Постановление Губернатора Московской области от 30 апреля 2021 г. N 115-ПГ "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2022 - 2026 годов"

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" постановляю:

1. Утвердить прилагаемые схему и программу перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2022 - 2026 годов.

2. Главному управлению по информационной политике Московской области обеспечить официальное опубликование настоящего постановления в "Информационном вестнике Правительства Московской области", размещение (опубликование) на Интернет-портале Правительства Московской области и на "Официальном интернет-портале правовой информации" (www.pravo.gov.ru).

3. Настоящее постановление вступает в силу на следующий день после его официального опубликования.

4. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на заместителя Председателя Правительства Московской области Хромушина Е.А.

Губернатор Московской области

А.Ю. Воробьев

УТВЕРЖДЕНЫ
постановлением Губернатора
Московской области
от 30.04.2021 N 115-ПГ

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2022 - 2026 годов

Введение

Научно-исследовательская работа на тему: "Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2022 - 2026 годов" выполнена АО "НТЦ ЕЭС Развитие энергосистем" по государственному контракту с Министерством энергетики Московской области от 24.02.2020 N 011/2021.

Данная работа выполняется в увязке с постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" и в соответствии с Техническим заданием (приложение 1).

В настоящей работе проводится анализ существующего состояния электроэнергетики Московской области за период 2015 - 2020 годов, включающий в себя:

- оценку динамики изменения уровней электропотребления и максимумов нагрузки;

- анализ балансов мощности и электроэнергии;

- анализ развития генерирующих мощностей и режимов работы электростанций;

- характеристику функционирования и развития электрической сети напряжением 110 (35) кВ и выше с указанием вводов электросетевых объектов за период 2015 - 2020 годов;

- анализ возрастной структуры электрических сетей и электрических станций напряжением 110 (35) кВ и выше (по линиям и подстанциям) по состоянию на 01.01.2020;

- анализ основных проблем функционирования энергосистемы Московской области с описанием районов энергосистемы, характеризирующийся повышенной вероятностью выхода параметров за область допустимых значений;

- анализ уровней напряжения и состояние степени компенсации реактивной мощности в электрических сетях Московской области напряжением 110 кВ и выше;

- анализ существующих величин токов короткого замыкания (далее - КЗ) на шинах подстанций и электростанций Московской области.

Основной целью работы является разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей с учетом актуальной информации о перспективных нагрузках потребителей и генерации Московской области.

В настоящей работе дан прогноз спроса на электрическую энергию энергосистемы города Москвы и Московской области в целом и, в частности, Московской области на каждый год расчетного периода (на период до 2026 года) для трех сценариев развития - базового, регионального и консервативного.

Дан прогноз максимальных электрических нагрузок по энергосистеме города Москвы и Московской области на каждый год расчетного периода до 2026 года, прогноз развития существующих (перемаркировка, вывод из эксплуатации) и планируемых к строительству электрических станций в отношении каждого года рассматриваемого периода до 2026 года.

Представлены постанционные перечни (по годам расчетного периода до 2026 года) планируемых к выводу из эксплуатации, техническому перевооружению и строительству новых электростанций.

Приведены перспективные балансы мощности и электрической энергии по энергосистеме города Москвы и Московской области по годам за расчетный период до 2026 года с описанием структуры генерирующих мощностей.

Разработаны предложения по развитию электрических сетей напряжением 110 (35) кВ и выше энергосистемы Московской области на период до 2026 года с учетом полученных заявок и выданных технических условий (далее - ТУ) на присоединение и реконструкцию существующих объектов.

Сформирован перечень реализуемых и перспективных электросетевых объектов напряжением 110 (35) кВ и выше по муниципальным образованиям Московской области, рекомендуемых к вводу в период до 2026 года с указанием:

- названия объекта;

- характеристики объекта (протяженность и пропускная способность для линий электропередач, трансформаторная мощность для подстанций);

- цели, решаемые при реконструкции/строительстве объектов;

- рекомендуемого срока ввода;

- название организации, ответственное за реализацию Мероприятия;

- стоимости реализации проекта и распределение инвестиций по годам в прогнозных ценах.

Произведены расчеты прогнозных режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше для электроснабжения потребителей Московской области на период с 2022 года по 2026 год - режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня, режим летних максимальных нагрузок рабочего дня, режим зимних минимальных нагрузок рабочего дня и режим летних минимальных нагрузок выходного дня для базового варианта.

Разработаны карты-схемы электрической сети и схемы электрических соединений напряжением 110 (35) кВ и выше Московской области на 01.01.2021, а также на период 2021 - 2026 годов.

Проведены расчеты по оценке уровней токов короткого замыкания в электрической сети для проверки соответствия отключающей способности установленной коммутационной аппаратуры ожидаемым значениям уровням токов короткого замыкания на период 2022 - 2026 годов с разработкой предложений по замене коммутационной аппаратуры и предложения по Мероприятиям для снижения токов короткого замыкания.

Проведен анализ перспективного баланса реактивной мощности и даны рекомендации по установке статических компенсаторов реактивной мощности (СКРМ) на подстанциях энергосистемы Московской области необходимых для обеспечения допустимых уровней напряжения в электрической сети.

При выполнении работы использовались материалы, предоставленные ПАО "Россети Московский регион", филиалом ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" Магистральные электрические сети Центра (филиал ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра), АО "СО ЕЭС", ПАО "Мосэнерго", Министерством энергетики Московской области.

Оперативная информация по условиям прохождения годового максимума нагрузки энергосистемы города Москвы и Московской области и Объединенной энергетической системы Центра (ОЭС Центра) 2020 года, предоставлена АО "СО ЕЭС".

При выполнении работы учитывались следующие документы:

- Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

- Проект "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России (СиПР ЕЭС России) на 2021 - 2027 годы";

- Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемый АО "СО ЕЭС" по субъектам Российской Федерации (региональным энергосистемам);

- Ежегодный отчет о функционировании Единой энергетической системы России, формируемый АО "СО ЕЭС";

- Сведения электросетевых организаций о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

- Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, утвержденная распоряжением Правительством Российской Федерации 09.06.2017 N 1209-р;

- Схемы территориального планирования Московской области и иные документы социально-экономического развития Московской области;

- Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Московской области (СиПР Московской области) на период 2021 - 2025 годов, утвержденная постановлением Губернатора Московской области от 30.04.2020 N 217-ПГ;

- Научно-исследовательская работа, разработанная АО "Институт "ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ", по заказу АО "СО ЕЭС" в 2011 году "Разработка стратегических направлений развития Московской энергосистемы с учетом роста уровня токов короткого замыкания";

- Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281;

- Методические указания по устойчивости энергосистем, утвержденные Приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630;

- Положение о технической политике ПАО "Россети Московский регион", утвержденное приказом от 31.01.2008 N 35;

- Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. СТО 56947007-29.240.10.248-2017;

- Нормы технологического проектирования ВЛ электропередачи напряжением 35-750 кВ. СТО 56947007-29.240.55.016-2008;

- Положение о технической политике ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), утвержденное Советом Директоров ПАО "ФСК ЕЭС" (приложение 4 к протоколу Совета Директоров ПАО "ФСК ЕЭС" от 02.06.2006 N 34);

- Правила устройства электроустановок (ПУЭ) 7 издание, СНиП 11-01-95 и другими действующими нормативно-техническими документами;

- Правила технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 N 937.

I. Анализ динамики изменения уровней электропотребления и максимумов нагрузки энергосистемы Московской области за период 2015 - 2020 годов

1.1. Анализ динамики изменения уровней электропотребления энергосистемы Московской области за период 2015 - 2020 годов

Московская область - субъект Российской Федерации, входящий в состав Центрального Федерального округа. Регион расположен в центральной части Восточно-Европейской равнины в бассейнах рек Волги, Оки, Клязьмы, Москвы. Московская область граничит с Тверской, Ярославской, Владимирской, Рязанской, Тульской, Калужской и Смоленской областями (рисунок 1). Область является одним из 18 субъектов Центрального Федерального округа (ЦФО), занимая по площади 6,8% общей территории округа.

Согласно сведениям Росреестра о распределении земель Российской Федерации по категориям в разрезе субъектов на 1 января 2020 года, общая площадь Московской области составляла 44329 км2.

