	46	63	101	138,2
			Т-2	3,2	35/10	58,6	55	94	101	172,8
17	144	Першутино	Т-1	6,3	35/6	104	52	50	104	100
			Т-2	6,3	35/6	104	52	50	104	100
18	646	Подорки	Т-1	4	35/6	66	37	56	37	56,0
			Т-2	2,5	35/10	43,4	5	10,9	5	10,9
19	594	Рогово	Т-1	10	35/6	157	22	14	32	20,2
			Т-2	10	35/6	157	9	6	32	20,2

Данные, приведенные в табл. показали, что в электрических сетях Клинского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на ПС 110 кВ Клин (Т-1 - 139,1%, Т-2 - 139,3%) и на 5 подстанциях 35 кВ: Бабайки (Т-1 (Т-2 - 124,9%), Брщево (Т-1 - 106%, Т-2 - 108%), Венцы (Т-1 (Т-2) - 111,3%), Малеевка (Т-1 (Т-2) - 191,5%), Нудоль (Т-1 - 138,2%, Т-2 - 172,8%).

Городской округ Королев.

На территории г.о. Королев находится 5 подстанций напряжением 110-220 кВ, находящиеся на балансе ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Клязьма, ПС 110 кВ Костино, ПС 110 кВ Пионерская, ПС 110 кВ Подлипки.

Общая установленная мощность 798,5 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

220 кВ - 2 шт. общей мощностью 400 МВА;

110 кВ -11 шт. общей мощностью 398,5 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Королев.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Королев

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 220 кВ
1	257	Хвойная	АТ-1	200	220/110/10	1994	19
			АТ-2	200	220/110/10	1975	38
			Т-3	40	110/35/6	1973	40
			Т-4	40,5	110/6	1969	44
		110 кВ
2	336	Клязьма	Т-1	40	110/35/6	1966	47
			Т-2	40	110/35/6	1972	41
3	255	Костино	Т-1	40	110/10/6	1982	31
			Т-2	63	110/10/6	2012	1
4	211	Пионерская	Т-1	20	110/6	1960	53
			Т-2	20	110/6	1962	51
			Т-3	15	110/6	1958	55
5	9	Подлипки	Т-1	40	115/11/6	1981	32
			Т-2	40	110/10/6	1980	33

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Королев в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		220 кВ
1	257	Хвойная	АТ-1	200	220/110/10	503	271,0	53,9	488,41	97,1
			АТ-2	200	220/110/10	503	282,0	56,1	497,97	99,0
			Т-3	40	110/35/6	200,8	93,7	46,6	214,6	106,9
			Т-4	40,5	110/6	212,6	120,9	56,9	218,8	102,9
		110 кВ
2	336	Клязьма	Т-1	40	110/35/6	210	140,5	66,9	262,6	125,0
			Т-2	40	110/35/6	200,8	122,1	60,8	262,6	130,8
3	255	Костино	Т-1	40	110/10/6	200,8	168,3	83,8	321,4	160,0
			Т-2	63	110/10/6	316,3	153,1	48,4	321,4	101,6
4	211	Пионерская	Т-1	20	110/6	105	Откл.	0	35,5	33,8
			Т-2	20	110/6	105	35,5	33,8	35,5	33,8
			Т-3	15	110/6	78,5	0	0	36,2	46,1
5	9	Подлипки	Т-1	40	115/11/6	200,8	72,9	36,3	142,0	70,7
			Т-2	40	110/10/6	200,8	69,2	34,4	142,0	70,7

Данные, приведенные в таблице показали, что в электрических сетях г.о. Королев имеет место перегрузка при аварийной ситуации на ПС 220 кВ Хвойная трансформатора с высшим напряжением 110 кВ Т-3 - 106,9% и на 2 подстанциях 110 кВ: Клязьма (Т-1 - 125%), Т-2 - 130,8%), Костино (Т-1 - 160,0%).

Красногорский муниципальный район.

На территории Красногорского м.р. находится 7 подстанций напряжением 110-500 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 500 кВ Западная;

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Ильинская, ПС 220 кВ Куркино, ПС 110 кВ Ангелово, ПС 110 кВ Нахабино, ПС 110 кВ Павшино;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 35 кВ Опалиха.

Общая установленная мощность 2014 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

500 кВ - 2 шт. общей мощностью 1000 МВА;

220 кВ - 6 шт. суммарной мощностью 652 МВА;

110 кВ - 8 шт. общей мощностью 337 МВА;

35 кВ - 2 шт. общей мощностью 25 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 5 подстанций 110-220 кВ. Общая установленная мощность 863 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 4 шт. общей мощностью 526 МВА;

110 кВ - 8 шт. общей мощностью 337 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Красногорского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Красногорского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 220 кВ
1	860	Ильинская	Т-1	200	220/20/10	2007	6
			Т-2	200	220/20/10	2007	6
2	837	Куркино	Т-1	63	220/10/10	2000	13
			Т-2	63	220/10/10	2000	13
		110 кВ
3	28	Ангелово	Т-1	63	110/10/10	1995	18
			Т-2	63	110/10/6	1978	35
4	145	Нахабино	Т-1	40	110/35/6	1971	42
			Т-2	40	110/35/6	1971	42
			Т-3	25	115/11/11	2007	6
			Т-4	25	115/11/11	2007	6
5	82	Павшино	Т-1	40,5	110/10/6	1970	43
			Т-2	40,5	110/10/6	1969	44

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентской подстанции 35 кВ Опалиха

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		35 кВ
1	254	Опалиха (аб.)	Т-1	12,5	35/20/10	-	-
			Т-2	12,5	35/20/10	-	-

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях м.р. Красногорский в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		220 кВ
1	860	Ильинская	Т-1	200	220/20/10	502	0,5	0,1	0,9	0,2
			Т-2	200	220/20/10	502	0,4	0,1	0,9	0,2
2	837	Куркино	Т-1	63	220/10/10	158	80	51	159	100
			Т-2	63	220/10/10	158	70	50	159	100
		110 кВ
3	28	Ангелово	Т-1	63	110/10/10	316,3	134,9	43	278	87,8
			Т-2	63	110/10/6	317	143	45	278	87,6
4	145	Нахабино	Т-1	40	110/35/6	200,8	168	84	309	154
			Т-2	20	110/35/6	200,8	141	70	309	154
			Т-3	25	110/10/10	125,5	7	5,3	18,3	15
			Т-4	25	110/10/10	125,5	11,6	9	18,3	15
5	82	Павшино	Т-1	40,5	110/10/6	212,6	185	87	334	157,0
			Т-2	40,5	110/10/6	212,6	148,2	70	334	157,0
		35 кВ
6	254	Опалиха (аб.)	Т-1	12,5	35/20/10	206	120	58	134	65
			Т-2	12,5	35/20/10	206	14	7	134	65

Данные, приведенные в таблице показывают, что в электрических сетях Красногорского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на подстанциях 110 кВ Нахабино (Т-1 (Т-2) - 154%) и Павшино (Т-1 (Т-2) - 157%).

Городской округ Лобня.

На территории г.о. Лобня находится 2 подстанции напряжением 35-110 кВ, находящиеся на балансе ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Луговая, ПС 35 кВ Лобня.

Общая установленная мощность 165 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 4 шт. суммарной мощностью 145 МВА.

35 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 20 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Лобня.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Лобня

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		110 кВ
1	325	Луговая	Т-1	40	110/10/6	1978	35
			Т-2	25	110/10/6	1979	34
			Т-3	40	110/35/6	1999	14
			Т-4	40	110/35/6	1979	34
		35 кВ
2	40	Лобня	Т-1	10	35/6	1965	48
			Т-2	10	35/6	2003	10

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Лобня в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		110 кВ
1	325	Луговая	Т-1	40	110/10/6	200,8	35,5	17,7	125,0	62,3
			Т-2	25	110/10/6	125,5	89,5	71,3	125,0	99,6
			Т-3	40	110/35/6	200,7	170,5	84,9	373,84	186,3
			Т-4	40	110/35/6	200,8	203,4	101,3	373,84	186,2
		110 кВ
2	40	Лобня	Т-1	10	35/6	183	148,4	81,1	341,6	186,7
			Т-2	10	35/6	183	193,2	105,6	341,6	186,7

Данные, приведенные в таблице показали, что в электрических сетях г.о. Лобня на всех подстанциях имеет место перегрузка трансформаторов в аварийной ситуации: на ПС 110 кВ Луговая - Т-3(Т-4) - 186,3%, на ПС 35 кВ Лобня - Т-1(Т-2) - 186,7%.

Мытищинский муниципальный район.

На территории м.р. Мытищинский расположены 11 подстанций напряжением 35-220 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Тайнинка, ПС 220 кВ Уча; ПС 110 кВ Аксаково, ПС 110 кВ Жостово, ПС 110 кВ Колонцово, ПС 110 кВ Н. Подлипки, ПС 110 кВ Роса, ПС 110 кВ Тополь, ПС 35 кВ Парус;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 35 кВ Метровагонмаш, ПС 35 кВ Мытищи.

Общая установленная мощность 741,6 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

220 кВ - 3 шт. суммарной мощностью 282 МВА;

110 кВ - 13 шт. суммарной мощностью 383,5 МВА;

35 кВ - 9 шт. общей мощностью 76,1 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 9 подстанций 110-220 кВ. Общая установленная мощность 675,5 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 3шт. суммарной мощностью 282 МВА;

110 кВ - 13 шт. суммарной мощностью 383,5 МВА;

35 кВ - 1 шт. суммарной мощностью 10 МВА.

На территории Мытищинского м.р. расположена ТЭЦ-27 (Северная) установленной мощностью 1060 МВт. Выдача мощности осуществляется в сеть 220 кВ по восьми ЛЭП:

ВЛ ТЭЦ-27-Уча I, II;

ВЛ ТЭЦ-27-Хвойная;

ВЛ ТЭЦ-27-Щедрино;

КВЛ ТЭЦ-27-Бутырки с отп. на Тайнинку;

КВЛ ТЭЦ-27-Бескудниково;

КЛ ТЭЦ-27-Хлебниково I, II.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" м.р. Мытищинский.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Мытищинского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 220 кВ
1	13	Тайнинка	Т-1	32	220/6	1985	28
2	676	Уча	АТ-1	125	220/110/6	1970	43
			АТ-2	125	220/110/6	1970	43
		ПС 110 кВ
3	664	Аксаково	Т-1	16	110/10	1973	40
			Т-2	16	110/10	1973	40
4	166	Жостово	Т-1	25	110/10/6	2007	6
			Т-2	25	110/10/6	2007	6
5	106	Колонцово	Т-1	40	110/10/6	1992	21
			Т-2	40	110/10/6	1983	30
6	198	Н. Подлипки	Т-1	31,5	110/35/6	1962	51
			Т-2	20	110/35/6	1958	55
			Т-3	40	110/35/6	1973	40
7	15	Роса	Т-1	25	110/10/6	1981	32
			Т-2	25	110/10/6	1981	32
8	711	Тополь	Т-1	40	110/10/6	1985	28
			Т-2	40	110/10/6	1982	31
		35 кВ
9	474	Парус	Т1	10	35/6	1957	56

Также на территории Мытищинского м.р. находится тяговая (железнодорожная) подстанция напряжением 35 кВ Мытищи.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Мытищинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Мытищинского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		35 кВ
1	250	Метровагонмаш (аб.)	Т-1	3,5	35/6	-	-
			Т-2	5,6	35/6	-	-
			Т-3	5,6	35/6	-	-
2	49	Мытищи (ж.д.)	Блок-1	12,5/11,4	35/3,3	-	-
			Блок-2	16	35/3,3	-	-
			Блок-3	16	35/3,3	-	-
			Т-1	4	35/10	-	-
			Т-2	4	35/10	-	-

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях м.р. Мытищинский в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А2	%
		220 кВ
1	13	Тайнинка	Т-1	32	220/6	80,3	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.
2	676	Уча	АТ-1	125	220/110/6	314	187,2	59,6	310,9	99,0
			АТ-2	125	220/110/6	314	219,5	69,9	323,4	103,0
		110 кВ
3	664	Аксаково	Т-1	16	110/10	75	26,8	35,7	65,74	87,7
			Т-2	16	110/10	75	39,0	52,0	65,74	87,7
4	166	Жостово	Т-1	25	110/10/6	125,5	26,6	21,2	42,7	34,0
			Т-2	25	110/10/6	125,5	16,1	12,9	42,7	34,0
5	106	Колонцово	Т-1	40	110/10/6	200,8	86,4	43,0	86,4	43,0
			Т-2	40	110/10/6	200,8	0	0	86,4	43,0
6	198	Н. Подлипки	Т-1	31,5	110/35/6	173	122,3	70,7	236	136,4
			Т-2	20	110/35/6	105	45,3	43,2	76,5	72,9
			Т-3	40	110/35/6	200,8	149,7	74,6	317,3	158,0
7	15	Роса	Т-1	25	110/10/6	125,5	72,1	57,5	143,3	114,2
			Т-2	25	110/10/6	125,5	71,2	56,7	143,3	114,2
8	711	Тополь	Т-1	40	110/10/6	200,8	157,5	78,4	279,67	139,3
			Т-2	40	110/10/6	200,8	122,2	60,9	279,67	139,3
		35 кВ
9	250	Метровагонмаш (аб.)	Т-1	3,5	35/6	58,7	-	-	-	-
			Т-2	5,6	35/6	103	-	-	-	-
			Т-3	5,6	35/6	103	5	5	5	5
10	49	Мытищи (ж.д.)	Блок-1	12,5/ 11,4	35/3,3	209	-	-	-	6,8
			Блок-2	16	35/3,3	187	10,0	5,3	20,0	10,7
			Блок-3	16	35/3,3	187	10,0	5,3	20,0	10,7
			Т-1	4	35/10	66	21,0	31,8	48,0	72,7
			Т-2	4	35/10	66	27,0	40,9	48,0	72,7
11	474	Парус	Т1	10	35/6	183	221,2	120,9	221,20	120,9

Данные, приведенные в таблице показали, что в электрических сетях Мытищинского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 3 подстанциях 110 кВ: Н. Подлипки (Т-1 - 136,4%, Т-3 - 158%), Роса (Т-1 (Т-2) - 114,2%), Тополь (Т-1 (Т-2) - 139,3%) и на ПС 35 кВ Парус (Т-1 - 120,9%).

Пушкинский муниципальный район.

На территории м.р. Пушкинский расположены 14 подстанций напряжением 35-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220 кВ Радуга;

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Новософрино, ПС 110 кВ Гольцово, ПС 110 кВ Ельдигино, ПС 110 кВ Зеленоградская, ПС 110 кВ Мамонтовская, ПС 110 кВ Пушкино, ПС 110 кВ Софрино, ПС 35 кВ Громово, ПС 35 кВ ПС Гудово, ПС 35 кВ Правда, ПС 35 кВ Талицы;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 35 кВ Пушкино, ПС 35 кВ Софрино.

Общая установленная мощность 862,5 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

220 кВ - 4 шт. суммарной мощностью 439 МВА;

110 кВ - 12 шт. суммарной мощностью 332,3 МВА;

35 кВ - 16 шт. общей мощностью 91,2 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 11 подстанций 35-220 кВ. Общая установленная мощность 624,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 2шт. суммарной мощностью 250 МВА;

110 кВ - 12 шт. суммарной мощностью 332,3 МВА.

35 кВ - 10 шт. суммарной мощностью 42,1 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Пушкинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Пушкинского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 220 кВ
1	215	Новософрино	АТ-1	125	220/110/10	2008	5
			АТ-2	125	220/110/10	2008	5
		ПС 110 кВ
2	826	Гальцово	Т-1	6,3	110/10	1978	35
3	220	Ельдигино	Т-1	10	110/10	1984	29
			Т-2	10	110/10	-	-
4	228	Зеленоградская	Т-1	25	110/10/6	1978	35
			Т-2	25	110/10/6	1978	35
5	685	Мамонтовская	Т-1	25	110/10/6	1970	43
			Т-2	25	110/10/6	1970	43
6	239	Пушкино	Т-1	40,5	110/35/6	1970	43
			Т-2	40	110/35/6	1972	41
			Т-3	40,5	110/35/6	1963	50
			Т-4	40	110/6/6	2007	6
7	114	Софрино	Т-1	45	110/35/6	1968	45
		35 кВ
8	256	Громово	Т-1	1	35/6	1962	51
			Т-2	1	35/6	1957	56
			Т-3	2,5	35/10	1986	27
			Т-4	1	35/10	1950	63
9	237	Гудово	Т-1	3,2	35/6	1952	61
			Т-2	3,2	35/6	1955	58
10	440	Правда	Т-1	10	35/6	1965	48
			Т-2	9	35/6	1962	51
11	77	Талицы	Т-1	5,6	35/6	1960	53
			Т-2	5,6	35/6	1954	59

Также на территории Пушкинского м.р. расположена ПС 220 кВ N 485 Радуга, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", а так же абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Пушкинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Пушкинского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 35 кВ
1	57	Пушкино (ж.д.)	Блок-1	16/11,4	35/3,3	-	-
			Блок-2	16/11,4	35/3,3	-	-
			РТП-10	2,5	35/10	-	-
2	98	Софрино (ж.д.)	Блок-1	16/11,4	35/3,3	-	-
			Блок-2	16/11,4	35/3,3	-	-
			Т-1	1	35/10	-	-

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях м.р. Пушкинский в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		220 кВ
1	215	Новософрино	АТ-1	125	220/110/10	314	199	63,4	265	84,3
			АТ-2	125	220/110/10	314	147	46,8	289	92,0
		110 кВ
2	826	Гольцово	Т-1	6,3	110/10	31,6	19,0	60,1	19,00	60,1
3	220	Ельдигино	Т-1	10	110/10	50,3	49,4	98,1	61,3	121,8
			Т-2	10	110/10	50,3	11,9	23,7	61,3	121,8
4	228	Зеленоградская	Т-1	25	110/10/6	125	40,5	32,4	125,9	100,7
			Т-2	25	110/10/6	125	85,3	68,3	125,9	100,7
5	685	Мамонтовская	Т-1	25	110/10/6	125	94,5	75,6	170,34	136,3
			Т-2	25	110/10/6	125	75,9	60,7	170,34	136,3
6	239	Пушкино	Т-1	40,5	110/35/6	208,8	179	85,5	337	161,6
			Т-2	40	110/35/6	200,8	99	49,5	256	127,4
			Т-3	40,5	110/35/6	200,8	111	55,3	153	76,1
			Т-4	40	110/6/6	200,8	18	8,9	68	33,7
7	114	Софрино	Т-1	45	110/35/6	236	119	50,6	119	50,6
		35 кВ
8	256	Громово	Т-1	1	35/6	18	АВРТ	0,0	5,24	29,1
			Т-2	1	35/6	18	5,2	29,1	5,24	29,1
			Т-3	2,5	35/10	42	5,7	13,5	5,7	13,5
			Т-4	1	35/10	16,3	3,5	21,4	3,5	21,4
9	237	Гудово	Т-1	3,2	35/6	58,6	26,2	44,7	58,04	99,0
			Т-2	3,2	35/6	58,6	31,8	54,3	58,04	99,0
10	440	Правда	Т-1	10	35/6	183	93,0	50,8	191,69	104,7
			Т-2	9	35/6	165	98,7	59,8	191,69	116,2
11	57	Пушкино (ж.д.)	Блок-1	16/11,4	35/3,3	187	7,0	3,7	14,0	7,5
			Блок-2	16/11,4	35/3,3	187	7,0	3,7	14,0	7,5
			РТП-10	2,5	35/10	41,28	4,0	9,7	4,0	9,7
12	98	Софрино (ж.д.)	Блок-1	16/11,4	35/3,3	187	6,0	-	5,0	2,7
			Блок-2	16/11,4	35/3,3	187	5,0	-	5,0	2,7
			Т-1	1	35/10	18,35	-	-	0,0	0,0
13	77	Талицы	Т-1	5,6	35/6	102,5	53,8	52,5	118,8	115,9
			Т-2	5,6	35/6	102,5	65,0	63,4	118,8	115,9

Данные, приведенные в таблице показали, что в электрических сетях Пушкинского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на подстанциях 110 кВ Ельдигино (Т-1 (Т-2) - 121,8%), Мамонтовская (Т-1 (Т-2) - 136,3%), Пушкино (Т-1 - 161,6%, Т-2 - 127,4%), на подстанциях 35 кВ Правда (Т-2 - 116,2%), Талицы (Т-1(Т-2) - 115,9%).

Сергиево-Посадский муниципальный район.

На территории Сергиево-Посадского м.р. расположены 30 подстанций напряжением 35-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220 кВ Заря, ПС 220 кВ Ярцево;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Вихрево, ПС 110 кВ Загорск, ПС 110 кВ Кунья, ПС 110 кВ Лешково, ПС 110 кВ Подсосино, ПС 110 кВ Полевая, ПС 110 кВ Реммаш, ПС 110 кВ Смена, ПС 110 кВ Смолино, ПС 110 кВ Хотьково, ПС 110 кВ Чирково, ПС 110 кВ Ярославская, ПС 35 кВ Гвоздево, ПС 35 кВ Горбуново, ПС 35 кВ Горлово, ПС 35 кВ Грачево, ПС 35 кВ Кузьмино, ПС 35 кВ Орлово, ПС 35 кВ Рюмино, ПС 35 кВ Сватково, ПС 35 кВ Торбеево, ПС 35 кВ Торгашино, ПС 35 кВ Ченцы;

-иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Бужаниново (ж.д.), ПС 110 кВ Верхняя (аб.), ПС 110 кВ Желтиково (ж.д.), ПС 110 кВ Подсосино, ПС 35 кВ Богородское (аб.), ПС 35 кВ Загорск.

Общая установленная мощность 1511,4 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

220 кВ - 6 шт. общей мощностью 690 МВА;

110 кВ - 28 шт. общей мощностью 678,8 МВА;

35 кВ - 32шт. общей мощностью 148,2 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 22 подстанции 35-110 кВ. Общая установленная мощность 691,6 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 22 шт. суммарной мощностью 581,3 МВА;

35 кВ - 24 шт. суммарной мощностью 110,3 МВА.

На территории Сергиево-Посадского м.р. расположена Загорская ГАЭС - установленная мощность 1200 МВт. Выдача мощности осуществляется в сеть 500 кВ по двум ВЛ 500 кВ ЗАГАЭС-Трубино и ЗАГАЭС-Костромская ГРЭС.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Сергиево-Посадского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Сергиево-Посадского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
1	533	Вихрево	Т-1	25	110/10/6	1975	38
			Т-2	25	110/10/6	1976	37
2	94	Загорск	Т-1	40,5	110/35/6	1969	44
			Т-2	40,5	110/35/6	1969	44
3	823	Кунья	Т-1	25	110/35/10	1977	36
			Т-2	25	110/35/10	1977	36
4	672	Лешково	Т-1	6,3	110/6	1974	39
			Т-2	10	110/6	1974	39
5	103	Полевая	Т-1	20	110/35/6	1960	53
			Т-2	20	110/35/6	1963	50
6	186	Реммаш	Т-1	10	110/6	1976	37
			Т-2	10	110/6	1976	37
7	105	Смена	Т-1	40	110/10/6	1977	36
			Т-2	40	110/10/6	1978	35
			Т-3	6,3	35/10	1977	36
			Т-4	6,3	35/10	1979	34
8	150	Смолино	Т-1	31,5	110/35/6	1965	48
			Т-2	31,5	110/35/6	1965	48
9	197	Хотьково	Т-1	40,5	110/10/6	1955	58
			Т-2	40,5	110/10/6	1963	50
10	709	Чирково	Т-1	25	110/10/6	1981	32
			Т-2	25	110/10/6	1985	28
11	209	Ярославская	Т-1	25	110/10/6	1996	17
			Т-2	25	110/10/6	1993	20
		35 кВ
12	205	Гвоздево	Т-1	1	35/6	1965	48
			Т-2	1	35/6	1957	56
13	296	Горлово	Т-1	3,2	35/6	1990	23
			Т-2	3,2	35/6	1950	63
14	208	Горбуново	Т-1	1	35/6	1954	59
			Т-2	1	35/6	1957	56
15	203	Грачево	Т-1	1	35/6	1984	29
			Т-2	1	35/6	1964	49
16	667	Кузьмино	Т-1	2,5	35/10	1981	32
			Т-2	5,6	35/10	1981	32
17	498	Орлово	Т-1	10	35/6	1963	50
			Т-2	10	35/6	1971	42
18	487	Рюмино	Т-1	10	35/6	1967	46
			Т-2	10	35/6	1967	46
19	749	Сватково	Т-1	5,6	35/6	1975	38
			Т-2	5,6	35/6	1975	38
20	816	Торбеево	Т-1	5,8	35/6	1967	46
			Т-2	5,8	35/6	1969	44
21	545	Торгашино	Т-1	1,6	35/10	1968	45
			Т-2	1,6	35/10	1989	24
22	315	Ченцы	Т-2	5,6	35/10	-	-
			Т-2	5,6	35/10	-	-

Также на территории Сергиево-Посадского м.р. расположены ПС 220/110 кВ N 720 Заря, ПС 220/110 кВ N 540 Ярцево, находящиеся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", а так же абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Сергиево-Посадского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Сергиево-Посадского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
1	159	Бужаниново (ж.д.)	Т-1	25	115/38,5/11	1953	60
			Т-1	1	31,5/6,6	1965	48
			Т-1А	1,8	31,5/6,6	1965	48
			Т-2	1,8	31,5/6,6	1956	57
2	794	Верхняя (аб.)	Т-1	2,5	110/6	-	-
3		Подсосино (аб.)	Т-1	25	110/10/6	1984	29
			Т-2	25	110/10/6	1984	29
4	547	Желтиково (ж.д.)	Т-1	10	110/10	-	-
			Т-2	10	110/10	-	-
		ПС 35 кВ
5	752	Богордское (аб)	Т-1	4	35/6	-	-
			Т-2	4	35/6	-	-
6	94	Загорск (ж.д.)	Блок-1	16/11,4	35/3,3	-	-
			Блок-2	16/11,4	35/3,3	-	-
			Т-1	2,5	35/10	-	-

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Сергиево-Посадского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		110 кВ
1	159	Бужаниново (ж.д.)	Т-1	25	115/38,5/11	125	56,9	45,5	56,88	45,5
			Т-1	1	31,5/6,6	18,35	10,7	58,2	18,65	101,6
			Т-1А	1,8	31,5/6,6	33	16,1	48,9	34,78	105,4
			Т-2	1,8	31,5/6,6	33	26,6	80,6	53,43	161,9
2	794	Верхняя (аб.)	Т-1	2,5	110/6	12,6	-	-	-	-
3	533	Вихрево	Т-1	25	110/10/6	125,5	29,2	23,3	52,18	41,6
			Т-2	25	110/10/6	125,5	23,0	18,3	52,18	41,6
4	547	Желтиково (ж.д.)	Т-1	10	110/10	52,5	17,2	32,7	17,2	32,7
			Т-2	10	110/10	52,5	-	0,0	17,2	32,7
5	94	Загорск	Т-1	40,5	110/35/6	212	116,4	54,9	216,80	102,3
			Т-2	40,5	110/35/6	210	100,4	47,8	216,80	103,2
6	823	Кунья	Т-1	25	110/35/10	125,6	75,2	59,9	135,3	107,8
			Т-2	25	110/35/10	125,6	60,2	47,9	135,3	107,8
7	672	Лешково	Т-1	6,3	110/6	33,1	10,1	30,6	30,06	90,8
			Т-2	10	110/6	52,5	19,9	37,9	30,06	57,3
8	391	Подсосино	Т-1	25	110/10/6	125,5	33,5	26,7	50,70	40,4
			Т-2	25	110/10/6	125,5	17,2	13,7	50,70	40,4
9	103	Полевая	Т-1	20	110/35/6	110	25,1	22,9	94,7	86,1
			Т-2	20	110/35/6	110	69,5	63,2	94,7	86,1
10	186	Реммаш	Т-1	10	110/6	50,2	19,5	38,8	36,7	73,0
			Т-2	10	110/6	50,2	17,2	34,2	36,7	73,0
11	105	Смена	Т-1	40	110/10/6	200,8	92,3	46,0	222,73	110,9
			Т-2	40	110/10/6	200,8	130,4	65,0	222,73	110,9
			Т-3	6,3	35/10	104	7,3	7,0	52,82	50,8
			Т-4	6,3	35/10	104	45,5	43,8	52,82	50,8
12	150	Смолино	Т-1	31,5	110/35/6	165	0,0	0,0	8,6	5,2
			Т-2	31,5	110/35/6	165	9,0	5,5	8,6	5,2
13	197	Хотьково	Т-1	40,5	110/10/6	212,5	87,4	41,1	176,2	82,9
			Т-2	40,5	110/10/6	212,5	88,8	41,8	176,2	82,9
14	709	Чирково	Т-1	25	110/10/6	125	60,4	48,3	90,26	72,2
			Т-2	25	110/10/6	125	29,9	23,9	90,26	72,2
15	209	Ярославская	Т-1	25	110/10/6	125,5	18,7	14,9	57,8	46,0
			Т-2	25	110/10/6	125,5	39,1	31,1	57,8	46,0
		35 кВ
16	752	Богордское (аб)	Т-1	4	35/6	66	21,6	32,7	55,8	84,5
			Т-2	4	35/6	66	34,2	51,8	55,8	84,5
17	205	Гвоздево	Т-1	1	35/6	18	АВРТ	0,0	2,1	11,6
			Т-2	1	35/6	18	2,1	11,6	2,1	11,6
18	208	Горбуново	Т-1	1	35/6	18	АВРТ	0,0	14,5	80,3
			Т-2	1	35/6	18	14,5	80,3	14,5	80,3
19	296	Горлово	Т-1	3,2	35/6	58,6	37,9	64,7	60,55	103,3
			Т-2	3,2	35/6	58,6	22,6	38,6	60,55	103,3
20	203	Грачево	Т-1	1	35/6	18	АВРТ		4,0	22,2
			Т-2	1	35/6	18	4,0	22,2	4,0	22,2
21	94	Загорск	Блок-1	16/11,4	35/3,3	187		0,0	6,0	3,2
			Блок-2	16/11,4	35/3,3	187	6,0	3,2	6,0	3,2
			Т-1	2,5	35/10	18,4		0,0	0,0	0,0
22	667	Кузьмино	Т-1	2,5	35/10	41,2	12,6	30,6	32,4	78,6
			Т-2	5,6	35/10	84	19,8	23,6	32,4	38,6
24	498	Орлово	Т-1	10	35/6	183	90,9	49,7	157,0	85,8
			Т-2	10	35/6	183	70,2	38,4	157,0	85,8
25	487	Рюмино	Т-1	10	35/6	157	АВРТ	0,0	17,5	11,1
			Т-2	10	35/6	157	17,5	11,1	17,5	11,1
26	749	Сватково	Т-1	5,6	35/6	102,5	7,1	7,0	24,3	23,7
			Т-2	5,6	35/6	102,5	17,2	16,8	24,3	23,7
27	816	Торбеево	Т-1	5,8	35/6	104	45,9	44,1	79,38	76,3
			Т-2	5,8	35/6	104	33,5	32,2	79,38	76,3
28	545	Торгашино	Т-1	1,6	35/10	26,4	26,4	100,0	38,7	146,6
			Т-2	1,6	35/10	26,4	12,3	46,6	38,7	146,6
29	315	Ченцы	Т-2	5,6	35/10	84,6	43,9	51,8	93,7	110,7
			Т-2	5,6	35/10	84,6	49,8	58,9	93,7	110,7

Данные, приведенные в таблице показали, что в электрических сетях Сергиево-Посадского м.р. перегружаются при аварийной ситуации трансформаторы на ПС 110 кВ Кунья (Т-1 (Т-2) - 107,8%), Смена (Т-1 (Т-2) - 110,0%), на ПС 110 кВ Бужаниново трансформаторы с высшим напряжением 35 кВ (Т-1А - 105,4%, Т-2 - 161,9%), а также на подстанциях 35 кВ: Торгашино (Т-1 (Т-2) - 146,6%), Ченцы (Т-1 (Т-2) - 110,7%).

Солнечногорский муниципальный район.

На территории Солнечногорского м.р. расположены 15 подстанций напряжением 35-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС":ПС 220 кВ Радищево;

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Омега, ПС 110 кВ Алабушево, ПС 110 кВ Время, ПС 110 кВ Мцыри, ПС 110 кВ Ожогино, ПС 110 кВ Осиновка, ПС 110 кВ Поварово, ПС 110 кВ Сенеж, ПС 110 кВ Солнечногорск, ПС 110 кВ Шереметьево, ПС 35 кВ Воробъево, ПС 35 кВ Воронино;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Голубая (аб.), ПС 35 кВ Берсень.

Общая установленная мощность 1469,7 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

220 кВ - 7 шт. суммарной мощностью 955 МВА;

110 кВ - 22 шт. суммарной мощностью 502,7 МВА;

35 кВ - 6 шт. общей мощностью 12 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 12 подстанций 35-220 кВ. Общая установленная мощность 986,7 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 2 шт. 500 МВА;

110 кВ - 20 шт. суммарной мощностью 482,7 МВА;

35 кВ -4 шт. суммарной мощностью 4 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Солнечногорского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Солнечногорского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 220 кВ
1	840	Омега	Т-1	250	220/110/10	2006	7
			Т-2	250	220/110/10	2006	7
		ПС 110 кВ
2	20	Алабушево	Т-1	25	110/10/6	1975	38
			Т-2	40,5	110/10/6	1962	51
3	829	Время	Т-1	16	110/10	1974	39
			Т-2	16	110/10	1984	29
4	264	Мцыри	Т-1	6,3	110/10	1974	39
			Т-2	6,3	110/10	1973	40
5	328	Ожогино	Т-1	6,3	110/10	1979	34
			Т-2	6,3	110/10	1976	37
6	329	Осиновка	Т-1	40	110/10	1985	28
			Т-2	40	110/10/10	2011	2
7	71	Поварово	Т-1	20	110/35/10	1968	44
			Т-2	20	110/35/10	1968	44
			Т-3	25	110/10	1990	22
8	765	Сенеж	Т-1	16	110/10	1977	36
			Т-2	16	110/10	1978	35
9	116	Солнечногорск	Т-1	20	110/35/6	1962	51
			Т-2	20	110/35/6	1960	53
			Т-3	40	110/35/6	1966	47
10	429	Шереметьево	Т-1	63	110/10/6	1987	26
			Т-2	40	110/10/6	1987	26
		35 кВ
11	185	Воробъево	Т-1	1	35/6	1962	51
			Т-2	1	35/6	1957	56
12	190	Воронино	Т-1	1	35/6	1962	51
			Т-2	1	35/6	1957	56

Также на территории Солнечногорского м.р. расположена ПС 220/110/35 кВ N 140 Радищево, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", а так же абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Солнечногорского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Солнечногорского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
1	675	Голубая (аб.)	Т-1	10	110/10	-	-
			Т-2	10	110/10	-	-
		ПС 35 кВ
2	633	Берсень (аб.)	Т-1	4	35/10	-	-
			Т-2	4	35/10	-	-

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Солнечногорского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		220 кВ
1	840	Омега	АТ-1	250	220/110/10	627	380	61	420	67
			АТ-2	250	220/110/10	628	318	51	371	59
		110 кВ
2	20	Алабушево	Т-1	25	110/10/6	125,5	118	94	217	173,3
			Т-2	40,5	110/10/6	212	100	47	217	102,6
3	675	Голубая (аб)	Т-1	10	110/10	52	27,7	53,3	36,30	69,8
			Т-2	10	110/10	52	8,6	16,5	36,30	69,8
4	829	Время	Т-1	16	110/10	83,3	24	28	67	80,0
			Т-2	16	110/10	83,3	43	52	67	80,0
5	264	Мцыри	Т-1	6,3	110/10	31,6	23	74	42	134
			Т-2	6,3	110/10	31,6	19	60	42	134
6	328	Ожогино	Т-1	6,3	115/11	31,6	9	30	23	72,0
			Т-2	6,3	115/11	31,6	13	42	23	72,0
7	329	Осиновка	Т-1	40	110/10	200,8	47	23	113	56,3
			Т-2	40	110/10/10	200,8	66,4696	33	113	56,3
8	71	Поварово	Т-1	20	110/35/10	100,5	116	115	146	145,6
			Т-2	20	110/35/10	100,5	87	87	257	255,3
			Т-3	25	110/10/10	125,5	15	12	110	87,9
9	765	Сенеж	Т-1	16	110/10	80,3	47	58	110	136,9
			Т-2	16	110/10	80,3	63	79	110	136,9
10	116	Солнечногорск	Т-1	20	110/35/6	110	60	55	204	185,3
			Т-2	20	110/35/6	110	68	62	110	100,2
			Т-3	20	110/35/6	210	139	66	264	125,8
11	429	Шереметьево	Т-1	63	110/10/6	316,3	141,0	44,6	287,9	91,0
			Т-2	40	110/10/6	200,8	146,8	73,1	287,9	143,4
		35 кВ
12	633	Берсень (аб.)	Т-1	4	35/10	66	1	2	104	157,6
			Т-2	4	35/10	66	103	156	104	157,6
13	185	Воробъево	Т-1	1	35/6	18,4	16	88	33	178
			Т-2	1	35/6	18,4	17	90	33	178
14	190	Воронино	Т-1	1	35/6	18,4	17	93	17	93,4
			Т-2	1	35/6	18,4	откл. (АВРТ)	откл.	17	93,4

Данные, приведенные в таблице показали, что в электрических сетях Солнечногорского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 6 подстанциях 110 кВ: Алабушево (Т-1 - 173,3%), Мцыри (Т-1 (Т-2) - 134%), Поварово (Т-1 - 145,6%, Т-2 - 255,3%), Сенеж (Т-1 (Т-2) - 136,9%), Солнечногорск (Т-1 - 185,3%, Т-3 - 125,8%), Шереметьево (Т-2 - 143,4%), на 2 подстанциях 35 кВ: Берсень (Т-1 (Т-2) - 157,6%), .Воробъево (Т-1 (Т-2) - 178%).

Талдомский муниципальный район.

На территории Талдомского м.р. расположено 16 подстанций напряжением 35-110-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС":ПС 220 кВ Темпы;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Талдом 1, ПС 110 кВ Талдом 2, ПС 110 кВ Экран, ПС 110 кВ Юркино 2, ПС 35 кВ Запрудня, ПС 35 кВ Растовцы, ПС 35 кВ Станки 1, ПС 35 кВ Станки 2, ПС 35 кВ Фарфоровая, ПС 35 кВ Юркино 1;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Вербилки (аб), ПС 110 кВ Дубна (аб), ПС 110 кВ Залесье 1 (аб), ПС 110 кВ Залесье 2 (аб), ПС 110 кВ Сестра (аб).

Общая установленная мощность 604,6 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

220 кВ - 2 шт. общей мощностью 250 МВА;

110 кВ -17 шт. суммарной мощностью 305 МВА;

35 кВ - 12 шт. общей мощностью 49,6 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 10 подстанций 35-110 кВ. Общая установленная мощность 986,7 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 7шт. суммарной мощностью 157 МВА;

35 кВ -12 шт. суммарной мощностью 49,6 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Талдомского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Талдомского м.р.

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Мощность, МВА	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
1	129	Талдом 1	Т-1	110/6	16	1957	56
			Т-2	110/6	16	1982	31
2	367	Талдом 2	Т-1	110/35/6	15	1957	56
3	152	Экран	Т-1	110/10/6	40	1980	33
			Т-2	110/10/6	40	1987	26
4	803	Юркино 2	Т-1	110/35/10	10	1983	30
			Т-2	110/35/10	20	1967	46
		35 кВ
5	461	Запрудня	Т-1	35/6	1,8	1955	58
			Т-2	35/6	4	1970	43
			Т-3	35/6	3,2	1962	51
6	467	Растовцы	Т-1	35/10/6	6,3	2011	2
			Т-2	35/10/6	6,3	1973	40
7	393	Станки 1	Т-1	35/10	1,6	1965	48
8	286	Станки 2	Т-1	35/10	2,5	1970	43
			Т-2	35/10	2,5	1973	40
9	463	Фарфоровая	Т-1	35/6	6,3	2008	5
			Т-2	35/6	6,3	2008	5
10	442	Юркино 1	Т-1	35/6	3,2	1950	63
			Т-2	35/6	5,6	1960	53

Также на территории Талдомского м.р. расположена ПС 220/110 кВ N 229 Темпы, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", а так же абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Талдомского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Талдомского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
1	670	Вербилки (аб)	Т-1	10	110/35/6	1963	50
			Т-2	10	110/35/6	1990	23
2	134	Дубна (аб)	Т-1	20	110/6	-	-
			Т-2	20	110/6	-	-
			Т-3	20	110/6	-	-
3	625	Залесье 1(аб)	Т-1	10	110/10	1986	27
			Т-2	10	110/10	1986	27
4	739	Залесье 2(аб)	Т-1	16	110/10	1970	43
5	620	Сестра (аб)	Т-1	16	110/10	1987	26
			Т-2	16	110/10	1991	22

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Талдомского м.р. в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		110 кВ
1	670	Вербилки (аб)	Т-1	10	110/35/6	52,5	29,0	55,2	29,0	55,2
			Т-2	10	110/35/6	52,5	0,0	0,0	29,0	55,2
2	134	Дубна (аб)	Т-1	20	110/6	100	0,0	0,0	71,3	71,3
			Т-2	20	110/6	100	71,3	71,3	71,3	71,3
			Т-3	20	110/6	100	резерв	-	-	-
3	625	Залесье 1(аб)	Т-1	10	110/10	52,5	18	36	34	65,5
			Т-2	10	110/10	52,5	16	31	34	65,5
4	739	Залесье 2(аб)	Т-1	16	110/10	80,5	41,8	51,9	41,8	51,9
5	620	Сестра (аб)	Т-1	16	110/10	80	71	89	143	178,8
			Т-2	16	110/10	80	72	90	143	178,8
6	129	Талдом 1	Т-1	16	110/6	80,3	16,2	17,9	31,2	38,9
			Т-2	16	110/6	80,3	14,3	17,9	29,8	37,2
7	367	Талдом 2	Т-1	15	110/35/6	78,8	19,8	25,1	19,8	25,1
8	152	Экран	Т-1	40	110/10/6	200,8	18,2	17,7	53,7	26,8
			Т-2	40	110/10/6	200,8	13,7	9,1	53,7	26,8
9	803	Юркино 2	Т-1	10	110/35/10	50,2	55,0	109,6	97,5	194,2
			Т-2	20	110/35/10	100,4	42,5	42,3	97,5	97,1
		35 кВ
10	461	Запрудня	Т-1	1,8	35/6	29,7	-	-	25,2	84,8
			Т-2	4	35/6	66	26,2	39,7	52,6	79,7
			Т-3	3,2	35/6	52,8	26,4	50,0	52,6	99,6
11	467	Растовцы	Т-1	6,3	35/10/66	104	34,1	32,8	49	47,5
			Т-2	6,3	35/10/6	104	15,3	14,7	49	47,5
12	393	Станки 1	Т-1	1,6	35/10	26,4	23,4	88,6	23,4	88,6
13	286	Станки 2	Т-1	2,5	35/10	41,3	14,1	34,1	33,9	82,1
			Т-2	2,5	35/10	41,2	19,8	48,1	33,9	82,3
14	463	Фарфоровая	Т-1	6,3	35/6	103,9	61,2	61,8	114,5	115,7
			Т-2	6,3	35/6	103,9	53,3	53,9	114,5	115,7
15	442	Юркино 1	Т-1	3,2	35/6	52,8	31,5	59,7	99,4	188,2
			Т-2	5,6	35/6	92,4	71,1	76,9	99,4	107,5

Данные, приведенные в таблице показывают, что в электрических сетях Талдомского м.р. трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 2 подстанциях 110 кВ: Сестра (Т-1 (Т-2) - 178,8%), Юркино 2 (Т-1 - 194,2%), на 2 подстанции 35 кВ: Фарфоровая (Т-1 (Т-2) - 115,7%), Юркино 1 (Т-1 - 188,2%, Т-2 - 107,5%).

Городской округ Химки.

На территории г.о. Химки находится 11 подстанций напряжением 110-220 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Старбеево, ПС 110 кВ Аэропорт, ПС 110 кВ Басово, ПС 110 кВ Бутаково, ПС 110 кВ Вашутино, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ Планерная, ПС 110 кВ Подрезково, ПС 110 кВ Химки;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Бурцево (аб), ПС 110 кВ Лобаново (аб).

Общая установленная мощность 1348 МВА. Общее количество трансформаторов (АТ) с высшим напряжением:

220 кВ - 4 шт. общей мощностью 526 МВА;

110 кВ - 27 шт. суммарной мощностью 862,5 МВА.

Из них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 9 подстанций 110-220 кВ. Общая установленная мощность 1278,5 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 4 шт. суммарной мощностью 526 МВА;

110 кВ - 23шт. суммарной мощностью 752,5 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Химки.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Химки

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 220 кВ
1	671	Старбеево	АТ-1	200	220/110/10	1991	22
			АТ-2	200	220/110/10	1982	31
			Т-3	63	220/6/6	1973	40
			Т-4	63	220/6/6	1973	40
			Т-6	20	110/6	1969	44
			Т-7	20	110/6	1969	44
		ПС 110 кВ
2	800	Аэропорт	Т-1	25	110/10/6	1978	35
			Т-2	25	110/10/6	1979	34
			Т-3	40	110/10/10	2007	6
			Т-4	40	110/10/10	2007	6
3	163	Басово	Т-1	40	110/10/6	1976	37
4	444	Бутаково	Т-1	40,5	110/10/6	1968	45
			Т-2	40,5	110/10/6	1956	57
			Т-3	40,5	110/10/6	1966	47
			Т-4	40	110/10	1971	43
5	161	Вашутино	Т-1	15	110/6	1966	47
			Т-2	15	110/6	1966	47
6	35	Октябрьская	Т-1	20	110/35/6	1964	49
			Т-2	25	110/10/6	1990	23
			Т-3	25	110/10/6	1977	36
7	688	Планерная	Т-1	40	110/10/10	2000	13
			Т-2	40	110/10/10	-	-
			Т-3	40	110/10/10	1999	14
8	387	Подрезково	Т-1	40	110/10/6	2007	6
			Т-2	40	110/10/6	2007	6
9	156	Химки	Т-1	40,5	110/10/6	1959	54
			Т-2	40,5	110/10/6	1959	54

Также на территории г.о. Химки находятся абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях г.о. Химки.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях г.о. Химки

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
		ПС 110 кВ
1	629	Бурцево (аб)	Т-1	40	110/10/6	1978	35
			Т-2	40	110/10/6	1978	35
2	455	Лобаново (аб)	Т-1	15	110/6	1960	53
			Т-2	15	110/6	1959	54

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Химки в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	N ПС, Название	Дисп. наименование	Мощность МВА	Напряжен. Uвн, Uсн, Uнн кВ	Номинальный ток, Iном., А	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
		220 кВ
1	671	Старбеево	АТ-1	200	220/110/10	502	249	50	321	64
			АТ-2	200	220/110/10	505	229	45	333	66
			Т-3	63	220/6/6	159	откл/в резерве	0	0	0
			Т-4	63	220/6/6	158	откл/в резерве	0	0	0
			Т-6	20	110/6	103,1	51,7	50	93	90
			Т-7	20	110/6	103	40,8	40	93	90
		110 кВ
2	800	Аэропорт	Т-1	25	110/10/6	125,5	48	38	102	81
			Т-2	25	110/10/6	125,5	54	43	102	81
			Т-3	40	110/10/10	200,8	9	4	37	18,3
			Т-4	40	110/10/10	200,8	28	14	37	18,3
3	163	Басово	Т-1	40	110/10/6	200,8	9	5	10	4,9
4	629	Бурцево (аб)	Т-1	40	110/10/6	200,8	34	17	66	33,1
			Т-2	40	110/10/6	200,8	33	16	66	33,1
5	444	Бутаково	Т-1	40,5	110/10/6	212,5	159,3	75	346	163
			Т-2	40,5	110/10/6	212,5	135,6	64	253	119
			Т-3	40,5	110/10/6	212,5	30	14	69	32,4
			Т-4	40	110/10	200,8	86	43	148	73,5
6	161	Вашутино	Т-1	15	110/6	78,7	8	11	17	21,3
			Т-2	15	110/6	78,7	8	11	17	21,3
7	455	Лобаново (аб)	Т-1	15	110/6	78,7	55	69	109	138,9
			Т-2	15	110/6	78,7	55	70	109	138,9
8	35	Октябрьская	Т-1	20	110/35/6	105	83	79	134	127,2
			Т-2	25	110/10/6	125,5	68	55	148	117,8
			Т-3	25	110/10/6	125,5	68	54	216	172,2
9	688	Планерная	Т-1	40	110/10/10	210,8	119	56	246,8	117,1
			Т-2	40	110/10/10	210,8	128	61	246,8	117,1
			Т-3	40	110/10/10	210,8	-	-	-	-
10	387	Подрезково	Т-1	40	110/10/6	200,8	48	24	78	39,1
			Т-2	40	110/10/6	200,8	30,7	15	78	39,1
11	156	Химки	Т-1	40,5	110/10/6	212,5	51	24	107	50,4
			Т-2	40,5	110/10/6	212,5	56	26	107	50,4

Данные, приведенные в таблице показали, что в электрических сетях г.о. Химки трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 4 подстанциях 110 кВ: Бутаково (Т-1 - 163%, Т-2 - 119%), Лобаново (Т-1 (Т-2) - 138,9%), Октябрьская (Т-1 - 127,2%, Т-2 - 117,8%, Т-3 - 172,2%), Планерная (Т-1 (Т-2) - 117,1%).

В таблицах представлена характеристика ЛЭП 35-110-220 кВ, проходящих по территории Северных электрических сетей филиала ОАО "МОЭСК".

Характеристика ЛЭП 35-110-220 кВ проходящих по территории Северных электрических сетей Московской энергосистемы на 2012 г.

Наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Допустимый ток по проводу/кабелю Iдоп, А		Допустимый ток линии Iдоп, А		Протяженность линии	Год постройки/реконструкции	Срок службы	Территория прохождения ЛЭП
		t = -5С	t = +25С	t = -5С	t = +25С
ВЛ 750 кВ (МЭС Центра)
ВЛ 750 кВ Опытная - Белый Раст	4хАС 600/72	2000	2000	2000	2000	87,68 (участок ВЛ Моск. ПМЭС - 53,05)	1967	46	Тверьэнерго, Клинский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 500 кВ (МЭС Центра)
ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Белый Раст	3хАС 500/64	2000	2000	2000	2000	88,83 (участок ВЛ Моск. ПМЭС - 54,13)	1965	48	Тверьэнерго, Клинский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 500 кВ Белый Раст - Западная	3хАС 500	2000	2000	2000	2000	49,41	1966/1991/2008	47	Дмитровский м.р., Солнечногорский м.р., Красногорский м.р.
ВЛ 500 кВ Западная - Очаково	3хАС 500	2000	2000	2000	2000	31,19	1966/2007/2008	47	Красногорский м.р., г. Москва.
ВЛ 500 кВ Конаково - Трубино	3хАС 300	2000	1900	2000	1900	152,8 (участок ВЛ Моск. ПМЭС -102)	1985	28	Тверьэнерго, Талдомский м.р., Дмитровский м.р., г.о. Ивантеевка.
ВЛ 500 кВ Трубино - Владимирская	3хАС 480	2000	1900	2000	1900	159,34 (участок ВЛ Моск. ПМЭС - 81,64)	1956	57	г.о. Ивантеевка, Щелковский м.р., Ногинский м.р., Павлово-Посадский м.р., Орехово-Зуевский м.р., Владимирэнерго.
ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС - Трубино	3хАС 500	2000	1900	2000	1900	87,4	1973	40	Сергиево-Посадский м.р., Щелковский м.р., г.о. Ивантеевка., Владимирская обл.
ВЛ 500 кВ Кострома - Загорская ГАЭС	3хАС 400	2000	1900	2000	1900	223,28 (участок ВЛ Моск. ПМЭС - 12,28)	1973	40	Костромаэнерго, Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 220 кВ (МЭС Центра)
Участок ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС-Темпы 1	АС-400/51	1064	825	1000	825	0,56	1966	47	Тверьэнерго, Талдомский м.р.
Участок ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС-Темпы 2	АС-400/51	1064	825	1000	825	0,56	1966	47	Тверьэнерго, Талдомский м.р.
ВЛ 220 кВ Дмитров -Темпы I	АС-300/39	916	710	858	660	50,46	1983	30	Талдомский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 220 кВ Дмитров -Темпы II	АС-300/39	916	710	858	660	50,46	1983	30	Талдомский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 220 кВ Ярцево-Темпы 1	АС-400/51	1064	825	1000	825	81,75	1962	51	Сергиево-Посадский м.р., Талдомский м.р.
ВЛ 220 кВ Ярцево-Темпы 2	АС-400/51	1064	825	1000	825	81,75	1962	51	Сергиево-Посадский м.р., Талдомский м.р.
ВЛ 220 кВ Ярцево-Дальняя	АС-400/93	1064	825	1000	825	57,9	1972	41	Ногинский м.р., Сергиево-Посадский м.р., Владимирская обл.
ВЛ 220 кВ Ярцево-Радуга	АС-400/93	1064	825	1000	800	36,6	1982	31	Сергиево-Посадский м.р., Пушкинский м.р.
ВЛ 220 кВ
ВЛ 220 кВ Н. Софрино-Трубино (уч-к от оп.1 до оп.69)	МП-240 АСО-400	980	760	600	760	19,4	1939/1985	74	Пушкинский м.р., г.о. Ивантеевка
ВЛ 220 кВ Н. Софрино-Уча	АС-400	1064	825	1000	760	26,3	1942/1971, 1983	71	Пушкинский м.р., Мытищинский м.р.
ВЛ 220 кВ Радищево-Шуколово	АС-400	1064	825	1000	825	2,8	2003/2009	10	Солнечногорский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 220 кВ Старбеево-Омега I	АС-400	1070	830	1000	830	13,25	1986/2005	27	г.о. Химки, Солнечногорский м.р.
ВЛ 220 кВ Старбеево-Омега II	АС-400	1070	830	1000	830	13,25	1986/2005	27	г.о. Химки, Солнечногорский м.р.
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-21-Хвойная	АС-400	1064	825	1000	825	11,278	1975/1989, 1995	38	г. Москва, г.о. Королев.
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27-Уча I	АС-400	1064	825	1000	825	19,3	1995/2008	18	Сергиево-Посадский м.р., Мытищинский м.р.
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27-Уча II	АС-400	1064	825	1000	825	17,6	1989/2008	24	Сергиево-Посадский м.р., Мытищинский м.р.
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27-Хвойная	АС-400	1064	825	1000	825	11,8	1975/1989, 1998, 2008	38	Сергиево-Посадский м.р., г.о. Королев.
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27-Щедрино	АС-400	1064	825	1000	825	4,32	1965/1989, 1995, 1999, 2007, 2008	47	Мытищинский м.р.
ВЛ 220 кВ Шуколово-Радуга	АС-400	1064	825	1000	800	2,7	1983/2003	30	Дмитровский м.р., Пушкинский м.р.
ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ Алабушево-Голубая I	АС-150	580	450	580	450	7,7	1979/2005	34	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Алабушево-Голубая II	АС-150	580	450	580	450	7,7	1979/2005	34	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Алабушево-Поварово	АС-150	580	450	580	422	11,87	1951/2007	61	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Ангелово-Октябрьская I	АС-150	580	450	580	450	12	2007	6	Красногорский м.р., г.о. Химки.
ВЛ 110 кВ Ангелово-Октябрьская II	АС-150	580	450	580	450	12	2007	6	Красногорский м.р., г.о. Химки.
ВЛ 110 кВ Бужаниново-Арсаки (уч-к от оп.1 до оп.48)	АС-150	580	450	580	450	8,6	1940/1960, 1999, 2007	73	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Бужаниново-Ярославская	АС-120	503	390	503	390	10,2	1960/1992,2006	53	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Бутаково-Бурцево I с отп.	АС-120	503	390	503	390	4,48	1959/2009	54	г.о. Химки.
ВЛ 110 кВ Бутаково-Бурцево II с отп.	АС-120	503	390	503	390	4,48	1959/2009	54	г.о. Химки.
ВЛ 110 кВ Бутаково-Старбеево I	АС-150	580	450	500	450	3,05	1977/2006	35	г.о. Химки.
ВЛ 110 кВ Бутаково-Старбеево II	АС-150	580	450	500	450	3,05	1977/2006	35	го. Химки.
ВЛ 110 кВ Вербилки-Дмитров	АС-150	580	450	580	450	38,5	1955/ 2005	58	Талдомский м.р., Дмитровский
ВЛ 110 кВ Вербилки-Талдом II	АС-150	580	450	580	450	36,2	1955/2005	58	Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Вихрево-Чирково	АС-150	580	450	580	450	3,8	1952/2008	61	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Дмитров-Игнатово I	АС-150	580	450	580	450	6,3	1988/2004	25	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Дмитров-Игнатово II	АС-150	580	450	580	450	6,3	1988/2004	25	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Долгопрудная-Шереметьево с отп. на Аксаково	АС-120	503	390	503	390	40,9	1969/1984 (отп.), 2008	44	г.о. Долгопрудный, г.о. Лобня.
ВЛ 110 кВ Заря-Кунья I	АС-120	503	390	503	390	10,3	1965/1978, 2004	48	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Заря-Кунья II	АС-120	503	390	503	390	10,3	1965/1978,2004	48	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Заря-Полевая	АС-120	503	390	503	390	7,1	1965/1978, 1979, 2004	48	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Заря-Смолино	АС-120	503	390	503	390	6,4	1965/1978, 1979, 2003	48	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Зеленоградская-Мамонтовская	АС-150	581	450	581	450	17,4	1972/1981, 1994, 2008	41	Пушкинский м.р.
ВЛ 110 кВ Икша I- Белый Раст I с отп.	АС-150	580	450	580	450	6,65+1,96 Трудовая	1969/1971, 1984, 2006	44	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Икша I -Белый Раст II с отп.	АС-150	580	450	580	450	6,42+1,96 Трудовая	1969/1971, 1984, 2006	44	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Икша I-Б. Раст III	АС-120 АС-240	503 780	390 605	503	390	8,9	1951/2005	62	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Клин - Круг I	АС-120	503	390	503	390	35,5	1984/2004	28	Клинский м.р.
ВЛ 110 кВ Клин - Круг II	АС-120	503	390	503	390	35,5	1984/2004	28	Клинский м.р.
ВЛ 110 кВ Клязьма-Пушкино	АС-120	503	390	503	390	5,42	1964/1975, 2007	49	г.о. Королев, Пушкинский м.р.
ВЛ 110 кВ Клязьма-Тополь с отп. на Подлипки	АС-120 АС-150	503 580	390 450	503	390	11,7	1964/1975 (отп.), 2007	49	г.о. Королев, Мытищинский м.р.
ВЛ 110 кВ Константиново-Игнатово I	АС-150	580	450	580	450	5,37	1988/2008	25	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Константиново-Игнатово II	АС-150	580	450	580	450	5,37	1988/2008	25	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Константиново-Юрьево I	АС-150	580	450	580	450	14,65	1988/ 2008	25	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Константиново-Юрьево II	АС-150	580	450	580	450	14,65	1988/ 2008	25	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Костино-Горенки с отп. (уч. От оп.1 до оп.26)	АС-150	580	450	580	450	5,2	1972	41	г.о. Королев, г.о. Балашиха.
ВЛ 110 кВ Красногорская-Нахабино I	АС-150	580	450	580	450	12,6	1958/2 009	55	Красногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Красногорская-Нахабино II	АС-150	580	450	580	450	12,6	1958 /2009	55	Красногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Красногорская-Павшино	АС-150	580	450	580	450	6,47	1937/ 2004	76	Красногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Красногорская-Рублево I	АС-150	580	450	580	450	2,9	1951/ 2009	62	Красногорский м.р., г. Москва.
ВЛ 110 кВ Красногорская-Рублево II	АС-150	580	450	580	450	2,9	1951/ 2009	62	Красногорский, Москва
ВЛ 110 кВ Красногорская-Строгино (ЦЭС) I	АС-240	780	605	780	450	4,9	1982/ 2009	31	Красногорский, г. Москва.
ВЛ 110 кВ Красногорская-Строгино (ЦЭС) II	АС-240	780	605	780	450	4,9	1982/ 2009	31	Красногорский, г. Москва.
ВЛ 110 кВ Кунья-Реммаш I с отп.	АС-120	503	390	503	390	8,5	1965/ 1978, 2004	48	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Кунья-Реммаш II с отп.	АС-120	503	390	503	390	8,5	1965/ 1978, 2004	48	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Луговая-Белый Раст с отп. на Аксаково	АС-150 АС-240	580 780	450 605	580	422	21,535	1968/1971, 2006,2007	45	г.о. Лобня, Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Луговая-Шереметьево	АС-120	503	390	503	390	8,43	1999/2005	14	г.о. Лобня.
ВЛ 110 кВ Майская I, (Н. Софрино-Софрино)	АС-150	580	450	580	450	1,21	1954/2009	59	Пушкинский м.р.
ВЛ 110 кВ Майская II (Н. Софрино-Софрино)	АС-150	580	450	580	450	1,21	1954/2009	59	Пушкинский м.р.
ВЛ 110 кВ Мамонтовская-Уча	АС-150	580	450	580	450	7,8	1984/2005	29	Пушкинский м.р., Мытищинский м.р.
ВЛ 110 кВ Менделеево-Эра(ЦЭС) с отп.	АС-120	503	390	503	390	29,3	1963/2007	50	Солнечногорский м.р., г. Москва
ВЛ 110 кВ Мцыри-Алабушево	АС150	580	450	580	450	11,8	1981/2004	32	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Н. Подлипки-Тополь	АС-150	580	450	580	450	1,7	1975/2007	38	Мытищинский м.р.
ВЛ 110 кВ Н. Софрино-Вихрево с отп. на Лешково	М-70 АС-150	435 580	337 450	435	337	19,5	1968/1971, 1997(отп.), 2009	45	Пушкинский м.р., Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Н. Софрино-Зеленоградская	АС-150	580	450	580	450	8,9	1958/1981, 2006	55	Пушкинский м.р.
ВЛ 110 кВ Н. Софрино-Хотьково с отп. на Лешково	М-70 АС-120 АС-150	435 503 580	337 390 450	435	337	24,71	1968/1997 (отп.), 2008	45	Пушкинский м.р., Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Н. Софрино-Яхрома Сев. с отп. на Ельдигино, Гальцово	АС-120 АС-150	503 580	390 450	503	390	42,8	1978/1995, 2009	35	Пушкинский м.р.
ВЛ 110 кВ Н. Софрино-Яхрома Юж. с отп. на Ельдигино, Гальцово	АС-120 АС-150	503 580	390 450	503	390	42,8	1978/1995, 2009	35	Пушкинский м.р.
ВЛ 110 кВ Октябрьская-Омега	АС-150	580	450	580	450	3,2	1960/ 2007 2008	53	г.о. Химки, Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Октябрьская-Эра	АС-150	580	450	580	450	9,8	1952/ 2007	61	г.о. Химки, г. Москва.
ВЛ 110 кВ Омега-Эра I	АС-150	580	450	580	450	6,1	1973/ 2008	40	Солнечногорский м.р., г. Москва.
ВЛ 110 кВ Омега-Эра II	АС-150	580	450	580	450	6,1	1973/2008	40	Солнечногорский м.р., г. Москва
ВЛ 110 кВ Орево-Перемилово	АС-120	503	390	503	390	15,641	1936/ 2007	77	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Орево-Экран	АС-120	503	390	503	390	25,87	1936/ 2006	77	Дмитровский м.р., Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Н. Подлипки-Пионерская I	АС-150	580	450	580	450	2,12	1959/ 2009	54	Мытищинский м.р., г.о. Королев.
ВЛ 110 кВ Н. Подлипки-Пионерская II	АС-150	580	450	580	450	2,12	1959/ 2009	54	Мытищинский м.р., г.о. Королев.
ВЛ 110 кВ Планерная-Октябрьская	АС-240	780	605	600	605	11,83	Не введена в экспл.	-	г.о. Химки., г. Москва.
ВЛ 110 кВ Планерная-Подрезково	АС-240	780	605	600	605	8,38	1961/ 2006	52	г.о. Химки.
ВЛ 110 кВ Н. Подлипки-Подлипки	АС-120	503	390	503	390	1	1965/ 1975, 2007	48	г.о. Королев.
ВЛ 110 кВ Подрезково-Октябрьская	АС-240	780	605	600	450	8,14	1961/ 2007	52	г.о. Химки., г. Москва.
ВЛ 110 кВ Подсосино-Загорск	АС-120	503	390	503	390	10,2	1952/ 1997, 2009	61	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Подсосино-Хотьково	АС-150	580	450	580	450	16,3	1954/ 1997, 2009	59	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Пушкино-Роса	АС-150	580	450	580	450	14,9	1971/ 1983, 2005, 2008	42	Пушкинский м.р., Мытищинский м.р.
ВЛ 110 кВ Радищево-Клин З	АС-120	503	390	503	390	21,2	1957/ 2008	56	Солнечногорский м.р., Клинский м.р.
ВЛ 110 кВ Радищево-Клин В	АС-120	503	390	503	390	21,2	1957/ 2008	56	Солнечногорский м.р., Клинский м.р.
ВЛ 110 кВ Радищево-Ямуга I	АС-150	580	450	580	450	26,77	1982/ 2006	31	Солнечногорский м.р., Клинский м.р.
ВЛ 110 кВ Радищево-Ямуга II	АС-150	580	450	580	450	26,77	1982/ 2006	31	Солнечногорский м.р., Клинский м.р.
ВЛ 110 кВ Решетниково-Клин I	АС-120	503	390	503	390	23,76	1957/ 2007 2008 2009	56	Клинский м.р.
ВЛ 110 кВ Решетниково-Клин II	АС-120	503	390	503	390	23,76	1957/ 2007 2008 2009	56	Клинский м.р.
ВЛ 110 кВ -Север I	АС-240	780	605	780	605	0,35	1964/ 2006	49	г.о. Королев
ВЛ 110 кВ -Север II	АС-240	780	605	780	605	0,35	1964/ 2006	49	г.о. Королев
ВЛ 110 кВ Сенеж-Осиновка I	АС-120	503	390	503	390	9,33	1970/ 2007	43	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Сенеж-Осиновка II	АС-120	503	390	503	390	9,33	1970/ 2007	43	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Сенеж-Радищево I	АС-120	503	390	503	390	14,39	1973/ 2005	40	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Сенеж-Радищево II с отп.	АС-120	503	390	503	390	11,95 +отп.2,4	1957/ 2008	56	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Смена-Бужаниново	АС-120	503	390	503	265	12,7	1964/ 2004, 2006	49	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Смена-Загорск	АС-120	503	390	503	390	7,2	1964/ 1986, 2006	49	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Сокольники-Хвойная с отп. (уч-к от оп.52 до оп.90)	АС-120 АС-150	503 580	390 450	503	422	6,87	1953/ 1957, 1967, 1979, 1998, 2006	50	г. Москва, г.о. Королев.
ВЛ 110 кВ Солнечногорск-Белый Раст I	АС-150	580	450	580	450	35,38	2006	7	Солнечногорский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Солнечногорск-Белый Раст II	АС-150	580	450	580	450	35,38	2006	7	Солнечногорский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Солнечногорск-Поварово I	АС-150	580	450	500	450	13,79	2006	7	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Солнечногорск-Поварово II	АС-150	580	450	580	450	13,79	2006	7	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Солнечногорск-.Радищево с отп. на Ожогино	АС-120	503	390	503	390	13,82+ отп 2,4	1957/ 2008	56	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Солнечногорск-Сенеж	АС-120	503	390	503	390	1,8	1957/ 2008	56	Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Софрино-Фрязино	АС-150	580	450	580	450	19	2000/ 2006	13	Пушкинский м.р., г.о. Фрязино.
ВЛ 110 кВ Старбеево-Аэропорт I	АС-150	580	450	580	450	7,3	1978/ 2008	35	г.о. Химки, Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Старбеево-Аэропорт II	АС-150	580	450	580	450	7,3	1978/ 2008	35	г.о. Химки, Солнечногорский м.р.
ВЛ 110 кВ Старбеево-Бурцево I	АС-400	1070	830	1000	450	1,44	1985/ 2009	28	г.о. Химки.
ВЛ 110 кВ Старбеево-Бурцево II	АС-400	1070	830	1000	450	1,44	1985/ 2009	28	г.о. Химки.
ВЛ 110 кВ Старбеево-Планерная I	АС-240	780	605	600	600	1,6	2009	4	г.о. Химки.
ВЛ 110 кВ Старбеево-Планерная II	АС-240	780	605	600	600	1,6	2009	4	г.о. Химки.
ВЛ 110 кВ Талдом 1-Талдом 2	АС-150	580	450	300	300	0,6	1955/ 2005	58	Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Темпы-Волга "Вост" с отп.	АС-120	503	390	400	390	15,7+1,636 Залесье I; +0,6 Залесье II	1936/ 2004	77	Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Темпы-Волга "Зап" с отп.	АС-120	503	390	400	390	15,7+1,636 Залесье I; +0,6 Залесье II	1936/ 2004	77	Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Темпы-Дубна I c отп.	АС-120	503	390	503	390	19,2+2,5 Сестра	1954/ 2005	59	Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Темпы-Дубна II c отп.	АС-120	503	390	503	390	19,2+2,5 Сестра	1954/ 2005	59	Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Темпы-Талдом I с отп.	АС-120	503	390	400	390	21,14+3,0 Юркино	1955/ 2006	58	Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Темпы-Талдом II с отп.	АС-120	503	390	400	390	26,3+3,0 Юркино	1955/ 2006	58	Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Темпы-Экран	АС-120	503	390	503	390	14,36	1936/2006	77	Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Трубино-Клязьма I с отп.	АС-150	580	450	580	450	11,6	1975/1986, 2008	38	г.о. Ивантеевка, г.о. Королев.
ВЛ 110 кВ Трубино-Клязьма II с отп.	АС-150	580	450	580	450	11,6	1975/ 1986, 2008	38	г.о. Ивантеевка, г.о. Королев.
ВЛ 110 кВ Трубино-Костино (уч. от оп.66 до ол.91)	АС-150	580	450	580	450	5,2	1972/ 2004	41	г.о. Ивантеевка, г.о. Королев.
ВЛ 110 кВ Уча-Жостово I	АС-150	580	450	580	450	11,8	2009	4	Мытищинский м.р.
ВЛ 110 кВ Уча-Жостово II	АС-150	580	450	580	450	11,8	2009	4	Мытищинский м.р.
ВЛ 110 кВ Уча-Роса	АС-240	780	604	600	600	6,7	1982/ 2006	31	Мытищинский м.р.
ВЛ 110 кВ Хвойная-Н. Подлипки I	АС-120	503	390	503	390	2,5	1966/ 1979, 2006 2008	47	г.о. Королев
ВЛ 110 кВ Хвойная-Н. Подлипки II	АС-120	503	390	503	390	2,5	1966/ 1979, 2006 2008	47	г.о. Королев
ВЛ 110 кВ Хвойная-Н. Подлипки III с отп.	АС-120	503	390	503	390	3,79	1953/ 1957, 1967, 1979, 1998, 2007	60	г.о. Королев
ВЛ 110 кВ Чирково-Загорск	АС-150	580	450	580	422	0,9	1952/ 1997,2007	61	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Шереметьево-Белый Раст	АС-120	503	390	503	390	21,3	1968/ 1971, 2006	45	г.о. Лобня, Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Юрьево-Темпы I с отп.	АС-150	580	450	580	450	56,788	1971/ 2005	42	Дмитровский м.р., Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Юрьево-Темпы II с отп.	АС-150	580	450	580	450	62,137	1971/ 2005	42	Дмитровский м.р., Талдомский м.р.
ВЛ 110 кВ Ямуга-Решетниково I с отп.	АС-150	580	450	580	450	38,3+ отп.3,5	1999/ 2007	14	Клинский м.р.
ВЛ 110 кВ Ямуга-Решетниково II с отп.	АС-150	580	450	580	450	38,3+ отп.3,5	1999/ 2007	14	Клинский м.р.
ВЛ 110 кВ Ярцево-Полевая с отп.	АС-120	503	390	503	390	27,55	1968/ 1972, 2005	45	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Ярцево-Смена I	АС-150	580	450	580	450	17,2	1970/2006	43	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Ярцево-Смена II	АС-150	580	450	580	450	17,2	1970/ 2006	43	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Ярцево-Хотьково Красная с отп.	АС-150	580	450	580	450	10,6	1970/ 1983, 1985, 2004	43	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Ярцево-Хотьково Синяя с отп.	АС-150	580	450	580	450	10,6	1970/ 1983, 1985, 2004	43	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Ярцево-Ярославская	АС-150	580	450	580	450	27,5	1966/ 1971, 1992, 2004	47	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 110 кВ Яхрома-Перемилово I	АС-120	503	390	503	390	1,57	2012	1	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Яхрома-Перемилово II	АС-120	503	390	503	390	1,57	2012	1	Дмитровский м.р.
ВЛ 110 кВ Яхрома-Дмитров	АС-150	580	450	580	450	8,6	1955/ 2008	58	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ
ВЛ 35 кВ Бабайки-Борщево I	АС-70	341	265	200	200	10,4	1982	31	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Бабайки-Борщево II	АС-70	341	265	150	150	10,4	1982	31	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Валуйки-Ванино	АС-70	425	340	150	150	3,89	1959	54	Истринский м.р., Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Венцы-Васькино	АС-150	580	450	150	150	13,0	1952	61	Клинский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Волково-Венцы	АС-70	341	265	150	150	12,0	1952	61	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Воробьево-Вахромеево с отп.	АС-50	271	210	150	150	18,5	1957	56	Солнечногорский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Воронино-Володино	АС-50	271	210	150	150	11,8	1952	61	Солнечногорский м.р., Истринский м.р.
ВЛ 35 кВ Высоково-Елгозино	АС-70	341	265	75	75	17,04	1981	32	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Высоково-Клин I	АС-120	425	330	425	330	13,4	1951	62	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Высоково-Клин II	АС-120	503	390	300	300	13,4	1951	62	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Высоково-Подорки	АС-70	341	265	100	100	18,0	1982	31	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Елгозино-Подорки	АС-70	341	265	100	100	14,7	1986	27	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Клин-Бабайки	АС-50	270	210	270	210	12,7	1958	55	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Клин-Малеевка I	АС-70	341	265	100	100	16,4	1975	38	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Клин-Малеевка II	АС-70	341	265	100	100	16,4	1975	38	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Нахабино-Опалиха I	АС-120	503	390	300	300	6,8	1958	55	Красногорский м.р.
ВЛ 35 кВ Нахабино-Опалиха II	АС-120	503	390	300	300	6,8	1958	55	Красногорский м.р.
ВЛ 35 кВ Першутино-Клин I	АС-95	425	330	300	300	6,2	1973/2007	40	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Першутино-Клин II	АС-95	425	330	300	300	6,2	1973/2007	40	Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Поварово-Берсень I	АС-95	425	330	200	200	6,2	1976	37	Солнечногорский м.р.
ВЛ 35 кВ Поварово-Берсень II	АС-95	425	330	200	200	6,2	1976	37	Солнечногорский м.р.
ВЛ 35 кВ Поварово-Воробьево	АС-50	270	210	150	150	9,4	1952	61	Солнечногорский м.р.
ВЛ 35 кВ Поварово-Воронино	АС-50	270	210	150	150	8,1	1952	61	Солнечногорский м.р.
ВЛ 35 кВ Рогачево-Бабайки	АС-70	341	265	300	265	21,0	1979	34	Дмитровский м.р., Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Солнечногорск-Ванино	АС-95	425	330	150	150	33,0	1952/2002	61	Солнечногорский м.р., Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Солнечногорск-Волково	АС-120	503	390	150	150	24,6	2002	11	Солнечногорский м.р., Клинский м.р.
ВЛ 35 кВ Бужаниново-Горбуново	АС-70	342	265	150	150	6,7	1952	61	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Водники-Лобня	АС-120	484	375	300	300	7,1	1952	61	г.о. Долгопрудный, г.о. Лобня
ВЛ 35 кВ Головино-Горлово-Фряново	АС-70 АС-95	342 425	265 330	150	150	31,6	1952/ 1960, 2000, 2008	61	Сергиево-Посадский м.р., Щелковский м.р.
ВЛ 35 кВ Горбуново-Горлово	АС-70	342	265	150	150	18	1952	61	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Горелово-Гудово	АС-50	271	210	200	200	12,9	1952	61	Щелковский м.р., Пушкинский м.р.
ВЛ 35 кВ Горохово-Грачево	АС-70	342	265	150	150	13	1952	61	Дмитровский м.р., Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Грачево-Гвоздево	АС-70	342	265	150	150	20,8	1952	61	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Громово-Васильково	АС-50	271	210	150	150	17,0	1957	56	Пушкинский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Кр. Поляна-Лобня	АС-120	484	375	300	300	4,8	1952/1963	61	г.о. Лобня
ВЛ 35 кВ Кунья-Ченцы Вост. С отп.	АС-150	581	450	581	450	6,7	1973/1993	40	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Кунья-Ченцы Зап. С отп.	АС-150	581	450	581	450	6,5	1973/1993	40	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Луговая-Катуар	АС-120	484	375	300	300	9,4	1938/1962, 2004	75	г.о. Лобня, Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Лобня-Луговая	АС-120	503	390	300	300	1,6	1956	57	г.о. Лобня
ВЛ 35 кВ Мытищи-Восточная	М-70	435	337	435	337	2,9	1951/2006	63	Мытищинский м.р.
ВЛ 35 кВ Мытищи-Тяговая Южн.	АС-120	484	375	484	375	1,8	1928/1963	85	Мытищинский м.р.
ВЛ 35 кВ Мытищи-Тяговая Сев.	АС-120	484	375	484	375	1,8	1928/1963	85	Мытищинский м.р.
ВЛ 35 кВ Орлово-Гвоздево	АС-120	484	375	300	300	1,87	1964	48	Дмитровский м.р., Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Орлово-Полевая с отп.	АС-95	426	330	300	300	10,42	1952/1964 2008	61	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Пушкино-Правда	АС-150	580	450	400	400	12,8	1996	17	Пушкинский м.р.
ВЛ 35 кВ Пушкино-Тяговая I	М-70	435	337	400	337	4	1959/2002	54	Пушкинский м.р.
ВЛ 35 кВ Пушкино-Тяговая II	М-70	435	337	400	337	4	1959/2002	54	Пушкинский м.р.
ВЛ 35 кВ Речная-Ивантеевка Ж с отп.	АС-120	484	375	484	375	1,2	1973/1985	40	Пушкинский м.р., г.о. Ивантеевка
ВЛ 35 кВ Речная-Ивантеевка Кр. с отп.	АС-120	484	375	484	375	1	1973/1985	40	Пушкинский м.р., г.о. Ивантеевка
ВЛ 35 кВ Смена-Гвоздево	АС-95	426	330	300	300	4,5	1952/1964 1976	61	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Смена-Сватково	АС-120	503	390	300	300	8,7	1952/2008	61	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Софрино-Гранит	АС-95	426	330	300	300	12,4	1959/2006	54	Пушкинский м.р., г.о. Красноармейск
ВЛ 35 кВ Софрино-Краф	М-70	435	337	200	200	12,4	1959/2006	54	Пушкинский м.р., Щелковский м.р.
ВЛ 35 кВ Софрино-Громово	АС-50	271	210	200	200	6,75	1952	61	Пушкинский м.р.
ВЛ 35 кВ Софрино-Гудово	АС-50	271	210	200	200	12,4	1952	61	Пушкинский м.р.
ВЛ 35 кВ Софрино-Талицы I	М-50	437	339	426	330	0,36	2010	74	Пушкинский м.р.
ВЛ 35 кВ Софрино-Талицы II	АС-95	426	330	300	300	0,36	2010	74	Пушкинский м.р.
ВЛ 35 кВ Торбеево I	АС-95	426	330	300	300	10,8	1952/1978 1982	61	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Торбеево II	АС-95	426	330	300	300	10,8	1952/1978 1982	61	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Хлебниково-Водники	М-70	435	337	300	300	2,2	1952	61	г.о. Долгопрудный
ВЛ 35 кВ Хлебниково-Кр. Поляна с отп	АС-120	484	375	300	300	13,5	1955	58	г.о. Долгопрудный
ВЛ 35 кВ Ченцы-Кузьмино I с отп.	АС-95	426	330	150	150	16,9	1970	43	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Ченцы-Кузьмино II с отп.	АС-70 АС-95 АС-120	342 426 503	265 330 390	426	330	16,9	1970	43	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Ченцы-Торгашино I	АС-70	342	265	150	150	12,6	1968	45	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Ченцы-Торгашино II	АС-70	342	265	150	150	12,6	1968	45	Сергиево-Посадский м.р.
ВЛ 35 кВ Базарово-Икша	АС-150	580	450	300	300	3,014	1953	60	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Базарово-Катуар	АС-150	580	450	300	300	12,131	1953	60	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Вахромеево-Васильково	АС-50	271	210	150	150	14,6	1957	56	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Ветрово-Горохово	АС-70	345	265	150	150	14,9	1952	61	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Ветрово-Игнатово	АС-95	429	330	150	150	12,8	1952	61	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Воробьево-Вахромеево с отп.	АС-50	271	210	150	150	8,5+0,02 Зарамушки	1957	56	Солнечногорский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Вязовка-Ветрово	АС-70	345	265	150	150	29,8	1953	60	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Дмитров-Игнатово	АС-150	580	450	300	300	3,1	1952	61	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Дмитров-Титово	АС-120	494	380	200	200	1,54	1965	48	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Драчево-Игнатово I	АС-120	494	380	494	380	9,6	1969	44	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Драчево-Игнатово II	АС-120	494	380	494	380	9,6	1969	44	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Драчево-Лаврово I	АС-70	345	265	200	200	6,5	1972	41	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Драчево-Лаврово II	АС-70	345	265	200	200	6,5	1972	41	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Запрудня-Мельчевка	АС-185	676	520	200	200	11,6	1954	59	Талдомский м.р., Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Запрудня-Растовцы	АС-120 АС-95	494 429	380 330	200	200	14,9	1935	78	Талдомский м.р.
ВЛ 35 кВ Запрудня-Фарфоровая	АС-35	228	175	150	150	14,44	1962	51	Талдомский м.р.
ВЛ 35 кВ Игнатово-Лифаново с отп.	АС-120	494	380	300	300	24,11+4,22	1982	31	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Игнатово-Якоть	АС-120	494	380	400	380	7,43	1984	29	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Икша-Вахромеево	АС-50	271	210	200	200	5,3	1957	56	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Икша-Мелихово	АС-70	345	265	300	265	10,24	1973	40	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Орево-Мельчевка	АС-120	494	380	200	200	7,21	1982	31	Дмитровский м.р.
Подъячево-Юрьево I	АС-150	580	450	580	450	14,4	1994	19	Дмитровский м.р.
Подъячево-Юрьево II	АС-150	580	450	300	300	14,4	1994	19	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Растовцы-Юркино 2 с отп. на Юркино	АС-70 АС-95 АС-120	345 503 494	265 390 380	150	150	13,79	1935	78	Талдомский м.р.
ВЛ 35 кВ Рогачево-Васькино	АС-70	345	265	150	150	14,9	1952	61	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Рогачево-Вязовка	АС-70	345	265	150	150	3	1970	43	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Талдом II-Станки I	АС-35	228	175	200	175	18,93	1954	59	Талдомский м.р.
ВЛ 35 кВ Талдом II-Станки II	АС-70	345	265	200	200	25,26	1974	39	Талдомский м.р.
ВЛ 35 кВ Талдом-Юркино II с отп.	АС-70	345	265	200	200	4,696	1959	54	Талдомский м.р.
ВЛ 35 кВ Якоть-Лифаново	АС-120	494	380	200	200	16,5	1982	31	Дмитровский м.р.
ВЛ 35 кВ Яхрома-Подъячево	АС-70	345	265	345	75	16,4	1964	48	Дмитровский м.р.

В таблице представлены данные по КВЛ 35-110-220 кВ, находящихся в эксплуатации Северных электрических сетей на 2012 г.

Характеристика КВЛ 35-110-220 кВ Северных электрических сетей Московской энергосистемы на 2012 г.

Наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Допустимый ток по проводу/кабелю Iдоп, А		Допустимый ток линии Iдоп, А		Протяженность линии	Год постройки/реконструкции	Срок службы	Территория прохождения ЛЭП
		t = -5С	t = +25С	t = -5С	t = +25С
КВЛ 500 кВ
КВЛ 500 кВ Трубино - Бескудниково	3хАС 480, EeXeCeWgr 1*2500	2000	1900	2000	1900	37,3 -	1956	57	г.о. Ивантеевка, Пушкинский м.р., Мытищинский м.р., г. Москва
КВЛ 500 кВ Белый Раст - Бескудниково	3хАС 500 + 3хАС 600, EeXeCeWgr 1*2500	2000	2000	2000	2000	46,5 -	1966/1980	47	Дмитровский м.р., Мытищинский м.р., г. Москва.
КВЛ 220 кВ
КВЛ 220 кВ Красногорская-Ильинская 1	- АС-400	1064	825	1064	825	6,5	-	-	Красногорский м.р., Москва
КВЛ 220 кВ Бескудниково-ТЭЦ-27	АС-400	1064	825	1000	825	4,7	1975/ 1981, 1989, 1998, 2008	38	г. Москва, Сергиево-Посадский м.р.
КВЛ-220 кВ Западная-Радищево	HXCHBMK-HF-220-1x2000 АС-400	1200/ 1064	1200/ 825	1000	825	- 45,76	1965/ 2004	48	Красногорский м.р., Солнечногорский м. р.
КВЛ-220 кВ Западная-Куркино	HXCHBMK-HF-220-1x2000 АС-400	1200/ 1064	1200/ 825	1064	825	- 4,8	1965/ 2008	48	Красногорский м.р.
КВЛ-220 кВ Западная-Пенягино	HXCHBMK-HF-220-1x2000 АС-400	1200/ 1064	1200/ 825	1000	825	- 6,7	1965/ 2007, 2008	48	Красногорский м.р., г. Москва
КВЛ-220 кВ Куркино-Герцево (ЦЭС)	АС-400 XLPE 1*1200	1064/ 1142	825/ 1142	1064	825	5,92 -	2007	6	Красногорский м.р., г. Москва
КВЛ-220 кВ Левобережная-Старбеево I	HXCHBMK-4F1x1200 АС-400	815/ 1064	815/ 825	815	815	- 8,37	1977/ 2006 2008, 2009	36	г. Москва, г.о. Химки
КВЛ-220 кВ Левобережная-Старбеево II	HXCHBMK-4F1x1200 АС-400	815/ 1064	815/ 825	815	815	- 8,37	1977/ 2006 2008, 2009	36	г. Москва, г.о. Химки
КВЛ-220 кВ ТЭЦ-27 Бутырки с отп.	АС -500 2XS(FL)2Y-1200	1219/ 1200	945/ 1200	1200	825	6,5(4,4+2) -	2007	6	Мытищинский м.р., г. Москва
КВЛ 110 кВ
КВЛ 110 кВ Сигма (ЦЭС) - Алабушево I	АС-150 2XS(FL)2Y1*1400RMS/265	950/ 580	950/ 450	580	450	3,95 -	1973	40	г. Москва, Солнечногорский м.р.
КВЛ 110 кВ Сигма (ЦЭС) - Алабушево II	АС-150 2XS(FL)2Y1*1400RMS/265	950/ 580	950/ 450	580	450	2,3 -	1983	30	г. Москва, Солнечногорский м.р.
КВЛ 110 кВ Сигма (ЦЭС) - Менделеево	АС-150 2XS(FL)2Y1*1400RMS/265	950/ 580	950/ 450	580	450	5,5	1082	31	г. Москва, Солнечногорский м.р.
КВЛ 110 кВ Бакеево (ЦЭС) - Мцыри	АПвПу-350 АС-150	451/ 580	451/ 450	451	450	0,6 5,25	1974/ 2008	39	Солнечногорский м.р., г. Москва
КВЛ 110 кВ Сигма (ЦЭС) - Сенеж	2XS(FL)2Y 1*1400RMS/265/АС-120	950/ 503	950/ 390	503	390	- 25,7	1986/ 2009	27	г. Москва, Солнечногорский м.р.
КВЛ 110 кВ Сигма (ЦЭС) - Эра (ЦЭС) с отп.	2XS(FL)2Y 1*1400RMS/265/АС-150	950/ 580	950/ 450	580	450	- 27,5	1987/ 2007	26	г. Москва, Солнечногорский м.р.
КВЛ 110 кВ Бакеево (ЦЭС) - Сигма (ЦЭС)	АПвПу-350 АС-150 2XS(FL)2Y1*1400RMS/265	451/ 580 950	451/ 450 950	451	450	0,6 7,14	1974/ 2005	39	Клинский м.р., Солнечногорский м.р., г. Москва.
КВЛ 110 кВ Омега - Бакеево (ЦЭС) I	АПвПу-350 АС-150	451/ 580	451/ 450	451	450	0,6 3,62	1974/ 2008	39	Клинский м.р., Солнечногорский м.р., г. Москва.
КВЛ 110 кВ Омега - Бакеево (ЦЭС) II	АПвПу-350 АС-150	451/ 580	451/ 450	451	450	0,6 3,62	1974/ 2008	39	Клинский м.р., Солнечногорский м.р., г. Москва.
КВЛ 110 кВ Герцево-Павшино с отп.	АС-120 HXCHBMK АС-150	503 778/ 580	390 778/ 450	503	390	- 1,46	1937/ 2004	76	г. Москва, Красногорский м.р.
КВЛ 110 кВ Хлебниково-Луговая	АС-150/ ПвПу 1*400	580/ 530	450/ 530	530	390	- 13,8	1969/ 2007	44	г. Москва, г.о. Долгопрудный, г.о. Лобня
КВЛ 110 кВ Хлебниково-Долгопрудная	АС-150 ПвПу 1*400	580/ 530	450/ 530	530	450	9,4 -	1969/ 2007	44	г.о. Долгопрудный

Анализируя данные по подстанциям, находящимся на балансе ОАО "МОЭСК" "Северные электрические сети", можно отметить, что среди трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ 7 трансформаторов (35% от общего количества) суммарной мощностью 808 МВА (31,7% от общей мощности) имеют срок службы более 25 лет, с высшим напряжением 110 кВ 117 трансформаторов (79,6%) суммарной мощностью 3187,2 МВА (74,7%), с высшим напряжением 35 кВ - 97 трансформаторов (80,9%) суммарной мощностью 409,8 МВА (75,7%).

С высшим напряжением 110 кВ 18 трансформаторов (12,2%) суммарной мощностью 501 МВА (11,7%) и с высшим напряжением 35 кВ 47 трансформаторов (39,2%) суммарной мощностью 176 МВА (32,5%) имеют срок службы более 50 лет.

В настоящее время в Северных электрических сетях ОАО "МОЭСК" находятся в эксплуатации ВЛ 110-35 кВ со сроками службы отдельных ВЛ превышающих 70 лет. К ним относятся:

1. ВЛ 220 кВ: Н. Софрино-Трубино (74 года), Н. Софрино-Уча (71 год).

2. ВЛ 110 кВ: Красногорская-Павшино (76 лет), Орево-Перемилово (77 лет), Орево-Экран (77 лет), Темпы-Экран (77 лет), Темпы-Волга "Вост" с отп. (77 лет), Темпы-Волга "Зап" с отп. (77 лет), Бужаниново-Арсаки (73 года).

3. КВЛ 110 кВ Герцево-Павшино с отп. (76 лет).

4. ВЛ 35 кВ: Луговая-Катуар (75 лет), Мытищи-Тяговая Южн. и Сев. (85 лет), Софрино-Талицы I, II (74 года), Запрудня-Растовцы (78 лет), Растовцы-Юркино 2 (78 лет).

По данным ОАО "МОЭСК" по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г. были выявлены ЛЭП с максимальной загрузкой, которая по условиям перегрузки линий составила 80% и более от допустимого значения для одноцепных ЛЭП в нормальном режиме и 50% и более - для каждой из цепей двухцепных ЛЭП.

Данные по этим ЛЭП приведены в таблице.

Список ЛЭП напряжением 35-110-220 кВ Северных электрических сетей с максимальной загрузкой на 2012 г.

	Наименование ЛЭП	Iдоп.*(1) при t = -5C	Фактическая мax загрузка в зимний максимум 21.12.2011		Территория прохождения ЛЭП
			А	% от Iдоп. при t = -5C
	220 кВ
1	КВЛ 220 кВ Левобережная-Старбеево II	1064	551	52	г. Москва, г.о. Химки
	110 кВ
2	КВЛ 110 кВ Ангелово-Герцево II с отп. на Трикотажную	503	283	56	Красногорский м.р., г. Москва
3	ВЛ 110 кВ Хвойная-Н. Подлипки 1,2	503	257	52	г.о. Королев
4	ВЛ 110 кВ Хвойная-Н. Подлипки 3 с отп.	503	326	65	г.о. Королев
5	ВЛ 110 кВ Октябрьская-Омега	580	449	77	г.о. Химки, Солнечногорский м.р.
6	ВЛ 110 кВ Луговая-Белый Раст с отп.	580	334	58	г.о. Лобня, Дмитровский м.р.
7	ВЛ 110 кВ Бужаниново-Арсаки (уч. от оп. 1 до оп. 48)	400	225	56	Сергиево-Посадский м.р.
8	ВЛ 110 кВ Клязьма-Тополь с отп.	503	321	64	г.о. Королев, Мытищинский м.р.
9	ВЛ 110 кВ Н. Подлипки-Тополь	581	424	73	Мытищинский м.р.
10	ВЛ 110 кВ Н. Софрино-Вихрево с отп.	435	258	59	Пушкинский м.р., Сергиево-Посадский м.р.
11	ВЛ 110 кВ Уча-Роса	600	350	58	Мытищинский м.р.
12	ВЛ 110 кВ Хлебниково-Долгопрудная	530	265	50	г. Москва, г.о. Долгопрудный
13	ВЛ 110 кВ Шереметьево-Белый Раст	503	263	52	г.о. Лобня, Дмитровский м.р.
14	ВЛ 110 кВ Хлебниково-Луговая	503	265	53	г. Москва, г.о. Долгопрудный, г.о. Лобня
	35 кВ
15	ВЛ 35 кВ Софрино-Гудово	200	145	73
16	ВЛ 35 кВ Хлебниково-Кр. Поляна с отп.	300	342	114	г.о. Долгопрудный
17	ВЛ 35 кВ Лобня-Луговая	300	410	137	г.о. Лобня
18	ВЛ 35 кВ Луговая-Катуар	300	239	80	г.о. Лобня, Дмитровский м.р.
19	ВЛ 35 кВ Хлебниково-Водники	258	300	116	г.о. Долгопрудный
20	ВЛ 35 кВ Водникио-Лобня	300	224	75	г.о. Долгопрудный, г.о. Лобня

Исходя из отчетных данных, следует отметить, что токовая загрузка приведенных выше ЛЭП на территории СЭС более 50%. Из этого следует, что при аварийном отключении одной из цепей этих двухцепных линий, токовая загрузка второй может превысить допустимое значение (потребуется реконструкция этих ЛЭП с увеличением пропускной способности путем замены кабеля/провода и линейного оборудования). Также необходимо отметить высокую загрузку ВЛ 35 кВ Хлебниково-Кр. Поляна с отп, Лобня-Луговая, Хлебниково-Водники.

Южные электрические сети.

Предприятие электрических сетей филиал ОАО "МОЭСК" Южные электрические сети создан в составе ОАО "Московская объединенная электросетевая компания" 1 января 2008 года в соответствии с Уставом ОАО "МОЭСК" путем объединения Каширских, Подольских, частей Западных и Южных (ныне Центральных) электрических сетей Московской области.

Обслуживаемая территория включает в себя 10 административных районов и 10 городских округов Московской области:

Домодедовский городской округ;

Каширский муниципальный район;

Ленинский муниципальный район;

Люберецкий муниципальный район;

городской округ Котельники;

городской округ Дзержинский;

городской округ Лыткарино;

Подольский муниципальный район;

городской округ Климовск;

городской округ Подольск;

Раменский муниципальный район;

городской округ Жуковский;

городской округ Бронницы;

Серебряно-Прудский муниципальный район;

Серпуховский муниципальный район;

городской округ Пущино;

городской округ Серпухов;

городской округ Протвино;

Ступинский муниципальный район;

Чеховский муниципальный район.

На территории Южных электрических сетей находятся Каширская ГРЭС (ГРЭС-4), осуществляющая выдачу мощности на напряжении 500-220-110 кВ, ТЭЦ-22, осуществляющая выдачу мощности на напряжении 220-110 кВ, и ТЭЦ-17, которая осуществляет выдачу мощности на напряжении 110 кВ.

Установленная мощность ГРЭС-4 - 1910,0 МВт. Выдача мощности данной станции производится:

- в сеть 500 кВ по двум ВЛ 500 кВ: ВЛ 500 кВ Михайлов - Новокаширская, ВЛ 500 кВ Новокаширская-Пахра;

- в сеть 220 кВ по восьми ВЛ 220 кВ: ВЛ 220 кВ Новомосковск-Кашира, ВЛ 220 кВ Химическая-Кашира, ВЛ 220 кВ Кашира-Пахра, ВЛ 220 кВ Кашира-Образцово, ВЛ 220 кВ Кашира-Голутвин, ВЛ 220 кВ Кашира-Федино, ВЛ 220 кВ Кашира-Ока 1,2;

- в сеть 110 кВ по 11 ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Кашира-Мордвес, ВЛ 110 кВ Кашира-Клишино, ВЛ 110 кВ Кашира-Озеры, ВЛ 110 кВ Кашира-Ожерелье 1,2 с отп., ВЛ 110 кВ Кашира-Малино, ВЛ 110 кВ Кашира-Алеево, ВЛ 110 кВ Кашира-Жилево, ВЛ 110 кВ Кашира-Сидорово с отп., ВЛ 110 кВ Кашира-Стрелецкая 1,2.

Установленная мощность ТЭЦ-17 - 192 МВт. Выдача мощности осуществляется в сеть 110 кВ по шести ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Сидорово - ТЭЦ-17, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Алеево, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Крутыши, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Лужники 1,2, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Тишково с отп.

Установленная электрическая мощность - 1310 МВт. Выдача мощности осуществляется:

в сеть 220 кВ - по четырем ЛЭП 220 кВ: КВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Восточная и трем ВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Чагино;

в сеть 110 кВ - по четырем ВЛ 110 кВ: двум ТЭЦ-22 - Красково и ТЭЦ-22 - Нефтезавод 1,2.

На балансе филиала ОАО "МОЭСК" "Южные электрические сети" находятся:

- 2 подстанции с высшим напряжением 220 кВ - ПС 220/110/10/6 кВ N 175 ЦАГИ и ПС 220/110/35/10 кВ N 182 Гулево;

- 61 подстанций с высшим напряжением 110 кВ;

- 29 подстанции с высшим напряжением 35 кВ.

Общее количество трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ - 5 шт. суммарной мощностью 1080 МВА. Общее количество трансформаторов 110 кВ составляет 136 шт. общей мощностью 3620,2 МВА. Общее количество трансформаторов 35 кВ - 66 шт. общей мощностью 385,3 МВА.

Кроме того, на территории Южных сетей расположены электросетевые объекты напряжением 220 кВ и выше, находящихся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС":

ПС 500/220/110 кВ N 509 Пахра;

ПС 220/110 кВ N 615 Бугры;

ПС 220/10 кВ N 846 Образцово;

ПС 220/110/10 кВ N 400 Ока.

На подстанциях МЭС Центра установлены 2 автотрансформатора 500 кВ общей мощностью 500 МВА, 14 трансформаторов и автотрансформаторов 220 кВ общей мощностью 1230 МВА.

Также на территории Южных сетей находятся абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции:

- 1 подстанция с высшим напряжением 220 кВ;

- 30 подстанции с высшим напряжением 110 кВ;

- 7 подстанций с высшим напряжением 35 кВ.

Общее количество трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ, установленных на абонентских и тяговых подстанциях, - 4 шт. суммарной мощностью 450 МВА. Общее количество трансформаторов 110 кВ составляет 70 шт. общей мощностью 2115,5 МВА. Общее количество трансформаторов 35 кВ - 16 шт. общей мощностью 102,54 МВА.

Городской округ Домодедово.

На территории г.о. Домодедово расположены 16 подстанций напряжением 35-500 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 500 кВ Пахра;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Бор, ПС 110 кВ Взлетная, ПС 110 кВ Ляхово, ПС 110 кВ Н. Домодедово, ПС 110 кВ Прудная, ПС 110 кВ Санаторная, ПС 110 кВ Хомутово, ПС 110 кВ Яковлево; ПС 35 кВ Домодедовская, ПС 35 кВ Елизарово, ПС 35 кВ Ершовка;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Садовая, ПС 110 кВ Транспортная, ПС 110 кВ Барыбино, ПС 110 кВ Повадино.

Общая установленная мощность - 1402,9 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

500 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 500 МВА;

220 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 250 МВА;

110 кВ - 25 шт. суммарной мощностью 627 МВА;

35 кВ - 6 шт. общей мощностью 25,9 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 11 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 406,9 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 17 шт. суммарной мощностью 381 МВА;

35 кВ - 6 шт. общей мощностью 25,9 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Домодедово.

Технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Домодедово

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	266	Бор	Т-1	25	110/10/10	2005	8
			Т-2	25	110/10/10	2005	8
2	663	Взлетная	Т-1	25	110/10	1990	23
			Т-2	25	110/10	1991	22
3	246	Ляхово	Т-1	25	110/10	1977	36
			Т-2	25	110/10	1972	41
4	320	Н. Домодедово	Т-1	31,5	110/35/6	1958	55
			Т-2	31,5	110/35/6	1958	55
			Т-3	40	110/10/6	1977	36
5	491	Прудная	Т-1	16	110/10	1971	42
			Т-2	16	110/10	1977	36
6	708	Санаторная	Т-1	16	110/10	1988	25
			Т-2	16	110/10	1988	25
7	379	Хомутово	Т-1	16	110/10	1988	25
			Т-2	16	110/10	1988	25
8	425	Яковлево	Т-1	16	110/10	2002	11
			Т-2	16	110/10	2002	11
35 кВ
1	137	Домодедовская	Т-1	10	35/6	1968	45
			Т-2	7,5	35/6	1972	41
2	312	Елизарово	Т-1	3,2	35/6	1953	60
			Т-2	3,2	35/6	1955	58
3	279	Ершовка	Т-1	1	35/6	1962	51
			Т-2	1	35/6	1956	57

Также на территории г.о. Домодедово расположены ПС 500/220/110 кВ N 509 Пахра, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 110 кВ, которые принадлежат иным собственникам. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях г.о. Домодедово.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях г.о. Домодедово

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	853	Садовая (аб.)	Т-1	63	110/10/10	н/д	н/д
			Т-2	63	110/10/10	н/д	н/д
2	65	Транспортная (аб.)	Т-1	25	110/10/6	н/д	н/д
			Т-2	25	110/10/6	н/д	н/д
3	322	Барыбино (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	1977	36
			Т-2	25	110/35/10	1976	37
4	522	Повадино (ж.д.)	Т-1	10	110/35/10	1967	46
			Т-2	10	110/35/10	1967	46

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Домодедово, в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	322	Барыбино (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	131	33	25	38,0	29
			Т-2	25	110/35/10	131	5	4	38,0	29
2	266	Бор	Т-1	25	110/10/10	125,0	40	32	61,1	49
			Т-2	25	110/10/10	125,0	21	17	61,1	49
3	663	Взлетная	Т-1	25	110/10	125,0	47	38	153,5	123
			Т-2	25	110/10	125,0	106	85	153,5	123
4	246	Ляхово	Т-1	25	110/10	131	31	24	71,5	55
			Т-2	25	110/10	131	41	31	71,5	55
5	320	Н. Домодедово	Т-1	31,5	110/35/6	165,0	116	70	188,8	114
			Т-2	31,5	110/35/6	173,0	75	43	202,0	117
			Т-3	40	110/10/6	200,0	104	52	127,3	64
6	522	Повадино (ж.д.)	Т-1	10	110/35/10	52	49	93	50,6	97
			Т-2	10	110/35/10	52	2	4	50,6	97
7	491	Прудная	Т-1	16	110/10	80,3	46	57	122,9	153
			Т-2	16	110/10	80,3	77	96	122,9	153
8	853	Садовая (аб.)	Т-1	63	110/10/10	316	30	10	78,5	25
			Т-2	63	110/10/10	316	48	15	78,5	25
9	708	Санаторная	Т-1	16	110/10	80,3	73	91	142,8	178
			Т-2	16	110/10	80,3	70	87	142,8	178
10	65	Транспортная (аб.)	Т-1	25	110/10/6	125	8	7	65,8	53
			Т-2	25	110/10/6	125	57	46	65,8	53
11	379	Хомутово	Т-1	16	110/10	80,3	37	46	98,2	122
			Т-2	16	110/10	80,3	62	77	98,2	122
12	425	Яковлево	Т-1	16	110/10	80,3	33	41	59,4	74
			Т-2	16	110/10	80,3	26	33	59,4	74
35 кВ
1	137	Домодедовская	Т-1	10	35/6	183,5	161,2	88	227,8	124
			Т-2	7,5	35/6	137,6	69,6	51	238,0	173
2	312	Елизарово	Т-1	3,2	35/6	53	0,0	0	39,8	75
			Т-2	3,2	35/6	53	39,8	75	39,8	75
3	279	Ершовка	Т-1	1	35/6	16	15,7	98	15,8	99
			Т-2	1	35/6	16	0,2	1	15,8	99

Данные таблицы показывают, что в электрических сетях г.о. Домодедово в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Взлетная (123%), ПС 110 Н. Домодедово (загрузка Т-1 - 114%, загрузка Т-2 - 117%), Прудная (153%), ПС 110 кВ Санаторная (178%), ПС 110 кВ Хомутово (122%) и на ПС 35 кВ Домодедовская (загрузка Т-1 - 124%, загрузка Т-2 - 173%).

Каширский муниципальный район.

На территории Каширского м.р. расположены 8 подстанций напряжением 35-110 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Пятницкая, ПС 110 кВ Сорокино, ПС 110 кВ Стрелецкая, ПС 110 кВ Топканово, ПС 35 кВ Кашира-город, ПС 35 кВ Металлист;

- иных собственников (тяговые подстанции): ПС 110 кВ Ожерелье, ПС 110 кВ Богатищево.

Общая установленная мощность - 306,9 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 12 шт. общей мощностью 251,3 МВА;

35 кВ - 6 шт. общей мощностью 55,6 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 6 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 206,9 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 8 шт. суммарной мощностью 151,3 МВА;

35 кВ - 6 шт. общей мощностью 55,6 МВА.

На территории Каширского м.р. находится Каширская ГРЭС (ГРЭС-4), осуществляющая выдачу мощности на напряжении 500-220-110 кВ. Установленная мощность ГРЭС-4 - 1910,0 МВт. Выдача мощности данной станции производится:

- в сеть 500 кВ по двум ВЛ 500 кВ: ВЛ 500 кВ Михайлов-Новокаширская, ВЛ 500 кВ Новокаширская-Пахра;

- в сеть 220 кВ по восьми ВЛ 220 кВ: ВЛ 220 кВ Новомосковск-Кашира, ВЛ 220 кВ Химическая-Кашира, ВЛ 220 кВ Кашира-Пахра, ВЛ 220 кВ Кашира-Образцово, ВЛ 220 кВ Кашира-Голутвин, ВЛ 220 кВ Кашира-Федино, ВЛ 220 кВ Кашира-Ока 1,2;

- в сеть 110 кВ по 11 ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Кашира-Мордвес, ВЛ 110 кВ Кашира-Клишино, ВЛ 110 кВ Кашира-Озеры, ВЛ 110 кВ Кашира-Ожерелье 1,2 с отп., ВЛ 110 кВ Кашира-Малино, ВЛ 110 кВ Кашира-Алеево, ВЛ 110 кВ Кашира-Жилево, ВЛ 110 кВ Кашира-Сидорово с отп., ВЛ 110 кВ Кашира-Стрелецкая 1,2.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Каширского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Каширского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	245	Пятницкая	Т-1	6,3	110/10	1976	37
			Т-2	10	110/10	1982	31
2	525	Сорокино	Т-1	40	110/10/10	1976	37
			Т-2	25	110/10/10	1982	31
3	572	Стрелецкая	Т-1	25	110/35/10	1976	37
			Т-2	25	110/35/10	1976	37
4	591	Топканово	Т-1	10	110/10	1972	41
			Т-2	10	110/10	1976	37
35 кВ
1	224	Кашира-город	Т-1	10	35/6	2005	8
			Т-2	10	35/6	2006	7
			Т-3	10	35/6	1968	45
2	563	Металлист	Т-1	10	35/6	2012	1
			Т-2	10	35/6	2011	2
			Т-4	5,6	35/10	1963	50

Также на территории Каширского м.р. расположены тяговые подстанции напряжением 110 кВ, которые принадлежат иным собственникам.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговых подстанциях Каширского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговых подстанциях Каширского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	339	Ожерелье (ж.д.)	Т-1	25	110/35/6	1988	25
			Т-2	25	110/35/6	1988	25
2	364	Богатищево (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	1983	30
			Т-2	25	110/35/10	1985	28

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Каширского м.р., в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	А	А	%
110 кВ
2	364	Богатищево (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	131	0,0	0	80,9	62
			Т-2	25	110/35/10	131	80,9	62	80,9	62
1	339	Ожерелье (ж.д.)	Т-1	25	110/35/6	131	29,2	22	29,2	22
			Т-2	25	110/35/6	131	0,0	0	29,2	22
1	245	Пятницкая	Т-1	6,3	110/10	33	24,6	74	35,9	109
			Т-2	10	110/10	52	11,3	22	35,9	69
2	525	Сорокино	Т-1	40	110/10/10	201,0	39,0	19	78,7	39
			Т-2	25	110/10/10	125,7	39,6	32	78,7	63
3	572	Стрелецкая	Т-1	25	110/35/10	131	90,8	69	164,4	125
			Т-2	25	110/35/10	131	73,6	56	164,4	125
4	591	Топканово	Т-1	10	110/10	52	25,1	48	42,7	82
			Т-2	10	110/10	52	17,6	34	42,7	82
35 кВ
1	224	Кашира-город	Т-1	10	35/6	165	61,8	37	72,6	44
			Т-2	10	35/6	165	55,1	33	82,4	50
			Т-3	10	35/6	165	37,4	23	154,3	94
2	563	Металлист	Т-1	10	35/6	157,0	56,9	36	160,9	103
			Т-2	10	35/6	157,0	62,2	40	119,1	76
			Т-4	5,6	35/10	92	41,8	45	98,7	107

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Каширского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Пятницкая (загрузка Т-1 - 109%), ПС 110 кВ Стрелецкая (125%), ПС 35 кВ Металлист (загрузка Т-4 - 107%).

Ленинский муниципальный район.

На территории Ленинского м.р. расположены 8 подстанций напряжением 35-110 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Апаренки, ПС 110 кВ Видное, ПС 110 кВ Молоково, ПС 110 кВ Ям, ПС 35 кВ Юсупово;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Коксогаз, ПС 35 кВ Расторгуево, ПС 35 кВ МКГЗ.

Общая установленная мощность - 349,6 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 12 шт. общей мощностью 401 МВА;

35 кВ - 5 шт. общей мощностью 24,6 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 5 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 276,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 8 шт. суммарной мощностью 270 МВА;

35 кВ - 2 шт. общей мощностью 6,4 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях Ленинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Ленинского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	14	Апаренки	Т-1	63	110/10/6	2011	2
			Т-2	63	110/10/6	2012	1
2	684	Видное	Т-1	40	110/10/6	1975	38
			Т-2	40	110/10/6	1974	39
3	755	Молоково	Т-1	16	110/10	1973	40
			Т-2	16	110/10	1973	40
4	721	Ям	Т-1	16	110/10	1975	38
			Т-2	16	110/10	1975	38
35 кВ
1	109	Юсупово	Т-1	3,2	35/6	1955	58
			Т-2	3,2	35/6	1955	58

Также на территории Ленинского муниципального района расположены абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 35 кВ и 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Ленинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Ленинского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	410	Коксогаз (аб.)	Т-1	40,5	110/35/6	Нет данных
			Т-2	40,5	110/35/6	Нет данных
2	454	Расторгуево (ж.д.)	Т-1	25	110/10	Нет данных
			Т-2	25	110/10	Нет данных
35 кВ
1	186	МКГЗ (аб.)	Т-1	5,6	35/6	Нет данных
			Т-2	6,3	35/6	Нет данных
			Т-3	6,3	35/6	Нет данных

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Ленинского м.р., в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	14	Апаренки	Т-1	63	110/10/6	316,3	103,9	33	217,0	69
			Т-2	63	110/10/6	316,3	113,1	36	217,0	69
2	684	Видное	Т-1	40	110/10/6	200,8	157,3	78	265,1	132
			Т-2	40	110/10/6	200,8	157,3	78	265,1	132
3	410	Коксогаз (аб.)	Т-1	40,5	110/35/6	210	80,0	38	80,0	38
			Т-2	40,5	110/35/6	210	0,0	0	80,0	38
4	755	Молоково	Т-1	16	110/10	80,3	39,5	49	98,3	122
			Т-2	16	110/10	80,3	58,8	73	98,3	122
5	454	Расторгуево (ж.д.)	Т-1	25	110/10	125,5	0,0	0	61,9	49
			Т-2	25	110/10	125,5	61,9	49	61,9	49
6	721	Ям	Т-1	16	110/10	80,3	54,2	67	96,9	121
			Т-2	16	110/10	80,3	42,7	53	96,9	121
35 кВ
1	186	МКГЗ (аб.)	Т-1	5,6	35/6	102,5	6,7	7	73,5	72
			Т-2	6,3	35/6	104	66,8	64	184,7	178
			Т-3	6,3	35/6	104	111,3	107	178,1	171
2	109	Юсупово	Т-1	3,2	35/6	58,7	34,6	59	69,2	118
			Т-2	3,2	35/6	58,7	34,6	59	69,2	118

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Ленинского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Видное (132%), ПС 110 кВ Молоково (122%), ПС 110 кВ Ям (121%), ПС 35 кВ МКГЗ (аб.) (загрузка Т-2 - 178%, загрузка Т-3 - 171%), ПС 35 кВ Юсупово (118%).

Люберецкий муниципальный район.

На территории Люберецкого м.р. расположены 7 подстанций напряжением 35-110 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Болятино, ПС 110 кВ Красково;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Малаховка, ПС 110 кВ Томилино, ПС 110 кВ Овражки, ПС 110 кВ Ухтомская, ПС 35 кВ Панки.

Общая установленная мощность - 498,2 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 14 шт. общей мощностью 465,5 МВА;

35 кВ - 2 шт. общей мощностью 0,74 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 2 подстанции 110 кВ, установленной мощностью 232,5 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 6 шт.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Люберецкого м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Люберецкого м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	309	Болятино	Т-1	40	110/10/6	1986	27
			Т-2	40	110/10/6	1985	28
2	2	Красково	Т-1	31,5	110/35/6	1958	55
			Т-2	40	110/35/6	1970	43
			Т-3	40,5	115/11	1965	48
			Т-4	40,5	110/10/6	1962	51

Также на территории Люберецкого м.р. расположены абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 35 кВ и 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Люберецкого м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях Люберецкого м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	434	Малаховка (аб.)	Т-1	16	115/11	1990	23
			Т-2	16	115/11	1973	40
2	470	Томилино (аб.)	Т-1	20	110/6	Нет данных
			Т-2	10	110/6	Нет данных
3	448	Овражки (ж.д.)	Т-1	25	110/10	Нет данных
			Т-2	20	110/10/10	Нет данных
4	122	Ухтомская (аб.)	Т-1	63	110/6	Нет данных
			Т-2	63	110/6	Нет данных
35 кВ
1	125	Панки (аб.)	Т-1	0,18	35/10	Нет данных
			Т-2	0,56	35/10	Нет данных

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Ленинского м.р., в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	309	Болятино	Т-1	40	110/10/6	200,8	207,9	104	329,3	164
			Т-2	40	110/10/6	200,8	121,4	60	329,3	164
2	2	Красково	Т-1	31,5	110/35/6	173,2	86,4	50	282,3	163
			Т-2	40	110/35/6	200,8	178,8	89	400,4	199
			Т-3	40,5	110/10	212,5	228,0	107	281,9	133
			Т-4	40,5	110/10/6	212,2	53,8	25	125,6	59
3	434	Малаховка (аб.)	Т-1	16	110/10	80,3	43,4	54	67,8	84
			Т-2	16	110/10	80,3	24,4	30	67,8	84
4	470	Томилино (аб.)	Т-1	20	110/6	105	58,2	55	58,2	55
			Т-2	10	110/6	52,8	0,0	0	58,2	110
5	448	Овражки (ж.д)	Т-1	25	110/10	125,5	72,6	58	111,5	89
			Т-2	20	110/10/10	125,5	38,9	31	111,5	89
6	122	Ухтомская (аб.)	Т-1	63	110/6	Нет данных
			Т-2	63	110/6	Нет данных
35 кВ
1	125	Панки (аб.)	Т-1	0,18	35/10	2,97	Нет данных
			Т-2	0,56	35/10	9,25	Нет данных

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Люберецкого м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Болятино (164%), ПС 110 кВ Красково (загрузка Т-1 - 163%, Т-2 - 199%, Т-3 - 133%), ПС 110 кВ Томилино (аб.) (загрузка Т-2 - 110%).

Городской округ Котельники.

На территории г.о. Котельники находится одна ПС 110 кВ Котельники мощностью 80,5 МВА, находящаяся на балансе ОАО "МОЭСК". Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 2 шт.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ. Котельники, находящейся на балансе ОАО "МОЭСК".

Технические характеристики трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ г.о. Котельники

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	69	Котельники	Т-1	40,5	110/10/6	1965	48
			Т-2	40	110/10/6	1972	41

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Котельники, в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	69	Котельники	Т-1	40,5	110/10/6	212,5	206,0	97	339,0	160
			Т-2	40	110/10/6	200,8	121,6	61	313,4	156

Данные таблицы показали, что в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Котельники превышает 105% (загрузка Т-1 - 160%, Т-2 - 156%).

Городской округ Дзержинский.

На территории г.о. Дзержинский расположены 2 подстанции напряжением 110 кВ, находящиеся на балансе ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Дзержинская и ПС 110 кВ Юбилейная.

Общая установленная мощность - 166 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 4 шт.

На территории г.о. Дзержинский находится ТЭЦ-22, которая осуществляет выдачу мощности на напряжении 220-110 кВ. Установленная электрическая мощность - 1310 МВт. Выдача мощности осуществляется:

- в сеть 220 кВ - по четырем ЛЭП 220 кВ: КВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Восточная и трем ВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Чагино.

- в сеть 110 кВ - по четырем ВЛ 110 кВ: двум ТЭЦ-22 - Красково и ТЭЦ-22 - Нефтезавод 1,2.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Дзержинский.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Дзержинский

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	680	Дзержинская	Т-1	20	110/6	1967	46
			Т-2	20	110/6	1966	47
2	776	Юбилейная	Т-1	63	110/10/10	2006	7
			Т-2	63	110/10/10	2004	9

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Дзержинский, в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	680	Дзержинская	Т-1	20	110/6	100,4	59,1	59	136,5	136
			Т-2	20	110/6	100,4	77,5	77	136,5	136
2	776	Юбилейная	Т-1	63	110/10/10	316,3	69,9	22	118,4	37
			Т-2	63	110/10/10	316,3	48,6	15	118,4	37

Данные таблицы показали, что в электрических сетях г.о. Дзержинский в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Дзержинская (136%).

Городской округ Лыткарино.

На территории г.о. Лыткарино расположены 3 подстанции напряжением 220-110 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Лыткарино;

- иных собственников (абонентские подстанции): ПС 220 кВ Мячково, ПС 110 кВ Тураево.

Общая установленная мощность - 759,5 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 4 шт. общей мощностью 450 МВА;

110 кВ - 7 шт. общей мощностью 309,5 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находится одна ПС 110 кВ Лыткарино, установленной мощностью 80 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 2 шт.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Лыткарино, находящейся на балансе ОАО "МОЭСК".

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Лыткарино

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	174	Лыткарино	Т-1	40	110/10/6	1977	36
			Т-2	40	110/10/6	1979	34

Также на территории г.о. Лыткарино расположены абонентские подстанции напряжением 35-220 кВ, которые принадлежат иным собственникам.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях г.о. Лыткарино.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях г.о. Лыткарино

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
220 кВ
1	341	Мячково (аб.)	Т-1	31,5	110/6	н/д	н/д
			Т-2	31,5	110/6	н/д	н/д
			Т-3	40,5	110/10/6	н/д	н/д
			АТ-4	125	220/110/10	н/д	н/д
			АТ-5	125	220/110/10	н/д	н/д
			Т-6	100	220/10/10	н/д	н/д
			Т-7	100	220/10/10	н/д	н/д
110 кВ
1	318	Тураево (аб.)	Т-1	31,5	110/6	н/д	н/д
			Т-2	31,5	110/6	н/д	н/д
			Т-3	31,5	110/6	н/д	н/д
			Т-4	31,5	110/6	н/д	н/д

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ г.о. Лыткарино, в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
220 кВ
1	341	Мячково (аб.)	Т-1	31,5	110/6	173	отключен
			Т-2	31,5	110/6	173	отключен
			Т-3	40,5	110/10/6	212,5	52,2	25	47,4	22
			АТ-4	125	220/110/10	313	104,7	33	209,5	67
			АТ-5	125	220/110/10	313	104,7	33	209,5	67
			Т-6	100	220/10/10	н/д	отключен
			Т-7	100	220/10/10	н/д	2,4	0	2,4	0
110 кВ
1	174	Лыткарино	Т-1	40	110/10/6	200,8	54,3	27	130,6	65
			Т-2	40	110/10/6	200,8	76,3	38	130,6	65
2	318	Тураево (аб.)	Т-1	31,5	110/6	173	34,0	20	н/д	н/д
			Т-2	31,5	110/6	173	0	0	н/д	н/д
			Т-3	31,5	110/6	173	2,3	1,3	н/д	н/д
			Т-4	31,5	110/6	173	0	0	н/д	н/д

Данные таблицы показали, что в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Лыткарино и ПС 220 кВ Мячково не превышает 105%.

Подольский муниципальный район.

На территории Подольского м.р. расположены 4 подстанции напряжением 35-110 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Лаговская, ПС 35 кВ Ежовка, ПС 35 кВ Епифановка;

- иных собственников (абонентские подстанции): ПС 110 кВ Никоново.

Общая установленная мощность - 124,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 5 шт. общей мощностью 116 МВА;

35 кВ - 4 шт. общей мощностью 8,4 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 3 подстанции 35-110 кВ, установленной мощностью 108,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 4 шт. суммарной мощностью 100 МВА;

35 кВ - 4 шт. общей мощностью 8,4 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Подольского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Подольского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	319	Лаговская	Т-1	25	110/35/6	1981	32
			Т-2	25	110/35/6	1981	32
			Т-3	25	115/10,5/10,5	1984	29
			Т-4	25	115/10,5/10,5	1984	29
35 кВ
1	280	Ежовка	Т-1	3,2	35/6	1952	61
			Т-2	3,2	35/6	1958	55
2	278	Епифановка	Т-1	1	35/6	1962	51
			Т-2	1	35/6	1956	57

Также на территории Подольского м.р. находится абонентская ПС 110 кВ Никоново.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанции.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентской подстанции 110 кВ Никоново Подольского м.р.

N п/п	N ПС	Название		Дисп. наименование	Мощность, МВА		Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	354		Никоново (аб.)	Т-1		16	110/10	Нет данных

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Подольского м.р., в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	319	Лаговская	Т-1	25	110/35/6	125	106,2	85	218,2	175
			Т-2	25	110/35/6	125	112,0	90	218,2	175
			Т-3	25	110/10/10	125	37,1	30	78,8	63
			Т-4	25	110/10/10	125	41,7	33	78,8	63
2	354	Никоново (аб.)	Т-1	16	110/10	80,4	32,2	40	32,2	40
35 кВ
1	280	Ежовка	Т-1	3,2	35/6	58	42,0	72	42,0	72
			Т-2	3,2	35/6	58	откл	откл	42,0	72
2	278	Епифановка	Т-1	1	35/6	16	10,1	63	20,0	125
			Т-2	1	35/6	16	9,9	62	20,0	125

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Подольского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Лаговская (загрузка Т-1, Т-2 - 175%) и ПС 35 кВ Епифановка (125%).

Городской округ Подольск.

На территории г.о. Подольск расположены 8 подстанций напряжением 110-220 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ Гулево, ПС 110 кВ Красногорка, ПС 110 кВ Н. Цементная, ПС 110 кВ Подольск, ПС 110 кВ Северово, ПС 110 кВ Шепчинки, ПС 110 кВ Фетищево;

- иных собственников (абонентские подстанции): ПС 110 кВ Рощинская.

Общая установленная мощность - 1203 МВА. Общее количество трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 2 шт. общей мощностью 500 МВА;

110 кВ - 18 шт. общей мощностью 703 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 7 подстанций 110-220 кВ, установленной мощностью 1123 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 2 шт. суммарной мощностью 500 МВА;

110 кВ - 16 шт. суммарной мощностью 623 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Подольск.

Технические характеристики трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Подольск

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
220 кВ
1	182	Гулево	АТ-1	250	220/110/10	2008	5
			АТ-2	250	220/110/10	2008	5
			Т-1	40	110/10/6	1980	33
			Т-2	31,5	110/10/6	1951	62
			Т-3	31,5	110/35/6	1957	56
			Т-4	40	110/10/6	1981	32
110 кВ
1	596	Красногорка	Т-1	25	110/10/6	1989	24
			Т-2	25	110/10/6	1989	24
2	173	Н. Цементная	Т-1	40	110/10/6	1979	34
			Т-2	40	110/10/6	1977	36
3	61	Подольск	Т-1	32	110/6/6	1974	39
			Т-2	32	110/6/6	1974	39
4	480	Северово	Т-1	40	110/10/6	2008	5
			Т-2	40	110/10/6	2007	6
5	546	Фетищево	Т-1	63	110/10/10	2011	2
			Т-2	63	110/10/10	2011	2
6	791	Шепчинки	Т-1	40	110/10/6	1975	38
			Т-2	40	110/10/6	1977	36

Также на территории г.о. Подольск находится абонентская ПС 110 кВ Рощинская.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанции.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентской подстанции ПС 110 кВ Рощинская г.о. Подольск

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	799	Рощинская (аб.)	Т-1	40	110/6/6	н/д	н/д
			Т-2	40	110/6/6	н/д	н/д

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов и автотрансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Подольск, в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
220 кВ
1	182	Гулево	АТ-1	250	220/110/10	628,0	279,2	44	364,0	58
			АТ-2	250	220/110/10	628,0	400,4	64	533,0	85
			Т-1	40	110/10/6	200,0	51,2	26	101,0	51
			Т-2	31,5	110/10/6	173,0	63,3	24	113,1	65
			Т-3	31,5	110/35/6	174,0	52,4	30	118,9	68
			Т-4	40	110/10/6	200,0	49,8	25	101,0	51
110 кВ
1	596	Красногорка	Т-1	25	110/10/6	125,0	103,1	82	182,8	146
			Т-2	25	110/10/6	125,0	79,7	64	182,8	146
2	173	Н. Цементная	Т-1	40	110/10/6	200,0	142,4	71	142,4	71
			Т-2	40	110/10/6	200,0	0,0	0	142,4	71
3	61	Подольск	Т-1	32	110/6/6	160,0	68,5	43	131,3	82
			Т-2	32	110/6/6	160,0	62,8	39	131,3	82
4	799	Рощинская (аб)	Т-1	40	110/6/6	200	65,6	33	103,8	52
			Т-2	40	110/6/6	200	38,3	19	103,8	52
5	480	Северово	Т-1	40	110/10/6	200,0	149,0	74	290,9	145
			Т-2	40	110/10/6	200,0	141,9	71	290,9	145
5	546	Фетищево	Т-1	63	110/10/10	316,0	н/д	н/д	н/д	н/д
			Т-2	63	110/10/10	316,0	н/д	н/д	н/д	н/д
6	791	Шепчинки	Т-1	40	110/10/6	200,0	79,4	40	148,8	74
			Т-2	40	110/10/6	200,0	69,4	35	148,8	74

Данные таблицы показали, что в электрических сетях г.о. Подольск в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Красногорка (146%) и ПС 110 кВ Северово (145%).

Городской округ Климовск.

На территории г.о. Климовск расположены 2 подстанции напряжением 110 кВ: ПС 110 кВ Весенняя, ПС 110 кВ Климовская, находящиеся на балансе ОАО "МОЭСК".

Общая установленная мощность - 90 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 4 шт.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Климовск.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Климовск

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	747	Весенняя	Т-1	25	110/6/6	1973	40
			Т-2	25	110/6/6	1974	39
2	104	Климовская	Т-1	20	110/35/6	1966	47
			Т-2	20	110/35/6	1958	55

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Климовск, в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	747	Весенняя	Т-1	25	110/6/6	125,5	121,6	97	196,3	156
			Т-2	25	110/6/6	125,5	74,8	60	196,3	156
2	104	Климовская	Т-1	20	110/35/6	105,0	98,2	93	180,7	172
			Т-2	20	110/35/6	105,0	82,6	79	180,7	172

Данные таблицы показали, что в электрических сетях г.о. Климовск в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Весенняя (156%) и ПС 110 кВ Климовская (172%).

Раменский муниципальный район.

На территории Раменского м.р. расположены 19 подстанций напряжением 35-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220 кВ Нежино;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Гжель, ПС 110 кВ Донино, ПС 110 кВ Загорново, ПС 110 кВ Кварц, ПС 110 кВ Нащекино, ПС 110 кВ Раменская, ПС 110 кВ Рыболово, ПС 35 кВ Алешино, ПС 35 кВ Андреево, ПС 35 кВ Асаново, ПС 35 кВ Наливная, ПС 35 кВ Степановская;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Бронницы тяг., ПС 110 кВ Сафоново, ПС 35 кВ Отдых, ПС 35 кВ Стрела, ПС 35 кВ Речицы.

Общая установленная мощность - 720,5 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 2 шт. общей мощностью 180 МВА;

110 кВ - 18 шт. общей мощностью 406,6 МВА;

35 кВ - 19 шт. общей мощностью 133,9 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 12 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 316,6 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 14 шт. суммарной мощностью 316,6 МВА;

35 кВ - 9 шт. общей мощностью 61,5 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Раменского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Раменского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	352	Гжель	Т-1	25	110/35/6	1976	37
			Т-2	25	110/35/6	1976	37
2	366	Донино	Т-1	40	110/10/10	1983	30
			Т-2	40	110/10/10	1982	31
3	764	Загорново	Т-1	16	110/10	1976	37
			Т-2	16	110/10	1982	31
4	23	Кварц	Т-1	40	110/35/6	2006	7
			Т-2	20	110/35/6	1960	53
5	243	Нащекино	Т-1	16	110/10	1985	28
			Т-2	16	110/10	1985	28
6	195	Раменская	Т-1	25	110/6/6	1982	31
			Т-2	25	110/6/6	1983	30
7	607	Рыболово	Т-1	6,3	110/10	1986	27
			Т-2	6,3	110/10	1982	31
35 кВ
1	119	Алешино	Т-1	1	35/6	1962	51
			Т-2	1	35/6	1956	57
2	66	Андреево	Т 1	2,5	35/6	1982	31
3	121	Асаново	Т-1	2,5	35/6	1979	34
			Т-2	2,5	35/6	1979	34
4	210	Наливная	Т-1	10	35/6	1968	7
			Т-2	10	35/6	1968	7
5	635	Степановская	Т-1	16	35/10	2006	45
			Т-2	16	35/10	2006	45

Также на территории Раменского м.р. расположены ПС 220/10 кВ N 263 Нежино, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 35-220 кВ, которые принадлежат иным собственникам.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Раменского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Раменского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	383	Бронницы тяг. (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	1968	44
			Т-2	25	110/35/10	1968	44
2	634	Сафоново (аб.)	Т-1	20	110/6	н/д	н/д
			Т-2	20	110/6	н/д	н/д
35 кВ
1	126	Отдых (аб.)	ТМР-1,2	6,2*2	35/10	н/д	н/д
			ТМР-3,4	6,2*2	35/10	н/д	н/д
			ТМР-5,6	6,2*2	35/10	н/д	н/д
2	437	Стрела (аб.)	Т-1	10	35/10	н/д	н/д
			Т-2	10	35/10	н/д	н/д
3	449	Речицы (ж.д.)	ТМН	4,0	35/10	н/д	н/д
			ТМР-1,2 (КВ-1)	5,6	35/3	н/д	н/д
			ТМР-3, 4 (кВ-2)	5,6	35/3	н/д	н/д

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов и автотрансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Раменского м.р., в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	383	Бронницы тяг. (ж.д.)	Т-1	25	110/35/10	375	0,0	0,0	119	94
			Т-2	25	110/35/10	375	119,0	94,0	119	94
1	352	Гжель	Т 1	25	110/35/6	125,5	110,4	88	181,6	145
			Т 2	25	110/35/6	125,5	71,1	57	181,6	145
2	366	Донино	Т-1	40	110/10/10	200,8	93,1	46	175,7	88
			Т-2	40	110/10/10	200,8	82,6	41	175,7	88
3	764	Загорново	Т-1	16	110/10	80,3	51,1	64	78,9	98
			Т-2	16	110/10	80,3	27,7	35	78,9	98
4	23	Кварц	Т-1	40	110/35/6	200,8	129,1	64	223,0	111
			Т-2	20	110/35/6	110,0	97,8	89	233,3	212
5	243	Нащекино	Т-1	16	110/10	80,3	24,5	30	71,6	89
			Т-2	16	110/10	80,3	47,1	59	71,6	89
6	195	Раменская	Т-1	25	110/6/6	125,5	99,9	80	189,6	151
			Т-2	25	110/6/6	125,5	89,7	72	189,6	151
7	607	Рыболово	Т-1	6,3	110/10	31,6	20,2	64	36,9	117
			Т-2	6,3	110/10	31,6	16,7	53	36,9	117
8	634	Сафоново (аб.)	Т-1	20	110/6	105	78,0	74	162,0	154
			Т-2	20	110/6	105	84,0	80	162,0	154
35 кВ
1	119	Алешино	Т-1	1	35/6	18,4	10,4	57	20,5	112
			Т-2	1	35/6	18,4	10,2	55	20,5	112
2	66	Андреево	Т 1	2,5	35/6	41,4	14,7	36	14,7	36
3	121	Асаново	Т-1	2,5	35/6	41,4	20,4	49	58,1	140
			Т-2	2,5	35/6	41,4	34,7	84	53,5	129
4	126	Отдых (аб.)	ТМР-1, 2	6,2*2	35/10	204,79	н/д	н/д	н/д	н/д
			ТМР-3, 4	6,2*2	35/10	204,79	н/д	н/д	н/д	н/д
			ТМР-5, 6	6,2*2	35/10	204,79	н/д	н/д	н/д	н/д
5	210	Наливная	Т-1	10	35/6	157,0	48,3	31	134,9	86
			Т-2	10	35/6	157,0	86,6	55	134,9	86
6	635	Степановская	Т-1	16	35/10	251,3	87,1	35	185,7	74
			Т-2	16	35/10	251,3	98,6	39	185,7	74
7	437	Стрела (аб.)	Т-1	10	35/10	157	28,6	18	57,2	36,4
			Т-2	10	35/10	157	28,6	18	57,2	36,4
8	449	Речицы (ж.д.)	ТМН	4,0	35/10	66	1,0	2
			ТМР-1, 2 (КВ-1)	5,6	35/3	92,4	97,2	105	191,2	207
			ТМР-3, 4 (кВ-2)	5,6	35/3	92,4	94,0	102	191,2	207

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Раменского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Гжель (145%), ПС 110 кВ Кварц (загрузка Т-1 - 111%, загрузка Т-2 - 212%), ПС 110 кВ Раменская (151%), ПС 110 кВ Сафоново (аб.) - 154%, ПС 110 кВ Рыболово - 117%, ПС 35 кВ Алешино - 112%, ПС 35 кВ Асаново (загрузка Т-1 - 140%, загрузка Т-2 - 129%), ПС 35 кВ Речицы (ж.д.) (207%).

Жуковский городской округ.

На территории Жуковского г.о. расположены 3 подстанции, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 220 кВ ЦАГИ;

- иных собственников (абонентские подстанции): ПС 110 кВ Жуковская, ПС 110 кВ ЦРП.

Общая установленная мощность - 1066 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 3 шт. общей мощностью 580 МВА;

110 кВ - 9 шт. общей мощностью 466 МВА;

35 кВ - 2 шт. с общей мощностью 20 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находится одна ПС 220/110 кВ ЦАГИ установленной мощностью 683 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением

220 кВ - 3 шт. суммарной мощностью 580 МВА;

110 кВ - 2 шт. общей мощностью 83 МВА.

35 кВ - 2 шт. общей мощностью 20 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Жуковский.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" г.о. Жуковский

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
220 кВ
1	175	ЦАГИ	АТ-1	200	220/110/10	1974	39
			АТ-2	180	220/110/10	1984	29
			Т-3	20	110/35/10	1958	55
			Т-4	10	10/35	1968	45
			Т-5	10	10/35	1968	45
			АТ-6	200	230/110/10	1984	29
			Т-7	63	110/10/10	1984	29

Также на территории г.о. Жуковский расположены абонентские подстанции напряжением 110 кВ, которые принадлежат иным собственникам. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях г.о. Жуковский.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях г.о. Жуковский

N п/п	N ПС	Название		Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ		Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	741		Жуковская (аб.)	Т-1	80,0		110/10/10	Нет данных
				Т-2	80,0		110/10/10	Нет данных
				Т-3	40,0		110/10/6	Нет данных
				Т-4	40,0		110/10/6	Нет данных
2	227		ЦРП (аб.)	2ТМ	80,0		110/10/6	Нет данных
				2Т	31,5		110/6	Нет данных
				3Т	31,5		110/6	Нет данных

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов и автотрансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях г.о. Жуковский, в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
220 кВ
1	175	ЦАГИ	АТ-1	200,0	220/110/10	503,0	340,9	68	467,8	93
			АТ-2	180,0	220/110/10	452,0	158,1	35	339,0	75
			Т-3	20,0	110/35/10	110,0	отключен			168
			Т-4	10,0	10/35	157,0	139,2	89	282,9	180
			Т-5	10,0	10/35	157,0	143,7	92	282,9	180
			АТ-6	200,0	230/110/10	503,0	306,5	61	402,0	80
			Т-7	63,0	110/10/10	300,3	181,1	60	266,8	89
110 кВ
1	741	Жуковская (аб.)	Т-1	80,0	110/10/10	420	0,0	0	0,0	0,0
			Т-2	80,0	110/10/10	420	ремонт		0	0,0
			Т-3	40,0	110/10/6	200	5,7	3	54,5	27
			Т-4	40,0	110/10/6	200	48,8	24	54,5	27
2	227	ЦРП (аб.)	2ТМ	80,0	110/10/6	401,6	6,6	2	30,9	8
			2Т	31,5	110/6	150,2	ремонт
			3Т	31,5	110/6	158	24,2	15	24,2	15

Данные таблицы показали, что в электрических сетях г.о. Жуковский в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 220/110 кВ ЦАГИ (загрузка Т-3 составила 168%, загрузка Т-4 и Т-5 - 180%).

Городской округ Бронницы.

На территории г.о. Бронницы находится одна ПС 110 кВ Бронницы мощностью 50 МВА, находящаяся на балансе ОАО "МОЭСК". Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 2 шт.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Бронницы, находящейся на балансе ОАО "МОЭСК".

Технические характеристики трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Бронницы

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
1	605	Бронницы	Т-1	25	110/10/10	1979	34
			Т-2	40	110/10/10	2012	1

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов и автотрансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Бронницы, в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
1	605	Бронницы	Т-1	25	110/10/10	125,5	63,3	50	176,2	140
			Т-2	40	110/10/10	200,8	112,9	56	176,2	88

Данные таблицы показали, что в электрических сетях г.о. Бронницы в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Бронницы (загрузка Т-1 - 140%).

Серебряно-Прудский муниципальный район.

На территории Серебряно-Прудского м.р. расположены 6 подстанций напряжением 110-35 кВ, находящиеся на балансе:

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Глубокое, ПС 110 кВ Пурлово, ПС 110 кВ Якимовская, ПС 35 кВ Сер. Пруды;

- иных собственников (тяговые подстанции): ПС 110 кВ Степная, ПС 110 кВ Узуново.

Общая установленная мощность - 152,2 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 8 шт. общей мощностью 135,6 МВА;

35 кВ - 3 шт. общей мощностью 16,6 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 4 подстанции 35-110 кВ, установленной мощностью 92,2 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 5 шт. суммарной мощностью 75,6 МВА;

35 кВ - 3 шт. общей мощностью 16,6 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Серебряно-Прудского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Серебряно-Прудского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	244	Глубокое	Т-1	10	110/10	1981	32
			Т-2	10	110/10	1975	38
2	432	Пурлово	Т-1	25	110/35/10	1985	28
			Т-2	25	110/35/10	1985	28
3	718	Якимовская	Т-1	5,6	110/10	1959	54
			Т-2	4	35/10	1970	43
35 кВ
1	348	Серебряные Пруды	Т-1	6,3	35/10	1970	43
			Т-2	6,3	35/10	1969	44

Также на территории Серебряно-Прудского м.р. расположены тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 110 кВ.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговых подстанциях Серебряно-Прудского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на тяговых подстанциях Серебряно-Прудского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	436	Степная (ж.д.)	Т-1	10	110/35/10	1964	49
2	433	Узуново (ж.д.)	Т-2	25	110/35/10	1987	26
			Т-2	25	110/35/10	1987	26

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов и автотрансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Серебряно-Прудского м.р. в режимный день 21.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	244	Глубокое	Т-1	10	110/10	52	7,8	15	18,6	36
			Т-2	10	110/10	52	10,8	21	18,6	36
2	432	Пурлово	Т-1	25	110/35/10	131	36,8	28	43,9	34
			Т-2	25	110/35/10	131	7,1	5	43,9	34
3	436	Степная (ж.д.)	Т-1	10	110/35/10	50	9,4	19	9,4	19
4	433	Узуново (ж.д.)	Т-2	25	110/35/10	131	0,0	0	59,2	45
			Т-2	25	110/35/10	131	59,2	45	59,2	45
11	718	Якимовская	Т-1	5,6	110/10	29	2,7	9	8,6	30
			Т-2	4	35/10	66	17,1	26	27,0	41
35 кВ
1	348	Серебряные Пруды	Т-1	6,3	35/10	104	31,8	31	83,6	80
			Т-2	6,3	35/10	104	51,9	50	83,6	80

Данные таблицы показали, что загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Серебряно-Прудского м.р., в аварийных ситуациях не превышает 105%.

Серпуховской муниципальный район.

На территории Серпуховского м.р. расположены 11 подстанций напряжением 35-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220 кВ Ока;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Заповедник, ПС 110 кВ Калиново, ПС 110 кВ Лазарево, ПС 110 кВ Пролетарий, ПС 35 кВ Евдокимово, ПС 35 кВ Егоровка, ПС 35 кВ Река;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Дворики, ПС 110 кВ Калугино, ПС 110 кВ Компрессорная.

Общая установленная мощность - 660,8 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 3 шт. общей мощностью 380 МВА;

110 кВ - 14 шт. общей мощностью 265,6 МВА;

35 кВ - 6 шт. общей мощностью 15,2 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 7 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 117,8 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 8 шт. суммарной мощностью 102,6 МВА;

35 кВ - 6 шт. общей мощностью 15,2 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Серпуховского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Серпуховского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	658	Заповедник	Т-1	6,3	110/10	2003	10
			Т-2	6,3	110/10	2003	10
2	459	Калиново	Т-1	10	110/10	1974	39
			Т-2	10	110/10	1974	39
3	748	Лазарево	Т-1	25	110/10/6	1972	41
			Т-2	25	110/10/6	1974	39
5	613	Пролетарий	Т-1	10	110/10	1980	33
			Т-2	10	110/10	1984	29
35 кВ
1	273	Евдокимово	Т-1	1	35/6	1966	47
			Т-2	1	35/6	1956	57
2	272	Егоровка	Т-1	1	35/6	1964	49
			Т-2	1	35/6	1956	57
3	472	Река	Т-1	5,6	35/6	1957	56
			Т-2	5,6	35/6	1940	73

Также на территории Серпуховского м.р. расположены ПС 220/110 кВ N 400 Ока, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", а также абонентские подстанции напряжением 110 кВ, которые принадлежат иным собственникам.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях Серпуховского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях Серпуховского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	300	Дворики (аб.)	Т-1	25	110/10/10	н/д	н/д
			Т-2	25	110/10/10	н/д	н/д
2	807	Калугино (аб.)	Т-1	25	110/35/10	н/д	н/д
			Т-2	25	110/35/10	н/д	н/д
3	217	Компрессорная (аб.)	Т-1	31,5	110/6	н/д	н/д
			Т-2	31,5	110/6	н/д	н/д

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов и автотрансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Серпуховского м.р., в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	300	Дворики (аб.)	Т-1	25	110/10/10	125	0,0	0	22,2	18
			Т-2	25	110/10/10	125	22,2	18	22,2	18
2	658	Заповедник	Т-1	6,3	110/10	33,1	13,1	40	25,6	77
			Т-2	6,3	110/10	33,1	12,5	38	25,6	77
3	459	Калиново	Т-1	10	110/10	52,0	0,0		0	8
			Т-2	10	110/10	52,0	8,3	16	8,3	16
4	807	Калугино (аб.)	Т-1	25	110/35/10	125,5	13,0	10	42,1	34
			Т-2	25	110/35/10	125,5	29,1	23	42,1	34
5	217	Компрессорная (аб.)	Т-1	31,5	110/6	173	2,8	2	2,8	2
			Т-2	31,5	110/6	173	0,0		0	3
6	748	Лазарево	Т-1	25	110/10/6	125,5	80,0	64	133,2	106
			Т-2	25	110/10/6	125,5	53,2	42	133,2	106
7	613	Пролетарий	Т-1	10	115/11	53,0	0,0	0	55,5	105
			Т-2	10	115/11	53,0	55,5	105	55,5	105
35 кВ
1	273	Евдокимово	Т-1	1	35/6	16	АВРТ		0	65
			Т-2	1	35/6	16	10,3	64	10,3	65
2	272	Егоровка	Т-1	1	35/6	18,4	14,9	81	29,9	163
			Т-2	1	35/6	18,4	14,9	81	29,9	163
3	472	Река	Т-1	5,6	35/6	102,5	31,0	30	72,3	71
			Т-2	5,6	35/6	102,5	41,3	40	72,3	71

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Серпуховского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Лазарево (106%), ПС 35 кВ Егоровка (163%).

Городской округ Протвино.

На территории городского округа Протвино находится абонентская подстанция 110 кВ N 497 Протвино.

Городской округ Серпухов.

На территории г.о. Серпухов находится одна ПС 110 кВ Серпухов мощностью 131,5 МВА, находящаяся на балансе ОАО "МОЭСК". Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 4 шт.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Серпухов.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Серпухов

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	44	Серпухов	Т-1	31,5	110/35/6	1958	55
			Т-2	20	110/35/6	1952	61
			Т-3	40	110/10/6	1974	39
			Т-4	40	110/10/6	1975	38

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов и автотрансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Серпухов, в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	44	Серпухов	Т-1	31,5	110/35/6	173,0	93,9	54	296,9	172
			Т-2	20	110/35/6	103,0	73,9	72	162,9	158
			Т-3	40	110/10/6	200,0	162,4	81	284,5	142
			Т-4	40	110/10/6	200,0	57,8	29	105,6	53

Данные таблицы показали, что в электрических сетях г.о. Серпухов в аварийных ситуациях на ПС 110 кВ Серпухов загрузка трансформаторов превышает 105% (загрузка Т-1 - 172%, Т-2 - 158%, Т-3 - 142%).

Городской округ Пущино.

На территории г.о. Пущино находится одна ПС 110 кВ Пущино мощностью 40 МВА, находящаяся на балансе ОАО "МОЭСК. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ - 2 шт.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Пущино, находящейся на балансе ОАО "МОЭСК".

Технические характеристики трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Пущино

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	447	Пущино	Т-1	20	110/35/10	1966	46
			Т-2	20	110/10	1964	48

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов и автотрансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Пущино, в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	447	Пущино	Т-1	20	110/35/10	105,0	71,7	68	142,8	136
			Т-2	20	110/10	105,0	67,9	65	136,3	130

Данные таблицы показали, что в электрических сетях г.о. Пущино в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Пущино превышает 105% (загрузка Т-1 составила 136%, загрузка Т-2 - 130%).

Ступинский муниципальный район.

На территории Ступинского м.р. расположены 19 подстанций напряжением 35-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220 кВ Образцово;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Головлинка, ПС 110 кВ Лужники, ПС 110 кВ Малино, ПС 110 кВ Сидорово, ПС 110 кВ Ситня, ПС 35 кВ Егудино, ПС 35 кВ Ёлкино, ПС 35 кВ Жадино, ПС 35 кВ Жерехово, ПС 35 кВ Мартыново, ПС 35 кВ Поповка, ПС 35 кВ Ялфимово;

- иных собственников (абонентские и тяговые подстанции): ПС 110 кВ Алеево, ПС 110 кВ Жилево, ПС 110 кВ Крутыши, ПС 110 кВ Марс, ПС 110 кВ Тишково, ПС 110 кВ Яганово.

Общая установленная мощность - 673,1 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 2 шт. общей мощностью 50 МВА;

110 кВ - 24 шт. общей мощностью 578,1 МВА;

35 кВ - 16 шт. общей мощностью 45,4 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 12 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 329,5 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 10 шт. суммарной мощностью 234,1 МВА;

35 кВ - 16 шт. общей мощностью 45,4 МВА.

На территории Ступинского м.р. находится ТЭЦ-17, которая осуществляет выдачу мощности на напряжении 110 кВ. Установленная мощность ТЭЦ-17 - 192 МВт. Выдача мощности осуществляется в сеть 110 кВ по шести ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Сидорово - ТЭЦ-17, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Алеево, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Крутыши, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Лужники 1,2, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Тишково с отп.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Ступинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК Ступинского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	756	Головлинка	Т-1	6,3	110/10	1982	31
			Т-2	6,3	110/10	1979	34
2	569	Лужники	Т-1	40	110/10/10	1989	24
			Т-2	40	110/10/10	1975	38
3	771	Малино	Т-1	25	110/35/6	1997	16
			Т-2	25	110/35/6	1997	16
4	529	Сидорово	Т-1	40	110/10	1994	19
			Т-2	31,5	110/10	1980	33
5	698	Ситня	Т-1	10	110/10	1968	45
			Т-2	10	110/10	1968	45
35 кВ
1	275	Егудино	Т-1	1	35/6	1965	48
			Т-2	1	35/6	1957	56
2	274	Ёлкино	Т-1	1	35/6	1964	49
			Т-2	1	35/6	1956	57
3	282	Жадино	Т-1	1	35/6	1952	61
			Т-2	1	35/6	1956	57
4	281	Жерехово	Т-1	1	35/6	1956	57
			Т-2	1	35/6	1956	57
5	233	Мартыново	Т-1	2,5	35/10	1970	43
			Т-2	4	35/10	1970	43
6	321	Поповка	Т-1	3,2	35/6	1961	52
			Т-2	3,2	35/6	1952	61
			Т-3	5,6	35/6	1964	49
			Т-4	6,3	35/6	1972	41
7	657	Ялфимово	Т-1	6,3	35/10	1981	32
			Т-2	6,3	35/10	1982	31

Также на территории Ступинского м.р. расположены ПС 220/10 кВ N 846 Образцово, а также абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции напряжением 110 кВ, которые принадлежат иным собственникам. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских и тяговых подстанциях Ступинского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях Ступинского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	191	Алеево (аб.)	Т-1А	40	110/10	1976	37
			Т-2	40	110/10	1976	37
			Т-3	40	110/10	1976	37
			Т-4	40	110/10	1976	37
2	323	Жилево (ж.д.)	Т-1	20	110/35/10	1968	45
			Т-2	20	110/35/10	1965	48
3	695	Крутыши (аб.)	Т-1	20	110/10	1969	44
			Т-2	20	110/10	1969	44
4	479	Марс (аб.)	Т-1	16	110/10	2007	6
			Т-2	16	110/10	2007	6
5	439	Тишково (аб.)	Т-1	16	110/10	2004	9
			Т-2	16	110/10	2004	9
6	580	Яганово (ж.д.)	Т-1	20	110/35/10	1967	46
			Т-2	20	110/35/10	1965	48

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Ступинского м.р., в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	191	Алеево (аб.)	Т-1А	40	110/10	210	53,6	26	131,3	63
			Т-2	40	110/10	210	77,7	37	131,3	63
			Т-3	40	110/10	78,0	0,2	0	0,2	0
			Т-4	40	110/10	84,0	0,0	0	0,2	0
2	756	Головлинка	Т-1	6,3	110/10	33,0	3,5	11	12,8	39
			Т-2	6,3	110/10	33,0	9,3	28	12,8	39
3	323	Жилево (ж.д.)	Т-1	20	110/35/10	101	29,3	29	29,3	29
			Т-2	20	110/35/10	101	0,0	0	29,3	29
4	695	Крутыши (аб.)	Т-1	20	110/10	101	47,1	47	47,1	47
			Т-2	20	110/10	101	0,0	0	47,1	47
5	569	Лужники	Т-1	40	110/10/10	201	42,5	21	124,1	62
			Т-2	40	110/10/10	210	81,6	39	124,1	59
6	771	Малино	Т-1	25	110/35/6	131,0	75,3	57	140,5	107
			Т-2	25	110/35/6	131,0	65,2	50	140,5	107
7	479	Марс (аб.)	Т-1	16	110/10	80	19,3	24	49,3	62
			Т-2	16	110/10	80	30,0	37	49,3	62
8	529	Сидорово	Т-1	40	110/10	210	123,7	59	191,5	91
			Т-2	31,5	110/10	166	67,8	41	191,5	115
9	698	Ситня	Т-1	10	110/10	52	17,3	33	51,1	98
			Т-2	10	110/10	52	33,8	65	51,1	98
10	439	Тишково (аб.)	Т-1	16	110/10	80	9,1	11	19,9	25
			Т-2	16	110/10	80	10,8	14	19,9	25
11	580	Яганово (ж.д.)	Т-1	20	110/35/10	0	0	0	89	85
			Т-2	20	110/35/10	89	0	85	89	85
35 кВ
1	275	Егудино	Т-1	1	35/6	16	0,0	0	43,5	43
			Т-2	1	35/6	16	7,0	43	7,0	43
2	274	Ёлкино	Т-1	1	35/6	16	0,0	0	43,5	43
			Т-2	1	35/6	16	7,0	43	7,0	43
3	282	Жадино	Т-1	1	35/6	16	0,3	2	0,7	4
			Т-2	1	35/6	16	0,3	2	0,7	4
4	281	Жерехово	Т-1	1	35/6	16	0,0	0	0,3	2
			Т-2	1	35/6	16	0,3	2	0,3	2
5	233	Мартыново	Т-1	2,5	35/10	41	38,5	94	49,9	122
			Т-2	4	35/10	66	11,5	17	49,9	76
6	321	Поповка	Т-1	3,2	35/6	53	40,6	77	81,1	153
			Т-2	3,2	35/6	53	40,6	77	81,1	153
			Т-3	5,6	35/6	92	38,5	42	59,5	65
			Т-4	6,3	35/6	104	21,1	20	59,5	57
7	657	Ялфимово	Т-1	6,3	35/10	104	45,0	43	103,4	99
			Т-2	6,3	35/10	104	58,4	56	103,4	99

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Ступинского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Малино (107%), ПС 110 кВ Сидорово (загрузка Т-2 составила 115%), ПС 35 кВ Мартыново (загрузка Т-1 составила 122%), ПС 35 кВ Поповка (загрузка Т-1 составила 153%).

Чеховский муниципальный район.

На территории Чеховского м.р. расположены 16 подстанций напряжением 35-220 кВ, находящиеся на балансе:

- МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС": ПС 220 кВ Бугры;

- ОАО "МОЭСК": ПС 110 кВ Ваулово, ПС 110 кВ Венюково, ПС 110 кВ Гришенки, ПС 110 кВ Добрыниха, ПС 110 кВ Лопасня, ПС 35 кВ Елисеево, ПС 35 кВ Елохово, ПС 35 кВ Ерино, ПС 35 кВ Ефремово, ПС 35 кВ Сандарово;

- иных собственников (абонентские подстанции): ПС 110 кВ Столбовая, ПС 110 кВ Полиграф, ПС 110 кВ Талеж, ПС 35 кВ Вентилятор, ПС 35 кВ Любучаны.

Общая установленная мощность - 861,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

220 кВ - 5 шт. общей мощностью 370 МВА;

110 кВ - 18 шт. общей мощностью 405,5 МВА;

35 кВ - 15 шт. общей мощностью 85,9 МВА.

Их них на балансе ОАО "МОЭСК" находятся 10 подстанций 35-110 кВ, установленной мощностью 710,2 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим напряжением:

110 кВ - 12шт. суммарной мощностью 265,5 МВА;

35 кВ - 12 шт. общей мощностью 74,7 МВА.

В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Чеховского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на подстанциях ОАО "МОЭСК" Чеховского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	531	Ваулово	Т-1	16	110/6	1987	26
			Т-2	16	110/6	1987	26
			Т-3	16	110/6	1987	26
2	382	Венюково	Т-1	20	110/6	1963	50
			Т-2	25	110/6/6	1973	40
3	702	Гришенки	Т-1	10	110/10	1978	35
			Т-2	16	110/10	1987	26
4	399	Добрыниха	Т-1	25	110/6/6	1987	26
			Т-2	25	110/6/6	1987	26
			Т-3	25	110/6/6	1987	26
5	187	Лопасня	Т-1	40	110/35/6	1966	47
			Т-2	31,5	110/35/6	1962	51
35 кВ
1	384	Елисеево	Т-1	5,6	35/6	1973	40
			Т-2	6,3	35/6	1973	40
			Т-3	3,2	35/6	1957	56
2	357	Елохово	Т-1	6,3	35/6	1974	39
			Т-2	6,3	35/6	1974	39
3	358	Ерино	Т-1	6,3	35/6	1971	42
			Т-2	6,3	35/6	1973	40
4	385	Ефремово	Т-1	5,6	35/6	1975	38
			Т-2	5,6	35/6	1975	38
			Т-3	3,2	35/6	1965	48
5	7	Сандарово	Т-1	10,0	35/6	2007	40
			Т-2	10,0	35/6	2007	40

Также на территории Чеховского м.р. расположены ПС 220/110 кВ N 615 Бугры, находящаяся на балансе МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС", а также абонентские подстанции напряжением 110 кВ, которые принадлежат иным собственникам. В таблице приведены технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях Чеховского м.р.

Технические характеристики трансформаторов, установленных на абонентских подстанциях Чеховского м.р.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Год изготовления	Срок службы
110 кВ
1	624	Столбовая (аб.)	Т-1	20	115/35/10	н/д	н/д
			Т-2	20	115/35/10	н/д	н/д
2	567	Полиграф (аб.)	Т-1	25	110/10/6	1972	41
			Т-2	25	110/10/6	1983	30
3	478	Талеж (аб.)	Т-1	25	115/35/10	1987	26
			Т-2	25	115/35/10	1987	26
35 кВ
1	654	Вентилятор (аб.)	Т-1	4	35/6	н/д	н/д
			Т-2	4	35/6	н/д	н/д
2	4	Любучаны (аб.)	Т-1	3,2	35/6	н/д	н/д

В таблице представлены фактическая и аварийная загрузка трансформаторов и автотрансформаторов по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г.

Загрузка трансформаторов, установленных на подстанциях Чеховского м.р., в режимный день 19.12.2012 г.

N п/п	N ПС	Название	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение Uвн, Uсн, Uнн, кВ	Номинальный ток, А	Фактическая нагрузка в зимн. максимум 2012 г.		Аварийная нагрузка в зимн. максимум 2012 г.
							А	%	А	%
110 кВ
1	531	Ваулово	Т-1	16	110/6	80,3	14,7	18	36,7	46
			Т-2	16	110/6	80,3	21,9	27	36,7	46
			Т-3	16	110/6	80,3	отключен		21,9	27
2	382	Венюково	Т-1	20	110/6	109,8	69,6	63	120,7	110
			Т-2	25	110/6/6	125,0	44,4	36	104,9	84
3	702	Гришенки	Т-1	10	110/10	50,9	30,2	59	74,5	146
			Т-2	16	110/10	80,0	43,4	54	73,0	91
4	399	Добрыниха	Т-1	25	110/6/6	125,0	17,2	14	37,7	30
			Т-2	25	110/6/6	125,0	20,5	16	37,7	30
			Т-3	25	110/6/6	125,0	В резерве		20,5	16
5	187	Лопасня	Т-1	40	110/35/6	210,0	163,1	78	278,1	132
			Т-2	31,5	110/35/6	173,2	119,4	69	288,7	167
6	624	Столбовая (аб.)	Т-1	20	115/35/10	105	39,4	37	73,0	70
			Т-2	20	115/35/10	105	33,7	32	73,0	70
7	567	Полиграф (аб.)	Т-1	25	110/10/6	125,5	37,3	30	105,8	84
			Т-2	25	110/10/6	125,5	68,5	55	105,8	84
8	478	Талеж (аб.)	Т-1	25	115/35/10	125,6	15,4	12	41,8	33
			Т-2	25	115/35/10	125,6	26,4	21	41,8	33
35 кВ
1	654	Вентилятор (аб.)	Т-1	4	35/6	67	51,0	76	102,0	152
			Т-2	4	35/6	67	51,0	76	102,0	152
2	384	Елисеево	Т-1	5,6	35/6	104,0	65,8	63	127,3	122
			Т-2	6,3	35/6	102,0	53,7	53	111,1	109
			Т-3	3,2	35/6	58,6	50,0	85	50,0	85
3	357	Елохово	Т-1	6,3	35/6	115,6	33,9	29	96,3	83
			Т-2	6,3	35/6	115,6	62,4	54	96,3	83
5	358	Ерино	Т-1	6,3	35/6	115,0	99,9	87	145,1	126
			Т-2	6,3	35/6	104,0	40,8	39	131,0	126
4	385	Ефремово	Т-1	5,6	35/6	104,0	0,0	0	127,3	122
			Т-2	5,6	35/6	104,0	62,0	60	62,0	60
			Т-3	3,2	35/6	58,6	64,5	110	64,5	110
5	4	Любучаны (аб.)	Т-1	3,2	35/6	58,6	32,9	56	32,9	56
6	7	Сандарово	Т-1	10,0	35/6	165,0	33,3	20	54,2	33
			Т-2	10,0	35/6	165,0	20,9	13	54,2	33

Данные таблицы показали, что в электрических сетях Чеховского м.р. в аварийных ситуациях загрузка трансформаторов превышает 105% на ПС 110 кВ Венюково (загрузка Т-1 - 110%), ПС 110 кВ Гришенки (загрузка Т-1 - 146%), ПС 110 кВ Лопасня (загрузка Т-1 - 132%, Т-2 - 167%), ПС 35 кВ Вентилятор (аб.) (152%), ПС 35 кВ Елисеево (загрузка Т-1 - 122%, Т-2 - 109%), ПС 35 кВ Ерино (126%) и ПС 35 кВ Ефремово (загрузка Т-2 - 110%).

В таблицах представлена характеристика ЛЭП 35-110-220 кВ, проходящих по территории Южных электрических сетей филиала ОАО "МОЭСК".