Рисунок 1. Карта-схема территории Московской области

В 2014 - 2020 годах в Московской области было проведено реформирование и укрупнение муниципальных образований. На начало 2014 года в Московской области существовало 36 городских округов, 36 муниципальных районов и 288 поселений в муниципальных районах (111 городских и 177 сельских). В ходе реформы все муниципальные районы были преобразованы в городские округа либо объединены с другими городскими округами, а все поселения в составе муниципальных районов были упразднены. В итоге на конец 2020 года в состав Московской области входили 63 городских округа.

Динамика численности населения в регионе характеризуется устойчивым ростом с 7,231 млн. человек в 2015 году до 7,691 млн. человек в 2020 году (на начало года); такая высокая динамика определяется внешней миграцией населения, причем прирост населения в области произошел за рассматриваемый период главным образом за счет увеличения числа городских жителей.

Актуальный показатель естественной убыли населения Московской области за 2020 год составляет 32915 человек, коэффициент естественной убыли на 1000 человек населения составляет 4,2.

Наиболее крупные города Московской области на 1 января 2020 года:

- Балашиха - 507,366 тыс. чел.;

- Подольск - 308,13 тыс. чел.;

- Химки - 259,55 тыс. чел.;

- Королев - 225,858 тыс. чел.;

- Мытищи - 235,504 тыс. чел.;

- Люберцы - 205,295 тыс. чел.;

- Красногорск - 175,554 тыс. чел.;

- Электросталь - 156,026 тыс. чел.;

- Коломна - 140,129 тыс. чел.;

- Одинцово - 135,506 тыс. чел.;

- Домодедово - 137,16 тыс. чел.;

- Серпухов - 126,273 тыс. чел.;

- Щелково - 126,109 тыс. чел.

Уровень урбанизации региона в 2020 году составлял 81,4%, что соответствует среднему показателю по ЦФО.

Московская область относится к динамично развивающимся субъектам Российской Федерации с уровнем экономического развития выше среднего. В регионе производится 5,1% общероссийского объема промышленной продукции, представленной в основном обрабатывающими производствами (7,0% от объема отгруженной продукции в общероссийском производстве). В региональной структуре суммарного объема отгруженных товаров 88,3% приходится на обрабатывающие производства при 67,9% в среднем по России. Профилирующие промышленные производства в Московской области - производство пищевых продуктов, продукции металлургии, машиностроения, химии и строительных материалов. Особое значение для области играют: крупнейший в России железнодорожный узел, весомая концентрация предприятий оборонного комплекса и развитая сфера обслуживания.

Динамика основных показателей социально-экономического развития Московской области за отчетный период представлена в таблице 1.

Таблица 1

Основные показатели социально-экономического развития Московской области

N п/п	Показатели	Ед. изм.	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	Ср. год. прирост за период 2015 - 2020 годов, %
1	Численность населения (на 1 января соответствующего года)	тыс. чел.	7231,1	7318,6	7423,5	7503,4	7599,7	7690,9	1,2
	городское население	тыс. чел.	5900,6	5971,8	6063,0	6123,6	6191,4	6258,1
	сельское население	тыс. чел.	1330,5	1346,8	1360,5	1379,8	1408,3	1432,8
2	Валовой региональный продукт	млрд. руб.	3180,9	4206,5	4290,3	4644,6	5128,4	5156,5
3	Индекс физического объема ВРП	в % к пред. году	102,6	103,3	101,9	102,0	106,2	98,2	2,4
4	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	млрд. руб.	2370,0	2451,7	2693,3	2995,4	3403,1	3411,7
5	Индекс промышленного производства	в % к пред. году	98,9	106,1	108,0	109,8	113,2	109,2	7,5
6	в т.ч. по ВЭД Обрабатывающие производства	млрд. руб.	2086,3	2126,3	2328,1	2600,3	3014,5	3012,3
7	Индекс промышленного производства по ВЭД Обрабатывающие производства	в % к пред. году	99,1	107,2	109,4	110,9	115,2	111,2	8,8
8	Инвестиции в основной капитал	млрд. руб.	623,9	621,2	699,9	945,4	1090,7	1052,5
9	Индекс инвестиций в основной капитал	в % к пред. году	89,3	95,1	108,4	129,3	107,7	90,8	3,4
10	Объем работ, выполненных по ВЭД "Строительство"	млрд. руб.	320,7	328,5	357,6	469,6	520,1	675,4
11	Индекс физического объема работ, выполненных по ВЭД "Строительство"	в % к пред. году	98,6	98,1	100,9	122,0	104,0	125,4	7,6
12	Ввод в действие общей площади жилых домов	тыс. кв. м общей площади	9623,3	8913,7	9077,7	8866,6	8613,5	9040,3
13	Индекс ввода в действие жилых домов	в % к пред. году	96,8	92,6	101,8	97,7	97,1	105,0
14	Продукция сельского хозяйства	млрд. руб.	96,826	98,364	87,546	108,423	118,482	118,936
15	Индекс физического объема продукции сельского хозяйства	% к пред. году	102,1	104,8	95,8	102,5	109,4	101,1	2,6
16	Оборот розничной торговли	млрд. руб.	1725,2	1901,4	2093,6	2355,3	2582,7	2676,1
17	Индекс объема оборота розничной торговли	в % к пред. году	93,8	101,0	105,3	108,2	104,6	100,0	2,2
18	Объем платных услуг населению	млрд. руб.	452,1	468,0	491,2	508,4	547,0	475,1
19	Индекс объема платных услуг населению	в % к пред. году	97,0	96,9	100,6	100,2	102,8	84,9	- 2,9

Ежегодные темпы изменения объемов промышленного производства в период 2015 - 2020 годов имели тенденцию роста на уровне 7,5%, причем суммарный объем отгруженных товаров по виду экономической деятельности - обрабатывающие производства составлял от 86,4 до 88,6% от общего объема промышленного производства.

По данным службы Министерства инвестиций и инноваций Московской области регион имеет лидирующие позиции по предложению для инвесторов среди всех регионов России, также сейчас в Подмосковье размещено самое большое количество промышленных площадок, полностью подготовленных для инвесторов. В целом по области среднегодовой темп роста инвестиций в основной капитал в рассматриваемый период составлял 3,4%.

Создание индустриальных парков (ИП), технопарков (ТП) и особых экономических зон (ОЭЗ), обеспечивающих дополнительные преференции своим резидентам (снижение затрат на инфраструктурное обеспечение, налоговые льготы, удобные транспортные развязки, возможности кооперации), определило высокие показатели развития производства. Инвестиционную инфраструктуру региона составляют: 5 ОЭЗ (более 200 резидентов), 59 индустриальных парков (более 800 резидентов), 15 технопарков (более 400 резидентов).

По ВЭД "строительство" в 2016 году имело место незначительное (в пределах 2%) снижение объемов выполненных работ с восстановлением роста в последующие годы и зафиксированным среднегодовым темпом прироста 7,6% в 2015 - 2020 годах.

По объему продукции сельского хозяйства и оборота розничной торговли среднегодовые темпы прироста за период 2015 - 2020 годов составили 2,6 и 2,2% соответственно. По объему предоставления платных услуг населению имеет место тенденция к снижению (на 2,9% выявлено среднегодовое снижение по периоду с 2015 по 2020 год).

Период 2015 - 2020 годов в целом характеризуется ростом электропотребления в энергосистеме Москвы и Московской области со среднегодовым приростом 0,5%. Рост электропотребления в энергосистеме Московской области сохранялся на протяжении всего рассматриваемого периода. Наиболее весомые приросты полезного электропотребления определяются развитием сельского хозяйства, машиностроительного, химического, целлюлозно-бумажного и деревообрабатывающего производства, расширением транспортной инфраструктуры области, значимым увеличением объемов жилищного строительства в регионе.

Динамика показателей электропотребления по энергосистеме города Москвы и Московской области и в том числе по Московской области за отчетный период представлена таблице 2.

Таблица 2

Динамика
потребления электрической энергии по энергосистеме г. Москвы и Московской области с выделением Московской области, млрд. кВтч

	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	Сред. год. прирост за период 2015 - 2020 годов, %
Энергосистема города Москвы и Московской области, в т.ч.:	101,982	105,333	105,452	108,212	107,694	106,234
годовой темп прироста, %	-1,2	3,3	0,1	2,6	-0,5	-1,4	0,5
Московская область	50,693	52,732	53,421	54,983	55,096	55,572
годовой темп прироста, %	0,1	4,0	1,3	2,9	0,2	0,8	1,55

Особенности структуры электропотребления Московской области определяются развитием экономики региона (таблица 3, рисунок 2). Для Московской области характерна достаточно низкая доля электропотребления в промышленности - на уровне 40% (с учетом собственных нужд электростанций) в структуре суммарного электропотребления в период 2015 - 2019 годов. В структуре промышленности подавляющий вес имеет доля потребления электроэнергии по ВЭД - "обрабатывающие производства", в рассматриваемый период укладывающаяся в промежуток от 75 до 82%.

Характерной особенностью структуры промышленного электропотребления Московской области, как и всего Московского региона, является достаточно высокая доля "прочих производств", что определяется концентрацией в регионе научно-производственных центров по проектированию и производству продукции ОПК, в том числе в авиационной, космической и ядерной областях. Снижение электропотребления по данной статье в 2017 году обусловило падение уровня общего потребления в промышленности Московской области в тот же отрезок времени.

Объем электропотребления на нужды предприятий прочих промышленных производств в Московской области за период 2015 - 2019 годов снизился на 40%, а в структуре промышленности их доля снизилась с 16,5 до 11,2% при увеличении спроса со стороны предприятий машиностроения (3,80% к 2018 году в структуре промышленного электропотребления), металлургии (2,10%), химии (3,85%), деревообрабатывающей промышленности (1,51%).

Снижение потребления электроэнергии в 2017 году в промышленном производстве явилось следствием сокращения абсолютного объема потребления по ВЭД "Производство и распределение газа и воды" и по группе "прочих производств" в обрабатывающей промышленности с последующим ростом уровня электропотребления в 2018 году по данным статьям.

Таблица 3

Объемы
и структура потребления электрической энергии по видам экономической деятельности по Московской области *

___________________________________

* Электропотребление по ВЭД представлено по данным Росстата.

N п.п.	Виды экономической деятельности	2015 год		2016 год		2017 год		2018 год		2019 год
		млрд. кВтч	%	млрд. кВтч	%	млрд. кВтч	%	млрд. кВтч	%	млрд. кВтч	%
1	Промышленное производство	14,970	35,17	15,559	35,39	13,157	27,90	14,730	31,11	13,68	27,87
	с учетом с.н. электростанций	16,461	38,67	17,169	39,06	17,250	36,58	18,757	39,62	17,75	36,16
1.1	Добыча полезных ископаемых	0,190	0,45	0,162	0,37	0,163	0,35	0,158	0,33	0,15	0,30
1.1.1	Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00	0,00	0,00
1.1.2	Добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических	0,190	0,45	0,162	0,37	0,163	0,35	0,158	0,33	0,15	0,30
1.2	Обрабатывающие производства	11,440	26,87	11,683	26,58	10,785	22,87	11,028	23,29	10,91	22,23
1.2.1	Производство кокса, нефтепродуктов	0,044	0,10	0,044	0,10	0,043	0,09	0,045	0,10	0,04	0,08
1.2.2	Металлургическое производство и производство готовых метизов	0,662	1,56	0,740	1,68	0,966	2,05	0,993	2,10	0,69	1,41
1.2.3	Химическое пр-во и пр-во резиновых и пластмассовых изделий	1,358	3,19	1,320	3,00	1,534	3,25	1,821	3,85	1,23	2,51
1.2.4	Производство строительных материалов	1,507	3,54	1,322	3,01	1,413	3,00	1,015	2,14	1,23	2,51
1.2.5	Машиностроительное производство	0,879	2,06	1,246	2,83	1,761	3,73	1,798	3,80	1,16	2,37
1.2.6	Целлюлозно-бумажное и деревообрабатывающее производство	0,416	0,98	0,684	1,56	0,587	1,24	0,717	1,51	0,64	1,30
1.2.7	Текстильное и швейное производство и производство кожи и изделий из кожи	0,150	0,35	0,155	0,35	0,227	0,48	0,156	0,33	0,14	0,29
1.2.8	Производство пищевых продуктов	1,134	2,66	1,028	2,34	1,088	2,31	1,114	2,35	0,96	1,96
1.2.9	Прочие производства	5,290	12,43	5,144	11,70	3,166	6,71	3,369	7,12	4,80	9,79
1.3	Производство и распределение газа и воды	3,340	7,85	3,714	8,45	2,209	4,68	3,544	7,49	2,62	5,34
2	Строительство	1,006	2,36	1,198	2,73	1,156	2,45	1,274	2,69	1,30	2,64
3	Транспорт и связь	3,589	8,43	3,820	8,69	3,836	8,13	4,050	8,55	3,77	7,68
4	Непроизводственная сфера	14,238	33,45	14,123	32,13	15,563	33,00	14,181	29,95	17,48	35,61
4.1	домашнее хозяйство (население)	7,500	17,62	7,935	18,05	8,433	17,88	8,453	17,85	10,24	20,87
4.1.1	город	4,892	11,49	4,892	11,13	4,818	10,22	4,956	10,47	5,76	11,74
4.1.2	село	2,608	6,13	3,043	6,92	3,615	7,67	3,497	7,39	4,48	9,13
4.2	сфера услуг	6,738	15,83	6,188	14,08	7,130	15,12	5,728	12,10	7,23	14,74
5	Производственные нужды с/х	0,628	1,48	0,853	1,94	1,194	2,53	1,289	2,72	1,38	2,81
6	Итого полезное потребление	34,431	80,88	35,553	80,88	34,906	74,02	35,524	75,03	37,60	76,60
7	потери в сетях	6,648	15,62	6,797	15,46	8,161	17,30	7,797	16,47	7,41	15,10
8	с.н. электростанций	1,491	3,50	1,610	3,66	4,093	8,68	4,027	8,51	4,07	8,29
9	Всего потребление	42,570	100,00	43,960	100,00	47,160	100,00	47,348	100,0	49,09	100,00

Рисунок 2. Структура потребления электрической энергии по видам экономической деятельности Московской области, %

Сравнительно высокая доля электропотребления сферы услуг Московской области (16,2 - 12,1%) определяется, прежде всего, развитием торговли, в том числе, за счет создания крупных специализированных центров - торгово-развлекательных, сервисных, в том числе по техническому обслуживанию автомобилей, таможенных терминалов, складских помещений, оборудованных системами кондиционирования и холодильными установками.

По основным показателям развития социально-бытовой инфраструктуры Московская область находится на уровне средних показателей по стране, но значительно уступает г. Москве. Показатель удельного электропотребления в сфере услуг в расчете на одного жителя Московской области за год составляет 763 кВтч (1097 кВтч - в среднем по России и 1871 кВтч - по г. Москва, 2018 год).

Рост электропотребления в домашних хозяйствах Московской области определяется повышением качества жизни, и, в частности, появлением второго жилья круглогодичного использования в пригородной зоне с применением систем электроподогрева воды, локального электрообогрева помещений и кондиционирования воздуха. На долю домашних хозяйств приходится до 21% суммарного электропотребления Московской области (при 14,4% в среднем по России), при этом около 40% спроса формируется в сельской местности.

При удельном потреблении электроэнергии в домашних хозяйствах городских жителей Московской области на уровне 809 кВтч в год аналогичный показатель в сельской местности существенно выше - 2535 кВтч (2018 год), что определяется более высокой обеспеченностью жилой площадью, а также расходами электроэнергии, связанными с ведением личного подсобного хозяйства.

Рост электропотребления в сельском хозяйстве и увеличение его доли в общем электропотреблении с 1,55% в 2014 году до 2,81% в 2019 году определяется стабилизацией поголовья КРС (после снижения в период 2014 - 2015 годов), ростом поголовья свиней (с 2015 года), развитием тепличных хозяйств, среди которых агрокомбинат "Московский".

Доля ВЭД "Транспорт и связь" в структуре электропотребления Московской области составляла в рассматриваемом периоде от 7,7 до 8,6% и находится на уровне среднероссийского показателя (8,7% в среднем по России в 2018 году). До 70% суммарного электропотребления на нужды транспорта и связи формируется по статье - деятельность железнодорожного транспорта.

Рисунок 3 и таблица 4 представляют динамику укрупненных удельных показателей электропотребления Московской области.