Характеристика ВЛ 35-110-220-500 кВ, проходящих по территории Южных электрических сетей Московской энергосистемы

Наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Допустимый ток по проводу Iдоп, А		Допустимый ток ЛЭП Iдоп*(1), А		Протяженность линии, км	Год постройки/реконструкции	Срок службы	Территория прохождения ЛЭП
		t=-5С	t=+25С	t=-5С	t=+25С
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ВЛ 500 кВ (МЭС Центра)
ВЛ 500 кВ Новокаширская - Пахра	3хАС-480	3580	2775	2000	2000	129	1960	53	Каширский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 500 кВ Михайлов - Чагино с отпайкой	3хАС-480	3580	2775	2000	2000	190	1959	54	г. Москва, Ленинский м.р., Раменский м.р., Ступинский м.р., Каширский м.р., Серебряно-Прудский м.р., Рязанская обл.
ВЛ 500 кВ Михайлов -Новокаширская	3хАС-480	3580	2775	2000	2000	86,3	н/д	н/д	Каширский м.р., Серебряно-Прудский м.р., Рязанская обл.
ВЛ 500 кВ Пахра - Чагино	3хАС- 480 3хАС-500	3580 3686	2775 2835	2000	2000	36,73	1963/1982	50	г. Москва, Ленинский м.р., г.о. Домодедово
ВЛ 500 кВ Пахра - ТЭЦ-26	3хАС-480 3хАС-500	3580 3686	2775 2835	2000	2000	16,55	1961/1977	52	г. Москва, Подольский м.р., г.о. Домодедово
ВЛ 220 кВ (МЭС Центра)
ВЛ 220 кВ Кашира-Голутвин	АСО-400	1064	825	1000	825	54,5	1977	34	Каширский м.р., Ступинский м.р., Коломенский м.р.
ВЛ 220 кВ Кашира-Федино	АСО-400	1064	825	1000	825	72,18	1976	37	Каширский м.р., Ступинский м.р., Коломенский м.р., Воскресенский м.р.
ВЛ 220 кВ Шатура-Нежино 1	АСО-400	1064	825	100	825	68,83	1971	42	Раменский м.р., Орехово-Зуевский м.р., Шатурский м.р.
ВЛ 220 кВ Шатура-Нежино 2	АСО-400	1064	825	1000	825	68,83	1971	42	Раменский м.р., Орехово-Зуевский м.р., Шатурский м.р.
ВЛ 220 кВ Нежино-Федино	АС-300	916	710	600	600	38,7	1959	54	Раменский м.р., Орехово-Зуевский м.р., Воскресенский м.р.
ВЛ 220 кВ Гулево-Бугры 1	АС-400	1064	825	600	600	41,42	1952	61	Подольский м.р., г.о. Подольск, г.о. Климовск, Чеховский м.р.
ВЛ 220 кВ Гулево-Бугры 2	АС-400	1064	825	600	600	41,2	1951	52	Подольский м.р., г.о. Подольск, г.о. Климовск, Чеховский м.р.
Участок ВЛ 220 кВ Тула-Бугры	АСУ-400	1064	825	1000	825	71,01	1952	61	Чеховский м.р., Тульская обл.
ВЛ 220 кВ Кашира-Образцово	АС-400	1064	825	1000	825	29,15	1936/2006	77	Каширский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 220 кВ Образцово-Лесная	АС-400	1064	825	1000	825	101,73	1936/2006	77	Ступинский м.р., г.о. Домодедово, Подольский м.р., г. Москва
ВЛ 220 кВ Кашира-Пахра	АС-400 МП-240	1064 1225	825 950	1000	825	106,43	1938	75	Каширский м.р., Ступинский м.р., г.о. Домодедово,
ВЛ 220 кВ Пахра-Лесная	АСУ-400	1064	825	1000	825	30,89	1986	27	г.о. Домодедово, Подольский м.р., г. Москва
Участок ВЛ 220 кВ Тула-Бугры	АСУ-400	1064	825	1000	825	71,01	1952	61	Чеховский м.р., Тульская обл.
ВЛ 220 кВ Кашира-Образцово	АС-400	1064	825	1000	825	29,15	1936/2006	77	Каширский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 220 кВ Образцово-Лесная	АС-400	1064	825	1000	825	101,73	1936/2006	77	Ступинский м.р., г.о. Домодедово, Подольский м.р., г. Москва
ВЛ 220 кВ Кашира-Пахра	АС-400 МП-240	1064 1225	825 950	1000	825	106,43	1938	75	Каширский м.р., Ступинский м.р., г.о. Домодедово,
ВЛ 220 кВ Пахра-Лесная	АСУ-400	1064	825	1000	825	30,89	1986	27	г.о. Домодедово, Подольский м.р., г. Москва
ВЛ 220 кВ Кашира-Ока 1	АС-500	1235	950	1000	825	85	1974	39	Каширский м.р., Серпуховской м.р., г.о. Пущино
ВЛ 220 кВ Кашира-Ока 2	АС-500	1235	950	1000	825	85	1974	39	Каширский м.р., Серпуховской м.р., г.о. Пущино
ВЛ 220 кВ Ока-Бугры 1	АСО-400	1064	825	600	600	43,8	1949	64	Серпуховской м.р., Чеховский м.р.
ВЛ 220 кВ Ока-Бугры 2	АС-400	1064	825	600	600	43,8	1949	64	Серпуховской м.р., Чеховский м.р.
ВЛ 220 кВ Химическая-Кашира	АСУ-400	1064	825	1000	825	33,23	1938	75	Каширский м.р., Тульская обл.
ВЛ 220 кВ Новомосковск-Кашира	АС-400	1064	825	1000	825	32,82	1936	77	Каширский м.р., Тульская обл.
Участок ВЛ 220 кВ Алексин-Ока	АСО-400	1064	825	1000	825	27,01	1949	64	Серпуховской м.р., Тульская обл.
Участок ВЛ 220 кВ Шипово-Ока	АС-400	1064	825	1000	825	27,55	1951	62	Серпуховской м.р., Тульская обл.
ВЛ 220 кВ Кедрово-Бугры	АСУ-400	1064	825	600	600	68,2	1971	42	Чеховский м.р., г. Москва, Наро-Фоминский м.р.
ВЛ 220 кВ (ОАО "МОЭСК")
ВЛ 220 кВ Борисовская (Пахра - Борисово)	АСУ-400	1064	825	1000	825	19,8	1937, 1978	35	г.о. Домодедово, Ленинский м.р., г. Москва
	АСО-400	1064	825
ВЛ 220 кВ Чагинская (Чагино -Пахра)	АСО-400	1064	825	1000	825	19	1936, 1976	37	г.о. Домодедово, Ленинский м.р., г. Москва
ВЛ 220 кВ ТЭЦ -22 - Чагино N 7 с отп. на блок 8	АС-600	1354	1050	1000	825	1,8	1965, 1998	15	г.о. Котельники, г.о. Дзержинский, г. Москва
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Чагино N 9	АСУ-400	1064	825	1000	825	1,8	1965, 1998	15	г.о. Котельники, г.о. Дзержинский, г. Москва
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Чагино N 10	АС-400	1064	825	1000	825	1,3	1973, 1998	15	г.о. Котельники, г.о. Дзержинский, г. Москва
ВЛ 220 кВ ЦАГИ - Руднево	АСО-400	1064	825	1000	825	12,5	1955, 1985	28	Раменский м.р., г.о. Жуковский, г. Москва, г.о. Железнодорожный
ВЛ 220 кВ ЦАГИ - Ногинск	АС-400	1064	825	600	600	12,5	1959, 1985	28	Раменский м.р., г.о. Жуковский, г. Москва, г.о. Железнодорожный, Ногинский м.р.
ВЛ 220 кВ Цагинская - 1 (ЦАГИ - Нежино)	АСО-400	1064	825	600	600	14,7	1969	44	Раменский м.р., г.о. Жуковский, ВЭС
ВЛ 220 кВ Цагинская - 2 (ЦАГИ - Нежино)	АСО-400	1064	825	600	600	14,7	1969	44	Раменский м.р., г.о. Жуковский, ВЭС
ВЛ 220 кВ Бугры -ГТЭС Коломенское	АСУ-400	1064	825	1000	825	59,7	1949	64	Подольский м.р., Чеховский м.р., г.о. Подольск., Климовский г.о., г. Москва
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Гулево 1	АСУ-400	1064	825	1000	825	22,3	1950	63	Подольский м.р., г.о. Подольск., г. Москва
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Гулево 2	АСУ-400	1064	825	1000	825	20,4	1950	63	Подольский м.р., г.о. Подольск., г. Москва
ВЛ 110 кВ (ОАО "МОЭСК")
ВЛ 110 кВ Гулево - Бор 1	АС-150	580	450	580	450	14,3	1951	62	г.о. Домодедово, Подольский м.р., г.о. Подольск
ВЛ 110 кВ Гулево - Бор 2	АС-150	580	450	580	450	14,3	1951	62	г.о. Домодедово, Подольский м.р., г.о. Подольск
ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск 1	АС-150	580	450	580	450	12,1	1964	49	г.о. Домодедово, Подольский м.р., г.о. Подольск
ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск 2 с отп.	АС-150	580	450	580	450	12,1	1964	49	г.о. Домодедово, Подольский м.р., г.о. Подольск
ВЛ 110 кВ Пахра - Сырово	АС-150	580	450	580	450	13,5	1964	49	г.о. Домодедово, г. Москва
ВЛ 110 кВ Нащекино - Барыбино 1	АС-150	580	450	503	390	18,81	1988	25	г.о. Домодедово, Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Нащекино - Барыбино 2	АС-150	580	450	503	390	18,81	1988	25	г.о. Домодедово, Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Пахра - Апаренки с отп. на ПС Ям и на ПС Коксогаз	АС-150	580	450	580	450	17,5	1921, 1996	17	г.о. Домодедово, Ленинский м.р.
	АС-240	780	605
ВЛ 110 кВ Видное - Пахра	АС-150	580	450	580	450	11,9	1927, 1986	27	г.о. Домодедово, Ленинский м.р.
ВЛ 110 кВ Расторгуево - Пахра	АС-150	580	450	580	450	14,4	1927, 1986	27	г.о. Домодедово, Ленинский м.р.
ВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отп. на ПС Молоково и на ПС Кварц	АС-150	580	450	580	450	35	1956, 1973	40	г.о. Домодедово, Раменский м.р., Ленинский м.р., г.о. Лыткарино
ВЛ 110 кВ Яковлево - Тураево с отп. отпайка на ПС Молоково и на ПС Кварц	АС-150	580	450	580	450	19,7	1956	57	г.о. Домодедово, Ленинский м.р., г.о. Лыткарино
ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп. на ПС Коксогаз и на ПС Ям	АС-150	580	450	580	450	20	1934, 1995	18	г.о. Домодедово, Ленинский м.р., г. Москва
ВЛ 110 кВ Пахра - Яковлево	АС-150	580	450	580	450	20,2	1956	57	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Барыбино - Пахра с отп. на ПС Санаторная	АС-150	580	450	580	450	35,37	1922, 1984, 1992	21	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Сидорово - Взлетная с отп. на ПС Транспортная	АС-150	580	450	580	450	41,9	1934	79	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Тишково - Пахра с отп. на ПС Транспортная	АС-150	580	450	580	450	63,4	1934, 1991, 1995	18	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Хомутово - Н. Домодедово	АС-150	580	450	400	400	5,25	1987	26	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Взлетная - Хомутово	АС-150	580	450	580	450	4,5	1983	30	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Н. Домодедово - Санаторная	АС-150	580	450	200	200	14	-	-	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Н. Домодедово - Рощинская	АС-150	580	450	580	450	15,8	1964	49	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Пахра - Н. Домодедово 1	АС-240	780	605	600	510	1,3	1964	49	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Пахра - Н. Домодедово 2	АС-240	780	605	600	510	1,3	1964	49	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Ляхово - Н. Домодедово	АС-150	580	450	544	422	36,9	1930	83	г.о. Домодедово
	М95	544	422
ВЛ 110 кВ Жилево - Ляхово	АС-150	580	450	400	400	44,6	1981, 1984	29	г.о. Домодедово
	М-95	544	422
ВЛ 110 кВ Бор - Лужники с отп. на ПС Прудная и на ПС Ситня	АС-150	580	450	580	450	56,94	1951	62	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Бор - Добрыниха с отп. на ПС Повадино и на ПС Прудная	АС-150	580	450	580	450	32,4	1968	45	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Барыбино - Сидорово	АС-120	503	390	503	390	25,68	1922, 1990	23	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Лужники - Добрыниха с отп. на ПС Повадино и на ПС Ситня	АС-150	580	450	580	450	54,71	1955	58	г.о. Домодедово
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Малино	АС-150	580	450	580	450	44,3	1950, 2001	12	Каширский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Ожерелье 1 с отп. на ПС Сорокино	АС-150	580	450	580	450	10,6	1953, 1990	23	Каширский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Ожерелье 2 с отп. на ПС Сорокино	АС-150	580	450	580	450	10,6	1953, 1990	23	Каширский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ Ожерелье - Пятницкая	М-70	435	337	435	337	11,55	1929	84	Каширский м.р.
	АС-120	503	390
ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск	М-70	435	337	435	337	20,82	1929	84	Каширский м.р., Тульская область
	АС-120	503	390
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Мордвес	АС-150	580	450	580	450	36	1932, 1990	23	Каширский м.р.
ВЛ 110 кВ Ожерелье - Пурлово с отп. на ПС Топканово и на ПС Глубокое	АС-120	503	390	503	390	61,75	1975, 1986	27	Каширский м.р., Серебряно-Прудский м.р.
	АС-150	580	450
ВЛ 110 кВ Ожерелье - Богатищево с отп. на ПС Топканово	АС-120	503	390	503	390	20,13	1975, 1986	27	Каширский м.р.
	АС-150	580	450
ВЛ 110 кВ Богатищево - Пурлово с отп. на ПС Глубокое	АС-120	503	390	503	390	42,8	1975, 1986	27	Каширский м.р., Серебряно-Прудский м.р.
	АС-150	580	450
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Жилево	АС-150	580	450	580	450	26,54	1934, 2001, 2003	10	Каширский м.р., Ступинский м.р.
110 кВ Каширская ГРЭС - Сидорово с отп. на ПС Марс	АС-150	580	450	580	450	42,28	1934, 1996, 2001, 2003	10	Каширский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Стрелецкая 1	АС-150	580	450	580	450	5,6	1976	37	Каширский м.р.
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Стрелецкая 2	АС-150	580	450	580	450	5,6	1976	37	Каширский м.р.
ВЛ 110 кВ Стрелецкая - Пущино	АС-150	580	450	580	450	44,4	1928	85	Каширский м.р., г.о. Пущино
ВЛ 110 кВ Кашира - Алеево	АС-240	780	605	544	422	18,6	1939, 2001	12	Каширский м.р., Ступинский м.р.
	М-95	544	422
ВЛ 110 кВ Кашира - Клишино	АС-240	780	605	580	450	14,26	1993	20	Каширский м.р., Озерский м.р.
ВЛ 110 кВ Кашира - Озеры	АС-240	780	605	600	600	14,26	1995	18	Каширский м.р., Озерский м.р.
ВЛ 110 кВ Апаренки - Гоголево с отп.	АС-150	580	450	580	450	3	1981, 1998	15	Ленинский м.р., г. Москва
ВЛ 110 кВ Видное - Расторгуево	АС-150	580	450	580	450	9,9	1927, 1986	27	Ленинский м.р.
ВЛ 110 кВ Красково -Болятино	АС-240	580	450	580	450	8,51	1977,2011	2	Люберецкий м.р.
ВЛ 110 кВ Красково - Лыткарино с отп. на ПС Дзержинская	АС-240	580	450	580	450	20,11	1963,2011	2	Люберецкий м.р., г.о. Лыткарино, г.о. Дзержинский
ВЛ 110 кВ Красково - Мячково с отп. на ПС Дзержинская	АС-240	580	450	580	450	18,4	1963,2011	2	Люберецкий м.р., г.о. Дзержинский, г.о. Лыткарино
ВЛ 110 кВ Лыткарино - Болятино 1	АС-150	580	450	580	450	5,43	1982	31	Люберецкий м.р., г.о. Лыткарино
ВЛ 110 кВ Лыткарино - Болятино 2	АС-150	580	450	580	450	5,43	1982	31	Люберецкий м.р., г.о. Лыткарино
ВЛ 110 кВ Малаховка - Болятино 1	АС-150	580	450	580	450	10,9	1995	18	Люберецкий м.р.
ВЛ 110 кВ Малаховка - Болятино 2	АС-150	580	450	580	450	10,9	1995	18	Люберецкий м.р.
ВЛ 110 кВ Малаховка - Минеральная с отп. на ПС Овражки	АС-150	580	450	580	450	3,5	1989	24	Люберецкий м.р., г.о. Железнодорожный
ВЛ 110 кВ Некрасовка - Красково 1 с отп. на ПС Томилино и на ПС Чистая	АС-150	580	450	580	450	9,1	1963	50	Люберецкий м.р., г. Москва
ВЛ 110 кВ Некрасовка - Красково 2 с отп. на ПС Томилино и на ПС Чистая	АС-150	580	450	580	450	9,1	1963	50	Люберецкий м.р., г. Москва
ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково I	АС-150	580	450	580	450	6,78	1963,2011	50	Люберецкий м.р., г. Москва, г.о. Дзержинский, г.о. Котельники
	АС-185	657	510
	АС-240	780	605
ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково II	АС-150	580	450	580	450	6,78	1963,2011	50	Люберецкий м.р., г. Москва, г.о. Дзержинский, г.о. Котельники
	АС-185	657	510
	АС-240	780	605
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Красково III-IV с отп.	АС-240	780	605	600	600	7,45	1962,2011	51	Люберецкий м.р., г.о. Дзержинский, г.о. Котельники
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Красково V-VI с отп	АС-240	780	605	600	600	7,45	1962,2011	51	Люберецкий м.р., г.о. Дзержинский, г.о. Котельники
ВЛ 110 кВ Чагино - Юбилейная	АС-240	780	605	600	600	5,1	1977, 2004	9	Люберецкий м.р., г. Москва, г.о. Котельники
ВЛ 110 кВ Чагино - Болятино с отп. на ПС Котельники	АС-240	780	605	780	605	16,6	1952, 1977,2011	2	Люберецкий м.р., г. Москва, г.о. Котельники
ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отп. на ПС Котельники	АС-240	780	605	780	605	4,9	1952, 2004	9	Люберецкий м.р., г.о. Котельники
ВЛ 110 кВ Эл. угли - Малаховка с отп. на ПС Овражки	АС-150	580	450	544	422	6,3	1925, 1989	24	Люберецкий м.р., Ногинский м.р.
	М-95	544	422
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Нефтезавод 1	АС-240	780	605	580	450	0,25	1963	50	г.о. Дзержинский, г.о. Котельники, г. Москва
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Нефтезавод 2	АС-240	780	605	580	450	0,25	1963	50	г.о. Дзержинский, г.о. Котельники, г. Москва
ВЛ 110 кВ Лыткарино - Мячково	АС-150	580	450	580	450	1,34	1963	50	г.о. Лыткарино
ВЛ 110 кВ Бронницы - Нащекино	АС-120	503	390	503	390	16,9	1986	27	Раменский м.р., г.о. Бронницы
ВЛ 110 кВ Бронницкая (Загорново - Бронницы)	АС-120	503	390	503	390	17,41	1979	34	Раменский м.р., г.о. Бронницы
ВЛ 110 кВ Загорново - Бронницы тяговая	АС-120	503	390	503	390	4,7	1984	29	Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Донино - ЦАГИ 1 с отп. на ПС Раменское	АС-150	580	450	580	450	14,84	1963	50	Раменский м.р., г.о. Жуковский
ВЛ 110 кВ Донино - ЦАГИ 2 с отп. на ПС Раменское	АС-150	580	450	580	450	14,84	1963	50	Раменский м.р.,г.о. Жуковский
ВЛ 110 кВ Мячково - Тураево 1	АС-150	580	450	580	450	2,57	1963	50	г.о. Лыткарино
ВЛ 110 кВ Мячково - Тураево 2	АС-150	580	450	580	450	2,57	1963	50	г.о. Лыткарино
ВЛ 110 кВ Нежино - Донино	АС-150	580	450	580	450	16,7	1965	48	Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Гжель - Донино	АС-150	580	450	580	450	21,5	1965	48	Раменский м.р.,
ВЛ 110 кВ Нежино - Гжель	АС-150	580	450	580	450	4,4	1965	48	Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Нежино - Бисерово I	АС-150	580	450	580	450	9,33	1979/2008	34	Раменский м.р., Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Нежино - Бисерово II	АС-150	580	450	580	450	9,33	1979/2008	34	Раменский м.р., Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Рыболово - Нащекино	АС-120	503	390	503	390	26,98	1959	54	Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Сафоновская 1 (Донино-Сафоново)	АС-150	580	450	580	450	6,52	1963	50	Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Сафоновская 2 (Донино-Сафоново)	АС-150	580	450	580	450	6,52	1963	50	Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Федино - Рыболово	АС-120	503	390	300	300	6,55	1959	54	Раменский м.р., Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Бронницы тяг. - Гжель	АС-120	503	390	400	390	15,1	1958	55	Раменский м.р.
ВЛ 110 кВ Бронницы - Виноградово с отп. на ПС Фаустово	АС-120	503	390	503	390	15,0	1961/2005	52	Раменский м.р., Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Бронницы - Старт с отп. на ПС Фаустово	АС-120	503	390	503	390	14,02	1961/2005	52	Раменский м.р., Воскресенский м.р.
ВЛ 110 кВ Жуковская 1 (ЦАГИ - Жуковская)	АСО 300	890	690	600	600	2,4	1975	38	г.о. Жуковский
ВЛ 110 кВ Жуковская 2 (ЦАГИ - Жуковская)	АСО 300	890	690	600	600	2,4	1975	38	г.о. Жуковский
ВЛ 110 кВ ЦАГИ - ЦРП 1	АС-150	580	450	580	450	2,48	1937	76	г.о. Жуковский
ВЛ 110 кВ ЦАГИ - ЦРП 2	АС-150	580	450	580	450	2,48	1937	76	г.о. Жуковский
ВЛ 110 кВ Гулево - Северово 1 с отп.	АС-150	580	450	580	450	12,2	1964	49	Подольский м.р., г.о. Подольск., г.о. Климовск
ВЛ 110 кВ Гулево - Северово 2 с отп.	АС-150	580	450	580	450	12,2	1964	49	Подольский м.р., г.о. Подольск., г.о. Климовск
ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя	АС-150	580	450	580	450	5,8	1965	48	Подольский м.р., г.о. Подольск., г.о. Климовск
ВЛ 110 кВ Весенняя - Лаговская 1	АС-150	580	450	580	450	7,7	1957	56	Подольский м.р., г.о. Климовск
ВЛ 110 кВ Весенняя - Лаговская 2	АС-150	580	450	580	450	10,7	1957	56	Подольский м.р., г.о. Климовск
ВЛ 110 кВ Лаговская - Столбовая с отп. на ПС Никоново	АС-150	580	450	580	450	14	1931	82	Подольский м.р., Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск 1 с отп.	АС-150	580	450	580	450	1,3	1978	35	г.о. Подольск
ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск 2 с отп.	АС-150	580	450	580	450	1,3	1978	35	г.о. Подольск
ВЛ 110 кВ Сырово - Красногорка 1 с отп.	АС-150	580	450	580	450	12,1	1976	37	г.о. Подольск, г. Москва
ВЛ 110 кВ Сырово - Красногорка 2	АС-150	580	450	580	450	12,1	1976	37	г.о. Подольск, г. Москва
ВЛ 110 кВ Красногорка - Гавриково 1 с отп. на ПС Щербинка	АС-150	580	450	580	450	9,63	1977	36	г.о. Подольск, г. Москва
ВЛ 110 кВ Красногорка - Гавриково 2 с отп. на ПС Щербинка	АС-150	580	450	580	450	9,63	1977	36	г.о. Подольск, г. Москва
ВЛ 110 кВ Михайлов - Пурлово 1 с отп. отпайка на ПС Якимовская	АС-150	580	450	580	450	30,8	1985	28	Серебряно-Прудский м.р., Рязанская область
ВЛ 110 кВ Михайлов - Пурлово 2	АС-150	580	450	580	450	30,8	1985	28	Серебряно-Прудский м.р., Рязанская область
ВЛ 110 кВ Пурлово - Узуново	АС-150	580	450	580	450	25,5	1987	26	Серебряно-Прудский м.р.
ВЛ 110 кВ Осетр - Пурлово с отп. отпайка на ПС Степная	АС-150	580	450	580	450	24,09	1988	25	Серебряно-Прудский м.р., Зарайский м.р.
ВЛ 110 кВ Дятлово - Узуново	АС-150	580	450	580	450	4,13	1987	26	Серебряно-Прудский м.р., Зарайский м.р.
ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отп. на ПС Пролетарий	АС-150	580	450	580	450	35,5	1927	86	Серпуховской м.р., Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Серпухов - Заповедник с отп. на ПС Компрессорная	АС-150	580	450	544	422	9,51	1927	86	Серпуховской м.р., г.о. Серпухов
ВЛ 110 кВ Ока - Калугино 1	АС-150	580	450	580	450	11,1	1982	31	Серпуховской м.р.
ВЛ 110 кВ Ока - Калугино 2	АС-150	580	450	580	450	11,1	1982	31	Серпуховской м.р.
ВЛ 110 кВ Ока - Компрессорная с отп. на ПС Дворики и на ПС Лазарево	АС-150	580	450	580	450	15,76	1963	50	Серпуховской м.р.
ВЛ 110 кВ Ока - Лазарево с отп. на ПС Дворики	АС-150	580	450	580	450	15,78	1978	35	Серпуховской м.р.
ВЛ 110 кВ Ока - Калиново	АС-150	580	450	300	300	9,8	1940	73	Серпуховской м.р.
ВЛ 110 кВ Ока - Протвино	АС-150	580	450	580	450	15,2	1964	49	Серпуховской м.р., г.о. Протвино
ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов 1	АС-150	580	450	544	422	12,8	1940	73	Серпуховской м.р., г.о. Серпухов
ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов 2	АС-150	580	450	544	422	14,5	1930	83	Серпуховской м.р., г.о. Серпухов
ВЛ 110 кВ Заповедник -Пущино	АС-150	580	450	580	450	13,8	1927	86	Серпуховской м.р., г.о. Пущино
ВЛ 110 кВ Пущино - Таруса 1	АС-150	580	450	400	400	17	1957	46	Серпуховской м.р., г.о. Пущино, Калужская область
ВЛ 110 кВ Пущино - Таруса 2	АС-150	580	450	400	400	17	1957	46	Серпуховской м.р., г.о. Пущино, Калужская область
ВЛ 110 кВ Сидорово - Малино	АС-150	580	450	580	450	26,86	1997	16	Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ Яганово - Малино	АС-240	780	605	580	450	8,08	1974	29	Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ Туменская - Яганово	АС-150	580	450	580	450	22,0	1951/2006	62	Ступинский м.р., Коломенский м.р.
ВЛ 110 кВ ТЭЦ - 17 - Тишково с отп. на ПС Марс	АС-150	580	450	580	450	7,58	1934, 1991	22	Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Лужники 1	АС-150	580	450	580	450	1,82	1951	62	Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Лужники 2	АС-150	580	450	580	450	1,82	1951	63	Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ Лужники - Головлинка 1	АС-150	580	450	580	450	8,39	1976	37	Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ Лужники - Головлинка 2	АС-150	580	450	580	450	8,39	1976	37	Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ ТЭЦ -17 - Крутыши	М-95	544	422	544	422	3,71	1950	63	Ступинский м.р.
	АС-150	580	450
ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка	М-95	544	422	544	422	20,2	1955	58	Ступинский м.р., Коломенский м.р.
	АС-150	580	450
ВЛ 110 кВ Сидорово - ТЭЦ-17	АС-150	580	450	500	450	29,14	1922, 1990, 1991	22	Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Алеево	М-95	544	422	544	422	3,18	1950	63	Ступинский м.р.
ВЛ 110 кВ Ваулово - Вороново с отп. на ПС Кресты	АС-150	580	450	580	450	31,1	1963	50	Чеховский м.р., г. Москва
ВЛ 110 кВ Ваулово - Лебедево с отп. на ПС Кресты, и на ПС Былово	АС-150	580	450	580	450	59,2	1964	49	Чеховский м.р., г. Москва
ВЛ 110 кВ Бугры - Ваулово 1	АС-150	580	450	500	450	10,5	1988	25	Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Бугры - Ваулово 2	АС-150	580	450	500	450	4,7	1988	25	Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Бугры - Полиграф	АС-150	580	450	580	450	14,9	1971	42	Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Бугры - Столбовая	АС-150	580	450	503	390	24	1971	42	Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня - 1 с отп. на ПС Венюково	АС-150	580	450	500	450	15,22	1967	46	Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня - 2 с отп. на ПС Венюково	АС-150	580	450	580	450	15,42	1967	46	Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Гришенки - Лопасня	АС-150	580	450	580	450	8	1930	83	Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Полиграф - Добрыниха	АС-150	580	450	580	450	15,2	1971	42	Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Добрыниха - Столбовая	АС-150	580	450	485	375	17,9	1988	25	Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Лопасня - Талеж 1	АС-150	580	450	580	450	13,6	1989	24	Чеховский м.р.
ВЛ 110 кВ Лопасня - Талеж 2	АС-150	580	450	580	450	13,6	1989	24	Чеховский м.р.
ВЛ 35 кВ (ОАО "МОЭСК")
ВЛ 35 кВ Елизарово-Н. Домодедово с отп.	АС-50	271	210	271	210	7,1	1953	60	г.о. Домодедово
ВЛ 35 кВ Елизарово-Асаново	АС-50	271	210	150	150	13,1	1959	54	г.о. Домодедово, Раменский м.р.
ВЛ 35 кВ Епифановка-Ершовка	АС-50	271	210	150	150	9,04	1952	61	г.о. Домодедево, Подольский м.р.
ВЛ 35 кВ Ершовка-Елизарово	АС-50	271	210	150	150	12,82	1954	59	г.о. Домодедево
ВЛ 35 кВ Домодедовская (Домодедово - Н. Домодедово)	М-70	435	337	435	337	1,7	1958	55	г.о. Домодедево
ВЛ 35 кВ Н. Домодедово-Елизарово с отп.	АС-50	271	210	150	150	16,1	1958	55	г.о. Домодедево
ВЛ 35 кВ Кашира-город I с отп.	АС-120	503	390	300	300	7,2	1950/1968, 1976	37	Каширский м.р.
	АС-150	580	450
ВЛ 35 кВ Кашира-город II с отп.	АС-120	503	390	400	400	7,2	1950/1968, 1976	38	Каширский м.р.
	АС-150	580	450
ВЛ 35 кВ Алешино-Асаново	АС-50	271	210	150	150	14,7	1951	62	Раменский м.р.
ВЛ 35 кВ Кварц-Алешино	АС-50	271	210	200	200	11,4	1951	62	Раменский м.р.
	АС-70	342	265
ВЛ 35 кВ Кварц-Наливная 1	АС-95	426	330	200	200	7,4	1971/ 1989	24	Раменский м.р.
ВЛ 35 кВ Кварц-Наливная 2	АС-95	426	330	200	200	7,4	1971/ 1989	24	Раменский м.р.
ВЛ 35 кВ Речицы I (Гжель - Речицы 1)	АС-70	342	265	300	265	3,7	1961	52	Раменский м.р.
	АС-95	426	330
ВЛ 35 кВ Речицы II (Гжель - Речицы 2)	АС-70	342	265	300	265	3,7	1961	52	Раменский м.р.
	АС-95	426	330
ВЛ 35 кВ Гжель- Андреево	АС-50	271	210	200	200	10	1958	55	Раменский м.р.
ВЛ 35 кВ Кварц - Юсупово	АС-95	426	330	200	200	8,33	1998	15	Раменский м.р.
	АС-150	580	460
ВЛ 35 кВ Лаговская-Ежовка	АС-70	342	265	200	200	7,6	-	-	Подольский м.р.
ВЛ 35 кВ Лаговская-Елисеево	АС-95	426	330	200	200	13,4	1960	53	Подольский м.р., Чеховский м.р.
ВЛ 35 кВ Лаговская -Епифановка	АС-70	342	265	150	150	6	1963	50	Подольский м.р.
В-35 кВ Лаговская - Сандарово	АС-95	426	330	300	300	-	-	-	Подольский м.р., Чеховский м.р.
ВЛ 35 кВ Климовская-Есино	АС-50	271	210	150	150	10	1952	61	г.о. Климовск, г. Москва
ВЛ 35 кВ Климовская-Молчаново I	АС-95	426	330	300	300	14,4	1960	53	г.о. Климовск, г. Москва
ВЛ 35 кВ Климовская-Молчаново II	АС-95	426	330	300	300	14,4	1960	53	г.о. Климовск, г. Москва
ВЛ 35 кВ Виленки-Сер. Пруды с отп.	АС-95	426	330	400	330	30,29	1970, 1980, 1985	28	Серебряно-Прудский м.р.
	АС-120	503	390
	АС-150	580	450
ВЛ 35 кВ Евдокимово-Ёлкино	АС-70	342	265	150	150	18,6	1952	61	Серебряно-Прудский м.р., Ступинский м.р.
ВЛ 35 кВ Пурлово-Сер. Пруды	АС-95	426	330	400	330	5,6	1964, 1985	28	Серебряно-Прудский м.р.
	АС-150	580	450
ВЛ 35 кВ Ермилово-Егоровка	АС-70	342	265	150	150	19,2	1952	61	Серпуховской м.р.
ВЛ 35 кВ Есино-Ежовка	АС-50	271	210	150	150	6,4	1952	61	Серпуховской м.р., г. Москва
ВЛ 35 кВ Серпухов-Евдокимово	АС-70	342	265	150	150	13	1952	61	Серпуховской м.р., г.о. Серпухов
ВЛ 35 кВ Серпухов-Егоровка	АС-95	426	330	150	150	23,7	1952	61	Серпуховской м.р., г.о. Серпухов
ВЛ 35 кВ Серпухов-Река	АС-95	426	330	200	200	4,6	1952	61	Серпуховской м.р., г.о. Серпухов
ВЛ 35 кВ Егудино-Малино	АС-150	580	450	150	150	22,67	1997	16	Ступинский м.р.
ВЛ 35 кВ Ёлкино-Егудино	АС-70	342	265	150	150	12,3	1952	61	Ступинский м.р.
ВЛ 35 кВ Жерехово-Жадино	АС-70	342	265	150	150	12,89	1952	61	Ступинский м.р.
ВЛ 35 кВ Малино-Жерехово	АС-150	580	450	150	150	1,83	1997	16	Ступинский м.р.
ВЛ 35 кВ Малино-Мартыново I	АС-70	342	265	200	200	23,06	1980, 1997	16	Ступинский м.р.
	АС-150	580	450
ВЛ 35 кВ Малино-Мартыново II	АС-70	342	265	200	200	23,09	1980, 1997	16	Ступинский м.р.
	АС-150	580	450
ВЛ 35 кВ Поповка-Ёлкино	АС-70	342	265	200	200	5,6	1957	56	Ступинский м.р.
ВЛ 35 кВ Сетовка-Ялфимово	АС-95	426	330	426	330	14,8	1972	41	Ступинский м.р., Коломенский м.р.
ВЛ 35 кВ Яганово-Ялфимово	АС-95	426	330	426	330	13,8	1957	56	Ступинский м.р.
ВЛ 35 кВ Ерино-Елисеево	АС-95	426	330	200	200	13,4	1961	52	Чеховский м.р.
ВЛ 35 кВ Ефремово-Елохово	АС-95	426	330	200	200	6,8	1969	44	Чеховский м.р.
ВЛ 35 кВ Лопасня-Вентилятор	АС-95	426	330	200	200	6,8	1955	58	Чеховский м.р.
ВЛ 35 кВ Лопасня-Елохово	АС-95	426	330	200	200	13,7	1957	56	Чеховский м.р.
ВЛ 35 кВ Лопасня-Ерино	АС-95	426	330	200	200	7,5	1957	56	Чеховский м.р.
ВЛ 35 кВ Лопасня-Поповка	АС-70	342	265	150	150	18,9	1955	58	Чеховский м.р., Ступинский м.р.

*(1) Допустимый ток по линии указан с учетом линейного оборудования, установленного на оконечных подстанциях.

Из приведенных данных следует, что в Южных электрических сетях в эксплуатации находятся 278,44 км ВЛ 110 кВ (в одноцепном исчислении), срок службы которых составляет 70 и более лет. Среди них:

- ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отп., ВЛ Серпухов - Заповедник с отп., ВЛ Пущино - Заповедник с отп. в эксплуатации 86 лет;

- ВЛ 110 кВ Стрелецкая - Пущино - 85 года;

- ВЛ 110 кВ Ожерелье - Пятницкая и ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск - 84 года;

- ВЛ 110 кВ Гришенки - Лопасня, Ока - Серпухов 2, Ляхово - Н. Домодедово - 83 года;

- ВЛ 110 кВ Лаговская - Столбовая с отп. - 82 год;

- ВЛ 110 кВ Сидорово - Взлетная с отп. - 79 лет;

- ВЛ 110 кВ ЦАГИ - ЦРП 1, 2 - 76 лет;

- ВЛ 110 кВ Ока - Калиново и ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов 1 - 73 года.

ВЛ 220 кВ Южных эл. сетей Бугры - ГТЭС Коломенское находится в эксплуатации 63 года и ТЭЦ-26 - Гулево 1,2 - 63 года.

Характеристика КВЛ 35-110-220 кВ, проходящих по территории Южных электрических сетей Московской энергосистемы

Наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Допустимый ток по проводу Iдоп, А		Допустимый ток ЛЭП Iдоп*(1), А		Протяженность линии, км	Год постройки/реконструкции	Срок службы	Территория прохождения ЛЭП
		t=-5С	t=+25С	t=-5С	t=+25С
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
КВЛ 110 кВ
КВЛ 110 кВ Пахра - Грач	АС-150	580	450	580	450	11,4	1964	48	г.о. Домодедово, Подольский м.р., г. Москва
	2XS(FL)2Y 1*630	664	664			0
КВЛ-110 кВ Лебедево-Фетищево	АС-240	787	610	787	610	25,31	2012	1	г.о. Подольск, Подольский м.р., г. Москва
	-	н/д	н/д
КВЛ-110 кВ Фетищево - Щапово	АС-240	787	610	600	600	7,21	2012	1	г.о. Подольск, Подольский м.р., г. Москва
	-	660	660
КВЛ 35 кВ
КВЛ 35 кВ Панки 1 (Красково - Панки 1)	АС-95	426	330	180	180	2,45	1938	74	Люберецкий м.р.
	АОСК-120*3	180	180
КВЛ 35 кВ Панки 2 (Красково - Панки 2)	АС-95	426	330	180	180	2,45	1937	75	Люберецкий м.р.
	АОСК-120*3	180	180
КВЛ 35 кВ Отдых 1 (ЦАГИ - Отдых 1)	М-70	435	337	230	230	0,51	1940	72	Раменский м.р., г.о. Жуковский
	ОСБ 3*120	230	230
КВЛ 35 кВ Отдых 2 (ЦАГИ - Отдых 2)	М-70	435	337	230	230	0,51	1940	72	Раменский м.р., г.о. Жуковский
	ОСБ 3*120	230	230

Как видно из приведенных данных, наибольший срок службы у КВЛ 35 кВ Отдых 1,2 - 72 года и КВЛ 35 кВ Панки 1,2 - 74 года.

Характеристика КЛ 35-110 кВ, проходящих по территории Южных электрических сетей Московской энергосистемы

Наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Допустимый ток по проводу Iдоп, А		Допустимый ток ЛЭП Iдоп*(2), А		Протяженность линии, км	Год постройки/реконструкции	Срок службы	Территория прохождения ЛЭП
		t=-5С	t=+25С	t=-5С	t=+25С
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
КЛ 35 кВ
КЛ 35 кВ Бугры-Барсуки 1	ОСБ-3х120/270	210	210	210	210	26,9	н/д	н/д	Чеховский м.р., Калужская обл.
КЛ 35 кВ Бугры-Барсуки 2	ОСБ-3х120/270	210	210	210	210	26,9	н/д	н/д	Чеховский м.р., Калужская обл.
КЛ 35 кВ Бугры-Лосево 1	ОСБ-3х120/270	210	210	210	210	26	н/д	н/д	Чеховский м.р., Калужская обл.
КЛ 35 кВ Бугры-Лосево 2	ОСБ-3х120/270	210	210	210	210	25,9	н/д	н/д	Чеховский м.р., Калужская обл.
КЛ 35 кВ Кварц-Стрела 1	н/д	260	260	260	260	н/д	н/д	н/д	Раменский м.р.
КЛ 35 кВ Кварц-Стрела 2	н/д	260	260	260	260	н/д	н/д	н/д	Раменский м.р.

Данные таблиц показали, что протяженность ВЛ, находящихся на балансе МЭС Центра:

- 500 кВ: 200,5 км;

- 220 кВ: 1171,3 км.

Протяженность ВЛ, находящихся на балансе ОАО "МОЭСК":

- 220 кВ: 200,5 км;

-110 кВ: 2334,9 км;

- 35 кВ: 525,2 км.

Протяженность КЛ, находящихся на балансе ОАО "МОЭСК":

- 35 кВ: 111,6 км.

По замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2012 г. были выявлены ЛЭП с максимальной загрузкой. Данные по этим ЛЭП приведены в таблице.

Список ЛЭП напряжением 35-110-220 кВ Южных электрических сетей с максимальной загрузкой

Наименование ЛЭП	Марка провода/кабеля	Допустимый ток линии*(3) при t=-5С, А	Фактическая мах загрузка в зимний максимум за 21.12.2012 г.		Территория прохождения ЛЭП
			А	% от Iдоп. при t=-5С
1	2	3	4	5	6
ВЛ-220 кВ ТЭЦ-26-Гулево 1	АСУ-400	1000	553	55	Подольский м.р., г.о. Подольск., г. Москва
ВЛ-220 кВ ТЭЦ-26-Гулево 2	АСУ-400	1000	690	69	Подольский м.р., г.о. Подольск., г. Москва
ВЛ 220 кВ ТЭЦ -22 - Чагино N 7 с отп. на блок 8	АС-600	1000	564	56	г.о. Котельники, г.о. Дзержинский, г. Москва
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Чагино N 9	АСУ-400	1000	450	45	г.о. Котельники, г.о. Дзержинский, г. Москва
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Чагино N 10	АС-400	1000	650	65	г.о. Котельники, г.о. Дзержинский, г. Москва
ВЛ-110 кВ Пахра-Н. Домодедово 1	АС-240	600	202	34	г.о. Домодедово
ВЛ-110 кВ Пахра-Н. Домодедово 2	АС-240	600	370	62	г.о. Домодедово
ВЛ-110 кВ Некрасовка-Красково 1 с отп.	АС-150	580	417	72	Люберецкий м.р., г. Москва
ВЛ-110 кВ Некрасовка-Красково 2 с отп.	АС-150	580	337	58	Люберецкий м.р., г. Москва
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Красково III-IV с отп.	АС-240	600	634	106	Люберецкий м.р., г. Москва, г.о. Дзержинский, г.о. Котельники
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Красково V-VI с отп.	АС-240	600	531	89	Люберецкий м.р., г. Москва, г.о. Дзержинский, г.о. Котельники
ВЛ 110 кВ Гулево - Бор 1	АС-150	580	367	63	г.о. Домодедово, Подольский м.р., г.о. Подольск
ВЛ 110 кВ Гулево - Бор 2	АС-150	580	310	53	г.о. Домодедово, Подольский м.р., г.о. Подольск
ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск 1	АС-150	580	321	55	г.о. Домодедово, Подольский м.р., г.о. Подольск
ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск 2	АС-150	580	313	54	г.о. Домодедово, Подольский м.р., г.о. Подольск
ВЛ 110 кВ ЦАГИ - ЦРП 1	АС-150	580	87	15	г.о. Жуковский
ВЛ 110 кВ ЦАГИ - ЦРП 2	АС-150	580	438	76	г.о. Жуковский
ВЛ 35 кВ Кашира-город I с отп.	АС-120	300	217	72	Каширский м.р.
	АС-150
ВЛ 35 кВ Кашира-город II с отп.	АС-120	400	145	36	Каширский м.р.
	АС-150
ВЛ 35 кВ Лопасня-Вентилятор	АС-95	200	258	129	Чеховский м.р.
ВЛ 35 кВ Лопасня - Елохово	АС-95	200	215	108	Чеховский м.р.
ВЛ-35 кВ Лопасня-Ерино	АС-95	200	210	105	Чеховский м.р.
КВЛ 35 кВ Отдых 1 (ЦАГИ - Отдых 1)	М-70	230	141	61	Раменский м.р., г.о. Жуковский
	ОСБ 3*120
КВЛ 35 кВ Отдых 2 (ЦАГИ - Отдых 2)	М-70	230	146	63	Раменский м.р., г.о. Жуковский
	ОСБ 3*120
	ОСБ 3*120

*(1) Допустимый ток по линии указан с учетом линейного оборудования, установленного на оконечных подстанциях.

*(2) Допустимый ток по линии указан с учетом линейного оборудования, установленного на оконечных подстанциях.

*(3) Допустимый ток по линии указан с учетом линейного оборудования, установленного на оконечных подстанциях.

Анализируя данные таблицы, можно отметить, что наиболее были загружены следующие ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Некрасовка-Красково 1 с отп. (72%);

- ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22-Красково III-IV с отп. (106%);

- ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22-Красково V-VI (89%);

- ВЛ 35 кВ Лопасня-Вентилятор (129%).

Анализируя приведенные данные, можно сделать вывод, что среди трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ 3 трансформатора (60% от общего количества) мощностью 580 МВА (54%) имеет срок службы более 25 лет, с высшим напряжением 110 кВ - 104 трансформаторов (80% от общего количества) общей мощностью 2605,6 МВА (73%), с высшим напряжением 35 кВ - 60 трансформаторов (60% от общего количества) общей мощностью 269,7 МВА (67%).

Среди трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и 35 кВ 14 (11% от общего количества) и 26 (37% от общего количества) трансформаторов суммарной мощностью 366,6 МВА (10%) и 59,6 МВА (15%) соответственно имеют срок службы более 50 лет.

В Южных электрических сетях трансформаторы перегружаются при аварийной ситуации на 45 подстанциях: из них, 1 ПС - 220 кВ, 31 ПС - 110 кВ и 13 ПС - 35 кВ.

Наибольшая аварийная загрузка трансформаторов в сети 110 кВ наблюдалась на ПС Санаторная (178%,), ПС 110 кВ Болятино (164%), ПС 110 кВ Красково (загрузка Т-1 - 163%, Т-2 - 199%, Т-3 - 133%), ПС 110 кВ Лаговская (загрузка Т-1, Т-2 - 175%), ПС 110 кВ Весенняя (156%), ПС 110 кВ Климовская (172%), ПС 110 кВ Кварц (загрузка Т-1 - 111%, загрузка Т-2 - 212%), ПС 110 кВ Серпухов (загрузка Т-1 - 172%, Т-2 - 158%, Т-3 - 142%), ПС 110 кВ Лопасня (загрузка Т-1 - 132%, Т-2 - 167%), а в сети 35 кВ на ПС 35 кВ Домодедовская (загрузка Т-1 - 124%, загрузка Т-2 - 173%), ПС 35 кВ Егоровка (163%), ПС 35 кВ Поповка (загрузка Т-1 - 153%).

Большинство трансформаторов, работающих с перегрузкой выше 150% в аварийном режиме, имеют большой срок службы. На ПС 110 кВ Красково установлены трансформаторы со сроком службы 55, 43 и 4 года, на ПС 110 кВ Лаговская - 32 года, на ПС Весенняя - 40, 39 лет, на ПС Климовская - 47 и 55 лет, на ПС Кварц - 53 года (Т-2), на ПС Серпухов - 55, 61 и 39 лет, на ПС 110 кВ Лопасня - 47 и 51 год, на ПС 35 кВ Домодедовская - 45 и 41 лет, на ПС Егоровка - 49 и 57 лет, на ПС 35 кВ Поповка - 52, 61, 49 и 41 лет.

Протяженность ВЛ, находящихся на балансе ОАО "МОЭСК":

- 220 кВ: 200,5 км;

- 110 кВ: 2334,9 км;

- 35 кВ: 525,2 км.

Протяженность КЛ, находящихся на балансе ОАО "МОЭСК":

- 35 кВ: 111,6 км.

По полученным данным были построены диаграммы, иллюстрирующие распределение общей продолжительности линий электропередач 35-110-220-500-750 кВ и установленной трансформаторной мощности по сетевым предприятиям Московской области на 2012 г. (см. рисунки 2.15.1 и 2.15.2).

Для проведения сравнительного анализа продолжительности эксплуатации трансформаторного парка подстанций напряжением 35-110-220-500-750 кВ и линий электропередач по сетевым предприятиям, расположенным на территории Московской области, включая ОАО "МОЭСК", абонентские и тяговые подстанциям, а также подстанции МЭС Центра, полученные данные сведены в следующие таблицы и представлены на диаграммах, изображенных на рис. 2.15.3 - 2.15.5.

Продолжительность эксплуатации трансформаторного парка подстанций высшим напряжением 35-750 кВ по состоянию на 2012 г. энергосистемы Московской области

N п/п	Номинальное напряжение	Всего трансформаторов		Установленная трансформаторная мощность со сроком службы более 25 лет
		Установл. Мощность, МВА	Кол-во, шт		Установл. Мощность, МВА	%	Кол-во, шт.	%
1	Восточные
	500 кВ	690	2	более 25 лет	690	100,0	2	100,0
				в т.ч. 25-29 лет	-	-	-	-
				30-39 лет	-	-	-	-
				40-49 лет	-	-	-	-
				более 50 лет	690	100,0	2	100,0
	220 кВ	3320	25	более 25 лет	2470,0	74,4	19,0	76,0
				в т.ч. 25-29 лет	500	15,1	4	16,0
				30-39 лет	975	29,4	6	24,0
				40-49 лет	420	12,7	5	20,0
				более 50 лет	575	17,3	4	16,0
	110 кВ	6381,8	258	более 25 лет	5033,6	78,9	209,0	81,0
				в т.ч. 25-29 лет	539,2	8,4	25	9,7
				30-39 лет	2063,9	32,3	83	32,2
				40-49 лет	1590	24,9	63	24,4
				более 50 лет	840,5	13,2	38	14,7
	35 кВ	499,9	123	более 25 лет	454,0	90,8	114,0	92,7
				в т.ч. 25-29 лет	6,5	1,3	2	1,6
				30-39 лет	133,7	26,7	32	26,0
				40-49 лет	126,1	25,2	32	26,0
				более 50 лет	187,7	37,5	48	39,0
2	Западные
	220 кВ	2104	22	более 25 лет	1365	65	15	68
				в т.ч. 25-29 лет	250	12	2	9
				30-39 лет	375	18	3	14
				40-49 лет	740	35	10	45
				более 50 лет	-	-	-	-
	110 кВ	2886,7	117	более 25 лет	1697,7	59	77	66
				в т.ч. 25-29 лет	273	9	13	11
				30-39 лет	606,6	21	27	23
				40-49 лет	547,6	19	23	20
				более 50 лет	270,5	9	14	12
	35 кВ	501,58	126	более 25 лет	333,38	66	87	69
				в т.ч. 25-29 лет	34,6	7	11	9
				30-39 лет	130,4	26	31	25
				40-49 лет	132,3	26	27	21
				более 50 лет	36,08	7	18	14
3	Северные
	750 кВ	2502,0	2	более 25 лет	2502,0	100	2	100
				в т.ч. 25-29 лет	1251,0	50	1	50
				30-39 лет	1251,0	50	1	50
				40-49 лет	-	-	-	-
				более 50 лет	-	-	-	-
	500 кВ	2502,0	6	более 25 лет	501,0	20	1	17
				в т.ч. 25-29 лет	-	-	-	-
				30-39 лет	501,0	20	1	17
				40-49 лет	-	-	-	-
				более 50 лет	-	-	-	-
	220 кВ	4773,0	41	более 25 лет	3307,0	69	29	71
				в т.ч. 25-29 лет	658,0	14	6	15
				30-39 лет	1614,0	34	11	27
				40-49 лет	1035,0	22	12	29
				более 50 лет	-	-	-	-
	110 кВ	4938,7	187	более 25 лет	3694,2	75	143	76
				в т.ч. 25-29 лет	505,6	10	21	11
				30-39 лет	1466,6	30	58	31
				40-49 лет	1186,0	24	41	22
				более 50 лет	536,0	11	23	12
	35 кВ	726,9	141	более 25 лет	382,0	53	93	66
				в т.ч. 25-29 лет	29,7	4	8	6
				30-39 лет	57,7	8	13	9
				40-49 лет	150,6	21	33	23
				более 50 лет	144,0	20	39	28
4	Южные
	500 кВ	500	2	более 25 лет	500	100,0	2	100,0
				в т.ч. 25-29 лет	-	-	-	-
				30-39 лет	500	100,0	2	100,0
				40-49 лет	-	-	-	-
				более 50 лет	-	-	-	-
	220 кВ	2760	23	более 25 лет	1760	63,8	15	65,2
				в т.ч. 25-29 лет	380	13,8	2	8,7
				30-39 лет	440	15,9	3	13,0
				40-49 лет	725	26,3	8	34,8
				более 50 лет	215	7,8	2	8,7
	110 кВ	5486,7	202	более 25 лет	3262,6	59,5	131	64,9
				в т.ч. 25-29 лет	720,3	13,1	29	14,4
				30-39 лет	1553,7	28,3	60	29,7
				40-49 лет	642	11,7	29	14,4
				более 50 лет	346,6	6,3	13	6,4
	35 кВ	461,44	86	более 25 лет	243,3	52,7	59	68,6
				в т.ч. 25-29 лет	-	-	-	-
				30-39 лет	62,1	13,5	12	14,0
				40-49 лет	121,6	26,4	21	24,4
				более 50 лет	59,6	12,9	26	30,2
ИТОГО по энергосистеме Московской области:
	750 кВ	2502	2	более 25 лет	2502	100	2	100
				в т.ч. 25-29 лет	1251	50	1	50
				30-39 лет	1251	50	1	50
				40-49 лет	0	0	0	0
				более 50 лет	0	0	0	0
	500 кВ	3692	10	более 25 лет	1691	46	5	50
				в т.ч. 25-29 лет	0	0	0	0
				30-39 лет	1001	27	3	30
				40-49 лет	0	0	0	0
				более 50 лет	690	19	2	20
	220 кВ	10612	92	более 25 лет	6557	62	60	65
				в т.ч. 25-29 лет	1288	12	10	11
				30-39 лет	2554	24	18	20
				40-49 лет	2500	24	30	33
				более 50 лет	215	2	2	2
	110 кВ	18149,3	703	более 25 лет	12515,5	69	516	73
				в т.ч. 25-29 лет	1870,4	10	84	12
				30-39 лет	5407	30	216	31
				40-49 лет	3546	20	142	20
				более 50 лет	1692,1	9	74	11
	35 кВ	2241,22	490	более 25 лет	1455,7	65	366	75
				в т.ч. 25-29 лет	78,8	4	23	5
				30-39 лет	391,5	17	88	18
				40-49 лет	545,9	24	116	24
				более 50 лет	439,5	20	139	28

Данные, приведенные в таблице, показали, что в Восточных электрических сетях срок службы более 25 лет имеют:

- 100% автотрансформаторов (от общей мощности) с высшим напряжением 500 кВ;

- 74% трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ;

- 79% трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ;

- 91% трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ.

В Западных электрических сетях срок службы более 25 лет имеют:

- 65% трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ;

- 59% трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ;

- 66% трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ.

В Северных электрических сетях срок службы более 25 лет имеют:

- 100% автотрансформаторов (от общей мощности) с высшим напряжением 750 кВ;

- 100% автотрансформаторов (от общей мощности) с высшим напряжением 500 кВ;

- 69% трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ;

- 75% трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ;

- 53% трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ.

В Южных электрических сетях срок службы более 25 лет имеют:

- 100% автотрансформаторов (от общей мощности) с высшим напряжением 500 кВ;

- 64% трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ;

- 60% трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ;

- 53% трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ.

Следует заметить, что трансформаторный парк 35-110 кВ на территории Восточных электрических сетей практически выработал свой ресурс - 91% и 79% соответственно установленных трансформаторов проработали более 25 лет, а также, трансформаторы 220 кВ по сравнению с остальными сетями наиболее изношены (74% от установленной трансформаторной мощности).

Продолжительность эксплуатации линий электропередач энергосистемы Московской области напряжением 35 кВ и выше по состоянию на 2012 г.

N п/п	Название сетей	Номинальное напряжение	Общая протяженность ЛЭП (км)	Протяженность ЛЭП со сроком службы более 40 лет
				км		%
1	Восточные
	ВЛ	500 кВ	492,71	Итого:	405,31	82
				в т.ч. 40-50 лет	-	-
				50-60 лет	405,31	82
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
		220 кВ	1102,27	Итого:	550,45	50
				в т.ч. 40-50 лет	256,96	23
				50-60 лет	286,29	26
				60-70 лет	3,9	0
				более 70 лет	3,3	0
		110 кВ	2965,58	Итого:	1797,88	61
				в т.ч. 40-50 лет	640,98	22
				50-60 лет	551,27	19
				60-70 лет	181,24	6
				более 70 лет	424,39	14
		35 кВ	876,47	Итого:	373,25	43
				в т.ч. 40-50 лет	74,5	9
				50-60 лет	146,65	17
				60-70 лет	97,5	11
				более 70 лет	54,6	6
	КЛ	220 кВ	-	Итого:	-	-
				в т.ч. 40-50 лет	-	-
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
		110 кВ	24,0	Итого:	0,4	2
				в т.ч. 40-50 лет	0,2	0,8
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	0,2	0,8
		35 кВ	-	Итого:	-	-
				в т.ч. 40-50 лет	-	-
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
2	Западные
	ВЛ	220 кВ	781,91	Итого:	514,5	66
				в т.ч. 40-50 лет	254,1	33
				50-60 лет	260,5	33
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
		110 кВ	1351,19	Итого:	803,2	59
				в т.ч. 40-50 лет	274,78	20
				50-60 лет	511,45	38
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	17	1
		35 кВ	1375,18	Итого:	888,3	65
				в т.ч. 40-50 лет	419,0	30
				50-60 лет	452,4	33
				60-70 лет	14,9	1
				более 70 лет	-	-
	КЛ	220 кВ	48,64	Итого:	30,9	64
				в т.ч. 40-50 лет	-	-
				50-60 лет	30,9	64
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
		110 кВ	30,44	Итого:	12,4	41
				в т.ч. 40-50 лет	12,4	41
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
		35 кВ	-	Итого:	-	-
				в т.ч. 40-50 лет	-	-
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
3	Северные
	ВЛ	750 кВ	53,05	Итого:	53,1	100,0
				в т.ч. 40-50 лет	53,1	100,0
				50-60 лет	0,0	0,0
				60-70 лет	0,0	0,0
				более 70 лет	0,0	0,0
		500 кВ	418,05	Итого:	216,4	51,8
				в т.ч. 40-50 лет	134,7	32,2
				50-60 лет	81,6	19,5
				60-70 лет	0,0	0,0
				более 70 лет	0,0	0,0
		220 кВ	646,87	Итого:	336,3	52,0
				в т.ч. 40-50 лет	290,1	44,8
				50-60 лет	0,0	0,0
				60-70 лет	26,3	4,1
				более 70 лет	19,9	3,1
		110 кВ	1874,96	Итого:	1212,68	64,7
				в т.ч. 40-50 лет	635,8	33,9
				50-60 лет	428,6	22,9
				60-70 лет	26,6	1,4
				более 70 лет	121,7	6,5
		35 кВ	1105,6	Итого:	767,8	69,4
				в т.ч. 40-50 лет	174,1	15,7
				50-60 лет	528,2	47,8
				60-70 лет	22,9	2,1
				более 70 лет	42,7	3,9
	КЛ	220 кВ	8,37	Итого:	0	0
				в т.ч. 40-50 лет	0	0
				50-60 лет	0	0
				60-70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
		110 кВ	84,14	Итого:	23,2	28
				в т.ч. 40-50 лет	23,2	28
				50-60 лет	0	0
				60-70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
		35 кВ	-	Итого:	-	-
				в т.ч. 40-50 лет	-	-
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
4	Южные
	ВЛ	500 кВ	458,58	Итого:	372,28	81
				в т.ч. 40-50 лет	36,73	8
				50-60 лет	335,55	73
				60-70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
		220 кВ	1371,78	Итого:	975,51	71
				в т.ч. 40-50 лет	235,26	17
				50-60 лет	38,7	3
				60-70 лет	398,19	29
				более 70 лет	303,36	22
		110 кВ	2334,89	Итого:	1168,73	50
				в т.ч. 40-50 лет	514,27	22
				50-60 лет	243,95	10
				60-70 лет	118,07	5
				более 70 лет	292,44	13
		35 кВ	525,22	Итого:	381,15	73
				в т.ч. 40-50 лет	27,6	5
				50-60 лет	190,12	36
				60-70 лет	155,83	30
				более 70 лет	7,6	1
	КЛ	220 кВ	-	Итого:	-	-
				в т.ч. 40-50 лет	-	-
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
		110 кВ		Итого:
				в т.ч. 40-50 лет	-	-
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
		35 кВ	105,7	Итого:	-	-
				в т.ч. 40-50 лет	-	-
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
ИТОГО по ЛЭП энергосистемы Московской области:
	ВЛ	750 кВ	53,05	Итого:	53,1	100
				в т.ч. 40-50 лет	53,1	100
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
		500 кВ	1369,34	Итого:	994,0	73
				в т.ч. 40-50 лет	171,4	13
				50-60 лет	822,5	60
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
		220 кВ	3902,83	Итого:	2376,8	61
				в т.ч. 40-50 лет	1036,4	27
				50-60 лет	585,5	15
				60-70 лет	428,4	11
				более 70 лет	326,6	8
		110 кВ	8526,62	Итого:	4982,5	58
				в т.ч. 40-50 лет	2065,8	24
				50-60 лет	1735,3	20
				60-70 лет	325,9	4
				более 70 лет	855,5	10
		35 кВ	2507,29	Итого:	2410,5	96
				в т.ч. 40-50 лет	695,2	28
				50-60 лет	1317,4	53
				60-70 лет	291,1	12
				более 70 лет	104,9	4
	КЛ	220 кВ	57,01	Итого:	30,9	54
				в т.ч. 40-50 лет	0,0	0
				50-60 лет	30,9	54
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-
		110 кВ	138,58	Итого:	36,0	26
				в т.ч. 40-50 лет	35,8	26
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	0,2	0
		35 кВ	0	Итого:	-	-
				в т.ч. 40-50 лет	-	-
				50-60 лет	-	-
				60-70 лет	-	-
				более 70 лет	-	-

Данные, приведенные в таблице, показали, что в Восточных электрических сетях срок службы более 25 лет имеют:

- 82% ВЛ 500 кВ;

- 50% ВЛ 220 кВ;

- 61% ВЛ 110 кВ;

- 43% ВЛ 35 кВ.

В Западных электрических сетях срок службы более 25 лет имеют:

- 66% ВЛ 220 кВ;

- 59% ВЛ 110 кВ;

- 65% ВЛ 35 кВ.

В Северных электрических сетях срок службы более 25 лет имеют:

- 100% ВЛ 750 кВ;

- 52% ВЛ 500 кВ;

- 52% ВЛ 220 кВ;

- 65% ВЛ 110 кВ;

- 69% ВЛ 35 кВ.

В Южных электрических сетях срок службы более 25 лет имеют:

- 81% ВЛ 500 кВ;

- 71% ВЛ 220 кВ;

- 50% ВЛ 110 кВ;

- 73% ВЛ 35 кВ.

Делая вывод, можно отметить, что по отдельным сетевым районам "возрастная" картина примерно одинаковая.

Вместе с тем, принятый расчетный срок эксплуатации ВЛ не означает необходимости демонтажа ВЛ, достигших "возраста" 50 лет, а служит для того, чтобы:

в процессе дальнейшей эксплуатации было обращено особое внимание на работу указанных ВЛ и необходимость проведения в обязательном порядке обследования их технического состояния с тем, чтобы принять решение по их дальнейшей эксплуатации;

в настоящем разделе дать оценку объемов ВЛ, которые могут быть выведены из работы в результате физического износа.

По условиям физического износа ВЛ на металлических и железобетонных опорах до настоящего времена практически не ликвидировались за исключением случаев изменения трассы или переустройства ВЛ по градостроительным и др. требованиям.

Для повышения надежности энергоснабжения потребителей Московской области, обеспечения электроэнергией вновь подключенных в период 2006 - 2012 гг. в Московском регионе введены и реконструированы следующие электросетевые объекты.

Год ввода - 2006.

1. Реконструкция ПС 750 кВ Белый Раст с установкой двух автотрансформаторов 500/100 кВ мощностью 250 МВА каждый и выполнением заходов четырех ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Икша, Трудовая и Луговая.

2. Заходы ВЛ 220 кВ Конаковская-Луч на ПС 220 кВ Радищево, 2х1 км.

3. Завод ВЛ 220 кВ Луч-Грибово на ПС 220 кВ Шмелево с образованием ВЛ 220 Луч-Шмелево и Шмелево-Грибово, 10 км.

4. ПС 110 кВ Ивановская, 2х40 МВА, подстанция включена в сеть 110 кВ по схеме одиночной секционированной системы шин с секционным выключателем с заходами двух ВЛ 110 кВ Манихино-Кубинка с отп.

5. ПС 110 кВ Шелковка (Можайский район), 2х25 МВА, подстанция включена в сеть 110 кВ по схеме "мостика" с пятью выключателями воздушным заходом линии ПС Можайск - ПС Сухарево.

6. ПС 110 кВ Панфиловская, (г. Волоколамск), 2х40 МВА, подстанция включена в сеть 110 кВ по схеме "мостика" с пятью выключателями воздушным заходом линии ПС Волоколамск - ПС Чисмена.

7. ПС 110 кВ Дворики (г. Серпухов), на отпайках от ВЛ 110 кВ ПС Ока - Лазарево.

8. Построены уникальные четырехцепные линии электропередачи 110 кВ "Солнечногорск - Поварово 1, 2".

9. Реконструкция ВЛ 110 кВ "Планерная"-"Подрезково" на АС-240.

10. Проводилась реконструкция на ПС 220 кВ Восточная с заменой автотрансформаторной группы 3х30 МВА на автотрансформатор мощностью 125 МВА и заменой оборудования в ОРУ 220 кВ.

Год ввода - 2007.

1. На ТЭЦ-27 введен в работу блок N 3 ПГУ мощностью 450 МВт.

Год ввода - 2008.

1. На ТЭЦ-27 введен в работу энергоблок N 4 ПГУ мощностью 450 МВт, построены КЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Хлебниково 1,2 и ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Уча.

2. Ввод ПС 500 кВ Западная с установкой на ней двух автотрансформаторов АТ-1,2 500/220 кВ мощностью 500 МВА каждый с заходами ВЛ 500 кВ Белый Раст - Очаково с образованием двух новых ВЛ 500 кВ Западная - Очаково и Белый Раст - Западная.

3. Введены КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Н. Братцево 1,2, КЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Хлебниково 1,2 и ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Уча для выдачи мощности новых энергоблоков на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27.

4. ПС 220/110 кВ Горенки, 3х200 МВА На подстанции построено ОРУ 220 кВ по схеме одиночной секционированной системы шин с секционным выключателем с выключателями на всех присоединениях. Подстанция включена в сеть 220 кВ заходом ВЛ Восточная - Трубино.

5. ПС 110 кВ "Жостово", 2х25 МВА с ВЛ 110 кВ "Уча - Жостово".

6. Строительство ЛЭП: вторая цепь воздушной линии (ВЛ) 220 кВ "ТЭЦ-27 - Уча" протяженностью 19,26 км; 2-х цепной КВЛ 220 кВ Западная - Герцево; КЛ 220 кВ Лыково - Красногорская; КЛ 220 кВ Лыково - Очаково; КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Новобратцево 1,2.

Год ввода - 2009.

1. Введен в работу автотрансформатор 500/220 кВ мощностью 500 МВА на ПС 500 кВ Новокаширская.

Год ввода - 2010.

1. ПС 220/10 кВ Подушкино, 3х63 МВА, присоединена к сети по схеме "заход-выход" КВЛ 220 кВ Очаково - Нововнуково 2.

2. Реконструкция со строительством второй цепи ВЛ 110 кВ Старбеево - Планерная I, II цепь, АС-240, 2х1,615 км.

3. ВЛ 110 кВ Планерная - Октябрьская, АС-240, 11,818 км.

4. Введен блок ПГУ-400 на Шатурской ГРЭС мощностью 422 МВА, установлен АТ 200/110/10 кВ мощностью 200 МВА.

5. Реконструкция с заменой опор и провода на АС-300 ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС-Бруски и ВЛ 110 кВ Бруски-Егорьевск.

6. Ввод КЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Хлебниково N 1 (2XSFL2Y-LWL 1x1200RMS/300/127/220 kV, протяженность - 12,308 км) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Хлебниково N 2 (2XSFL2Y-LWL 1x1200RMS/300/127/220 kV, протяженность - 13,504 км).

Год ввода - 2011.

Реконструкция линий электропередач 110 - 220 кВ:

1. Разрезана ВЛ 110 кВ ТЭЦ-21 - Бутаково с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ ТЭЦ-21 - Химки с отпайкой на ПС Коровино (6,028 км) и ВЛ 110 кВ Химки - Бутаково (3,713 км), отсоединена отпайка на ВЛ 110 кВ Новобратцево - Бутаково с отпайкой на ПС Химки с образованием ВЛ 110 кВ Новобратцево - Бутаково.

Реконструкция ПС 110-220 кВ:

1. Проведены работы по замене перегруженных трансформаторов на следующих подстанциях:

- на ПС 110 кВ Юбилейная замена трансформатора мощностью 40 МВА на трансформатор мощностью 63 МВА;

- на ПС 110 кВ Марьино замена трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА;

- на ПС 110 кВ Звенигород замена трансформатора мощностью 20 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА;

- на ПС 110 кВ Н. Подлипки замена трансформатора мощностью 20 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА;

- на ПС 35 кВ Инженерная замена трансформатора мощностью 1,8 МВА на трансформатор мощностью 2,5 МВА.

Год ввода - 2012.

В рамках реализации схемы выдачи мощности энергоблока N 4 Калининской АЭС введены в работу ПС 750 кВ Грибово, ПС 500 кВ Дорохово и ПС 220 кВ Слобода, а также ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Грибово, ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово, ВЛ 220 кВ Дорохово - Дровнино, ВЛ 220 кВ Дорохово - Кедрово, КВЛ 220 кВ Дорохово - Слобода N 1, 2 и КВЛ 220 кВ Западная - Слобода N 1, 2.

Для строительства транспортной инфраструктуры инновационного центра "Сколково" реализовано каблирование участков (около 10 км) КВЛ 500 кВ Западная - Очаково, KBЛ 220 кВ Очаково - Красногорская, KBЛ 220 кВ ТЭС Лыково - Очаково, КВЛ 220 кВ Очаково - Подушкино, КВЛ 220 кВ Очаково - Нововнуково и КВЛ 110 кВ Очаково - Одинцово I и II цепь с отп.

Для повышения надежности электроснабжения и обеспечения подключения новых потребителей в энергосистеме г. Москва и Московской области производится реконструкция ПС 500 кВ Чагино (сооружены КРУЭ 110 кВ и 220 кВ), введена в работу ПС 220 кВ Сигма вместе с КВЛ 220 кВ Омега - Сигма N 1, 2 и КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево N 1, 2.

Ввод ПС 110 кВ Полянка с заходами на одну цепь ВЛ 110 кВ Луч - Манихино.

Ввод ПС 110 кВ Фетищево (2х63 МВА) с заходами ВЛ 110 кВ Лебедево - Щапово.

ПС 110 кВ Звенигород - замена Т-1 мощностью 20 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА.

ПС 110 кВ Дарьино - ввод нового трансформатора Т-5 - 40 МВА.

Реконструкция ПС 110 кВ Кукарино - замена выключателей МВ на ЭВ на ВЛ 110 кВ Макарово - Кукарино, ВЛ 110 кВ Кукарино - Лидино, СЭВ.

Реконструкция ПС 110 кВ Осиновка - включение в работу Т-1 (40 МВА вместо 16 МВА) после замены.

Замена выключателей на ПС 220 кВ Кедрово, ПС 110 кВ Руза, ПС 220 кВ Темпы, ПС 110 кВ Взлетная, Шатурская ГРЭС, ПС 110 кВ Хомутово, ПС 110 кВ Клин, ПС 110 кВ Константиново, ПС 110 кВ Манихино (замена поврежденного МВ 110 кВ ВЛ Ивановская - Манихино 2), ПС 110 кВ Лидино, ПС 110 кВ Аксаково включение нового ЭВ 110 кВ Т-2.

Замена отделителей 110 кВ на ЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Экран, ПС 110 кВ Роса, ПС 110 кВ Вихрево, ПС 110 кВ Чирково, ПС 110 кВ Раменье, ПС 110 кВ Время.

На ПС 220 кВ Крона установка нового трансформатора Т-1 220/10 кВ мощностью 63 МВА.

На ПС 110 кВ Луговая включение нового Т-4 мощностью 40 МВА.

Ввод в работу КВЛ 220 кВ Слобода - Шмелево - 59,9 км.

Была проведена реконструкция следующих линий:

- ВЛ Юрьево - Темпы I, II цепь с отпайками (2х48 км);

- ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка -1,2 км (60 км);

- ВЛ 110 кВ Голицыно - Кубинка I, II цепь с отпайкой на ПС Сушкинская - 2х8,86 км (2х18,29 км);

- ВЛ 110 кВ Кубинка - Мухино - 19,10 км (19,10 км);

- ВЛ 110 кВ Кубинка - Сухарево с отпайкой на ПС Тучково - 34,4 км (34,4 км);

- ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки - 11,7 км (11,7 км);

- ВЛ 110 кВ Клязьма - Пушкино - 5,4 км (на АС-240).

2.16 Основные внешние электрические связи Московской энергосистемы.

На территории Московской энергосистемы действуют электрические сети напряжением 750, 500, 220, 110 кВ и ниже.

Московская энергосистема имеет внешние электрические связи с Костромской, Тверской, Ярославской, Рязанской, Владимирской, Смоленской, Калужской и Тульской энергосистемами. Блок-схема внешних электрических связей Московской энергосистемы представлена на рисунке 2.16.1.

Внешние электрические связи Московской энергосистемы:

N п/п	Класс напряжения	Наименование объекта	Протяженность, км
С Тверской энергосистемой
1.	750 кВ	Опытная - Белый Раст	87,9
2.	750 кВ	Калининская АЭС - Грибово	198,36
3.	500 кВ	Конаковская ГРЭС - Трубино	152,7
4.	500 кВ	Конаковская ГРЭС - Белый Раст	88,6
5.	220 кВ	Конаковская ГРЭС - Темпы I цепь	34,1
6.	220 кВ	Конаковская ГРЭС - Темпы II цепь	34,1
7.	220 кВ	Конаковская ГРЭС - Радищево I цепь	63,9
8.	220 кВ	Конаковская ГРЭС - Радищево II цепь	63,8
9.	110 кВ	Безбородово - Решетниково I цепь	16,7
10.	110 кВ	Безбородово - Решетниково II цепь	16,7
11.	110 кВ	Темпы - Волга (восточная) с отпайками Залесье 1, Залесье 2, ПС Радуга (левая)	37,1
12.	110 кВ	Темпы - Волга (западная) с отпайками Залесье 1, Залесье 2, ПС Радуга (правая)	37,1
13.	110 кВ	Талдом I - Борки Восточная	21,2
14.	110 кВ	Талдом II - Борки Западная	21,6
С Ярославской энергосистемой
1.	220 кВ	Угличская ГЭС-Заря I цепь	130,7
2.	220 кВ	Угличская ГЭС-Заря II цепь	130,7
С Костромской энергосистемой
1.	500 кВ	Костромская ГРЭС-Загорская ГАЭС	223,2
С Владимирской энергосистемой
1.	500 кВ	Ногинск - Владимирская	116,0
2.	500 кВ	Трубино - Владимирская	158,5
3.	220 кВ	Александров - Дальняя	32,5
4.	110 кВ	Бужаниново - Арсаки	10,7
5.	110 кВ	Стачка - Санино	28,5
6.	110 кВ	Водовод - Усад	3,4
7.	110 кВ	Ундол - Мишеронь с отпайкой на ПС Копнино и ПС Собинка	48,2
8.	110 кВ	Черусти - Новомезиново с отпайкой на ПС Ильичево	35,8
9.	110 кВ	Рошаль - Уршель	31,6
С Рязанской энергосистемой
1.	500 кВ	Михайловская - Чагино с отпайкой на ПС Калужская	69,6+112,5
2.	500 кВ	Михайловская - Новокаширская	86,3
3.	220 кВ	Михайловская - Осетр	68,3
4.	110 кВ	Михайловская-Пурлово I цепь с отпайкой на ПС Якимовская	30,8
5.	110 кВ	Михайловская-Пурлово II цепь	30,8
6.	110 кВ	Рыбное - Алпатьево	22,4
7.	110 кВ	Истодники - Алпатьево	16,3
8.	110 кВ	Белоомут - Есенино	24,9
9.	110 кВ	Макеево - Житово	16,6
10.	110 кВ	Клепики - Мох	24,4
С Тульской энергосистемой
1.	220 кВ	Шипово - Ока	54,1
2.	220 кВ	Алексин - Ока	57,6
3.	220 кВ	Приокская - Бугры	100,4
4.	220 кВ	Новомосковск - Кашира	89,0
5.	220 кВ	Химическая - Кашира	93,5
6.	110 кВ	Кашира - Мордвес	36,0
7.	110 кВ	Пятницкая - Ясногорск	47,0
8.	110 кВ	Пущино - Тарусская 1	17,0
9.	110 кВ	Пущино - Тарусская 2	17,0
С Калужской энергосистемой
1.	500 кВ	Михайловская-Чагино с отп. на ПС 500 кВ Калужская (ВЛ 500 кВ Михайлов - Чагино с отпайкой)	163,5+112,5
2.	220 кВ	Метзавод - Кедрово	34,2
3.	220 кВ	Метзавод - Латышская	18,6
4.	110 кВ	Ворсино - Мишуково с отпайкой на ПС Денисово. (ВЛ 110 кВ Ворсино - Мишуково с отп.)	16,2
С Смоленской энергосистемой
1.	110 кВ	Насосная - Дровнино	53,3
2.	110 кВ	Гагарин тяг. - Дровнино	30,1
3.	110 кВ	Гагарин - Дровнино	26,2

3. Особенности и проблемы функционирования Московской энергосистемы на территории Московской области

Электрические сети, действующие в настоящее время на территории Московского области, в основном обеспечивают условия для поставки и получения мощности и электроэнергии потребителям.

Вместе с тем, в электрических сетях остаются нерешенными проблемы и "узкие места", которые снижают техническую и экономическую эффективность функционирования Московской энергосистемы.

Основными "узкими местами" Московской энергосистемы являются:

повышенная загрузка автотрансформаторов 500/220, 500/110 кВ Московского кольца ограничивает суммарную пропускную способность внешних связей Московской энергосистемы до 4000 МВт;

повышенная загрузка ряда кабельных и воздушных линий электропередачи и трансформаторов сети 220-110 кВ, что вызывает ограничение технологического присоединения новых потребителей к электрической сети Московской энергосистемы;

возникновение перегрузок в сетях всех напряжений при отключении элементов сети 500 кВ;

большие величины токов короткого замыкания и недостаточная отключающая способность выключателей 500, 220 и 110 кВ, необходимость применения различных мероприятий по их ограничению, в частности секционирования и разрыва электрической сети, приводящих к снижению надежности электроснабжения потребителей;

регулирование напряжения в сети Московской энергосистемы затруднено по причине недостаточности и низкой эффективности средств управления и компенсации реактивной мощности: отсутствием работоспособных устройств РПН на автотрансформаторах, достаточного числа регулируемых средств управления и компенсации реактивной мощности на напряжении 110-220 кВ;

практически на каждой из подстанций Московского региона до сих пор находится в работе оборудование, выработавшее нормативный ресурс;

необходимость компактного исполнения объектов электрических сетей вследствие высокой стоимости земли.

Все эти факторы приводят к:

- ограничению выдачи мощности электростанций;

- проблемам с обеспечением требуемой степени надежности выдачи мощности электростанций и электроснабжения потребителей;

- проблеме с регулированием и поддержанием в нормируемых пределах уровней напряжения.

В перспективе с ростом электропотребления и нагрузки в Московской энергосистеме, вводом новых генерирующих мощностей на электростанциях как в г. Москве, так и в Московской области, увеличением плотности застройки проблемы в работе электрических сетей и условия их работы значительно усложнятся.

По информации Филиала ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ "узкие места" в электрической сети 110 кВ и выше г. Москвы и Московской области обусловлены несколькими факторами:

1. Загрузка оборудования превышает аварийно допустимые величины

2. Загрузка оборудования превышает длительно допустимые величины

3. Недопустимое снижение напряжения

4. Высокие уровни токов к.з.

Необходимо отметить, что во всех сетевых предприятиях Московской области существуют характерные проблемы:

- значительное количество оборудования отработавшего установленный нормативный срок службы, есть трансформаторы, находящиеся на особом учете по данным хроматографического анализа;

- значительное количество подстанций с перегружающимися в аварийном режиме трансформаторами;

- значительное количество подстанций выполнены по упрощенным схемам подключения к ЛЭП отпайками с помощью отделителей и короткозамыкателей, что резко снижает надежность электроснабжения, необходимо провести реконструкцию этих ПС с заменой отделителей на элегазовые выключатели.

Зоны дефицита электрической мощности и энергии.

В последние годы в Московском регионе наметился устойчивый годовой прирост потребления электрической энергии. Обеспечение потребности в электрической мощности сдерживается из-за недостаточного сетевого строительства и устаревшего оборудования.

Ограничение пропускной способности трансформаторной связи 500/220 кВ на ПС 500 кВ Трубино ведет к ограничению перетоков мощности в сеть низшего напряжения на севере Московской энергосистемы. Из-за отсутствия связи 500/220 кВ на ПС 500 кВ Пахра и ПС 500 кВ Ногинск возникают зоны дефицита в сети 110-220 кВ в южной и восточной зонах Московского региона. Отсутствие питающих центров на западе Московской области тормозит развитие его развитие. Обеспечение потребности в электрической мощности сдерживается из-за недостаточной пропускной способности ВЛ 220 и 110 кВ на западе (большая загрузка ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Радищево 1, 2) и севере (большая загрузка ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы 1, 2) Московской энергосистемы.

По состоянию на 2010 год по данным ОАО "МОЭСК" по причинам перегрузки ЛЭП 35-110-220 кВ, трансформаторов и автотрансформаторов в нормальных и аварийных режимах на подстанциях Москвы и Московской области отсутствует возможность технологического присоединения нагрузок новых потребителей на 366 подстанциях напряжением 35-110-220 кВ. Из них: в Восточных сетях - 54 ПС, Западных - 60 ПС, Северных - 85 ПС, Центральных - 90 ПС, Южных - 77 ПС.

В таблице 3.1 приведены данные по количеству подстанций по напряжениям, присоединение новых потребителей к которым невозможно без принятия мер по снятию перегрузки сети.

Таблица 3.1

Количество перегруженных в послеаварийном режиме более 105% подстанций Московской области ОАО "МОЭСК" на 2012 год

Наименование электрических сетей	220 кВ			110 кВ			35 кВ
	Общее кол-во ПС	Кол-во "закрытых" ПС		Общее кол-во ПС	Кол-во "закрытых" ПС		Общее кол-во ПС	Кол-во "закрытых" ПС
		шт.	%		шт.	%		шт.	%
Восточные	2	2	100	90	20	22	56	15	27
Западные	2	1	50	43	21	49	50	17	34
Северные	8	1	13	65	28	43	59	24	41
Южные	2	1	50	61	32	52	29	12	41
ВСЕГО по Московской энергосистеме:	14	5	35,7	259	101	39	194	68	35,1

Как видно из таблицы, в настоящее время на 106 подстанциях 110, 220 кВ (38,8% от общего числа подстанций 110, 220 кВ) Московской энергосистемы отсутствует техническая возможность технологического присоединения нагрузок в связи с перегрузкой автотрансформаторов, трансформаторов и линий 110, 220 кВ. "Закрытыми" являются 35,7% подстанций 220 кВ и 39% - 110 кВ. По сравнению с 2010 годом количество таких подстанций уменьшилось на 14%.

Состояние степени компенсации реактивной мощности в электрических сетях Московского региона напряжением 110 кВ и выше.

Анализ состояния степени компенсации реактивной мощности и уровней напряжения в электрических сетях 110 кВ и выше Московской области был выполнен на основании зимних и летних контрольных замеров на период 2006 - 2012 гг.

Для анализа использованы данные по уровням напряжения на шинах 110, 220 и 500 кВ подстанций с высшим напряжением 220 - 750 кВ, а также электростанций, и данные по активной и реактивной мощности, выдаваемой генераторами крупных электростанций Московской области.

Анализ результатов обработки данных контрольных замеров 2006 - 2012 г. по Московской области позволяет отметить следующее.

В замерные дни в период 2006 - 2012 гг. уровень напряжения в сети 110-500 кВ Московской области находился в допустимых границах. Среднее напряжение в контрольных узлах сети 110-220 кВ составляло 0.99-1.06 от номинального, в сети 500 кВ 1.01-1.04 от номинального. Минимальное напряжение в контрольных узлах сети 110-220 кВ не снижалось ниже 0.95 от номинального, а в сети 500 кВ ниже 0.99 от номинального. Максимальное напряжение в контрольных узлах сети 110-220 кВ не превышало 1.12 от номинального, а в сети 500 кВ - 1.05 от номинального.

Средняя выработка реактивной мощности электростанциями в о.е. от располагаемого диапазона по реактивной мощности в замерные дни 2006 - 2011 гг. составила 0.075-0.527 о.е.

Как и в городе Москве выраженной тенденции изменения напряжения и реактивной мощности, генерируемой электростанциями, в зимний максимум нагрузки (18 ч) 2006 - 2012 гг. не выявлено. Так, среднее напряжение в сети 110-220 кВ в 2006 - 2012 гг. практически не изменялось (не более 3 кВ в сети 110 кВ и не более 6 кВ в сети 220 кВ) и составляло в сети 110 кВ 111.6 кВ (2008 г.) - 114.2 кВ (2012 г.), в сети 220 кВ 223.9 кВ (2008 г.) - 230.2 кВ (2012 г.). В сети 500 кВ изменение среднего напряжение в 2006 - 2012 гг. более заметно: 503.7 кВ (2009 г.) - 516.8 кВ (2006 г.).

Минимальное напряжение в зимний замерный день в максимум нагрузки 2006 - 2012 гг. в сети 110 кВ изменялось в пределах 3 кВ, в сети 220 кВ - в пределах 8 кВ, в сети 500 кВ - в пределах 17 кВ и составляло: в сети 110 кВ 107.0 кВ (2008 г.) - 110.1 кВ (2010 г.), в сети 220 кВ 210.8 кВ (2010 г.) - 218.4 кВ (2012 г.), в сети 500 кВ 497.8 кВ (2009 г.) - 514.6 кВ (2006 г.).

Выработка реактивной мощности электростанциями составляет 1239 МВАр (2006 г.) - 1860 МВАр (2009 г.). На долю генераторов номинальной мощностью 100 МВт и более приходится 77-93% от реактивной мощности, вырабатываемой электростанциями Московской области.

Как и для города Москвы характерна тенденция повышения уровня напряжения в сети 110-500 кВ и снижения реактивной мощности, генерируемой электростанциями, в летний минимум нагрузки (4 ч) 2006 - 2012 г. Средний уровень напряжения составляет в сети 110 кВ 109.3 (2006 г.) - 115.4 кВ (2012 г.), в сети 220 кВ 219.0 кВ (2006 г.) - 233.9 (2011 г.), в сети 500 кВ 508.6 (2009 г.) - 517.5 кВ (2012 г.). Максимальное напряжение достигает в сети 110 кВ 113.6 (2008 г.) - 121.6 кВ (2011 г.), в сети 220 кВ 230.2 (2006 г.) - 239.1 (2011 г.), в сети 500 кВ 515.4 кВ (2006 г.) - 523.3 кВ (2011 г.).

Выработка реактивной мощности электростанциями составляет 480 МВАр в 2006 г., 437 МВАр в 2008 г., 455 МВАр в 2009 г., 159 МВАр в 2010 г., 540 МВАр в 2011 г. и 152 МВАр в 2012 г. На долю генераторов номинальной мощностью 100 МВт и более приходится 53-89% от реактивной мощности, вырабатываемой электростанциями Московской области.

Таким образом, проведенный анализ замерных дней 2006 - 2012 гг. показал, что напряжения в сети 110-500 кВ Московской области находились в допустимых границах. Наблюдается тенденция повышения уровня напряжения и снижения реактивной мощности, генерируемой электростанциями, в летний минимум нагрузки, что связано с вводом кабельных ЛЭП 110-220 кВ в Московском регионе.

В таблице 3.2. приведен список установленных в Московском регионе в настоящее время синхронных компенсаторов и БСК.

Таблица 3.2

Действующие в Московском регионе в настоящее время синхронные компенсаторы и БСК

Подстанция	СК	Тип СК, год изготовления	Qуст. макс, Мвар	Примечание
500 кВ Ногинск	СК1	1986 г.	100	Планируется вывод из эксплуатации СК2. СК3 не работает с 2009 г., по причине повреждения шейки вала ротора со стороны отрицательного возбудителя.
	СК2	1988 г.	100
	СК3	1984 г.	100
	СК4	1986 г.	100
ПС 220 кВ Дровнино		1983 г.	50	Потребуется замена после 2012 г.
ПС 500 кВ Пахра	СК1	1964 г.	50	Замена при реконструкции ПС
ПС 110 кВ Суворово	СК1	1956 г.	15	Потребуется замена на новый ИРМ _15 Мвар
ПС 110 кВ Н. Подлипки*	СК1	1954 г.	15	Потребуется замена на новый ИРМ
	СК2	1963 г.	15
ПС 110 кВ Кубинка	БСК	2006 г. 2х50 Мвар	- 100
ПС 110 кВ Можайск	БСК	2006 г. 2х50 Мвар	- 100
ПС 110 кВ Слобода	БСК	2006 г. 50 Мвар	- 50
ПС 110 кВ Грибово	БСК	2006 г. 2х50 Мвар	- 100
ПС 110 кВ Бронницы	БСК	2007 1х25 Мвар	- 25
ПС 110 кВ Егорьевск	БСК	2007 2х25 Мвар	- 50
ПС 110 кВ Пущино**	БСК	2007 2х25 Мвар	- 50
ПС 110 кВ Клязьма	БСК	2007 2х25 Мвар	- 50
ПС 110 кВ Нащекино	БСК	2007 1х25 Мвар	- 25
ПС 110 кВ Юрьево	БСК	2007 2х25 Мвар и 1х50 МВар	- 100
ПС 220 кВ Голутвин	СК	1964	50
ИТОГО:			+1245

Примечания:

* - на ПС Н. Подлипки СК выведены из работы;

** - на ПС Пущино одна БСК в работе, вторая в резерве.

Анализ токов короткого замыкания.

Одной из основных проблем функционирования электрической сети Московской энергосистемы являются высокие значения токов к.з.

Максимальные значения токов к.з. в Московской энергосистеме (по данным Филиала ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ) приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Максимальные значения токов к.з. в Московской энергосистеме

Года	500 кВ		220 кВ		110 кВ
	I, кА	Энергообъект	I, кА	Энергообъект	I, кА	Энергообъект
2005 - 2006	32,6	Чагино	35,6	Чагино	37,5	ТЭЦ-23
2006 - 2007	32,6	Чагино	38,9	Очаково	40,8	Полет
2007 - 2008	33,3	ТЭЦ-26	39,6	Бутырки	40,8	Полет
2008 - 2009	36,1	Бескудниково	52,0	ТЭЦ-21	42,7	Полет
2009 - 2010	36,3	Бескудниково, ТЭЦ-26	59,0	Очаково	43,6	Полет
2010 - 2011	39,3	ТЭЦ-26	61,7	Очаково	47	Полет

Рост токов к.з. в Московской энергосистеме связан с наличием мощных электростанций и ПС 500 кВ, а также определяется сравнительно небольшими расстояниями между электросетевыми объектами. Ввод новых трансформаторных и генераторных мощностей, линий электропередачи в энергосистеме непосредственно сказывается на росте уровней токов к.з. в сети.

В настоящее время наибольшая величина токов к.з. в сети 110 и 220 кВ наблюдается на шинах подстанций и электростанций, расположенных на территории г. Москвы и ближайшего Подмосковья. При этом необходимо отметить, что наибольшее возрастание уровней токов к.з. наблюдается в сети 220 кВ.

Электрическая сеть 220 и 110 кВ в Московской энергосистеме сильно секционирована, электрическая сеть 500 кВ работает замкнуто. Места секционирования (см. таблицу 3.4) определены ограничением уровней токов к.з., условиями работы РЗА и в целях недопущения перегрузки некоторых транзитов.

Таблица 3.4

Места секционирования основной сети 110 кВ и выше из-за высоких токов к.з. на 2011 - 2012 гг. в энергосистеме Московской области

N п/п	Станция, подстанция		Коммутационный аппарат, на котором выполнен разрыв		Причина, по которой выполнен разрыв
	Uном, кВ	Диспетчерское наименование	Uном, кВ	Диспетчерское наименование
2	Станция	ТЭЦ-27	220	любой ШСЭВ	ТКЗ на ТЭЦ-27, ПС Новобратцево, Щедрино, Дубнинская, Бутырки
3	Станция	Каширская ГРЭС	220	ШСМВ или ШОМВ	ТКЗ на Каширской ГРЭС
4	500	Западная	220	СЭВ 1-3с или СЭВ 2-4с	ТКЗ на ПС Н. Братцево, Герцево, Щедрино, Дубнинская
5	500	Ногинск	220	ВВ любой ВЛ	ТКЗ на ПС Ногинск
6	500	Трубино	220	ШСВВ	ТКЗ на ТЭЦ-23, ПС Трубино
7	220	Восточная	220	ШСЭВ	ТКЗ на ПС Восточная, Гольяново, ТЭЦ-23
8	Станция	Каширская ГРЭС	110	СЭВ 1-3 с или 2-4 с	ТКЗ на ПС Ожерелье, Стрелецкая
9	750	Белый Раст	110	ЭВ ВЛ Икша - Белый Раст III	по условиям РЗА не допускаются 3 параллельных транзита
10	500	Ногинск	110	СВВ I или II с.ш. или ВВ АТ или Т	ТКЗ на ПС Ногинск
11	500	Ногинск	110
12	500	Ногинск	110
13	500	Пахра	110	ШСВВ 1 или 2 с или СВВ I или II с.ш.	ТКЗ на ПС Пахра, Н. Домодедово, Сырово
14	500	Пахра	110
15	500	Пахра	110
16	500	Трубино	110	ШСВВ	по условиям РЗА не допускаются 3 параллельных транзита, ТКЗ на Трубино
17	220	Восточная	110	ШСМВ 1 или 2 с или СМВ	ТКЗ на ПС Восточная
18	220	Восточная	110
19	220	Гулево	110	ШСМВ	по условиям РЗА
20	220	Мячково	110	ШСМВ	ТКЗ на ПС Мячково
21	220	Старбеево	110	МВ ВЛ Старбеево - Бурцево I	по условиям РЗА не допускаются 3 параллельных транзита, стоят защиты тупика
22	110	Бор	110	ШСЭВ	по условиям РЗА, будет замкнут после реконструкции сети 110 кВ в районе ПС Гулево
23	110	Бутаково	110	ВВ ВЛ Бутаково-Бурцево II с отп.	по условиям РЗА не допускаются 3 параллельных транзита, стоят защиты тупика
24	110	Дуговая	110	СМВ	ТКЗ на ПС Ногинск
25	110	Затишье	110	ШСЭВ I-II или ШСМВ III-IV СШ
26	110	Истомкино	110	ШСМВ	ТКЗ на ПС Ногинск
27	110	Кислородная	110	МВ КВЛ Кислородная - Жегалово II	по условиям РЗА не допускаются 3 параллельных транзита
28	110	Красково	110	ШСВВ	ТКЗ на ПС Красково
29	110	Новодомодедово	110	ШСМВ	ТКЗ на ПС Н. Домодедово
30	110	Новые Подлипки	110	ШСЭВ	по условиям РЗА не допускаются 3 параллельных транзита
31	110	Павшино	110	СЭВ	перегрузка ЛЭП Красногорская - Павшино, Герцево - Павшино с отп.
32	110	Электросталь	110	ШСМВ	ТКЗ на ПС Ногинск

Анализ текущего уровня токов к.з. производился по результатам расчета токов к.з. в расчетной модели, актуализированной по состоянию Московской энергосистемы на период до 31.12.2011 г.

По результатам анализа установлено, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях Московской области, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 220 кВ ГРЭС-5;

- РУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Восточная;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Афанасово;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Прогресс;

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Кедрово;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Отрадное;

- РУ 220 кВ ТЭЦ-27;

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Радищево;

- РУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Радищево;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Яхрома;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Н. Подлипки;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Икша 1;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Тополь;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Сенеж;

- РУ 220 кВ ГРЭС-4;

- РУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Мячково;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Тураево;

- РУ 500 кВ ПС 500/220/110 кВ Пахра.

На этих подстанциях потребуется замена существующих выключателей на выключатели с большей отключающей способностью. На остальных подстанциях замена выключателей на уровне 2012 г. не требуется.

На вновь сооружаемых подстанциях на шинах 220 кВ и 110 кВ рекомендуется устанавливать элегазовые выключатели с отключающей способностью не менее 50 кА.

Кроме того, на следующих подстанциях (ниже представлен список) 110 кВ и 1-й подстанции 220 кВ не установлены выключатели.

Восточные электрические сети:

1. ПС N 29 Тепловозная;

2. ПС N 47 Щелково;

3. ПС N 84 Глухово;

4. ПС N 88 Крутое;

5. ПС N 216 Губино;

6. ПС N 380 Захарово;

7. ПС N 495 Щурово;

8. ПС N 571 Клишино;

9. ПС N 609 Карболит;

10. ПС N 640 Агат;

11. ПС N 641 Гранит;

1. ПС N 650 Юдино;

2. ПС N 659 Бочманово;

3. ПС N 693 Мох;

4. ПС N 767 Зуево;

5. ПС N 797 Дизель;

Западные электрические сети:

6. N 218 Газовая;

7. N 409 Лотошино;

8. N 249 Шевардино;

9. N 381 Хващевская;

10. N 302 Анино;

11. N 714 Давыдково;

12. N 683 Ядрошино;

13. N 802 Духанино;

14. N 550 Каринская;

15. N 645 Сушкинская;

16. N 584 Звенигород;

17. N 11 Соловьево;

18. N 526 Акулово;

19. N 729 Наро-Осаново;

20. N 523 Бекасово;

21. N 371 Кузнецово;

Северные электрические сети:

22. ПС N 13 220 кВ Тайнинка;

1. ПС N 9 Подлипки;

2. ПС N 150 Смолино;

3. ПС N 156 Химки;

4. ПС N 161 Вашутино;

5. ПС N 163 Басово;

6. ПС N 220 Ельдигино;

7. ПС N 328 Ожогино;

8. ПС N 329 Осиновка;

9. ПС N 455 Лобаново;

10. ПС N 612 Круг;

11. ПС N 629 Бурцево;

12. ПС N 664 Аксаково;

13. ПС N 669 Рогачево;

14. ПС N 672 Лешково;

15. ПС N 787 Раменье;

16. ПС N 803 Юркино;

17. ПС N 826 Гольцово;

18. ПС N 829 Время;

Южные электрические сети:

19. ПС N 069 Котельники;

20. ПС N 104 Климовская;

21. ПС N 195 Раменская;

22. ПС N 217 Компрессорная;

23. ПС N 227 ЦРП;

24. ПС N 244 Глубокое;

25. ПС N 364 Богатищево;

26. ПС N 382 Венюково;

27. ПС N 436 Степная;

28. ПС N 459 Калиново;

29. ПС N 480 Северово;

30. ПС N 491 Прудная;

31. ПС N 494 Десна;

32. ПС N 522 Повадино;

33. ПС N 525 Сорокино;

34. ПС N 591 Топканово;

35. ПС N 680 Дзержинская;

36. ПС N 708 Санаторная;

37. ПС N 718 Якимовская;

38. ПС N 721 Ям;

39. ПС N 756 Головлинка;

40. ПС N 791 Шепчинки;

41. ПС N 799 Рощинская;

4. Основные направления развития электроэнергетики Московской области

4.1 Цели и задачи развития электроэнергетики Московской области.

Перспективные уровни спроса на электроэнергию для Московской области разработаны на базе прогнозных материалов по социально-экономическому развитию Российской Федерации, Центрального Федерального округа и Московской области. Сценарии развития Московской области сформированы на базе:

- отчетных данных Росстата об итогах социально-экономического развития за период 2007 - 2012 годов;

- "Прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года" (прогноз утвержден в марте 2013 г.);

- Прогноза социально-экономического развития Московской области на 2013 год и плановый период 2014 - 2015 годов;

- инвестиционных программ Правительства Московской области - "Развитие промышленных округов на территории Московской области на период до 2015 года", "Развитие транспортно-логистической системы в Московской области в 2011 - 2015 годах";

- Стратегии социально-экономического развития Центрального федерального округа на период до 2020 года (утверждена постановлением Правительства РФ N 1540-р от 06.09.2011 г.);

Прогноз макроэкономических показателей развития Московской области рассматривается в рамках двух основных сценариев развития экономики Российской Федерации на долгосрочную перспективу:

- инновационного сценария, характеризующегося усилением инвестиционной направленности экономического роста и укреплением позиций России в мировой экономике. Сценарий опирается на создание современной транспортной инфраструктуры и конкурентоспособного сектора высокотехнологичных производств наряду с модернизацией энерго-сырьевого комплекса. Сценарий предполагает превращение инновационных факторов в ведущий источник экономического роста и прорыв в повышении эффективности человеческого капитала на рубеже 2020 - 2022 годов, что обеспечивает улучшение социальных параметров развития и существенное повышение эффективности экономики - рост производительности труда, снижение энергоемкости экономики. Среднегодовые темпы прироста российской экономики оцениваются на уровне 4% в период до 2015 года, 4,4% - в период 2016 - 2020 годов, показатели промышленного производства характеризуются среднегодовыми приростами - 3,7% и 3,4%, соответственно по периодам. Рассматриваемый сценарий соответствует "среднему" варианту прогноза численности населения на уровне 143,7 млн. человек в 2020 году (прогноз Росстата, январь 2013 г.);

- целевого (форсированного) сценария, который характеризуется форсированными темпами развития, более интенсивным притоком капитала, реализацией задач, поставленных в указах Президента от 7 мая 2012 г. N 596-606 по созданию и модернизации 25 млн. высокопроизводительных рабочих мест к 2020 году, увеличению доли продукции высокотехнологичных и наукоемких производств в ВВП к 2018 году в 1,3 раза, росту производительности труда в 1,5 раза (относительно уровня 2011 г.). Среднегодовые темпы прироста ВВП повышаются до 4,8% в период до 2015 года, 6,6% в период 2016 - 2020 годов, промышленного производства - до 4,1% и 5%, соответственно по периодам.

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации "О схемах и программах развития электроэнергетики" (от 17 октября 2009 г. N 823) ОАО "СО ЕЭС" ежегодно разрабатывает Схему и Программу развития Единой энергетической системы России на семилетний период (СиПР), включая прогноз спроса на электроэнергию по территориям субъектов Российской Федерации (СФ). Прогноз спроса на электроэнергию по ЕЭС и территориям СФ (включая Московскую область), выполненный ОАО "СО ЕЭС" в рамках СиПР 2012 - 2018 гг., с уточнением перечня потенциальных потребителей на территории Московской обл., является базовым вариантом потребности в электроэнергии. Прогноз соответствует наиболее вероятному сценарию развития экономики и учитывает выданные технические условия и заявки на технологическое присоединение потребителей. Базовый среднесрочный прогноз рассматривается в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики, разрабатываемой в режиме ежегодного мониторинга, и соответствует дальнесрочному прогнозу спроса на электроэнергию базового сценария развития экономики. В рамках настоящей работы дополнительно разработан региональный вариант потребности в электроэнергии на средне- и дальнесрочный период, который определяется опережающим развитием Московской области с учетом заявленных планов потребителей по вводу электрических мощностей на период до 2030 года в разрезе муниципальных образований*(1).

Вариант спроса на электроэнергию по Московской области, соответствующий инновационному сценарию развития, сформирован на базе прогноза основных показателей социально-экономического развития регионов на 2013 год и плановый период 2014 - 2015 годов (таблица 4.1.1) и оценки возможной динамики развития в долгосрочной перспективе.

*(1) В соответствии с Протоколом совещаний по вопросам стратегии энергообеспечения муниципальных образований Московской области с учетом перспективного развития территорий (15.10-14.11. 2012 г.) в рамках формирования базовых документов, направленных на развитие электроэнергетики и системы газоснабжения Московской области за основу принята перспективная потребность в энергетической мощности в разрезе муниципальных образований Московской области (Приложение 1 к протоколу).

Таблица 4.1.1

Динамика основных показателей социально-экономического развития Московской области на период 2013 - 2015 гг. для умеренно-оптимистического варианта

Показатели	Факт (предварительные данные)	Прогноз
	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
ВРП
годовой темп прироста, %	6	7,1	7,2	7,3
Промышленное производство
годовой темп прироста, %	9,4	9,7	10	10,7
в т.ч. обрабатывающие пр-ва
годовой темп прироста, %	11,9	11,6	11,7	12,34
Сельское хозяйство
годовой темп прироста, %	-6,1	2,4	0,8	0,9
Инвестиции в основной капитал
годовой темп прироста, %	.4,0	7,8	8,1	8,7
Оборот розничной торговли
годовой темп прироста, %	4,4	9,5	9,7	9,9

Прогнозные показатели по социально-экономическому развитию Московской области на более отдаленную перспективу (2016 - 2020 годы) с учетом новых границ между субъектами РФ и с привязкой к сценариям, рассматриваемым в "Прогнозе долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года", находятся в стадии разработки. Так в разрабатываемой новой стратегии социально-экономического развития Московской области до 2030 года должны быть представлены три варианта развития ("Стратегия социально-экономического развития Московской области до 2025 года" утратила силу в соответствии с постановлением Правительства Московской области от 24 июля 2012 г. N 940/26). В связи с этим основные показатели социально-экономического развития Московской области на отдаленную перспективу на данном этапе могли быть оценены на базе материалов, представленных в "Стратегии социально-экономического развития Центрального федерального округа на период до 2020 года", которые легли в основу регионального раздела "Прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года" в части развития Центрального федерального округа (ЦФО). Перспективы социально-экономического развития СФ, Московской области, в "Прогнозе долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года" рассматриваются в рамках развития соответствующих федеральных округов и представлены в общем виде. Динамика основных макроэкономических показателей разработана только в целом по федеральным округам.

Московская область рассматривается как зона повышенного развития, как центр развития нанотехнологий и биотехнологий, научно-производственный центр отраслей оборонного комплекса, машиностроения, в том числе точного машиностроения, а также как центра здравоохранения, культуры, образования и туризма. В рассматриваемой перспективе в рамках инновационного сценария доля Московского региона в общероссийском производстве ВРП сохраняется, доля промышленного производства несколько возрастает за счет опережающего роста в Московской области при сохранении наметившейся тенденции снижения доли промышленности в столице.

На фоне общероссийской тенденции снижения численности населения демографическая ситуация в Московской области характеризуется стабильно высоким уровнем миграционного прироста, снижением естественной убыли населения за счет роста рождаемости и снижения уровня смертности. Характерный опережающий рост численности населения в Московской области по сравнению с г. Москвой определяется в значительной степени большей доступностью приобретения нового жилья, "качеством" среды обитания и стремлением к приобретению второго жилья. По вводу в эксплуатацию жилых домов Московская область продолжает занимать лидирующие позиции среди субъектов РФ, так в 2012 г. ввод жилья достиг 6,9 млн. кв. метров (для сравнения по г. Москве - 2,6 млн. кв. м).

Развитие основных видов деятельности, изменения в структуре экономики и структуре промышленного производства, прежде всего в обрабатывающих производствах, с учетом роста инновационной составляющей, проведения энергосберегающей политики, утилизации и вовлечения во вторичный оборот отходов производства - факторы, формирующие динамику показателей электропотребления. Так в среднем к 2020 году можно ожидать снижение электроемкости ВРП по Московской области - примерно на 30-33%.

Развитие промышленного комплекса в Московской области определяется:

- модернизацией производства и повышением конкурентоспособности в традиционных отраслях машиностроения (автомобилестроение, производство других транспортных средств и коммунальной техники для нужд городского хозяйства, станкостроение, приборостроение и др.), химии (такие энергоемкие производства, как минеральные удобрения, автомобильные шины, средства бытовой химии), нефтепереработки (с учетом ужесточения экологических норм, допускающих размещение в городе);

- формированием высокотехнологичных производств в машиностроении со специализацией на выпуске энергооборудования нового поколения, электронного и оптического оборудования, медицинской техники;

- использованием высокотехнологичных процессов на предприятиях ОПК, специализирующихся на создании конкурентоспособных видов продукции в космонавтике и авиации (например - ФГУП "Государственный космический научно-производственный центр имени М.В. Хруничева, центр авиастроения в г. Жуковском), производстве двигателей (в г. Подольске), радиоэлектронике и др. сферах;

- ростом производства строительных материалов на уровне, не уступающем зарубежным производителям для поддержания стабильно работающего инвестиционно-строительного комплекса;

- созданием стабильной системы производства, переработки и поставок продовольствия с целью обеспечения продовольственной безопасности столичного региона, постепенного снижения доли импортных продуктов на потребительском рынке.

Приоритетными направлениями развития научно-промышленного комплекса, реализующими инновационный путь развития экономики, является создание особых экономических зон (ОЭЗ), индустриальных парков. Базой для их развития является традиционная специализация городов с высокой концентрацией научных и квалифицированных кадров. В Московской области создана и развивается ОЭЗ технико-внедренческого типа на территории г. Дубна для компаний, осуществляющих деятельность в сферах информационных технологий, ядерно-физической технологии и нанотехнологий, биотехнологий, материаловедения. В числе приоритетных направлений развития рассматриваются:

- создание индустриальных, промышленных и многофункциональных парков;

- центр по разработке инновационных и импортозамещающих препаратов "ХимРар" (город Химки);

- инновационный биотехнологический кластер биофармацевтической и биомедицинской направленности в г. Пущино;

- научно-технологический производственный кластер "Фотоника" с использованием оптово-волоконных технологий по производству волоконных лазеров в г. Фрязино;

Основными направлениями развития транспортной системы Московской области в соответствии с "Транспортной стратегией РФ на период до 2030 года" (утверждена распоряжением Правительства РФ N 1734-р от 22.11.08 г.) являются:

- строительство высокоскоростной магистрали Москва - Санкт-Петербург (ВСМЖ-1) с предполагаемым сроком реализации 2017 - 2018 гг. и скоростью движения до 400 км/ч;

- строительство высокоскоростных магистралей Москва - Нижний Новгород и Москва - Смоленск - Красное в рамках международного транспортного коридора N 2 со скоростью движения до 200 км/ч;

- модернизация существующих железнодорожных линий для организации скоростного движения до 200 км/ч Москва - Курск с продлением до Белгорода в рамках проекта Москва - Адлер направлением "Центр-Юг";

- строительство дополнительных главных путей на Ярославском, Горьковском, Рязанском и Октябрьском направлениях Московского железнодорожного узла;

- организация скоростного сообщения между аэропортами Московского авиаузла и железнодорожными вокзалами Москвы, а также с центром города. В соответствии с материалами "Стратегии социально-экономического развития Москвы на период до 2025 года" рассматривается проект "Аэрополис" на базе аэропортов Внуково и Домодедово (с дальнейшим подключением Шереметьево) с эффективной инфраструктурой обслуживания авиаперевозок, обеспечивающей высокоскоростную связь между аэропортами и с центром столицы. В единую транспортную систему мегаполиса предполагается вписать линии скоростного трамвая и соединение линий аэроэкспрессов в центре столицы через малое кольцо МЖД;

- создание скоростного пригородного сообщения;

- строительство и организация в регионе четырех зон размещения транспортно-пересадочных узлов: первая зона - внутри Московского малого кольца (ММК), вторая - между ММК и Московской кольцевой автомобильной дорогой (МКАД), третья - между МКАД и ближайшим Подмосковьем, четвертая - территории, прилегающие к малому кольцу Московской железной дороги;

- внедрение интеллектуальной транспортной системы в городе и области (обустройство улично-дорожной сети и федеральных автомобильных дорог оборудованием системы телеобзора и навигационных технологий);

- строительство ЦКАД (Центральной кольцевой автомобильной дороги), с формированием хордовых автодорог по направлениям международных транспортных коридоров N 2 (Лондон - Берлин - Варшава - Минск - Москва - Нижний Новгород), и N 9 (Хельсинки - Санкт- Петербург - Москва - Киев - Юго-восточная Европа), а также интеграцию сети автомобильных дорог Московской области в сеть дорог РФ и международную опорную сеть;

- строительство скоростной автомобильной дороги Москва - Санкт-Петербург (федеральная автомобильная дорога М11). Сооружение участка, пролегающего по территории Московской области длиной 90 км, должно быть завершено к 2018 г.;

- реконструкция автомобильной дороги М1 Беларусь с объездом г. Одинцово (завершение ожидается в сентябре 2013 г.);

Инвестиционная программа Московской области "Развитие транспортно-логистической системы в Московской области в 2011 - 2015 годах" разработана с целью формирования единой системы транспортно-логистических узлов и центров приема, хранения, перемещения и распределения грузов, обеспечивающих оптимизацию грузопотоков. В рамках программы предусматривается строительство 20 крупных мультимодальных терминалов, общей складской площадью класса А и В - 4,7 млн. кв. м, в их числе создание таких крупных объектов как:

- многофункциональный логистический парк "Кузьминское", логистического центра "Южные Врата" (развитие объекта в соответствии с высшими международными стандартами), развитие многофункционального парка "Северное Домодедово" - г.о. Домодедово;

- логистический центр "Мячково" - Коломенский муниципальный район;

- логистический терминал "Михайловское" - Клинский муниципальный район;

- терминально-логистический комплекс "Белый Растр" - Дмитровский р-н;

- межрегиональный мультимодальный логистический комплекс - Дмитровский р-н;

- логистические центры "Поварово" и "Шемякино" - Солнечногорский муниципальный район;

- логистический центр "Ожерелки" - Орехово-Зуевский муниципальный район;

- логистический центр "Клин-Северный" - Клинский муниципальный район;

- логистический центр ОАО "Коркунов" - Одинцовский р-н.

Развитие воздушных сообщений, где на первое место выходят международные аэропорты "Домодедово", "Шереметьево", связано со строительством дополнительных терминалов, объектов инфраструктуры. Так согласно экспертным оценкам суммарный пассажиропоток на направлении г. Москва-аэропорт "Домодедово" к 2020 году может возрасти до 44,3 млн. человек в год. Предусматривается строительство дополнительных взлетно-посадочных полос, реконструкция фабрики бортового питания, расширение подъездных путей, строительство новых пассажирских терминалов, расширение грузового терминала, а в дальнейшем и строительство крупнейшего грузового хаба, продолжение работ по реконструкции и строительству многоярусных паркингов, развитие гостиничного комплекса со строительством отеля 4* с привлечением к управлению одного из крупнейших мировых операторов. В результате реализации программы модернизации Международный аэропорт Шереметьево станет к 2015 году одним из ведущих аэропортов-хабов Европы, в котором воплощены идеи инновационного лидерства, качества и высокой экономической эффективности (с пассажиропотоком до 35 млн. человек). Это повысит привлекательность Москвы как перспективного международного финансового центра и поднимет уровень конкурентоспособности страны.

Приоритетными направлениями развития сельскохозяйственного производства в Московском регионе являются мясное животноводство, выращивание овощей, рассады и цветов в тепличных хозяйствах, увеличение мощности производственных комплексов для хранения и первичной обработки продукции. Рост рентабельности сельскохозяйственного производства может быть обеспечен при технологической модернизации предприятий, формировании эффективного механизма адресного государственного стимулирования товаропроизводителей, создании условий для устойчивого развития сельских территорий, прежде всего для строительства дорог. Крупными инвестиционными проектами, реализация которых планируется в ближайшие годы, являются:

- строительство свиноводческого комплекса в Луховицком районе;

- строительство тепличного комплекса в Раменском районе.

Развитие сферы услуг и домашних хозяйств характеризуется следующими основными факторами:

- динамикой численности населения и ростом обеспеченности населения жильем с учетом повышения его благоустройства. В соответствии с прогнозом Росстата (средний вариант) Московская область в числе немногих СФ, характеризующихся положительной динамикой численности населения - до 7,78 млн. человек к 2020 году. Согласно "Стратегии социально-экономического развития ЦФО на период до 2020 года" обеспеченность жильем в расчете на 1 жителя к 2020 г. может составить 36 кв. метра в Московской области (18,7 и 29,6 кв. метра - 2011 г., соответственно по регионам). Повышение благоустройства жилья связано с ростом охвата системами водопровода и канализации в Московской области, а также с ростом парка стационарных электроплит в многоэтажной застройке;

- изменением структуры жилого фонда с учетом увеличения доли малоэтажной застройки на территории Московской области и Новой Москвы и увеличения доли домов с повышенной комфортностью и соответственно высоким уровнем электрической нагрузки (до 14 кВт и выше);

- ростом реальных доходов населения и повышением уровня жизни. Так снижение доли населения с денежными доходами ниже величины прожиточного минимума прогнозируется к 2020 г. до 75,5% от общей численности населения по Московской области (по материалам "Стратегии социально-экономического развития Центрального федерального округа на период до 2020 года") при 10% и 9,6% в 2011 году;

- увеличением парка базисной группы бытовых электроприборов, расширением номенклатуры приборов селективной группы. Ожидается, что отставание по обеспеченности населения бытовыми электроприборами от современного уровня развитых зарубежных стран может быть преодолено к 2020 году;

- использованием электроэнергии в низкотемпературных процессах (горячее водоснабжение, отопление и кондиционирование) в малоэтажной застройке сельских населенных пунктов и городов, а также ростом оснащенности квартир кондиционерами.

Развитие предприятий сферы услуг определяется:

- ростом оборота розничной торговли со среднегодовыми темпами прироста - 9,5 - 9,9% за период 2013 - 2015 гг. и объема платных услуг населению - среднегодовые темпы прироста - 5,5 - 7,5% за соответствующий период. Среди крупных потребителей электроэнергии - строящиеся и проектируемые торгово-развлекательные центры площадью около 100 тыс. кв. м.;

- оказанием высокотехнологичных и специализированных медицинских услуг. Предусматривается увеличение мощности существующих специализированных центров за счет строительства новых корпусов, переоснащения отделений, что обеспечит расширение спектра, качества, объема оказываемых услуг;

- формированием системы научно-образовательных кластеров на базе подмосковных наукоградов и московских научных и производственных центров. Например, в городском округе Домодедово развитие Академгородка (микрорайон Барыбино) - комплексный образовательно-деловой центр подготовки высококвалифицированных кадров федерального уровня на 40 тыс. студентов с базовой инфраструктурой (учебные корпуса, гостиничный комплекс, общежитие и жилой комплекс для преподавателей и обслуживающего персонала, конференц-залы, объекты социальной инфраструктуры);

- формированием на территории области международного центра делового, культурно-познавательного и событийного туризма, что потребует создания необходимой инфраструктуры международного уровня, обеспечивающей сочетание комфортности пребывания с быстротой глобальных коммуникаций. Развитие "инфраструктуры гостеприимства", включает сеть разнообразных гостиниц, центров для проведения конгрессов, соревнований и коммуникации, обеспечивающие максимально быстрый обмен информацией и перемещение в пространстве столица - пригородная зона. Самый масштабный проект "Парк России", где будет представлена индустрия развлечений (по типу зарубежных аналогов - американский, французский и японский "Диснейленды") разместится на территории 700 га, ландшафтная карта России, где в миниатюре будут представлены все достопримечательности России, займет ещё 300 га. Объект рассчитывается на посещение не менее 10 млн. туристов в год со строительством сети отелей, ресторанов, торговых центров и является пионерным проектом в стране. Расположение вблизи аэропорта Домодедово и реализация проектов транспортного строительства, в их числе дорога Подольск - Домодедово - Раменское, ЦКАД, возведение двухуровневой эстакады над железной дорогой, сооружение скоростной линии на базе технологии легкорельсового транспорта обеспечат удобства для огромного потока туристов.

Формирование единой пространственной системы Московского региона основано на совместном использовании природных ресурсов, в том числе территориальных и природно-рекреационных, создании единой системы расселения, обеспечении охраны природной среды и историко-культурного наследия, совместном использовании всех видов коммуникаций, достижении сбалансированности спроса и предложения рабочей силы за счет более равномерного размещения мест приложения труда и сокращения масштабов маятниковой миграции (согласно "Стратегии социально-экономического развития Центрального федерального округа на период до 2020 года" не менее чем в 2 раза к 2020 г.).

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период.

Прогноз потребления электроэнергии.

В соответствии с рассмотренными сценариями социально-экономического развития г. Москвы и Московской области разработаны варианты (базовый и региональный) потребления электроэнергии на период до 2025 года.

Базовый вариант электропотребления разработан на основе инновационного сценария развития экономики, рассматриваемого в рамках "Прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года" (Минэкономразвития, 2013 г.) и соответствует варианту электропотребления "Схемы и Программы ЕЭС 2012 - 2018 гг.", рассчитанному с учетом заявок и выданных технических условий на технологическое присоединение потребителей. Среднегодовые темпы прироста электропотребления за период 2013 - 2020 гг. по ЭС г. Москвы и Московской обл. в целом прогнозируются на уровне 3,2%. Прирост электропотребления по Московской области (3,3% за период 2013 - 2020 гг. в среднегодовом исчислении) будет связан с развитием жилищного строительства, а также вводом промышленных объектов.

Среднегодовые темпы прироста электропотребления для регионального варианта электропотребления по ЭС г. Москвы и Московской обл. в целом за период 2013 - 2020 гг. прогнозируются на уровне 3,9% Высокие темпы прироста потребления электроэнергии по Московской области (4,7% за период 2013 - 2020 гг.) определены на базе материалов, выполненных по поручению Министерства энергетики Московской области по размещению и срокам ввода электрических нагрузок в регионе на период до 2030 г. (на период до 2020 г. оцениваются в объеме 7800МВА) с учетом комплексного развития территорий муниципальных образований Московской области (создание новых и реконструкция существующих промышленных, сельскохозяйственных предприятий, строительство новых микрорайонов жилой застройки, коттеджных поселков).

Согласно прогнозу уровень электропотребления в 2020 г. может возрасти в целом по Московскому региону до 129,4 и 136,9 млрд. кВт. ч, соответственно в базовом и региональном вариантах, по Московской области электропотребление возрастает до 60,1 млрд. кВт. ч и 66,9 млрд. кВт. ч - рис. 4.2.1, рис. 4.2.2 и табл. 4.2.1.

Таблица 4.2.1

Перспективные объемы электропотребления энергосистемы г. Москвы и Московской области, млрд. кВт. ч

	Отчет	Прогноз								Ср. год. прирост за 2013 - 2020 гг., %
	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Базовый вариант
энергосистема г. Москвы и Московской обл.	100,924	103,50	106,50	109,95	113,61	117,47	121,40	125,50	129,36
годовой темп прироста, %	2,70	2,55	2,90	3,24	3,33	3,40	3,35	3,38	3,08	3,2
Московская обл. в новых границах	46,474*	47,83	49,17	50,81	52,47	54,35	56,22	58,24	60,12
годовой темп прироста, %		2,92	2,80	3,34	3,27	3,58	3,44	3,59	3,23	3,3
Региональный вариант
	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
энергосистема г. Москвы и Московской обл.	100,924	104,31	108,78	113,40	117,69	122,24	127,11	132,01	136,87
годовой темп прироста, %	2,75	3,35	4,29	4,25	3,78	3,86	3,98	3,86	3,68	3,9
Московская обл. в новых границах	46,474*	48,25	51,10	53,97	56,54	59,02	61,59	64,21	66,89
годовой темп прироста, %		3,81	5,91	5,62	4,76	4,38	4,35	4,26	4,18	4,7

* - оценка.

В настоящей работе объемы энергосбережения для Московской области учтены в соответствии с действующей целевой программой "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Московской области на 2010 - 2020 годы" и результатов, полученных в рамках работы по "Актуализации схемы развития электрических сетей Московского региона" (2011 г.). Объемы энергосбережения представлены, исходя из объемов экономии крупных регулируемых компаний, разработавших свои программы энергосбережения и оценки реализации мероприятий, обеспечивающих экономию электрической энергии в секторе конечного потребления за счет технического прогресса и организационно-технических мероприятий, а также в электроэнергетике. Ожидаемые объемы энергосбережения по Московской области представлены в таблице 4.2.2.

Таблица 4.2.2

Прогноз экономии электроэнергии в результате реализации программ по повышению энергетической эффективности на территории Московской области, млн. кВт. ч

Изменение потребления в результате реализации программ по энергоэффективности и энергосбережению	Прогноз
	2015 г.	2020 г.
- экономия расходов электроэнергии на собственные нужды и потери в электросетях	1037	1353
- объем энергосбережения конечными потребителями	568-970	1770-2220
Итого	1605-2007	3123-3573

Масштабы реализации энергосберегающих мероприятий будут зависеть от условий социально-экономического развития регионов и возможностей их финансирования.

Прирост электрической нагрузки в Московской области осуществляется за счет строительства многофункциональных промышленных и транспортных центров логистики, индустриальных парков и промышленных округов. Вводятся производства гибкой упаковки, органических удобрений, заводы по выпуску алмазных инструментов. Сооружаются производственно-складские комплексы для хранения, производства и переработки продуктов питания, глубокой заморозки и длительного срока реализации. В области строятся объекты коммунально-бытового назначения (жилые дома, школы, детские сады и т.д.), ипподромы, объекты аэропорта и др.

Для Московской области характерно так же индивидуальное строительство, застройка коттеджей, крестьянско-фермерские хозяйства и др.

Крупные потребители электроэнергии и прогноз потребления.

Прогноз потребления электроэнергии ООО "Русэнергосбыт" по потребителям ОАО "РЖД" (Октябрьская и Московская железные дороги)

Наименование	Электропотребление за 2011 г., млн. кВт. ч	Макс. нагрузки в 2011 г., МВт	Прогноз электропотребления, млн. кВт. ч по годам
			2012	2013	2014	2015	2016	2017
"РЖД" (Октябрьская ж.д.)	127,88	15,84	129,1	131,3	133	134,7	136,5	138,3
"РЖД" (Московская ж.д.)	2178,57	302,32	2178	2215	2251	2289	2327	2365

Годовой прирост электропотребления ОАО "РЖД" по Октябрьской и Московской железным дорогам составит 1,1 и 1,4% соответственно. Указанные темпы прироста указывают на естественный прирост нагрузки РЖД на период до 2017 г. включительно.

ОАО "Энергосбытовая компания Московской области" (ЭСКМО) обслуживает крупные промышленные предприятия, в том числе такие, как, ООО "Кроношпан", ОАО "НПО Энергомаш", ООО "Кнауф Инсулейшн" и др.

ООО "Кроношпан" крупнейшее предприятие по выпуску строительные материалов, в том числе ламината.

ОАО "НПО Энергомаш имени академика В.П. Глушко" является ведущим предприятием в мире по разработке мощных жидкостных ракетных двигателей для космических ракет-носителей, одним из лидеров мирового рынка наукоемкой и высокотехнологичной продукции.

Прогноз потребления электроэнергии потребителями ОАО "ЭСКМО"

N п/п	Наименование организации	Годовой объем электропотребления за 2012 год, млн. кВтч	Максимум нагрузки (фактический) в 2012 году, МВт	Прогноз электропотребления, млн. кВтч
				2013	2014	2015	2016	2017	2018
1.	ОАО "НЗТА"	16,1	3,9	16,4	16,7	16,8	16,9	17,0	17,2
2.	ООО "Кроношпан"	211,7	29,5	214,9	218,1	220,3	222,5	223,6	225,8
3.	ООО "Ремтара"	55,8	8,0	56,9	57,7	58,0	58,6	58,9	59,5
4.	ООО "Кнауф Инсулейшн"	47,4	5,5	50,6	51,4	51,6	52,1	52,4	52,9
5.	ООО "НПФ АКАр"	48,7	6,1	49,7	50,5	50,7	51,2	51,5	52,0
6.	ОАО "НПО Энергомаш"	42,5	8,2	43,0	43,6	43,9	44,3	44,5	45,0

Годовой прирост электропотребления ОАО "ЭСКМО" в среднем составит около 2%.

В приведенном перечне крупных потребителей ОАО "ЭСКМО" максимум электрической нагрузки не превышает значений:

Производство минеральных удобрений 6 - 25 МВт;

Производство машин и оборудования 4,5 - 25 МВт;

Химическое производство 6,5 МВт;

Обработка древесины, производство изделий из дерева 30 МВт.

Прогноз потребления электроэнергии потребителями ОАО "Мосэнергосбыт"

N п/п	Наименование организации	Годовой объем электропотребления за 2012 год (млн. кВт. ч.)	Максимум нагрузки (фактическ.) в 2012 году. МВт	Прогноз электропотребления, млн. кВт. ч.
				2013	2014	2015	2016	2017	2018
1	ОИЯИ	59,09	15,19	60,75	62,27	64,13	65,99	67,18	69,06
2	ЗАО "Агрокомбинат "Московский"	91,34	14,72	93,17	94,94	96,64	98,29	99,86	101,3
3	ОАО "Международный аэропорт "Шереметьево"	186,69	35,00	205,00	220,0	235,0	240,0	255,0	270,0
4	ОАО "ЭЗТМ"	49,58	17,82	49,80	50,80	51,50	52,00	52,70	53,50
5	ООО "Данон индустрия"	59,28	7,00	59,32	59,35	59,39	59,42	59,46	59,50
6	ООО "Марс"	61,10	8,10	64,15	67,20	70,25	73,30	76,35	79,40
7	ЗАО "Международный аэропорт "Домодедово"	115,28	20,40	115,31	115,3	115,4	115,4	115,5	115,5
8	ООО "ЭЛЕМАШ-ТЭК"	135,79	25,48	140,0	144,0	147,0	150,0	152,0	154,5
9	ОАО "Металлургический завод "Электросталь"	224,90	41,46	225,0	230,0	235,0	240,0	245,0	250,0

Из перечисленных потребителей у 6-ти годовой прирост электропотребления и находится в диапазоне значений 0,1% - 4,8%, в том числе:

ЗАО "Международный аэропорт "Домодедово" - 0,5%;

ООО "Элемаш-ТЭК" - 3,1%;

ООО "Марс" Ситенка - 4,8%;

ЗАО "Агрокомбинат "Московский" - 2%;

ОАО "ЭЗТМ" - 0,5%;

ООО "Данон индустрия" - 0,1%.

В приведенном перечне крупных потребителей ОАО "Мосэнергосбыт" следует обратить внимание на максимум электрической нагрузки следующих предприятий:

Металлургическое производство в г. Электросталь - 41,46 МВт;

Обслуживание и эксплуатация аэропортов "Домодедово" и "Шереметьево" - 20,4 - 35 МВт соответственно;

Необходимо отметить два обстоятельства:

Годовой прирост электропотребления в среднем составит около 1-2% и только по отдельным потребителям, находится в диапазоне значений 2%-8%. Международный аэропорт Шереметьево характеризуется высоким темпом роста нагрузки, который составит 8,9%.

Самые крупные потребители: металлургическое производство в г. Электросталь - 41,5 МВт, машиностроение в г. Электросталь - 17,8 МВт.

Перспектива роста электрических нагрузок ОАО "Международный аэропорт Шереметьево".

Международный аэропорт Шереметьево - крупнейший российский аэропорт по обслуживанию международных рейсов - утвердил комплексную Программу инновационного развития на период до 2015 года.

Сегодня на территории аэропорта Шереметьево располагаются пять пассажирских терминалов, железнодорожная станция и множество служебных зданий.

Развитие Международного аэропорта Шереметьево состоит из нескольких этапов, рассчитанных на среднесрочную и долгосрочную перспективу. Он предусматривает улучшение существующей инфраструктуры аэропорта, строительство дополнительных скоростных и магистральных рулежных дорожек, развитие южной и северной зоны аэропорта, а также открытие второй летной зоны с новой взлетно-посадочной полосой (ВПП-3).

Перспективная присоединяемая электрическая нагрузка аэропорта Шереметьево

Наименование	Присоединяемая нагрузка, МВт
	Всего, в т.ч. по годам	2010 г.	2015 г.	2030 г.
Сектор Шереметьево-1	25,4	9,6	11,8	4
Сектор Шереметьево-2	22,7	13,2	9,5
Сектор ИВППЗ	28,3	4,7	14	9,6
Всего	76,4	27,5	35,3	13,6

Максимальная нагрузка в 2010 г. ОАО "Международный аэропорт Шереметьево" с учетом логистического парка составила 23 МВт. Следовательно, перспективное развитие аэропорта предполагает более чем 3-х кратное увеличение нагрузки.

Перспектива роста электрических нагрузок ЗАО "Международный аэропорт Домодедово".

Намечаемая реконструкция и строительство пассажирского терминала Международного аэропорта Домодедово приведет к увеличению его общей площади более чем в 9 раз (к 2017 году).

Строительство многоярусных паркингов позволит увеличить число парковочных мест к 2014 году до 9700 мест; расширение грузового терминала увеличит его пропускную способность более чем в два раза - со 160 до 360 тыс. тонн в год.

В ближайших планах: расширение грузового терминала, реконструкция фабрики бортового питания, строительство собственной теплоэлектростанции, расширение подъездных путей к аэропорту. Развитие аэропорта Домодедово предусматривает ряд проектов, направленных на развитие аэропортовой территории

Рассматривается строительство собственной мини-ТЭЦ, что даст возможность в бесперебойном режиме обеспечивать аэропорт тепловой и электрической энергией: первая очередь объекта - в 2013, вторая - в 2016 году.

Перспективные дополнительные электрические нагрузки аэропорта Домодедово

Наименование ПС	Предполагаемый год ввода объекта	Присоединяемая нагрузка, МВт
		Всего, в т.ч. по годам	2011 - 2015 гг.	2016 - 2018 гг.
ПС Яковлево-2	2020	50	35	15
ПС Взлетная	2020	53	38	15
Итого		103	73	30

Максимальная нагрузка в 2010 г. ЗАО "Международный аэропорт Домодедово" составила 53 МВт. Следовательно, перспективное развитие аэропорта предполагает 2-х кратное увеличение нагрузки.

Анализ прироста максимума нагрузок ПС напряжением 35 кВ и выше энергосистемы Московской области за 2012 год.

В настоящем разделе приводится оценка прироста максимумов нагрузки подстанций напряжением 35 кВ и выше энергосистемы Московской области за 2012 год. Оценка выполнена по разнице показателей максимумов нагрузки трансформаторов и автотрансформаторов ПС за 2011 и 2012 года.

Показатели приняты по замерам, снятым на час прохождения максимума каждой отдельной ПС. Эти показатели характеризуют нагрузку ПС в час наступления её собственного максимума, который может не совпадать со временем прохождения максимума на других ПС, а так же максимума Московской энергосистемы. Поэтому в данной работе прирост максимумов нагрузок ПС в разрезе электрических сетей, муниципальных районов и городских округов следует понимать, как арифметическое суммирование максимумов ПС.

Показатели прироста нагрузки ПС напряжением 35 кВ и выше за 2012 г. в электрических сетях Московской энергосистеме приведены в таблице и на рисунке 4.2.3.

Показатели прироста нагрузки ПС за 2012 г. в электрических сетях

N п.п.	Наименование ЭС	Прирост нагрузки ПС за 2012 г.,
		МВА	МВт*	%**
1	Восточные электрические сети	282,8	254,0	26
2	Западные электрические сети	214,8	193,0	20
3	Северные электрические сети	312,4	281,0	29
4	Южные электрические сети	268,7	241,8	25
	Итого по Московской области	1078,7	969,8	100

* Прирост нагрузки в МВт получены расчетным путём.

** % к итогу по Московской области.

Учитывая собственный максимум нагрузки каждой подстанции прирост абсолютной максимальной нагрузки за рассматриваемый период составил 1816,6 МВА. Однако экспертная оценка, учитывающая соs ц и коэффициент Км - попадания максимума ПС в максимум Московской энергосистемы, позволила оценить прирост максимума нагрузки Московской энергосистемы за 2012 год в размере 820-910 МВт.

Значения соs ц и коэффициента Км определены методом обобщения показателей "Результатов контрольных замеров уровней напряжения на шинах ПС ЕНЭС, токов и мощностей в (авто) трансформаторах, присоединенных линий, отходящих от ПС ЕНЭС" на 19.12.2012 г.

Оценка прироста максимумов нагрузки ПС выполнена по электрическим сетям, городским округам (г.о.) и муниципальным районам (м.р.).

Из общего прироста максимальных нагрузок ПС за 2012 год 40% прироста приходятся на Центральные ЭС, т.е. к г. Москве, остальные 60% - к Московской области, в том числе: Восточные ЭС (15,5%), Западные ЭС (12%), Северные ЭС (17%) и Южные ЭС (15,5%).

Распределение прироста максимальных нагрузок ПС по городским округам и муниципальным районам приведено в таблице.

Распределение приростов максимальных нагрузок ПС ОАО "МОЭСК" по городским округам и муниципальным районам Московской области

N пп	Наименование городского округа и муниципальные районы	Прирост и снижение (-) макс. нагрузок ПС за 2012 г., МВА
Восточные электрические сети
1	г.о. Балашиха	25,9
2	Воскресенский м.р.	20,0
3	Егорьевский м.р.	25,1
4	г.о. Железнодорожный	26,1
5	Зарайский м.р.	1,1
6	г.о. Коломна	18,3
7	Коломенский м.р.	7,6
8	г.о. Красноармейск	4,6
9	г.о. Лосино-Петровский	5,4
10	Луховицкий м.р.	22,1
11	Ногинский м.р.	44,3
12	Озерский м.р.	2,2
13	Шатурский м.р.	-1,7
14	Орехово-Зуевский м.р.	6,2
15	г.о. Орехово-Зуево	12,8
16	Павлово-Пасадский м.р.	3,0
17	г.о. Реутов	16,3
18	г.о. Рошаль	1,1
19	г.о. Фрязино	8,0
20	г.о. Черниголовка	1,1
21	Щелковский м.р.	17,6
22	г.о. Электросталь	12,7
23	Владимирская обл.	2,7
Западные электрические сети
24	Волоколамский м.р.	9,3
25	г.о. Звенигород	5,5
26	Истринский м.р.	39,9
27	Лотошинский м.р.	2,8
28	Можайский м.р.	14,0
29	Наро-Фоминский м.р.	46,4
30	Одинцовский м.р.	79,5
31	Рузский м.р.	14,5
32	Шаховской м.р.	2,9
Северные электрические сети
33	г.о. Химки	37,3
34	Красногорский м.р.	35,2
35	Пушкинский м.р.	35,2
36	Солнечногорский м.р.	31,9
37	Сергиево-Посадский м.р.	29,7
38	г.о. Королев	27,9
39	Дмитровский м.р.	27,0
40	Мытищинский м.р.	23,8
41	Клинский м.р.	21,2
42	Талдомский м.р.	8,2
43	г.о. Ивантеевка	7,4
44	г.о. Лобня	16,7
45	г.о. Долгопрудный	10,9
Южные электрические сети
46	г.о. Домодедово	39,9
47	Каширский м.р.	11,4
48	Ленинский м.р.	21,4
49	Люберецкий м.р.	41,2
50	г.о. Дзержинский	6,2
51	г.о. Котельники	3,9
52	г.о. Лыткарино	-9,2
53	Подольский м.р.	2,6
54	г.о. Подольск	27,5
55	г.о. Климовск	11,5
56	Раменский м.р.	43,0
57	г.о. Жуковский	26,2
58	г.о. Бронницы	-4,8
59	Серебряно-Прудский м.р.	0,9
60	Серпуховский м.р.	0,2
61	г.о. Серпухов	8,4
62	г.о. Пущино	5,8
63	Ступинский м.р.	18,3
64	Чеховский м.р.	14,3

Наибольшие приросты максимальных нагрузок ПС отмечены в следующих муниципальных районах и городских округах (МВА):

- Одинцовский м.р. - 79,5;

- Наро-Фоминский м.р. - 46,4;

- Ногинский м.р. - 44,3;

- Раменский м.р. - 43,0;

- г.о. Домодедово - 39,9;

- Люберецкий м.р. - 41,2;

- Истринский м.р. - 39,9;

- г.о. Химки - 37,3;

- Красногорский м.р. - 35,2;

- Пушкинский м.р. - 35,2;

- Ленинский м.р. - 33,7;

- Солнечногорский м.р. - 31,9;

- Сергиево- Посадский м.р. - 29,7;

- г.о. Королёв - 27,9;

- Подольский м.р. - 27,5;

- Дмитровский м.р. - 27,0;

- г.о. Жуковский - 26,2;

- г.о. Железнодорожный - 26,1;

- г.о. Балашиха - 25,9;

- Егорьевский м.р. - 25,1.

Экстремумы прироста нагрузок ПС по муниципальным районам и округам проиллюстрированы на рисунке 4.2.4.

Список с наибольшими приростами максимальных нагрузок ПС за 2012 год приведенных муниципальных районов и городских округов не случаен. Эти районы и округа расположены в территориальной близости к Москве и здесь сосредоточены основные людские и промышленно-индустриальные ресурсы Московской области. Прирост нагрузки в этих районах осуществляется за счет строительства многофункциональных промышленных и транспортных центров логистики, индустриальных парков и промышленных округов.

В Одинцовском, Наро-Фоминском, Ногинском, Раменском районах, в городах Домодедово и Химки осуществляется интенсивное жилищное строительство, возводятся жилые микрорайоны с современной инфраструктурой. К примеру, в г. Одинцово в 2012 году началось строительство второго крупного микрорайона "Трёхгорка 2".

Наименьшие приросты максимальных нагрузок ПС отмечены в Серебряно-Прудском, Зарайском м.р., г.о. Рошаль и Черниголовка - порядка 1 МВА, Снижение максимальных нагрузок ПС имело место в г.о. Лыткарино - 9,2 МВА, г.о. Бронница - 4,8 МВА и Шатурский м.р. - 17 МВА.

Ниже приводятся характерные ПС с наибольшими и наименьшими приростами, а так же ПС, на которых имело место снижение нагрузки за 2012 год.

Снижение приростов максимальных нагрузок ПС в размере менее 1 МВА рассматривается, как показатель отсутствия роста нагрузки данной ПС.

Экстремумы прироста нагрузок на ПС в Восточных электрических сетях приведены в таблице и проиллюстрированы на рисунке 4.2.5.

Экстремумы прироста нагрузок на ПС в Восточных электрических сетях

Район	Подстанция	Прирост нагрузки ПС за 2012 г., МВА	Снижение нагрузки ПС за 2012 г., МВА
г.о. Балашиха	ПС 220 кВ Горенки	10,0
	ПС 110 кВ Кислородная	1,23
Воскресенский м.р.	ПС 110 кВ Фаустово	5,10
	ПС 110 кВ Виноградово		-1,28
Егорьевский м.р.	ПС 110 кВ Егорьевск	13,7
	ПС 110 кВ Двойня	0,15
г.о. Железнодорожный	ПС 110 кВ Минеральная	15,3
	ПС 35 кВ Черное	2,52
Зарайский м.р.	ПС 110 кВ Зарайск	2,21
	ПС 110 кВ Макеево (ж.д.)		-1,81
г.о. Коломна	ПС 110 кВ Бочманово	6,56
	ПС 110 кВ Щурово		-0,96
Коломенский м.р.	ПС 110 кВ Сетовка (ж.д.)	4,29
	ПС 110 кВ Чанки		-0,04
г.о. Красноармейск	ПС 110 кВ Гранит	3,14
	ПС 35 кВ Краф	1,46
г.о. Лосино-Петровский	ПС 110 кВ Монино	5,42
Луховицкий м.р.	ПС 110 кВ Гавриловская	10,1
	ПС 110 кВ Луховицы		-0,57
Ногинский м.р.	ПС 110 кВ Захарово	8,40
	ПС 35 кВ Буньково		-0,91
Озерский м.р.	ПС 110 кВ Озеры	1,92
	ПС 110 кВ Рубин		-0,50
Орехово-Зуевский м.р.	Куровская	2,92
	ПС 110 кВ Запутная (ж.д.)		-3,43
г.о. Орехово-Зуево	ПС 110 кВ Зуево	2,86
	ПС 110 кВ Орехово		-0,38
Павлово-Посадский м.р.	ПС 110 кВ Павлово	8,70
	ПС 110 кВ Экситон (аб.)		-11,07
г.о. Реутов	ПС 220/110 кВ Восточная	10,5
	ПС 110 кВ Ясная (аб.)	5,81
г.о. Рошаль	ПС 110 кВ Рошаль	1,14
г.о. Фрязино	ПС 110 кВ Фрязино	8,04
г.о. Черноголовка	ПС 110 кВ Черноголовка	1,14
Шатурский м.р.	ПС 35 кВ Спартак	0,34
	ПС 110 кВ Кривандино (ж.д.)		-2,13
Щелковский м.р.	ПС 110 кВ Гребнево	7,49
	ПС 110 кВ Горелово		-1,13
г.о. Электросталь	ПС 110 кВ Дуговая	8,40
	ПС 110 кВ Затишье		-1,46
Владимирская область	ПС 110 кВ Дубки	1,38
	ПС 110 кВ Головино	0

В Восточных электрических сетях наибольший прирост нагрузок отмечается на ПС 110 кВ Минеральная (15,3 МВА), ПС 110 кВ Егорьевск (13,7 МВА), ПС 110 кВ Гавриловская (10,1 МВА), так же ПС 220 кВ Восточная (10,5 МВА) и Горенки (10 МВА). От указанных ПС осуществляется электроснабжение подмосковных городов Балашиха, Горенки и Железнодорожный, прирост нагрузки которых в значительной степени определяется интенсивным развитием жилищного строительства, застройки коттеджей.

Экстремумы прироста нагрузок в Западных электрических сетях приведены в таблице и проиллюстрированы на рисунке 4.2.6.

Экстремумы прироста нагрузок на ПС в Западных электрических сетях

Район	Подстанция	Прирост нагрузки ПС за 2012 г., МВА	Снижение нагрузки ПС за 2012 г., МВА
Волоколамский м.р.	ПС 110 кВ Волоколамск
	ПС 35 кВ Холстиково		-1,4
г.о. Звенигород	ПС 110 кВ Звенигород	5,5
Истринский м.р.	ПС 220 кВ Слобода	11,5
	ПС 110 кВ Ивановская	8,0
	ПС 110 кВ Манихино (аб.)		-1,1
Лотошинский м.р.	ПС 110 кВ Лотошино	1,6
	ПС 35 кВ Введенская	0,6
	ПС 35 кВ Ошейкино	0,6
Можайский м.р.	ПС 110 кВ Можайск	2,5
	ПС 110 кВ Шевардино (ж.д.)		-0,4
Наро-Фоминский м.р.	ПС 220 кВ Встреча	14,4
	ПС 110 кВ Нарофоминск	14,8
Одинцовский м.р.	ПС 110 кВ Мамоново	12,7
	ПС 110 кВ Отрадное		-9,1
Рузский м.р.	ПС 110 кВ Шелковка	3,3
	ПС 35 кВ Кирилловка		-2,6
Шаховской м.р.	ПС 110 кВ Шаховская	1,8

Таким образом, наибольший прирост нагрузки в Западных электрических сетях приходится на ПС 220 кВ Встреча (14,4 МВА) и ПС 110 кВ Нарофоминск (14,8 МВА). Прирост происходит за счет роста потребления мощности в подмосковных городах Внуково и Нарофоминск, в том числе в сфере расширения инфраструктуры аэропорта Внуково.

Экстремумы прироста нагрузок на ПС в Северных электрических сетях приведены в таблице и проиллюстрированы на рисунке 4.2.7.

Экстремумы прироста нагрузок в Северных электрических сетях

Район	Подстанция	Прирост нагрузки ПС за 2012 г., МВА	Снижение нагрузки ПС за 2012 г., МВА
Дмитровский м.р.	ПС 110 кВ Юрьево	9,9
	ПС 110 кВ Комсомольская		-3,4
	ПС 110 кВ Яхрома		-4,5
	ПС 110 кВ Икша 1		-5,5
	ПС 110 кВ Икша 2		-6,2
Долгопорудный м.р.	ПС 110 кВ Долгопрудная	8,5
г.о. Ивантеевка	ПС 110 кВ Речная	4,7
Клинский м.р.	ПС 110 кВ Круг		-0,1
	ПС 110 кВ Алферово (аб)		-5,5
	ПС 110 кВ Клин	6,6
	ПС 110 кВ Ямуга	6,8
г.о. Королев	ПС 110 кВ Костино	8,7
	ПС 110 кВ Клязьма	10,3
Красногорский м.р.	ПС 220 кВ Куркино	13,6
	ПС 110 кВ Нахабино	6,9
	ПС 110 кВ Павшино	13,4
	ПС 110 кВ Ангелово	0,7
г.о. Лобня	ПС 110 кВ Луговая	12,4
Мытищинский м.р.	ПС 110 кВ Аксаково	6,3
	ПС 110 кВ Роса	6,5
	ПС 35 кВ Метровагонмаш (аб)		-1,0
Пушкинский м.р.	ПС 10 кВ Мамонтовская	6,8
	ПС 110 кВ Пушкино	15,4
	ПС 35 кВ Правда		-0,3
	ПС 35 кВ Пушкино (ж.д.)		-0,1
	ПС 35 кВ Софрино (ж.д.)		-0,1
Сергиево-Посадский м.р.	ПС 110 кВ Хотьково	6,6
	ПС 110 кВ Смолино		-0,1
	ПС 110 кВ Чирково		0,1
	ПС 35 кВ Гвоздево	0
	ПС 35 кВ Горбуново	0
	ПС 35 кВ Грачево	0
Солнечногорский м.р.	ПС 220 кВ Омега	6,3
	ПС 110 кВ Поварово	8
	Пс 110 кВ Солнечногорск		-1,6
	ПС 110 кВ Осиновка		-2,7
	ПС 35 кВ Воронино	0,1
Талдомский м.р.	ПС 110 кВ Вербилки		-2,2
	ПС 110 кВ Талдом 2		-1.4
	ПС 110 кВ Юркино 2		-0,3
г.о. Химки	ПС 220 кВ Старбеево	8,8
	ПС 110 кВ Планерная	17,4
	ПС 110 кВ Бутаково	6
	ПС 110 кВ Бурцево (аб)	7,2
	ПС 110 кВ Аэропорт		-2,3
	ПС 110 кВ Вашутино		-0,1
	ПС 110 кВ Лобаново (аб)		-9,8

Наибольший прирост нагрузки отмечается на ПС 110 кВ Планерная (17,4 МВА), ПС 110 кВ Куркино (13,6 МВА) и ПС 110 кВ Нахабино (13,4 МВА). На этих ПС рост нагрузки происходит за счет роста жилищного строительства в городах Химки, Куркино и Нахабино, а так же создания складских терминалов, торговых комплексов и индустриальных парков.

Экстремумы прироста нагрузок на ПС в Южных электрических сетях приведены в таблице и проиллюстрированы на рисунке 4.2.8.

Экстремумы прироста нагрузок в Южных электрических сетях

Район	Подстанция	Прирост нагрузки ПС за 2012 г., МВА	Снижение нагрузки ПС за 2012 г., МВА
г.о. Домодедово	ПС 110 кВ Санаторная	6,0
	ПС 110 кВ Барыбино (ж.д.)		-0,6
Каширский м.р.	ПС 110 кВ Ожерелье (ж.д.)	2,9
	ПС 110 кВ Сорокино		-0,5
Ленинский м.р.	ПС 110 кВ Видное	5,0
	ПС 35кВ МКГЗ (аб.)	5,0
	ПС 110 кВ Апаренки		-1,3
Люберецкий м.р.	ПС 110 кВ Болятино	10,9
	ПС 110 кВ Малаховка (аб.)	2,8
г.о. Котельники	ПС 110 кВ Котельники	3,9
г.о. Дзержинский	ПС 110 кВ Дзержинская	1,4
	ПС 110 кВ Юбилейная	4,9
г.о. Лыткарино	ПС 220/110 кВ Мячково (аб.)	1,2
	ПС 110 кВ Тураево (аб.)		-5,8
Подольский м.р.	ПС 110 кВ Лаговская	2,6
	ПС 35 кВ Ежовка		-0,2
	ПС 35 кВ Епифановка		-0,2
Подольский г.о.	ПС 110 кВ Северово	9,5
	ПС 220/110 кВ Гулево		-0,1
г.о. Климовск	ПС 110 кВ Весенняя	11,2
	ПС 110 кВ Климовская	0,3
Раменский м.р.	ПС 110 кВ Донино	9,7
	ПС 110 кВ Сафоново (аб.)	0,2
	ПС 35 кВ Стрела (аб.)	0
г.о. Жуковский	ПС 220/110 кВ ЦАГИ	21,7
	ПС 110 кВ ЦРП (аб.)	0,8
г.о. Бронницы	ПС 110 кВ Бронницы		-4,8
Серебряно-Прудский м.р.	ПС 110 кВ Узуново (ж.д.)	4,8
	ПС 110 кВ Степная (ж.д.)		-5,7
Серпуховской м.р.	ПС 110 кВ Лазарево	4,6
	ПС 110 кВ Дворики (аб.)		-8,9
г.о. Пущино	ПС 110 кВ Пущино	5,8
Ступинский м.р.	ПС 110 кВ Сидорово	10,0
	ПС 110 кВ Алеево (аб.)		-7,6
Чеховский м.р.	ПС 110 кВ Гришенки	4,0
	ПС 110 кВ Полиграф (аб.)		-3,7

В Южных электрических сетях наибольший прирост нагрузки приходится на ПС ЦАГИ (21,7 МВА), ПС 110 кВ Болятино (10,9 МВА) и Сидорово (10 МВА). Рост нагрузки ПС ЦАГИ связан с развитием авиационного научного центра и города Жуковский

Прогноз электропотребления в разрезе основных ВЭД по Московской области рассчитан с учетом влияния основных факторов, в их числе реализация новых инвестиционных проектов и сведения о развитии действующих потребителей. В среднесрочном периоде учтены заявки и выданные технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электроэнергии к электрическим сетям. При составлении прогноза использованы указанные в заявках сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках их ввода в эксплуатацию, а также о характере нагрузки (ВЭД хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электроэнергии по ВЭД и годам прогнозирования. В долгосрочной перспективе прогноз спроса формируется в значительной мере на базе инвестиционных проектов.

На территории Московской области рост электропотребления определяется в значительной мере опережающими темпами развития обрабатывающих производств в первую очередь за счет развития отраслей традиционной специализации, представленной, в том числе энергоемкими видами продукции - производством строительных материалов, химической продукции, пищевых продуктов, разнообразной продукции машиностроения, включая транспортное машиностроение, авиационную, ракетно-космическую и оборонную промышленность. В числе крупных промышленных потребителей рассматриваются:

- металлургический завод ООО "ОКА-СТАЛЬ" в Каширском районе;

- завод лакокрасочных покрытий в Каширском районе;

- производство стеклотары в Егорьевском районе;

- завод по производству дизелей - совместное предприятие DIESEL TECHNOLOGY в г.о. Коломна;

- завод по производству воротных систем и складского оборудования в Можайском районе;

- производство стройматериалов в Шатурском районе и г.о. Электросталь.

На территории Московской области в числе крупных потребителей, формирующих спрос на электроэнергию, рассматривается создание следующих индустриальных парков:

- Индустриальный парк "Озеры" (Озерский р-н);

- Индустриальный парк "Ступино" (Ступинский р-н);

- Индустриальный парк "Волоколамский" (Волоколамский р-н);

- Технопарк "Дмитровский" (Дмитровский р-н);

- Промышленный парк "Ступино-промзона" (Ступинский р-н);

- Индустриальный парк "Терново-2" (Каширский р-н);

- Индустриальный парк "Рошаль" (г. Рошаль);

- Промышленный парк "Образцово" (г. Ступино);

- Промышленный парк " Шматово" (Ступиинский р-н)

- Многофункциональный парк "Рыльково" (Можайский р-н);

- Многофункциональный парк "Котово" (Наро-Фоминский р-н);

- Многофункциональный парк "Северное Домодедово".

Рост электропотребления в сельском хозяйстве Московской области определяется увеличением эффективности производства за счет механизации и электрификации производственных процессов, прежде всего в животноводстве, тепличных хозяйствах, на перерабатывающих предприятиях. Создание экономических и правовых условий для привлечения инвестиций в сельское хозяйство Московской области, в том числе за счет средств промышленных предприятий, перерабатывающих сельскохозяйственную продукцию, организаций торговли, наконец, формирование собственных перерабатывающих производств и оптово-сбытовых структур при условии создания инфраструктуры и прежде всего дорожной сети - все это определяет возможности формирования отрасли. Создание предприятий для переработки и хранения сельскохозяйственной продукции определяет рост потребности в электроэнергии для электрификации силовых и тепловых процессов (поддержание микроклимата в производственных помещениях, тепловая обработка продуктов). Кроме того специализация на пригородном типе хозяйства с круглогодичным обеспечением населения мегаполиса овощной и цветочной продукцией определяет рост электропотребления на нужды тепличных комплексов. Доля сельскохозяйственного производства в суммарной структуре электропотребления несколько возрастает, оставаясь в пределах 2,5%.

Рост электропотребления на транспорте обусловлен развитием аэропортов: строительство дополнительных терминалов, объектов инфраструктуры, организация дополнительных железнодорожных транспортных связей, в том числе скоростная железная дорога, соединяющая аэропорты. Кроме того, необходимо будет обеспечить электроснабжение центров логистики - вокруг Москвы на пересечениях ЦКАД и других скоростных магистральных автомобильных дорог с магистральными автомобильными и железными дорогами в районе населенных пунктов. Получит развитие электрифицированный городской транспорт в Подольске, Видное и др. городах. В региональном варианте также учитывается создание нового международного грузового порта на базе аэродрома Луховицы (Третьяково), относящегося к аэродромам экспериментальной авиации, и грузового аэропорта на базе аэродрома Ступино. В целом, доля сектора в структуре электропотребления может возрасти к 2020 году до 8% (при 7,4% в 2011 г.).

Региональный вариант электропотребления Московской области, сформированный на базе информации, представленной муниципальными образованиями по заявленной мощности потребителей, характеризуется высокой долей нагрузки на нужды жилищного строительства и развития социальной сферы, что определяет высокий прирост электропотребления на нужды домашних хозяйств и сферы услуг. С учетом развития предприятий сферы услуг и постепенного приближения к столичному уровню, как по качеству, так и по спектру предоставляемых услуг, доля сектора может возрасти до 14% в суммарной структуре электропотребления к 2020 году, при этом удельные показатели расхода электроэнергии в расчете на одного жителя возрастают в 1,4 раза по сравнению с современным уровнем (в базовом варианте - в 1,2 раза). Прогнозируемая структура электропотребления Московской области для регионального варианта представлена на рисунке 4.2.3.

Изменение суммарной структуры электропотребления по Московскому региону, как единой территории, обслуживаемой энергосистемой Москвы и Московской области, в период до 2020 года определяется незначительным увеличением доли промышленных производств в базовом варианте и ее снижением в региональном варианте, ростом транспортной составляющей в обоих вариантах и сферы услуг, а также домашних хозяйств с опережением в региональном варианте.

Перспективная структура потребления электроэнергии по Московской области

Виды экономической деятельности	Отчет		Прогноз-базовый вариант				Прогноз-региональный вариант
	2011 г.*		2015 г.		2020 г.		2015 .г		2020 г.
	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%	млрд. кВт. ч.	%
Промышленное производство	15,50	35,6	19,81	39,0	23,65	39,3	21,16	39,2	26,52	39,6
Строительство	1,00	2,3	1,12	2,2	1,41	2,3	1,19	2,2	1,54	2,3
Транспорт и связь	3,23	7,4	3,76	7,4	4,54	7,6	3,99	7,4	5,22	7,8
Непроизводственная сфера, в т.ч.:	15,15	34,8	15,80	31,1	19,23	32,0	16,57	30,7	21,04	31,5
домашние хозяйства	8,08	18,5	8,84	17,4	10,70	17,8	9,23	17,1	11,67	17,4
сфера услуг	7,07	16,2	6,96	13,7	8,53	14,2	7,34	13,6	9,37	14,0
Производственные нужды с/х	0,91	2,1	1,12	2,2	1,47	2,4	1,30	2,4	1,61	2,4
Итого полезное потребление	35,79	82,1	41,61	81,9	50,30	83,7	44,21	81,9	55,93	83,6
потери в сетях	5,90	13,5	7,27	14,3	7,58	12,6	7,72	14,3	8,42	12,6
с.н. электростанций	1,89	4,3	1,93	3,8	2,24	3,7	2,04	3,8	2,54	3,8
Всего потребление	43,58	100,0	50,81	100,0	60,12	100,0	53,97	100,0	66,89	100,0

* - электропотребления по крупным ВЭД за 2011 г. представлено на базе структуры Росстата.

4.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным энергорайонам Московской энергосистемы.

С учетом результатов ретроспективного анализа и выявленными тенденция изменения показателей отчетных режимов электропотребления Московской энергосистемы разработаны перспективные режимы электропотребления для двух вариантов электропотребления - базового и регионального. Перспективные электрические нагрузки Московской энергосистемы для базового варианта электропотребления были приняты в соответствии с данными Схемы и программы развития Единой энергетической системы России, включающей Схему и программу развития Единой национальной (Общероссийской) электрической сети напряжением 220 кВ и выше на период 2012 - 2018 гг. При разработки перспективных режимов регионального варианта учитывались данные приложения 1 к Протоколу совещаний по вопросам стратегии энергообеспечения муниципальных образований Московской области с учетом перспективного развития территорий.

Московская энергосистема является самой большой в ОЭС Центра. Ее доля в настоящее время составляет около 46 % по мощности и 44% по электроэнергии от общего объема центрального региона.

Максимальная электрическая нагрузка Московской энергосистемы к 2020 г. ожидается на уровне 22,8 млн. кВт в базовом варианте и 23,9 млн. кВт - в региональном варианте электропотребления. Среднегодовой прирост за период 2013 - 2020 гг. составит 2,9% и 3,6% соответственно. Основные показатели перспективных режимов электропотребления Московской энергосистемы на период 2013 - 2020 гг. представлены в таблице 4.3.1 для условий температурной нормы.

Максимальные электрические нагрузки Московской энергосистемы для регионального и базового вариантов электропотребления в графическом виде представлены на рисунке 4.3.1.

Таблица 4.3.1

Отчетные и перспективные режимы электропотребления Московской энергосистемы

Наименование	Ед. измер.	2012 г. факт	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Региональный вариант
Э год с зарядом ГАЭС	млрд. кВтч	100,92	104,31	108,78	113,40	117,69	122,24	127,11	132,01	136,87
Э/э на заряд ГАЭС	млрд. кВтч	2,58	2,58	3,60	3,95	3,95	3,95	3,95	3,95	3,95
Эгод без ГАЭС	млрд. кВтч	98,34	101,73	105,18	109,45	113,74	118,29	123,15	128,06	132,92
Р мах собств.	млн. кВт	18,05	18,54	19,32	20,17	20,84	21,51	22,24	23,03	23,87
Т мах	час/год	5448	5487	5445	5428	5459	5499	5538	5562	5570
Базовый вариант
Э год с зарядом ГАЭС	млрд. кВтч	100,88	103,50	106,50	109,95	113,61	117,47	121,40	125,50	129,36
Э/э на заряд ГАЭС	млрд. кВтч	2,58	2,58	3,60	3,95	3,95	3,95	3,95	3,95	3,95
Эгод без ГАЭС	млрд. кВтч	98,30	100,92	102,90	106,00	109,66	113,52	117,45	121,55	125,41
Р мах собств.	млн. кВт	18,05	18,07	18,41	19,19	19,86	20,73	21,52	22,16	22,76
Т мах	час/год	5446	5585	5589	5524	5522	5476	5458	5485	5510

Московская область, обслуживаемая Московской энергосистемой, в настоящее время составляет порядка 43,5% от общей нагрузки энергосистемы. На перспективу прогнозируется увеличение доли потребления мощности Московской областью в региональном варианте электропотребления (до 47%), что обусловлено, в первую очередь, опережающим развитием жилого строительства и промышленного производства, а также выводом промышленных предприятий из г. Москвы на территорию Московской области. Долевое потребление мощности субъектами РФ, расположенных в оперативной зоне работы Московской энергосистемы, представлено на рисунке 4.3.2.

Совмещенная нагрузка Московской области на час максимума Московской энергосистемы в 2012 году составила 7,8 млн. кВт. К 2020 году прогнозируется увеличение совмещенной нагрузки на час максимума энергосистемы в базовом варианте до 9,8 млн. кВт, в региональном варианте - 11,3 млн. кВт.

Среднегодовые темпы прироста совмещенных нагрузок по Московской области на час прохождения максимума Московской энергосистемы представлены в таблице 4.3.2.

Таблица 4.3.2

Среднегодовые темпы прироста совмещенных нагрузок по Московской области и в целом по Московской энергосистеме, %

Наименование	Базовый вариант			Региональный вариант
	2013 - 2015 гг.	2016 - 2020 гг.	за период 2013 - 2020 гг.	2013 - 2015 гг.	2016 - 2020 гг.	за период 2013 - 2020 гг.
Московская энергосистема	2,06	3,47	2,94	3,77	3,43	3,56
в т.ч. Московская область	0,59	4,26	2,87	5,71	4,15	4,73

Как видно из таблицы 4.3.2 наибольшие темпы прироста на перспективу по Московской области ожидаются в региональном варианте электропотребления. Причем наибольший прирост нагрузки (5,7%) прогнозируется в период до 2015 года. Это объясняется намечаемым вводом в этот период большого количества промышленных объектов, а также объектов жилой застройки. В последующие периоды произойдет небольшое снижение темпов прироста нагрузки, но в среднем он останется высоким - 4,7% за весь рассматриваемый период. В базовом варианте электропотребления Московская область будет характеризоваться наименьшим среднегодовым приростом за весь рассматриваемый период. Среднегодовой прирост за период 2013 - 2020 гг. составит 2,9%.

В таблице 4.3.3 и на рисунке 4.3.3 представлены основные количественные характеристики режимов электропотребления Московской области на период до 2020 года для условий температурной нормы.

Таблица 4.3.3

Отчетные и перспективные режимы электропотребления Московской области (без учета потребления на заряд ГАЭС)

Наименование	Ед. измер.	2012 г. факт	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Региональный вариант
Э год	млрд. кВтч	43,89	45,67	47,50	50,02	52,59	55,07	57,63	60,26	62,94
Р совм.	млн. кВт	7,84	8,24	8,74	9,26	9,66	10,07	10,49	10,90	11,35
Т совм.	час/год	5599	5545	5437	5402	5444	5468	5494	5528	5545
Базовый вариант
Э год	млрд. кВтч	43,89	45,25	45,57	46,86	48,52	50,40	52,27	54,29	56,17
Р совм.	млн. кВт	7,84	7,80	7,90	7,98	8,28	8,69	9,18	9,52	9,83
Т совм.	час/год	5599	5800	5768	5872	5860	5800	5693	5703	5714

Московский регион, по сравнению с ОЭС Центра в целом и другими крупными субъектами РФ, характеризуется разуплотненным годовым режимом электропотребления. В зависимости от температурных условий прохождения осенне-зимнего периода число часов использования максимума нагрузки энергосистемы составляет 5200 - 5600 в год. Так в целом по ОЭС Центра этот же показатель составляет 5900 - 6200 часов; по Ленинградской энергосистеме - 5600 - 5900 часов.

Низкие значения чисел часов использования максимальной нагрузки Московской энергосистемы определяются преобладанием в структуре электропотребления непроизводственной сферы. На перспективу ожидается рост электропотребления, связанный с развитием транспортной инфраструктуры и непроизводственной сферы.

К 2020 году число часов использования максимума нагрузки Московской энергосистемы прогнозируется на уровне 5510 часов для базового варианта электропотребления и 5570 часов - для регионального варианта против 5448 часов в 2012 году.

Московская область характеризуется более плотным режимом электропотребления. Это обусловлено более высокой долей обрабатывающих производств в структуре электропотребления Московской области и более низкой долей электропотребления домашнего хозяйства и сферы услуг на перспективу по сравнению с г. Москва. Число часов использования совмещенной нагрузки на час прохождения максимума Московской области в 2012 году составило - 5599 часов. В региональном варианте электропотребления к 2020 году по Московской области ожидается число часов использования нагрузки практически на уровне отчетного, в базовом варианте - ожидается уплотнение на 160 часов до уровня 5570 часов.

На основе отчетных суточных графиков нагрузки и с учетом основных направлений развития Московского региона были экспертно разработаны перспективные суточные графики электрической нагрузки Московской энергосистемы для характерных рабочих суток зимы и лета на уровне 2020 г. для базового и регионального вариантов электропотребления. Ожидаемая конфигурация суточных графиков нагрузки представлена на рисунке 4.3.4. Конфигурация определена без учета потребления электроэнергии на заряд в ночное время действующей Загорской ГАЭС и намечаемой к вводу Загорской-2.

4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период.

Прогноз теплопотребления крупных потребителей Московской области

N п/п	Наименование потребителя, место расположения	Прогноз теплопотребления, тыс. Гкал
		2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
1	МУП "ПТО ЖКХ" г.п. Ступино	489	479	469	464	459	457	455	453	452
2	ООО "Полиграфинвест", г.п. Ступино	8	8	8	8	8	8	8	8	8
3	ОАО "Ступинское машиностроительное производственное предприятие", г.п. Ступино	33	32	31	31	31	31	31	31	31
4	ОАО "Ступинский ЗЯБ", г.п. Ступино	4	4	4	4	4	4	4	4	4
5	ООО "Ступинский завод железобетонных изделий и конструкций", г.п. Ступино	6	6	6	6	6	6	6	6	6
6	ОАО "Люберецкая теплосеть", г. Люберцы	198	194	190	188	186	185	184	183	182
7	МУП "ЭКПО", г. Дзержинский	308	302	296	293	290	289	288	287	286
8	МУЖКП "Котельники", г. Котельники	141	138	135	134	133	132	131	130	130
9	ФГУП "ФЦДТ "СОЮЗ", г. Дзержинский	29	28	27	27	27	27	27	27	27
10	ООО "ЭК СОЛИД", г. Котельники	38	37	36	36	36	36	36	36	36
11	Дзержинский ПСФ ОАО "СПК МОСЭНЕРГОСТРОЙ", г. Дзержинский	6	6	6	6	6	6	6	6	6
12	ООО "Простор-СФ", г. Дзержинский	13	13	13	13	13	13	13	13	13
13	ФГУП "ММПП "САЛЮТ" филиал "МКБ "Горизонт", г. Дзержинский	7	7	7	7	7	7	7	7	7
14	ООО УК "Успех", г. Котельники	16	16	16	16	16	16	16	16	16
15	ООО "СИНДИ-М", г. Котельники	5	5	5	5	5	5	5	5	5
16	ОАО "НПО ЭНЕРГОМАШ им. Академика В.П. Глушко", г. Химки	53	52	51	50	50	50	50	50	50
17	ООО "Орехово-Зуевская теплосеть", г. Орехово-Зуево	100	98	96	95	94	94	94	94	94
18	ООО "Ткани ОРЕТЕКС", г. Орехово-Зуево	6	6	6	6	6	6	6	6	6
19	ООО "Пряжа и трикотаж ОРЕТЕКС", г. Орехово-Зуево	4	4	4	4	4	4	4	4	4
20	ООО "Ткацкие изделия ОРЕТЕКС", г. Орехово-Зуево	1	1	1	1	1	1	1	1	1
21	ПК "Корпорация Электрогорскмебель", г. Электрогорск	29	28	27	27	27	27	27	27	27
22	ООО "ЭЛИНКОМ", г. Электрогорск	84	82	80	79	78	78	78	78	78
23	МУП "ПТП ГХ", г. Электросталь	74	73	72	71	70	70	70	70	70
24	МУП "Коммунальщик", г. Электрогорск	36	35	34	34	34	34	34	34	34
25	МУП "ЭНЕРГЕТИК", г. Павловский Посад	64	63	62	61	60	60	60	60	60
26	ОАО "ЭНИЦ", г. Электрогорск	6	6	6	6	6	6	6	6	6
27	ф-л Кунцево Фонда развития международного университета", МО Одинцовский р-н, пос. Заречье	23	23	23	23	23	23	23	23	23
28	МП "Химкинская теплосеть", г. Химки	574	563	552	546	541	538	535	533	531
29	ОАО "МКБ"Факел" им. академика П.Д. Грушина", г. Химки	24	24	24	24	24	24	24	24	24
30	ООО "СТ-Сервис", г. Химки	11	11	11	11	11	11	11	11	11
31	ООО "ТСБ", г. Балашиха	25	25	25	25	25	25	25	25	25
32	МУП "ДЕЗ "Горхоз"	194	194	194	194	194	194	194	194	194
33	ОАО "КЗМК"	16	16	16	16	16	16	16	16	16

Прогноз отпуска теплоэнергии от ТЭС, тыс. Гкал

Принадлежность к компании/Наименование электростанции	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
ОАО "Мосэнерго"
ГРЭС-3	579,0	579,0	579,0	585,0	585,0	585,0	585,0	585,0	585,0
ТЭЦ-17	540,0	540,0	540,0	543,0	543,0	543,0	543,0	543,0	543,0
ТЭЦ-22	8908,0	8908,0	8908,0	8805,0	8805,0	8805,0	8794,4	8794,4	8794,4
ТЭЦ-27	1776,8	1776,8	1776,8	3318,5	3318,5	3318,5	3318,5	3318,5	3318,5
Каширская ГРЭС - филиал ОАО "ОГК-1"	309	270	270	270	270	270	270	270	270
Филиал "Шатурская ГРЭС" ОАО "Э.ОН Россия"	398,4	399,3	400,3	401,3	402,3	403,3	404,6	405,9	407,0
Итого:	12 511	12 473	12 474	13 923	13 924	13 925	13 915	13 917	13 918

На основании представленной информации можно отметить следующее: объемы потребления тепловой энергии крупными потребителями в сфере промышленного производства в рассматриваемом прогнозном периоде практически не изменяются.

Вместе с тем, в коммунальной сфере имеет место тенденция снижения объемов потребления тепла, связанная с проведением мероприятий по энергосбережению и энергоэффективности в жилищно-коммунальном комплексе.

Ожидаемый рост потребления тепловой энергии по муниципальным образованиям Московской области связан с масштабным жилищным строительством и обусловлен присоединением новых потребителей.

4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Московской области.

При разработке предложений по развитию генерирующих мощностей в Московской энергосистеме на перспективу до 2020 г. были использованы:

- Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2013 - 2017 годы;

- Схема и программа развития Единой Энергетической Системы России на период 2012 - 2018 гг., разработанные в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах развития электроэнергетики";

- Результаты работы "Схема развития электрических сетей ОАО "МОЭСК" напряжением 110 кВ и выше в г. Москве и Московской области на период до 2020 г.", Москва, ОАО "Институт "ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ", 2012 г.;

- Материалы Прогнозного баланса электроэнергетики до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года и анализа отклонений параметров развития электроэнергетики от целевых параметров Генеральной схемы;

- Постановление Совета Федерации Федерального Собрания Российской Федерации от 27 декабря 2011 г. N 560-СФ "Об утверждении изменения границы между субъектами Российской Федерации городом федерального значения Москвой и Московской областью";

- Материалы к Схеме и программе развития Единой Энергетической Системы России на период 2013 - 2019 гг., разработанные в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах развития электроэнергетики";

- Материалы письма ОАО "Мосэнерго" N 25/1082 от 21.02.2013 г. о перспективной программе развитии генерирующих мощностей в период до 2020 г.;

- Письмо Департамента топливно-энергетического хозяйства г. Москвы N 01-01-1168/12 от 18.12.2012 г.

Согласно Постановлению Совета Федерации Федерального Собрания Российской Федерации N 560-СФ от 27 декабря 2011 г. с 1 июля 2012 года изменились границы между субъектами Российской Федерации городом федерального значения Москвой и Московской областью. По состоянию на конец 2011 г. на территории Московской области, присоединяемой с 01.07.2012 г. к г. Москве, находилась одна электростанция - ГТЭС на ПС 110 кВ "Сырово" (ОАО "Мобильные ГТЭС"). Установленная мощность ГТЭС "Сырово" - 22,5 МВт, проектным топливом является авиационный керосин.

В работе рассмотрены два варианта развития генерирующих мощностей Московской области, учитывая изменение границы между субъектами Российской Федерации городом Москвой и Московской областью

Предложения по развитию энергоисточников направлены на надежное электро- и теплоснабжение потребителей Московской энергосистемы.

Ввод нового электрогенерирующего оборудования без утилизации сбросного тепла, также как и строительство новых теплоисточников без когенерации не предусматривается.

Техническое перевооружение существующих энергоблоков тепловых электростанций, работающих на газе, а также их расширение планируется с применением парогазовых технологий.

В Московской области ОАО "РусГидро" планирует ввести Загорскую ГАЭС-2, установленной мощностью 840 МВт (четыре блока по 210 МВт).

Ввод мощных тепловых блоков, а в ОЭС Центра блоков атомных электростанций, имеющих ограниченные возможности регулирования мощности, усложняет возможность прохождение ночного минимума нагрузки, когда тепловые блоки не могут быть разгружены не только по техническим условиям, но и в связи с необходимостью несения тепловой нагрузки. Опыт эксплуатации Загорской ГАЭС и ее использования в целях регулирования электрических режимов показал, что она является не обычным генерирующим источником, а скорее многофункциональным источником оказания системных услуг, способствующих не только оптимизации суточного графика нагрузок, но и повышению надежности и качества электроснабжения. Использование ГАЭС в едином технологическом комплексе с крупными электростанциями или АЭС оптимизирует режимы работы теплоэнергетического оборудования.

Кроме того, в Московской области по планам развития и технического перевооружения объектов генерации децентрализованного электроснабжения предполагается ввести около 347, 434 МВт установленной мощности. В следующей таблице представлен перечень электростанций с указанием их места расположения и мощности энергоблоков, планируемых к вводу до 2018 г.

Ввод децентрализованного генерирующего оборудования в Московской области в период до 2018 г.

N п/п	Инвестор	Местонахождение	Состав энергоблока	Общая мощность энергоблоков, МВт
1	ООО "Теплицы Раменские"	Раменский м.р., совхоз "Раменское"	6 ГПУ	23,50
2	МП "Химкинская теплосеть"	Нагорное шоссе-6 г. Химки	5 ГПУ	10,10
3	ООО "СтройСети"	Красногорский м.р., мкр. Павшинская пойма	6 ГПУ	8,22
4	ОАО "Чеховская Энергетическая компания"	г. Чехов	3 ГПУ	11,72
5	ООО "Звенигородская Генерирующая Энергетическая Компания"	г.о. Звенигород, ул. Строителей	3 ГТУ	18,00
6	ЗАО "Каширский Молл"	Ленинский м.р., 24 км МКАД	9 ГПУ	9,58
7	ООО "Натек-Энерго"	г. Лобня, Краснополянское шоссе 8	5 ГПУ	15,05
8	ОАО "Межрегионэнергогаз"	Люберецкий м.р., пос. Томилино	13 ГПУ	102,35
9	ОАО "Межрегионэнергогаз"	г.о. Железнодорожный, мкр. "Ольгино"	8 ГТУ	37,10
10	ОАО "Племзавод Родники"	Раменский м.р., поселок Родники	5 ГПУ	8,80
11	ОАО "Дубненский машиностроительный завод" им. Н.П. Федорова	г. Дубна, ул. Железнодорожная	2 ГТУ	5,00
12	ООО "Агроинвитро"	Ленинский м.р., д. Верхнее Валуево	6 ГПУ	18,264
13	ООО "Спецжилстрой"	г. Наро-Фоминск, ул. Академическая	7 ГПУ	5,02
14	ООО "Мосроза"	Ступинский м.р., с. Татариново	3 ГПУ	7,2
15	ОАО "Приборный завод "Тензор"	г. Дубна, ул. Приборостроителей, 2	3 ГПУ	6,0
16	ЗАО "Домодедово Контракшн Менеджмент"	Международный аэропорт "Домодедово"	6 ГПУ	24,2
17	ООО "Колбасный завод "Ирмит"	Мытищинский район, д. Бородино, Осташковское ш., д. 59	3 ГПУ	6,0
18	ЗАО "Климовский специализированный патронный завод"	г. Климовск, ул. Заводская, д. 2	3 ГПУ	6,4
19	ООО "Строй-пласт"	Мытищинский район, д. Грибки	3 ГПУ	6,4
20	ФГУП "Спорт-Инжиниринг"	п. Парамоново, Дмитровского района	4 ГПУ	5,66
21	ООО "Серпуховский лифтостроительный завод"	Серпуховский район, вблизи д. Ивановское.	3 ГПУ	7,87
22	ООО "Группа компаний "Строительное управление 22"	Щелковский район, восточнее с. Анискино	5 ГПУ	5,0
	ВСЕГО			347,434

Однако следует отметить, что данная децентрализованная генерирующая мощность не учитывается в установленной мощности Московской энергосистемы, включенной на параллельную работу в ОЭС Центра, и не участвует в покрытии максимума нагрузки региона.

Развитие генерирующих мощностей Московской энергосистемы рассматривается в двух вариантах:

Вариант 1 (базовый) - развитие генерирующих мощностей до 2018 г. принималось в соответствии с:

- "Схемой и программой развития электроэнергетики города Москвы на 2013 - 2017 гг.", утвержденной Распоряжением Департамента топливно-энергетического хозяйства г. Москвы N 02-216/12 от 28.04.2012 г.;

- "Схемой и программа перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2013 - 2017 годы", утвержденной Распоряжением Топливно-Энергетического Комитета Московской области N 15-Р от 28.04.2012 г.;

- "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2012 - 2018 годы", утвержденной Приказом Министерства энергетики РФ N 387 от 13.08.2012 г.;

- Материалами к Схеме и программе развития Единой Энергетической Системы России на период 2013 - 2019 гг., разработанными в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах развития электроэнергетики".

Вариант 2 (региональный) - в данном варианте учитываются предложения по развитию генерирующих мощностей, представленные ОАО "Мосэнерго" (письмо N 25/1082 от 21.02.2013 г.) и Департаментом топливно-энергетического хозяйства г. Москвы (письмо N 01-01-1168/12 от 18.12.2012 г.).

Вариант 1 (Базовый).

Установленная мощность электростанций Московской энергосистемы на 2013 - 2020 годы сформирована с учетом вводов новых генерирующих мощностей и мероприятий по выводу из эксплуатации действующих генерирующих объектов в соответствии с материалами "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2013 - 2019 годы".