Рисунок 3. Сравнительная динамика электроемкости

Таблица 4

Динамика
укрупненных удельных показателей электропотребления Московской области

Показатели	Ед. изм.	2015	2016	2017	2018	2019
Электроемкость ВРП	кВтч/тыс. руб.	10,6	10,6	11,2	13,8	11,9
Электроемкость промышленной продукции	кВтч/тыс. руб.	6,8	6,4	5,8	5,7	3,7
Электровооруженность труда в промышленном производстве <*>	тыс. кВтч/чел.	24,2	24,8	24,2	23,2	20,6

___________________________________

<*> Рассчитана по данным Росстата по среднегодовой численности занятых по видам экономической деятельности: добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды.

Перечень крупных существующих предприятий - потребителей электроэнергии приведен в приложении 1.

В числе крупных потребителей электроэнергии предприятия по производству:

- химической продукции - АО "Воскресенские минеральные удобрения" (г. Воскресенск), АО "Линде Газ Рус" (промышленные, медицинские и пищевые газы, г. Балашиха), ОАО "Карболит" (феноло-формальдегидные, карбамидные, полиамидные смолы, изделия из пластмасс, в 2018 году осуществлен запуск установки "Формалин-2"), ООО "МИШЛЕН Русская компания по производству шин", (Орехово-Зуевский г.о.);

- металлургической продукции - АО "Металлургический завод Электросталь", АО "Ступинская металлургическая компания", ООО "Рексам" (г. Наро-Фоминск), АО "Загорский трубный завод" - производство и изоляция стальных труб различного назначения построен в 2016 году рядом с существующим производством "Изоляционного трубного завода", что составляет единый комплекс по производству и изоляции стальных труб различного назначения (Сергиево-Посадский г.о.), "Лаборатория инновационных технологий" (ООО "ЛИТ", входит в ГК "Скайград") - первая компания на территории бывшего Советского Союза, запустившая в 2018 году установку по комплексной переработке концентратов редкоземельных металлов в подмосковном Королеве (1-ый этап - запуск экспериментального разделительного производства редкоземельных металлов мощностью около 130 тонн в год);

- строительных материалов - ООО "Кнауф-Гипс" (сухие гипсовые и строительные смеси, гипсокартонные листы), ОАО "Лафарж Цемент" (ОАО "Воскресенскцемент"), ОАО "Холсим (Рус) СМ" (ОАО "Щуровский цемент", г. Коломна), ООО "Сен-Гобен Рус" (гипсокартон, г. Егорьевск), ПАО "Мосстройпластмасс" (строительные материалы), ЗАО "Минеральная вата" (г. Железнодорожный), ООО "УРСА Евразия" (теплоизоляционные материалы, г. Серпухов), ООО "Эй Джи Си Флэт Гласс Клин" (листовое стекло), ОАО "Лыткаринский завод оптического стекла" (оптические материалы для различных областей науки и техники), ОАО "НПО Стеклопластик" (стекловолокнистые материалы, Солнечногорский г.о.), ЗАО "Профайн РУС" (ПВХ-профиль, г. Воскресенск), PNK Group (ведущий девелопер индустриальных объектов России) - производство основных несущих конструктивных элементов зданий (г.о. Подольск, территория ИП "PNK Валищево"), еще три завода PNK Group расположены во Внуково, ООО "БФТ "Электросталь" - производство автоклавного ячеистого бетона - вторая очередь завода запущена в 2016 году (г. Электросталь), завод по производству современных добавок в бетон (открыт в декабре 2017 года в г. Воскресенск);

- машиностроительной продукции - ОАО "Машиностроительный завод "ЗиО-Подольск" (производство котлов для тепловой и атомной энергетики), АО "Металлургический завод "Электросталь" (производство исходных заготовок для изготовления, дисков, валов, лопаток и колец для газотурбинных двигателей, (г. Электросталь), ОАО "Электростальский завод тяжелого машиностроения" (прокатное оборудование), ОАО "Коломенский завод транспортного машиностроения" и ЗАО Коломенский завод тяжелых станков в составе концерна "Росэнергомаш", завод АО "Метровагонмаш" (г. Мытищи), ОАО "Демиховский машиностроительный завод" (выпуск электропоездов в Орехово-Зуевском г.о.), ОАО "Ступинское машиностроительное производственное предприятие" (выпуск несущих систем вертолетов, г. Ступино), ОАО "Серпуховской Автомобильный Завод", ОАО "Жуковский машиностроительный завод" (наземная авиационная спецтехника, напольные газовые аппараты), ОАО "Щелковский металлургический завод" (единственный в России завод, производящий высококачественные сверхтонкие ленты из холоднокатаных сталей и сплавов со сверхнизким содержанием углерода), ЗАО "Балашихинские автомобильные краны и манипуляторы", ООО "Ликинский автобусный завод" (Орехово-Зуевский г.о.), завод по сборке бытовой техники южнокорейской компании LG - ООО "ЛГ Электроник РУС" (поселок Дорохово, Можайский г.о.), АО "Загорский оптико-механический завод" (оптико-электронные приборы, г. Сергиев Посад), АО "ЛОНМАДИ" - завод по сборке и ремонту тяжелой строительной техники британской компании JCB (Солнечногорский г.о., д. Елино), завод по производству насосного оборудования для отвода сточных вод, пожарных систем, несерийного оборудования (открыт в 2016 году в "ИП Лега Кластер Ногинск"), ООО "Клинский метизный завод" (запуск - май 2017 года, г. Клин), АО "ДМТГ РУС" российско-китайское предприятие по сборке металлообрабатывающего оборудования (станки с ЧПУ, открыто в декабре 2017 года в п. совхоз им. Ленина, Ленинский г.о.); первая очередь завода по производству одноразовых изделий ООО "Паскаль Медикал" и новый завод по производству котлов, сданный в эксплуатацию в 2018 году (резиденты ОЭЗ "Дубна"), производство медицинского диагностического оборудования General Electric на территории промышленного технопарка "Лидер" (г. Люберцы), предприятие по производству автодомов "премиум-класса" и "комфорт-класса" на территории бывшего коломенского завода "Текстильмаш";

- 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" (г.о. Чехов), ООО "Марс" (г.о. Ступино), АО "Мясокомбинат Клинский" и ОАО "Сан Интербрю" (г.о. Клин). В 2018 году открыты - роботизированный завод по производству сырокопченых колбас ГК "Черкизово" (г.о. Кашира), предприятие по производству пищевых ингредиентов международной компании Kerry (г.о. Истра), завод по производству детского питания сербской компании "Фармалакт" (г. Ногинск), завод по производству комплексных пищевых добавок (г.о. Лыткарино);

- деревообрабатывающей продукции, например ООО "Кроношпан" (г.о. Егорьевск, поселок Новый), ООО "Радовицкий ДОЗ" (г.о. Шатура, поселок Радовицкий), ЗАО "Дмитровский деревообрабатывающий завод" (г. Дмитров);

- продукции оборонного комплекса - Российский Центр демонстрации вооружения, военной техники и технологий (г.о. Пушкинский), производство космической и ракетной техники ФГУП "ЦНИИ машиностроения" (г.о. Королев), предприятие ракетно-космической промышленности ФГУП НПО им. С.А. Лавочкина (г.о. Химки); ФЦРТ "Союз" - разработка твердого ракетного топлива (Дзержинский г.о.), ФГУП ВПК "НПО машиностроения" (г.о. Реутов), Объединенный Институт Ядерных исследований" (г.о. Дубна), предприятие по разработке и выпуску электронных приборов сверхвысоких частот для всех видов связи, телемеханики и радиолокации ФГУП НПП "Исток" (г.о. Фрязино);

- первая очередь терминально-логистического центра "Восточный" - в 2018 году построена контейнерная площадка, организован временный въезд, проведена реконструкция и удлинение шести железнодорожных путей и укладка трех путей необщего пользования. Также планируется возведение второй площадки для разгрузки контейнеров, производственных цехов, склад и депо. ТЛЦ "Восточный" занимает площадь более 100 га и предназначен для обработки грузов из стран Азиатско-Тихоокеанского региона, в том числе в рамках транспортного коридора "Новый шелковый путь". Реализация проекта предполагает четыре этапа. После завершения всех работ комплекс будет включать в себя современный контейнерный терминал с двумя площадками, парк погрузочно-разгрузочной техники, административно-хозяйственный и офисный комплекс, складские сооружения общей площадью 300 тысяч квадратных метров (опорная железнодорожная станция - Электроугли Московской железной дороги).