Вывод из эксплуатации генерирующих мощностей.

Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях Московской энергосистемы на 2013 - 2020 годы составят 982,8 МВт, в том числе на станциях г. Москвы 682,5 МВт, Московской области - 300,3 МВт.

Планируемые суммарные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по Московской энергосистеме представлены в таблице.

Структура выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях Московской энергосистемы, МВт

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2013 - 2020
Энергосистема Московской области
ГРЭС-3 им. Классона
6 Т-6-29	6,3							6,3
8 Р-12-90	12,0							12,0
Всего по станции	18,3							18,3
ТЭЦ-17 Мосэнерго
1 ПТ-20-90		20,0						20,0
2 Т-40-90		40,0						40,0
3 ПТ-90		32,0						32,0
4 Т-75-90		75,0						75,0
6 ПР-25-90		25,0						25,0
Всего по станции		192,0						192,0
Мобильные ГТЭС "Дарьино"
2 ГТ КЭС	22,5							22,5
Мобильные ГТЭС "Пушкино"
1 ГТ КЭС	22,5							22,5
Мобильные ГТЭС "Игнатово" (Дмитр. р-н)
1 ГТ КЭС	22,5							22,5
2 ГТ КЭС	22,5							22,5
Всего по станции	45,0							45,0
Энергосистема Московской области - всего	108,3	192,0						300,3
ТЭС - всего	108,3	192,0						300,3
теплофикационные	18,3	192,0						210,3
паросиловые	18,3	192,0						210,3
конденсационные	90,0							90,0
ГТУ и ГПА	90,0							90,0

Вводы генерирующих мощностей в Московской энергосистеме.

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях Московской энергосистемы в период 2013 - 2020 годов предусматриваются в объеме 2912,5 МВт, в т.ч. на ГАЭС - 840 МВт и на ТЭС - 2072,5 МВт. При этом в Московской области планируется 840 МВт.

В таблице представлен суммарный ввод генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации до 2020 г. по типам электростанций и видам собственности по Московской области.

Объем и структура ввода генерирующего оборудования в Московской области на период 2012 - 2020 гг., МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2013 - 2020
Загорская ГАЭС-2	ОАО "РусГидро"
1 ГАЭС		210,0							210,0
2 ГАЭС		210,0							210,0
3 ГАЭС		210,0							210,0
4 ГАЭС			210,0						210,0
Всего по станции		630,0	210,0						840,0
Энергосистема Московской области - всего		630,0	210,0						840,0
ГАЭС		630,0	210,0						840,0

Консервации и модернизации генерирующего оборудования на территории Московской области по базовому варианту не предполагается.

При реализации намечаемых вводов, планируемого демонтажа, модернизации и консервации генерирующего оборудования установленная мощность электростанций Московской энергосистемы в базовом варианте составит на уровне 2018 г. - 20172,7 МВт, на уровне 2020 г. - 20017,7 МВт. В Московской области в базовом варианте установленная мощность электростанций в 2018 и 2020 гг. составит 8655,8 МВт.

Структура установленной мощности по типам электростанций Московской энергосистемы на перспективу до 2020 г. в целом с выделением мощностей Московской области по базовому варианту представлена в таблице.

Установленная мощность генерирующего оборудования до 2020 г. по типам электростанций Московской энергосистемы (Базовый вариант), МВт

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Энергосистема Московской области - всего	8637,8	8655,8	8655,8	8655,8	8655,8	8655,8	8655,8	8655,8
ГЭС и малые ГЭС	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4
ГАЭС	1830,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0
ТЭС-всего	6724,4	6532,4	6532,4	6532,4	6532,4	6532,4	6532,4	6532,4
ТЭЦ и БиоТЭЦ	5749,5	5557,5	5557,5	5557,5	5557,5	5557,5	5557,5	5557,5
КЭС	974,9	974,9	974,9	974,9	974,9	974,9	974,9	974,9
Энергосистема г. Москвы и Московской области - всего	19116,7	20202,7	20567,7	20332,7	20277,7	20172,7	20017,7	20017,7
ГЭС и малые ГЭС	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4
ГАЭС	1830,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0
ТЭС-всего	17203,3	18079,3	18444,3	18209,3	18154,3	18049,3	17894,3	17894,3
ТЭЦ и БиоТЭЦ	13092,9	13968,9	14333,9	14098,9	14043,9	13938,9	13783,9	13783,9
КЭС	4098,4	4098,4	4098,4	4098,4	4098,4	4098,4	4098,4	4098,4
ДГА	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0

Выработка электроэнергии электростанциями Московской энергосистемы в целом с выделением Московской области по базовому варианту представлена в следующей таблице.

Выработка электроэнергии электростанциями Московской энергосистемы на 2013 - 2020 гг. по базовому варианту, млрд. кВт. ч

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Энергосистема г. Москвы - всего
ТЭС-всего	61,24	68,36	68,49	64,91	65,55	70,83	72,72	73,85
Энергосистема Московской области - всего	23,38	23,91	24,40	23,66	27,41	28,56	31,45	36,89
ГЭС и малые ГЭС	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ГАЭС	1,93	2,38	2,88	2,88	2,88	2,88	2,88	2,88
ТЭС-всего	21,25	21,33	21,32	20,58	24,33	25,48	28,37	33,81
Энергосистема г. Москвы и Московской области - всего	84,62	92,27	92,90	88,57	92,95	99,39	104,17	110,74
ГЭС и малые ГЭС	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ГАЭС	1,93	2,38	2,88	2,88	2,88	2,88	2,88	2,88
ТЭС-всего	82,49	89,69	89,82	85,49	89,87	96,31	101,09	107,66

В следующей таблице представлен перечень электростанций Московской области на перспективу до 2020 г. для базового варианта.

Мощность электростанций Московской области (МВт) (базовый вариант)

	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
*ГЭС "Канал им. Москвы" и "Мосводоканала"	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4
Загорская ГАЭС-1	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0
ГРЭС-5 Шатурская	1493,4	1493,4	1493,4	1493,4	1493,4	1493,4	1493,4	1493,4
ГРЭС-4 Каширская	1910,0	1910,0	1910,0	1910,0	1910,0	1910,0	1910,0	1910,0
ГРЭС-3 им. Классона	514,0	514,0	514,0	514,0	514,0	514,0	514,0	514,0
ТЭЦ-22 Мосэнерго	1310,0	1310,0	1310,0	1310,0	1310,0	1310,0	1310,0	1310,0
ТЭЦ-6 Мосэнерго	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0
ТЭЦ-17 Мосэнерго	192,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ТЭЦ-27 Северная Мосэнерго	1060,0	1060,0	1060,0	1060,0	1060,0	1060,0	1060,0	1060,0
ТЭЦ-29 (фил. ГРЭС-3)	16,8	16,8	16,8	16,8	16,8	16,8	16,8	16,8
Загорская ГАЭС-2	630,0	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0
*ТЭЦ ООО "Энергоцентр" г. Клин	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0
*ТЭЦ п/я А-3875-Рошаль	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0
*ТЭЦ ОАО "Москокс"	24,7	24,7	24,7	24,7	24,7	24,7	24,7	24,7
*ТЭЦ ПО Минудобрений (г. Воскресенск)	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0
ТЭЦ-30 (ГТУ ТЭЦ г. Павловский-Посад)	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
Мобильные ГТЭС "Пушкино"	45,0	45,0	45,0	45,0	45,0	45,0	45,0	45,0
Мобильные ГТЭС "Игнатово" (Дмитр. р-н)	22,5	22,5	22,5	22,5	22,5	22,5	22,5	22,5
ГТ ТЭЦ Щелково	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0
Всего	8637,8	8655,8	8655,8	8655,8	8655,8	8655,8	8655,8	8655,8

Вариант 2 (Региональный).

Установленная мощность электростанций Московской энергосистемы на 2013 - 2020 годы сформирована с учетом вводов новых генерирующих мощностей в 2013 - 2020 годах и мероприятий по выводу из эксплуатации действующих генерирующих объектов в соответствии с данными ОАО "Мосэнерго" и Департамента топливно-энергетического хозяйства г. Москвы по развитию генерирующих мощностей.

Вывод из эксплуатации генерирующих мощностей.

Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях Московской энергосистемы на 2013 - 2020 годы составят 1916,8 МВт, в том числе на станциях Московской области - 823,3 МВт. В период до 2018 г. в Московской области планируется вывести из эксплуатации 318,3 МВт генерирующей мощности.

Планируемые суммарные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по Московской энергосистеме представлены в таблице.

Структура
выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях Московской энергосистемы, МВт

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2013 - 2018	2013 - 2020
ГРЭС-3 им. Классона
1 ГТ-90								90,0		90,0
2 ГТ-90								90,0		90,0
3 ГТ-90								90,0		90,0
6 Т-6-29	6,3								6,3	6,3
8 Р-12-90	12,0								12,0	12,0
9 ГТ-110								110,0		110,0
10 ГТ КЭС								125,0		125,0
Всего по станции	18,3							505,0	18,3	523,3
ТЭЦ-6 Мосэнерго
1 П-6-35		6,0							6,0	6,0
2 П-6-35		6,0							6,0	6,0
3 Р-6-35		6,0							6,0	6,0
Всего по станции		18,0							18,0	18,0
ТЭЦ-17 Мосэнерго
1 ПТ-20-90			20,0						20,0	20,0
2 Т-40-90			40,0						40,0	40,0
3 ПТ-90			32,0						32,0	32,0
4 Т-75-90			75,0						75,0	75,0
6 ПР-25-90			25,0						25,0	25,0
Всего по станции			192,0						192,0	192,0
Мобильные ГТЭС "Дарьино"
2 ГТ КЭС	22,5								22,5	22,5
Мобильные ГТЭС "Пушкино"
1 ГТ КЭС	22,5								22,5	22,5
Мобильные ГТЭС "Игнатово" (Дмитр. р-н)
1 ГТ КЭС	22,5								22,5	22,5
2 ГТ КЭС	22,5								22,5	22,5
Всего по станции	45,0								45,0	45,0
Энергосистема Московской области - всего	108,3	18,0	192,0					505,0	318,3	823,3
ТЭС-всего	108,3	18,0	192,0					505,0	318,3	823,3
теплофикационные	18,3	18,0	192,0						228,3	228,3
паросиловые	18,3	18,0	192,0						228,3	228,3
конденсационные	90,0							505,0	90,0	595,0
ГТУ и ГПА	90,0							505,0	90,0	595,0

Объемы и структура модернизации генерирующего оборудования на электростанциях ОАО "Мосэнерго" для регионального варианта на перспективу до 2020 г. представлена в следующей таблице. Суммарный прирост мощности составит в целом по Московской энергосистеме 120 МВт, в том числе по Московской области - 75 МВт.

Модернизацию генерирующих блоков с увеличением установленной мощности в Московской области предполагается провести на ТЭЦ-22, прирост мощности - 75 МВт, в том числе до 2018 г. прирост составит 25 МВт.

Объем и структура модернизации генерирующего оборудования в Московской энергосистеме на период 2013 - 2020 гг., МВт

		2016	2017	2018	2019	2020	2013 - 2020
Энергосистема Московской области
ТЭЦ-22 Мосэнерго
9 Т-240-240	до мод.			240,0			240,0
9 Т-265-240	п/модерн			265,0			265,0
	изменен.			25,0			25,0
10 Т-240-240	до мод.				240,0		240,0
10 Т-265-240	п/модерн				265,0		265,0
	изменен.				25,0		25,0
11 Т-240-240	до мод.					240,0	240,0
11 Т-265-240	п/модерн					265,0	265,0
	изменен.					25,0	25,0
Всего по станции
До модернизации				240,0	240,0	240,0	720,0
После модернизации				265,0	265,0	265,0	795,0
Изменение мощности				25,0	25,0	25,0	75,0
Энергосистема г. Москвы и Московской обл. - всего
До модернизации		100,0	100,0	340,0	240,0	490,0	1270,0
ТЭС - всего		100,0	100,0	340,0	240,0	490,0	1270,0
теплофикационные		100,0	100,0	340,0	240,0	490,0	1270,0
паросиловые		100,0	100,0	340,0	240,0	490,0	1270,0
После модернизации		110,0	110,0	375,0	265,0	530,0	1390,0
ТЭС - всего		110,0	110,0	375,0	265,0	530,0	1390,0
теплофикационные		110,0	110,0	375,0	265,0	530,0	1390,0
паросиловые		110,0	110,0	375,0	265,0	530,0	1390,0
Изменение мощности		10,0	10,0	35,0	25,0	40,0	120,0
ТЭС - всего		10,0	10,0	35,0	25,0	40,0	120,0
теплофикационные		10,0	10,0	35,0	25,0	40,0	120,0
паросиловые		10,0	10,0	35,0	25,0	40,0	120,0

Вводы новых генерирующих мощностей на электростанциях Московской энергосистемы в период 2013 - 2020 годов предусматриваются в объеме 6789,3 МВт, в том числе на ГАЭС - 840 МВт и на ТЭС - 5949,3 МВт.

На территории Московской области ввод генерирующей мощности составит 1615 МВт.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей по Московской энергосистеме в период 2013 - 2020 годов представлены в таблице.

Вводы мощности на электростанциях Московской энергосистемы, МВт

	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2013 - 2018 гг.	2013 - 2020 гг.
ТЭЦ-22 Мосэнерго
12 Т-265-240					265,0					265,0
ТЭЦ-27 Северная Мосэнерго
5 ПГУ(Т)					420,0					420,0
Загорская ГАЭС-2
1 ГАЭС	210,0									210,0
2 ГАЭС	210,0									210,0
3 ГАЭС	210,0									210,0
4 ГАЭС		210,0								210,0
Всего по станции	630,0	210,0								840,0
Мобильные ГТЭС "Дарьино"
3 ГТ КЭС		22,5								22,5
Мобильные ГТЭС "Пушкино"
4 ГТ КЭС		22,5								22,5
Мобильные ГТЭС "Игнатово"
4 ГТ КЭС		22,5								22,5
5 ГТ КЭС		22,5								22,5
Всего по станции		45,0								45,0
Энергосистема Московской области - всего	630,0	300,0			685,0					1615,0
ГАЭС	630,0	210,0								840,0
ТЭС - всего		90,0			685,0					775,0
теплофикационные					685,0					685,0
паросиловые					265,0					265,0
ПГУ					420,0					420,0
конденсационные		90,0								90,0
ГТУ и ГПА		90,0								90,0

Учитывая планируемый вывод из эксплуатации и вводы генерирующей мощности, установленная мощность электростанций Московской энергосистемы к 2015 г. может составить 22065,3 МВт, к 2020 г. - 22783,9 МВт.

Установленная мощность электростанций Московской области к 2015 г. составит 8727,8 МВт, к 2020 г. - 8982,8 МВт.

Структура установленной мощности электростанций по Московской энергосистеме в период 2013 - 2020 годов представлена в таблице.

Установленная мощность электростанций по Московской энергосистеме (региональный вариант), МВт

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Энергосистема Московской области - всего	8637,8	8919,8	8727,8	8727,8	9412,8	9437,8	9462,8	8982,8
ГЭС	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4
ГАЭС	1830,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0
ТЭС - всего	6724,4	6796,4	6604,4	6604,4	7289,4	7314,4	7339,4	6859,4
Энергосистема г. Москвы и Московской обл. - всего	19302,9	21477,8	22065,3	22045,5	22704,0	23323,9	23193,9	22783,9
ГЭС	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4
ГАЭС	1830,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0
ТЭС - всего	17377,1	19342,0	19929,5	19909,7	20568,2	21188,1	21058,1	20648,1
возобновляемые	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4

Выработка электроэнергии электростанциями Московской энергосистемы на 2013 - 2020 гг. по региональному варианту, млрд. кВт. ч

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Энергосистема г. Москвы - всего
ТЭС - всего	62,05	69,78	71,72	68,76	67,50	73,49	75,73	79,67
Энергосистема Московской области - всего	23,38	24,77	24,64	23,88	30,23	31,61	34,96	38,58
ГЭС и малые ГЭС	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ГАЭС	1,93	2,38	2,88	2,88	2,88	2,88	2,88	2,88
ТЭС - всего	21,25	22,19	21,56	20,80	27,15	28,53	31,88	35,50
Энергосистема г. Москвы и Московской области - всего	85,43	94,55	96,35	92,65	97,72	105,10	110,68	118,25
ГЭС и малые ГЭС	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ГАЭС	1,93	2,38	2,88	2,88	2,88	2,88	2,88	2,88
ТЭС - всего	83,30	91,97	93,27	89,57	94,64	102,02	107,60	115,17

В следующей таблице представлен перечень электростанций Московской области на перспективу до 2020 г. для регионального варианта.

Мощность электростанций Московской области (МВт) (Региональный вариант)

	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
*ГЭС "Канал им. Москвы" и "Мосводоканала"	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4
Загорская ГАЭС-1	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0
ГРЭС-5 Шатурская	1493,4	1493,4	1493,4	1493,4	1493,4	1493,4	1493,4	1493,4	1493,4
ГРЭС-4 Каширская	1910,0	1910,0	1910,0	1910,0	1910,0	1910,0	1910,0	1910,0	1910,0
ГРЭС-3 им. Классона	532,3	514,0	514,0	514,0	514,0	514,0	514,0	514,0	9,0
ТЭЦ-22 Мосэнерго	1310,0	1310,0	1310,0	1310,0	1310,0	1575,0	1600,0	1625,0	1650,0
ТЭЦ-6 Мосэнерго	18,0	18,0
ТЭЦ-17 Мосэнерго	192,0	192,0	192,0
ТЭЦ-27 Северная Мосэнерго	1060,0	1060,0	1060,0	1060,0	1060,0	1480,0	1480,0	1480,0	1480,0
ТЭЦ-29 (фил. ГРЭС-3)	16,8	16,8	16,8	16,8	16,8	16,8	16,8	16,8	16,8
Загорская ГАЭС-2	420,0	630,0	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0
*ТЭЦ ООО "Энергоцентр" г. Клин	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0
*ТЭЦ п/я А-3875-Рошаль	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0
*ТЭЦ ОАО "Москокс"	30,0	24,7	24,7	24,7	24,7	24,7	24,7	24,7	24,7
*ТЭЦ ПО Минудобрений (г. Воскресенск)	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0
ТЭЦ-30 (ГТУ ТЭЦ г. Павловский-Посад)	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
Мобильные ГТЭС "Дарьино"	22,5		22,5	22,5	22,5	22,5	22,5	22,5	22,5
Мобильные ГТЭС "Пушкино"	67,5	45,0	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5
Мобильные ГТЭС "Игнатово" (Дмитр. р-н)	67,5	22,5	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5
ГТ ТЭЦ Щелково	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0
Энергосистема Московской области - всего	8541,4	8637,8	8919,8	8727,8	8727,8	9412,8	9437,8	9462,8	8982,8

В документах территориального планирования муниципальных образований Московской области предполагаются мероприятия по увеличению надежности электроснабжения территорий. Так, например:

1. Схемой территориального планирования (далее СТП) Ступинского муниципального района предлагается:

- строительство на территории промышленной зоны города Ступино по ул. Загородная ООО "Центринвестстрой" блочной газотурбинной электростанции (ГТЭС) ориентировочной электрической мощностью 150 МВт. Вырабатываемая электроэнергия пойдёт на нужды планируемых индустриальных парков "Ступино" и "Ступино-промзона", а в дальнейшем планируемой многоэтажной жилой застройки в юго-западной части города в районе улицы Пристанционной;

- размещение на территории города Ступино по ул. Куйбышева энергокомплекса ООО "Колтрейн" электрической мощностью порядка 20 МВт. От нового энергокомплекса планируется снабжать строящиеся и планируемые жилые дома в г. Ступино.

2. Проектом генерального плана городского округа Железнодорожный предусматривается ввод газотурбинной электростанции с пиковой котельной (ГТУ-ТЭЦ первая очередь 21,6 МВт, вторая очередь 45,0 МВт) для электроснабжения микрорайона "Ольгино" и объектов капитального строительства, планируемых к размещению в центральной части г. Железнодорожный.

Следует отметить, что данные генерирующие мощности не заявлены в "Схему и программу развития Единой энергетической системы России на период 2012 - 2018 годы" поэтому не учитываются в расчетах генерирующих мощностей и балансов мощности Московской энергосистемы.

4.6. Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период.

В соответствии с прогнозируемыми уровнями роста нагрузки, намечаемыми объемами работ по техническому перевооружению электростанций и вводами новых энергомощностей были сформированы балансы мощности и энергии по Московской области для базового и регионального варианта прогноза электропотребления.

В таблице 4.6.1. представлены балансы мощности на период до 2020 г. по Московской энергосистеме и Московской области в новых границах для базового варианта.

Анализ представленных данных показывает, что дефицит мощности к 2018 г. в базовом варианте в целом по Московской энергосистеме составит около 3600 МВт, при этом дефицит мощности в Московской области - 1470 МВт. К 2020 г. дефицит мощности по Московской энергосистеме будет нарастать и составит порядка 5150 МВт, при этом дефицит мощности в Московской области составит около 2180 МВт.

Таблица 4.6.1

Баланс мощности по Московской энергосистеме, г. Москве и Московской области по базовому варианту на перспективу до 2020 г., МВт

	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
Московская энергосистема
ПОТРЕБНОСТЬ
Собственный максимум нагрузки	18070	18413	19186	19858	20732	21519	22160	22760
Расчетный резерв мощности	1807	1841	1919	1986	2073	2152	2216	2276
Расчетный резерв в % к сумм. макс.	10	10	10	10	10	10	10	10
ИТОГО потребность	19877	20254	21105	21844	22805	23671	24376	25036
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года	19116,7	20202,7	20567,7	20332,7	20277,7	20172,7	20017,7	20017,7
ГЭС+ГАЭС	1913,4	2123,4	2123,4	2123,4	2123,4	2123,4	2123,4	2123,4
ТЭС	17190,9	18066,9	18431,9	18196,9	18141,9	18036,9	17881,9	17881,9
ВИЭ	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4
Покрытие максимума нагрузки
Распол. мощность на расчетный макс	18097	18790	20433	20198	20143	20038	19883	19883
ГЭС+ГАЭС	1268,8	1898,8	2108,8	2108,8	2108,8	2108,8	2108,8	2108,8
ТЭС	16828,2	16891,2	18324,2	18089,2	18034,2	17929,2	17774,2	17774,2
ВИЭ	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4
ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-)	-1780	-1464	-672	-1646	-2662	-3633	-4493	-5153
Московская область
ПОТРЕБНОСТЬ
Собственный максимум нагрузки	7800	7900	7980	8280	8690	9180	9520	9830
Расчетный резерв мощности	780	790	798	828	869	918	952	983
Расчетный резерв в % к сумм. макс.	10	10	10	10	10	10	10	10
ИТОГО потребность	8580	8690	8778	9108	9559	10098	10472	10813
ПОКРЫТИЕ
Распол. мощность на расчетный макс	7980,8	8418,8	8628,8	8628,8	8628,8	8628,8	8628,8	8628,8
ГЭС+ГАЭС	1268,8	1898,8	2108,8	2108,8	2108,8	2108,8	2108,8	2108,8
ТЭС	6712	6520	6520	6520	6520	6520	6520	6520
ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-)	-599,2	-271,2	-149,2	-479,2	-930,2	-1469,2	-1843,2	-2184,2

В таблице 4.6.2 представлены балансы мощности на период до 2020 г. по Московской энергосистеме и Московской области в новых границах для регионального варианта.

Нагрузка в региональном варианте в Московской энергосистеме к 2018 году может достичь величины порядка 22240 МВт, при этом с учётом дополнительных вводов генерирующего оборудования, учтённых в региональном варианте развития энергосистемы города Москвы, величина дефицита мощности Московской энергосистемы в 2018 г. составит порядка 1370 МВт. При этом избыток мощности в г. Москве составит 750 МВт, а дефицит мощности в Московской области возрастет до 2120 МВт. К 2020 г. дефицит мощности в Московской энергосистеме составит 3700 МВт, в Московской области - около 3525 МВт.

Таблица 4.6.2

Баланс мощности по Московской энергосистеме, г. Москве и Московской области по региональному варианту на перспективу до 2020 г., МВт

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Московская энергосистема
ПОТРЕБНОСТЬ
Собственный максимум нагрузки	18540	19315	20165	20835	21510	22240	23025	23865
Расчетный резерв мощности	1854	1932	2017	2084	2151	2224	2303	2387
Расчетный резерв в % к сумм. макс.	10	10	10	10	10	10	10	10
ИТОГО потребность	20394	21247	22182	22919	23661	24464	25328	26252
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года	19302,9	21477,8	22065,3	22045,5	22704,0	23323,9	23193,9	22783,9
ГЭС	1913,4	2123,4	2123,4	2123,4	2123,4	2123,4	2123,4	2123,4
ТЭС	17377,1	19342,0	19929,5	19909,7	20568,2	21188,1	21058,1	20648,1
ВИЭ	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4
Покрытие максимума нагрузки
Распол. мощность на расчетный макс	19064,9	21243,8	21837,3	21819,5	22472,0	23091,9	22961,9	22551,9
ГЭС	1898,8	2108,8	2108,8	2108,8	2108,8	2108,8	2108,8	2108,8
ТЭС	17153,7	19122,6	19716,1	19698,3	20350,8	20970,7	20840,7	20430,7
ВИЭ	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4
ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-)	-1329	-3	-344	-1099	-1189	-1372	-2366	-3700
Пропускная способность внешних электрических связей Московской энергосистемы с ОЭС Центра	5700	5700	6100	6100	7500	7500	7500	8000
Московская область
ПОТРЕБНОСТЬ
Собственный максимум нагрузки	8236	8735	9260	9660	10070	10490	10900	11350
Расчетный резерв мощности	824	874	926	966	1007	1049	1090	1135
Расчетный резерв в % к сумм. макс.	10	10	10	10	10	10	10	10
ИТОГО потребность	9060	9609	10186	10626	11077	11539	11990	12485
ПОКРЫТИЕ
Распол. мощность на расчетный макс	8611	8897	8705	8705	9390	9415	9440	8960
ГЭС	1899	2109	2109	2109	2109	2109	2109	2109
ТЭС	6712	6788	6596	6596	7281	7306	7331	6851
ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-)	-449	-712	-1481	-1921	-1687	-2124	-2550	-3525

В таблице 4.6.3 и 4.6.4 представлены балансы электроэнергии на период до 2020 г. по Московской энергосистеме и Московской области в новых границах для базового и регионального вариантов соответственно.

Таблица 4.6.3

Баланс электроэнергии по Московской энергосистеме и Московской области по базовому варианту на перспективу до 2020 ., млрд. кВт. ч

	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Московская энергосистема
Электропотребление	103,5	106,5	109,95	113,61	117,47	121,4	125,5	129,36
Выработка	84,62	92,27	92,90	88,57	92,95	99,39	104,17	110,74
Дефицит (-), Избыток (+)	-18,88	-14,23	-17,05	-25,04	-24,52	-22,01	-21,33	-18,62
Московская область
Электропотребление	47,8	49,22	50,93	52,72	54,67	56,62	58,65	60,48
Выработка	23,38	23,91	24,40	23,66	27,41	28,56	31,45	36,89
Дефицит (-), Избыток (+)	-24,42	-25,31	-26,53	-29,06	-27,26	-28,06	-27,20	-23,59

Таблица 4.6.4

Баланс электроэнергии по Московской энергосистеме и Московской области по региональному варианту на перспективу до 2020 г., млрд. кВт. ч

	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Московская энергосистема
Электропотребление	104,31	108,78	113,4	117,69	122,24	127,11	132,01	136,87
Выработка	85,43	94,55	96,35	92,65	97,72	105,10	110,68	118,25
Дефицит (-), Избыток (+)	-18,88	-14,23	-17,05	-25,04	-24,52	-22,01	-21,33	-18,62
Московская область
Электропотребление	45,67	47,5	50,02	52,59	55,07	57,63	60,26	62,94
Выработка	23,38	24,77	24,64	23,88	30,23	31,61	34,96	38,58
Дефицит (-), Избыток (+)	-22,29	-22,73	-25,38	-28,71	-24,84	-26,02	-25,30	-24,36

Анализ представленных данных показывает, что Московская энергосистема в целом дефицитна как по мощности, так и по электроэнергии на всю рассматриваемую перспективу.

Дефицит электроэнергии в 2018 г. может составить порядка 22 млрд. кВт. ч, в 2020 г. - 19 млрд. квт. ч.

Однако в силу того, что на территории г. Москвы располагается около 60%, всех ТЭС будет иметь место избыток электроэнергии, вырабатываемый тепловыми электростанциями г. Москвы. Дефицитной по электроэнергии на всю рассматриваемую перспективу будет оставаться Московская область. Дефицит электроэнергии в Московской области буде нарастать и в базовом варианте в 2018 г. может составить порядка 28 млрд. кВт. ч, в региональном варианте - 26 млрд. кВт. ч.

К 2020 г. в региональном варианте при более высоких темпах роста электропотребления дефицит электроэнергии в Московской области может достичь величины порядка 24,4 млрд. кВт. ч (40% от электропотребления области).

Дефицит мощности и электроэнергии должен покрываться за счет получения от энергосистем ОЭС Центра. Внешняя пропускная способность сети 750-500 кВ позволит обеспечить покрытие дефицита мощности от энергосистем ОЭС Центра.

Учитывая возрастающую нагрузку на электрические сети Московской энергосистемы, необходимо отметить, что для надежного и качественного энергоснабжения потребителей г. Москвы и Московской области необходимо строительство системных подстанций.

Как ранее отмечено, Московская энергосистема имеет внешние электрические связи с Костромской, Тверской, Ярославской, Рязанской, Владимирской, Смоленской, Калужской и Тульской энергосистемами.

Для определения пропускной способности внешних связей Московской энергосистемы на период до 2020 г. были проведены расчеты статической устойчивости в нормальных и послеаварийных схемах. С целью определения пропускной способности внешних связей энергосистемы принималось снижение генерирующей мощности на электростанциях Московской энергосистемы и увеличение генерации на электростанциях ОЭС Центра за счет снижения резерва мощности. Расчеты выполнялись на этапы: 2012, 2015 и 2020 гг.

2012 г.

В период 2011 г. - 1-й квартал 2012 г. на ПС 500 кВ энергосистемы введены:

- четыре АТ 500/220 кВ на ПС Бескудниково;

- четыре АТ 500/220 кВ на ПС Очаково.

На ПС 500 кВ Трубино, Чагино, Пахра, Ногинск в расчетах принимались существующие установленные АТ 500/220 и 500/110 кВ.

В результате проведенных расчетов определилась максимальная пропускная способность внешних связей в направлении Московского энергоузла в размере 5000 МВт с учетом 20% запаса по устойчивости.

Загрузка АТ 500/220 и 500/110 кВ ПС 500 кВ входящих в кольцо 500 кВ приведена в следующей таблице.

Загрузка АТ на ПС 500 кВ Московской энергосистемы

N	Наименование ПС и ВЛ	Установленная мощность АТ (МВА) и пропускная способность ВЛ (А)	Загрузка АТ (МВА) и ВЛ (А)	%
1.	Бескудниково
	АТ-1 500/220 кВ	500	250	50
	АТ-2 500/220 кВ	500	340	68
	АТ-3 500/220 кВ	500	274	54,8
	АТ-4 500/220 кВ	500	292	58,4
2.	Очаково
	АТ-1 500/220 кВ	500	181	36,2
	АТ-2 500/220 кВ	500	244	48,8
	АТ-3 500/220 кВ	500	254	50,8
	АТ-4 500/220 кВ	500	185	37
3.	Трубино
	АТ-1 500/220 кВ	501	424	84,6
	АТ-2 500/220 кВ	501	403	80,4
4.	Пахра
	АТ-1 500/110 кВ	250	311	124,4
	АТ-2 500/110 кВ	250	222	88,8
5.	Чагино
	АТ-1 500/220 кВ	501	231	46,1
	АТ-2 500/220 кВ	501	191	38,1
6.	Ногинск
	АТ-1 500/110 кВ	345	185	53,6
	АТ-2 500/110 кВ	250	125	50
7.	Западная
	АТ-1 500/220 кВ	500	193	38,6
	АТ-2 500/220 кВ	500	191	38,2
8.	ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы 1 и 2	1023	785+784	76,7+76,6
9.	ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Радищево 1 и 2	1023	772+751	75,5+73,4
10.	ВЛ 220 кВ ПС Калужская - ПС Мирная	1023	725	70,9
11.	ВЛ 220 кВ ПС Калужская - ПС Латышская	1023	428	41,8

Как видно из приведенных данных, максимальная загрузка ВЛ 500 кВ будет составлять 1155 МВт (ВЛ Загорская ГАЭС - Трубино) и 1077 МВт (ВЛ 500 кВ Белый Раст - Западная).

Загрузка АТ не будет превышать установленную мощность трансформаторов, за исключением загрузки АТ 500/110 кВ на ПС Пахра (124,4%).

С вводом во 2-3 кварталах 2012 г. ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Грибово с ПС 750 кВ Грибово и ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово с ПС 500 кВ Дорохово пропускная способность внешних связей в направлении Московского энергоузла будет составлять 5700 МВт.

2015 г.

На этап 2015 г. в расчетах принимались следующие вводы электросетевых объектов:

- ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Грибово с ПС 750 кВ Грибово (2х1251 и 2х501 МВА);

- ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово с ПС 500 кВ Дорохово (2х501 МВА);

- реконструкция ПС 500 кВ Чагино (2х500 МВА);

- заход ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Трубино на ПС 500 кВ Ярцево;

- две ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС - ПС Ярцево с ПС 500 кВ Ярцево (2х501 МВА).

При указанных вводах пропускная способность внешних связей Московской энергосистемы будет составлять 6100 МВт.

Загрузка АТ 500/220 и 500/110 кВ ПС 500 кВ приведена в следующей таблице.

Загрузка АТ 500/220 и 500/110 кВ ПС 500 кВ Московской энергосистемы

N	Наименование ПС и ВЛ	Установленная мощность АТ (МВА) и пропускная способность ВЛ (А)	Загрузка АТ (МВА) и ВЛ (А)	%
1.	Бескудниково
	АТ-1 500/220 кВ	500	297	59,4
	АТ-2 500/220 кВ	500	125	25
	АТ-3 500/220 кВ	500	362	72,4
	АТ-4 500/220 кВ	500	365	73
2.	Очаково
	АТ-1 500/220 кВ	500	150	30
	АТ-2 500/220 кВ	500	159	31,8
	АТ-3 500/220 кВ	500	254	50,8
	АТ-4 500/220 кВ	500	225	45
3.	Трубино
	АТ-1 500/220 кВ	500	415	83
	АТ-2 500/220 кВ	500	415	83
4.	Пахра
	АТ-1 500/220 кВ	500	309	61,8
	АТ-2 500/220 кВ	500	274	54,8
5.	Чагино
	АТ-1 500/220 кВ	500	264	52,8
	АТ-2 500/220 кВ	500	268	53,4
6.	Ногинск
	АТ-1 500/110 кВ	345	183	53
	АТ-2 500/110 кВ	250	157	62,8
7.	Западная
	АТ-1 500/220 кВ	500	228	45,6
	АТ-2 500/220 кВ	500	261	52,2
8.	Грибово
	АТ-1 750/500 кВ	1251	492	39,3
	АТ-2 750/500 кВ	1251	492	39,3
	АТ-1 500/220 кВ	501	224	44,7
	АТ-2 500/220 кВ	501	224	44,7
9.	Дорохово
	АТ-1 500/220 кВ	501	242	48,3
	АТ-2 500/220 кВ	501	242	48,3
10.	Ярцево
	АТ-1 500/220 кВ	501	380	75,8
	АТ-2 500/220 кВ	501	380	75,8
11.	Каскадная
	АТ-1 500/220 кВ	501	228	45,5
	АТ-2 500/220 кВ	501	278	55,5
12.	ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы 1 и 2	1023	556+555	54,3+54,2
13.	ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Радищево 1 и 2	1023	702+687	68,6+67,1
14.	ВЛ 220 кВ ПС Калужская - ПС Мирная	1023	648	63,3
15.	ВЛ 220 кВ ПС Калужская - ПС КЭМЗ - ПС Латышская	1023	360	35,2

На этапе 2015 г. максимальная загрузка ВЛ 500 кВ будет составлять 1073 МВт (ВЛ 500 кВ Белый Раст - Западная) и 1037 МВт (ВЛ 500 кВ Трубино - Бескудниково).

Загрузка АТ 500/220 кВ не превысит номинальную установленную мощность трансформаторов.

2020 г.

На этап 2020 г. в расчетах принимался следующий ввод электросетевых объектов:

- ВЛ 500 кВ Дорохово - Панино;

- ВЛ 500 кВ Дорохово - Обнинск;

- ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово (2 цепь);

- реконструкция ПС 500 кВ Ногинск (2х501 МВА).

При указанных вводах пропускная способность внешних связей Московской энергосистемы будет составлять 7500 МВт.

Загрузка АТ 500/220 и 500/110 кВ ПС 500 кВ приведена в следующей таблице.

Загрузка АТ 500/220 и 500/110 кВ ПС 500 кВ

N	Наименование ПС и ВЛ	Установленная мощность АТ (МВА) и пропускная способность ВЛ (А)	Загрузка АТ (МВА) и ВЛ (А)	%
1.	Бескудниково
	АТ-1 500/220 кВ	500	259	51,8
	АТ-2 500/220 кВ	500	141	28,2
	АТ-3 500/220 кВ	500	393	78,6
	АТ-4 500/220 кВ	500	370	74
2.	Очаково
	АТ-1 500/220 кВ	500	103	20,6
	АТ-2 500/220 кВ	500	280	56
	АТ-3 500/220 кВ	500	284	56,8
	АТ-4 500/220 кВ	500	217	43,4
3.	Трубино
	АТ-1 500/220 кВ	500	468	93,6
	АТ-2 500/220 кВ	500	468	93,6
4.	Пахра
	АТ-1 500/220 кВ	500	330	66
	АТ-2 500/220 кВ	500	333	66,6
5.	Чагино
	АТ-1 500/220 кВ	500	281	56,2
	АТ-2 500/220 кВ	500	257	51,4
6.	Ногинск
	АТ-1 500/220 кВ	501	281	56,1
	АТ-2 500/220 кВ	501	281	56,1
7.	Западная
	АТ-1 500/220 кВ	500	141	28,2
	АТ-2 500/220 кВ	500	218	43,6
8.	Грибово
	АТ-1 750/500 кВ	1251	692	55,3
	АТ-2 750/500 кВ	1251	692	55,3
	АТ-1 500/220 кВ	501	236	47,1
	АТ-2 500/220 кВ	501	236	47,1
9.	Дорохово
	АТ-1 500/220 кВ	501	251	50,1
	АТ-2 500/220 кВ	501	251	50,1
10.	Ярцево
	АТ-1 500/220 кВ	501	388	77,4
	АТ-2 500/220 кВ	501	388	77,4
11.	Каскадная
	АТ-1 500/220 кВ	501	224	44,7
	АТ-2 500/220 кВ	501	294	58,7
12.	ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы 1 и 2	1023	535 и 534	52,3 и 52,2
13.	ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Радищево 1 и 2	1023	698 и 693	68,2 и 67,7
14.	ВЛ 220 кВ ПС Калужская - ПС Мирная	1023	326	31,9
15.	ВЛ 220 кВ ПС Обнинск - ПС Латышская	1023	305	29,8

На этапе 2020 г. максимальная загрузка ВЛ 500 кВ будет составлять 1286 А (ВЛ 500 кВ Трубино - Бескудниково) и 1174 А (ВЛ 500 кВ Белый Раст - Западная). Загрузка АТ 500/220 кВ не превысит номинальную мощность трансформаторов.

В следующей таблице приведены значения пропускной способности внешних связей Московской энергосистемы существующего состояния электрической сети и на перспективу развития до 2020 г.

Значения пропускной способности внешних связей Московской энергосистемы на существующее состояние электрической сети и на перспективу развития до 2020 г.

	Примечание	Пропускная способность, МВт
Существующая схема ВЛ 750 кВ Опытная - Белый Раст ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Белый Раст, Конаковская ГРЭС - Трубино, Костромская ГРЭС - ЗаГАЭС, Владидмир - Трубино, Владимир - Ногинск, Михайлов - Чагино, Михайлов - Пахра, Калужская - отп. Михайлов - Очаково	Ограничение по загрузке сети 220 и 110 кВ энергосистемы.	5000
Ввод ПС 750 кВ Грибово, ПС 500 кВ Дорохово, ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Грибово, ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово	Ограничение по загрузке сети 220 и 110 кВ энергосистемы.	5700
Ввод АТ 500/220 кВ на ПС Пахра, ПС 500 кВ Ярцево, заход ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Трубино на ПС 500 кВ Ярцево; две ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС - ПС Ярцево.	Ограничение по загрузке сети 220 и 110 кВ энергосистемы.	6100
Ввод ВЛ 500 кВ Дорохово - Панино; ВЛ 500 кВ Дорохово - Обнинск; ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово (2 цепь); АТ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Ногинск (2х501 МВА).	Ограничение по загрузке сети 220 и 110 кВ энергосистемы.	7500
Ввод ПС 500 кВ Бутырки	Ограничение по загрузке сети 220 и 110 кВ энергосистемы.	8000

4.7. Уточнение "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше.

Как было отмечено ранее общими характеристиками, определяющими проблемы энергоснабжения, являются значительная концентрация нагрузок, усиление электрических сетей и возрастание токов коротких замыканий.

Перечень
"узких мест" системы энергоснабжения Московской области и мероприятия по их ликвидации

Муниципальное образование Московской области	"Узкие места" энергосистемы Московской области	Возможные риски при нормативных аварийных возмущениях в нормальной схеме электрических соединений на ОЗП 2012 - 2013 года при потреблении 18500 МВт	Мероприятия по ликвидации "узких мест" согласно инвестиционным программам субъектов электроэнергетики	Год реализации мероприятий согласно ИП субъектов энергетики, Проекту СиПР ЕЭС 2013 - 2019 гг.	Предложения Филиала ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ	Организация ответственная за реализацию мероприятий
"Узкие места", в которых загрузка оборудования превышает длительно допустимую величину, но ниже аварийной
Подольский	Транзит 110 кВ Гулево - Весенняя - Лаговская - Столбовая	При аварийном отключении (АО) ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя происходит снижение напряжения на подстанциях транзита 110 кВ Гулево - Весенняя - Лаговская - Столбовая (ниже 96 кВ). Загрузка ВЛ 110 кВ Столбовая - Лаговская с отп. составляет - 113% (547А) Iдоп.=484А.	1) Реконструкция транзита 110 кВ Гулево - Весенняя - Лаговская с сооружением второй цепи. 2) Установка БСК на ПС 110 кВ Лаговская.	1) 2013 2) 2013	1) 2013 2) 2013	ОАО "МОЭСК"
Дмитровский Талдомский Сергиево-Посадский	Сеть 110 кВ в районе ПС Дмитров и ПС Темпы	Аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Конаково - Темпы 1 и 2 в сети 110 кВ в районе ПС Дмитров и ПС Темпы снизится ниже номинального, на ПС Борки составит 100,9 кВ, Талдом 101,9 кВ, загрузка ВЛ 110 кВ Икша - Белый Раст 1,2 с отп. 589 А(102%) и 581 А (100%), Iдоп.=580А.	1) Реконструкция ПС Темпы 2) Перевод ПС Ярцево на 500 кВ 3) Реконструкция ПС Дмитров с выполнением на неё заходов ВЛ 220 кВ Радуга - ПС Ярцево. 4) Ввод в работу нового питающего центра 220/110 кВ ПС Филимоново (Подъячево) и реконструкция прилегающей сети 110 кВ с увеличением пропускной способности.	1) 2014 2) 2013 3) 2016 4) 2015	1) 2014 2) 2013 3) 2016 4) 2015	ОАО "ФСК ЕЭС"
Серпуховский Чеховский Подольский Ступинский	Сеть 110 кВ в районе ПС Пахра, АТ-3 500/110 кВ ПС Пахра	При АО ВЛ 110 кВ Сабурово - Гоголево с отп. загрузка ВЛ 110 кВ Пахра - Апаренки с отпайками составит 104% (604 А), Iдоп.=580А, загрузка АТ-3 ПС 500 кВ Пахра составляет - 102% (294А), Iдоп.=288А.	1) Комплексная реконструкция ПС Пахра. 2) Ввод в работу ПС 220/110 Девятская и реконструкция прилегающей сети 110 кВ с увеличением пропускной способности. 3) Ввод в работу ПС 220/110 кВ Орешково (1 этап: 2хАТ по 200 МВА 2 этап: 2хТ по 80 МВА)	1) 2016 2) 2014 3) 2014, 2017	1) 2015 - 2016 2) 2014 3) 2014, 2017	ОАО "ФСК ЕЭС" ОАО "МОЭСК"
Ногинский Щелковский Павлово-Посадский	АТ 500/110 кВ ПС Ногинск, выключатели на ПС Ногинск.	При аварийном отключении (АО) 2 СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Трубино загрузка АТ-2 ПС 500 кВ Ногинск составляет 1000 А (100%), Iдоп.=1000А.	Комплексная реконструкция ПС Ногинск.	2017	2017	ОАО "ФСК ЕЭС"
"Узкие места", связанные с недопустимым снижением напряжения
Серпуховский Чеховский Подольский Ступинский	Транзит 110 кВ ПС Ока - Каширская ГРЭС	При отключении двухцепного транзита 110 кВ Ока - Серпухов или отключении двухцепного транзита 110 кВ ГРЭС-4 - Стрелецкая происходит недопустимое снижение напряжения на подстанциях транзита 110 кВ Ока - Серпухов - Заповедник - Пущино - Стрелецкая - ГРЭС-4 (ниже 60 кВ).	1) Реконструкция ЛЭП с увеличением пропускной способности, создание двухцепного транзита 110 кВ ПС Ока - Серпухов - Заповедник - Пущино - Стрелецкая - ГРЭС-4. 2) Ввод в работу нового питающего центра 220/110 кВ Лазарево	1) 2014 2) 2015	1) 2014 2) 2015	ОАО "МОЭСК"
Домодедовский	Транзит 110 кВ Пахра - Новодомодедово - Хомутово - Взлетная - Сидорово	При аварийном отключении (АО) ВЛ 110 кВ Пахра - Новодомодедово 2 происходит недопустимое снижение напряжения на подстанциях транзита 110 кВ Пахра - Новодомодедово - Хомутово - Взлетная - Сидорово (ниже 92 кВ).	1) Завершение комплексной реконструкции ПС 500 кВ Пахра. 2) Ввод в работу ПС 220/110 кВ Меткино или 3) Ввод в работу ПС 220/110 кВ Взлетная (Авиагородок).	1) 2016 2) 2015 или 3) 2018 - 2019	1) 2015 2) 2015 или 3) 2018 - 2019	ОАО "ФСК ЕЭС" ОАО "МОЭСК"
Егорьевский	Транзит 110 кВ Есенино - Ловцы - Радовицы - Двойня - Бережки - Егорьевск	При аварийном отключении (АО) ВЛ 110 кВ Егорьевск - Бережки происходит недопустимое снижение напряжения на подстанциях транзита 110 кВ Есенино - Ловцы - Радовицы - Двойня - Бережки - Егорьевск (ниже 93 кВ).	Установка БСК мощность не менее 1х50МВАр на ПС 110 кВ Радовицы	2014	2014	ОАО "МОЭСК"
Пушкинский Мытищинский Щелковский	Транзит 110 кВ Трубино - Гребнево - Орбита - Монино - Ногинск	При аварийном отключении (АО) АТ-2 на ПС 500 кВ Ногинск происходит снижение напряжения на подстанциях транзита 110 кВ Трубино - Гребнево - Орбита - Монино - Ногинск (ниже 99 кВ).	Установка БСК мощность не менее 2х25МВАр на ПС 110 кВ Орбита	2015	2015	ОАО "МОЭСК"
"Узкие места" связанные с высоким уровнем токов короткого замыкания
Пушкинский Мытищинский Щелковский	ПС Трубино, выключатели на ПС Трубино.	Токи КЗ превышают отключающую способность выключателей установленных на ПС Трубино - 31,9 кА (31,5 кА).	Комплексная реконструкция ПС Трубино	2017	2015-2016	ОАО "ФСК ЕЭС" ОАО "МОЭСК"
Серпуховский Чеховский Подольский Ступинский	ПС Пахра, выключатели на ПС Пахра	Токи КЗ превышают отключающую способность выключателей установленных на ПС Пахра - 35,8кА(31,5кА).	Комплексная реконструкция ПС Пахра	2016	2015-2016	ОАО "ФСК ЕЭС" ОАО "МОЭСК"
Ногинский Щелковский Павлово-Посадский	ПС Ногинск, выключатели на ПС Ногинск.	Токи КЗ практически достигли отключающей способности выключателей, установленных на ПС Ногинск - 27,1кА (31,5кА).	Комплексная реконструкция ПС Ногинск	2017	2017	ОАО "ФСК ЕЭС"

4.8 Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше.

Предложения по развитию электрической сети 110 кВ и выше сформированы на основании расчетов электрических режимов.

Электрические расчеты выполнялись ОАО "Институт "Энергосетьпроект" в составе работы "Актуализация схемы развития электрических сетей Московского региона напряжением 110 (35) кВ и выше ОАО "Московская объединенная электросетевая компания" на период до 2020 года" в 2011 году.

Концептуальные подходы к разработке перспективы развития Московской энергосистемы:

- Схема основной электрической сети должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и иметь возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций.

- Схема и параметры распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при полной схеме сети и при отключении одной ВЛ или автотрансформатора (или трансформатора) (принцип "N-1" для потребителей).

- Схема основной электрической сети должна обеспечивать надежное и бесперебойное питание отдельных узлов нагрузки после аварийного отключения одного из элементов сети 500 кВ и ниже (критерий "N-1"). При отключении одного из элементов сети напряжением 750 кВ и выше допускается применение противоаварийной автоматики без воздействия на разгрузку АЭС, а также при объеме отключаемой нагрузки не более чем 30% от передаваемой по сечению мощности и не более 5-7% от общей нагрузки принимающего дефицитного узла энергосистемы.

- Формирование перспективной схемы электрической сети Московской энергосистемы по принципу "N-1" не предусматривает использования ПА при отключении одного электросетевого элемента.

- Покрытие дефицита мощности и энергии Московской энергосистемы за счет сооружения новых генерирующих источников в Московском регионе (ТЭС на газе и угле, ГАЭС) в комплексе с осуществлением внешнего энергоснабжения от электростанций (АЭС, ТЭС) ОЭС Центра по ЛЭП высокого напряжения и технического перевооружения действующих электростанций.

- Техническое перевооружение электрических сетей должно предусматривать повышение пропускной способности, в том числе путем перевода ВЛ и ПС на более высокий класс напряжения.

- Широкое использование кабельных сетей высокой пропускной способности и закрытых ПС с применением в РУ высшего напряжения элегазового оборудования в городских районах массовой застройки.

- Проведение реконструкции ПС 500-110 кВ открытого типа и ВЛ, проходящих в черте города, предусматривается путем сооружения на месте существующих ПС по новейшим технологиям ПС закрытого типа той же мощности, либо расширяемых. Реконструкция ВЛ планируется путем перевода их в кабельные линии.

- Отказ от развития электрических сетей напряжением 110 кВ как системообразующих сетей. Электрические сети данных напряжений будут поддерживаться в рабочем состоянии там, где невозможен их перевод на напряжение 220 кВ.

Электрические сети, действующие в настоящее время на территории Московского региона, в основном обеспечивают условия для поставки и получения мощности и электроэнергии потребителям. В Московской энергосистеме имеются многочисленные связи 110, 220 и 500 кВ, в том числе 49 связей напряжением 110 кВ и выше со смежными энергосистемами ОЭС Центра.

В перспективе с ростом электропотребления и нагрузки в Московской энергосистеме, вводом новых генерирующих мощностей на электростанциях как в г. Москве, так и в Московской области, увеличением плотности застройки проблемы в работе электрических сетей и условия их работы значительно усложняются.

Формирование перечня электросетевых объектов (ВЛ и ПС), намечаемых к вводу и реконструкции в период 2014 - 2018 (2020) гг., проведено на основании анализа информации по вводу мощности на электростанциях и роста уровней нагрузок в рассматриваемый период. Для каждого электросетевого объекта дается описание технической необходимости его сооружения, а также приводятся проектные показатели, включающие: протяженность ВЛ, трансформаторную мощность ПС. Кроме того, для каждого объекта указывается: проектная стоимость, требуемые инвестиции в период 2014 - 2018 (2020) гг. (в ценах на 01.01.2013 г.), год начала освоения инвестиций и годы вводов. Оценка капиталовложений проводится по "Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-1150 кВ" 324тм-т1для электросетевых объектов ОАО "ФСК ЕЭС", утвержденных Приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 09.07.2012 N 385 в базовых ценах 2000 года и в ценах текущего года, а при наличии проектной документации - по сметным стоимостям.

Схемы электрических соединений электрической сети Московской энергосистемы формировались на основании Стандарта ОАО "ФСК ЕЭС" "Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения." Москва, 2007 г.

При определении функциональной значимости предлагаемых к сооружению и реконструкции электросетевых объектов учитывались следующие факторы:

- необходимость присоединения к основной сети новых потребителей и новых блоков существующих электростанций;

- необходимость выполнения требований надежности электроснабжения потребителей;

- изменение характера перетоков в основной сети вследствие неравномерности изменения спроса и его покрытия по узлам, а также необходимость ликвидации "узких мест" в сети;

- техническому перевооружению подлежат объекты, срок эксплуатации которых для линий электропередач составляет 30 лет и выше, для силового оборудования (трансформаторы и автотрансформаторы) 20 лет и выше.

В связи с тем, что сеть 110 кВ в Московском регионе исчерпала функции системообразующей сети, то предполагаемые к вводу объекты 110 кВ должны обеспечивать, в основном, электроснабжение потребителей. Сооружение дополнительных ВЛ 110 кВ ограничивается обеспечением надежного электроснабжения существующих и новых потребителей и носит частный характер.

Прогнозная оценка роста электрических нагрузок необходима для принятия оптимальных решений по схеме развития энергосистемы на перспективу.

Расчет электрических нагрузок ПС Московской энергосистемы на период до 2020 г. выполнен прямым счетом для концентрированных потребителей и статистическим подходом при определении распределенной нагрузки.

Расчет выполнен для регионального варианта спроса на электроэнергию и мощность по инновационному сценарию Концепции долгосрочного социально-экономического развития России. Электрические нагрузки ПС г. Москвы и Московской области на 2015 и 2020 гг. рассчитаны на холодную пятидневку.

По концентрированным потребителям информация получена из заявок на присоединение новых, либо развивающихся существующих потребителей. Конкретная информация, представленная в заявках на присоединение потребителей, была проанализирована, учтена индивидуально и распределена по соответствующим подстанциям с учетом коэффициента спроса Кс, принятого равным в среднем 0,4.

Для распределенной нагрузки определён коэффициент роста за предшествующий период (по отчетным данным). Этот коэффициент корректируется на проектный период пропорционально изменению темпов роста электропотребления на соответствующие этапы. Экстраполированная распределенная нагрузка каждой ПС суммируется с применением режимных коэффициентов с концентрированной.

Суммарная электрическая нагрузка всех ПС сопоставлена с прогнозированной максимальной нагрузкой Московской энергосистемы в целом и, в частности, по г. Москве и Московской области. При несовпадении выполнена соответствующая корректировка (в первую очередь - концентрированных потребителей).

Расчет электрических нагрузок выполняется с учетом следующих нормативных материалов:

- "Инструкции по проектированию городских электрических сетей (РД 34.20.185-94)";

- Нормативов для определения расчетных электрических нагрузок зданий (квартир), коттеджей, микрорайонов (кварталов) застройки и элементов городской распределительной сети", утвержденных Приказом Минтопэнерго России от 29.06.1999 г. N 213.

При расчете электрических нагрузок использованы, так называемые, режимные коэффициенты:

Для определения максимальной электрической нагрузки ПС применен коэффициент разновременности максимумов kp, м (именуемый также коэффициентом несовпадения максимумов нагрузки потребителей или коэффициентом одновременности). Этот коэффициент принят равным 0,8.

Для определения нагрузки ПС в период прохождения максимума нагрузки энергосистемы применяются коэффициенты попадания в максимум энергосистемы kм. Этот коэффициент принят равным 0,9.

Реактивная составляющая электрической нагрузки принималась в зависимости от точки присоединения потребителя к электрической сети с tg j= 0,4 (cos j = 0,93).

Полученная таким образом, предварительная перспективная нагрузка действующих подстанций была перераспределена с учетом появления к расчетному периоду вновь сооружаемых подстанций.

В соответствии с принятой методологией расчетная суммарная электрическая нагрузка ПС Московской энергосистемы, в том числе по г. Москве и Московской области, соответствуют значениям, приведенным в таблице.

Расчетная электрическая нагрузка ПС Московской энергосистемы на 2015 и 2020 гг. Региональный вариант (на холодную пятидневку)

Периоды	Расчетная электрическая нагрузка ПС, Р макс., МВт
	Московская энергосистема	в т.ч. г. Москва	в т.ч. Московская область
На 2015 г.	21072	11317	9755
На 2020 г.	24941	12918	12023

Полученные расчетные электрическая нагрузка ПС по г. Москве и Московской области на 2015 и 2020 гг. сравниваются с региональным вариантом спроса на электроэнергию и мощность по инновационному сценарию Концепции долгосрочного социально-экономического развития России (и в т. ч. по г. Москве и Московской области).

В соответствии с региональным вариантом спроса на электроэнергию и мощность по инновационному сценарию Концепции долгосрочного социально-экономического развития России электрическая нагрузка ПС г. Москвы и Московской области на 2015 и 2020 гг. составит значения представленные в таблице.

Электрическая нагрузка ПС Московской энергосистемы на 2015 и 2020 годы, соответствующая сценарию Концепции долгосрочного социально-экономического развития России

Периоды	Электрическая нагрузка ПС, соответствующая сценарию Концепции долгосрочного социально-экономического развития России Р макс., МВт
	Московская энергосистема	в т.ч. г. Москва	в т.ч. Московская область
На 2015 г.	21250	11600	9650
На 2020 г.	25600	13380	12220

Как следует из сопоставления, расчетная электрическая нагрузка ПС Московской энергосистемы определилась на 1,1-3% ниже соответственно на 2015 и 2020 гг., чем по инновационному сценарию Концепции долгосрочного социально-экономического развития России. За исключением нагрузки Московской области на 2015 г., которая на 105 МВт больше, чем по сценарию Концепции.

С учетом потерь мощности в электрических сетях и нагрузки собственных нужд электростанций эта разница становится минимальной. Таким образом, расчетные электрические нагрузки ПС Московской энергосистемы соответствуют региональному варианту спроса на электроэнергию и мощность по инновационному сценарию Концепции долгосрочного социально-экономического развития России.

Прирост нагрузки в Московской области осуществляется за счет строительства многофункциональных промышленных и транспортных центров логистики, индустриальных парков и промышленных округов. Вводятся производства гибкой упаковки, органических удобрений, заводы по выпуску алмазных инструментов. Сооружаются производственно-складские комплексы для хранения, производства и переработки продуктов питания, глубокой заморозки и длительного срока реализации. В области строятся объекты коммунально-бытового назначения (жилые дома, школы, детские сады и т.д.), ипподромы, объекты аэропорта и др.

Для Московской области характерно так же индивидуальное строительство, застройка коттеджей, крестьянско-фермерские хозяйства и др.

По итогам совещания - пропуска (период с 15.10.2012 по 14.11.2012) по вопросам стратегии энергообеспечения муниципальных образований Московской области с учетом развития территорий было принято решение принять за основу в рамках формирования базовых документов, перспективную потребность в энергетической мощности в разрезе муниципальных образований Московской области (см. табл. 4.8.1).

Таблица 4.8.1

Перспективная потребность в энергетической мощности на период 2012 - 2030 г.

N п/п	Муниципальные образования Московской области	прирост в эн. мощности 2012 - 2030 г.(МВА)
1	г.о. Балашиха	298,98
2	г.о. Бронницы	158,60
3	г.о. Власиха	9,09
4	Волоколамский муниципальный район	111,48
5	Воскресенский муниципальный район	93,35
6	г.о. Восход	2,13
7	г.о. Дзержинский	53,05
8	Дмитровский м.р.	123,50
9	г.о. Долгопрудный	114,29
10	г.о. Домодедово	1 832,32
11	г.о. Дубна	158,04
12	Егорьевский муниципальный район	152,07
13	г.о. Железнодорожный	111,17
14	г.о. Жуковский	18,55
15	Зарайский муниципальный район	23,52
16	г.о. Звездный городок	0,00
17	г.о. Звенигород	43,68
18	г.о. Ивантеевка	34,04
19	Истринский муниципальный район	509,83
20	Каширский муниципальный район	361,26
21	г.о. Климовск	26,05
22	Клинский муниципальный район	169,09
23	г.о. Коломна	96,29
24	Коломенский муниципальный район	14,95
25	г.о. Королев	21,45
26	г.о. Котельники	73,00
27	г.о. Красноармейск	24,97
28	Красногорский муниципальный район	611,62
29	г.о. Краснознаменск	34,60
30	Ленинский муниципальный район	110,32
31	г.о. Лобня	56,72
32	г.о. Лосино-Петровский	29,14
33	Лотошинский муниципальный район	91,88
34	Луховицкий муниципальный район	21,54
35	г.о. Лыткарино	20,78
36	Люберецкий муниципальный район	277,98
37	Можайский муниципальный район	149,67
38	г.о. Молодежный	1,00
39	Мытищинский муниципальный район	450,00
40	Наро-Фоминский муниципальный район	432,11
41	Ногинский муниципальный район	153,33
42	Одинцовский муниципальный район	482,31
43	Озерский муниципальный район	96,30
44	г.о. Орехово-Зуево	57,23
45	Орехово-Зуевский муниципальный район	118,27
46	Павлово-Посадский муниципальный район	48,65
47	г.о. Подольск	257,81
48	Подольский муниципальный район	62,13
49	г.о. Протвино	49,76
50	Пушкинский муниципальный район	78,22
51	г.о. Пущино	145,00
52	Раменский муниципальный район	597,11
53	г.о. Реутов	70,00
54	г.о. Рошаль	259,86
55	Рузский муниципальный район	171,36
56	Сергиево-Посадский муниципальный район	71,66
57	Серебряно-Прудский муниципальный район	28,06
58	г.о. Серпухов	44,22
59	Серпуховской муниципальный район	7,77
60	Солнечногорский муниципальный район	483,54
61	Ступинский муниципальный район	730,07
62	Талдомский муниципальный район	26,72
63	г.о. Фрязино	37,69
64	г.о. Химки	102,92
65	г.о. Черноголовка	16,00
66	Чеховский муниципальный район	55,90
67	Шатурский муниципальный район	91,39
68	Шаховской муниципальный район	84,45
69	Щелковский муниципальный район	145,03
70	г.о. Электрогорск	64,42
71	г.о. Электросталь	67,00
72	г.о. Юбилейный	3,18
	Всего:	11 629,47

Исходя из представленных данных, можно выделить несколько районов Московской области, в которых намечается значительный рост нагрузки за период 2013 - 2030 гг.: г.о. Домодедово - 1 832,32 МВА; Ступинский муниципальный район - 730,07 МВА; Красногорский муниципальный район - 611,62 МВА; Раменский муниципальный район - 597,11 МВА.

Намечаемая реконструкция и строительство пассажирского терминала Международного аэропорта Домодедово приведет к увеличению его общей площади более чем в 9 раз (к 2017 году).

Строительство многоярусных паркингов позволит увеличить число парковочных мест к 2014 году до 9700 мест; расширение грузового терминала увеличит его пропускную способность более чем в два раза - со 160 до 360 тыс. тонн в год.

В ближайших планах: расширение грузового терминала, реконструкция фабрики бортового питания, строительство собственной теплоэлектростанции, расширение подъездных путей к аэропорту. Развитие аэропорта Домодедово предусматривает ряд проектов, направленных на развитие аэропортовой территории.

Рассматривается строительство собственной мини-ТЭЦ, что даст возможность в бесперебойном режиме обеспечивать аэропорт тепловой и электрической энергией: первая очередь объекта - в 2013, вторая - в 2016 году.

По данным ЗАО "Международный аэропорт Домодедово" рост электрических нагрузок аэропорта Домодедово составит на перспективу значения, приведенные в табл. 4.8.2.

Таблица 4.8.2.

Перспективные дополнительные электрические нагрузки аэропорта Домодедово

Наименование ПС	Предполагаемый год ввода объекта	Присоединяемая нагрузка, МВт
		Всего, в т.ч. по годам	2011 - 2015 гг.	2016 - 2018 гг.
ПС Яковлево-2	2020	50	35	15
ПС Взлетная	2020	53	38	15
		103	73	30

Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 35 кВ и выше, намечаемых к вводу и реконструкции в Московском регионе в период 2013 - 2020 гг., проведено на основании анализа информации по вводу мощности на электростанциях и роста уровней нагрузок в рассматриваемый период. При разработке схемы учитывались инвестиционные программы ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "МОЭСК", выданные технические условия на присоединение потребителей.

В Московском регионе в перспективе преимущественно будут получать применение следующие схемы присоединения ПС в сетях 110-500 кВ.

1. ПС 500 кВ

1.1. РУ ВН подстанции 500 кВ - схемы трансформаторы - шины с присоединением до 4-х линий через два выключателя (типовая схема N 15), трансформаторы - шины с полуторным присоединением до 5-6 (N 16) линий и полуторная схема при 6 и более линий (N 17).

1.2. РУ СН 220 кВ подстанций 500 кВ при количестве линий 5 и более - трансформаторы - шины с полуторным присоединением линий (16).

2. ПС 220 кВ.

2.1. РУ ВН подстанций 220 кВ - две рабочие системы шин при 5-ти и более присоединениях.

2.2 . РУ ВН подстанций 220 кВ - мостик с выключателями в цепях линий и трансформаторов, и ремонтной перемычкой со стороны лини (или со стороны трансформаторов) (N 5Н и 5АН).

3. ПС 110 кВ.

3.1. РУ ВН подстанций 110 кВ - две рабочие системы шин при 5-ти и более присоединениях.

3.2. РУ ВН подстанций 110 кВ - одна рабочая секционированная по числу трансформаторов система шин с подключением трансформаторов к секциям шин через развилку из двух выключателей (N 9Н) или с подключением ответственных потребителей через "полуторную" цепочку (N 9АН).

3.3. РУ ВН подстанций 110 кВ - мостик с выключателями в цепях линий и трансформаторов, и ремонтной перемычкой со стороны лини (или со стороны трансформаторов) (N 5Н и 5АН).

В данной главе дается описание технической необходимости сооружения и реконструкции каждого объекта, а также приводятся проектные показатели, включающие: протяженность ВЛ, трансформаторную мощность ПС. Кроме того, в приложениях к разделу, для каждого объекта указывается: рекомендуемый год ввода, проектная стоимость (приводится в ценах 1991 г. без учета НДС и в базовых ценах 2000 г. с учетом НДС), требуемые инвестиции в период 2013 - 2020 гг. (в ценах 01.01.2013 г. с учетом НДС).

Предложения по развитию электрических сетей 35-110-220 кВ и выше Московской области в период до 2020 г.*

Предложения по строительству и реконструкции электрических сетей 110 (35) кВ и выше Московской энергосистемы сформированы по территориальным зонам, обслуживаемым филиалами ОАО "МОЭСК".

Объекты, находящиеся на территории Московской области - Восточные электрические сети, Западные электрические сети, Северные электрические сети, Южные электрические сети.

Объекты ввода и реконструкции на территории.

Восточных электрических сетей.

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Восточных электрических сетей предлагается ввод новых подстанций и реконструкция ПС и ЛЭП напряжением 35 кВ и выше в разрезе муниципальных образований Московской области.

* - технические решения могут пересматриваться по мере уточнения исходных параметров.

г.о. Балашиха.

Объекты реконструкции 110 кВ.

ПС 110 кВ N 681 Алмазово.

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 2х25 МВА напряжением 110/35/10 кВ. Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения, снятием перегрузки трансформаторов в аварийных режимах (аварийная нагрузка Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составляет 138%) для возможности присоединения новых потребителей, физическим и моральным износом существующих трансформаторов, срок службы которых составляет 33 года (Т-1) и 41 год (Т-2). На подстанции предполагается установка двух трансформаторов мощностью по 63 МВА каждый напряжением 110/35/10 кВ взамен существующих. Реконструкция ОРУ-110 кВ предусматривает замену существующих выключателей на элегазовые и установку элегазовых выключателей в цепях силовых трансформаторов вместо отделителей 110 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы Технические Требования N 58-09/540 от 13.04.2011 г.

ВЛ 110 кВ Дроздово - Горенки 1, 2.

Протяженностью 2х10,2 км - в эксплуатации с 1940 г., выполнена проводами АС-150, МГ-95. Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом. Длина реконструируемого участка 2х10,2 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ N 22 Кучино.

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 2х20 МВА напряжением 110/35/6 кВ со сроком службы 50 лет (Т-1) и 32 года (Т-2). В аварийных режимах перегрузка данных трансформаторов составляет 162%. Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом, повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей г. Железнодорожного Московской области. Планируется провести замену существующих трансформаторов на трансформаторы 2х63 МВА напряжением 110/35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ N 194 Кислородная.

В соответствии с согласованной "Программой по созданию систем противоаварийной и режимной автоматики ОАО "МОЭСК" на период 2013 - 2017 гг." планируется ввод в работу комплекса противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС 110 кВ Кислородная.

Окончание реконструкции - 2016 - 2017 г.

Объект не входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Воскресенский м.р.

Объект реконструкции 110 и 35 кВ.

ВЛ 110 кВ Пески-Фабричная.

Протяженностью 23,1 км - в эксплуатации с 1933 г., выполнена проводами АСК-150. Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом. Длина реконструируемого участка 6,1 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Фосфоритная-Пески (ЛЭП проходит по территории Воскресенского м.р., Егорьевского м.р. и Коломенского м.р.).

Линия электропередачи в эксплуатации с 1929 г., выполнена проводами АС-150 и имеет протяженность 25,5 км. Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей в связи с моральным и физическим износом объекта. Длина реконструируемого участка 10,5 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Фосфоритная - Сирена (ЛЭП проходит по территории Воскресенского м.р. и Егорьевского м.р.).

Линия электропередачи в эксплуатации с 1970 г., выполнена проводами АС-150 и имеет протяженность 13,8 км. Для разгрузки сети 110 кВ и повышения надежности электроснабжения потребителей планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Фосфоритная-Сирена. Длина реконструируемого участка 8,5 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ N 761 Фетровая.

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 2х4 МВА напряжением 35/10 кВ со сроком службы 37 лет. Реконструкция обусловлена перегрузкой трансформаторов в аварийных режимах (аварийная нагрузка Т-1 (Т-2) составляет 126%), физическим и моральным износом существующих трансформаторов. На подстанции предполагается установка двух трансформаторов мощностью по 6,3 МВА каждый напряжением 35/10 кВ вместо существующих.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Егорьевский м.р.

Новое строительство 220 и 110 кВ.

Перевод ПС N 734 110 кВ Сирена на напряжение 220 кВ.

Перевод ПС 110 кВ Сирена на напряжение 220 кВ обусловлен повышением надежности электроснабжения, снятием перегрузок, поддержанием напряжения, а также жилищным и промышленным развитием г. Егорьевска.

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 16 и 20 МВА напряжением 110/6 кВ. На подстанции предусматривается установка двух автотрансформаторов 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый, сооружение нового ОРУ-220 кВ по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанное на присоединение 4-х линий, двух автотрансформаторов и шиносоединительного выключателя. В новом ОРУ-220 кВ предусматривается возможность установки двух резервных ячеек. Присоединение к сети 220 кВ будет осуществляться за счет сооружения заходов ВЛ 220 кВ Шатура-Пески и ВЛ 220 кВ Крона-Пески (4х1,5км) с образованием ВЛ 220 кВ Сирена-Шатура, ВЛ 220 кВ Сирена-Пески 1,2 и ВЛ 220 кВ Сирена-Крона. Реконструкция ОРУ-110 кВ предполагает замену масляных выключателей на элегазовые и установку двух дополнительных линейных ячеек.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2017 - 2018 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Егорьевск - Сирена.

Для разгрузки сети 110 кВ и повышения надежности электроснабжения Егорьевского района Московской области планируется сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Егорьевск-Сирена протяженностью 3,5 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2019 - 2020 г.

Объект не входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Объекты реконструкции 110 кВ.

ПС 110 кВ N 52 Двойня.

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 2х10 МВА напряжением 110/35/10 кВ. Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом (срок службы трансформаторов 39 лет), их большой загрузкой и повышением надежности электроснабжения Егорьевского района. Планируется провести замену существующих двух трансформаторов мощностью по 10 МВА напряжением 110/35/10 кВ на трансформаторы 2х25 МВА напряжением 110/35/10 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Установка ИРМ на ПС 110 кВ N 155 Радовицы.

В соответствии с Программой компенсации реактивной мощности ОАО "МОЭСК" на 2009 г., согласованной 29.01.2009 филиалом ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ и ОАО "МОЭСК", планируется установка ИРМ в районе ПС 110 кВ Радовицы.

Срок реализации проекта - 2014 - 2015 г.

Объект не входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ N 38 Бережки.

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 20 МВА (Т-1) и 25 МВА (Т-2) напряжением 110/6 кВ каждый со сроком службы 47 лет и 36 лет соответственно. Аварийная загрузка Т-1 при отключении Т-2 составляет 106%. Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом, повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей. Планируется провести замену двух существующих трансформаторов на два трансформатора 2х63 МВА напряжением 110/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 - 2018 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

г.о. Железнодорожный.

Объект реконструкции 110 и 35 кВ.

ПС 110 кВ N 696 Прогресс.

На подстанции установлены два трансформатора мощностью по 25 МВА каждый напряжением 110/10/10 кВ. Реконструкция обусловлена снятием перегрузки трансформаторов (аварийная нагрузка трансформатора Т-1 (Т-2) составляет 116%), повышением надежности электроснабжения г. Железнодорожного и возможностью присоединения новых потребителей. Планируется провести установку двух трансформаторов напряжением 110/10 мощностью 63 МВА каждый, оснащенных РПН и АРНТ, вместо существующих 2х25 МВА напряжением 110/10/10 и провести реконструкцию ОРУ 110 кВ с заменой коммутационных аппаратов на элегазовые выключатели в цепи трансформаторов.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Срок окончания реконструкции 2015 - 2016 г.

Объект не входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы Технические Требования N 58-09/485 от 26.10.2010 г.

г.о. Коломна.

Объект реконструкции 110 кВ.

ПС 110 кВ N 656 Митяево.

На подстанции установлены трансформаторы мощностью 25 МВА (Т-1) напряжением 110/10/10 кВ и 10 МВА (Т-2) напряжением 110/10 кВ со сроком службы 34 года и 41 год соответственно. Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом, повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей Коломенского района. Планируется провести замену трансформатора мощностью 10 МВА напряжением 110/10 кВ (год ввода в эксплуатацию - 1971 г.), на трансформатор 25 МВА напряжением 110/10 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Коломенский м.р.

Объекты реконструкции 220 и 110 кВ.

ПС 220 кВ N 401 Голутвин.

На подстанции установлены три автотрансформатора мощностью 2х90МВА (Т-1, Т-2 с возможностью до 125 МВА) со сроком службы 48 и 54 года и 200 МВА (Т-3) со сроком службы 34 года напряжением 220/110/10 кВ каждый. Реконструкция обусловлена физическим и моральным износом и повышением надежности электроснабжения потребителей. Предполагается замена существующих автотрансформаторов 2х90 МВА напряжением 220/110/10 кВ на АТ мощностью по 200 МВА каждый напряжением 220/110/10 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Год окончания реконструкции 2018 - 2019 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

ВЛ 110 кВ Бакунино - Суворово (ЛЭП проходит по территории Коломенского м.р. и Воскресенского м.р.).

Линия электропередачи имеет протяжность 12,8 км, выполнена проводами М-70 и находится в эксплуатации с 1930 г. Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом. Длина реконструируемого участка 13,3 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Луховицкий м.р.

Новое строительство 110 кВ.

ПС 110 кВ Злобино.

На подстанции планируется установка двух трансформаторов мощностью 25 МВА каждый напряжением 110/10 кВ. Подключение к сети 110 кВ будет осуществлено за счет сооружения заходов ВЛ 110 кВ Ларино-Ива и ВЛ 110 кВ Городна-Луховицы с образованием ВЛ 110 кВ Ларино-Злобино, ВЛ 110 кВ Злобино-Ива, ВЛ 110 кВ Городна-Злобино и ВЛ 110 кВ Злобино-Луховицы.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "Московская областная энергосетевая компания".

Ввод объекта планируется в 2015 - 2016 г.

Объекты реконструкции 110 и 35 кВ.

ПС 110 кВ N 678 Ларино.

На подстанции установлены три трансформатора: два трансформатора мощностью по 16 МВА каждый (со сроком службы 42 год) напряжением 110/10 кВ и один - мощностью 40 МВА (установлен в 2008 г.) напряжением 110/10/10 кВ. Аварийная загрузка трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составляет 124%. Реконструкция вызвана необходимостью заменить морально и физически устаревшее оборудование, повысить надежность электроснабжения, присоединением новых потребителей. Планируется провести замену трансформатора мощностью 16 МВА напряжением 110/10 кВ, на трансформатор 40 МВА напряжением 110/10 кВ, оснащенный устройством РПН (АРНТ).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ N 723 Пойма.

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 4 МВА каждый напряжением 35/10 кВ. Реконструкция обусловлена перегрузкой трансформаторов в аварийных режимах (аварийная загрузка составляет 116%), физическим и моральным износом существующих трансформаторов, срок службы которых составляет 41 год. На подстанции предполагается установка двух трансформаторов мощностью по 6,3 МВА каждый напряжением 35/10 кВ вместо существующих 2х4 МВА напряжением 35/10 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2016 - 2017 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Ногинский м.р.

Объект комплексной реконструкции 500 кВ.

ПС 500 кВ Ногинск.

Площадка ПС Ногинск расположена около г. Ногинск Московской области. Подстанция "Ногинск" является частью Московского кольца 500 кВ и системообразующей сети ОЭС Центра.

Реконструкция обусловлена физическим и моральным износом оборудования, высоким уровнем токов короткого замыкания, величина которых практически достигла отключающей способности установленных на подстанции выключателей (31,5 кА на стороне 110 кВ, 26,3 и 31,5 на стороне 220 кВ).

Реконструкция ПС 500/220/110 кВ Ногинск предполагает установку на подстанции:

- 2-х автотрансформаторов напряжением 500/220/10 кВ мощностью 500 МВА каждый.

- 4-х автотрансформаторов напряжением 220/110/10 кВ мощностью 250 МВА каждый.

- 2-х трансформаторов напряжением 220/10 кВ мощностью 100 МВА каждый.

- 2-е БСК мощностью 100 МВАр каждая, присоединенных к шинам 110 кВ.

Схема РУ на стороне 500 кВ "трансформатор-шины" с полуторным присоединением трех существующих ВЛ 500 кВ: Ногинск-Чагино, Ногинск-Владимирская, Ногинск-Бескудниково. В РУ 500 кВ предусматривается 2 резервные ячейки.

Схема РУ 220 кВ - "полуторная схема секционированная выключателями" с подключением автотрансформаторов напряжением 500/220 кВ и 220/110 кВ, трансформаторов 220/10 кВ и семи существующих ВЛ через "полуторную" цепочку". В РУ 220 кВ предусматривается 1 резервная ячейка.

Схема РУ 110 кВ "две рабочие секционированные выключателями системы шин с подключением автотрансформаторов 220/110 кВ к секциям шин 110 кВ через "два выключателя". К шинам 110 кВ присоединены ВЛ 110 кВ на ПС: Боровое (1 и 2), Истомкино (1 и 2), Дуговая (2 и 3), Затишье (Северное и южное), Электросталь (1 и 2), Монино, Черноголовка, Шерна и Шульгино). В РУ 110 кВ предусмотрено две резервные ячейки.

Увеличение трансформаторной мощности позволит повысить надежность электроснабжения Московской области и обеспечит увеличение пропускной способности внешних связей Московской энергосистемы с ОЭС Центра.

Срок окончания реконструкции 2015 - 2017 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

Объекты реконструкции 110 кВ.

ПС 110 кВ N 43 Истомкино.

На подстанции установлено два трансформатора мощностью по 20 МВА напряжением 110/35/6 кВ со сроком службы 50 лет (Т-1) и 51 год (Т-2). В аварийном режиме загрузка трансформатора Т-2 (Т-1) составляет 113%. Реконструкция обусловлена физическим и моральным износом оборудования, снятием перегрузки трансформаторов в аварийном режиме и повышением надежности электроснабжения в Ногинском районе Московской области. На реконструируемой подстанции предполагается замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х40 МВА каждый напряжением 110/35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ N 414 Кудиново

На подстанции Кудиново установлены два трансформатора мощностью по 20 МВА каждый напряжением 110/35/6 кВ 1960 г. и 1964 г. выпуска. Данное оборудование морально и физически устарело. Аварийная загрузка Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составляет 128% (134%). Планируется установить на данной подстанции новые трансформаторы мощностью 2х40 МВА напряжением 110/35/6 кВ взамен существующих. С увеличением трансформаторной мощности подстанции появится возможность присоединить новых потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ N 100 Купавна.

Подстанция присоединена к сети 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Кудиново-Минеральная. На подстанции установлены: один трансформатор (Т-3) мощностью 16 МВА напряжением 110/35/6 кВ и два трансформатора (Т-1,Т-2) по 5,6 МВА на напряжении 35/6 кВ. Оба трансформатора 35/6 кВ находятся в эксплуатации с 1965 - 66 гг. В аварийных режимах перегрузка данных трансформаторов составляет 120%. В результате реконструкции планируется заменить устаревшие трансформаторы Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 2х16 МВА напряжением 35/6 кВ, оснащенные устройством РПН.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Кудиново - Минеральная с отп. (ЛЭП проходит по территории Ногинского м.р., г.о. Железнодорожный и Раменского м.р.).

Линия электропередачи длиной 29,1 км - в эксплуатации с 1971 г., выполнена проводами АС-150. Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом. Длина реконструируемого участка 9 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Павлово-Посадский м.р.

Объекты реконструкции 35 кВ.

ПС 35 кВ N 828 Огуднево.

На подстанции установлены трансформаторы мощностью 3,2 и 10 МВА на напряжение 35/10 кВ. В результате реконструкции предполагается заменить трансформатор мощностью 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ, аварийная загрузка которого составляет 109%, на трансформатор 10 МВА напряжением 35/10 кВ с целью повысить надежность электроснабжения потребителей и снятия перегрузки.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ N 34 Васютино.

На подстанции установлены два трансформатора на напряжение 35/10 кВ мощностью 5,6 и 6,3 МВА и два трансформатора на напряжение 35/6 кВ мощностью 3,2 (Т-1) и 2,5 МВА (Т-2). Оба трансформатора на напряжение 35/6 кВ имеют срок службы 57 лет и 41год и испытывают перегрузку в аварийных режимах. Аварийная загрузка Т-1 (Т-2) составляет 110% (135%) при отключении Т-2 (Т-1). Эти обстоятельства говорят о необходимости замены трансформаторов мощностью 3,2 и 2,5 МВА напряжением 35/6 кВ. В результате реконструкции на ПС Васютино будет установлено 2х4 МВА напряжением 35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

г.о. Реутов.

Новое строительство 110 кВ.

ПС 110/10 кВ Реутово.

Сооружение данной подстанции обусловлено жилищным развитием г. Реутов. На подстанции планируется установка двух трансформаторов мощностью 40 МВА каждый напряжением 110/10 кВ. Подключение к сети 110 кВ будет осуществлено за счет сооружения двухцепной ВЛ 110 кВ Восточная-Реутово (2х5 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - Инвестор.

Ввод объекта планируется в 2014 - 2015 г.

На данный объект выданы Технические Требования N 58-09/459 от 11.03.2010 г.

Объект реконструкции 220 кВ

ПС 220 кВ N 212 Восточная.

Подстанция находится недалеко от г. Реутов Московской области.

Владелец - ОАО "МОЭСК". Реконструкция ОРУ 110 кВ обусловлена физическим и моральным износом оборудования и предполагает замену выключателей, установленные на стороне 110 кВ и находящихся в эксплуатации с 1967 г. на элегазовые.

На подстанции установлены три автотрансформатора мощностью 125 МВА напряжением 220/110/10 кВ каждый. Реконструкция обусловлена снятием перегрузки трансформаторов (аварийная нагрузка АТ-1 и АТ-2 составляет 154%, аварийная нагрузка АТ-3 - 147%), повышением надежности электроснабжения потребителей Московской области. На подстанции предполагается замена трех установленных автотрансформаторов мощностью 125 МВА на два автотрансформатора мощностью 250 МВА каждый. Замена шести существующих регулировочных трансформаторов мощностью 40 МВА напряжением 10 кВ каждый на 4 регулировочных трансформатора мощностью 63 МВА каждый напряжением 10 кВ также обусловлена снятием перегрузки.

На подстанции предполагается сооружение нового 4-х секционного ЗРУ-10 кВ. Перевод существующих нагрузок старого ЗРУ-10 кВ в новое ЗРУ-10 кВ с последующим демонтажем старого ЗРУ-10 кВ. Компоновочное решение принимается с учетом возможности дальнейшей установки двух трансформаторов напряжением 220/10 кВ мощностью 80 МВА каждый с расширением ОРУ 220 кВ на одну трансформаторную ячейку и строительством нового дополнительного ЗРУ-10 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Реконструкцию провести планируется до конца 2018 - 2019 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На реконструкцию данного объекта выданы Технические Требования N 58-09/447 от 12.01.2010 г.

г.о. Фрязино.

Объект реконструкции 110 кВ.

ПС 110 кВ N 206 Фрязино.

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 40 МВА напряжением 110/10/10 кВ и один - мощностью 40 МВА напряжением 110/35/10 кВ. Реконструкция обусловлена снятием перегрузки трансформаторов (аварийная нагрузка Т-1 (Т-2) составляет 140% при отключении Т-2 (Т-1)), повышением надежности электроснабжения Щелковского района Московской области. На подстанции предполагается расширение ОРУ 110 и 35 кВ на одну трансформаторную ячейку с установкой элегазовых выключателей, установка дополнительного трансформатора мощностью 40 МВА напряжением 110/35/10 кВ, оснащенного РПН и АРНТ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы Технические Требования N 58-09/471 от 03.06.2010 г.

Шатурский м.р.

Объекты реконструкции 220 и 110 кВ.

Шатурская ГРЭС (ГРЭС-5).

В связи с превышением расчетных токов к.з. отключающей способности выключателей, установленных на РУ-220 кВ, предусматривается замена выключателей на РУ-220 кВ.

Дата ввода оборудования - 2013 - 2015 г.

ВЛ 110 кВ Шатура-Экситон с отп., Шатура-Дулево с отп. (ЛЭП проходит по территории Шатурского м.р., Орехово-Зуевского м.р., г.о. Орехово-Зуево и Павлово-Посадского м.р.).

Имеют протяженность 64,2 и 45,9 км и находятся в эксплуатации с 1928 г. Линии электропередачи выполнены проводами АС-150, АС-120, МГ-95 каждая. Большой срок службы данных линий электропередачи и необходимость повысить надежность электроснабжения потребителей требует реконструкции. Реконструируемый участок ВЛ составит 2,5 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Щелковский м.р.

Объект реконструкции 110 и 35 кВ.

Установка ИРМ на ПС 110 кВ N 742 Орбита.

В соответствии с Программой компенсации реактивной мощности ОАО "МОЭСК" на 2009 г., согласованной 29.01.2009 филиалом ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ и ОАО "МОЭСК", планируется установка ИРМ в районе ПС 110 кВ Радовицы.

Дата ввода объекта - 2014 - 2015 г.

Объект не входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ N 226 Горелово.

На подстанции установлены два трансформатора по 1 МВА каждый напряжением 35/6 кВ (Т-1 и Т-2 со сроком службы 50 и 55 лет соответственно) и один трансформатор мощностью 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ (Т-3 сроком службы 47 лет). Подстанция присоединена к сети 35 кВ двумя ВЛ: ВЛ 35 кВ Горелово-Гудово и ВЛ 35 кВ Голубино-Горелово. Реконструкция обусловлена физическим и моральным износом установленного оборудования. На подстанции предполагается установка трансформатора мощностью 10 МВА напряжением 35/10 кВ вместо существующего 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ и реконструкция существующего транзита 35 кВ Фрязино-Глебово-Голубино-Горелово-Гудово-Софрино с увеличением пропускной способности линий.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2018 - 2020 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы Технические Требования N 58-09/480 от 13.09.2010 г.

г.о. Электросталь.

Объект реконструкции 110 кВ.

ПС 110 кВ N 130 Электросталь.

На подстанции установлены четыре трансформатора: Т-1 и Т-3 мощностью по 40 МВА, которые находятся в эксплуатации с 1967 и 1991 гг., Т-2 мощностью 45 МВА со сроком службы 48 лет и Т-4 мощностью 32 МВА со сроком службы 63 года. Реконструкция обусловлена заменой физически и морально устаревшего оборудования и в связи с этим повышения надежности электроснабжения потребителей. Предполагается заменить Т-4 мощностью 32 МВА напряжением 110/35 кВ на трансформатор мощностью 40 МВА напряжением 110/35 кВ и трансформаторную группу мощностью 45 МВА напряжением 110/35/6 кВ на трансформатор мощностью 40 МВА напряжением 110/35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 - 2018 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

г.о. Черноголовка, Ногинский м.р., Воскресенский м.р., Коломенский м.р., Озерский м.р., Щелковский м.р., г.о. Лосино-Петровский.

ПС 110 кВ Черноголовка, ПС 110 кВ Шульгино, ПС 110 кВ Булгаково, ПС 110 кВ Карьер, ПС 110 кВ Непецино, ПС 110 кВ Клишино, ПС 110 кВ Гребнево, ПС 110 кВ Райки, ПС 110 кВ Монино

В соответствии с согласованной "Программой по созданию систем противоаварийной и режимной автоматики ОАО "МОЭСК" на период 2013 - 2017 гг." планируется ввод в работу комплекса противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС 110 кВ Черноголовка, ПС 110 кВ Шульгино, ПС 110 кВ Булгаково, ПС 110 кВ Карьер, ПС 110 кВ Непецино, ПС 110 кВ Клишино, ПС 110 кВ Гребнево, ПС 110 кВ Райки, ПС 110 кВ Монино.

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект не входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ N 10 Красный угол.

Подстанция расположена во Владимирской области. На подстанции установлены два трансформатора напряжением 35/6 кВ мощностью 1,8 и 3,2 МВА и один трансформатор напряжением 35/10 кВ мощностью 3,2 МВА. Трансформатор мощностью 1,8 МВА (со сроком службы 52 года) перегружается при аварийном отключении трансформатора мощностью 3,2 МВА на напряжение 35/6 кВ. Перегрузка составляет 115 %. Установка нового трансформатора мощностью 4 МВА напряжением 35/6 кВ вместо существующего трансформатора мощностью 1,8 МВА напряжением 35/6 кВ позволит снять перегрузку, повысить надежность снабжения потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 - 2018 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

В Восточных электрических сетях находятся подстанции 110 кВ, не оборудованные выключателями. На этих подстанциях рекомендуется замена отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели.

Реконструкция подстанций с заменой отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели в Восточных электрических сетях

N п/п	N ПС	Наименование подстанции	год окончания реконструкции	количество, устанавливаемых выключателей
	641	Гранит	2016	6
	5	Балашиха	2016	1
	29	Тепловозная	2016	3
	360	Белоомут	2016	2
	571	Клишино	2016	3
	640	Агат	2016	5
	47	Щелково	2017	5
	495	Щурово	2017	5
	530	Фосфоритная	2017	3
	767	Зуево	2017	5
	821	Гребчиха	2017	4
	84	Глухово	2018	5
	380	Захарово	2018	5
	650	Юдино	2018	5
	703	Туменская	2018	2
	797	Дизель	2018	3
	88	Крутое	2019	5
	609	Карболит	2019	5
	659	Бочманово	2019	5
	693	Мох	2019	5
	736	Бакунино	2019	2
	83	Райки	2019	2
	216	Губино	2020	3

Объекты ввода и реконструкции на территории.

Западных электрических сетей.

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Западных электрических сетей предлагается ввод новых подстанций и реконструкция ПС и ЛЭП напряжением 35 кВ и выше в разрезе муниципальных образований Московской области.

Волоколамский муниципальный район.

Объекты реконструкции.

ПС 750/500/220/110 кВ Грибово (перевод на напряжение 750 кВ).

Предполагается полная реконструкция ПС 220 кВ Грибово с расширением (площадка ПС ограничена федеральной автотрассой и магистральными газопроводами):

Строительство РУ 750 кВ, РУ 500 кВ, РУ 220 кВ, РУ 110 кВ и РУ 10 кВ;

Установка двух автотрансформаторных групп 750/500 кВ мощностью 3х417 МВА каждая;

Установка двух автотрансформаторных групп 500/220 кВ мощностью 3х167 МВА каждая;

Установка двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью 200 МВА каждый;

Сооружение перемычки 220 кВ между новым РУ 220 кВ ПС 750 кВ Грибово и старым ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Грибово;

Установка одной группы шунтирующих реакторов 750 кВ мощностью 3х110 МВар (с резервной фазой мощностью 110 МВар).

РУ 750 кВ Грибово, которое на начальной стадии будет иметь 3 присоединения (ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Грибово и 2 АТ 750/500 кВ), предлагается выполнить по типу "Треугольник" (Схема N 750-6Н). Данная схема в дальнейшем может быть использована как начальный этап развития более сложных схем. С учетом перспективного развития сети 750-500 кВ в районе ПС (сооружение ВЛ 750 кВ Грибово-Ворсино после 2020 года) схема должна быть преобразована в схему четырехугольника N 750-7.

Таким образом в РУ 750 кВ присоединяется ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Грибово с шунтирующим реактором на линии мощностью 3х110 МВА и два АТ 750/500 кВ, дополнительно предусматривается одна резервная линейная ячейка.

Для РУ 500 кВ предлагается схема трансформаторы-шины с полуторным присоединением ВЛ 500 кВ и АТ 750/500 кВ (схема N 500-16).

В РУ 500 кВ присоединяются две ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово (строится новая ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово ориентировочной протяженностью 70 км. 1 цепь - 2012 г., 2 цепь - 2015 г.) и необходимо предусмотреть две резервные линейные ячейки для дальнейшего развития сети 500 кВ. Дополнительно необходимо предусмотреть место на шинах РУ 500 кВ для установки ШР мощностью 3х60 МВА.

РУ 220 кВ предлагается выполнить по схеме - полуторная с подключением автотрансформаторов 220/110 кВ через два выключателя (схема N 220-17) на первом этапе с дальнейшим ее преобразованием в схему "Трансформатор-шины с полуторным присоединением АТ 500/220 кВ, двух АТ 220/110 кВ и ВЛ 220 кВ" (схема N 220-16) на втором этапе. К 2020 г. в РУ 220 кВ устанавливаются 3-й и 4-ый автотрансформаторы напряжением 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый.

В РУ 220 кВ заводятся ВЛ 220 кВ Грибово-Дровнино (строительство заходов линии в новое РУ 220 кВ ориентировочной протяженностью 1 км), Грибово-Шмелево (строительство заходов линии в новое РУ 220 кВ ориентировочной протяженностью 2 км) и предусматриваются две резервные линейные ячейки для дальнейшего развития сети 220 кВ. (2012 год)

Для РУ 110 кВ предлагается схема - одна рабочая, секционированная по числу автотрансформаторов система шин (N 110-9Н, 4 секции).

В РУ 110 кВ перезаводятся следующие 10 ВЛ:

1. Две ВЛ 110 кВ Грибово-Шаховская -2013 - 2014 годы;

2. Две ВЛ 110 кВ Грибово-Лотошино - 2013 - 2014 годы;

3. Две ВЛ 110 кВ Грибово-Газовая - 2013 - 2014 годы;

4. Две ВЛ 110 кВ Грибово-Волоколамск - 2012 г. (после перезавода линии проводится реконструкция с увеличением пропускной способности не менее 900 А на каждую цепь в 2014 г.);

5. ВЛ 110 кВ Грибово-Сычи -2013 - 2014 годы;

6. ВЛ 110 кВ Грибово-Лидино - 2013 - 2014 годы.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Окончание реконструкции - 2012 - 2015 гг.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

ПС 110/35/10 кВ Панфиловская.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя силовыми трансформаторами мощностью 2х40 МВА напряжением 110/35/10 кВ (2007 года изготовления). К сети 110 кВ ПС присоединена следующими ЛЭП: ВЛ Волоколамск - Панфиловская (АС-150, 4,24 км) и ВЛ Панфиловская - Чисмена (АС-150, 21,8 км).

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей планируется осуществить "заход-выход" ЛЭП 110 кВ Грибово - Сычи с образованием ЛЭП 110 кВ Грибово - Панфиловская и ЛЭП 110 кВ Панфиловская - Сычи.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

В соответствии с согласованной "Программой по созданию систем противоаварийной и режимной автоматики ОАО "МОЭСК" на период 2013 - 2017 гг." планируется ввод в работу комплекса противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС 110 кВ Панфиловская (2013 - 2014 гг.).

ПС 110/35/10 кВ N 405 Волоколамск.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя силовыми трансформаторами мощностью 2х25 МВА напряжением 110/35/10 кВ (1969 и 1976 года изготовления).

Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом оборудования, повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей.

Предполагается замена двух существующих трансформатора мощностью 25 МВА каждый напряжением 110/35/10 кВ на два трансформатора мощностью 40 МВА напряжением 110/35/10 кВ каждый, оснащенные устройством РПН.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 - 2018 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35/10 кВ Осташево.

ПС Осташево присоединена к сети 35 кВ следующими ЛЭП: ВЛ 35 кВ Осташево - Федосьино 1,2, ВЛ 35 кВ Спас - Осташево и ВЛ 35 кВ Лидино - Осташево.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя трансформаторами мощностью 4 МВА и 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ (1974 и 1963 годов изготовления).

Реконструкция предполагается с целью замены существующих трансформаторов на два трансформатора мощностью по 6,3 МВА напряжением 35/10 кВ каждый.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2019 - 2020 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Волоколамск-Чисмена-Румянцево-Ядрошино.

Объект находится на территории Волоколамского и Истринского муниципальных районов.

Планируется реконструкция с увеличением пропускной способности линий (замена провода АС-150 на АС-240) и сооружением второй цепи транзита (59,08 км). Общая протяженность транзита - 118,16 км.

Реконструкция обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях (при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Волоколамск - Панфиловская происходит недопустимое снижение напряжения на подстанциях транзита).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 - 2018 г.

Городской округ Звенигород.

Объекты нового строительства.

ПС 220/110/10 кВ Саввинская

Для повышения надежности электроснабжения существующих потребителей в г. Звенигород Московской области и возможности присоединения новых предполагается строительство ПС 220 кВ Саввинская. Ввод подстанции позволит снизить загрузку сети 110 кВ, автотрансформаторов ПС 220 кВ Встреча и ПС 220 кВ Нововнуково.

На ПС предусматривается установка автотрансформаторов напряжением 220/110/10 кВ мощностью 2х250 МВА, оснащенных устройством РПН.

РУ 220 кВ предполагается выполнить по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанное на присоединение 4-х линий 220 кВ, 2-х автотрансформаторов, шиносоединительного выключателя и 2-х резервных ячеек.

К сети 220 кВ ПС Саввинская присоединяется путем сооружения заходов двухцепной ВЛ 220 кВ Слобода - Дорохово длиной 4х0,2 км с образованием ВЛ 220 кВ Слобода - Саввинская 1,2 и ВЛ 220 кВ Саввинская - Дорохово 1,2.

К сети 110 кВ присоединение ПС возможно по двум вариантам:

1. Сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ Саввинская - Звенигород (ориентировочной протяженностью 2х2 км) и двухцепной ВЛ 110 кВ Саввинская - Лапино (Успенская) (ориентировочной протяженностью 2х10 км);

2. Сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ Саввинская - Звенигород и сооружение заходов ВЛ 110 кВ Кубинская - Ивановская 1,2 с отп.;

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Ввод объекта планируется в 2016 - 2017 г.

Объекты реконструкции.

ПС 110/35/6 кВ Звенигород.

Реконструируемая подстанция оснащена тремя трансформаторами напряжением 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА, 40 МВА, 20 МВА, 1967, 2005 и 2002 года изготовления.

Реконструкция предполагается с целью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и возможности присоединения новых.

Предполагается замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х40 МВА напряжением 110/35/6 кВ.

Дополнительно устанавливаются трансформаторы 2х63 МВА напряжением 110/10/10 кВ, оснащенные устройством РПН.

На ПС сооружается КРУЭ 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанное на присоединение 4-х линий 110 кВ, 4-х трансформаторов, шиносоединительного выключателя и двух резервных ячеек. В РУ 110 кВ заводятся линии ВЛ 110 кВ Звенигород - Голицыно 1,2 и новая ВЛ 110 кВ Звенигород - Саввинская 1,2.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Истринский муниципальный район.

Объекты нового строительства.

ПС 220/10 кВ Назарьево.

Для повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и возможности присоединения новых предполагается строительство ПС 220/10 кВ Назарьево.

На ПС предусматривается установка четырех трансформаторов напряжением 220/10 кВ мощностью по 100 МВА каждый.

К сети 220 кВ ПС присоединяется путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Радищево - Луч и ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево.

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Ввод объекта в 2014 - 2015 гг.

Объекты реконструкции.

ПС 220/110 кВ Луч.

На ПС 220/110/10 кВ Луч установлены два автотрансформатора мощностью 2х125 МВА напряжением 220/110/10 кВ и два трансформатора мощностью 2х20 МВА напряжением 110/6 кВ.

Необходимость реконструкции ПС связана с перегрузкой существующих АТ в послеаварийных режимах работы.

Реконструкцией предусматривается установка двух АТ 220/110 кВ мощностью по 200 МВА каждый и заменой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 20 МВА каждый на два трансформатора 220/10 кВ мощностью по 80 МВА каждый. Схема присоединения к сети 110-220 кВ остается без изменений.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 гг.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

ВЛ 110 кВ Луч-Пернатово-Ядрошино.

Планируется реконструкция с увеличением пропускной способности линий (замена провода АС-150 на АС -240) и сооружением второй цепи транзита общей протяженностью 38,8 км.

Реконструкция обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно - допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Ядрошино, ПС 110 кВ Пернатово.

В соответствии с согласованной "Программой по созданию систем противоаварийной и режимной автоматики ОАО "МОЭСК" на период 2013 - 2017 гг." планируется ввод в работу комплекса противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Ядрошино, ПС 110 кВ Пернатово.

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 гг.

ПС 110/10/6 кВ Дедово.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя силовыми трансформаторами мощностью 2х25 МВА напряжением 110/10/6 кВ (1979 года изготовления). К сети 110 кВ ПС присоединена следующими ЛЭП: ВЛ 110 кВ Дедово - Духанино (АС-150, 24,1 км), ВЛ 110 кВ Слобода - Дедово (АС-150, 9 км).

Реконструкция обусловлена перегрузкой трансформаторов, а также моральным и физическим износом оборудования, повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей.

На I этапе предполагается замена существующих трансформаторов на 2 трансформатора напряжением 110/10/6 кВ мощностью по 40 МВА каждый.

На II этапе предполагается реконструкция РУ 110 кВ. После реконструкции подстанция присоединяется сети 110 кВ следующими ЛЭП: ВЛ 110 кВ Дедово - Духанино 1,2 и ВЛ 110 кВ Слобода - Дедово 1,2 (АС-240, 9,8 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г. (I этап), 2015 г. (II этап).

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110/10 кВ Пернатово.

На ПС 110 кВ Пернатово установлены два трансформатора напряжением 110/10/6 кВ мощностью по 25 МВА каждый, 1981 и 1989 годов изготовления.

Реконструкция предполагается с целью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и возможности присоединения новых.

Предполагается замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х63 МВА напряжением 110/10/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2016 - 2017 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Ядрошино.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя трансформаторами напряжением 110/10 кВ мощностью по 25 МВА каждый. ПС 110 кВ Ядрошино подключена к сети 110 кВ следующими ЛЭП: ВЛ 110 кВ Ядрошино - Пернатово (Ас-150, 6,38 км) и ВЛ 110 кВ Румянцево - Ядрошино (АС-150, 8,33 км).

Реконструкция предполагается с целью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и возможности присоединения новых.

Предполагается замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х63 МВА напряжением 110/10 кВ, оборудованные устройством АРНТ.

Проводится реконструкция ОРУ 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанное на присоединение 4-х линий 110 кВ, 2-х трансформаторов и шиносоединительного выключателя. В ОРУ установить элегазовые выключатели.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 - 2018 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Слобода-Нахабино и ВЛ 110 кВ Слобода-Дедово.

ВЛ 110 кВ Слобода-Нахабино протяженностью 9,5 км выполнена проводом АС-150, ВЛ 110 кВ Слобода-Дедово протяженностью 9,5 км выполнена проводом АС-150. Необходимо провести реконструкцию с увеличением пропускной способности линии с использованием композитного провода и сооружением второй цепи. Эта мера обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110/10 кВ Духанино.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя трансформаторами напряжением 110/10 кВ мощностью по 10 МВА каждый, 1983 года изготовления.

Реконструкция предполагается с целью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и возможности присоединения новых.

Предполагается замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х25 МВА напряжением 110/10 кВ и реконструкция ОРУ 110 кВ.

После реконструкции подстанция присоединяется к сети следующими ЛЭП: ВЛ 110 кВ Духанино - Манихино, ВЛ 110 кВ Духанино - Дедово 1,2, ВЛ 110 кВ Луч - Духанино.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 - 2018 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Луч-Манихино-Духанино-Дедово.

Планируется реконструкция с увеличением пропускной способности линий (замена провода АС-150 на АС-240) и сооружением второй цепи транзита (50,9 км). Общая протяженность линий - 101,8 км.

Реконструкция обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 - 2018 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110/35/10 кВ Петровская (перевод на 110 кВ).

Реконструируемая подстанция оснащена двумя трансформаторами мощность по 4 МВА напряжением 35/10 кВ 1974 года изготовления. ПС Петровская присоединена к сети 35 кВ следующими ЛЭП: ВЛ 35 кВ Петровская - Нудоль 1,2, ВЛ 35 кВ Лыщево - Петровская 1,2 и ВЛ 35 кВ Румянцево - Петровская 1,2.

Реконструкция с переводом на напряжение 110 кВ предполагается с целью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и возможности присоединения новых.

Предполагается установка двух трансформаторов мощностью по 25 МВА каждый напряжением 110/35/10 кВ.

Подключение к сети 110 кВ возможно по двум вариантам. В соответствии с 1 вариантом присоединение к сети 110 кВ осуществляется путем сооружения заходов ВЛ 110 кВ Ядрошино - Волоколамск. В соответствии со 2 вариантом (при условии сооружения ПС Н. Румянцево): путем сооружения двухцепной ВЛ 110 кВ Новорумянцево - Петровская.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2019 - 2020 г.

ПС 35 кВ Лыщево.

На ПС установлены трансформаторы мощностью 2,5 МВА и 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ 1988 и 1954 годов изготовления.

Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом оборудования, повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей.

Предполагается замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА напряжением 35/10 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ Снегири.

На ПС установлены трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА напряжением 35/6 кВ 1976 и 1973 годов изготовления.

Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом оборудования, повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей.

Предполагается замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х10 МВА напряжением 35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ Истра.

На ПС установлены трансформаторы мощностью 3,2 МВА напряжением 35/6 кВ, 5 МВА напряжением 35/6 кВ, 2х1 МВА напряжением 35/0,4 кВ, 1964, 1973, 1953 годов изготовления.

Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом оборудования, повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей.

Предполагается замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА напряжением 35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Можайский муниципальный район.

Объекты нового строительства.

Объекты реконструкции.

ВЛ 110 кВ Можайск-Бородино, Можайск-Шевардино

Планируется реконструкция с увеличением пропускной способности линий (замена провода АС-120 на АС -240). Общая протяженность линий - 49,77 км.

Реконструкция обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2016 - 2017 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Можайск.

Реконструируемая подстанция оснащена тремя трансформаторами мощностью 40 МВА и 2х20 МВА напряжением 110/34,5/11 кВ 1988, 1964 и 1951 годов изготовления.

Реконструкция предполагается с целью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и возможности присоединения новых.

Необходимо заменить существующие трансформаторы на 2х63 МВА. Провести реконструкцию РУ 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанное на присоединение шести линий 110 кВ, 2-х трансформаторов, шиносоединительного выключателя, БСК.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Кукарино-Лидино.

Объект находится на территории Можайского и Рузского муниципальных районов.

Планируется реконструкция с увеличением пропускной способности линии (замена провода АС-120,150 на АС-185). Общая протяженность линии - 39 км.

Реконструкция обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2019 - 2020 г.

Наро-Фоминский муниципальный район.

Объекты нового строительства.

ПС 220/10 кВ Котово.

Для электроснабжения многофункционального парка Котово предполагается ввод ПС 220/10 кВ Котово с установкой двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью по 40 МВА каждый. Подстанция присоединяется к сети 220 кВ путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Кедрово - Бугры с образованием ЛЭП 220 кВ Кедрово - Котово и ЛЭП 220 кВ Котово - Бугры.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ООО "Нарпромразвитие".

Ввод объекта планируется в 2013 - 2014 г.

Объекты реконструкции.

ПС 220 кВ Кедрово.

На ПС 220/110/10 кВ Кедрово установлены автотрансформаторы мощностью 3х125 МВА напряжением 220/110/10 кВ 1985, 1968 и 1966 годов ввода в эксплуатацию и трансформаторы мощностью 3х40 МВА напряжением 220/35/10 кВ 1964, 1963 и 1969 годов ввода в эксплуатацию.

ПС присоединена к сети 220 кВ следующими ЛЭП: ВЛ 220 кВ Кедрово-Лесная, ВЛ 220 кВ Кедрово-Встреча, ВЛ 220 кВ Латышская-Кедрово, ВЛ 220 кВ Кедрово-Бугры, ВЛ 220 кВ Кедрово-Метзавод, к сети 110 кВ - ВЛ 110 кВ Кедрово-Наро-Фоминск 1, 2 и ВЛ 110 кВ Кубинка-Кедрово с отп. 1,2.

Необходимость реконструкции ПС связана с физическим и моральным износом оборудования.

Реконструкцией предусматривается замена установленных трансформаторов и автотрансформаторов на трансформаторы и автотрансформаторы той же мощности и напряжения. Схема присоединения к сети 110-220 кВ остается без изменений.

Организация, ответственная за реализацию проекта - "ОАО "ФСК ЕЭС".

Окончание реконструкции - 2019 - 2020 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

ПС 110 кВ Наро-Фоминск.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя трансформаторами 110/35/10 кВ мощностью по 31,5 МВА каждый и трансформатором 110/10/6 кВ мощностью 40,5 МВА.

Для снятия перегрузки необходимо заменить существующие трансформаторы на 2 трансформатора напряжением 110/35/10 кВ мощностью по 63 МВА и трансформатор 110/10 кВ мощностью 63 МВА.

Выполнить реконструкцию ОРУ 110 кВ с заменой выключателей с недостаточной отключающей способностью.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Одинцовский муниципальный район.

Объекты нового строительства.

ПС 220/110/10 кВ Ромашково.

Для электроснабжения потребителей районов Рублево-Архангельское, Ильинской поймы и Раздоры предполагается строительство ПС 220/110/10 кВ Ромашково.

Строительство ПС 220 кВ Ромашково обусловлено высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях. Также необходимо для разгрузки автотрансформаторов на ПС 220/110 кВ Красногорская.

На подстанции предполагается установка автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью 2х250 МВА с сооружением кабельных заходов КВЛ 220 кВ Очаково - Красногорская и КВЛ 220 кВ Очаково - Лыково (4х2 км). К сети 110 кВ ПС Ромашково присоединяется заходами ВЛ 110 кВ Барвиха - Немчиновка 1,2.

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Ввод объекта планируется в 2016 - 2018 г.

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Кубинка.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя трансформаторами напряжением 110/35/6 кВ мощностью 2х15 МВА 1952 года изготовления и двумя трансформаторами напряжением 110/10 кВ мощностью 2х25 МВА 1994 года изготовления.

Реконструкция предполагается с целью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и возможности присоединения новых.

Предполагается замена двух существующих трансформаторов мощностью 2х15 МВА на трансформаторы мощностью 2х25 МВА напряжением 110/35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Дарьино-Успенская.

ВЛ 110 кВ Дарьино - Успенская образуется путем отключения ВЛ 110 кВ Дарьино - Усово 1 со стороны ПС Усово и завода данной ЛЭП на ОРУ 110 кВ ПС Успенская. Далее проводится реконструкция с увеличением пропускной способности линии (замена провода АС-150 на АС-240) и сооружение второй цепи.

Реконструкция обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Кубинка-Мухино.

Объект находится на территории Одинцовского и Рузского районов.

ВЛ 110 кВ Кубинка-Мухино протяженностью 40 км выполнена проводом АС-120. Необходимо провести реконструкцию с увеличением пропускной способности лини. Эта мера обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110/35/6 кВ Успенская.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя силовыми трансформаторами 110/35/6 кВ мощностью 15 МВА каждый и двумя трансформаторами 35/6 кВ мощностью 2х10 МВА.

Планируется замена существующих трансформаторов 110/35/6 кВ Т-2 и Т-4 мощностью 2х15 МВА на трансформаторы напряжением 110/35/6 кВ мощностью 2х40 МВА, демонтаж двух существующих силовых трансформаторов Т-1 и Т-3 мощностью 10 МВА напряжением 35/6 кВ каждый и дополнительная установка двух силовых трансформаторов напряжением 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый.

Реконструкцию ОРУ-110 кВ выполнить по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанное на присоединение 2-х линий, 4-х силовых трансформаторов и шиносоединительного выключателя. Проектом предусмотреть место под четыре резервные линейные ячейки 110 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2018 - 2020 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Одинцово.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя трансформаторами мощностью 40 МВА каждый напряжением 110/35/6 кВ (1970 и 1971 год изготовления) и одним трансформатором 40 МВА напряжением 110/6 кВ (2008 год изготовления).

Для снятия перегрузки предполагается замена два существующих силовых трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА и трансформатора мощностью 40 МВА напряжением 110/6 кВ на два силовых трансформатора мощностью 80 МВА каждый напряжением 110/35/6 кВ, оснащенные устройством РПН. Установить два дополнительных трансформатора мощностью 63 МВА каждый напряжением 110/10 кВ, оснащенные устройством РПН.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Кубинские 1,2 с отп.

Реконструируемая линия двухцепная, с отпайками на ПС 110 кВ Сушкинская. ВЛ выполнена проводом АС-120, протяженность каждой цепи - 18,7 км.

Реконструкция с увеличением пропускной способности линии обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Отрадное.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя силовыми трансформаторами мощностью по 80 МВА напряжением 110/10/10 кВ (год изготовления - 2006).

При реконструкции выполнить "заход-выход" ВЛ 110 кВ Одинцово - Полет на ПС Отрадное с образованием ВЛ 110 кВ Одинцово - Отрадное 2 и ВЛ 110 кВ Одинцово - Полет 2.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110/10 кВ Усово.

Реконструируемая подстанция присоединена к сети 110 кВ двумя ВЛ 110 кВ Дарьино - Усово (2х6,2 км, АС-150) и оснащена двумя трансформаторами напряжением 110/10/6 кВ мощностью по 63 МВА каждый (2007 года изготовления).

Реконструкция проводится в 2 этапа. Реконструкция ОРУ 110 кВ по схеме "мостик" с установкой элегазовых выключателей на линейных вводах, трансформаторных вводах и в перемычке. На линейных вводах предусмотреть ремонтную перемычку.

ВЛ 110 кВ Дарьино - Усово 1 отключается со стороны ПС Усово и заводится на ОРУ 110 кВ ПС Успенская. При этом образуется ВЛ 110 кВ Дарьино - Успенская. В освободившуюся ячейку заводится ВЛ 110 кВ Одинцово - Дарьино. При этом образуются новые линии: ВЛ 110 кВ Одинцово - Усово и ВЛ 110 кВ Усово - Дарьино. Сооружается вторая цепь ВЛ 110 кВ Одинцово - Дарьино и заводится на ПС Дарьино (согласно ТТ по ПС Одинцово и ПС Дарьино). Выполнить реконструкцию образовавшихся ВЛ 110 кВ с заменой АС-150 на АС-240. (согласно ТТ на реконструкцию ПС N Усово ОАО "МОЭСК" от 06.11.09 г. N 58-09/436).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110/10 кВ Дарьино.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя трансформаторами напряжением 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА и 40,5 МВА (1993 и 1956 года изготовления соответственно).

Для повышения надежности электроснабжения потребителей и снятия перегрузки трансформаторов в послеаварийных режимах работы выполнить замену существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х80 МВА напряжением 110/10/6 кВ.

Провести реконструкцию ОРУ 110 кВ с заменой выключателей на элегазовые и установить дополнительно 2 линейные ячейки 110 кВ: одна под вторую цепь ВЛ Одинцово - Дарьино, 2-ая - резервная.

На период замены трансформаторов дополнительно установить третий силовой трансформатор мощностью 40 МВА напряжением 110/10 кВ для прохождения осенне-зимнего максимума. После замены существующих трансформаторов на новые, третий силовой трансформатор демонтировать.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Соловьево.

Реконструируемая подстанция присоединена к сети 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ Вяземы - Дарьино и ВЛ 110 кВ Голицыно - Полет и оснащена двумя силовыми трансформаторами напряжением 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый (1979 и 1973 года изготовления).

Для надежного электроснабжения потребителей и снятия перегрузки выполнить замену двух существующих трансформаторов на два трансформатора мощностью 25 МВА каждый напряжением 110/10 кВ, оснащенных устройством РПН.

Присоединение ПС к сети 110 кВ осуществить по схеме "заход - выход" ВЛ 110 кВ Голицыно - Полет с отп. с образованием новых ВЛ 110 кВ Голицыно - Соловьево, ВЛ 110 кВ Соловьево - Полет.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Реконструкция ВЛ 110 кВ "Кубинка - Ивановская 1, 2" с сооружением отпаек на ПС 110 кВ Звенигород.

Объект находится на территории Одинцовского и Истринского муниципальных районов.

Проводится реконструкция ВЛ 110 кВ Кубинская - Ивановская 1,2 с сооружением отпаек на ПС 110 кВ Звенигород для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей ПС Звенигород при аварийных режимах работы прилегающей сети. После ввода в работу ПС 220 кВ Саввинская отпайки ликвидируются.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110/6 кВ Сушкинская.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя силовыми трансформаторами напряжением 110/6 кВ мощностью 10 МВА каждый (1970 и 1960 годов изготовления). ПС на отделителях и короткозамыкателях. ПС присоединена к сети 110 кВ отпайками от ВЛ Кубинка - Голицыно 1,2.

Для надежного электроснабжения потребителей и снятия перегрузки требуется установить 2 трансформатора напряжением 115/11/6,6 кВ мощностью по 40 МВА каждый.

Необходимо выполнить РУ 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанное на присоединение 4-х линий 110 кВ, 2-х трансформаторов, шиносоединительного выключателя и предусмотреть 2 резервные ячейки. В РУ 110 кВ заводятся ВЛ 110 кВ Кубинка - Сушкинская 1,2 и ВЛ 110 кВ Голицыно - Сушкинская 1,2.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Голицыно.

Реконструируемая подстанция оснащена двумя трансформаторами напряжением 110/35/6 кВ мощностью 2х20 МВА 1957 и 1965 года изготовления и двумя трансформаторами напряжением 115/11/6,6 кВ мощностью 2х40 МВА 1976 года изготовления.

Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом оборудования, повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей.

Предполагается замена существующих трансформаторов 2х20 МВА на трансформаторы мощностью 2х40 МВА напряжением 110/35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 - 2018 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Кубинка-Сухарево.

Объект находится на территории Одинцовского и Рузского муниципальных районов.

Реконструкция с увеличением пропускной способности линии (замена провода АС-120 на АС-240). Общая протяженность линий - 37,2 км.

Реконструкция обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях. Владелец - ОАО "МОЭСК".

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ Дачная.

На ПС установлены трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА напряжением 35/6 кВ 1976 года изготовления.

Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом оборудования, повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей.

Планируется замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х10 МВА напряжением 35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ Каменская.

На ПС установлены трансформаторы мощностью 1,8 МВА и 3,2 МВА напряжением 35/6 кВ 1989 и 1966 годов изготовления.

Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом оборудования, повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей.

Планируется замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА напряжением 35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Рузский муниципальный район.

Объекты реконструкции.

ВЛ 110 кВ Мухино-Можайск с отп.

Объект находится на территории Рузского и Можайского муниципальных районов.

Реконструкция с увеличением пропускной способности линии (замена провода АС-120 на АС-240). Общая протяженность линий - 46,6 км.

Реконструкция обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 - 2018 г.

ВЛ 110 кВ Сухарево-Можайск.

Объект находится на территории Рузского и Можайского муниципальных районов.

Реконструкция с увеличением пропускной способности линии (замена провода АС-120 на АС-240). Общая протяженность линий - 18,6 км.

Реконструкция обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2017 - 2018 г.

Шаховской муниципальный район.

Объекты реконструкции.

ПС 110/35/10 кВ Шаховская.

На ПС Шаховская установлены 2 трансформатора напряжением 110/35/10 кВ мощностью по 15 МВА каждый, 1958 и 1965 года изготовления.

Реконструкция предполагается с целью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и возможности присоединения новых.

Предполагается установка третьего трансформатора мощностью 10 МВА напряжением 110/35/10 кВ. Присоединение трансформатора Т-3 осуществить под общий выключатель 110 кВ трансформатора Т-2 и общий выключатель 35 кВ трансформатора Т-2. Затем существующие трансформаторы 2х15 МВА и 10 МВА заменить на два трансформатора мощностью 25 МВА каждый напряжением 110/35/10 кВ, оснащенные устройством РПН.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Реконструкция подстанций ЗЭС с заменой отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели

N пп.	N ПС	Наименование подстанции	год окончания реконструкции	количество, устанавливаемых выключателей
1	302	Анино	2016	1
2	584	Звенигород	2016	8
3	371	Кузнецово	2016	2
4	409	Лотошино	2016	5
5	729	Наро-Осаново	2016	2
6	645	Сушкинская	2016	7
7	381	Хващевская	2016	2
8	523	Бекасово (аб)	2016	2
9	218	Газовая (аб)	2016	5
10	249	Шевардино (аб)	2016	4

Объекты ввода и реконструкции на территории Северных электрических сетей.

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Северных электрических сетей предлагается ввод новых подстанций и реконструкция ПС и ЛЭП напряжением 35 кВ и выше в разрезе муниципальных образований Московской области.

Дмитровский муниципальный район.

Новое строительство 220 и 110 кВ

ПС 750/500 кВ Белый Раст.

На ПС 750 кВ Белый Раст сооружается РУ 220 кВ с установкой двух АТ 500/220 кВ мощностью 501 МВА каждый. Присоединение к сети 220 кВ осуществляется за счет строительства нового двухцепного транзита 220 кВ Белый Раст-Западная, длиной 2х50 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Ввод объекта планируется в 2019 - 2020 г.

Объект входит в Инвестпрограмму ОАО "ФСК ЕЭС".

ПС 220/110 кВ Н. Подъячево (Филимоново).

Для снятия перегрузок и поддержания допустимых уровней напряжения, а также для обеспечения возможности подключения новых потребителей Дмитровского района сооружается ПС 220/110 кВ Подъячево.

На подстанции предполагается установка двух автотрансформаторов мощностью 200 МВА каждый, напряжением 220/110/10 кВ, сооружаются заходы ВЛ 220 кВ Радищево - Шуколово протяженностью 2х2,5 км. Присоединение к сети 110 кВ предлагается путем сооружения заходов двухцепной ВЛ 110 кВ Константиново-Юрьево 1,2 (4х6 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Заходы ВЛ 220 кВ Радуга-Ярцево на ПС 220 кВ Дмитров (ЛЭП проходит по территории Дмитровского м.р.).

Для повышения надежности электроснабжения потребителей Дмитровского района, для обеспечения возможности присоединения новых потребителей и снижения загрузки ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы намечается сооружение захода ВЛ 220 кВ Радуга - Ярцево на ПС Дмитров протяженностью 2х15 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Ввод объекта планируется в 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

Объекты реконструкции 110 кВ и 35кВ.

ВЛ 110 кВ Орево-Экран (ЛЭП проходит по территории Дмитровского м.р.).

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения, возможностью присоединения новых потребителей Дмитровского района. Реконструкция предполагает строительство двухцепной линии взамен существующей одноцепной сечением АС-120, построенной в 1936 г. Сечение ВЛ после реконструкции АС-150. Длина реконструируемого участка в одноцепном исчислении 51,4 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Орево-Перемилово (ЛЭП проходит по территории Дмитровского м.р.).

Полная реконструкция в связи с физическим износом (год постройки 1936 г.) и необходимостью увеличения пропускной способности. Длина реконструируемого участка 15,9 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Рогачево.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки (аварийная загрузка Т-1 (Т-2) в зимний максимум составляет 149,3%), физическим и моральным износом оборудования. На подстанции Рогачево предполагается заменить существующие трансформаторы мощностью 10 МВА каждый (год выпуска 1968 и 1970 г.) напряжением 110/35/6 кВ на трансформаторы мощностью 2х25 МВА, напряжением 110/35/6 кВ, реконструкция ОРУ 110 кВ с установкой элегазовых выключателей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ Ветрово.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки. На подстанции Ветрово предполагается замена трансформатора мощностью 1х1,6 МВА напряжением 35/6 кВ на трансформатор мощностью 1х4 МВА напряжением 35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2017 - 2018 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 23.11.2010 N 58-09/498.

ПС 35 кВ Лаврово.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки. На подстанции Лаврово предполагается замена трансформаторов мощностью 2х2,5 МВА напряжением 35/6 кВ на трансформаторы мощностью 2х10 МВА напряжением 35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ Мелихово.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки, физическим и моральным износом оборудования (год установки трансформаторов 1973, 1987). На подстанции Мелихово предполагается:

1. замена трансформаторов мощностью 2х4 МВА напряжением 35/6 кВ на трансформаторы мощностью 2х10 МВА напряжением 35/6 кВ;

2. реконструкция ОРУ 35 кВ по схеме "мостик" с пятью вакуумными выключателями с монтажом ячейки под сооружаемую отпайку от ВЛ 35 кВ Громово - Васильково и заменой существующих масляных выключателей на вакуумные;

3. сооружение отпайки от ВЛ 35 кВ Громово-Васильково на ПС Мелихово. Отпайка выполняется в габаритах 110 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 16.11.2010 N 58-09/493.

Городской округ Долгопрудный.

Объекты реконструкции 35кВ.

ПС 35 кВ Водники.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки, физическим и моральным износом оборудования (год установки трансформаторов 1972, 1947, 1951). На подстанции Водники предполагается замена трех трансформаторов мощностью 2х5,6 МВА, 1х6,3 МВА напряжением 35/6 кВ на два трансформатора мощностью 2х10 МВА напряжением 35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК". Завершение реконструкции в 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Городской округ Ивантеевка.

Новое строительство 220 кВ.

ПС 220/10 кВ Серебрянка (Ивантеевка).

Для повышения надежности электроснабжения и возможности подключения новых потребителей недалеко от г. Ивантеевка планируется сооружение ПС 220/10 кВ Серебрянка (Ивантеевка). На данной подстанции предполагается установка двух трансформаторов 220/10 кВ по 250 МВА. Присоединение к сети 220 кВ будет осуществлено за счет сооружения ВЛ 220 кВ Трубино-Серебрянка (Ивантеевка) 1,2.

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Планируемый год ввода объекта - 2020 г.

Объекты реконструкции 500 кВ.

ПС 500 кВ Трубино.

ПС 500/220/110 кВ Трубино является частью Московского кольца 500 кВ и системообразующей сети ОЭС Центра. Комплексная реконструкция ПС Трубино обусловлена физическим и моральным износом оборудования, высоким уровнем токов короткого замыкания, которые превышают отключающую способность (31,5 кА) установленных выключателей.

Реконструкция ПС 500/220/110 кВ Трубино предполагает установку на подстанции

- 2-х автотрансформаторов напряжением 500/220 кВ мощностью 500 МВА каждый,

- 2-х автотрансформаторов напряжением 220/110 кВ мощностью по 250 МВА,

- 2-х трансформаторов напряжением 220/10 (20) кВ мощностью по 100 МВА каждый.

Схема РУ на стороне 500 кВ - "полуторная схема секционированная выключателями" с присоединением линий и двух АТ 500/220 кВ в полуторные цепочки. К РУ 500 кВ предполагается присоединение пяти ВЛ 500 кВ (четырех существующих: Трубино - Бескудниково, Трубино - Владимирская, ЗАГАЭС - Трубино, Конаково - Трубино (впоследствии Ярцево-500 - Трубино) и второй новой линии ЗАГАЭС-2 - Трубино).

Схема РУ 220 кВ полуторная секционированием сборных шин, с подключением двух АТ 500/220 кВ и двух трансформаторов 220/10 кВ в секционирующие цепочки.

В РУ 220 кВ предполагается присоединение пяти ВЛ 220 кВ: трех существующих - Трубино - Н. Софрино, Трубино - Горенки, Трубино - ТЭЦ-23 и двух новых - Трубино - Серебрянка (Ивантеевка) 1,2 (год ввода - 2020 г.). В РУ 220 кВ предусмотрены две резервные ячейки.

Схема РУ 110 кВ представляет собой "одиночные рабочие секционированные по числу автотрансформаторов системы шин" с подключением двух АТ 220/110 кВ через развилку из выключателей. В РУ 110 кВ предполагается присоединение 11 существующих линий и предусматривается одна резервная ячейка.

Увеличение трансформаторной мощности позволит повысить надежность электроснабжения Московской области и обеспечит увеличение пропускной способности внешних связей Московской энергосистемы с ОЭС Центра.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Завершение комплексного технического перевооружения и реконструкции в 2016 - 2017 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

Клинский муниципальный район.

Объекты реконструкции 35 кВ.

ПС 35 кВ Малеевка.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки, физическим и моральным износом оборудования (год установки трансформаторов - 1976). На подстанции Малеевка предполагается замена трансформаторов мощностью 2х2,5 МВА, напряжением 35/10 кВ на трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА напряжением 35/10 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Планируемый год завершения реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Городской округ Королев.

Новое строительство 220 кВ.

ПС 220/110 кВ Болдино (Ново-Костино).

Для электроснабжения жилой застройки г. Королева, снятия перегрузок и поддержания допустимых уровней напряжения сооружается ПС 220/110/10 кВ Болдино. На подстанции будут установлены два автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый, сооружаются заходы КВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Трубино на подстанцию протяженностью 2х10 км.

Для повышения надежности работы сети 110 кВ при включении ПС Болдино намечается строительство ВЛ 110 кВ ПС Клязьма-ПС Подлипки длиной ~2 км, подстанция 110 кВ Подлипки реконструируется, отпайка ликвидируется.

Присоединение к сети 110 кВ ПС Болдино предполагается путем сооружения захода ВЛ 110 кВ Н. Подлипки-Клязьма и ВЛ 110 кВ Н. Подлипки-Подлипки. При этом образуются новые ВЛ 110 кВ Болдино-Н. Подлипки 1,2 длиной ~2х5 км, Болдино-Подлипки длиной ~6 км и Болдино-Клязьма длиной ~12 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта согласно ИП ОАО "МОЭСК" планируется в 2015 - 2017 г.

Объекты реконструкции 220 кВ и 110 кВ.

ПС 220 кВ Хвойная.

Для снятия перегрузок на ПС Хвойная необходима замена двух автотрансформаторов мощностью 200 МВА напряжением 220/110/10 кВ каждый на АТ мощностью 2х250 МВА напряжением 220/110/10 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Клязьма-Пушкино с заменой опор и провода на большее сечение (ЛЭП проходит по территории г.о. Королев).

Полная реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Пушкинского района, возможностью присоединения новых потребителей, а также высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях. Длина реконструируемого участка 5,4 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Костино.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки (аварийная загрузка Т-1 (Т-2) в зимний максимум составляет 137,9%) и повышением надежности электроснабжения потребителей г. Королева. На подстанции Костино предполагается замена трансформаторов мощностью 40 МВА каждый напряжением 110/10/6 кВ на трансформаторы мощностью 2х63 МВА напряжением 110/10/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Планируемый год завершения реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 15.03.2011 N 58-09/524.

ВЛ 110 кВ Хвойная-Н. Подлипки 1,2 с образованием ВЛ Хвойная-Тополь, Н. Подлипки-Клязьма (ЛЭП проходит по территории г.о. Королев).

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Мытищинского района. ВЛ Хвойная-Н. Подлипки 1 сцепляется с ВЛ Н. Подлипки-Тополь, образуется ВЛ Хвойная-Тополь. Строится заход ВЛ Клязьма-Тополь на ПС Н. Подлипки. Длина реконструируемого участка 5,04 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Хвойная -Подлипки III (ЛЭП проходит по территории Клинского м.р. и Дмитровского м.р.).

Полная реконструкция в связи с физическим износом (год постройки 1953 г.), необходимостью увеличения пропускной способности . На линии имеются участки провода, выполненные сечением М-95, АС-120, АС-150. Длина реконструируемого участка 2,52 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Клязьма.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки (аварийная загрузка Т-1 и Т-2 в зимний максимум составляет 99,4%, 103,9%), физическим и моральным износом оборудования. На подстанции Клязьма предполагается замена трансформаторов мощностью 2х40 МВА напряжение 110/6 кВ на трансформаторы мощностью 2х63 МВА напряжением 110/6кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Планируемый год завершения реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Клязьма-Тополь (ЛЭП проходит по территории г.о. Королев).

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Пушкинского района, необходимостью усиления сети 110 кВ в связи с включением ПС 220/110/10 кВ Болдино. Линия выполнена проводом марки АС-120, год постройки 1964 г. Длина реконструируемого участка 9 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Красногорский муниципальный район.

Объекты нового строительства 220 кВ.

ПС 220/20 кВ Архангельская с КЛ 220 кВ Западная-Архангельская 1,2 и КЛ 220 кВ Красногорская-Архангельская.

Для электроснабжения потребителей Рублево-Архангельского района строится новая ПС 220 кВ Архангельская.

На ПС предусматривается установка четырех трансформаторов напряжением 220/20 кВ мощностью 100 МВА.

К сети 220 кВ ПС присоединяется заходами КЛ 220 кВ Западная-Архангельская 1,2 (длина 22 км) и КЛ 220 кВ Красногорская-Архангельская (длина 1км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - частный инвестор.

Ввод объекта планируется в 2015 - 2016 г.

Объекты реконструкции 110 кВ и 35 кВ.

ВЛ 110 кВ Красногорская-Нахабино 1,2 (ЛЭП проходит по территории Красногорского м.р.).

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения, физическим износом (год постройки 1958). Длина реконструируемого участка 12,6 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Нахабино.

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Красногорского района. На подстанции Нахабино предполагается замена двух трансформаторов мощностью 2х25 МВА мощностью 110/10/10 кВ на два трансформатора мощностью 2х40 МВА напряжением 110/10/10 кВ. Кроме того, предполагается реконструкция ОРУ 110 кВ с установкой элегазовых выключателей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Планируемый год завершения реконструкции - 2019 - 2020 г.

На реконструкцию данного объекта выданы Технические Требования N 58-09/476 от 14.07.2010 г.

Городской округ Лобня.

Новое строительство 110 кВ.

ПС 110 кВ Женевская.

Для электроснабжения потребителей г. Лобня сооружается ПС 110/10 кВ Женевская с установкой двух трансформаторов мощностью 80 МВА каждый. Присоединение ПС Женевская к сети 110 кВ предполагается осуществить по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Шереметьево-Луговая (длина заходов 2х1,5 км). При этом образуются ЛЭП 110 кВ Шереметьево-Женевская и Женевская-Луговая. Кроме того, необходимо предусмотреть возможность строительства на территории ПС Женевская РУ 220 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - Инвестор.

Ввод объекта планируется в 2014 г.

На данный объект выданы Технические Требования N 58-09/341 от 02.09.08 г.

Объекты реконструкции 110 кВ и 35 кВ.

ПС 110 кВ Луговая.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки (аварийная загрузка трансформаторов в зимний максимум составляет соответственно 145,6% (Т-2), 157,3% (Т-3, Т-4)). На подстанции Луговая предполагается замена трансформаторов Т-3 и Т-4 мощностью 40 МВА каждый напряжением 110/35/6 кВ на трансформаторы мощностью 2х63 МВА напряжением 110/35/6 кВ, в ОРУ 110 кВ замена масляных выключателей на элегазовые.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Планируемый год завершения реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 23.03.2011 N 58-09/525.

КВЛ 110 кВ Хлебниково-Луговая (ЛЭП проходит по территории г. Москвы, г.о. Долгопрудный, г.о. Лобня)

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Мытищинского района. Линия выполнена проводом АС-150, 1969 г. постройки. Предполагается реконструкция ВЛ путем замены существующего провода на провод сечением АС-240 и строительство второй цепи ВЛ 110 кВ Хлебниково-Луговая 2. Длина реконструируемого участка 27,6 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ Лобня.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки, физическим и моральным износом оборудования (год установки Т-1 1965). На подстанции Лобня предполагается замена трансформаторов мощностью 2х10 МВА напряжением 35/6 кВ на трансформаторы мощностью 2х16 МВА напряжением 35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Планируемый год завершения реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 23.11.2010 N 58-09/502.

Мытищинский муниципальный район.

Объекты реконструкции 220 кВ и 110 кВ.

ПС 220 кВ Уча.

Реконструкция обусловлена моральным и физическим износом оборудования. На подстанции предполагается замена двух автотрансформаторов мощностью 125 МВА (1970 г.) каждый напряжением 220/110/6 кВ на два АТ мощностью 2х250 МВА напряжением 220/110/6 кВ.

В ОРУ 220 кВ необходимо заменить все существующие выключатели на элегазовые, выполнить установку дополнительной ячейки для включения второй цепи ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27-Уча.

В ОРУ 110 кВ выполняется замена всех выключателей на элегазовые, установка четырех линейных регулировочных трансформаторов мощностью 40 МВА каждый, установка двух дополнительных трансформаторов мощностью 40 МВА каждый напряжением 110/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Планируемый год завершения реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 09.02.2010 N 58-09/452.

ПС 220 кВ Тайнинка.

Реконструкция обусловлена необходимостью повышения надежности электроснабжения потребителей Мытищинского района. В настоящее время подстанция Тайнинка включена по отпаечной схеме от КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27-Бутырки. На подстанции установлен один трансформатор мощностью 32 МВА напряжением 220/6 кВ. Реконструкция предполагает установку двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 2х63 МВА. Присоединение подстанции к сети 220 кВ осуществляется по схеме "заход-выход" ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27-Щедрино с использованием трассы существующего линейного захода. ОРУ 220 кВ выполняется по схеме "мостика" с выключателями в цепях линий и трансформаторов.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2020 - 2021 г.

Объект не входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Уча-Шереметьево, Уча-Долгопрудная (ЛЭП проходит по территории Мытищинского м.р.).

Согласно техническим требованиям от 06.10.09 г. N 58-09/434, с вводом в работу ПС Жостово предполагается дальнейшее сетевое строительство в этом районе. После реконструкции сети 110 кВ образуются ВЛ 110 кВ Жостово-Шереметьево, Уча-Долгопрудная. Общая длина ВЛ 17,5 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Н. Подлипки.

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Мытищинского района. На подстанции Н. Подлипки предполагается замена двух трансформаторов мощностью 20 МВА напряжением 110/35/6 кВ на два трансформатора мощностью 2х40 МВА напряжением 110/35/6 кВ, замена всех выключателей в ОРУ 110 кВ на элегазовые.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 13.07.2011 N 58-09/580.

ПС 110 кВ Аксаково.

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Пушкинского района, физическим и моральным износом оборудования.

ОРУ 110 кВ выполняется по схеме "мостик" с установкой выключателей на линейных, трансформаторных вводах и в перемычке.

Присоединение подстанции Аксаково к сети 110 кВ осуществляется по схеме "заход-выход" в ВЛ 110 кВ Белый Раст-Луговая с отп. на ПС Аксаково с образованием новых ВЛ 110 кВ Белый Раст-Аксаково и Аксаково-Луговая.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Уча-Роса (ЛЭП проходит по территории Мытищинского м.р.)

Полная реконструкция в связи с физическим износом, год постройки 1982. Длина реконструируемого участка 6,7км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Пушкинский муниципальный район.

Новое строительство 220 кВ и 110 кВ.

ПС 220 кВ Тютчево (Н. Пушкино).

Для электроснабжения жилой застройки и производственных объектов г. Пушкино намечен ввод подстанции 220/110/10 кВ Тютчево с установкой двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью 200 МВА каждый, сооружение заходов ВЛ 220 кВ Уча - Н. Софрино. Присоединение к сети 110 кВ предлагается путем сооружения двухцепной ВЛ 110 кВ Тютчево-Пушкино и двухцепной ВЛ Тютчево-Гранит. На ПС Тютчево переводится часть нагрузки ПС 110 кВ Пушкино.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2015 - 2017 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 13.04.2011 N 58-09/538.

ПС 110 кВ Правда (перевод на напряжение 110 кВ).

Для повышения надежности электроснабжения потребителей Пушкинского района намечается перевод подстанции Правда напряжением 35 кВ на напряжение 110 кВ с установкой трансформаторов 2х25 МВА напряжением 110/35/10 кВ, сооружение захода ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Зеленоградская на ПС Правда с образованием ВЛ 110 кВ Зеленоградская - Правда, Правда - Мамонтовская.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2016 - 2017 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 30.03.2011 N 58-09/530.

Объекты реконструкции 220 кВ и 110 кВ.

ВЛ 220 кВ Н. Софрино-Уча (ЛЭП проходит по территории Пушкинского м.р.).

Реконструкция в связи с физическим износом (год постройки 1942 г.), подключением подстанции 220 кВ Тютчево. Длина реконструируемого участка 29,4 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 220 кВ Н. Софрино-Трубино (ЛЭП проходит по территории Пушкинского м.р.).

Реконструкция в связи с физическим износом (год постройки - 1939). Длина реконструируемого участка 22,6 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Майские 1,2 (ЛЭП проходит по территории Пушкинского м.р.).

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Пушкинского района, физическим износом. Линии выполнена проводом АС-150, год постройки 1954 г. Длина реконструируемого участка 2,42 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Н. Софрино - Яхрома (ЛЭП проходит по территории Пушкинского м.р.).

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Пушкинского и Дмитровского района. Длина реконструируемого участка 85,6 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Ельдигино.

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Пушкинского района. На подстанции Ельдигино предполагается замена трансформаторов мощностью 10 МВА каждый (1984 г.) напряжением 110/10 кВ на трансформатор мощностью 2х16 МВА напряжением 110/10 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2020 - 2021 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Мамонтовская.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки (аварийная загрузка Т-1 (Т-2) в зимний максимум составляет 136,3%), необходимостью повышения надежности электроснабжения потребителей Пушкинского района. На подстанции Мамонтовская предполагается замена двух трансформаторов мощностью 25 МВА каждый напряжением 110/10/6 кВ на трансформаторы 2х40 МВА напряжением 110/10/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 13.04.2011 N 58-09/539.

Сергиево-Посадский муниципальный район.

Новое строительство 500 кВ.

ПС 500/220/110 кВ Ярцево (для выдачи мощности ЗАГАЭС-2).

Для обеспечения выдачи мощности и заряда I очереди (2х210 МВт) Загорской ГАЭС-2 предполагается перевод подстанции 220 кВ Ярцево на напряжение 500 кВ и сооружение двух цепей ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС-2-Ярцево длиной 2х30 км.

На подстанции Ярцево сооружается РУ 500 кВ, на которое заводится ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Трубино (заходы 2х1 км). В РУ 500 кВ предполагается установить два АТ 500/220 кВ мощностью 501 МВА каждый.

На ПС 220 кВ Ярцево предусматривается замена двух АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый на АТ мощностью 2х250 МВА.

Ввод объекта планируется в 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

ВЛ 500 кВ ЗаГАЭС-2-Трубино (ЛЭП проходит по территории Щелковского м.р., Пушкинского м.р., Сергиево-Посадского м.р.).

Для обеспечения выдачи мощности и заряда II очереди (2х210 МВт) Загорской ГАЭС-2 предполагается сооружение ВЛ 500 кВ ЗаГАЭС-2-Трубино длиной 90 км.

Ввод объекта планируется в 2014 г. Инвестпрограмма ОАО "ФСК ЕЭС".

Солнечногорский муниципальный район.

Объекты реконструкции 110 кВ.

ПС 110 кВ Осиновка.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки (аварийная загрузка Т-1 и Т-2 в зимний максимум составляет 118,9%), физическим и моральным износом оборудования. На подстанции Осиновка предполагается заменить два существующих трансформатора мощностью 16 МВА каждый (год выпуска 1985 и 1973) напряжением 110/10 кВ на трансформаторы мощностью 2х40 МВА напряжением 110/10 кВ, реконструкция ОРУ 110 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 04.12.2007 N 58-09/203/МА-338, срок действия которых продлен до 31 декабря 2012 года.

ПС 110 кВ Шереметьево

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки (аварийная загрузка Т-1 (Т-2) в зимний максимум составляет 137,3%) и повышением надежности электроснабжения потребителей Октябрьского района.

Согласно техническим требованием от 29.04.2010 г. N 58-09/468 для ликвидации перегрузки на ПС Шереметьево следует заменить два трансформатора мощностью 40 МВА напряжением 110/10/6 кВ на два трансформатора мощностью 2х63 МВА каждый напряжением 110/10/6 кВ. Реконструировать ОРУ 110 кВ, установить элегазовые выключатели.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 29.04.2010 N 58-09/468.

ВЛ 110 кВ Алабушево-Поварово (ЛЭП проходит по территории Солнечногорского м.р.).

Полная реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения, в связи с физическим износом (год постройки 1951). Длина реконструируемого участка 18,2 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Радищево-Клин З и В (ЛЭП проходит по территории Солнечногорского м.р.).

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Клинского района, физическим износом год постройки 1957). Длина реконструируемого участка 42,4 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Поварово.

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Солнечногорского района, снятием перегрузки (аварийная загрузка трансформаторов составляет 182,7% и 195,6%). На подстанции Поварово устанавливается дополнительный трансформатор мощностью 25 МВА напряжением 110/10 кВ. Присоединение его будет в резервную ячейку РУ 110 кВ. Кроме того, на подстанции производится замена двух трансформаторов мощностью 20 МВА каждый напряжением 110/35/10 кВ на два трансформатора мощностью 2х40 МВА напряжением 110/35/10 кВ, оснащенные устройством РПН.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Алабушево.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки (аварийная загрузка Т-1 в зимний максимум составляет 148,5% и повышением надежности электроснабжения потребителей Солнечногорского района).

На подстанции Алабушево предполагается замена трансформатора мощностью 25 МВА (год постройки 1975) напряжением 110/10/6 кВ на трансформатор мощностью 40 МВА напряжением 110/10/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2016 - 2017 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 23.03.2011 N 58-09/527.

ПС 110 кВ Солнечногорск.

Реконструкция обусловлена необходимостью подключения новых потребителей Солнечногорского района. На подстанции Солнечногорск предполагается заменить два трансформатора мощностью 20 МВА напряжением на два трансформатора мощностью 2х63 МВА каждый.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2014 - 2015 г.

ПС 110 кВ Мцыри.

Реконструкция обусловлена повышением надежности электроснабжения потребителей Красногорского района. Согласно техническим требованием от 09.02.2010 г, N 58-09/449 на подстанции Мцыри предполагается замена двух трансформаторов мощностью 6,3 МВА каждый (1973, 1974 гг. выпуска) на трансформаторы мощностью 2х40 МВА, замена существующих отделителей 110 кВ в цепях трансформаторов на элегазовые выключатели, а также выполнить замену существующих выключателей 110 кВ на элегазовые.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Планируемый год завершения реконструкции - 2017 - 2018 г.

На реконструкцию данного объекта выданы Технические Требования N 58-09/449 от 09.02.2010 г.

Талдомский муниципальный район.

Новое строительство 110 кВ.

ПС 110/10 кВ Долино.

Для электроснабжения Особой экономической зоны г. Дубна намечен ввод подстанции 110/10 кВ Долино с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 80 МВА каждый. Присоединение к сети 110 кВ предлагается путем сооружения двух ВЛ 110 кВ Темпы-Долино.

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор

Ввод объекта планируется в 2015 г.

Объекты реконструкции 220 кВ и 110 кВ.

ПС 220 кВ Темпы.

Реконструкция обусловлена необходимостью повышения надежности электроснабжения, обеспечению возможности подключения новых потребителей. На ПС Темпы предлагается выполнить замену автотрансформаторов мощностью 125 МВА напряжением 220/110/6 кВ на АТ мощностью 2х200 МВА напряжением 220/110/6 кВ, установить два нагрузочных трансформатора мощностью 2х40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Завершение реконструкции в 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

ПС 110 кВ Юркино-2.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки и повышением надежности электроснабжения Дмитровского района. На подстанции Юркино-2 предполагается замена существующего трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА трансформатор мощностью 25 МВА напряжением 110/35/10 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Городской округ Химки.

Новое строительство 110 кВ.

КВЛ 110 кВ Аэропорт-Долгопрудная (ЛЭП проходит по территории г.о. Химки).

Для усиления сети 110 кВ, повышения надежности электроснабжения потребителей района г. Долгопрудный и аэропорта Шереметьево намечается строительство КВЛ 110 кВ Аэропорт-Долгопрудная 1,2 длиной 2х4,5 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Объекты реконструкции 220 кВ и 110 кВ.

ПС 220 кВ Старбеево.

Для снятия перегрузок на ПС Старбеево необходима замена двух автотрансформаторов мощностью 200 МВА каждый напряжением 220/110/10 кВ на АТ мощностью 2х250 МВА напряжением 220/110/10 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2019 - 2020 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

На данный объект выданы технические требования от 20.06.2008 N 58-09/299/МА-4326, в которые внесены изменения 13.07.2011 N 58-09/578.

ПС 110 кВ Планерная.

Реконструкция обусловлена необходимостью подключения новых потребителей Октябрьского района. На подстанции дополнительно устанавливаются два трансформатора мощностью 2х40 МВА напряжением 110/10/10 кВ. Предполагается реконструкция РУ 110 кВ, замена существующих масляных выключателей на элегазовые.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Октябрьская.

Реконструкция обусловлена снятием перегрузки трансформаторов подстанции (аварийная загрузка в зимний максимум составляет 109,1% и 159,1%) и повышением надежности электроснабжения Солнечногорского района. На подстанции Октябрьская предполагается заменить существующие трансформаторы мощностью 25 МВА каждый (год выпуска 1977 и 1990) напряжением 110/10/6 кВ на трансформаторы мощностью 2х40 МВА напряжением 110/10/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Завершение реконструкции в 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

В Северных электрических сетях находятся подстанции, не оборудованные выключателями. На этих подстанциях рекомендуется замена отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели.

Реконструкция подстанций CЭC с заменой отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели

N пп.	N ПС	Наименование подстанции	год окончания реконструкции	количество, устанавливаемых выключателей
1	13	Тайнинка	2015	3
2	9	Подлипки	2016	5
3	150	Смолино	2019	2
4	156	Химки	2017	5
5	161	Вашутино	2018	2
6	163	Басово	2019	1
7	220	Ельдигино	2018	5
8	328	Ожогино	2020	2
9	329	Осиновка	2018	2
10	455	Лобаново	2019	2
11	612	Круг	2018	2
12	629	Бурцево	2020	2
13	664	Аксаково	2018	5
14	669	Рогачево	2017	2
15	672	Лешково	2018	2
16	787	Раменье	2019	5
17	803	Юркино	2020	5
18	826	Гальцово	2019	1
19	829	Время	2016	5

Объекты ввода и реконструкции на территории Южных электрических сетей.

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Южных электрических сетей предлагается ввод новых подстанций и реконструкция ПС и ЛЭП напряжением 35 кВ и выше в разрезе муниципальных образований Московской области.

Городской округ Домодедово.

Объекты нового строительства.

ПС 220/110/10 кВ Меткино.

Для повышения надежности электроснабжения, возможности присоединения новых потребителей, разгрузки сети 110 кВ и автотрансформаторов ПС 500/220/110 кВ Пахра предполагается строительство ПС 220/110 кВ Меткино с установкой двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью 2х250 МВА, двух автотрансформаторов 220/20 (10) кВ мощностью 2х100 МВА и сооружением заходов ВЛ 220 кВ Кашира - Пахра, ВЛ 110 кВ Сидорово - Взлетная с отп. и ВЛ 110 кВ Ляхово - Новодомодедово.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Ввод объекта планируется в 2015 - 2016 г.

ПС 220/10 кВ Авдотьино (Константиново).

Для обеспечения возможности подключения новых потребителей г.о. Домодедово предусматривается строительство подстанции с установкой двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 2х63 МВА (или 2х160 МВА) и сооружением заходов ВЛ 220 кВ Кашира - Пахра (2х2 км) и ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная (2х2 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Ввод объекта планируется в 2015 - 2016 г.

ПС Взлетная.

В настоящий момент на ПС 110 кВ Взлетная установлены 2 трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 2х25 МВА.

Для обеспечения надежного электроснабжения аэропорта "Домодедово" и г.о. Домодедово, а также для ликвидации недопустимого снижения напряжения на шинах 110 кВ подстанций и перегрузок линий в аварийных режимах в транзите 110 кВ Пахра - Новодомодедово - Хомутово - Взлетная - Сидорово рассматривается 2 варианта. В 1 варианте планируется перевод существующей ПС 110 кВ Взлетная на 220 кВ, во 2 варианте - строительство новой ПС 110 кВ Авиагородок с последующим переводом на 220 кВ и демонтаж ПС 110 кВ Взлетная.

1 вариант: ПС 220/110 кВ Взлетная (перевод на 220 кВ) и строительство ВЛ 220 кВ Пахра - Взлетная.

Планируется реконструкция ПС 110 кВ Взлетная с переводом на напряжение 220 кВ с установкой двух автотрансформаторов 220/110/10 кВ мощностью 2х200 МВА, двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 2х100 МВА и сооружением ВЛ 220 кВ Пахра - Взлетная 1,2 (2х15 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2020 - 2021 г.

2 вариант: ПС Авиагородок.

Планируется строительство новой ПС Авиагородок в 2 этапа.

На 1 этапе планируется:

- сооружение КРУЭ-110 кВ по схеме "две рабочие системы шин" рассчитанное на присоединение двух линий, ШСВ и двух трансформаторов, также предусматривается место для установки дополнительно двух линейных и двух трансформаторных ячеек, ячейка для устанавливаемого ИРМ мощностью 50 Мвар;

- перезавод существующих ВЛ 110 кВ Взлетная - Хомутово и ВЛ 110 кВ Сидорово - Взлетная с отп. на ПС Транспортная в новое КРУЭ 110 кВ с образованием новых ЛЭП 110 кВ Авиагородок - Хомутово и ЛЭП 110 кВ Сидорово - Авиагородок с отп. на ПС Транспортная, заходы на ПС Авиагородок выполняются кабелем;

- установка на вновь сооружаемой ПС Авиагородок двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 63 МВА каждый, оснащенных устройством РПН;

- сооружение нового четырехсекционного ЗРУ-10 кВ;

- замена ошиновки в РУ 110 кВ ПС 110 кВ Новодомодедово;

- установка на вновь сооружаемой ПС Авиагородок ИРМ мощностью 50 Мвар.

- реконструкция с увеличением пропускной способности ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17-Сидорово.

- восстановление ВЛ 110 кВ Гулево - Новодомодедово с отпайкой на ПС Санаторная.

На 2 этапе планируется перевод ПС Авиагородок на 220 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Ввод объекта планируется в 2020 - 2021 г.

ПС 220/10 кВ Кутузово (Макарово).

Для обеспечения возможности подключения новых потребителей г.о. Домодедово предусматривается строительство подстанции с установкой двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 2х63 МВА (или 2х160 МВА) и сооружением заходов ВЛ 220 кВ Лесная - Пахра (2х3 км) и ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная (2х3 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Ввод объекта планируется в 2019 г.

ПС 110 кВ Яковлево (Ждановская).

На подстанции установлены 2 трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый. К сети 110 кВ подстанция присоединена ВЛ 110 кВ Пахра - Яковлево и ВЛ 110 кВ Яковлево - Тураево.

Для обеспечения электроснабжения международного аэропорта Домодедово осуществляется перенос существующей ПС 110/10 кВ Яковлево на новое место. Для этого на новом месте планируется сооружение КРУЭ-110 кВ по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанных на присоединение 2-х линий, 2-х трансформаторов 2х63 МВА и ШСВ; осуществляется поэтапный заход существующих линий 110 кВ Пахра - Яковлево и ВЛ 110 кВ Яковлево - Тураево в КРУЭ-110 кВ. Предусматривается место под 2 резервные ячейки. После захода линий 110 кВ в новое КРУЭ-110 кВ, осуществляется демонтаж старой подстанции и заходы ВЛ 110 кВ на нее.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Востряково.

Для подключения новых потребителей г.о. Домодедово планируется строительство подстанции с сооружением заходов ВЛ 110 кВ Тишково - Пахра с отп. (2х2 км) и Барыбино - Пахра с отп. (2х1 км). Предусматривается установка трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2х80 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Ввод объекта планируется в 2015 - 2016 г.

Объекты реконструкции.

ПС 500 кВ Пахра.

Комплексная реконструкция ПС 500/220/110 кВ Пахра обусловлена физическим и моральным износом оборудования, высоким уровнем токов короткого замыкания, которые превышают отключающую способность (31,5 кА) установленных выключателей.

В аварийных режимах перегружаются АТ 500/110 кВ (АТ-3, АТ-4).

Реконструкция ПС 500/220/110 кВ Пахра предполагает установку на подстанции:

1. 2-х автотрансформаторов напряжением 500/220 кВ мощностью 500 МВА каждый;

2. 2-х автотрансформаторов напряжением 220/110/10 кВ мощностью 250 МВА каждый;

3. 2-х трансформаторов напряжением 220/10 (20) кВ мощностью 100 МВА каждый.

4. 4-х СТК по 50 Мвар, присоединенных к шинам 110 кВ.

Схема РУ на стороне 500 кВ "трансформатор - шины". К РУ 500 кВ присоединяются три ВЛ 500 кВ: ВЛ 500 кВ Пахра - Чагино; ВЛ 500 кВ Новокаширская - Пахра; ВЛ 500 кВ Пахра - ТЭЦ-26.

Схема РУ 220 кВ "полуторная схема секционированная выключателями" с подключением автотрансформаторов напряжением 500/220 кВ и 220/110 кВ и шести ВЛ 220 кВ через "полуторную" цепочку". В РУ 220 кВ предусмотрено две резервные ячейки.

Схема РУ 110 кВ "две рабочие секционированные выключателями системы шин с подключением автотрансформаторов 220/110/10 кВ к секциям шин 110 кВ через два выключателя". К РУ 110 кВ присоединяются шестнадцать ВЛ. Предусматривается одна резервная ячейка.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Ввод объекта планируется в 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

ПС 110 кВ Бор.

На подстанции установлены два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый (2005 года изготовления). Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы напряжением 110/10/10 кВ мощностью 2х63 МВА для обеспечения возможности подключения новых потребителей. На реконструкцию ПС 110 кВ Бор ОАО "МОЭСК" были выданы технические требования ТТ N 58-09/592 от 22.07.11.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 1-й этап: 2013 - 2014 г., 2-й этап: 2020 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Санаторная.

На подстанции установлены два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый (1988 года изготовления). Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы 110/10 кВ мощностью 2х40 МВА для снятия перегрузок и обеспечения возможности подключения новых потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС Взлетная.

В соответствии с Программой компенсации реактивной мощности ОАО "МОЭСК" на 2009 г., согласованной 29.01.2009 филиалом ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ и ОАО "МОЭСК", планируется установка ИРМ в районе ПС 110 кВ Взлетная.

Дата ввода объекта - 2014 г.

ПС 110 кВ Новодомодедово.

Планируется ввод в работу комплекса локальной противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС 110 кВ Новодомодедово.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Дата ввода оборудования - 2014 г.

ПС 110 кВ Хомутово.

На подстанции установлены два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый (1988 года изготовления). Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы 110/10 мощностью 2х40 МВА для снятия перегрузок и обеспечения возможности подключения новых потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Прудная.

На подстанции установлены два трансформатора 110/10 кВ мощностью по 16 МВА каждый (1971 и 1977 годов изготовления). Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х80 МВА для снятия перегрузок и обеспечения возможности подключения новых потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Новодомодедово.

На подстанции установлены два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 31,5 МВА каждый (1958 года изготовления) и один трансформатор 110/10/6 мощностью 40 МВА (1977 года изготовления). Реконструкция подстанции предполагается с целью установки дополнительного четвертого трансформатора мощностью 40 МВА, а также замены морально устаревших выключателей на элегазовые для обеспечения возможности подключения новых потребителей и увеличения надежности электроснабжения потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ Домодедовская.

На подстанции установлены два трансформатора 35/6 кВ мощностью по 10 МВА и 7,5 МВА (1968 и 1972 годов изготовления). Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х16 МВА, оснащенные устройством РПН, для снятия перегрузок и обеспечения возможности подключения новых потребителей. На реконструкцию подстанции ОАО "МОЭСК" были выданы технические требования ТТ N 58-09/505 от 26.11.2010 г.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Пахра - Апаренки с отп.

Объект находится на территории г.о. Домодедово и Ленинского м.р.

Данная линия выполнена проводами марки АС-150, в эксплуатации с 1921 г., последняя реконструкция проводилась в 1996 г.

Реконструкция предполагается для повышения пропускной способности ВЛ. Протяженность линии - 18,8 км, длина реконструируемого участка - 19,3 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Каширский муниципальный район.

Объекты нового строительства.

ПП 500 кВ Ожерелье (переключательный пункт 500 кВ в районе пересечения ВЛ 500 кВ Михайлов - Чагино с ВЛ 750 кВ на ПС Калужская).

Для повышения надежности доставки мощности от внешних источников, в частности, от Смоленской АЭС и Рязанской ГРЭС в Московский регион необходима ликвидация "тройника" - пересечения ВЛ 750 кВ в направлении и ПС Калужская и ВЛ 500 кВ Михайловская - Чагино. Его наличие в два раза повышает вероятность вывода из работы этих ВЛ, что в свою очередь может привести к перегрузке ВЛ 220 кВ Калужская - Очаково, а при ремонте ВЛ 500 кВ Михайлов - Новокаширская и ВЛ 500 кВ Новокаширская - Пахра - к потере потока мощности от Рязанской ГРЭС в Москву. На месте коммутации "тройника" предлагается создать ПП 500 кВ Ожерелье (Кашира) с заходами ВЛ 500 кВ Михайлов - Чагино с отп. (2х10 км) и участком ВЛ 750 кВ отв. (тройник) - ПП Ожерелье - Калужская (вкл. на 500 кВ) протяженностью 10 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Ввод объекта планируется в 2018 - 2019 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

Каширская ГРЭС (ГРЭС-4).

В связи с превышением расчетных токов к.з. отключающей способности выключателей, установленных на РУ-220 кВ, предусматривается замена выключателей на РУ-220 кВ.

Окончание реконструкции - 2015 г.

ПС 110 кВ Терново (Н. Металлист).

Для обеспечения возможности подключения новых потребителей Каширского района предусматривается строительство подстанции с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2х40 МВА и сооружением заходов ВЛ 110 кВ Кашира - Стрелецкая 1,2.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "Энергоцентр".

Ввод объекта планируется в 2014 г.

ПС 220/10 кВ Тесна (Терново-2).

Для обеспечения возможности подключения новых потребителей Каширского м.р. предусматривается строительство подстанции с установкой двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 2х100 МВА и сооружением заходов двухцепной ВЛ 220 кВ Кашира - Ока 1,2.

Является абонентской подстанцией.

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Ввод объекта планируется в 2013 - 2014 г.

Объекты реконструкции.

ПС 35 кВ Металлист.

На подстанции установлены трансформатор Т-1 35/6 кВ мощностью 5,6 МВА (1957 года изготовления), трансформатор Т-2 35/6 кВ мощностью 10 МВА (2006 года изготовления) и трансформатор Т-4 35/10 кВ мощностью 5,6 МВА (1963 года изготовления).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены трансформаторов Т-1 и Т-4 на трансформаторы мощностью 2х10 МВА в связи с физическим износом, а также для снятия перегрузок и обеспечения возможности подключения новых потребителей. На реконструкцию подстанции ОАО "МОЭСК" были выданы технические требования ТТ N 58-09/483 от 12.10.2010 г.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 220 кВ Кашира - Пахра, Кашира - Образцово, Образцово - Лесная (без заходов на ПС Образцово, Лесная).

Объект находится на территории Каширского м.р., Ступинского м.р., г.о. Домодедово. ВЛ 220 кВ Кашира - Образцово выполнена проводами марки АС-400, протяженность линии - 29 км. ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная выполнена проводами марки АС-400, протяженность линии - 102 км. ВЛ 220 кВ Кашира - Пахра выполнена проводами марки АС-400 и МП-240, протяженность линии - 106 км.

Реконструкция линии обусловлена износом оборудования (срок службы более 70 лет). Длина реконструируемого участка 152 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Окончание реконструкции - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

ВЛ 110 кВ Кашира - Стрелецкая 1,2.

Данная линия выполнена проводами марки АС-150, в эксплуатации с 1976 г. Протяженность линии - 2х5,6 км, длина реконструируемого участка - 2х5,6 км.

Реконструкция проводится для повышения пропускной способности ВЛ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Ленинский муниципальный район.

Строительство электросетевых объектов.

ПС 220/10 кВ Молоково (Еловая).

Для обеспечения возможности подключения новых потребителей Ленинского района М.О. предусматривается строительство подстанции с установкой двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 2х160 МВА. Подключение к сети 220 кВ предполагается путем строительства ВЛ 220 кВ Пахра - Молоково 1,2.

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Ввод объекта планируется в 2015 г.

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Апаренки.

На подстанции установлены два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью по 25 МВА каждый.

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы 110/10/6 кВ мощностью 2х63 МВА для снятия перегрузок, повышения надежности электроснабжения и обеспечения возможности подключения новых потребителей. Также предусматривается реконструкция ОРУ-110 кВ с заменой выключателей на элегазовые, а также установкой элегазовых выключателей в цепи трансформаторов вместо отделителей.

На реконструкцию подстанции ОАО "МОЭСК" были выданы технические требования ТТ N 58-09/195/409-6787 от 12.11.07 с изменениями от 30.08.11.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Молоково.

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены ОД-110 кВ на ПС 110 кВ Молоково на элегазовые выключатели для повышения надежности электроснабжения потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Видное - Пахра, ВЛ 110 кВ Расторгуево - Пахра

Объект находится на территории г.о. Домодедово и Ленинского м.р.

Линии в эксплуатации с 1927 г., последняя реконструкция проводилась в 1986 г. Выполнены проводом марки АС-150. Протяженность ВЛ 110 кВ Видное - Пахра - 11,9 км, ВЛ 110 кВ Расторгуево - Пахра - 9,9 км.

Реконструкция ВЛ обеспечивает повышение надежности электроснабжения. Длина реконструируемого участка 25,8 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2019 - 2020 г.

Люберецкий муниципальный район.

Объекты реконструкции.

ВЛ 110 кВ Чагино - Болятино с отп., ВЛ 110 кВ Чагино - Юбилейная, ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отп., ВЛ 110 кВ Красково - Болятино, ВЛ 110 кВ Некрасовка - Красково 1,2 с отп.

ВЛ 110 кВ Чагино - Болятино с отп. находится в эксплуатации с 1952 г., последняя реконструкция проводилась в 1977 г. Выполнена проводами марки АС-150 и АС-240. Протяженность линии - 13,2 км.

ВЛ 110 кВ Чагино - Юбилейная в эксплуатации с 1977 г., последняя реконструкция проводилась в 2004 г. Выполнена проводом марки АС-240. Протяженность линии - 5,1 км.

ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отп. в эксплуатации с 1952 г., последняя реконструкция проводилась в 2004 г. Выполнена проводами марки АС-240, АС-150. Протяженность линии - 4,9 км.

ВЛ 110 кВ Красково - Болятино в эксплуатации с 1977 г. Выполнена проводом марки АС-150. Протяженность линии - 8,5 км.

Реконструкция данных линий планируется для обеспечения подключения дополнительной нагрузки к реконструируемым ПС N 680 Дзержинская (выданы ТТ N 58-09/440 от 01.12.09 г.), ПС N 776 Юбилейная (выданы ТТ N 58-09/313/02/205 от 16.07.08 г.) и ПС N 2 Красково (выданы ТТ N 58-09/240/МА-1809 от 18.03.08 г.).

Длина реконструируемого участка 20,35 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 гг.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Красково.

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора (Т-1 и Т-2) напряжением 110/35/6 кВ мощностью 31,5 МВА и 40 МВА (1958 и 1970 годов изготовления) и два трансформатора (Т-3 и Т-4) напряжением 110/10/6 кВ мощностью 2х40,5 МВА (1965 и 1962 годов изготовления).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы 110/35/6 кВ мощностью 2х80 МВА в связи с физическим износом, а также для снятия перегрузок, повышения надежности электроснабжения и обеспечения возможности подключения новых потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Болятино.

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора напряжением 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА каждый (1986 и 1985 годов изготовления).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены существующих трансформаторов на трансформаторы 110/10/6 кВ мощностью 2х63 МВА для снятия перегрузок и повышения надежности электроснабжения потребителей. Также предусматривается реконструкция ОРУ-110 кВ с заменой выключателей на элегазовые.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Томилино.

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора 110/6 кВ мощностью 10 МВА и 20 МВА.

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены существующих трансформаторов на трансформаторы 110/6 кВ мощностью 2х25 МВА для повышения надежности электроснабжения потребителей. Также предусматривается реконструкция РУ-110 кВ с демонтажем короткозамыкателей и заменой ОД-110 кВ на элегазовые выключатели.

Является абонентской подстанцией.

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Окончание реконструкции - 2014 г.

Городской округ Котельники.

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Котельники.

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10/6 кВ мощностью 40,5 МВА и 40 МВА (1965 и 1972 годов изготовления). ПС 110 кВ Котельники присоединена к сети 110 кВ ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отп. и ВЛ 110 кВ Чагино - Болятино с отп.

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены существующих трансформаторов на трансформаторы 110/10/6 кВ мощностью 2х80 МВА для снятия перегрузок и обеспечения возможности подключения новых потребителей. Схема присоединения к сети 110 кВ остается без изменений.

На реконструкцию подстанции ОАО "МОЭСК" были выданы технические требования ТТ от 30.03.2011.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Городской округ Лыткарино.

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Лыткарино.

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА каждый (1977 и 1979 годов изготовления).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы 110/10/6 кВ мощностью 2х63 МВА в связи с моральным и физическим износом, а также для обеспечения возможности подключения новых потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2016 - 2017 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Тураево.

В настоящее время на подстанции установлены четыре трансформатора напряжением 110/6 кВ мощностью 31,5 МВА каждый.

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы 110/6 кВ мощностью 4х40 МВА.

На реконструкцию подстанции ОАО "МОЭСК" были выданы технические требования ТТ 58-09/430 от 29.09.09 г.

Является абонентской подстанцией.

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Городской округ Дзержинский.

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Дзержинская.

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора напряжением 110/6 кВ мощностью 20 МВА каждый (1967 и 1966 годов изготовления).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х63 МВА, оснащенные устройствами РПН и АРНТ, без подключения дополнительной нагрузки, в связи с моральным и физическим износом, а также для снятия перегрузки и повышения надежности электроснабжения.

ОРУ-110 кВ, рассчитанное на присоединение 4-х линий 110 кВ, двух трансформаторов и шиносоединительного выключателя, планируется выполнить по схеме "две рабочие системы шин". Проект предусматривает обходную систему шин 110 кВ. На ОРУ-110 кВ устанавливаются элегазовые выключатели. Присоединение ПС Дзержинская к сети 110 кВ осуществится по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Красково - Мячково с отп. и Красково - Лыткарино с отп. с образованием новых ВЛ 110 кВ Красково-Дзержинская 1,2, Дзержинская-Мячково и Дзержинская - Лыткарино.

На реконструкцию подстанции ОАО "МОЭСК" были выданы технические требования ТТ N 58-09/440 от 01.12.09 г.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Подольский муниципальный район.

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Лаговская.

Планируется ввод в работу комплекса локальной противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС 110 кВ Лаговская.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 г.

Установка БСК на ПС 110 кВ Лаговская.

По экспертной оценке Филиала ОАО СО ЕЭС Московское РДУ в схеме на ОЗП 2011 - 2012 гг. при потреблении 18800 МВт при АО ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя происходит снижение напряжения (ниже 95 кВ) на подстанциях транзита 110 кВ Гулево - Весенняя - Лаговская - Столбовая, загрузка ВЛ 110 кВ Столбовая - Лаговская с отп. составляет 135%.