Выводы:

1. Спрос на электрическую энергию в энергосистеме города Москвы и Московской области вырос с 101,982 млрд. кВтч в 2015 году до 106,234 млрд. кВтч в 2020 году (на 4%). В Московской области потребление электрической энергии в 2020 году составило 55,572 млрд. кВтч против 50,693 млрд. кВтч в 2015 году (на 10% больше). Доля электропотребления Московской области от всего потребления Московской энергосистемы в 2020 году составляет 52,3%.

2. Московская область характеризуется относительно невысокой долей электропотребления в промышленности - на уровне 36% (с учетом собственных нужд электростанций) и 28% (без учета собственных нужд электростанций) в структуре суммарного электропотребления в 2019 году. Аналогичные показатели в среднем по Российской Федерации в том же году составляли порядка 44% и 36% соответственно. В промышленности Московской области основная часть спроса на электрическую энергию формируется в обрабатывающих производствах (от 75 до 82% в различные годы ретроспективного периода).

3. В регионе в 2019 году отмечается сравнительно высокая доля электропотребления населением (домашние хозяйства) - около 21% при 14,4% в среднем по Российской Федерации. Доля сферы услуг составила 14,7% при среднероссийской 14,5%. Доля транспорта и связи в структуре электропотребления Московской области составляет более 7,6% (на уровне среднероссийского показателя). При этом до 70% суммарного электропотребления на транспорте формируется по статье - "деятельность железнодорожного транспорта".

4. Ввиду невысокой доли промышленного производства в регионе, электроемкость ВРП в 2018 году по Московской области зафиксирована ниже среднероссийского показателя на 17% и составляет 10,8 кВтч/тыс. руб. При этом электроемкость в самом промышленном производстве (5,7 кВтч/тыс. руб.) уже на 30% ниже соответствующего среднего показателя по стране ввиду активного развития высокотехнологичных производств в регионе.

1.2. Анализ динамики изменения максимумов нагрузки энергосистемы Московской области за период 2015 - 2020 годов

Территория Московской области обслуживается территориальной энергосистемой города Москвы и Московской области, которая является самой мощной в составе ОЭС Центра, и составляет в настоящее время около 47% по мощности от общего объема потребления Центрального региона.

Доля Московской области по потреблению мощности на час максимума энергосистемы города Москвы и Московской области в 2015 году составляла 47%. К 2020 году этот показатель повысился - до 50,7%. Долевое участие электрической нагрузки Московской области в общем потреблении мощности энергосистемы города Москвы и Московской области представлено на рисунке 4.

Рисунок 4. Долевое участие Московской области в потреблении мощности энергосистемы города Москвы и Московской области, %

В 2020 году собственная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы города Москвы и Московской области зафиксирована 10 декабря при среднесуточной температуре наружного воздуха - 9,1 °C и составила 17205 МВт, что на 148 МВт или 0,9% ниже годового максимума 2019 года (17353 МВт). Относительно 2015 года значение максимальной электрической нагрузки энергосистемы к 2020 году повысилось на 707 МВт или 4,2%. Следует отметить, что за рассматриваемый ретроспективный период наибольшее значение максимальной электрической нагрузки наблюдалось в 2017 году, а наименьшее - в 2015 году. Среднегодовой прирост нагрузки энергосистемы города Москвы и Московской области за период 2015 - 2020 годов составил 0,9%.

В таблице 5 приведены электрические нагрузки Московской области и энергосистемы города Москвы и Московской области, дата и время их прохождения, среднесуточная температура наружного воздуха.

Таблица 5

Основные показатели
отчетных режимов электропотребления Московской области и энергосистемы города Москвы и Московской области

Наименование	Единицы измерения	год
		2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электрическая нагрузка Московской области на час прохождения максимума энергосистемы г. Москвы и Московской области	МВт	7795	8387	8720	8495	8510	8725
Число часов использования электрической нагрузки Московской области <*>	час/год	6179	5982	5826	6171	6188	6088
Максимальная электрическая нагрузка энергосистемы	МВт	16498	17236	17849	17505	17353	17205
Среднесуточная температура наружного воздуха на день прохождения максимума энергосистемы	°C	-13,5	-15,2	-22,3	-9,7	-16,2	-9,1
Дата и время прохождения максимума энергосистемы	дд.мм; чч.мм	22.01; 18.00	16.12; 17.00	09.01; 18.00	20.12; 17.00	23.01; 18.00	10.12; 18.00

___________________________________

<*> Без учета потребления электроэнергии на заряд Загорской ГАЭС.

Электрическая нагрузка Московской области на час прохождения максимума энергосистемы города Москвы и Московской области в 2015 году составляла 7795 МВт. На протяжении анализируемого периода в регионе наблюдалось как снижение, так и рост электрической нагрузки, что обусловлено главным образом температурным режимом наружного воздуха в период прохождения максимума нагрузки. Наибольшее значение электрической нагрузки в Московской области было отмечено в 2020 году, а наименьшее значение этого показателя зафиксировано в 2015 году. Электрическая нагрузка Московской области в 2020 году зафиксирована на уровне 8725 МВт, что выше значения предыдущего года на 215 МВт или порядка 2,5%.

Графически динамика изменения электрических нагрузок Московской области и энергосистемы города Москвы и Московской области представлена на рисунке 5.

Рисунок 5. Динамика изменения электрической нагрузки Московская области и энергосистемы города Москвы и Московской области, МВт

Число часов использования электрической нагрузки Московской области изменялось в диапазоне 5826 - 6188 часов/год в зависимости от социально-экономической ситуации в регионе и температур наружного воздуха на час прохождения максимальных нагрузок энергосистемы города Москвы и Московской области. Самый разуплотненный годовой режим электропотребления наблюдался в 2017 году. Следует отметить, что годовой режим электропотребления Московской области плотнее режима энергосистемы в целом. Это обусловлено более высокой долей обрабатывающих производств в структуре электропотребления Московской области и более низкой долей электропотребления домашнего хозяйства и сферы услуг.

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

На рисунке 6 представлена динамика изменения электрической нагрузки Московской области и среднесуточные температуры наружного воздуха на день прохождения максимума энергосистемы города Москвы и Московской области.

Рисунок 6. Электрические нагрузки Московской области и среднесуточные температуры наружного воздуха на день прохождения максимума энергосистемы г. Москвы и Московской области

Как видно из рисунка 6 наиболее низким температурам наружного воздуха соответствуют более высокие значения электрической нагрузки, что объясняется наличием в структуре электропотребления региона большой доли непроизводственной сферы.

Максимальная электрическая нагрузка в летние сутки, во многом зависящая от температуры наружного воздуха, в рассматриваемый период чаще всего фиксировалась в 11 часов, но в 2016 и 2018 годах наблюдался вечерний максимум в 21 - 22 часа. В таблице 6 представлено снижение месячной максимальной электрической нагрузки в летний период за 2015 - 2020 года.

Таблица 6

Снижение электрической нагрузки Московской области, в летний максимальный (абсолютный максимум лета) день энергосистемы, %

Наименование	год
	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Летнее снижение электрической нагрузки	72	68	-	70	70	75

На рисунке 7 представлена конфигурация суточных графиков электрической нагрузки Московской области по данным Московского РДУ на день прохождения собственного максимума нагрузки энергосистемы в зимние и летние сутки за 2015 - 2020 года. Конфигурация суточных графиков представлена без учета потребления мощности на заряд Загорской ГАЭС.

Рисунок 7. Конфигурация отчетных суточных графиков электрической нагрузки Московской области (без учета потребления мощности Загорской ГАЭС)

Зимние суточные графики электрической нагрузки Московской области немного плотнее графиков электрической нагрузки энергосистемы города Москвы и Московской области в целом. В рассматриваемый отчетный период плотность зимних суточных графиков электрической нагрузки Московской области изменялась в диапазоне 0,89 - 0,92 о.е. Наибольшая плотность суточного графика наблюдалась в 2019 году. Наибольшее значение коэффициента неравномерности зимнего суточного графика электрической нагрузки наблюдалось в 2019 году и составило 0,79 о.е. Изменение этого коэффициента в рассматриваемый период находилось в диапазоне 0,73 - 0,79 о.е. Утренние и вечерние пики зимних суточных графиков электрической нагрузки Московской области очень близки - разница составляет порядка 1 процентного пункта.