Для предотвращения снижения напряжений устанавливается БСК 50 Мвар на ПС 110 кВ Лаговская (письмо ОАО МОЭСК N 34-03/21 от 09.02.2011).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Лаговская.

Для снятия перегрузок, повышения надежности электроснабжения потребителей Подольского р-на М.О. планируется замена двух трансформаторов 110/35/6 кВ мощностью 2х25 МВА на трансформаторы 110/35/6 кВ мощностью 2х63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Городской округ Подольск.

Объекты нового строительства.

ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя со строительством второй цепи.

ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя выполнена проводами марки АС-150, в эксплуатации с 1965 г. Протяженность линии - 5,8 км.

Для снятия перегрузок, повышения надежности электроснабжения, усиления транзита Гулево - Весенняя - Лаговская - Бугры и возможности подключения новых потребителей г.о. Климовск производится строительство двух новых ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя 1,2. Длина реконструируемого участка - 17,8 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Гулево - Н. Домодедово с отп. на ПС Санаторная.

Объект находится на территории г.о. Подольск, Подольского м.р. и г.о. Домодедово.

Строительство ВЛ необходимо для повышения надежности электроснабжения потребителей. Для включения ВЛ необходимо восстановление ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Гулево.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2013 г.

ВЛ 110 кВ Фетищево - Девятская 1,2.

Объект находится на территории г.о. Климовск, г.о. Подольск, Подольского м.р., г. Москвы.

Для повышения надежности электроснабжения Подольского м.р. и Подольского г.о. планируется строительство ВЛ 110 кВ Фетищево - Девятская 1,2. Длина линии - 2х21 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "Энергоцентр".

Ввод объекта планируется в 2014 г.

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Красногорка.

На подстанции установлены два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый (1989 года выпуска).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы 110/10/6 кВ мощностью 2х40 МВА для снятия перегрузок и повышения надежности электроснабжения. Предусматривается замена выключателей на элегазовые. В цепи трансформаторов производится замена отделителей на элегазовые выключатели.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Шепчинки.

В настоящее время подстанция присоединена к сети 110 кВ отпайками к ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск 1,2. На подстанции установлены два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА каждый (1989 года выпуска).

Планируется реконструкция ОРУ-110 кВ по схеме "мостик" с установкой элегазовых выключателей на линейных вводах, трансформаторных вводах и в перемычке для повышения надежности электроснабжения потребителей. На линейных вводах предусматривается установка ремонтной перемычки.

Присоединение к сети 110 кВ планируется осуществить по схеме "заход-выход" ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск 1, при этом образуются ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск, ВЛ 110 кВ Гулево - Шепчинки и ВЛ 110 кВ Шепчинки - Подольск.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Гулево - Северово 1,2 с отп.

Линии находятся в эксплуатации с 1964 г. (более 45 лет). Выполнены проводом марки АС-150. Протяженность 2х1,22 км.

Реконструкция проводится для повышения пропускной способности ВЛ. Длина реконструируемого участка 2х13 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Транзит 110 кВ Гулево - Весенняя - Лаговская - Бугры.

Объект находится на территории г.о. Подольск, Подольского м.р. и Чеховского м.р.

Для снятия перегрузок, повышения надежности электроснабжения предусматривается усиление сети 110 кВ Гулево - Весенняя - Лаговская - Бугры.

Планируется реконструкция с увеличением пропускной способности ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя 1,2 и сооружением второй цепи ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя 1,2, ВЛ 110 кВ Лаговская - Столбовая. Длина реконструируемого участка - 39,3 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2018 г.

Городской округ Климовск.

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Весенняя.

На подстанции установлены два трансформатора 110/6/6 кВ мощностью 25 МВА каждый (1973 и 1974 годов изготовления).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы 110/6/6 кВ мощностью 2х40 МВА для снятия перегрузок, повышения надежности электроснабжения и обеспечения возможности подключения новых потребителей. Также предусматривается реконструкция ОРУ-110 кВ по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанной на присоединение 4-х линий, двух трансформаторов и шиносоединительного выключателя. В реконструируемом ОРУ-110 кВ устанавливаются элегазовые выключатели.

На реконструкцию подстанции ОАО "МОЭСК" были выданы технические требования ТТ N 58-09/474 от 25.06.10 г., с дополнением ТЗ 35-15/ЧА-1512 от 09.03.11.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Весенняя.

Планируется ввод в работу комплекса локальной противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС 110 кВ Весенняя.

Дата ввода оборудования - 2015 г.

Раменский муниципальный район.

Объекты нового строительства.

ПС 220/10 кВ Стекольная.

Для обеспечения возможности подключения новых потребителей и повышения надежности электроснабжения предусматривается сооружение подстанции с установкой двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 2х25 МВА. Присоединение к сети 220 кВ предполагается путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Пахра - Мячково 1 (2х1 км).

Абонентская подстанция.

Организация, ответственная за реализацию проекта - инвестор.

Ввод объекта планируется в 2013 - 2014 г.

ПП 500 кВ Панино.

Планируется строительство ПП 500 кВ Панино с сооружением заходов ВЛ 500 кВ Чагино - ПП Ожерелье (2х10 км) и ВЛ 500 кВ Кашира - Пахра (2х10 км) и сооружением ВЛ 500 кВ Дорохово - ПП Панино (160 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Ввод объекта в соответствии со "Схемой и программой развития ЕЭС России на период до 2018 г." планируется в 2016 - 2017 г.

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Кварц.

На текущий момент на подстанции установлены два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА (Т-1) и 20 МВА (Т-2) (2006 и 1960 годов изготовления). Для снятия перегрузок и обеспечения возможности подключения новых потребителей планируется замена трансформатора Т-2 мощностью 20 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА.

Предусматривается замена всех выключателей на элегазовые. Также планируется реконструкция заходов ВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отп. и ВЛ 110 кВ Яковлево - Тураево с отп. с образованием 4-х ВЛ: ВЛ 110 кВ Пахра - Кварц, ВЛ 110 кВ Яковлево - Кварц, ВЛ 110 кВ Кварц - Тураево 1,2. Для подключения новых линий расширяется ОРУ-110 кВ на 4 ячейки (две для образовавшихся линий Кварц - Тураево 1,2 и две резервные на ПС Туполево).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Раменская.

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора напряжением 110/6/6 кВ мощностью 25 МВА каждый (1982 и 1983 годов изготовления).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х40 МВА для снятия перегрузок и повышения надежности электроснабжения потребителей.

Существующие ответвления от ВЛ 110 кВ Донино - ЦАГИ 1,2 преобразовываются в заходы этих линий на ПС 110 кВ Раменская. В результате образуются линии Донино - Раменская 1,2, Раменская - ЦАГИ 1,2. На стороне 110 кВ реконструируется РУ-110 кВ с использованием элегазовых выключателей по схеме "одна рабочая секционированная система шин", рассчитанная на присоединение 4-х линий 110 кВ, 4-х трансформаторов и секционного выключателя.

На реконструкцию подстанции ОАО "МОЭСК" были выданы технические требования ТТ на комплексную реконструкцию ПС N 195 Раменская от 31.03.2011.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Рыболово.

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый.

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х10 МВА, а также замены выключателей для повышения надежности электроснабжения потребителей. Схема присоединения ПС к сети 110 кВ остается без изменений.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2020 - 2021 г.

Городской округ Жуковский.

Объекты нового строительства.

ПС 110 кВ Туполево.

Для подключения новых потребителей г.о. Жуковский планируется строительство ПС 110 кВ Туполево. Предусматривается установка двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2х80 МВА.

Присоединение к сети 110 кВ ПС 110 кВ Туполево планируется путем сооружения заходов к ВЛ 110 кВ ЦАГИ - Кварц с отп. с образованием ВЛ 110 кВ Кварц - Туполево 1,2 и ВЛ 110 кВ ЦАГИ - Туполево 1,2 с отп. на ПС Жуковская.

Дата ввода объекта - 2018 г.

ВЛ 110 кВ Кварц - ЦАГИ 1,2.

Объект находится на территории Раменского м.р. и г.о. Жуковский.

Для подключения новой подстанции 110 кВ Туполево планируется строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Кварц до присоединения к ВЛ 110 кВ ЦАГИ - Жуковская с образованием ВЛ 110 кВ Кварц - Туполево 1,2, ВЛ 110 кВ ЦАГИ - Туполево 1,2 с отп. на ПС Жуковская.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "Энергоцентр"

Дата ввода объекта - 2018 г.

Городской округ Бронницы.

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Бронницы.

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора напряжением 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый (1979 и 1977 годов изготовления). Реконструкция подстанции предполагается для снятия перегрузок и обеспечения возможности подключения новых потребителей.

Реконструкция подстанции предполагается в два этапа. На 1 этапе (2014 г.) планируется замена существующих на трансформаторы 110/10 кВ мощностью 2х40 МВА, оснащенные устройством РПН. На 2 этапе (2019 г.) планируется замена трансформаторов 110/10/10 кВ мощностью 2х40 МВА на трансформаторы 110/10/10 кВ мощностью 2х63 МВА, оснащенные устройством РПН.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Серпуховской муниципальный район.

Объекты нового строительства.

ПС 220/110 кВ Лазарево (перевод на 220 кВ).

В настоящее время на ПС 110 кВ Лазарево установлены два трансформатора напряжением 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый.

Для обеспечения нормального экономического потокораспределения, поддержания допустимых уровней напряжения как в нормальных, так и ремонтных схемах и устойчивой работы сети 110 кВ Серпуховского района планируется перевод на напряжение 220 кВ ПС 110 кВ Лазарево с установкой двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью 2х200 МВА. Присоединение к сети 220 кВ предполагается путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Кашира - Ока 1,2. Присоединение к сети 110 кВ предполагается путем сооружения заходов ВЛ 110 кВ Серпухов - Заповедник, ВЛ 110 кВ Серпухов - Пущино, а также предполагается строительство ВЛ 110 кВ Лазарево - Талеж 1,2.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Ввод объекта планируется в 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Объекты реконструкции.

ПС 220 кВ Ока.

Реконструкция подстанции обусловлена высокой загрузкой сети 110 кВ, превышением аварийно-допустимой нагрузки в ремонтных схемах при нормативных возмущениях. В настоящее время на подстанции установлено два автотрансформатора 220/110/6 кВ мощностью по 90 МВА и автотрансформатор 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА.

Предусматривается демонтаж существующих автотрансформаторов и установка автотрансформаторов 220/110/10 кВ мощностью 2х200 МВА и трансформаторов 220/10 кВ мощностью 2х63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Ввод объекта планируется в 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

ВЛ 220 кВ Ока - Бугры 1,2.

Объект находится на территории Серпуховского м.р. и Чеховского м.р.

Реконструкция линии обусловлена износом оборудования. Длина реконструируемого участка 26,6 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Реконструкция объекта включена в проект инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" 2013 - 2017 гг. со сроком окончания в 2018 году.

ВЛ 110 кВ Серпухов - Заповедник, Стрелецкая - Пущино, ВЛ 110 кВ Заповедник - Пущино со строительством вторых цепей.

Объекты находятся на территории Серпуховского м.р., г.о. Серпухов и Каширского м.р.

Планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Серпухов - Заповедник, ВЛ 110 кВ Заповедник - Пущино, строительство ВЛ 110 кВ Серпухов - Пущино и второй цепи ВЛ 110 кВ Стрелецкая - Пущино.

Реконструкция линий обусловлена износом оборудования (срок службы линий более 83 лет), высокой загрузкой линий и недопустимым снижением напряжения на шинах подстанций в транзите 110 кВ Ока - Серпухов - Заповедник - Пущино - Стрелецкая - Кашира в аварийных режимах.

Длина реконструируемых участков 92 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов 1,2.

Объект находится на территории Серпуховского м.р. и г.о. Серпухов.

Линия в эксплуатации с 1930 г. Выполнена проводами марки АС-150. Длина реконструируемого участка 27,3 км. Реконструкция проводится в связи с износом оборудования ВЛ (более 80 лет).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 110 кВ Пролетарий.

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый (1980 и 1984 годов изготовления). ПС 110 кВ Пролетарий присоединена к сети 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки.

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х25 МВА, оснащенные устройствами РПН, для обеспечения возможности подключения новых потребителей.

Предусматривается реконструкция РУ-110 кВ по схеме "мостик с пятью выключателями и ремонтной перемычкой со стороны линий", рассчитанного на присоединение двух линий 110 кВ, двух трансформаторов и секционного выключателя. Присоединение к сети 110 кВ предполагается путем сооружения заходов ВЛ 110 кВ Гришенки - Калугино с отп. При этом образуются ВЛ 110 кВ Гришенки-Пролетарий и Пролетарий-Калугино.

На реконструкцию подстанции ОАО "МОЭСК" были выданы технические требования ТТ N 58-09/487 от 26.10.10 г.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2018 - 2020 г.

Городской округ Пущино.

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Пущино.

В настоящее время на подстанции установлены один трансформатор напряжением 110/35/10 кВ мощностью 20 МВА и один трансформатор напряжением 110/10 кВ мощностью 20 МВА.

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х63 МВА для снятия перегрузок, обеспечения возможности подключения новых потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2014 - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Ступинский муниципальный район.

Объекты нового строительства.

ПС 220/10 кВ Ступино.

Для электроснабжения жилой застройки северо-западного района г. Ступино, вновь строящихся и реконструируемых промышленных потребителей, объектов социальной инфраструктуры Ступинского муниципального района предусматривается строительство подстанции с установкой двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 2х100 МВА и заходом ВЛ 220 кВ Кашира - Образцово (2х6 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Ввод объекта планируется в 2013 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

Объекты реконструкции.

ПС 110 кВ Ситня.

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый (1968 года изготовления).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х25 МВА для снятия перегрузок, повышения надежности электроснабжения. Производится реконструкция ОРУ-110 кВ с заменой выключателей в линейных ячейках и отделителя в ремонтной перемычке на элегазовые.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2020 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка, ВЛ 110 кВ Кашира - Алеево

ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка находится на территории Ступинского м.р. и Коломенского м.р. ВЛ 110 кВ Кашира - Алеево находится на территории Каширского м.р. и Ступинского м.р.

ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка выполнена проводами марки АС-150 и М-95, в эксплуатации с 1955 г. Протяженность линии - 20,2 км.

ВЛ 110 кВ Кашира - Алеево выполнена проводами АС-240 и М-95, в эксплуатации с 1939 г., последняя реконструкция проводилась в 2001 г. Протяженность линии - 18,6 км.

Реконструкция ВЛ обеспечивает повышение надежности электроснабжения. Длина реконструируемого участка - 11 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2013 - 2014 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Алеево.

Линия в эксплуатации с 1950 г. Выполнена проводами марки М-95. Длина реконструируемого участка 3,18 км. Реконструкция проводится в связи с износом оборудования ВЛ (более 60 лет). Инвестпрограмма ОАО "МОЭСК".

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Крутыши.

Линия в эксплуатации с 1950 г. Выполнена проводами марки АС-150, М-95. Длина реконструируемого участка 3,71 км. Реконструкция проводится в связи с износом оборудования ВЛ (более 60 лет).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2015 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Лужники 1,2.

Линия в эксплуатации с 1951 г. Выполнена проводами марки АС-150. Реконструкция проводится в связи с износом оборудования ВЛ (более 60 лет). Длина реконструируемого участка 2х1,82 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2016 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

Чеховский муниципальный район.

Объекты реконструкции.

ПС 220 кВ Бугры.

В настоящее время на подстанции установлены 3 трансформатора Т-1, Т-2, Т-3 напряжением 220/35/6 мощностью 3х40 МВА и 2 автотрансформатора АТ-3, АТ-4 напряжением 220/110/10 мощностью 2х125 МВА.

Реконструкция подстанции обусловлена износом оборудования (1968 - 1973 годы вводов трансформаторов в эксплуатацию).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов и автотрансформаторов на трансформаторы и автотрансформаторы аналогичного напряжения и мощности.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "ФСК ЕЭС".

Реконструкция объекта включена в проект инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" 2013 - 2017 гг. со сроком окончания в 2018 г.

ПС 110 кВ Столбовая.

Планируется ввод в работу комплекса локальной противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС 110 кВ Столбовая.

Дата ввода оборудования - 2015 г.

ПС 110 кВ Лопасня.

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА и 31,5 МВА (1966 и 1962 годов изготовления).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х63 МВА для обеспечения возможности подключения новых потребителей для снятия перегрузок, поддержания напряжения, обеспечения возможности подключения новых потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2016 - 2017 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

ПС 35 кВ Ерино.

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 35/6 кВ мощностью 6,3 МВА каждый (1971 и 1973 годов изготовления).

Реконструкция подстанции предполагается с целью замены установленных трансформаторов на трансформаторы мощностью 2х16 МВА для обеспечения возможности подключения новых потребителей для снятия перегрузок, обеспечения возможности подключения новых потребителей

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "МОЭСК".

Окончание реконструкции - 2018 - 2019 г.

Объект входит в Инвестиционную программу ОАО "МОЭСК".

В Южных электрических сетях находятся подстанции, не оборудованные выключателями. На этих подстанциях рекомендуется замена отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели.

Подстанции с заменой отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели Южных электрических сетей

N пп.	N ПС	Наименование подстанции	Количество, устанавливаемых выключателей
1	364	Богатищево	2
2	382	Венюково	5
3	69	Котельники	2
4	244	Глубокое	2
5	756	Головлинка	2
6	494	Десна	6
7	680	Дзержинская	7
8	459	Калиново	2
9	104	Климовская	10
10	217	Компрессорная	2
11	527	Кресты	2
12	755	Молоково	2
13	522	Повадино	2
14	491	Прудная	2
15	195	Раменская	7
16	799	Рощинская	2
17	708	Санаторная	3
18	480	Северово	2
19	525	Сорокино	7
20	436	Степная	1
21	591	Топканово	2
22	227	ЦРП	3
23	791	Шепчинки	5
24	139	Щербинка	2
25	718	Якимовская	2
26	721	Ям	2

Кроме того, по предложениям филиала ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ необходимо:

Мероприятия	Срок выполнения	Основание
Замена выключателей на РУ-220 кВ ГРЭС-4	2015 год	Согласованная проектная документация "Расчеты токов к.з. на шинах станции" (N 310-09-т1)
Замена выключателей на РУ-220 кВ ГРЭС-5	2013 - 2015 годы	Согласованная проектная документация "Схема выдачи мощности Шатурская ГРЭС на перспективу до 2020" (N 270-КТ)
Установка двух АТ 220/110, строительство РУ-220 кВ и выполнение заходов ВЛ-220 кВ на ТЭЦ-17	На год вывода из эксплуатации генерирующего оборудования ТЭЦ-17	Письмо Министерства Энергетики РФ от 16.03.2012 N АШ2296/10
Установка ИРМ в районе ПС 110 кВ Взлетная	2013 год	Письмо Филиала ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ от 05.10.2011 N Р36-б3-III-19-3535
Установка ИРМ в районе ПС 110 кВ Радовицы	2014 год	Письмо Филиала ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ от 05.10.2011 NР36-б3-III-19-3535
Установка ИРМ в районе ПС 110 кВ Орбита	2013 год	Программа компенсации реактивной мощности ОАО "МОЭСК" на 2009 г. согласованная 29.01.2009 Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ и ОАО "МОЭСК"
Установка ИРМ в транзите 110 кВ между ПС 220 кВ Хлебниково и ПС 500 кВ Б. Раст	2014 год	Предложение Филиала ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ

Предложения по включению новых центров питания и реконструкции электрических сетей 35 кВ и выше Московской области на период до 2018 (2020) г. по региональному варианту электропотребления.

Учитывая заявленную перспективную потребность в энергетической мощности муниципальными образованиями Московской области согласно протоколу совещания - пропуска (период с 15.10.2012 по 14.11.2012) от 11.12.2012 г. N МЭ-13/3599 по вопросам стратегии их энергообеспечения с учетом развития территорий в целях обеспечения присоединения новых потребителей разработан региональный вариант развития электрических сетей 35 кВ и выше энергосистемы Московской области. Ниже дано описание объектов, предполагаемых к строительству по этому варианту.

Воскресенский м.р.

По предложению администрации района для электроснабжения жилищно-коммунального хозяйства предполагается сооружение новой ПС 110 кВ Белозерская. На подстанции предусматривается установка двух трансформаторов мощностью 63 МВА напряжением 110/10 кВ каждый. К сети 110 кВ ПС Белозерская предполагается присоединить путем сооружения заходов ВЛ 110 кВ Бронницы тяг. - Виноградово тяг. с отп. на ПС Фаустово. При этом предполагается усиление сети ВЛ 110 кВ Нежино - Гжель путем замены провода сечением АС-150 на АС-240, а также строительство второй цепи транзита 110 кВ ВЛ Гжель - Бронницы тяговая сечением АС-150 (22 км). Ввод объекта планируется в 2019 - 2020 г.

г. Домодедово.

Наибольшая перспективная потребность в энергетической мощности заявлена в Домодедовском районе Московской области (1832,32 МВА).

Перспектива развития Домодедовского района определяется массовым строительством жилья и производственных объектов. Для электроснабжения потребителей жилых, общественных и производственных зданий района застройки "Большого Домодедово" на напряжении 220 и 110 кВ предполагается ввод в эксплуатацию по базовому варианту: ПС 220 кВ Меткино (2015 г.), Взлетная (2018 г.), Константиново (Авдотьино, 2018 г.), Макарово (Кутузово,2019 г.) и ПС 110 кВ Востряково (2018 г.)

Для покрытия заявленной нагрузки и надежного электроснабжения новых потребителей района застройки "Большого Домодедово" потребуется сооружение до 2020 г. следующих объектов.

ПС 500/220/110 кВ Меткино.

Предлагается на вновь сооружаемой ПС 220 кВ Меткино установить два автотрансформатора мощностью 500 МВА напряжением 500/220 кВ каждый, присоединение к сети 500 кВ осуществить путем сооружения заходов новой ВЛ 500 кВ Дорохово - Панино (2х5 км). Ввод объекта планируется в 2020 г.

ПС 220/20(10) кВ Вельяминово.

Предлагается на вновь сооружаемой ПС 220 кВ Вельяминово установить два трансформатора мощностью 2х125 МВА напряжением 220/20(10) кВ, присоединение к сети 220 кВ осуществить путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Кашира - Пахра (2х2,5 км). Ввод объекта планируется в 2015 - 2016 г.

ПС 220/20(10) кВ Купчинино.

На I этапе предлагается на вновь сооружаемой ПС 220 кВ Купчинино установить два трансформатора мощностью 2х100 МВА напряжением 220/20(10) кВ, присоединение к сети 220 кВ осуществить путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная (2х2 км). Ввод объекта планируется в 2015 г. На II этапе на ПС Купчинино дополнительно устанавливаются два трансформатора мощностью 2х100 МВА напряжением 220/20(10) кВ. Ввод объекта планируется 1-й этап: 2015 - 2016 г., 2-й этап: 2020 г.

ПС 220/20(10) кВ Гальчино.

Предлагается на вновь сооружаемой ПС 220 кВ Гальчино установить два трансформатора мощностью 2х160 МВА напряжением 220/20(10) кВ, присоединение к сети 220 кВ осуществить путем сооружения ВЛ 220 кВ Меткино - Гальчино 1, 2 (2х10 км) и ВЛ 220 кВ Купчинино - Гальчино 1, 2 (2х3 км) . Ввод объекта планируется к 2020 г.

г.о. Железнодорожный.

По предложению администрации района для электроснабжения жилищно-коммунального хозяйства предполагается сооружение новой ПС 220/10 (20) кВ Павлино. На подстанции предусматривается установка двух трансформаторов мощностью 100 МВА напряжением 220/10 кВ каждый. РУ 220 кВ предполагается выполнить по схеме "мостик" с установкой элегазовых выключателей на линейных, трансформаторных вводах и в перемычке. Присоединение к сети 220 кВ будет осуществляться по схеме "заход-выход" ВЛ 220 кВ Ногинск - Каскадная с сооружением заходов 2х0,5 км при этом образуются новые ЛЭП 220 кВ Ногинск-Павлино и Павлино - Каскадная.

Ввод объекта планируется в 2019 - 2020 г.

г.о. Жуковский.

Для подключения новых потребителей г. Жуковский планируется строительство подстанции ПС 110 кВ Туполево. На подстанции предусматривается установка двух трансформаторов мощностью 2х80 МВА напряжением 110/10 кВ. Присоединение к сети 110 кВ будет осуществляться путем сооружения заходов двухцепной ВЛ 110 кВ "Кварц - ЦАГИ" (2х9 км). Ввод объекта планируется в 2018 г.

г.о. Климовск и Подольский м.р.

По предложению администрации района для электроснабжения жилищно-коммунального хозяйства предлагается перевод ПС N 524 35 Молчаново на напряжение 110 кВ. На подстанции предусматривается установка двух трансформаторов мощностью 63 МВА напряжением 110/35/10 кВ каждый. К сети 110 кВ ПС Молчаново предлагается присоединить путем строительства ВЛ 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ Климовская - Северово и Климовская - Лебедево (15,6 км) (новое строительство по трассе 35 кВ Климовская - Молчаново 1,2) Ввод объекта планируется в 2020 г.

Клинский м.р.

По предложению администрации района для электроснабжения жилищно-коммунального хозяйства и логистического центра предполагается сооружение новой ПС 220/10 (20) кВ Сохино (Н. Клин). На подстанции предусматривается установка четырех трансформаторов мощностью 100 МВА напряжением 220/10 кВ каждый. Присоединение к сети 220 кВ будет осуществляться путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Радищево - Луч и ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево (4х4 км).

Ввод объекта планируется в 2020 г.

Лениниский м.р.

По предложению администрации района для электроснабжения жилищно-коммунального хозяйства предлагается перевод ПС 35 кВ Юсупово на напряжение 110 кВ. На подстанции предусматривается установка двух трансформаторов мощностью 40 МВА напряжением 110/35/10 кВ каждый. Присоединение к сети 110 кВ будет осуществляться путем сооружения заходов ВЛ 110 кВ Пахра -Кварц с отп. Ввод объекта планируется в 2019 г.

Раменский м.р.

По предложению администрации района для электроснабжения жилищно-коммунального хозяйства предлагается перевод ПС 110 кВ Донино на напряжение 220 кВ. На подстанции предусматривается установка двух автотрансформаторов мощностью 125 МВА напряжением 220/110/10 кВ каждый. Присоединение к сети 220 кВ будет осуществляться путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ ПС ЦАГИ - ПС Нежино (2х3,5 км). Ввод объекта планируется в 2019 г.

Солнечногорский м.р.

Для электроснабжения многофункционального промышленно-логистического центра намечен ввод подстанции ПС 220/10 (20) кВ Бабаиха с установкой двух трансформаторов 220/10 (20) кВ мощностью по 100 МВА каждый. Присоединение подстанции к сети 220 кВ предлагается по схеме "заход-выход" ВЛ 220 кВ Б. Раст-Западная, протяженность заходов 4х5 км. Ввод объекта планируется в 2020 г.

Ступинский район.

По предложению администрации района для электроснабжения жилищно-коммунального хозяйства и развивающегося производства предполагается сооружение новой ПС 220/10 (20) кВ Шматово. На подстанции предлагается установка двухтрансформаторов мощностью 100 МВА напряжением 220/10 (20) кВ каждый. Присоединение к сети 220 кВ будет осуществляться путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная (2х4 км).

Ввод объекта планируется в 2020 г.

Чеховский м.р.

Для разгрузки сети 110 кВ района и повышения надежности энергоснабжения потребителей предлагается строительство ПС 220 кВ Чепелево - предусматривается установка трансформаторов 220/110/10 кВ мощностью 2х250 МВА с двухцепным заходом ВЛ 220 кВ Бугры - Ока, заходом ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I и II, Бугры - Полиграф, бугры - Столбовая с образованием двухцепной ВЛ-110 кВ Чепелево - Лопасня, Чепелево - Полиграф, Чепелево - Столбовая и демонтажом участка ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня и образование ВЛ Бугры - Венюково (для электроснабжения Чеховского района). Ввод объекта планируется в 2020 г.

Шаховской м.р.

По предложению администрации района для электроснабжения жилищно-коммунального хозяйства предлагается перевод ПС N 528 35 кВ Манеж на напряжение 110 кВ. На подстанции предусматривается установка двух автотрансформаторов мощностью 63 МВА напряжением 110/35/10 кВ каждый. Присоединение к сети 110 кВ будет осуществляться путем сооружения ВЛ 110 кВ Шаховская - Манеж (14,3 км) и ВЛ 110 кВ Манеж - Лотошино (15,5 км) (по трассе ЛЭП 35 кВ). Ввод объекта планируется в 2020 г.

Мероприятия в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

1. Установка энергосберегающих ламп на ПС.

2. Ремонт и замена оконных проемов, утепление (замена) входных дверей ПС.

3. Замена измерительных трансформаторов тока.

4. Оптимизация работы средств освещения зданий ПС (усиление контроля за выключением наружного и внутреннего освещения в светлое время суток).

5. Установка автоматического управления температурным режимом в агрегатных шкафах выключателей и ШАОТ.

6. В подсобных помещениях определить необходимость обогрева, температурный режим, необходимое время работы обогревателей, а при наличии штатного водяного отопления свести к минимуму использование электрических обогревателей.

Данные мероприятия разработаны в соответствии с законодательными и нормативно-правовыми актами Российской Федерации:

- Федеральным законом N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ" от 23 ноября 2009 года;

- Распоряжением Правительства РФ от 01 декабря 2009 года N 1830-р "Об утверждении плана мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности в РФ";

- Постановление правительства РФ от 31 декабря 2009 г. N 1225 "О требованиях к региональным и муниципальным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности в РФ";

- Указом Президента РФ N 889 "О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики" от 4 июня 2008 года;

- Постановлением Правительства РФ от 15 мая 2010 г. N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности";

Целями мероприятий в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО "МОЭСК" является снижение технологических потерь энергии в границах собственных электрических сетей.

Задачи, реализуемые в рамках мероприятий:

- снижение потерь электрической энергии на передачу и обеспечение работы электрических сетей в экономичных режимах;

- реализация организационных, правовых, технических, технологических, экономических и иных мер, направленных на обеспечение достоверности учета энергоресурсов (в т.ч. воды, тепла, газа), управление нагрузками сети и уменьшение потерь при сохранении соответствующего полезного эффекта от ее использования.

Мероприятия по реновации в распределительном сетевом комплексе.

Данные мероприятия разработаны в целях кардинального изменения ситуации с техническим износом электросетевого оборудования в распределительных электрических сетях напряжением ниже 35 кВ.

Основными целями являются:

- повышение надежности энергоснабжения потребителей, улучшение качества передаваемой электроэнергии, в том числе снижение общего числа отказов и технологических нарушений;

- снижение потерь электроэнергии, предотвращение возникновения техногенных аварий в результате замены изношенного оборудования;

- снижение удельных затрат на единицу передаваемой электроэнергии;

- увеличение занятости в смежных отраслях промышленности, включая рост загрузки отечественных заводов-изготовителей оборудования, строительно-монтажных предприятий, научно-исследовательского и проектного комплекса страны.

Программа мероприятий по реновации в распределительном сетевом комплексе рассчитана на 10 лет и включает в себя масштабную замену оборудования напряжением ниже 35 кВ, которое уже выработало эксплуатационный ресурс. Московская область входит в число регионов, в которых ситуация с изношенностью оборудования наиболее острая. Средний уровень износа оборудования в регионе составляет 73%.

Мероприятия по антитеррористической защищенности объектов.

Мероприятия разработаны на основании Протокола заседания Антитеррористической комиссии Московской области N 28 от 24 февраля 2011 года.

Целью мероприятий по антитеррористической защищенности объектов является недопущение совершения диверсионно-террористических актов на объектах электроэнергетики. Оборудование объектов электроэнергетики современными системами охранного теленаблюдения, замена ограждений на объектах электроэнергетики, установка кнопок тревожной сигнализации.

Мероприятия по замене ОД - КЗ и масленых выключателей на 35,110 кВ на элегазовые (вакуумные).

Данные мероприятия направлены на повышение уровня безопасности и надёжность электроснабжения потребителей, улучшения качества поставляемой электроэнергии.

Осуществление предлагаемого проекта позволит:

- повысить надёжность и качество электроснабжения потребителей;

- повысить безопасность и снизить трудоёмкость эксплуатации подстанций;

- предупредить несчастные случаи, связанные с эксплуатацией устаревшего оборудования.

Мероприятия по замене масляных выключателей 6-20 кВ на вакуумные.

Данные мероприятия направлены на повышение уровня безопасности и надёжность электроснабжения потребителей, улучшения качества поставляемой электроэнергии.

Осуществление предлагаемого проекта позволит:

- повысить надёжность и качество электроснабжения потребителей;

- повысить безопасность и снизить трудоёмкость эксплуатации подстанций;

- предупредить несчастные случаи, связанные с эксплуатацией устаревшего оборудования.

Мероприятия по автоматизации распределительных электрических сетей (реклоузеры).

Данные мероприятия направлены на автоматизацию аварийных режимов и управление распределительными сетями в части:

- защита и контроль,

- мониторинг, диагностика (система SCADA),

- управление и противоаварийная автоматика,

- автоматическое секционирование и сетевое резервирование.

Мероприятия по модернизации ССПИ и мероприятия по модернизации АСТУ:

Мероприятия разработаны в соответствии с требованиями "Технического регламента по обеспечению безопасности электрических станций и сетей", (модернизация, строительство ССПИ в части выполнения требований системного оператора по организации каналов связи и передачи телеметрической информации в диспетчерские центры и центры управления сетями РСК).*(1)

Мероприятия должны быть выполнены в соответствии с согласованной Филиалами ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Центра и Московское РДУ 24.10.2011 "Программой модернизации и расширения системы сбора и передачи информации на подстанциях ОАО "МОЭСК".

Стратегическими задачами мероприятий являются:

- повышение наблюдаемости и управляемости распределительным электросетевым комплексом ОАО "МОЭСК";

- повышение эффективности системы оперативно-технологического управления ОАО "МОЭСК";

- повышение безопасности функционирования диспетчерских пунктов ОАО "МОЭСК";

- снижение среднего времени восстановления электроснабжения потребителей.

В рамках мероприятий по модернизации ССПИ и АСТУ обеспечиваются:

- Выполнение комплекса работ по обеспечению ретрансляции телеметрической информации от унаследованных ОИК 13 операционных зон филиалов в ПТК ENMAC;

- Уточнение проектных решений по развитию инфраструктуры АСДУ;

- Реализация проектных решений по развитию инфраструктуры ПТК ENMAC;

- Установка и модернизация узлов сбора телеинформации в операционных зонах филиалов;

- Выполнение работ по сопряжению унаследованных систем сбора и передачи технологической информации (ЦППС унаследованных ОИК) операционных зон Южных ЭС с ПТК ENMAC для обеспечения функций телеконтроля и телеуправления;

- Выполнение комплекса технических и организационных мероприятий по передаче в оперативное управление дежурного Подольской операционной зоны Южных ЭС 30-ти подстанций Московской области Западной, Южной и Шатурской операционных зон;

- Ввод в эксплуатацию регионального диспетчерского пункта Южных ЭС в административных границах филиала (осуществление оперативно-технологического управления из единого РДП электрическими сетями Подольской и Каширской операционных зон) на базе ПТК АСДУ ENMAC;

- Выполнение комплекса технических мероприятий по передаче в оперативное управление дежурного Ногинской операционной зоны Восточных ЭС 24-х подстанций Московской области Восточной операционной зоны;

- Повышение надежности функционирования диспетчерских пунктов всех уровней оперативно-технологического управления;

- Создание системы сбора и передачи неоперативной технологической информации;

- Создание системы сбора и передачи информации в зоне оперативной ответственности ЦУС МОЭСК (142 подстанции) и передача оперативного управления электросетевыми объектами г. Москвы от Южной, Западной, Октябрьской и Северной операционных зон в ЦУС МОЭСК;

- Внедрение информационно-аналитических модулей ПТК ENMAC (после аттестации);

- Создание системы обеспечения информационной безопасности;

- Создание регионального диспетчерского пункта Восточных ЭС в г. Ногинске в административных границах филиала (осуществление оперативно-технологического управления из единого РДП электрическими сетями Ногинской, Коломенской и Шатурской операционных зон);

- Создание региональных диспетчерских пунктов Западных ЭС в г. Одинцово (осуществление оперативно-технологического управления из единого РДП электрическими сетями Волоколамской и Можайской операционных зон) и Северных ЭС в г. Дмитров (осуществление оперативно-технологического управления из единого РДП электрическими сетями Дмитровской и Северной операционных зон).

Мероприятия по созданию систем противоаварийной и режимной автоматики.

Мероприятия направлены на обновление устаревших защит, выработавших срок полезного использования.

Мероприятия должны быть выполнены в соответствии с "Программой по созданию систем противоаварийной и режимной автоматики. Целевая программа ОАО "МОЭСК" на период 2012 - 2017 гг.". Реализацию мероприятий согласовать с ОАО "МОЭСК" и Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Московское РДУ.

Мероприятия по организации и автоматизации коммерческого учета электроэнергии на розничном рынке.

Мероприятия разработаны на основании требований законодательства РФ в области энергосбережения обеспечить до 01.01.2013 года все точки поставки в многоэтажные жилые дома системами учета электрической энергии как на вводе в дом, так и поквартирно, а также по жилым домам частного сектора (по вводу в поселки, садоводческие товарищества и т.п., если сети инженерно-технического обеспечения принадлежат собственникам жилья).

Мероприятия по обеспечению связи, информационного обмена (в данное направление не входит технологическая связь).

Мероприятия по комплектации служб и филиалов специализированной техникой и автотранспортом.

Мероприятия направлены на обеспечение обновленной специализированной техникой ремонтных и аварийных бригад.

Мероприятия по реконструкции зданий и сооружений.

Мероприятия направлены на модернизацию и улучшение экологического состояния объектов реконструкция маслосборников, устройство вытяжной вентиляцией объектов, установкой и заменой противопожарного оборудования, соблюдения санитарных норм на объектах.

Анализ влияния на энергосистему перекладки воздушных линий в кабельные по Московской области.

В период до 2020 г часть ВЛ 110 - 220 кВ, которые попадают в коридоры дорожного строительства Московской области, предполагается перевести в кабельные. Суммарная протяженность таких ВЛ 110 кВ в Московской области оценивается в 360 км, ВЛ 220 кВ - в 120 км. Предварительная экспертная оценка влияния перевода ВЛ 110 - 220 кВ в КЛ на баланс реактивной мощности была выполнена по усредненным параметрам.

*(1) В соответствии с Техническим регламентом по обеспечению безопасности электрических станций и сетей (проект Федерального закона находится на рассмотрении (2-ое чтение) в Государственной Думе Российской Федерации) требования системного оператора по организации каналов связи и передачи телеметрической информации с существующих подстанций 110 кВ (за исключением тупиковых подстанций 110 кВ) в диспетчерские центры должны быть выполнены в течение двенадцати лет со дня вступления в силу Технического регламента.

Усредненные параметры ВЛ и КЛ

Параметры	X0, Ом/км	B0, мкСм/км	Sсеч
ВЛ110	0.405	2.808	240/32
ВЛ220	0.42	2.701	400/51
КЛ110	0.11	77	1000 кв. мм
КЛ220	0.107	79.5	2000 кв. мм

Оценка увеличения генерации реактивной мощности ЛЭП, переводимых в кабельные в Московской области

	110	220	У
Qг_вл, МВАр	12.24	15.67	27.91
Qг_кл, МВАр	335.51	461.35	796.86
Qг_кл - Qг_вл, МВАр	323.27	445.68	768.95

Из приведенных данных следует, что увеличение генерации реактивной мощности линиями при переводе ВЛ в КЛ в Московской области составляет порядка 770 МВАр. При этом потери реактивной мощности в ЛЭП уменьшаться на величину от 0 до 350 МВАр в зависимости от перетока полной мощности. Суммарное увеличение генерации реактивной мощности в Московской ЭС при переводе части ВЛ в КЛ в Московской области может составить от 770 до 1100 МВАр и более (без учета каблирования ВЛ в г. Москве).

Сравнивая эти величины с данными баланса реактивной мощности Московской ЭС, можно сказать, что увеличение генерации реактивной мощности ЛЭП достигнет 15-20% от суммарного потребления реактивной мощности в Московской ЭС в режимах летнего минимума нагрузки (~5000 МВАр). Вызванное этим фактом уменьшение генерации реактивной мощности электростанциями может привести к тому, что практически все генераторы электростанций будут работать на нижнем пределе их регулировочного диапазона по реактивной мощности (в режимах летнего минимума нагрузки до перевода ВЛ в КЛ генераторы работают с выдачей от 950 до 1400 МВАр), а уровень напряжения в Московской ЭС превысит допустимый.

Таким образом, предварительная экспертная оценка влияния перевода части ВЛ в КЛ в Московской области показала, что потребуется реализация мероприятий по компенсации реактивной мощности, а именно установка шунтирующих реакторов. При этом, анализ баланса реактивной мощности показывает, что сеть 110 кВ Московской ЭС является дефицитной по реактивной мощности. Поэтому установку ШР целесообразно будет осуществить в сети 220-500 кВ.

Перечень
мероприятий, по выносу ВЛ под дорожное строительство в Московской области*

N п/п	Напряжение, кВ	Реконструируемые ВЛ и КВЛ	Длина участка ВЛ для переустройства в кабель, км	Ориентировочная стоимость в прогнозных ценах на декабрь 2012 г., с НДС, тыс. руб.
Коломенский район
1	110	Туменская-Суворово	30,8	8 645 023,41
2	110	Туменская-Яганово	8,9	2 489 336,53
3	110	Голутвин-Ива	18,9	5 302 644,99
4	110	Голутвин-Рубин	2,6	739 766,59
5	110	Пески-Суворово 1,2	6,5	2 212 305,27
6	110	Пески-Фабричная	12,8	3 600 663,35
7	110	Пески-Воскресенск	4,5	1 277 234,47
8	110	Пески-Неверово	10,6	2 979 216,11
9	110	Пески-Азотная	4,1	1 156 864,06
10	110	Пески-Лопатино	3,3	930 119,80
11	110	Пески-Серная	15,3	4 280 896,15
12	110	Фосфоритная-Пески	20,2	5 672 154,16
13	110	Чанки-Пески	17,2	4 826 761,97
		Итого:	155,7	44 112 986,86
Наро-Фоминский район
1	220	Ново-Внуково-Встреча 1, 2	7,5	2 727 369,93
2	220	Кедрово-Встреча	39,5	12 846 567,46
3	220	Лесная-Встреча	7,0	2 287 795,84
4	220	Кедрово-Лесная	39,5	12 846 567,46
5	110	Голицыно-Встреча 1, 2 с отп.	9,0	3 083 534,31
6	110	Селятино-Встреча 1, 2	8,2	2 790 908,19
7	110	Апрелевка-Железнодорожная	0,6	167 958,71
8	110	Апрелевка-Первомайская	4,1	1 147 717,88
9	110	Бараново-Леоново	5,6	1 905 986,08
10	110	Нара-Селятино 1, 2 отп.	22,2	7 596 558,18
11	110	Кедрово-Нарофоминская 1, 2	8,2	2 811 250,58
12	110	Наро-Фоминск-Мишуково 1, 2	7,8	2 675 108,72
		Итого:	159,2	52 887 323,34
Г.о. Домодедово
1	110	Пахра-Сырово	3,0	880 478,36
2	110	Пахра-Грач	3,0	839 793,57
3	110	Пахра-Подольск 1	7,0	2 000 203,12
4	110	Пахра-Подольск 2	7,0	1 959 518,33
5	110	Н. Домодедово-Рощинская	7,0	200 203,12
6	110	Пахра-Яковлево	2,0	600 547,17
7	110	Пахра-Тураево	2,0	559 862,38
8	110	Хомутово-Н. Домодедово	1,5	460 581,58
9	110	Тишково-Пахра	1,5	419 896,79
10	110	Н. Домодедово-Санаторная	12,0	339 959,08
11	110	Барыбино-Пахра с отп.	12,0	3 359 174,29
12	110	Ляхово-Н. Домодедово	12,0	3 383 065,27
13	110	Тишково-Пахра	9,0	2 560 065,50
14	110	Сидорово-Взлетная	9,0	2 519 380,71
15	110	Бор-Лужники	0,5	180 650,39
16	110	Бор-Добрыниха	0,5	139 965,60
17	110	Жилёво-Ляхово	8,0	2 280 134,31
18	110	Ляхово-Н. Домодедово	8,0	2 239 449,52
		Итого:	105,0	24 922 929,10
Г.п. Горки-Ленинские
1	220	Чагинская	0,6	241 519,79
2	220	Борисовская	0,6	194 931,17
3	110	Пахра-Борисово	1,5	460 581,58
4	110	Пахра-Апаринки с отп.	1,5	419 896,79
		Итого:	4,2	1 316 929,33
улица Люблинская (Беседенская развязка)
1	220	Чагинская	7,0	2 320 785,58
2	220	Борисовская	7,0	2 274 196,96
3	110	Пахра-Борисово с отп.	6,0	1 720 271,93
		Итого:	20,0	6 315 254,47

Суммарная протяженность переустраиваемых в кабель участков составляет порядка 444 км в 3-х фазном исчислении, ориентировочная стоимость - 129 555 423,1 тыс. руб. (в прогнозных ценах на декабрь 2012 г.)

Анализ баланса реактивной мощности в электрической сети Московской энергосистемы на период до 2020 г.

В настоящем разделе в составе работы ОАО "Институт "Энергосетьпроект" "Актуализация схемы развития электрических сетей Московского региона напряжением 110 (35) кВ и выше ОАО "Московская объединенная электросетевая компания" на период до 2020 года. Этап II. Актуализация схемы развития электрических сетей 110 (35) кВ и выше отдельных сетевых предприятий и Московского региона в целом на период до 2020 года" выполнен анализ баланса реактивной мощности Московской энергосистемы на период до 2020 г.

В качестве исходных данных рассматривались режимы зимнего максимума и летнего минимума нагрузки Московской ЭС на период 2011, 2015 и 2020 гг.

Московская ЭС представляет собой концентрированный генерирующий узел, особенностью которого является электрически близкое расположение электростанций друг относительно друга и соответственно сильное влияние изменения режима по реактивной мощности одной электростанции на режим других электростанций.

В качестве формального критерия такой взаимосвязи используется отношение приращения напряжения на шинах одной из электростанций к приращению реактивной нагрузки на других (статизм взаимной нагрузочной характеристики). Граничное значение статизма, при котором управление режимом станции можно вести независимо, оценивается равным 20%. При меньшем значении статизма требуется централизованное управление режимом станций концентрированного генерирующего узла.

Статизм взаимной нагрузочной характеристики электростанций Московской энергосистемы

Станция	Статизм взаимной нагрузочной характеристики
ТЭЦ-8	5%
ТЭЦ-9	16%
ТЭЦ-27	5%
ТЭЦ-26	5%
ТЭЦ-25	5%
ТЭЦ-23	9%
ТЭЦ-22	4%
ТЭЦ-21	4%
ТЭЦ-20	3%

Как видно из таблицы, большинство электростанций удовлетворяют указанному критерию концентрированного генерирующего узла с существенным запасом.

В следующей таблице приведен баланс реактивной мощности Московской ЭС в абсолютных единицах (МВАр) в целом по сети на период 2011, 2015, 2020 гг.,

В целом по сети даны следующие составляющие баланса:

- реактивная мощность нагрузки в сетях соответствующего класса напряжения и в целом по Московской ЭС,

- потери реактивной мощности в линиях соответствующего класса напряжения и потери в двухобмоточных трансформаторах электростанций (или ПС), скоммутированных на шины соответствующего класса напряжения,

- потери реактивной мощности в ЛЭП Московской ЭС,

- потери реактивной мощности в двухобмоточных трансформаторах электростанций (или ПС) и в автотрансформаторах связи сетей разного класса напряжения Московской ЭС,

- суммарное потребление реактивной мощности в сетях соответствующего класса напряжения и в целом по Московской ЭС,

- генерация реактивной мощности линиями электропередачи соответствующего класса напряжения и в целом по Московской ЭС,

- переток реактивной мощности из внешней сети, включая переток реактивной мощности из других энергосистем и из сетей другого класса напряжения Московской ЭС,

- генерация реактивной мощности нерегулируемыми источниками реактивной мощности (БСК, ШР), скоммутированными на шины соответствующего класса напряжения, и в целом по Московской ЭС,

- генерация реактивной мощности генераторами электростанций или регулируемыми источниками реактивной мощности, скоммутированными на шины соответствующего класса напряжения, и в целом по Московской ЭС,

- минимальная и максимальная генерация реактивной мощности генераторами электростанций или регулируемыми источниками реактивной мощности, скоммутированными на шины соответствующего класса напряжения, и в целом по Московской ЭС,

- суммарная генерация реактивной мощности в сетях соответствующего класса напряжения и в целом по Московской ЭС,

- минимальная и максимальная суммарная генерация реактивной мощности в сетях соответствующего класса напряжения и в целом по Московской ЭС,

- резерв (дефицит) реактивной мощности в сетях соответствующего класса напряжения и в целом по Московской ЭС, определяемый как разность максимальной суммарной генерации реактивной мощности и суммарного потребления реактивной мощности,

- минимальная и максимальная суммарная генерация реактивной мощности в сетях соответствующего класса напряжения и в целом по Московской ЭС без учета перетока реактивной мощности из внешней сети,

- резерв (дефицит) реактивной мощности в сетях соответствующего класса напряжения и в целом по Московской ЭС без учета перетока реактивной мощности из внешней сети, определяемый как разность максимальной суммарной генерации реактивной мощности без учета перетока реактивной мощности из внешней сети и суммарного потребления реактивной мощности.

Баланс реактивной мощности Московской ЭС на период 2011, 2015, 2020 гг., МВАр

Составляющие баланса	2011 г.		2015 г.		2020 г.
	Зима макс	Лето мин	Зима макс	Лето мин	Зима макс	Лето мин
Qнагр	9142	3387	10344	3821	11611	4293
dQ лэп	828	490	893	384	975	335
dQ тр, ат	2799	1111	3136	1292	3666	1478
Итого потребление	12769	4988	14373	5497	16252	6106
Qг_лэп	3493	3742	4718	5169	4697	5016
Qвнеш	764	184	327	-299	688	171
Qг ирм	210	-321	763	-324	817	-327
Qген	8302	1383	8565	951	10050	1246
Qг_min	123	-437	330	-410	430	-595
Qг_max	11181	5901	11567	6501	13236	6626
Итого генерация	12769	4988	14373	5497	16252	6106
Минимальная генерация Q	4590	3168	6138	4136	6632	4265
Максимальная генерация Q	15648	9506	17375	11047	19438	11486
Резерв (дефицит) Q	2879	4518	3002	5550	3186	5380
Мин генерация Q без учета внешней сети	3826	2984	5811	4435	5944	4094
Макс генерация Q без учета внешней сети	14884	9322	17048	11346	18750	11315
Резерв (дефицит) Q без учета внешней сети	2115	4334	2675	5849	2498	5209

Баланс реактивной мощности в электрических сетях разных классов напряжения Московской ЭС на период 2011 г., МВАр

Составляющие баланса	Зимний максимум				Летний минимум
	110 кВ	220 кВ	500 кВ	750 кВ	110 кВ	220 кВ	500 кВ	750 кВ
Qнагр	7291	1766	85	0	2771	594	22	0
dQ лэп и тр	489	1925	522	0	155	773	508	0
Итого потребление	7780	3691	607	0	2926	1367	530	0
Qг_лэп	807	1762	924	0	891	1884	967	0
Qвнеш	4449	-3302	-1380	306	2016	-1460	-858	321
Qг ирм	516	0	0	-306	0	0	0	-321
Qген	2008	5231	1063	0	19	943	421	0
Qг_min	8	345	-230	0	-92	-95	-250	0
Qг_max	2858	6239	2084	0	1068	3121	1712	0
Итого генерация	7780	3691	607	0	2926	1367	530	0
Минимальная генерация Q	5780	-1195	-686	0	2815	329	-141	0
Максимальная генерация Q	8630	4699	1628	0	3975	3545	1821	0
Резерв (дефицит) Q	850	1008	1021	0	1049	2178	1291	0
Мин генерация Q без учета внешней сети	1331	2107	694	-306	799	1789	717	-321
Макс генерация Q без учета внешней сети	4181	8001	3008	-306	1959	5005	2679	-321
Резерв (дефицит) Q без учета внешней сети	-3599	4310	2401	-306	-967	3638	2149	-321

Баланс реактивной мощности в электрических сетях разных классов напряжения Московской ЭС на период 2015 г., МВАр

Составляющие баланса	Зимний максимум				Летний минимум
	110 кВ	220 кВ	500 кВ	750 кВ	110 кВ	220 кВ	500 кВ	750 кВ
Qнагр	7766	2475	103	0	2933	871	17	0
dQ лэп и тр	498	1921	727	0	125	672	677	0
Итого потребление	8264	4396	830	0	3058	1543	694	0
Qг_лэп	783	2466	1469	0	870	2763	1536	0
Qвнеш	4553	-3630	-1789	310	2223	-1700	-1348	324
Qг ирм	1073	0	0	-310	0	0	0	-324
Qген	1855	5560	1150	0	-35	480	506	0
Qг_min	30	470	-170	0	-130	-50	-230	0
Qг_max	2536	6585	2446	0	870	3849	1782	0
Итого генерация	8264	4396	830	0	3058	1543	694	0
Минимальная генерация Q	6439	-694	-490	0	2963	1013	-42	0
Максимальная генерация Q	8945	5421	2126	0	3963	4912	1970	0
Резерв (дефицит) Q	681	1025	1296	0	905	3369	1276	0
Мин генерация Q без учета внешней сети	1886	2936	1299	-310	740	2713	1306	-324
Макс генерация Q без учета внешней сети	4392	9051	3915	-310	1740	6612	3318	-324
Резерв (дефицит) Q без учета внешней сети	-3872	4655	3085	-310	-1318	5069	2624	-324

Баланс реактивной мощности в электрических сетях разных классов напряжения Московской ЭС на период 2020 г., МВАр

Составляющие баланса	Зимний максимум				Летний минимум
	110 кВ	220 кВ	500 кВ	750 кВ	110 кВ	220 кВ	500 кВ	750 кВ
Qнагр	8350	3140	121	0	3180	1077	36	0
dQ лэп и тр	491	2370	745	0	122	727	698	0
Итого потребление	8841	5510	866	0	3302	1804	734	0
Qг_лэп	777	2551	1369	0	865	2694	1457	0
Qвнеш	5084	-3820	-1916	305	2494	-1592	-1324	327
Qг ирм	1122	0	0	-305	0	0	0	-327
Qген	1858	6779	1413	0	-57	702	601	0
Qг_min	-20	600	-150	0	-125	-80	-390	0
Qг_max	2638	7858	2740	0	841	3481	2304	0
Итого генерация	8841	5510	866	0	3302	1804	734	0
Минимальная генерация Q	6963	-669	-697	0	3242	1022	-236	0
Максимальная генерация Q	9621	6589	2193	0	4208	4583	2458	0
Резерв (дефицит) Q	780	1079	1327	0	898	2779	1703	0
Мин генерация Q без учета внешней сети	1879	3151	1219	-305	740	2614	1067	-327
Макс генерация Q без учета внешней сети	4537	10409	4109	-305	1706	6175	3761	-327
Резерв (дефицит) Q без учета внешней сети	-4304	4899	3243	-305	-1604	4371	3006	-327

В следующей таблице приведены некоторые характерные показатели баланса реактивной мощности в относительных единицах (% от суммарного потребления реактивной мощности в целом по сети).

Составляющие баланса реактивной мощности в Московской ЭС в % от суммарного потребления реактивной мощности в целом по сети

Составляющие баланса	2011 г.		2015 г.		2020 г.
	Змакс	Лмин	Змакс	Лмин	Змакс	Лмин
	В целом по Московской ЭС
Qнагр	72	68	72	70	71	70
dQ	28	32	28	30	29	30
Qг_лэп	27	75	33	94	29	82
Qвнеш	6	4	2	-5	4	3
Qг ирм	2	-6	5	-6	5	-5
Qген	65	28	60	17	62	20
Резерв (дефицит) Q	23	91	21	101	20	88
Резерв (дефицит) Q без учета внеш. сети	17	87	19	106	15	85
	Сеть 110 кВ
Qнагр	57	56	54	53	51	52
dQ	4	3	3	2	3	2
Qг_лэп	6	18	5	16	5	14
Qвнеш	35	40	32	40	31	41
Qг ирм	4	0	7	0	7	0
Qген	16	0	13	-1	11	-1
Резерв (дефицит) Q	7	21	5	16	5	15
Резерв (дефицит) Q без учета внеш. сети	-28	-19	-27	-24	-26	-26
	Сеть 220 кВ
Qнагр	14	12	17	16	19	18
dQ	15	15	13	12	15	12
Qг_лэп	14	38	17	50	16	44
Qвнеш	-26	-29	-25	-31	-24	-26
Qг ирм	0	0	0	0	0	0
Qген	41	19	39	9	42	11
Резерв (дефицит) Q	8	44	7	61	7	46
Резерв (дефицит) Q без учета внеш. сети	34	73	32	92	30	72
	Сеть 500 кВ
Qнагр	1	0	1	0	1	1
dQ	4	10	5	12	5	11
Qг_лэп	7	19	10	28	8	24
Qвнеш	-11	-17	-12	-25	-12	-21
Qг ирм	0	0	0	0	0	0
Qген	8	8	8	9	9	10
Резерв (дефицит) Q	8	26	9	23	8	28
Резерв (дефицит) Q без учета внеш. сети	19	43	21	48	20	49

Анализ таблиц позволяет отметить следующее.

Доля нагрузки Московской ЭС в суммарном потреблении реактивной мощности практически не меняется по сезонам и по годам и составляет 68-72%. Соответственно доля потерь реактивной мощности в ЛЭП, двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах связи составляет 32-28%. Доля генерации реактивной мощности ЛЭП существенно зависит от сезона и оценивается в размере 27-33% в зимний период и 75-94% в летний период. Переток реактивной мощности из внешней сети (электрические сети соседних энергосистем) не превышает 2-6% от суммарного потребления реактивной мощности в Московской ЭС. Во всех режимах кроме режима летнего минимума нагрузки на период 2015 г. переток направлен из внешней сети в Московскую ЭС. Доля реактивной мощности вырабатываемой нерегулируемыми ИРМ составляет 2-6%. В режимах зимнего периода, когда включены БСК, в сумме имеет место генерация реактивной мощности нерегулируемыми ИРМ; в режимах летнего периода - потребление реактивной мощности. Генерация реактивной мощности электростанциями оценивается в зимний период в размере 60-62%, в летний период - в размере 17-28% от суммарного потребления реактивной мощности в Московской ЭС. Резерв реактивной мощности на генераторах электростанций составляет в зимний период 20-21% (15-19% без учета перетока реактивной мощности из внешней сети), в летний период - 88-101% (87-106% без учета перетока реактивной мощности из внешней сети).

Сеть 110 кВ. Основная доля потребления реактивной мощности приходится на нагрузку (в зависимости от сезона и года 51-57% от суммарного потребления реактивной мощности). Доля потерь реактивной мощности в ЛЭП 110 кВ и двухобмоточных трансформаторах, скоммутированных в сеть 110 кВ, не превышает 2-4%. В покрытии баланса реактивной мощности значительную часть составляет переток реактивной мощности из внешней сети, включая электрические сети 110 кВ соседних энергосистем и сети других классов напряжения Московской ЭС (31-35% в зимний сезон, 40-41% в летний сезон). Доля генерации реактивной мощности ЛЭП 110 кВ существенна летом (14-18%). Зимой эта величина не превышает 5-6%. Генерация реактивной мощности нерегулируемыми ИРМ (БСК) оценивается в размере 4-7% в зимний сезон. Летом все БСК отключены. Генерация реактивной мощности электростанциями, блоки которых скоммутированы в сеть 110 кВ, составляет 11-16% в зимний период. В летний период генераторы электростанций, скоммутированные в сеть 110 кВ, работают с коэффициентом мощности, близким к 1 или с потреблением реактивной мощности. Резерв реактивной мощности на генераторах электростанций, скоммутированных в сеть 110 кВ, оценивается в размере 7-5% в зимний период и 15-21% в летний период при условии учета перетока реактивной мощности из внешней сети. Без учета перетока реактивной мощности из внешней сети сеть 110 кВ Московской ЭС дефицитна по реактивной мощности.

Сеть 220 кВ. Доля нагрузки в сети 220 кВ в суммарном потреблении реактивной мощности оценивается в размере 12-19% (в зависимости от сезона и года), а доля потерь реактивной мощности в ЛЭП 220 кВ и двухобмоточных трансформаторах, скоммутированных в сеть 220 кВ - в размере 12-15%. Таким образом, доля потерь реактивной мощности и доля нагрузки в сетях 220 кВ соизмеримы. Генерация реактивной мощности ЛЭП 220 кВ составляет 14-17% в зимний период и 38-50% в летний период от суммарного потребления реактивной мощности. Генерация реактивной мощности генераторами электростанций оценивается в размере 39-42% в зимний период и 9-19% в летний период. Переток реактивной мощности направлен из сети 220 кВ Московской ЭС во внешнюю сеть, включая сети 220 кВ соседних энергосистем и сети других классов напряжения Московской ЭС, и достигает 24-31%. Резерв реактивной мощности на генераторах электростанций, скоммутированных в сеть 220 кВ, с учетом перетока во внешнюю сеть составляет 7-8% в зимний период и 44-61% в летний период. Без учета перетока во внешнюю сеть резерв реактивной мощности на этих генераторах равен 30-34% и 72-92% соответственно для зимнего и летнего периодов.

Сеть 500 кВ. Большая часть потребления реактивной мощности в сетях 500 кВ приходится на потери в ЛЭП и двухобмоточных трансформаторах, скоммутированных в сеть 500 кВ (в зависимости от сезона и года 4-12% от суммарного потребления реактивной мощности). Переток реактивной мощности направлен из сети 500 кВ Московской ЭС во внешнюю сеть, включая сети 500 кВ соседних энергосистем и сети других классов напряжения Московской ЭС, и составляет 11-12% зимой и 17-25% летом. Генерация реактивной мощности ЛЭП 500 кВ составляет 7-10% и 19-28% соответственно для зимнего и летнего сезонов. Генерация реактивной мощности генераторами электростанций, скоммутированными в сеть 500 кВ, - 8-10% во всех периодах. Резерв реактивной мощности на генераторах электростанций составляет не менее 8-9% при учете перетока во внешнюю сеть и не менее 19% без учета этого перетока.

Сеть 750 кВ. В сети 750 кВ баланс реактивной мощности складывается из мощности нерегулируемого источника реактивной мощности (ШР 750 кВ 330 МВА на ПС Грибово) и перетока реактивной мощности из внешней сети.

Таким образом, выполненный анализ баланса реактивной мощности Московской ЭС позволяет сделать следующие выводы.

Характер баланса реактивной мощности незначительно меняется по годам, но существенно зависит от сезона. Для зимнего максимума нагрузки характерно, что потери реактивной мощности в ЛЭП и трансформаторах компенсируются генерацией реактивной мощности в ЛЭП, а реактивная мощность нагрузки покрывается главным образом за счет электростанций. В летнем минимуме нагрузки имеет место другая картина: генерация реактивной мощности ЛЭП соизмерима с реактивной мощностью нагрузки, а потери реактивной мощности в ЛЭП и трансформаторах - с генерацией электростанциями.

Основная реактивная мощность нагрузки Московской ЭС сосредоточена в сети 110 кВ, что объясняет дефицитный характер баланса реактивной мощности в этой сети (без учета перетока мощности из внешней сети 967 - 4304 МВАр в зависимости от сезона и года). Сети 220 кВ и 500 кВ избыточны по реактивной мощности: резерв реактивной мощности без учета перетока реактивной мощности из внешней сети составляет для сети 220 кВ 3638 - 5069 МВАр для сети 500 кВ 2149 - 3243 МВАр.

Московская ЭС в целом избыточна по реактивной мощности, о чем свидетельствует величина резерва реактивной мощности без учета перетока из внешней сети: в зависимости от сезона и года 2115 - 5849 МВАр (15-106% от суммарного потребления реактивной мощности). Следствием этого обстоятельства является отсутствие острой потребности в установке ИРМ на выдачу реактивной мощности в Московской ЭС.

Оценка в режимах летнего минимума нагрузок соотношения величины генерации реактивной мощности электростанциями (951 - 1383 МВАр), и минимальной генерации реактивной мощности электростанциями (-410 - -595 МВАр) показывает, что генераторы электростанций работают вдалеке от их нижнего предела регулировочного диапазона по реактивной мощности. Это говорит об отсутствии острой необходимости установки в Московской ЭС ИРМ на потребление реактивной мощности.

Неравномерная загрузка генераторов, скоммутированных в сети разных классов напряжения, реактивной мощностью (например, в режимах летнего периода генераторы в сети 110 кВ работают с коэффициентом мощности близким к 1 или с потреблением реактивной мощности а генераторы в сети 220 кВ и 500 кВ с выдачей реактивной мощности) говорит о целесообразности координированного задания уставок по напряжению на генераторах электростанций для обеспечения оптимального распределения реактивной мощности между генераторами электростанций.

Анализ баланса реактивной мощности не выявил необходимости в установке ИРМ в Московской ЭС. Однако регулируемые или нерегулируемые ИРМ с возможностью выдачи реактивной мощности могут использоваться в качестве средств противоаварийного управления для нормализации напряжения в локальных местах в наиболее тяжелых послеаварийных режимах в ремонтных схемах. Применение ИРМ для этих целей требует технико-экономического обоснования, поскольку вероятность возникновения таких режимов крайне мала.

Целесообразность установки в Московской ЭС ИРМ на потребление реактивной мощности может быть обусловлена задачей обеспечения пониженных уровней напряжения (не выше номинального) в связи с изношенностью оборудования или задачей улучшения режимов работы синхронных турбогенераторов электростанций по реактивной мощности (уменьшения их коэффициента мощности).

В период до 2020 г. часть ВЛ 110 - 220 кВ, которые попадают в коридоры дорожного строительства г. Москвы, предполагается перевести в кабельные. Суммарная протяженность таких ВЛ 110 кВ оценивается в 59 км, ВЛ 220 кВ - в 116 км. Результаты предварительной экспертной оценки влияния перевода ВЛ 110 - 220 кВ в КЛ показали, что увеличение генерации реактивной мощности при переводе ВЛ в КЛ составляет порядка 330 МВАр. При этом потери реактивной мощности в ЛЭП уменьшаться на величину от 0 до 60 МВАр в зависимости от перетока полной мощности. Сравнивая эти величины с данными таблицы 5.9.2, можно сказать, что увеличение генерации реактивной мощности ЛЭП составит не более 7% от суммарного потребления реактивной мощности (режим летнего минимума нагрузки 2015 г). Вызванное эти фактом уменьшение генерации реактивной мощности электростанциями не приведет к работе генераторов на нижнем пределе их регулировочного диапазона по реактивной мощности.

Анализ расчетов токов КЗ в электрической сети Московской энергосистемы на период 2015 г. и 2020 г.

ОАО "Институт Энергосетьпроект" по заказу ОАО "СО ЕЭС" в 2011 году выполнена научно-исследовательская работа "Разработка стратегических направлений развития Московской энергосистемы с учетом роста уровней токов короткого замыкания". Результаты работы одобрены и рекомендованы к руководству на совещании, проведенном в Минэнерго России от 22.11.2011 N АШ -435-пр. В работе используются материалы данной работы.

Для определения требований к коммутационной аппаратуре были проведены расчеты токов к.з. в сети 110 кВ и выше Московской энергосистемы. В расчетах были учтены вновь вводимые генерирующие мощности и вводы на перспективу новых подстанций, а также реконструкция существующих подстанций до 2020 года. Существующая схема сети 110 кВ и выше принята по материалам Московского РДУ и соответствует режиму работы сети Московской энергосистемы на период до 01.01.2011 г.

В расчете токов к.з. учтены установки токоограничивающих реакторов 4 Ом: на двух КЛ 110 кВ Чоботы - Полет, на линиях 220 кВ ТЭЦ-21 - Новобратцево 1,2 и на линиях 110 кВ Новобратцево - Ленинградская 1,2.

Из-за высокого уровня токов к.з. на подстанциях Московской энергосистемы и, в частности, для снижения токов к.з. на шинах ПС 500/220/110 кВ Очаково, Бескудниково и на других подстанциях, необходимо осуществить разрыв транзита на передачах: Мневники - ТЭЦ-16 (2-я цепь), Ваганьковская - Гражданская (1-я цепь), Матвеевская - Пресня (1-я цепь), ТЭЦ-12 - Золотаревская (2-я цепь), ТЭЦ-20 - Кожевническая (1-я цепь), Кожевническая - Красносельская (2-я цепь), Красносельская - Мещанская (1-я цепь), Мещанская - Бутырки (2-я цепь), Магистральная - Белорусская (2-я цепь), Белорусская -- Бутырки (1-я цепь).

Кроме того, шины 220 кВ ПС Очаково и Бескудниково должны работать четырьмя секциями из-за высоких уровней токов к.з. на них.

Результаты расчета токов к.з. на шинах подстанций Восточных электрических сетей на 2015 год показывают, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях Восточных электрических сетей, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 220 кВ ГРЭС-5,

- РУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Восточная,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Афанасово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Фрязино,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Прогресс.

На этих подстанциях потребуется замена существующих выключателей на выключатели с большей отключающей способностью. На остальных подстанциях замена выключателей на уровне 2015 г. не требуется.

На вновь сооружаемых подстанциях на шинах 220 кВ и 110 кВ рекомендуется устанавливать элегазовые выключатели с отключающей способностью не менее 50 кА.

Результаты расчета токов к.з. на шинах подстанций Восточных электрических сетей на 2020 год показывают, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях Восточных электрических сетей, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 220 кВ ГРЭС-5,

- РУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Восточная,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Афанасово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Фрязино,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Прогресс.

На этих подстанциях потребуется замена существующих выключателей на выключатели с большей отключающей способностью. На остальных подстанциях замена выключателей на уровне 2020 г. не требуется.

На вновь сооружаемых подстанциях на шинах 220 кВ и 110 кВ рекомендуется устанавливать элегазовые выключатели с отключающей способностью не менее 50 кА.

Результаты расчета токов к.з. на шинах подстанций Западных электрических сетей на 2015 год показывают, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Кедрово,

- РУ 220 кВ ПС 220/ 110 кВ Кедрово,

- РУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Луч (замена в 2014 г. по инвест. программе ОАО "ФСК ЕЭС"),

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Барвиха,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Наро-Фоминск,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Железнодорожная,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Кольцевая,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Отрадное.

На этих подстанциях потребуется замена существующих выключателей на выключатели с большей отключающей способностью. На остальных подстанциях замена выключателей на уровне 2015 г. не требуется.

На вновь сооружаемых подстанциях на шинах 220 кВ и 110 кВ рекомендуется устанавливать элегазовые выключатели с отключающей способностью не менее 50 кА.

Результаты расчета токов к.з. на шинах подстанций Западных электрических сетей на 2020 год показывают, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Кедрово,

- РУ 220 кВ ПС 220/ 110 кВ Кедрово,

- РУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Луч (замена в 2014 г. по инвест. программе ОАО "ФСК ЕЭС"),

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Барвиха,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Одинцово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Успенская,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Дедово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Наро-Фоминск,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Волоколамск,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Железнодорожная,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Кольцевая,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Звенигород,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Отрадное.

На этих подстанциях потребуется замена существующих выключателей на выключатели с большей отключающей способностью. На остальных подстанциях замена выключателей на уровне 2020 г. не требуется.

На вновь сооружаемых подстанциях на шинах 220 кВ и 110 кВ рекомендуется устанавливать элегазовые выключатели с отключающей способностью не менее 50 кА.

Результаты расчета токов к.з. на шинах подстанций Северных электрических сетей на 2015 год показывают, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 220 кВ ТЭЦ-27 220 кВ,

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Радищево,

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Новософрино,

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Уча,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Радищево,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Новософрино,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Хвойная,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Дмитров,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Алабушево,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Поварово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Софрино,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Яхрома,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Н. Подлипки,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Икша 1,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Пушкино,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Клязьма,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Тополь,

- РУ 110 кв ПС 110 кВ Сенеж.

На этих подстанциях потребуется замена существующих выключателей на выключатели с большей отключающей способностью. На остальных подстанциях замена выключателей на уровне 2015 г. не требуется.

На вновь сооружаемых подстанциях на шинах 220 кВ и 110 кВ рекомендуется устанавливать элегазовые выключатели не менее 50 кА.

Результаты расчета токов к.з. на шинах подстанций Северных электрических сетей на 2020 год показывают, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 220 кВ ТЭЦ-27 220 кВ,

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Радищево,

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Новософрино,

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Уча,

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Дмитров,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Радищево,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Новософрино,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Хвойная,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Дмитров,

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Омега,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Алабушево,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Ангелово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Октябрьская,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Поварово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Софрино,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Яхрома,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Н. Подлипки,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Икша 1,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Пушкино,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Луговая,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Клязьма,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Долгопрудная,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Шереметьево,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Бутаково,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Тополь,

- РУ 110 кв ПС 110 кВ Сенеж.

На этих подстанциях потребуется замена существующих выключателей на выключатели с большей отключающей способностью. На остальных подстанциях замена выключателей на уровне 2020 г. не требуется.

На вновь сооружаемых подстанциях на шинах 220 кВ и 110 кВ рекомендуется устанавливать элегазовые выключатели не менее 50 кА.

Результаты расчета токов к.з. на шинах подстанций Южных электрических сетей на 2015 год показывают, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 220 кВ ГРЭС-4,

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Лесная,

- РУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Мячково,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Красково,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Апаренки,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Троицкое,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Предельцы,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Тураево,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Сырово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Щапово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Садовая.

На этих подстанциях потребуется замена существующих выключателей на выключатели с большей отключающей способностью. На остальных подстанциях замена выключателей на уровне 2015 г. не требуется.

На вновь сооружаемых подстанциях на шинах 220 кВ и 110 кВ рекомендуется устанавливать элегазовые выключатели с отключающей способностью не менее 50 кА.

Результаты расчета токов к.з. на шинах подстанций Южных электрических сетей на 2020 год показывают, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 220 кВ ГРЭС-4,

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ Лесная,

- РУ 220 кВ ПС 220/110 кВ ЦАГИ,

- РУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Мячково,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Красково,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Апаренки,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Кварц,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Троицкое,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Предельцы,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Тураево,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Н. Домодедово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Сырово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Щапово,

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Садовая

На этих подстанциях потребуется замена существующих выключателей на выключатели с большей отключающей способностью. На остальных подстанциях замена выключателей на уровне 2020 г. не требуется.

На вновь сооружаемых подстанциях на шинах 220 кВ и 110 кВ рекомендуется устанавливать элегазовые выключатели с отключающей способностью не менее 50 кА.

Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети, предусмотрен непосредственно в схеме перспективного развития электроэнергетики Московской области (Приложение А).

Постановлением Совета Федерации Федерального Собрания от 27.12.2011 N 560-СФ "Об утверждении изменения границы между субъектами Российской Федерации городом федерального значения Москвой и Московской областью" с 1 июля 2012 года утверждено изменение границы между субъектами Российской Федерации - городом федерального значения Москвой и Московской областью.

В связи с чем, в перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу, не включены мероприятия по строительству и реконструкции объектов электроэнергетики, расположенных (предлагаемых к размещению) на территории новых районов г. Москвы.

4.9. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе (тыс. тут)

Наименование ТЭЦ	Вид топлива	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
ОАО "Мосэнерго"
ГРЭС-3	газ	155,04	155,04	155,04	155,04	155,04	155,04	155,04	155,04	155,04
	уголь	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	нефтетопливо	0,25	0,25	0,25	0,25	0,25	0,25	0,25	0,25	0,25
ТЭЦ-17	газ	228,01	228,01	228,01	228,01	228,01	228,01	228,01	228,01	228,01
	уголь	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
	нефтетопливо	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7
ТЭЦ-22	газ	2831,2	2831,2	2831,2	2831,2	2831,2	2831,2	2831,2	2831,2	2831,2
	уголь	250,6	250,6	250,6	250,6	250,6	250,6	250,6	250,6	250,6
	нефтетопливо	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
ТЭЦ-27	газ	1825,9	1825,9	1825,9	1825,9	1825,9	1825,9	1825,9	1825,9	1825,9
	уголь	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	нефтетопливо	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21
Каширская ГРЭС	газ	2029,0	1957,0	1957,0	1957,0	1957,0	1957,0	1957,0	1957,0	1957,0
	уголь	467,0	671,0	671,0	671,0	671,0	671,0	671,0	671,0	671,0
	нефтетопливо	4,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0
Шатурская ГРЭС	газ	1560,0	1490,0	1460,0	1400,0	1630,0	1630,0	1630,0	1630,0	1630,0
	уголь	35,2	26,2	26,2	26,2	26,2	26,2	26,2	26,2	26,2
	нефтетопливо	10,0	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Итого	газ	8629,5	8487,5	8457,5	8397,5	8627,5	8627,5	8627,5	8627,5	8627,5
	нефтетопливо	18,1	39,1	39,1	39,1	39,1	39,1	39,1	39,1	39,1
	уголь	753,9	948,9	948,9	948,9	948,9	948,9	948,9	948,9	948,9

Потребность электростанций в топливе до 2020 года

Годы	Газ		Нефтетопливо		Уголь		Итого
	тыс. тут	%	тыс. тут	%	тыс. тут	%	тыс. тут	%
2012	8629,5	91,8	18,1	0,2	753,9	8,0	9401,5	100
2013	8487,5	89,6	39,1	0,4	948,9	10,0	9475,5	100
2014	8487,5	89,6	39,1	0,4	948,9	10,0	9475,5	100
2015	8397,5	89,5	39,1	0,4	948,9	10,1	9385,5	100
2016	8627,5	89,7	39,1	0,4	948,9	9,9	9615,5	100
2017	8627,5	89,7	39,1	0,4	948,9	9,9	9615,5	100
2018	8627,5	89,7	39,1	0,4	948,9	9,9	9615,5	100
2019	8627,5	89,7	39,1	0,4	948,9	9,9	9615,5	100
2020	8627,5	89,7	39,1	0,4	948,9	9,9	9615,5	100

Структура топливного баланса ТЭЦ Московской области на перспективу до 2020 года практически не меняется. Основным видом топлива остается природный газ, доля которого составляет порядка 89%.

Доля угольного топлива составляет 10%, а нефтетоплива - 0,4%.

4.10. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Московской области.

Основные направления развития системы теплоснабжения Московской области:

- обеспечение надежного теплоснабжения объектов жилищного фонда, социального назначения, транспортной инфраструктуры, коммунальных объектов от всех видов источников теплоснабжения независимо от их имущественной принадлежности;

- обеспечение согласованного развития тепловых сетей и котельных при их реконструкции с выводом из работы морально устаревшего и физически изношенного оборудования;

- обеспечение согласованного развития тепловых сетей с техническим перевооружением и расширением действующих ТЭЦ, на базе ввода в эксплуатацию высокоэффективного оборудования в составе парогазовых, паротурбинных и газотурбинных установок и демонтажа в установленном порядке морально устаревшего и физически изношенного энергетического оборудования;

- строительство новых котельных в районах, где технически невозможно или нерационально осуществление централизованного теплоснабжения потребителей;

- масштабное внедрение энергосбережения в жилищном фонде, коммунальном комплексе и промышленности.

Предложения по использованию потенциала когенерации и модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований

N пп	Наименование муниципального образования	Наименование объекта реконструкции, строительства
1	г. Дубна, ул. Тверская д. 20А	Строительство когенерационной газопоршневой установки мощностью 1,5 МВт
2	г. Дубна, ул. Промышленная, д. 6	Реконструкция котельной с использованием когенерационной установки мощностью до 1000 кВт на базе газовых микротурбин
3	Коломенский м.р., с. п. Запрудненское, д. Зарудня	Реконструкция котельной с установкой когенерационной установки мощностью 28 МВт
4	Коломенский м.р., с.п. Радужное, п. Радужный	Реконструкция котельной с установкой когенерационной установки мощностью 28 МВт
5	г. Краснознаменск	Строительство автономной газопоршневой электростанции на базе котельной МУП ТХ "Теплосервис" электрической мощностью 5 МВт для обеспечения нужд МУП ТХ "Теплосервис" и МУП ВКХ "Водоканал"
6	г. Люберцы, 1-ый Панковский проезд, д. 1	Установка в котельной 2-х газомоторных электроагрегатов ЭГ 150-Т400 по 150 кВт
7	Мытищинский м.р., г.п. Пироговский	Дооснощение котельных когенерационными газопоршневыми агрегатами мощностью 1 МВт на каждую для обеспечения потребности в электричестве на собственные нужды, а также для повышения надежности электроэнергией
8	Мытищинский м.р., с.п. Федоскинское	Дооснощение котельных когенерационными газопоршневыми агрегатами мощностью 1 МВт в н. п.: с. Марфино, с/з Марфино, д/о Строитель, с. Сухарево, с. Федоскино собственные нужды, а также для повышения надежности электроэнергией
9	г.п. Мытищи	Дооснощение котельных когенерационными газопоршневыми агрегатами по ул. Колпакова, 2-5 МВт, Колпакова, 9-1,5 МВт, Силикатная, 19-5 МВт, Силикатная, 36-5 МВт, Крестьянская, 32-1,5 МВт, Олимпийский проспект, 15/19-1,5 МВт, 4 Парковая-1,5 МВт, Коминт
10	г.п. Мытищи	До оснащение существующих котельных когенерационными газопоршневыми агрегатами по ул. Ульяновская, 69-1,5 МВт, п. Беляниново-1,5 МВт, п. Нагорное-1,5 МВт,
11	г.п. Наро-Фоминск	Строительство котельной мощностью 18 МВт с когенерационными газопоршневыми установками мощностью 2 МВт
12	г.п. Наро-Фоминск, ул. Льва Толстого	Установка 2-х газопоршневых машин по 400 кВт для покрытия нужд котельной N 10 в электроэнергии.
13	г.п. Наро-Фоминск, ул. Ленина	Установка 2-х газопоршневых машин по 400 кВт для покрытия нужд котельной N 7 в электроэнергии.
14	г.п. Селятино	Установка 2-х газопоршневых машин по 400 кВт для покрытия нужд котельной N 50 в электроэнергии.
15	г.о. Подольск, ул. Курчатова, 63	Строительство котельной 90 Гкал/ч с когенерационными установками
16	г.о. Подольск, ул. Плещеевская 15в	Строительство котельной 200 Гкал/ч с когенерационными установками
17	г.о. Подольск, мкр. Кузнечики	Реконструкция котельной и системы теплоснабжения с увеличением мощности до 200 Гкал/ч с когенерационными установками
18	г.о. Подольск, ул. 50 лет ВЛКСМ	Реконструкция котельной и системы теплоснабжения с увеличением мощности до 130 Гкал/ч с когенерационными установками
19	Подольский м.р., с.п. Рязановское, п. Остафьево	Строительство энергоузла с использованием газопоршневых двигателей 2,2 МВт электрической мощности
20	г.о. Протвино, ул. Заводской проезд, 30	Реконструкция котельной с когенерационными газопоршневыми двигателями мощностью 12 МВт
21	г.о. Реутов, ул. Челомея, д. 6 с подключением мкр. 9, 10, 10-а	Строительство котельной БМК-140 с когенерационными установками мощностью 440 кВт
22	г.о. Реутов, ул. Головашкина, д. 2 с подключением мкр. 6	Реконструкция котельной N 7 с когенерационными установками
23	Солнечногорский м.р., г.п. Ржавки	Строительство когенерационной газопоршневой установки мощностью 25 МВт
24	Талдомский м.р., г.п. Вербилки, ул. Якотская, 6	Строительство когенерационной газопоршневой установки мощностью 16,2 МВт
25	Шаховской м.р., г.п. Шаховская	Установка мини ТЭЦ на котельной N 2 на базе газопоршневой установки мощностью 1 МВт
26	Щелковский м.р., г.п. Фряново	Реконструкция системы теплоснабжения мкр. 2 с переключением тепловых сетей на проектируемую ТЭЦ
27	г.о. Электросталь	Строительство 1 очереди нового источника генерации тепловой энергии тепловой мощностью 150 Гкал/ч, электрической мощностью 60 МВт

4.11 Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Московской области.

В разделе приводится информация подготовленная на основании предложений органов местного самоуправления Московской области.

Предложения по строительству объектов теплосетевого хозяйства на территории Московской области на 5-летний период

N п/п	Наименование объекта	Год ввода	Присоединяемая тепловая мощность, Гкал/час	Протяженность, км	Обоснование необходимости строительства	Тепловой источник (наименование ТЭЦ, котельной)	Место расположения	Стоимость стр-ва млн. руб
	Г.о. Балашиха
1	мкр. 1 Солнцеград	2015	45				г/о Балашиха
2	мкр. 1-12	2020	91				г/о Балашиха
3	мкр. Центр	2015	28,6				г/о Балашиха
4	мкр. 15Б	2012	18,5				г/о Балашиха
5	мкр. 16 Гагарина	2015	60				г/о Балашиха
6	мкр. 16А	2015	49,5				г/о Балашиха
7	мкр. 30 Балашихинское шоссе. вл. 4	2015	89,52				г/о Балашиха
8	мкр. 17	2015	18,4				г/о Балашиха
9	мкр. 18	2015	20				г/о Балашиха
10	мкр. 19	2015	14,6				г/о Балашиха
11	мкр. 20	2015	19				г/о Балашиха
12	мкр. 22А	2013	47,3				г/о Балашиха
13	мкр. 23. 24	2020	74,3				г/о Балашиха
14	мкр. 25	2020	42,8				г/о Балашиха
15	мкр. 26	2012	66,5				г/о Балашиха
16	мкр. 27А	2012	27,5				г/о Балашиха
17	мкр. 28	2015	29,1				г/о Балашиха
18	мкр Дзержинского	2015	9				г/о Балашиха
19	мкр Дзержинского (Медведево)	2015	23,2				г/о Балашиха
20	квартал Лукино	2017	50				г/о Балашиха
21	ул. Трубецкая мкр. 39	2015	45,3				г/о Балашиха
22	мкр. Щитниково "Ключ" мкр. А	2015	40,54				г/о Балашиха
23	мкр. Щитниково "Ключ" мкр. Б	2015	18,05				г/о Балашиха
24	мкр. 1 мая	2012	43,3				г/о Балашиха
25	восточное Павлино	2020	40				г/о Балашиха
26	Павлино	2013	50				г/о Балашиха
27	д. Черное, ул. Агрогородок	2016	1,4				г/о Балашиха
28	д. Черное - д. Федурново	2016	1,4				г/о Балашиха
29	д. Федурново МАРЗ	2015	1,8				г/о Балашиха
30	д. Пуршево	2020	10				г/о Балашиха
31	мкр. Салтыковка ул. Радио	2017	1,4				г/о Балашиха
32	мкр. Салтыковка ул. Школьная	2016	1,4				г/о Балашиха
33	мкр. Щитниково (персп.)	2020	39,7				г/о Балашиха
34	мкр. Салтыковка Лесные Поляны	2015	1,4				г/о Балашиха
35	мкр. Щитниково	2020	18,05				г/о Балашиха
36	НТД у д. Соболиха	2020	1,4				г/о Балашиха
37	ПК СТ "Металлург"	2020	20				г/о Балашиха
38	ДНТ "Гранат"	2020	24				г/о Балашиха
39	Садоводческие товарищества г. Балашиха (СНТ)	2020	24,4				г/о Балашиха
	г.о. Бронницы
1	котельная микрорайона Бисерово г.о. Бронницы	2016	24,0	3,5	строительство нового района	котельная	район Бисерово
	Волоколамский м.р.
1	Кот. N 19 с. Болычево	2013	1,6	1,469	снижение затрат на единицу тепла		с. Болычево
2	Кот. N 18 с. Осташево	2013	1,6	0,722	снижение затрат на единицу тепла		с. Осташево
3	Кот. N 14 с. Спасс	2013	0,93	0,077	снижение затрат на единицу тепла		с. Спасс
4	Строительство блочной модульная котельной	2012 г.	1,998	6,26	снижение затрат на единицу тепла	-	д. Судниково	1,5
	Дмитровский м.р.
1	ул. Космонавтов	2015	80,0		развитие системы теплоснабжения города и района, повышение энергоэффективности	котельная	г. Дмитров	600,0
2	ул. Волгостроевская	2020	50,0			котельная	г. Дмитров	500,0
3	ул. Профессиональная	2017	60,0			котельная	г. Дмитров	500,0
4	д. Жуковка	2013	1,72			котельная	Дмитр. р-н	40,0
5	д. Княжево	2014	2,58			котельная	Дмитр. р-н	50,0
6	д. Парамоново	2015	3,9			котельная	Дмитр. р-н	50,0
7	с. Орудьево-2	2016	1,4			котельная	Дмитр. р-н	40,0
8	ул. Метростроевская	2017	0,4			котельная	г. Дмитров	10,0
9	ул. Первомайская	2014	0,86			котельная	Дмитр. р-н	40,0
10	с. Александрово	2013	0,86			котельная	Дмитр. р-н	40,0
11	п. Мельчевка	2013	3,9			котельная	Дмитр. р-н	65,0
12	с. Покровское	2014	0,86			котельная	Дмитр. р-н	50,0
13	п. Автополигон	2015	4,0			котельная	Дмитр. р-н	80,0
14	мкр. Дуброво	2015	9,8			котельная	Дмитр. р-н	24,0
15	ул. Свободы	2014	3,9			котельная	Дмитр. р-н	10,0
16	ПНИ газификация	2013	9,5			котельная	Дмитр. р-н	80,0
	г.о. Домодедово
1	Жилая застройка ООО ПКФ "Гюнай" мкрн. Северный	2015	21	1,5	Ппланировка мкрн. Северный г. Домодедово, утв. ГлавАПУ МО	реконструируемая котельная "Речная"	г. Домодедово, мкрн. Северный
	г.о. Дубна
1	Тепловая сеть горячего водоснабжения			0,54	Наладка системы горячего водоснабжения	котельная МУП "ПТО ГХ"	ул. Тверская-Володарская	1,65
2	Новая пром. Зона	2012 - 2017	25		тепловые сети имеются	котельная ОАО "Энергия-Тензор"	мкр. Б. Волга
3	ТОЦ ООО "5 Авеню"	2012	0,38	0,1	удаленность от магистральных тепловых сетей	котельная ОАО "Энергия-Тензор"	мкр. Б. Волга	2,5
4	ТОЦ ЗАО "Столичные инвестиции"	2013	0,44	0,15	удаленность от магистральных тепловых сетей	котельная ОАО "Энергия-Тензор"	мкр. Б. Волга	3,2
5	ТОЦ ООО "Доктор Айболит"	2017	1,49	0,2	удаленность от магистральных тепловых сетей	котельная ОАО "Энергия-Тензор"	мкр. Б. Волга	10
6	ТОЦ ООО "Диалог-Волга"	2013 - 2017	1,9		удаленность от магистральных тепловых сетей	котельная ОАО "Энергия-Тензор"	мкр. Б. Волга
	Егорьевский м.р.
1	Котельная	2013	0,7		Постановление Правительства Московской области от 25.06.2007 г. N 443/22 "О строительстве и реконструкции котельных, расположенных на территории Московской области"	Газ	п. Шувое	2,9
2	Котельная	2014	1,5				д. Лелечи	7,289
3	Котельная	2014	0,6				д. Дмитровка	3,053
4	Котельная	2013	3,4				д. Поповская	16,892
5	Котельная	2015	1,8				д. Б. Гридино	9,913
6	Котельная	2015	0,6				с. Никиткино	3,413
	г.о. Железнодорожный
1	мкр. Саввино		10,45		Дефицит мощности существующей котельной N 12	Реконструкция котельной N 12 II этап	мкр. Саввино
2	мкр. Центральный		25,84		Дефицит мощности существующих котельных N 7, 15	Техническое перевооружение котельной мощностью 32,55 Гкал/ч	мкр. Центральный
3	мкр. Купавна		6,83		Дефицит мощности существующей котельной N 10	Строительство блочно-модульной котельной мощностью 8,0 Гкал/ч	мкр. Купавна
4	мкр. Южное Кучино		9,64 (I очередь)		Дефицит мощности существующей котельной N 9	Строительство котельной мощностью 16,0 Гкал/ч	мкр. Южное Кучино
5	мкр. Северное Кучино		5,603		Дефицит мощности существующей котельной N 4	Строительство котельной мощностью 7,0 Гкал/ч	мкр. Северное Кучино
6	Леоновское шоссе, владение 2				Дефицит мощности существующей котельной N 3	Строительство котельных пристроенных к жилым домам	Леоновское шоссе, владение 2
	Зарайский м.р.
1	Котельная "Муз. школа"	1980	1,9	1696	износ, отсутствие запаса мощности		г. Зарайск	26,194
2	Котельная "ПМК-6"	1987	1,3	1018	износ, отсутствие запаса мощности		г. Зарайск
3	Котельная "Козловка"	1984	0,41	1412	печное топливо, нерентабельность, износ		д. Козловка	9,00
4	Котельная "Новоселки"	1980	0,3	985	печное топливо, нерентабельность, износ		д. Новоселки	9,00
	г.о. Звенигород
1	Ввод в эксплуатацию ГТУ-ТЭЦ	2012	31,5	2,8	Обеспечение потребностей в тепле новой жилой а также существующей застройки по улице Строителей	ГТУ-ТЭЦ	ул. Строителей
2	реконструкция котельной с модернизацией оборудования, увеличением тепловой мощности до 60,0 Гкал/час, с РТХ	2012-2014	10 30	-	Установка блочно-модульной котельной мощностью 30 Гкал/час на территории котельной Нахабинское шоссе, 2 для покрытия существующих нагрузок от ЦТП-30, 35,40, и планируемых нагрузок от перспективного развития.	котельная N 1 "Центральная"	планировочный район Центральный	0,33
3	Строительство новой котельной по ул. Почтовой	2013	20	9,5	Строительство новой котельной с мощностью 20 Гкал/час по ул. Почтовой для обеспечения тепловых нагрузок абонентов котельной ул. Ленина, планируемых застроек центральной части города, а также обеспечения покрытия тепловых нагрузок от ГТУ-ТЭЦ в критических ситуациях	котельная N 1 "Центральная"	планировочный район Центральный	0,20
4	реконструкция котельной с увеличением тепловой мощности	2014	10		Установка 3-го котла в кот. Нахабинское шоссе 2	котельная N 1 "Центральная"	планировочный район Центральный	60,00
5	газовая котельная	2015	15	1	Устройство нового источника теплоснабжения для покрытия тепловых нагрузок существующего жилого фонда (2,69 Гкал/час) и проектируемого строительства (5,279 Гкал/час +2,8 Гкал/час)	новая отопительная газовая котельная	планировочный район Поречье	170,00
6	газовая котельная	2013	25,8	1,1	Устройство нового источника теплоснабжения для покрытия тепловых нагрузок существующих и планируемых жилых и производственных зданий в т.ч.: Установка блочно-модульной котельной тепловой мощностью 30 МВт на территории очистных сетей	производственно-отопительная газовая котельная	планировочный район Верхний Посад	302,00
7	установка третьего котла Diomax-120	2011	1	-	Установка третьего котла в модульной котельной ФОК "Звезда" для обеспечения тепловых нагрузок ФОК "Звезда" и строящийся "Академии Дзюдо" и поддержании теплового режима в "пиковые" нагрузки от ГТУ-ТЭЦ	Котельная ФОК "Звезда"	ул. Московская, д. 48	7,20
8	Реконструкция ЦТП-30, 35, 40	2012	-	-				57,30
9	Строительство котельной в р-не "Малиновый ручей"	2013	7		Для обеспечения жилого комплекса "Малиновый ручей" теплом, требуется строительство котельной мощностью 7 Гкал/ч	Котельная Малиновый ручей	планировочный район Малиновый ручей	70,00
10	Увеличение мощности котельной "Южная"	2013	9	-	11. Увеличение мощности котельной "Южная" на 9 Гкал/ч. необходимо для покрытия потребностей в тепле строящихся многоквартирных жилых домов	Котельная Южная	планировочный район Южный	9,00
11	реконструкция котельной (II очередь)	2017	7	-	Увеличение мощности котельной "Лермонтова" на 7 Гкал/ч. необходимо для покрытия потребностей в тепле строящихся многоквартирных жилых домов	Котельная Лермонтова	ул. Лермонтова	70,00
	г.о. Ивантеевка
1	Реконструкция кот. "Школьная-2"	2012	1,28		строительство нового микрорайона		ул. Школьная, 15а
2	Реконструкция кот. "Школьная-1"	2013	5,0		строительство нового микрорайона		ул. Школьная-2, 7а
3	Приёмка кот. ФОК "Олимп" и перевод её на газ.	2012	2,7				ул. Первомайская, 53
4	Строительство парового ЦТП от кот. "Заводская"	2013 - 2014			строительство новых жилых домов		ул. Ленина, 46
5	Приёмка ЦТП на ул. Колхозная	2012	2,6		строительство нового микрорайона		ул. Колхозная, 40
6	Реконструкция кот. "Хлебозаводская"	2013	3,0		строительство новых многосекционных домов		ул. Хлебозаводская, 32а
	Истринский м.р.
1	Присоединение системы теплоснабжения Ново-Иерусалимского монастыря. ГУП г. Москва "Управление по реконструкции и развитию уникальных объектов"	2014	5,316	Определяется проектом	Реконструкция котельной с заменой 3-х существующих котлов и доведением мощности котельной до 18 Гкал/час	Котельная N 4	Г. Истра, ул. Советская д. 11а	42
2	Присоединение проектируемого д/с на 250 мест в НЭХ "Большевик" УКС Администрации Истринского муниципального района	2013	0,661	Определяется проектом	Реконструкция котельной с заменой котла универсал на котел ЗИО САБ 1600	Котельная N 12	Г. Истра, НЭХ "Большевик"	5,3
3	Присоединение первого пускового проектируемого жилого комплекса "Новые Снегири" ООО "Истринские дали"	2013	9	0,604	Тех. перевооружение котельной, кап. ремонт теплосети от котельной до ЦТП N 2	Котельная N 7	С. Рождествено, Истринский район	33,355
4	Присоединение строящейся секции А1 и 4-х домов серии ПЗМК (корп 1-4) в микрорайоне "Центральный по адресу г. Дедовск, между улицами Ногина и Первомайская ООО "ПИК-Регион"	2013	4,558	Определяется проектом	Реконструкция котельной с увеличением мощности до 24 Гкал/час. Реконструкция магистральных тепловых сетей к микрорайону застройки	Котельная N 1	Г. Дедовск, ул. Главная д. 1/1	36,5
5	Присоединение 2-ой очереди проектируемого многоэтажного жилого дома с подземной автостоянкой по ул. 25 лет Октября, ул. Кирова г. Истра ОАО "НИИЭМ"	2013	0,893	Определяется проектом	Реконструкция котельной. Строительство и реконструкция тепловых сетей	Котельная N 3	Г. Истра, ул. 9-ой Гвардейской див. д. 62	8,5
6	Присоединение проектируемого 10-ти этажного 198 квартирного жилого дома ООО "Двина"	2014 г.	1,857	Определяется проектом	Реконструкция котельной. Строительство и реконструкция тепловых сетей	Котельная N 6	Д. Павловское, Истринский район	11,142
	Каширский м.р.
	Каширский м.р. Г.п. Ожерелье
1	Блок-модульная котельная	2013 - 2014	2,5 Гкал/час	5	Ликвидация котельной кирпичного завода ООО "Ожерельевская керамика" с связи с реконструкцией кирпичного производства.	Блок-модульная котельная	г. Ожерелье ул. Заводская	20,0
2	Блок-модульная котельная	2016 - 2017	3,0 Гкал/час	12	Строительство и ввод новой жилой застройки	Блок-модульная котельная	г. Ожерелье в районе ул. Гвардейская	35,0
3	Котельная	2013			перевод на газовое топливо		Каширский р-он д. Каменка	42,4
	Клинский м.р.
1	Новая котельная в д. Решоткино	2012	4,128	3,479	Приближение к центру тепловых нагрузок; снижение потерь в тепловых сетях; использование оборудования с высоким кпд.	Газовая водогрейная котельная	Моск. обл., г. Клин, д. Решоткино	36,8
2	Строительство тепловых сетей к новой котельной в д. Решоткино			0,076	Присоединение к существующим тепловым сетям			0,7
3	Новая котельная на ул. Тихая в г. Клин	2013	19,3	7,203	Децентрализация системы теплоснабжения; снижение потерь в тепловых сетях, использование оборудования с высоким кпд	Газовая водогрейная котельная	Моск. обл., г. Клин, ул. Тихая	63,5
4	Строительство тепловых сетей к новой котельной на ул. Тихая			0,5	Присоединение к существующим тепловым сетям			11,0
5	Новая котельная г.т. Майданово в г. Клин	2014	19,3	7,3	Децентрализация системы теплоснабжения; снижение потерь в тепловых сетях, использование оборудования с высоким кпд	Газовая водогрейная котельная	Моск. обл., г. Клин, г.т. Майданово	63,5
6	Строительство тепловых сетей к новой котельной в г.т. Майданово			0,45	Присоединение к существующим тепловым сетям			6,9
7	Новая котельная на территории Ледового дворца в г. Клин	2016	33,6	20,3	Децентрализация системы теплоснабжения; снижение потерь в тепловых сетях, использование оборудования с высоким кпд	Газовая водогрейная котельная	Моск. обл., г. Клин, ул. К. Маркса	100
8	Строительство тепловых сетей к новой котельной на ул. К. Маркса	2017		1,35	Присоединение к существующим тепловым сетям			20,4
9	Новая котельная на ул. Мира в г. Клин	2016	19,3	9,9	Децентрализация системы теплоснабжения; снижение потерь в тепловых сетях, использование оборудования с высоким кпд	Газовая водогрейная котельная	Моск. обл., г. Клин, ул. Мира	65
10	Строительство тепловых сетей к новой котельной на ул. Мира	2017		0,3	Присоединение к существующим тепловым сетям			3,3
	г.о. Королев
1	Котельная "Болшево"	2014	1		Подключение жилых домов	Котельная "Болшево"	г. Королёв М.О., мкр. Болшево, д. 4	12
2	Тепловые сети	ежегодно по 2,5 км.	10	12,5	Присоединение новых потребителей	котельная		90
	г.о. Котельники
1	ООО"Белая Дача Парк"	2017	82,6	3,7	Жилищное строительство	Котельная	мкр. "Белая Дача Парк"
2	Застраиваемая территория города	2020	224	6,8	Жилищное строительство	ТЭЦ-22 ОАО "Моэнерго"	г. Дзержинск
	Красногорский м.р.
1	Многоквартирные жилые дома, р.п. Нахабино, ул. Панфилова	2015	9,424	4	Отсутствие тепловой мощности для вновь строящихся многоквартирных жилых домов	Котельная	р.п. Нахабино, в/г 4	57
	Ленинский м.р.
1	Теплоснабжение г. Видное	2015	415	4	Дефицит тепла на строящиеся новые микрорайоны	ТЭЦ-26	г. Москва	2500
2	Проект А101	до 2015	511,81		централизованная схема теплоснабжения района А101 и п. Коммунарка	ТЭЦ-26
	г.о. Лобня
1	Котельная	2013	30		Дефицит мощности		г. Лобня	150
	г.о. Лыткарино
1	Квартал 2		20	1,5	теплоснабжение	котельная МП "Лыткаринская теплосеть"	территория больничного комплекса
2	мкрн. "Центр"		8	0,5	теплоснабжение	котельная МП "Лыткаринская теплосеть"	территория больничного комплекса
3	ТРЦ	2012 - 2013	3,4		теплоснабжение	котельная ОАО "ЛЗОС"	ул. Парковая д. 1
4	жилой дом (Квартал 11)	2014 - 2020	20,083	2	теплоснабжение	котельная ОАО "ЛЗОС"	ул. Парковая д. 1
	Люберецкий район
1	Жилые 14-17 этажные комплексы	2012 - 2017	17,23	Проектная	Инвестиционные контракты на строительство жилых комплексов и социальных объектов в соответствии с развитием территории г.п. Красково	реконструкция котельной N 6 до 33,44 Гкал/час	п. Красково, ул. 2-я Заводская, д. 25
2	Объекты соцкультбыта	2012 - 2017	8,1	Проектная	Инвестиционные контракты на строительство жилых комплексов и социальных объектов в соответствии с развитием территории г.п. Красково	реконструкция котельной N 1 до 13,56 Гкал/час	п. Красково, ул. Лорха, д. 15, стр. 1
3	г. Люберцы	до 2015	230,9		Загрузка ТЭЦ-22	ТЭЦ-22
4	Сити XXI век	2014	7,783			квартальная котельная ООО "Любэнергоснаб"	пос. Калинина
5	Комплекс зданий в мкр. 9, 10, 11, 12	2020	220		комплексная застройка иловых площадок Люберецкой станции аэрации		Мкр. 9, 10, 11, 12
6	Комплекс зданий в мкр. 7, 8 (Красная горка).	2014	163		котельная		Мкр. 7, 8 (Красная горка).
7	Комплекс зданий в мкр. 35 Ж	2015	4				Мкр 35 Ж.
8	Комплекс зданий в мкр. 3-3А (Красная горка).	2017	13				Мкр. 3-3А (Красная горка)
9	Комплекс зданий в мкр. 92-93	2019	4				Мкр. 92-93
	Можайский м.р.
1	г. Можайск, ул. Дм. Пожарского	2012	0,84		жилой дом
2	г. Можайск, ул. Полосухина	2013	0,18		жилой дом
3	г. Можайск, проезд Мира, 3-я очередь	2014	0,84		жилой дом
4	г. Можайск, 3 мкр	2014	1,76		жилой дом
5	г. Можайск, ул. Фрунзе	2014	0,25		жилой дом
6	г. Можайск, ул. Молодежная	2015	1,08		жилой дом
7	г. Можайск, ул. Молодежная	2015	1,08		жилой дом
8	г. Можайск, 3 мкр.	2015	1,84		жилой дом
	Наро-Фоминский м.р.
1	Котельная N 30	2012	6,4		Проектирование и строительство газовой автоматизированной котельной в замещение устаревшей котельной на жидком топливе без увеличение разрешенной мощности		д. Головково Ташировского	34
2	Котельная N 25 д. Атепцево	2013	6				д. Атепцево Атепцевское
3	Котельная N 35 Петровская больница	2014	1,5				д. Петровское Калининецковго
4	Котельная N 40	2015	0,4				Нара-11 Атепцевское
5	Котельная	2014	0,8				д. Вышегород Веселевского
6	Котельная	2013	6				д. Волченки Волченковского
7	Котельная д. Назарьево	2015	1,2				д. Назарьево Волченковского
8	Котельная	2015	0,3				д. Симбухово Верейского
9	Котельная	2014	0,2				д. Ястребово Верейского
10	Магистральные тепловые сети	2013		1,8	Для переключения потребителей котельной N 41 на котельную N 47		ул. Парковая г. Наро-Фоминск
11	Магистральные тепловые сети	2013		2,8	Замещение		д. Устье Волченковское	30
	Ногинский м.р.
1	Дворец детского и юношеского творчества города Ногинск	2012	0,404	1,6	закрытие угольной котельной	Котельная Радченко, город Ногинск	Ногинск, ул. 3-его Интернационала, д. 117	4,9
2	ЗАО "Фирма Вымпел"	0,043	0,043	-	подключение нового объекта	МУП "НПТО ЖКХ" котельная N 2, пос. Обухово	пос. Обухово, ул. 3-его Интернационала, д. 46
3	ООО "Диастрой-Инвест"		3,65	-	подключение нового объекта	МУП "НПТО ЖКХ" котельная N 5 г. Ногинск	Ногинск, ул. 7 Черноголовская
4	ЗАО "ИХС-5 недвижимость"		0,2	-	подключение нового объекта	МУП "НПТО ЖКХ" котельная N 4 пос. Обухово	пос. Обухово, ул. Московская, у ж/д N 2
5	ООО "АТС"		1,2	-	подключение нового объекта	МУП "НПТО ЖКХ" котельная N 1, пос. Обухово	пос. Обухово, пересечение ул. Ленина и ул. Энтузиастов
6	ООО "Пионерстрой"		0,025	-	подключение нового объекта	МУП "НПТО ЖКХ" котельная Заречье, город Ногинск	Ногинск ул. Луговая
7	ООО "Агентство Новация"		2,68	-	подключение нового объекта	МУП "НПТО ЖКХ" котельная N 5 г. Ногинск	Ногнск, ул. Текстилей у ж/д N 2/27
8	ЗАО "ЮИТ Московия"	2013	1,5	0,3	подключение нового строящегося жилого дома	ОАО "Ногинские коммунальные системы" котельная "Доможирово"	Ногинск, ул. Юбилейная
	Орехово-Зуевский м.р.
1	котельная д. Гребчиха	2013	3,5	1,558	перевод на газ	котельная	с/п Белавинское	3,8
2	котельная п. Авсюнино	2014	17,2	4,058	перевод на газ	котельная	с/п Белавинское	65,0
3	котельная N 6 д. Губино	2015	3,2	5,106	перевод на газ	котельная	с/п Белавинское	20,0
4	котельная N 7 д. Губино	2016	3,9	2,432	перевод на газ	котельная	с/п Белавинское	30,0
5	котельная д. Соболево	2017	3,87	6,398	перевод на газ	котельная	с/п Соболевское	25,0
	г.о. Подольск
1	мкр. "Шепчинки" уч. N 1	2014	8,24	0,53	Договор о развитии застроенной территории	Котельная ООО "Региональная энергетическая компания"	г. Подольск, ул. Лапшенкова, 5	19,56
2	мкр. "Шепчинки" уч. N 2	2013	33,15	3,96	Договор о развитии застроенной территории	ОАО "Подольская теплоэнергетическая компания"	г. Подольск, ул. 50 лет ВЛКСМ, 7	31,48
3	мкр. "Южный"	2014	5,124	9,34	Договор о развитии застроенной территории	МУП "Подольская теплосеть"	г. Подольск, ул. Курчатова, 63	4,87
4	мкр. "Ново-Сырово"	2014	8,23	4,12	Договор о развитии застроенной территории	МУП "Подольская теплосеть"	г. Подольск, Художественный проезд, 2	78,15
5	мкр. "Красная Горка"	2017	47,2	731	Договор о развитии застроенной территории	новая котельная	новая котельная	448,18
6	мкр. "Межшоссейный"	2017	11,3	2,1	Договор о развитии застроенной территории	ОАО "Подольская теплоэнергетическая компания"	г. Подольск, ул. 50 лет ВЛКСМ, 7	105,71
7	мкр. "Кутузово" уч. N 1	2017	25,4	3,2	Договор о развитии застроенной территории	МУП "Подольская теплосеть"	г. Подольск, Курчатова, 63	214,18
8	мкр. "Кутузово" уч. N 2	2017	4,89	2,4	Договор о развитии застроенной территории	МУП "Подольская теплосеть"	г. Подольск, ул. Сосновая	46,43
9	мкр. "Восточный"	2017	142,6	12,89	Договор о развитии застроенной территории	новая котельная	новая котельная	1,35
	Подольский м.р.
1.	Жилые дома п. Львовский	2013 - 2015	13	4	замена ветхого жилья	котельные	п. Львовский	380
	Раменский м.р.
1	жилые дома	2012	4,211	0,2	строительство жил. домов (генплан)	котельная "Панино"	Раменский район, д. Панино
2	жилые дома	2013	4,32	0,33	"	котельная "Спартак"	Раменский район, с.п. Верейское, п. Спартак
3	жилые дома	2017	20	1,5	"	котельная	г. Раменское, Транспортный пр.
4	жилые дома	2014	12	1,3	"	котельная "энергоцентр"	г. Раменское, Северное шоссе
5	жилые дома	2015	20	2,5	"	котельная "энергоцентр"	г. Раменское, 10 мкр.
	г.о. Реутов
1	Котельная БМК-140 (II очередь)	2014	60,0		Строительство МКР-10,10А	Котельная БМК-140 (II очередь)	ул. Челомея, д. 6
2	Котельная БМК-93	2016	77,0		Строительство жилищного комплекса в районе ЛЭП, Дворец Спорта (за ДК "Мир"), переключение объектов, потребляющих тепловую энергию от ЦТП N 6 (котельная N 2)	Котельная БМК-93	ул. Головашкина, д. 2
	Рузский м.р.
1	газификация котельной п. Беляная Гора, д. 10	1974	5,53	5,498	морально и физически устаревшее оборудование	п. Беляная гора, д. 10	п. Беляная гора, д. 10	40
2	перевод сущ. котельной на газ д. Орешки	1972	5	4,8	морально и физически устаревшее оборудование	д. Орешки	д. Орешки	30
	Сергиево-Посадский м.р.
1	блочная газовая котельная и тепловые сети	2013	6	5,4	на замену устаревшей мазутной котельной ЗАО "ЗОЗП", тепловые сети старые требут перекладки		с.п. Лозовское, пос. Заречный	65
	г.о. Серпухов
1	строительство газовой БМК	2014	0,2	0,1	ликвидация угольной котельной N 28		ул. Революции	10
2	строительство газовой БМК на 35 МВт	2014 - 2015	25,52	7,1	отказ от покупного тепла ОАО "Металлист"		ул. Красных партизан, 5	157,33
3	строительство новой котельной на база ЦТП	2014-2016	16,6	3,6	отказ от покупного тепла ОАО "Металлист"		ул. Подольская, 7а	69
4	строительство газовой БМК на 1,5 МВт	2013	0,9	0,5	ликвидация угольной котельной N 51, 52, отказ от покупного тепла ОАО "Металлист"		ул. Чехова	15
5	строительство новой котельной на база ЦТП	2013	10,17	1	уход от покупного тепла ОАО "Ратеп"		ул. Физкультурная, 7а	88,6
6	строительство газовой на 20 Гкал/час	2013-2014	16,99	3,7	отказ от покупного тепла ОАО "Ратеп" и ДОАО 250 з-д ЖБИ		ул. Дзержинского, Фрунзе, Комсомольская, Пограничная, Войкова	18
	Ступинский м.р.
1	Реконструкция тепломагистрали N 1	2014	22	0,4	Новое строительство в районе улиц Первомайская и пр. Победы	ТЭЦ-17	г. Ступино	70
2	Реконструкция теплотрассы по ул. Первомайская от тк-8 до ж.д. 97 по ул. Пушкина	2014	20	1		ТЭЦ-17	г. Ступино	30
3	Реконструкция тепломагистрали N 2	2012	7	0,5	Строительство микрорайонов "Центральный", "Юго-Западный"	ТЭЦ-17		60
		2013	10	0,6		ТЭЦ-17	г. Ступино	75
		2014	15	0,4		ТЭЦ-17	г. Ступино	50
4	Реконструкция теплотрассы от ТК-236 до ж.д. 10 по ул. Калинина	2014	10	0,3	Новое строительство в центральной части города (переулок Банный)	ТЭЦ-17	г. Ступино	30
5	Реконструкция теплотрассы от ТК-238 до ТК-336 по ул. Калинина	2015	10	0,4		ТЭЦ-17	г. Ступино	35
6	Реконструкция теплотрассы в с. Ивановское от ТК-5 до ТК-6	2012		0,09		котельная с. Ивановское	Ступинский район, с. Ивановское	0,70
7	Реконструкция теплотрассы в с. Семёновское по ул. Совхозная	2012		0,2		котельная с. Семёновское	Ступинский район, с. Семёновское	0,34
8	Реконструкция теплотрассы в с. Семёновское по ул. Совхозная	2013		0,5		котельная с. Семёновское	Ступинский район, с. Семёновское	2,00
9	Реконструкция теплотрассы в с. Ивановское по ул. Школьная от д. 2 до д. 6	2014		0,5		котельная с. Ивановское	Ступинский район, с. Ивановское	2,50
10	котельная		5	7	отопление и горячее водоснабжение с. Березнецово, т.к. котельной в населенном пункт нет.	котельная	с. Березнецово	25
11	тепловые сети Дом Культуры в п. Михнево	2015	0,4	0,5	Новое строительство	Котельная МК	п. Михнево	1,4
12	Строительство жилого 9-ти этажного дома	2015	0,5	0,3	Новое строительство	Котельная МК	п. Михнево	0,8
13	Тепловые сети капитальный ремонт	2020	0	32,4	Замена отслуживших нормативны	Замена отслуживших нормативный срок сетей	п. Михнево п. Усады с. Татариново	92,0
14	Газовая котельная капитальное строительство	2020	9,8	0	Отключение котельной ОАО "Климатехника"	Газовая котельная	п. Михнево	50,0
	Чеховский м.р.
1	два ж/дома по ул. Садовая	2012	2,30		Реконструкция тепловых сетей от котельной N 2В	котельная N 2В	мкр."Вокзальный"
2	ж/дом ул. Молодежная	2012	2,66		Необходимость реконструкции существующей ЦТП-4, реконструкция тепловых сетей от кот. N 2В	котельная N 2В	1кв-л "Полиграфкомбината"
3	три ж/дома ул. Чехова (застройка Чехова, 79)	2012 - 2013	3,31			котельная N 2В	ул. Чехова
4	гостинично-спортивный комплекс	2012 - 2013	2,2		Выполнение работ по реконструкции котельной N 1	Котельная N 1	5-й микрорайон
5	два ж/дома по ул. Московская	2012 - 2013	2		Проведение работ по 2-му этапу реконструкции ЦТП-5	Котельная N 1	5-й микрорайон
6	школа на 550 учащ.	2012 - 2013	1,66			Котельная N 1	5-й микрорайон
7	школа на 375 учащ.	2012 - 2013	0,6		замена оборудования на котельной N 9	Котельная N 9	мкр. "Олимпийский"
8	жилой дом по ул. Садовая	2013	1,36		замена оборудования на котельной N 2В	котельная N 2В	мкр. "Вокзальный"
9	три жилых дома ул. Лопасненская	2013	2,73		Необходимость реконструкции существующей ЦТП-2	котельная N 2В	Центральный мкр.
10	ж/дом ул. Чехова, 16 (на месте к/т "Чайка"	2013	1,2		Теплоснабжение через ИТП	котельная N 2В	мкр. "Вокзальный"
	Шатурский м.р.
1	Котельная	2013	5,42		замена угольной котельной, большие эксплуатационные затраты, физически и морально устарела	газовая блочно-модульная котельная	п. Пустоши	12,12
2	Котельная	2016	2,52		замена угольной котельной, большие эксплуатационные затраты, физически и морально устарела	газовая блочно-модульная котельная	с. Пустоша	14
3	Котельная	2015	2		замена дизельной котельной, большие эксплуатационные затраты, физически и морально устарела	газовая блочно-модульная котельная	п. Мещерский Бор	9,3
4	Котельная	2015	0,95		замена угольной котельной, большие эксплуатационные затраты, физически и морально устарела	газовая блочно-модульная котельная	д. Голыгино	4,6
5	Тепловая сеть	2012 - 2015		3,1	Ветхий трубопровод	тепловая сеть	с. Дмитровский Погост	6,6
	Шаховской м.р.
1	Школа искусств в п. Шаховская и жилые многоквартирные дома	2015 - 2018 гг.	1,9873	3	Строительство котельной необходимо в связи со строительством новых объектов в третьем микрорайоне п. Шаховская и большой удаленности этого микрорайона от действующих котельных.	Строительство блочной газовой котельной	п. Шаховская, 3-й микрорайон	45
	Щелковский м.р.
1	Закольцовка магистральных сетей котельных N 2 по ул. Строителей и N 3 по ул. Пионерская, г. Щёлково	2013		0,6	Возможность работы одной котельной в летний период, повышение энергоэффективности и улучшение экологической ситуации		г. Щёлково	10
	г.о. Электросталь
1	ГТУ ТЭЦ	ориентировочно 2015 - 2016 г.г.	40	1,3	Дефицит тепловой и гидравлической мощностей котельных "Южная" и "Северная"	ГТУ-ТЭЦ	С западной стороны Фрязевского шоссе в районе стадиона "Авангард"	В стадии проработки

Приложение А

Схема
перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2014 - 2018 г.г.

N п/п	Наименование мероприятия (проекта)	Единицы измерения	Проектная мощность	Год ввода первич. оборудования (окончание стр-ва*)	Кап. вложения млн. руб.	Организация, ответств. за реализацию проекта
	Восточные электрические сети
	I. Строительство и реконструкция электросетевых объектов напряжением 500 кВ
	Ногинский м.р.
1.	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500/220/110/10 кВ Ногинск (2 АТ 500/220 кВ; 4 АТ 220/110 кВ; 2 Т 220/10 кВ)	МВА Мвар	2х500 4х250 2х100 200	2015 (2017)	10908,0	ОАО "ФСК ЕЭС"
	Щелковский м.р.
2.	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Трубино (4 АТ 500/220 кВ; 2 АТ 220/110 кВ; 2 Т 220/10 кВ)	МВА	2х500 2х250 2х100	2016 (2017)	9375,1	ОАО "ФСК ЕЭС"
	II. Строительство и реконструкция электросетевых объектов напряжением 220, 110, 35 кВ
	г.о. Балашиха
	Объекты реконструкции
3.	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ N 681 "Алмазово" реконструкция ОРУ-110 кВ	МВА	2х63	2013 (2014)	586,3	ОАО "МОЭСК"
4.	ВЛ 110 кВ "Дроздово-Горенки" 1, 2	км	2х10,2	2014	184,6	ОАО "МОЭСК"
5.	ПС 110/35/6 кВ N 22 "Кучино", в т.ч. ПИР	МВА	2х63	2015 (2016)	527,0	ОАО "МОЭСК"
6.	Ввод в работу комплекса противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС 110 кВ Кислородная			2016 (2017)	180,0	ОАО "МОЭСК"
	Воскресенский м.р.
	Новое строительство
7.	ПС 110 кВ Белозерская с заходами ВЛ 110 кВ Бронницы тяг. - Виноградово тяг. с отп. на ПС Фаустово строительство второй цепи транзита 110 кВ ВЛ Гжель - Бронницы тяговая	МВА км	2х63 22	2019 (2020)	1191,0	инвестор
	Объекты реконструкции
8.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Фосфоритная-Пески"	км	10,5	2015	81,3	ОАО "МОЭСК"
9.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Фосфоритная-Сирена"	км	8,5	2016	77,2	ОАО "МОЭСК"
10.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Пески - Фабричная"	км	6,1	2016	85,7	ОАО "МОЭСК"
11.	ПС 35/10 кВ N 761 "Фетровая"	МВА	2х6,3	2015 (2016)	145,6	ОАО "МОЭСК"
	Егорьевский м.р.
	Новое строительство
12.	ПС 220/110/6 кВ N 734 "Сирена" (перевод на 220 кВ) с заходами ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Пески и ВЛ 220 кВ Крона - Пески	МВА км	2х125 4х1,5	2017 (2018)	3315,9	ОАО "МОЭСК"
13.	ВЛ 110 кВ "Егорьевск-Сирена"*	км	3,5	2019 (2020)	26,7	ОАО "МОЭСК"
	Объекты реконструкции
14.	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ N 52 "Двойня"	МВА	2х25	2014 (2015)	581,3	ОАО "МОЭСК"
15.	Установка ИРМ на ПС 110/35/6 кВ N 155 "Радовицы"	Мвар	50	2014 (2015)	112,1	ОАО "МОЭСК"
16.	Реконструкция ПС 110/6 кВ N 38 "Бережки"	МВА	2х63	2017 (2018)	589,0	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Железнодорожный
	Новое строительство
17.	ПС 220/10 (20) кВ Павлино с заходами ВЛ 220 кВ Ногинск - Каскадная	МВА км	2х100 2х0,5	2019 (2020)	1472,6	инвестор
	Объекты реконструкции
18.	Реконструкция ПС 110/10 кВ N 696 "Прогресс"	МВА	2х63	2015 (2016)	358,0	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Коломна
	Новое строительство
19.	ПС 110/10 кВ "Колычево"	МВА	2х40	2014	825,6	ОАО "Энергоцентр"
	Объекты реконструкции
20.	Реконструкция ПС 110/10 кВ N 565 "Митяево" с заменой тр-ра 10 МВА на 25 МВА	МВА	1х25	2014 (2015)	452,9	ОАО "МОЭСК"
	Коломенский м.р.
	Объекты реконструкции
21.	ПС 220/110/10 кВ N 401 Голутвин	МВА	2х200	2018 (2019)	2819,4	ОАО "ФСК ЕЭС"
22.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Бакунино-Суворово"	км	13,3	2014	123,6	ОАО "МОЭСК"
	Луховицкий м.р.
	Новое строительство
23.	ПС 110/10 кВ "Злобино"	МВА	2х25	2015 (2016)	609,8	ОАО "Московская областная энергосетевая компания"
	Объекты реконструкции
24.	ПС 110/10 кВ N 678 "Ларино", замена тр-ра 16 МВА на 40 МВА	МВА	40	2015 (2016)	216,7	ОАО "МОЭСК"
25.	ПС 35/10 кВ  723 "Пойма"	МВА	2х6,3	2016 (2017)	163,1	ОАО "МОЭСК"
26.	ПС 35/10 кВ N 363 "Луховицы"	МВА	2х10	2017 (2018)	40,9	ОАО "МОЭСК"
	Ногинский м.р.
	Объекты реконструкции
27.	ПС 110/35/6 кВ N 43 "Истомкино"	МВА	2х40	2013 (2014)	686,7	ОАО "МОЭСК"
28.	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ N 414 "Кудиново"	МВА	2х40	2014 (2015)	283,2	ОАО "МОЭСК"
29.	Установка ИРМ на ПС N 414 Кудиново	Мвар	2х25	2015 (2016)	112,1	ОАО "МОЭСК"
30.	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ N 100 "Купавна"	МВА	2х16	2015 (2016)	180,9	ОАО "МОЭСК"
31.	ВЛ 110 кВ Кудиново - Минеральная	км	9	2015	7,1	ОАО "МОЭСК"
32.	ПС 110/35/6 кВ N 333 "Ельня", замена тр-ров напряжением 35/6 кВ 2х7,5 МВА на 2х10 МВА	МВА	2х10	2017 (2018)	41,0	ОАО "МОЭСК"
33.	ПС 35/6 кВ N 225 Голубино	МВА	2х6,3	2017 (2018)	33,6	ОАО "МОЭСК"
	Павлово-Посадский м.р.
	Объекты реконструкции
34.	Реконструкция ПС 35/10 кВ N 828 "Огуднево" с заменой тр-ра 3, 2 МВА на 10 МВА	МВА	10	2013	125,8	ОАО "МОЭСК"
35.	Реконструкция ПС 35/10/6 кВ N 34 "Васютино" с заменой тр-ров напряжением 35/6 кВ 3, 2 МВА и 2, 5 МВА на 2х4 МВА	МВА	2х4	2014 (2015)	55,2	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Реутов
	Новое строительство
36.	ПС 110/10 кВ Реутово со строительством ЛЭП 110 кВ Каскадная-Реутово 1, 2	МВА км	2х40 2х5	2014 (2015)	904,6	ООО "РеутЭнерго"
	Объекты реконструкции
37.	Реконструкция ПС 220/110/10 кВ N 212 "Восточная", замена автотрансформаторов и реконструкция ОРУ 110 кВ	МВА	2х250	2018 (2019)	1772,6	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Фрязино
	Объекты реконструкции
38.	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ N 206 "Фрязино"	МВА	+1х40	2014 (2015)	206,9	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Черноголовка
	Объекты реконструкции
39.	ПС 110/35/10 кВ N 579 "Черноголовка"	МВА	2х40	2018 (2019)	133,1	ОАО "МОЭСК"
	Шатурский м.р.
	Объекты реконструкции
40.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Шатура-Экситон с отп.", "Шатура-Дулёво с отп."	км	2,5	2016	21,0	ОАО "МОЭСК"
41.	Замена выключателей на РУ-220 кВ ГРЭС-5			2013 (2015)		ОАО "Э.ОН Россия"
	Щелковский м.р.
	Объекты реконструкции
42.	Установка ИРМ на ПС 110/35/10 кВ N 742 "Орбита"	Мвар	2х25	2014 (2015)	192,3	ОАО "МОЭСК"
43.	ПС 110/35/10 кВ N 705 "Жегалово", замена тр-ров 2х25 МВА на 2х63 МВА	МВА	2х63	2014 (2015)	185,3	ОАО "МОЭСК"
44.	ПС 35/6 кВ N 226 "Горелово", замена тр-ра 3,2 МВА на 10 МВА и реконструкция транзита "Фрязино-Глебово-Голубино-Горелово-Гудово-Софрино"	МВА км	10 66	2018 (2020)	764,1	ОАО "МОЭСК"
45.	Ввод в работу комплекса противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС 110 кВ Гребнево, ПС 110 кВ Райки, ПС 110 кВ Монино			2016	180	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Электросталь
	Объекты реконструкции
46.	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ N 130 "Электросталь" с заменой тр-ров 32 МВА и 45 МВА на 2х40 МВА	МВА	2х40	2017 (2018)	743,8	ОАО "МОЭСК"
47.	Ввод в работу комплекса противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС 110 кВ Черноголовка, ПС 110 кВ Хотьково, ПС 110 кВ Шульгино, ПС 110 кВ Булгаково, ПС 110 кВ Карьер, ПС 110 кВ Шиферная, ПС 110 кВ Непецино, ПС 110 кВ Клишино.			2015 (2016)	180,0	ОАО "МОЭСК"
48.	ПС 35/10/6 кВ N 10 "Красный угол", замена тр-ра 1, 8 МВА на 4 МВА	МВА	4	2017 (2018)	130,0	ОАО "МОЭСК"
	Западные электрические сети
	I. Строительство и реконструкция электросетевых объектов напряжением 500 кВ
	Волоколамский муниципальный район
49.	Вторая ВЛ 500 кВ Грибово-Дорохово	км	85	2016 (2017)	2823,4	ОАО "ФСК ЕЭС"
	Наро-Фоминский муниципальный район
	Объекты нового строительства
50.	ПС 500 кВ Софьино с заходами ВЛ 500 кВ Дорохово-Панино	МВА км	2х501 2х0,5	2019	1592,0	ОАО "ФСК ЕЭС"
	Рузский муниципальный район
	Объекты нового строительства
51.	ВЛ 500 кВ Дорохово-ПП Панино	км	160 ШР-3х60	2016 (2017)	5157,3	ОАО "ФСК ЕЭС"
52.	ВЛ 500 кВ Дорохово-Обнинск	км	110	2019	3381,2	ОАО "ФСК ЕЭС"
	II. Строительство и реконструкция электросетевых объектов напряжением 220, 110, 35 кВ
	Волоколамский муниципальный район
	Новое строительство
53.	Строительство второй цепи ВЛ 220 кВ Грибово-Шмелево	км	40	2020	1162,4	ОАО "ФСК ЕЭС"
	Объекты реконструкции
54.	Реконструкция ВЛ 220 кВ Дровнино - Грибово	км	49,5	2017	538,0	ОАО "ФСК ЕЭС"
55.	Реконструкция ВЛ-110 кВ с перезаводом в новое РУ-110 кВ ПС-750 кВ "Грибово" (1-й пусковой комплекс)	км	15	2013 (2014)	386,4	ОАО "МОЭСК"
56.	Ввод в работу комплекса противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС N 395 110/35/10 кВ Панфиловская, ПС N 714 110/10 кВ Давыдково, ПС N 683 110/10/6 кВ Ядрошино, ПС N 551 110/10/6 кВ Пернатово			2013 (2014)	180,0	ОАО "МОЭСК"
57.	ВЛ 110 кВ Волоколамск-Чисмена-Румянцево-Ядрошино (с сооружением второй цепи ВЛ 110 кВ Волоколамск-Ядрошино)	км	118,16	2017 (2018)	1452,8	ОАО "МОЭСК"
58.	ПС N 395 110/35/10кВ Панфиловская	МВА км	2х40 7,93	2013	1138,6	ОАО "МОЭСК"
59.	ПС N 405 110/35/10 кВ Волоколамск	МВА	2х40	2017 (2018)	768,4	ОАО "МОЭСК"
60.	ПС N 407 35/10 кВ Осташево	МВА	2х6,3	2019 (2020)	79,9	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Звенигород
	Объекты нового строительства
61.	ПС 220/110/10 кВ Саввинская с заходами двухцепной КВЛ 220 кВ Дорохово - Слобода 1, 2	МВА км	2х250 4х0,2	2016 (2017)	1640,0	инвестор
62.	ВЛ 110 кВ Саввинская-Успенская 1, 2 и ВЛ 110 кВ Саввинская-Звенигород 1, 2	км	2х10 2х2	2016 (2017)	15,8	инвестор
	Объекты реконструкции
63.	Реконструкция ПС N 584 110/35 Звенигород	МВА	2х40 2х63	2014 (2015)	593,7	ОАО "МОЭСК"
	Истринский муниципальный район
	Объекты нового строительства
64.	ПС 220/10 кВ Назарьево	МВА	2х100	2014 (2015)	1472,6	ООО "АкваСтрой ТЭК"
		МВА	2х100	2020	71,3
65.	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Радищево - Луч и ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево на ПС 220/10 кВ Назарьево	км	4х0,5	2015	702,4	ОАО "ФСК ЕЭС"
66.	ПС N 542 110/35/10 кВ Петровская (перевод на 110 кВ)	МВА км	2х25 2х10	2019 (2020)	57,8	ОАО "МОЭСК"
	Объекты реконструкции
67.	Реконструкция ПС N 151 220 кВ Шмелево и сооружение заходов ВЛ 110 кВ	МВА км	+2х200 4х5	2019 (2020)	1285	ОАО "ФСК ЕЭС"
68.	Реконструкция ПС N 475 220/110/10 кВ Луч	МВА	2х200 2х80	2014 (2015)	2320,3	ОАО "ФСК ЕЭС"
69.	ВЛ 110 кВ Луч-Пернатово-Ядрошино (с сооружением второй цепи ВЛ 110 кВ Луч-Ядрошино)	км	38,8	2013 (2014)	281,3	ОАО "МОЭСК"
70.	ПС N 260 110/10/6 кВ Дедово реконструкция с заменой трансформаторов	МВА	2х40	2013 (2015)	319,2	ОАО "МОЭСК"
71.	ВЛ 110 кВ Луч-Манихино-Духанино-Дедово (с сооружением второй цепи)	км	101,8	2017 (2018)	1251,6	ОАО "МОЭСК"
72.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Нахабино-Слобода, Слобода-Дедово"	км	36,2	2014 (2015)	374,4	ОАО "МОЭСК"
73.	ПС N 551 110 кВ Пернатово	МВА	2х63	2016 (2017)	587,0	ОАО "МОЭСК"
74.	Установка БСК на ПС N 683 110/10/6 кВ Ядрошино	Мвар	1х50	2016 (2017)	111,5	ОАО "МОЭСК"
75.	ПС N 683 110/10/6 кВ Ядрошино	МВА	2х63	2017 (2018)	584,1	ОАО "МОЭСК"
76.	ПС N 802 110/10 кВ Духанино	МВА	2х25	2017 (2018)	1569,1	ОАО "МОЭСК"
77.	ПС N 423 110/10 кВ Румянцево	МВА	2х40	2015 (2016)	144,4	ОАО "РЖД"
78.	ПС 110/10 кВ Манихино	МВА	2х25	2015 (2016)	368,9	ОАО "РЖД"
79.	ПС N 307 35/10 кВ Лыщево	МВА	2х6,3	2013 (2014)	62,0	ОАО "МОЭСК"
80.	ПС N 576 35/6 кВ Снегири	МВА	2х10	2014 (2015)	419,4	ОАО "МОЭСК"
81.	ПС N 304 35/6 кВ Истра	МВА	2х6,3	2014 (2015)	82,9	ОАО "МОЭСК"
	Можайский муниципальный район
	Объекты реконструкции
82.	ВЛ 110 кВ Можайск-Бородино, ВЛ 110 кВ Можайск-Шевардино	км	49,77	2016 (2017)	451,1	ОАО "МОЭСК"
83.	Реконструкция ПС N 355 110/35/10 кВ Можайск	МВА	2х63	2015 (2016)	720,7	ОАО "МОЭСК"
84.	ВЛ 110 кВ Кукарино-Лидино	км	28	2019 (2020)	308,8	ОАО "МОЭСК"
	Наро-Фоминский муниципальный район
	Объекты нового строительства
85.	ПС 220/10 кВ Котово с заходами ВЛ 220 кВ Кедрово-Бугры	МВА км	2х40 2х0,5	2013 (2014)	680,7	ООО "Нарпром-развитие"
	Объекты реконструкции
86.	ПС N 107 220/110/35/10 кВ Кедрово	МВА	3х125 3х40	2019 (2020)	2504,8	ОАО "ФСК ЕЭС"
87.	ПС N 25 220/110/10 Встреча	МВА	2х40	2020	133,1	ОАО "МОЭСК"
88.	Замена выключателей масленных на элегазовые на ПС N 158 110/35/10 кВ Мишуково			2013	10,9	ОАО "МОЭСК"
89.	Замена выключателей масленных на элегазовые ПС N 392 110/35/10 кВ Верея			2013	3,9	ОАО "МОЭСК"
90.	Реконструкция ПС N 308 110/35/10/6 кВ Наро-Фоминск	МВА	3х63	2014 (2015)	795,1	ОАО "МОЭСК"
91.	Реконструкция ПС N 575 110/10 кВ Селятино	МВА	2х40	2017 (2018)	133,1	ОАО "МОЭСК"
92.	ПС N 295 Кленово 35 кВ	МВА	2х6,3	2013 (2014)	104,5	ОАО "МОЭСК"
	Одинцовский муниципальный район
	Объекты нового строительства
93.	ПС 220/110/10 кВ Ромашково с сооружением заходов КВЛ 220 кВ Очаково - Красногорская и КВЛ 220 кВ Очаково - Лыково	МВА км	2х250 4х2	2016 (2018)	1718,3	Инвестор
94.	Сооружение заходов на ПС 220/110/10 кВ Ромашково КВЛ 110 кВ Немчиновка-Барвиха 1, 2 цепи	км	4х1	2016 (2018)	32,5	Инвестор
	Объекты реконструкции
95.	Реконструкция ВЛ-110 кВ "Дарьино-Успенская"+ВОЛС	км	12,2	2015 (2016)	279,0	ОАО "МОЭСК"
96.	ВЛ 110 кВ "Кубинка-Мухино" +ВОЛС	км	40	2013	261,3	ОАО "МОЭСК"
97.	ВЛ 110 кВ "Кубинские 1, 2" + ВОЛС	км	37,4	2013	367,6	ОАО "МОЭСК"
98.	Реконструкция ПС N 316 110/35 кВ Дарьино	МВА	2х80	2015 (2016)	1131,1	ОАО "МОЭСК"
99.	ПС N 11 110/10 кВ Соловьево реконструкция РУ 110 кВ, замена трансформаторов	МВА	2х25	2015 (2016)	1021,1	ОАО "МОЭСК"
100.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Кубинка - Ивановская 1, 2" с сооружением отпаек на ПС N 584 110/35/6 кВ "Звенигород"	км	18	2014	142,7	ОАО "МОЭСК"
101.	Реконструкция ПС N 645 110/6 кВ Сушкинская	МВА	2х40	2014 (2015)	944,1	ОАО "МОЭСК"
102.	ПС N 117 110/35/10/6 кВ Голицыно	МВА	2х40	2017 (2018)	1040,4	ОАО "МОЭСК"
103.	ВЛ 110 кВ Кубинка-Сухарево	км	18,6	2017	326,2	ОАО "МОЭСК"
104.	Реконструкция ПС N 189 110/35/6 кВ Успенская (реконструкция ОРУ-110 кВ с заменой тр-ров)	МВА	2х40 2х40	2018 (2020)	249,7	ОАО "МОЭСК"
105.	ПС N 118 Кубинка (реконструкция ОРУ-110 кВ с заменой тр-ров)	МВА	2х25	2013	318,0	ОАО "МОЭСК"
106.	ПС N 188 110/35/6 кВ Одинцово, реконструкция с заменой трансформаторов	МВА	2х63	2013	1568,9	ОАО "МОЭСК"
107.	ПС N 783 110/10/6 кВ Отрадное	МВА	2х80	2013	1260,0	ОАО "МОЭСК"
108.	ПС N 67 110/10/6 кВ Усово, реконструкция РУ 110 кВ	МВА	2х63	2013	470,0	ОАО "МОЭСК"
109.	Реконструкция ПС N 482 35/6 кВ Дачная, замена трансформаторов 35/6 кВ 2х6,3 МВА на 2х10 МВА	МВА	2х10	2013 (2014)	332,7	ОАО "МОЭСК"
110.	ПС 35 кВ N 293 35/6 кВ Каменская	МВА	2х6,3	2013 (2014)	204,5	ОАО "МОЭСК"
	Рузский муниципальный район
	Объекты нового строительства
111.	Сооружение заходов на РУ 110 кВ ПС 500 кВ Дорохово ВЛ 110 кВ Можайск-Мухино, ВЛ 110 кВ Можайск-Макарово, ВЛ 110 кВ Можайск-Шелковка	км	49	2013 (2014)	556,4	ОАО "МОЭСК"
	Объекты реконструкции
112.	ВЛ 110 кВ Мухино-Можайск	км	46,6	2017 (2018)	543,7	ОАО "МОЭСК"
113.	ВЛ 110 кВ Сухарево-Можайск	км	18,6	2017 (2018)	326,2	ОАО "МОЭСК"
114.	ПС N 701 110/10 кВ Сухарево (замена выключателя)	шт	1	2013	38,0	ОАО "МОЭСК"
115.	ПС N 249 110 кВ Тучково	МВА	2х40	2015 (2016)	320,0	ОАО "РЖД"
116.	ПС N 649 35/10 кВ Северная	МВА	2х10	2017 (2018)	41,0	ОАО "МОЭСК"
117.	ПС N 618 35/10 кВ Никольское	МВА	6,3	2019 (2020)	16,6	ОАО "МОЭСК"
	Шаховской муниципальный район
	Объекты нового строительства
118.	ПС N 528 110/35/10 кВ Манеж (перевод на 110 кВ со строительством ВЛ 110 кВ Шаховская-Манеж и ВЛ 110 кВ Лотошино-Манеж)	МВА км	2х16 30	2020	717,8	ОАО "МОЭСК"
	Объекты реконструкции
119.	ПС N 406 110/35/10 кВ Шаховская	МВА	2х25	2013 (2015)	28,9	ОАО "МОЭСК"
	Северные электрические сети
	I. Строительство и реконструкция электросетевых объектов напряжением 500 кВ
	Сергиево-Посадский м.р.
	Новое строительство
120.	ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС-Ярцево 1, 2 с расширением ПС 220 кВ Ярцево и реконструкцией ВЛ 500 кВ Конаково-Трубино	МВА МВА км км	2х501, 2х250 2х30, 2х1	2013	6355,8	ОАО "ФСК ЕЭС"
121.	ВЛ 500 кВ ЗаГАЭС-2 - Трубино	км	90	2014	3623,4	ОАО "ФСК ЕЭС"
	II. Строительство и реконструкция электросетевых объектов напряжением 220, 110, 35 кВ
	Дмитровский м.р.
	Новое строительство
122.	Заходы ВЛ 220 кВ Ярцево-Радуга на ПС 220/110/10 кВ Дмитров	км	2х15	2016	710,7	ОАО "ФСК ЕЭС"
123.	ПС 220/110/10 кВ Филимоново (Подъячево) с заходами ВЛ 220 кВ Шуколово - Радищево* и ВЛ 110 кВ Константиново-Юрьево 1, 2	МВА км	2х200 29	2015 (2016)	2855,0	ОАО "МОЭСК"
	Объекты реконструкции
124.	ОРУ 220 кВ на ПС 750 кВ Белый Раст с установкой АТ 500/220 кВ, заходами ВЛ 220 кВ и ВЛ 220 кВ Б. Раст-Западная	МВА км	2х501, 2х50	2019 (2020)	2545,0	ОАО "ФСК ЕЭС"
125.	ВЛ 110 кВ Орево-Экран	км	51,4	2013 (2014)	428,6	ОАО "МОЭСК"
126.	ВЛ 110 кВ Орево-Перемилово	км	15,90	2013 (2014)	153,4	ОАО "МОЭСК"
127.	ПС 110/35/10/6 кВ N 669 Рогачево	МВА	2х25	2014 (2015)	368,9	ОАО "МОЭСК"
128.	ПС 110/35/10/6 кВ N 555 Игнатово	МВА	63	2019 (2020)	92,6	ОАО "МОЭСК"
129.	ПС 35/6 кВ N 691 Лаврово	МВА	2х10	2014 (2015)	169,1	ОАО "МОЭСК"
130.	ПС 35/6 кВ N 717 Мелихово	МВА	2х10	2014 (2015)	150,6	ОАО "МОЭСК"
131.	ПС 35/6 кВ N 207 Ветрово	МВА	4	2017 (2018)	82,5	ОАО "МОЭСК"
132.	ПС 35/6 кВ N 184 Вахромеево	МВА	2х6,3	2016 (2017)	141,1	ОАО "МОЭСК"
133.	ПС 35/6 кВ N 96 Катуар	МВА	10, 16	2018 (2019)	46,8	ОАО "МОЭСК"
134.	Ввод в работу комплекса противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районах расположения Мобильных ГТЭС (ПС Игнатово, ПС Пушкино, ПС Рублево, ПС Сырово)			2016 (2017)	180	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Долгопрудный
	Объекты реконструкции
135.	ПС 110/10 КВ N 420 Долгопрудная	МВА	2х40	2015 (2016)	133,0	ОАО "МОЭСК"
136.	ПС 35 кВ N 99 Водники	МВА	2х10	2014 (2015)	108,3	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Ивантеевка
	Новое строительство
137.	ПС 220/10 кВ Серебрянка (Ивантеевка) со строительством ВЛ 220 кВ Трубино - Серебрянка (Ивантеевка) 1, 2	МВА км	2х250 2х5	2020	856,1	инвестор
	Объекты реконструкции
138.	ПС 110/35/10 кВ N 541 Речная	МВА	2х40	2015 (2016)	141,5	ОАО "МОЭСК"
	Клинский м.р.
	Новое строительство
139.	Стр-во ПС 220/10 кВ Сохино с заходами ВЛ 220 кВ Радищево - Луч и ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево	МВА км	4х100 4х4	2020	1544,0	инвестор
	Объекты реконструкции
140.	ПС 110/35/6 кВ N 181 Клин	МВА	2х80	2014 (2015)	196,1	ОАО "МОЭСК"
141.	ПС 35/10 кВ N 247 Малеевка	МВА	2х6,3	2014 (2015)	164,9	ОАО "МОЭСК"
142.	ПС 35/10 кВ N 647 Нудоль	МВА	4	2020	13,5	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Королев
	Новое строительство
143.	ПС 220/110/10 кВ Болдино ("Ново-Костино") с заходами КВЛ 220 кВ Трубино-ТЭЦ-23 и ВЛ 110 кВ Н. Подлипки-Клязьма, Н. Подлипки-Подлипки	МВА км	2х125, 23,5	2015 (2017)	2376,6	ОАО "МОЭСК"
	Объекты реконструкции
144.	ПС 220/110/35/10/6 кВ N 257 Хвойная	МВА	2х250	2015 (2016)	610,2	ОАО "МОЭСК"
145.	ВЛ 110 кВ Клязьма-Пушкино, с заменой опор и провода на большее сечение - 5,4 км	км	5,4	2013	64,5	ОАО "МОЭСК"
146.	ПС 110/10/6 кВ N 255 Костино	МВА	2х63	2013 (2014)	603,8	ОАО "МОЭСК"
147.	ВЛ 110 кВ Хвойная-Н. Подлипки 1,2 с образованием ВЛ Хвойная-Тополь, Н. Подлипки-Клязьма	км	5,04	2013 (2014)	144,8	ОАО "МОЭСК"
148.	ВЛ 110 кВ Хвойная -Подлипки III с отп.	км	2,52	2013 (2014)	99,1	ОАО "МОЭСК"
149.	ПС 110/35/6 кВ N 336 Клязьма	МВА	2х63	2015 (2016)	551,7	ОАО "МОЭСК"
150.	ВЛ 110 кВ Клязьма-Тополь	км	9	2015 (2016)	92,9	ОАО "МОЭСК"
	Красногорский м.р.
	Новое строительство
151.	ПС 220/20 кВ Архангельская с КЛ 220 кВ Западная-Архангельская 1,2 и КЛ 220 кВ Красногорская-Архангельская	МВА км	4х100 2х11 1 км	2015-2016	5831,0	ЗАО "Рублево-Архангельское"
	Объекты реконструкции
152.	ВЛ 110 кВ Красногорская-Нахабино 1,2	км	12,6	2013 (2014)	181,6	ОАО "МОЭСК"
153.	ПС 110/10/6 кВ N 82 Павшино	МВА	2х63	2017 (2018)	157,8	ОАО "МОЭСК"
154.	ПС 110/36/10/6 кВ N 145 Нахабино	МВА	2х40	2019 (2020)	471,2	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Лобня
	Новое строительство
155.	ПС 110 кВ Женевская с заходом ВЛ 110 7001190470011904кВ Шереметьево-Луговая	МВА км	2х80 2х1,5	2014	982,0	ОАО "Энергоцентр"
	Объекты реконструкции
156.	ПС 110/35/10/6 кВ N 325 Луговая	МВА	1х40, 2х63	2014 (2015)	841,2	ОАО "МОЭСК"
157.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Хлебниково-Луговая с увеличением пропускной способности, сооружение второй цепи	км	27,6	2016	277,1	ОАО "МОЭСК"
158.	ПС 35/6 кВ N 40 Лобня	МВА	2х16	2014 (2015)	126,4	ОАО "МОЭСК"
	Мытищинский м.р.
	Новое строительство
159.	ПС 220/10 кВ Тарусово с заходами КЛ 220 кВ Хлебниково-ТЭЦ-27	МВА км	2х63 2х2	2015	1047,0	ОАО "ФСК ЕЭС"
	Объекты реконструкции
160.	ПС 220/110/6 кВ N 676 Уча	МВА	2х250	2013 (2014)	2220,6	ОАО "МОЭСК"
161.	ПС 220/6 кВ N 13 Тайнинка	МВА	2х63	2020 (2021)	718,2	ОАО "МОЭСК"
162.	ВЛ 110 кВ Уча-Шереметьево, Уча-Долгопрудная	км	17,5	2013 (2014)	297,3	ОАО "МОЭСК"
163.	ПС 110/35/6 кВ N 198 Н. Подлипки	МВА	2х40	2014 (2015)	1101,2	ОАО "МОЭСК"
164.	ПС 110/10/6 кВ N 711 Тополь	МВА	2х63	2015 (2016)	144,3	ОАО "МОЭСК"
165.	ПС 110/10 кВ N 664 Аксаково (реконструкция сети 110 кВ)	км	6,2	2015	242,8	ОАО "МОЭСК"
166.	ВЛ 110 кВ Уча-Роса	км	6,7	2015 (2016)	81,9	ОАО "МОЭСК"
	Пушкинский м.р.
	Новое строительство
167.	ПС 220/110/10 кВ Тютчево(Н. Пушкино) с заходами ВЛ 220 кВ Н. Софрино-Уча и строительством ВЛ 110 кВ "Тютчево-Пушкино" и "Тютчево-гранит"	МВА км	2х200 40,8	2015 (2017)	2643,0	ОАО "МОЭСК"
168.	ПС 220/10 кВ Братовщина со строительством двух ЛЭП 220 кВ Трубино-Братовщина	МВА км	3х100 2х10	2014 (2015)	1279,7	ООО "Лендгрупп"
					426,2
169.	ПС 110 кВ Правда (перевод на напряжение 110 кВ), с заходами ВЛ 110 кВ Мамонтовская-Зеленоградская	МВА км	2х25, 2х1,0	2016 (2017)	1023,2	ОАО "МОЭСК"
	Объекты реконструкции
170.	ВЛ 220 кВ Н. Софрино-Уча	км	29,4	2014 (2015)	422,9	ОАО "МОЭСК"
171.	ВЛ 220 кВ Н. Софрино-Трубино	км	22,6	2015 (2016)	382,8	ОАО "МОЭСК"
172.	ПС 110/10/6 кВ N 685 Мамонтовская	МВА	2х40	2014 (2015)	655,1	ОАО "МОЭСК"
173.	ВЛ 110 кВ Майские 1,2	км	2,42	2015 (2016)	21,0	ОАО "МОЭСК"
174.	ВЛ 110 кВ Н. Софрино-Яхрома	км	85,6	2015 (2016)	878,7	ОАО "МОЭСК"
175.	ПС 110/10 кВ N 220 Ельдигино	МВА	2х16	2020 (2021)	517,4	ОАО "МОЭСК"
	Сергиево-Посадский м.р.
	Объекты реконструкции
176.	ПС 35/10 кВ N 545 Торгашино	МВА	2х10	2017 (2018)	41,0	ОАО "МОЭСК"
	Солнечногорский м.р.
	Новое строительство
177.	ПС 220/10 кВ Бабаиха с заходами ВЛ 220 кВ Б. Раст-Западная	МВА км	2х100 4х5	2020	1472,6	инвестор
	Объекты реконструкции
178.	ВЛ 110 кВ Алабушево-Поварово	км	18,2	2013 (2014)	191,6	ОАО "МОЭСК"
179.	ВЛ 110 кВ Радищево-Клин З и В	км	42,4	2013 (2014)	263,6	ОАО "МОЭСК"
180.	ПС 110/35/10 кВ N 71 Поварово	МВА	1х25, 2х40	2013 (2014)	488,3	ОАО "МОЭСК"
181.	ПС 110/10 кВ N 329 Осиновка	МВА	2х40	2013 (2014)	229,2	ОАО "МОЭСК"
182.	ПС 110/10/6 кВ N 429 Шереметьево, установка ИРМ	Мвар	50	2015 (2016)	126,9	ОАО "МОЭСК"
183.	ПС 110/35/6 кВ N 116 Солнечногорск	МВА	2х63	2014 (2015)	1603,3	ОАО "МОЭСК"
184.	ПС 110/10/6 кВ N 20 Алабушево	МВА	1х40	2016 (2017)	190,8	ОАО "МОЭСК"
185.	ПС 110/10 кВ N 765 Сенеж	МВА	2х40	2017 (2018)	171,0	ОАО "МОЭСК"
186.	ПС 110/10 кВ N 264 Мцыри	МВА	2х40	2017 (2018)	640,8	ОАО "МОЭСК"
187.	ПС 35/6 кВ N 185 Воробьево	МВА	2х10	2018 (2019)	41,0	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Дубна
	Новое строительство
188.	ПС 110 кВ Долино, строительство двух ЛЭП 110 кВ Темпы-Долино 1,2	МВА км	2х80, 2х14,5	2015	759,6	инвестор
	Талдомский м.р.
	Объекты реконструкции
189.	ПС 220/110/6 кВ Темпы	МВА	2х200 2x40	2014	2633,4	ОАО "ФСК ЕЭС"
190.	ПС 110/35/10 кВ N 803 Юркино 2	МВА	25	2013 (2014)	164,8	ОАО "МОЭСК"
191.	ПС 35/6 кВ N 442 Юркино 1	МВА	5,6	2014 (2015)	15,3	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Химки
	Новое строительство
192.	КВЛ 110 кВ Аэропорт-Долгопрудная 1,2	км	2х4,5	2015 (2016)	1285,8	ОАО "МОЭСК"
	Объекты реконструкции
193.	ПС 220/110/10/6 кВ N 681 Старбеево	МВА	2х250	2019 (2020)	957,2	ОАО "МОЭСК"
194.	ПС 110/35/10/6 кВ N 35 Октябрьская	МВА	2х40	2015 (2016)	945,1	ОАО "МОЭСК"
195.	ПС 110/10/6 кВ N 444 Бутаково	МВА	2х63 +1х40	2018 (2019)	170,2	ОАО "МОЭСК"
196.	ПС 110/10/10 кВ N 688 Планерная	МВА	2х40	2013	519,6	ОАО "МОЭСК"
197.	ПС 110/10/6 кВ N 429 Шереметьево	МВА	2х63	2013	1172,3	ОАО "МОЭСК"
	Южные электрические сети
	I. Строительство и реконструкция электросетевых объектов напряжением 500 кВ
	г.о. Домодедово
198.	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС N 509 500/220/110/10 кВ Пахра (2 АТ 500/220/10 кВ; 2АТ 220/110/10 кВ; 2Т 220/10 кВ)	МВА	2х500, 2х250, 2х100	2015 (2016)	7761,0	ОАО "ФСК ЕЭС"
199.	ПС Меткино 500/220 кВ с заходами ВЛ 500 кВ и ВЛ 220 кВ	МВА км	2х500 2х5 2х4,5	2020	2455,7	инвестор
	Каширский м.р.
	Объекты нового строительства
200.	ПП 500 кВ Ожерелье с заходами ВЛ 500 кВ Чагино - Михайловская и участком ВЛ 750 кВ отв. Калужская - ПП Ожерелье	км	500 кВ - 2х10 750 кВ - 10	2018 (2019)	2598,5	ОАО "ФСК ЕЭС"
	Раменский м.р.
	Объекты нового строительства
201.	ПП 500 кВ Панино с заходами ВЛ 500 кВ Чагино - Михайловская с отп. и ВЛ 500 кВ Кашира - Пахра	км	4х10	2016 (2017)	3053,3	ОАО "ФСК ЕЭС"
	II. Строительство и реконструкция электросетевых объектов напряжением 220, 110, 35 кВ
	г.о. Домодедово
	Объекты нового строительства
202.	ПС 220/110/20(10) кВ Меткино (2 АТ 220/110 кВ и 2Т 220/20(10) кВ) с заходом ВЛ 220 кВ Кашира - Пахра, Образцово- Лесная	МВА км	2х250 2х100 2х4,5	2015 (2016)	2137,8	ОАО "ФСК ЕЭС"
203.	Заходы ВЛ 110 кВ Сидорово - Взлетная, ВЛ 110 кВ Ляхово - Н. Домодедово, ВЛ 110 кВ Бор-Лужники, Бор-Добрыниха на ПС 220/110 кВ Меткино	км	4х2х1	2015	64,3	инвестор
204.	ПС 220/110/20(10) кВ Вельяминово с заходами ВЛ 220 кВ Кашира - Пахра (в перспективе - сооружение крыла 110 кВ)	МВА км	2х125 2х2,75	2015 (2016)	1145,0	инвестор
205.	ПС 220/20(10) кВ Купчинино с заходами ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная	МВА км	2х100 2х2 II этап 2х100	2015 (2016)2020	1676,9	инвестор
206.	ПС 220/20(10) кВ Гальчино и ВЛ 220 кВ Меткино-Гальчино, Купчинино-Гальчино	МВА км	2х160 2х10 2х3	2020	1778,2	инвестор
207.	ПС 220/20 кВ Константиново (Авдотьино) с заходами ВЛ 220 кВ Кашира - Пахра и ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная	МВА км	2х63 (или 2х160), 4х2,5	2015 (2016)	1176,5	инвестор
208.	ПС 220/20 кВ Кутузово (Макарово) с заходами ВЛ 220 кВ Лесная - Пахра и ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная	МВА км	2х63 (или 2х160), 4х2,5	2019	1311,6	инвестор
209.	ПС N 663 220/110/10 Взлетная (перевод на 220 кВ) со строительством ЛЭП 220 кВ Пахра - Взлетная 1,2	МВА км	2х200 2х100 2х15	2020 (2021)	2874,6	инвестор
210.	ПС 110/10 кВ Востряково с заходами ВЛ 110 кВ Тишково - Пахра и Бырыбино - Пахра	МВА км	2х80 2х2, 2х1	2015 (2016)	782,3	инвестор
211.	ПС 110/20(10) кВ Н. Барыбино с заходами ВЛ 110 кВ Барыбино - Нащекино 1,2	МВА км	2х63 4х4	2015 (2016)	787,7	инвестор
212.	ПС 110/20(10) кВ Н. Повадино с заходами ВЛ 110 кВ Бор - Добрыхиха, ВЛ 110 кВ Лужники - Добрыниха	МВА км	2х16 2х3,8, 2х2,8	2015 (2016)	683,0	инвестор
213.	ПС 110/10 кВ Яковлево (Ждановская)	МВА	2х63	2015 (2016)	996,0	ОАО "МОЭСК"
	Объекты реконструкции
214.	ПС N 663 110/10 кВ Взлетная	МВА	2х63	2014	770,8	ОАО "МОЭСК"
215.	Установка ИРМ на ПС N 663 110/10 кВ Взлетная	Мвар	2х25	2014	167,0	ОАО "МОЭСК"
216.	Ввод в работу комплекса противоаварийной автоматики (АОПО, АОСН) в районе ПС N 320 110/35/10/6 кВ Новодомодедово			2014	38,2	ОАО "МОЭСК"
217.	ПС N 226 110/10 кВ Бор	МВА	2х63 2х125	2013 (2014) 2020 (II этап)	350,0	ОАО "МОЭСК"
218.	ПС N 708 110/10 кВ Санаторная	МВА	2х40	2015 (2016)	342,3	ОАО "МОЭСК"
219.	ПС N 379 110/10 кВ Хомутово	МВА	2х40	2015 (2016)	366,7	ОАО "МОЭСК"
220.	ПС N 491 110/10 кВ Прудная	МВА	2х80	2015 (2016)	142,0	ОАО "МОЭСК"
221.	ПС N 320 110/35/10/6 Новодомодедово	МВА	+1х40	2015 (2016)	886,0	ОАО "МОЭСК"
222.	Реконструкция ВЛ-110 кВ Пахра-Апаренки с отп.	км	19	2013	377,3	ОАО "МОЭСК"
223.	ПС N 137 35/6 кВ Домодедовская	МВА	2х16	2014 (2015)	180,9	ОАО "МОЭСК"
	Каширский м.р.
	Объекты нового строительства
224.	ПС 220/10 кВ Тесна (Терново-2) с заходами ВЛ 220 кВ Кашира - Ока 1,2	МВА км	2х100 4х0,5	2013 (2014)	1085,6	Инвестор
225.	ПС 110/10 кВ "Терново"	МВА	2х40	2014	861,2	ОАО "Энергоцентр"
	Объекты реконструкции
226.	ВЛ 220 кВ Кашира - Пахра, ВЛ 220 кВ Кашира - Образцово, ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная	км	152	2016	645,0	ОАО "ФСК ЕЭС"
227.	Замена выключателей на РУ-220 кВ ГРЭС-4			2015		ООО "Интер РАО-Управление электрогенерацией"
228.	ВЛ 110 кВ Кашира - Стрелецкая 1,2	км	2х5,6	2015	98,5	ОАО "МОЭСК"
229.	ПС N 563 35/10/6 кВ Металлист	МВА	2х10	2013	84,8	ОАО "МОЭСК"
	Ленинский м.р.
	Объекты нового строительства
230.	ПС 220/10 кВ Молоково (Еловая) с двухцепной ВЛ 220 кВ Пахра - Молоково	МВА км	2х160 2х10	2015	928	Инвестор
	Объекты реконструкции
231.	ПС N 14 110/10/6 кВ Апаренки	МВА	2х63	2013 (2014)	770,8	ОАО "МОЭСК"
232.	ПС N 684 110/10/6 кВ Видное	МВА	2х80	2016 (2017)	360,28	ОАО "МОЭСК"
233.	ПС N 755 110/10 кВ Молоково (замена ОД-110 кВ на ЭВ)			2013	126,6	ОАО "МОЭСК"
234.	ВЛ 110 кВ Видное - Пахра, Расторгуево - Пахра	км	25,8	2019 (2020)	27,7	ОАО "МОЭСК"
	Люберецкий м.р.
	Объекты реконструкции
235.	ПС N 309 110/10/6 кВ Болятино	МВА	2х63	2014	769,7	ОАО "МОЭСК"
236.	ПС N 2 110/35/10/6 кВ Красково	МВА	2х80	2015 (2016)	1066,3	ОАО "МОЭСК"
237.	ПС N 776 110/10 кВ Юбилейная	МВА		2013	248,8	ОАО "МОЭСК"
238.	ВЛ 110 кВ Чагино-Болятино с отп., Чагино-Юбилейная, Юбилейная-Красково с отп., Красково-Болятино, Некрасовка-Красково 1,2 с отп.	км	20,35	2013 (2014)	274,8	ОАО "МОЭСК"
239.	ПС N 470 110/6 кВ Томилино	МВА	2х25	2014	279,8	ОАО "Московский вертолетный завод им. М.Л. Миля"
	г.о. Дзержинский
	Объекты реконструкции
240.	ПС N 680 110/6 кВ Дзержинская	МВА	2х63	2014 (2016)	857,7	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Котельники
	Объекты реконструкции
241.	ПС N 69 110/6 кВ Котельники	МВА	2х80	2013 (2014)	360,3	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Лыткарино
	Объекты реконструкции
242.	ПС N 174 110/10/6 кВ Лыткарино	МВА	2х63	2016 (2017)	826,0	ОАО "МОЭСК"
243.	ПС N 318 110/6 кВ Тураево	МВА	4х40	2014 (2015)	502,8	ГНЦ ФГУП "ЦИАМ им. Баранова"
	Подольский м.р.
	Объекты реконструкции
244.	ПС N 319 110/35/10/6 кВ Лаговская, монтаж БСК	Мвар	50	2013	70,0	ОАО "МОЭСК"
245.	Ввод в работу комплекса локальной противоаварийной автоматики (АОПО) в районе ПС N 447 110/6 кВ Весенняя, ПС 110/35/10/6 кВ Лаговская, ПС N 624 110/35/10 кВ Столбовая			2015	180,0	ОАО "МОЭСК"
246.	ПС N 319 110/35/10/6 кВ Лаговская	МВА	2х63	2013 (2014)	936,3	ОАО "МОЭСК"
247.	ПС N 278 35/6 кВ Епифановка	МВА	2х6,3	2015 (2016)	33,6	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Подольск
	Объекты нового строительства
248.	КЛ 110 кВ Фетищево - Северово 1,2	км	2х1,25	2014	880,5	ОАО "МОЭСК"
249.	ВЛ 110 кВ Фетищево-Девятская	км	2х21	2014	159,7	ОАО "Энергоцентр"
	Объекты реконструкции
250.	Реконструкция ПС N 182 220/110/35/10/6 кВ Гулево	МВА	2х250	2013	1067,8	ОАО "МОЭСК"
251.	ПС N 596 110/10/6 кВ Красногорка	МВА	2х40	2014 (2015)	431,9	ОАО "МОЭСК"
252.	ПС N 480 110/10/6 кВ Северово	МВА	2х63	2015 (2016)	270,3	ОАО "МОЭСК"
253.	Реконструкция со строительством второй цепи ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя	км	17,8	2013 (2014)	246,1	ОАО "МОЭСК"
254.	ВЛ 110 кВ Гулево - Н. Домодедово с отп. на ПС Санаторная	км	14,4	2013	261,6	ОАО "МОЭСК"
255.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Гулево-Северово 1, 2 с отп.	км	2х13	2013	260,1	ОАО "МОЭСК"
256.	ПС N 791 110/10/6 кВ Шепчинки (реконструкция ОРУ-110 кВ)	шт	5	2013	21,0	ОАО "МОЭСК"
257.	Усиление сети 110 кВ Гулево - Весенняя - Лаговская - Бугры	км	39,3	2018	411,0	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Климовск
	Объекты реконструкции
258.	ПС N 447 110/6 кВ Весенняя	МВА	2х40	2014 (2015)	702,4	ОАО "МОЭСК"
259.	ПС N 104 110/35/6 кВ Климовская	МВА	2х40	2014 (2015)	244,2	ОАО "МОЭСК"
	Раменский м.р.
	Объекты нового строительства
260.	ПС 220/10 кВ Стекольная с заходом ВЛ 220 кВ Пахра - Мячково	МВА км	2х25 2х10	2013-2014	802,0	инвестор
	Объекты реконструкции
261.	ПС N 23 110/35/6 кВ Кварц, замена Т2	МВА	40	2013 (2014)	658,9	ОАО "МОЭСК"
262.	ПС N 195 110/6 кВ Раменская	МВА	2х40	2013 (2014)	936,3	ОАО "МОЭСК"
263.	ПС N 352 110/35/6 кВ Гжель	МВА	2х40	2016 (2017)	144,2	ОАО "МОЭСК"
264.	ПС N 607 110/10 кВ Рыболово	МВА	2х10	2020 (2021)	241,2	ОАО "МОЭСК"
265.	ПС 110 кВ Речицы	МВА	2х16	2015 (2016)	180,9	ОАО "РЖД"
266.	ПС N 121 35/6 кВ Асаново	МВА	2х10	2016 (2017)	41,0	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Жуковский
	Объекты нового строительства
267.	ПС 110/10 кВ Туполево с заходами ВЛ 110 кВ Кварц - ЦАГИ 1,2	МВА км	2х80, 4х1	2018	1062,4	ОАО "Энергоцентр"
268.	ВЛ 110 кВ Кварц - ЦАГИ 1,2	км	2х9	2018	242,3	ОАО "Энергоцентр"
	Объекты реконструкции
269.	ПС N 175 220/110/10/6 кВ ЦАГИ (замена Т-3 110/35/10 кВ)	МВА	1х40	2018 (2019)	72,1	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Бронницы
	Объекты реконструкции
270.	ПС N 605 110/10 кВ Бронницы	МВА	2х63	2014 (2015)	621,6	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Серпухов
	Объекты реконструкции
271.	ПС N 44 110/35/10/6 кВ Серпухов	МВА	2х40	2015 (2016)	144,3	ОАО "МОЭСК"
	Серпуховской м.р.
	Объекты нового строительства
272.	ПС N 748 220/110/10/6 кВ Лазарево (перевод на 220 кВ) со строительством заходов ВЛ 220 кВ Кашира - Ока - 1, 2	МВА км	2х200, 4х2	2014 (2015)	3235,3	ОАО "МОЭСК"
273.	ВЛ 110 кВ Лазарево - Талеж 1,2	км	2х39	2014 (2015)	378,4	ОАО "МОЭСК"
	Объекты реконструкции
274.	ПС N 400 220/110/10/6 кВ Ока	МВА	2х200, 2х63	2013	2582,5	ОАО "ФСК ЕЭС"
275.	ВЛ 220 кВ Ока - Бугры 1,2	км	26,6	2018	490,0	ОАО "ФСК ЕЭС"
276.	ПС N 613 110/10 кВ Пролетарий	МВА км	2х25, 3	2018 (2020)	150,4	ОАО "МОЭСК"
277.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Серпухов - Заповедник, Заповедник-Пущино, Стрелецкая-Пущино со строительством вторых цепей (ВЛ 110 кВ Серпухов - Пущино, Стрелецкая - Пущино)	км	92	2014 (2015)	1303,9	ОАО "МОЭСК"
278.	ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов 1,2	км	12,8 + 14,5	2015	271,1	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Пущино
	Объекты реконструкции
279.	ПС N 447 110/35/10 кВ Пущино	МВА	2х63	2014 (2015)	1370,2	ОАО "МОЭСК"
	г.о. Протвино
	Объекты реконструкции
280.	ПС N 459 110/10 кВ Калиново со строительством заходов ВЛ 110 кВ Ока - Протвино	МВА км	2х40, 2х3	2016 (2017)	591,4	ОАО "МОЭСК"
	Ступинский м.р.
	Объекты нового строительства
281.	ПС 220/10 кВ Шматово с заходами ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная	МВА км	2х100 2х4	2020	772,0	инвестор
282.	Строительство РУ 220 кВ на ТЭЦ-17 с заходами ВЛ 220 кВ Кашира - Ока (Тесна) 1,2 и установкой 2 АТ 220/110 кВ (В связи с выводом из эксплуатации турбогенераторов на ТЭЦ-17 в 2014 г.)	МВА км	2х200 4х15	2014	2374,9	инвестор
283.	ПС 220/10 кВ Ступино с заходами ВЛ 220 кВ Кашира - Пахра	МВА км	2х100, 2х6	2013	1054,0	ОАО "ФСК ЕЭС"
	Объекты реконструкции
284.	ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка, Кашира - Алеево	км	11,0	2013 (2014)	148,2	ОАО "МОЭСК"
285.	ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Алеево	км	3,18	2015	55,9	ОАО "МОЭСК"
286.	ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Крутыши	км	3,71	2015	57,5	ОАО "МОЭСК"
287.	ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Лужники 1,2	км	2х1,82	2016	14,2	ОАО "МОЭСК"
288.	ПС 110 кВ Ситня	МВА	2х25	2020	171,0	ОАО "МОЭСК"
289.	ПС 110 кВ Малино	МВА	2х40	2020	144,0	ОАО "МОЭСК"
290.	ПС N 321 35/6 кВ Поповка	МВА	3х6,3+5,6	2018 (2019)	33,6	ОАО "МОЭСК"
	Чеховский м.р.
	Объекты нового строительства
291.	ПС 220/110/10 кВ Чепелево с двухцепным заходом ВЛ 220 кВ Бугры - Ока, заходом ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I и II, Бугры - Полиграф, бугры - Столбовая	МВА	2х250	2020	2374,9	инвестор
	Объекты реконструкции
292.	ПС N 615 220/110/35/10/6 кВ Бугры	МВА	2х125, 3х40	2018	2410,0	ОАО "ФСК ЕЭС"
293.	ПС N 187 110/35/6 кВ Лопасня	МВА	2х63	2016 (2017)	997,8	ОАО "МОЭСК"
294.	ПС N 358 35/6 кВ Ерино	МВА	2х16	2018 (2019)	123,2	ОАО "МОЭСК"
295.	ПС N 384 35/6 кВ Елисеево	МВА	3х6,3	2019 (2020)	33,6	ОАО "МОЭСК"

* завершение финансирования строительства.