Коэффициент плотности летних суточных графиков электрической нагрузки Московской области в рассматриваемый отчетный период как увеличивался, так и уменьшался, находился в пределах 0,82-0,88 о.е. Диапазон изменения коэффициента неравномерности - 0,60 - 0,65 о.е. В летние рабочие сутки максимум электрической нагрузки в 2015 - 2020 годах чаще фиксировался в утреннее время.

Отчетный суточный график работы Загорской ГАЭС в день максимума зимы и лета энергосистемы города Москвы и Московской области в 2018 - 2019 годах представлена на рисунке 8.

Рисунок 8. Отчетный суточный график работы Загорской ГАЭС в максимум зимы и лета энергосистемы города Москвы и Московской области

Как видно из рисунка 8 в ночные часы суток - с 0 до 6 часов - вне зависимости от времени года Загорская ГАЭС потребляет мощность для работы в режиме заряда (наполнения верхнего бассейна для работы в режиме генерации в следующие сутки).

Работа Загорской ГАЭС в режиме генерации в зимние и летние сутки имеет небольшие различия:

- в зимние сутки в соответствии с графиком потребления энергосистемы в течение выраженного вечернего пика;

- в летние сутки при растянутом утрене-дневном пике работает те же 5 - 6 часов как в зимние сутки, но уже в непрерывном режиме в диапазоне с 11 до 17 часов.

1.3. Анализ выданных технических условий на технологическое присоединение потребителей к электрическим сетям за период 2015 - 2020 годов

За отчетный период было подано заявок суммарной заявленной мощностью 20890 МВт, из них подключено - 8529 МВт или 40,8% от суммарной величины. Заявок на подключение потребителей категории "мощностью до 15 кВт" подано в размере 4800 МВт, из которых подключено - 4038 МВт или 84% от суммарной подключенной мощности.

Сводные данные о поданных заявках на подключение электропринимающих устройств и их выполнении за период 2015 - 2020 годов представлены в таблице 7 и на рисунке 9.

Таблица 7

Сведения
по заявкам на технологическое присоединение потребителей

Наименование	Ед. изм.	год
		2015	2016	2017	2018	2019	2020
1.1 Количество поданных заявок	шт.	77649	77981	78462	81913	61479	31147
1.2 Заявленная мощность, всего	МВт	5216	4145	3864	3496	3036	1133
1.2.1 Заявки мощностью до 15 кВт	МВт	947	926	895	934	706	392
1.2.2 Заявки мощностью выше 15 кВт	МВт	4269	3219	2969	2562	2330	741
1.3 Мощность по заключенным договорам	МВт	2903	1869	1413	1509	1163	1051
1.3.115 кВт и ниже	МВт	800	689	634	652	526	393
1.3.2 выше 15 кВт	МВт	2104	1180	779	857	637	681
1.4 Подключенная мощность, всего	МВт	1588	1701	1734	1559	1303	644
1.4.115 кВт и ниже	МВт	862	763	767	738	572	336
1.4.2 выше 15 кВт	МВт	726	938	967	821	731	326
1.5 Доля подключенной мощности от суммарной годовой заявленной мощности (1.4/1.2 x 100)	%	30,4	41,0	44,9	44,6	42,9	56,9
1.5.115 кВт и ниже (1.4.1/1.2.1 x 100)	%	91,0	82,4	85,7	79,1	81,0	85,9
1.5.2 выше 15 кВт (1.4.2/1.2.2 x 100)	%	17,0	29,1	32,6	32,0	31,4	44

По анализу данных таблицы 7 можно сделать вывод, что в период 2015 - 2020 годов по территории Московской области в среднем за год осуществлялось технологическое подключение к электрической сети около 43,5% суммарной заявленной мощности ежегодных заявок. В 2017 году за весь отчетный период наблюдался самый большой объем подключенной мощности - 1734 МВт или 44,9%. В целом по периоду наблюдается тенденция на снижение годовой суммарной заявленной мощности. Подключенная мощность по льготному тарифу в каждом году отчетного периода выше значений по заключенным договорам в связи с вводом в эксплуатацию потребителей за более ранние временные сроки. Данная статистика говорит о невыполнении потребителями сроков подключения в соответствии с заявками, как правило, по экономическим причинам. Иллюстративно данные о суммарных показателях по заявкам по годам перспективного периода представлены на рисунке 9.

Рисунок 9. Сведения по заявкам на технологическое присоединение потребителей Московской области, МВт

В категорию заявителей с мощностью более 5 МВт и выше входят такие предприятия, как ОАО "РЖД", ООО Индустриальный парк "ОРИЕНТИР", строительная организация АО "Новый Горизонт", АО "МОЭК", ООО "СпецПромКомпания", ООО "Гранель" тепличные и агропромышленные комплексы и другие.

В таблице 8 представлены электрические нагрузки Московской области на час прохождения максимума энергосистемы за отчетный период 2015 - 2020 годов, ее годовые приросты и подключенные мощности новых потребителей.

Таблица 8

Электрические нагрузки Московской области, годовые приросты и подключенные мощности новых потребителей

Наименование	Ед. изм.	год
		2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электрическая нагрузка Московской области на час прохождения максимума энергосистемы	МВт	7795	8387	8720	8495	8510	8725
Годовой прирост электрической нагрузки	МВт	-670	592	333	-225	15	215
Подключенная мощность по актам	МВт	1588	1701	1734	1559	1303	644

Из данных, приведенных в таблице 8, видно, что годовой прирост электрической нагрузки Московской области не имеет прямой зависимости от суммы присоединенной мощности, потому что потребители имеют различные технологические режимы работы, максимальные электрические нагрузки большинства из подключенных потребителей не совпадают с максимумом энергосистемы. Кроме того, потребляемая мощность подключенными потребителями в первый год, как правило, значительно ниже заявленной.

Обобщая результаты краткого анализа перечня объектов на технологическое присоединение к сетям филиалов ПАО "Россети Московский регион" и их подключения по территории Московской области можно сделать следующие выводы:

- наибольшую долю по количеству заявок составляют потребители категории до 15 кВт;

- наибольшую долю в отчетный период, кроме 2015 года, по подключенной мощности составляют потребители категории свыше 15 кВт;

- в последние годы отчетного периода осуществляется технологическое присоединение новых потребителей более 40% от суммарной заявленной мощности по сравнению с началом отчетного периода;

- изменение (прирост) электрической нагрузки Московской области напрямую не зависит от суммарной подключаемой мощности потребителей.

II. Анализ балансов мощности и электроэнергии энергосистемы Московской области за период 2015 - 2020 годов

Баланс мощности энергосистемы города Москвы и Московской области на час прохождения совмещенного с ОЭС Центра максимума нагрузки за период 2015 - 2020 годов представлен в таблице 9.

Таблица 9

Баланс
мощности энергосистемы города Москвы и Московской области за 2015 - 2020 годы, МВт

Показатель	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
Дата прохождения максимума	26.01 (18.00 ч.)	16.12 (18.00 ч.)	09.01 (18.00 ч.)	1812. (17.00 ч.)	25.01 (10.00 ч.)	14.12 (17.00 ч.)
Совмещенный максимум нагрузки	16474	17164	17849	17498	17041	17142
Установленная мощность	18600,03	18652,63	18652,63	18475,03	17881,63	16791,63
Располагаемая мощность на совмещенный максимум нагрузки с учетом перегрузки:	18232	18264	18171	18118	17518	16367
ТЭС	17006	17023	16943	16890	16304	15137
ГЭС	1226	1241	1228	1228	1214	1230
Генерация	12861	12195	14312	12904	13638	12286
Фактический резерв мощности	5371	6069	3859	5214	3880	4082
То же в % к совмещенному максимуму	33	35	22	30	23	24
Получение мощности (-), Выдача мощности (+)	-3613	-4969	-3537	-4594	- 3403	-4856
Передача мощности - ВСЕГО	443	284	695	648	635	240
Получение мощности - ВСЕГО	4056	5253	4233	5242	4038	5096

Приведенные данные позволяют сделать следующие выводы:

- Энергосистема города Москвы и Московской области за рассматриваемый период была дефицитна по мощности. Получение мощности из соседних энергосистем превышало выдачу в другие системы, сальдо-переток в 2015 год - 3613 МВт, в 2016 год - 4969 МВт, в 2017 году - 3537 МВт, в 2018 году - 4594 МВт, в 2019 году - 3403 МВт, в 2020 году - 4856 МВт. Основными поставщиками мощности в энергосистему города Москвы и Московской области на протяжении многих лет остаются Калининская АЭС и Конаковская ГРЭС (Тверская энергосистема). Из энергосистемы города Москвы и Московской области мощность в основном выдавалась в сеть Тульской энергосистемы;

- Дефицит мощности энергосистемы города Москвы и Московской области, обусловлен особенностями участия электростанций в оптовом рынке электроэнергии и мощности, т.к. на всем рассматриваемом промежутке времени располагаемая мощность электростанций позволяла покрыть совмещенный максимум нагрузки;

- Относительно 2015 года совмещенный максимум нагрузки в 2020 году увеличился на 668 МВт (4%);

- Уменьшение установленной мощности электростанций энергосистемы города Москвы и Московской области с 2015 года по 2020 год составило 1808,4 МВт (-9,7%);

- Фактический резерв мощности в энергосистеме города Москвы и Московской области за 2015 - 2020 годы находился в пределах 22-35%. В 2020 году резерв мощности составил 24% от максимума нагрузки.

Балансы мощности энергосистемы города Москвы и энергосистемы Московской области на час прохождения совмещенного с ОЭС Центра максимума нагрузки представлен в таблице 10.

Таблица 10

Балансы
мощности энергосистемы города Москвы и энергосистемы Московской области на час прохождения совмещенного с ОЭС центра максимума нагрузки, МВт

Показатель	2015 год		2016 год		2017 год		2018 год		2019 год		2020 год
	Москва	Москов. область	Москва	Москов. область	Москва	Москов. область	Москва	Москов. область	Москва	Москов. область	Москва	Москов. область
Совмещенный максимум нагрузки	8728	7746	8792	8372	9129	8720	8977	8521	8473	8568	8569	8573
Установленная мощность	10677,48	7922,55	10970,08	7682,55	10970,08	7682,55	10868,08	7606,95	10868,08	7013,55	10758,08	6033,55
Располагаемая мощность на совмещенный максимум нагрузки с учетом перегрузки:	10442	7790	10704	7560	10567	7604	10616	7502	10608	6910	10496	5871
- ТЭС	10424	6582	10688	6335	10564	6379	10600	6290	10607	5697	10481	4656
- ГЭС	18	1208	16	1225	3	1225	16	1212	1	1213	15	1215
Генерация	8098	4763	8422	3773	9292	5020	8911	3993	9540	4098	8303	3982
Фактический резерв мощности	2344	3027	2281	3788	1275	2584	1705	3509	1068	2812	2193	1889
То же в % к совмещенному максимуму	27	39	26	45	14	30	19	41	13	33	26	22
Получение мощности (-), Выдача мощности (+)	-630	-2983	-370	-4599	163	-3701	-66	-4528	1067	-4470	-266	-4587
То же в % к совмещенному максимуму	7	39	4	55	2	42	1	53	13	52	4	53
Сальдо-переток	630	2893	370	4599	-163	3701	66	4528	-1067	4470	266	4591

Анализ представленных данных показывает:

- в период 2015 - 2020 годов энергосистема города Москвы обладала достаточным фактическим резервом мощности, тем не менее получение мощности из соседних энергосистем превышало выдачу. Сальдо-переток в 2015 году составлял 630 МВт, в 2016 году - 370 МВт, в 2018 году - 66 МВт, в 2020 году - 314 МВт;

- в 2019 году сальдо-переток достиг наибольшего значения - 1067 МВт (рост к совмещенному максимуму составил 13%). В 2017 году баланс мощности энергосистемы города Москвы складывался с сальдо-передачей 163 МВт;

- энергосистема Московской области за рассматриваемый период 2015 - 2020 годов была дефицитна по мощности, дефицит мощности составлял 39 - 55%. В 2020 году дефицит мощности увеличился по сравнению с 2015 годом и составил 53% от максимума нагрузки;

- в 2015 - 2019 годах основная доля резерва мощности приходилась на станциях Московской области. В Московской области фактический резерв мощности станций составил 30 - 45% от совмещенного максимума нагрузки, в городе Москве резерв мощности 12 - 27%. В 2020 году доли резерва мощности станций города Москвы и Московской области стали составлять 26% и 22% от совмещенного максимума нагрузки соответственно.

Баланс электроэнергии энергосистемы города Москвы и Московской области представлен в таблице 11, энергосистемы Московской области - в таблице 12.

Таблица 11

Баланс электроэнергии энергосистемы города Москвы и Московской области за 2015 - 2020 годы, млн. кВтч

Год	Электропотребление по территории энергосистемы	Производство электроэнергии на территории энергосистемы	Дефицит (-)
2015	101981,6	69504,1	-32477,5
2016	105332,6	74368,4	-30964,2
2017	105452,4	70254,5	-35197,9
2018	108212,4	71443,7	-36768,7
2019	107694,2	72833,5	-34860,7
2020	106233,9	65726,6	-40507,3

Как видно из приведенных данных, энергосистема города Москвы и Московской области, как по мощности, так и по электрической энергии за период 2015 - 2020 годов является дефицитной. Дефицит электроэнергии энергосистемы города Москвы и Московской области в 2020 году составил 40507,3 млн. кВтч (38%).

Таблица 12

Баланс
электроэнергии Московской области за 2015 - 2020 годы, млн. кВтч

Год	Электропотребление	Производство электроэнергии	Дефицит (-), Избыток (+)
2015	50693,2	23117,7	-27575,5
2016	52732,1	23306,5	-29425,6
2017	53420,8	20832,2	-32588,5
2018	54983,1	20063,8	-34919,3
2019	55096,3	20274,3	-34822,0
2020	55572,0	17406,1	-38165,9

Энергосистема Московской области, как и энергосистема города Москвы и Московской области дефицитна по мощности и электроэнергии. Дефицит электроэнергии за период 2015 - 2020 годов составлял порядка 54% - 69% электропотребления. Дефицит производства электроэнергии покрывался за счет перетоков по межсистемным линиям электропередачи из смежных энергосистем.

III. Анализ развития генерирующих мощностей и режимов работы электростанций энергосистемы Московской области за период 2015 - 2020 годов

3.1. Анализ развития генерирующих мощностей электростанций энергосистемы Московской области за период 2015 - 2020 годов

Энергосистема города Москвы и Московской области входит в состав ОЭС Центра и осуществляет электроснабжение потребителей на территории города Москвы и Московской области.

Установленная мощность электростанций энергосистемы города Москвы и Московской области по состоянию на 01.01.2021 составила 16461,63 МВт, в том числе по Московской области - 5703,55 МВт.

В диспетчерском отношении электростанции Московской области относятся к сферам ответственности следующих филиалов АО "Системный оператор Единой энергетической системы" (АО "СО ЕЭС"): "Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Центра" (ОДУ Центра) и "Региональное диспетчерское управление энергосистемы города Москвы и Московской области" (Московское РДУ).

На территории Московской области расположены электростанции следующих компаний:

- ПАО "Мосэнерго" (ТЭЦ-22, ТЭЦ-27, ГРЭС-3 им. Классона, ТЭЦ-17 и ТЭЦ-30);

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

- ПАО "Юнипро" (Шатурская ГРЭС);

- ООО "Теплосервис" (ТЭЦ-6);

- ООО "Агрокомплекс "Иванисово" (ТЭЦ-29);

- АО "ГТ Энерго" (Щелковская ГТ-ТЭЦ);

- АО "ОХК "УРАЛХИМ" (ТЭЦ АО "Воскресенские минеральные удобрения");

- АО "Москокс" (ТЭЦ МОФ "Мечел-Энерго");

- ТЭЦ ООО "Энергоцентр" <1>;

- АО "Мособлэнергогаз" (ГПУ-ТЭЦ Энергорайона Томилино);

- ФГБУ "Канал имени Москвы" (Иваньковская ГЭС (ГЭС-191) и Пироговская ГЭС (ГЭС-199);

- гидроэлектростанции АО "Мосводоканал";

- Филиал ПАО "РусГидро" "Загорская ГАЭС") (Загорская ГАЭС-1).

___________________________________

<1> С 21.12.2020 МУП "КЛИНТЕПЛОСЕТЬ" приступило к эксплуатации ТЭЦ ООО "Энергоцентра".

Состав и установленная мощность электростанций энергосистемы Московской области по состоянию на 01.01.2021 следующие:

Публичное акционерное общество "Мосэнерго"

На территории Московской области генерирующие мощности ПАО "Мосэнерго" представлены: ТЭЦ-22, ТЭЦ-27, ГРЭС-3 им. Классона, ТЭЦ-17 и ТЭЦ-30.

ТЭЦ-22 расположена в городе Дзержинский Московской области в 200 м от МКАД. 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), город Дзержинский и большую часть населенных пунктов г.о. Люберцы Московской области, снабжает паром промышленных параметров Московский нефтеперерабатывающий завод в Капотне, тепличные хозяйства и предприятия г.о. Люберцы.

Установленная электрическая мощность, МВт - 1070,0.

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч - 3276,0.

ТЭЦ-27 введена в эксплуатацию 25 декабря 1992 года и является одной из новых электростанций ПАО "Мосэнерго". Расположена в п/о Челобитьево городского округа Мытищи Московской области. Электростанция обеспечивает теплом и электроэнергией более миллиона потребителей Северного и Северо-Восточного округов столицы, а также потребителей города Мытищи.

Сегодня 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 - 1060,0.

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч - 1876,0.

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

Установленная электрическая мощность, МВт - 532,3.

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

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 на 01.01.2020, МВт - 117,0.

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч - 547,0.

Необходимо отметить, что на ТЭЦ-17 01.01.2018 осуществлен вывод из эксплуатации т/а N 4 (Т-75-90) установленной мощностью 75 МВт.

ТЭЦ-30 расположена в подмосковном городе Павловский Посад. Данная ГТУ-ТЭЦ была введена в эксплуатацию в 2010 году, увеличив тем самым надежность энергоснабжения потребителей как электрической, так и тепловой энергии (обеспечивает потребность в горячей воде для системы отопления и горячего водоснабжения двух районов города Павловского Посада - Центрального района и района "РЖД").

Установленная электрическая мощность, МВт - 16,0.

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч - 37,59.

Акционерное общество "Интер РАО - Электрогенерация"

АО "Интер РАО-Электрогенерация" на территории Московской области представлено Каширской ГРЭС, расположенной в городе Кашира Московской области. В 2018 году на электростанции был произведен демонтаж двух энергоблоков (блоки 1 и 2 мощностью 300 МВт каждый). В 2019 году на электростанции были выведены из эксплуатации энергоблоки N 4, 5 и 6 мощностью 300 МВт каждый.) В 2020 году на электростанции были выведены из эксплуатации энергоблоки N 3 и 7 мощностью 330 МВт и 80 МВт соответственно. Таким образом, к 2021 году энергоблоки Каширской ГРЭС полностью демонтированы.

Публичное акционерное общество "Юнипро"

ПАО "Юнипро" на территории Московской области представлено Шатурской ГРЭС.

ГРЭС расположена в городе Шатура Московской области. В 2018 году на электростанции была осуществлена перемаркировка энергоблока N 7 с увеличением мощности блока на 6,6 МВт.

Установленная электрическая мощность, МВт - 1500,0.

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч - 344,3.

Общество с ограниченной ответственностью "Теплосервис"

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

Установленная электрическая мощность, МВт - 18,0.

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч - 92,0.

Общество с ограниченной ответственностью "Агрокомплекс "Иванисово"

В подмосковном городе Электросталь построена ГТУ-ТЭЦ, которая до 2014 года являлась структурным подразделением ГРЭС-3 ПАО "Мосэнерго".

Основное оборудование - газотурбинный блок GT-35 с котлом-утилизатором TF-80 шведской фирмы ABB STAL.

Установленная электрическая мощность, МВт - 16,78.

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч - 54,08.

Акционерное общество "ГТ Энерго"

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

Установленная электрическая мощность, МВт - 18,0.

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч - 80,0.

ТЭЦ промышленных предприятий

В подмосковных городах Видное, Воскресенск, Клин, Рошаль энергоснабжение потребителей осуществляется от АО "Москокс", АО "Воскресенские минеральные удобрения", АО "Мособлэнергогаз", ООО "ТЭК-Е" (до 2014 года ООО "Инвестгазпром"). Установленная суммарная электрическая мощность на 01.01.2020 - 84,1 МВт, тепловая - 257,5 Гкал/час. Определением Арбитражного суда Московской области от 20.03.2014 в отношении ООО "Инвестгазпром" введена процедура банкротства. С 2015 года собственником является ООО "ТЭК-Е". С 2014 года ТЭЦ г. Рошаль не вырабатывала электрическую и тепловую энергию. В 2017 году ТЭЦ г. Рошаль ООО "ТЭК-Е" выведена из эксплуатации.

Федеральное государственное бюджетное учреждение "Канал имени Москвы"

ФГБУ "Канал им. Москвы" на территории Московского региона представлено двумя гидроэлектростанциями - Иваньковская ГЭС (ГЭС-191) и Пироговская ГЭС (ГЭС-199). Установленная суммарная электрическая мощность - 29,08 МВт.

Акционерное общество "Мосводоканал"

Генерирующие мощности АО "Мосводоканал" на территории Московской области составляют Можайский гидроузел, Истринский гидроузел, Акуловский гидроузел и Вазузская гидротехническая система с установленной суммарной энергетической мощностью 18,29 МВт.

Филиал публичного акционерного общества "РусГидро" "Загорская ГАЭС"

Филиал ПАО "РусГидро" "Загорская ГАЭС" на территории Московской области представлено Загорской ГАЭС. Расположена на реке Кунья поселок Богородское Сергиево-Посадского г.о. Московской области.

Установленная мощность:

- турбинный режим - 1200,0 МВт;

- насосный режим - 1320,0 МВт.

Помимо энергоисточников, представленных выше, в настоящем документе также рассмотрены энергоисточники следующих компаний, установленная электрическая мощность которых не учитывается Московским РДУ в балансах электрической мощности энергосистемы города Москвы и Московской области:

Акционерное общество "НАТЭК Инвест-Энерго"

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

Установленная электрическая мощность - 21,07 МВт, тепловая мощность - 37,48 Гкал/ч.

В годовых отчетах филиала АО "СО ЕЭС" - ОДУ Центра за рассматриваемый период 2013 - 2017 годов принималась только выработка от данной ТЭС, с 15.06.2017 выработка указанной станции исключена из баланса электроэнергии.

В подмосковном городе Лобня введена в эксплуатацию ТЭС (АО "НАТЭК-Энерго" "Энергоцентр" г. Лобня). При создании Энергоцентра использовалась технология комбинированной выработки электричества и тепла.

Энергоцентр оснащен пятью газопоршневыми системами когенерации GE Jenbacher JMS 620, произведенными компанией General Electric. Около 50% электрической мощности и 100% тепловой энергии, вырабатываемой Энергоцентром, направлено на объекты социальной сферы и ЖКХ. Установленная электрическая мощность - 15,05 МВт. Основной вид топлива природный газ.

Муниципальное унитарное предприятие "КЛИНТЕПЛОСЕТЬ"

МУП "КЛИНТЕПЛОСЕТЬ" с 21.12.2020 приступило к эксплуатации ТЭЦ ООО "Энергоцентр", расположенной в городе Клин Московской области.

Установленная электрическая мощность, МВт - 24,0.

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч - 289,4.

Состав и установленная мощность электростанций, расположенных на территории Московской области, работающих параллельно с ОЭС Центра по состоянию на конец года приведены таблице 13.

Таблица 13

Структура
установленной электрической мощности электростанций Московской области в период 2017 - 2020 годов

Наименование организации	Источник электроснабжение	Установленная электрическая мощность, МВт				Доля всей мощности области на конец года, %
		2017	2018	2019	2020	2017	2018	2019	2020
ПАО "Мосэнерго"	ТЭЦ-22	1070,0	1070,0	1070,0	1070,0	14,07	15,26	17,50	18,76
	ТЭЦ-27	1060,0	1060,0	1060,0	1060,0	13,93	15,11	17,31	18,58
	ГРЭС-3 им. Классона	532,3	532,3	532,3	532,3	7,00	7,59	8,71	9,33
	ТЭЦ-17	117	117	117	117	1,54	1,67	1,91	2,05
	ТЭЦ-30	16	16	16	16	0,21	0,23	0,25	0,28
	Всего	2795,3	2795,3	2795,3	2795,3	36,75	39,86	45,72	49,01
АО "Интер РАО-Электрогенерация"	Каширская ГРЭС	1910,0	1310,0	410,0	0	25,11	18,68	6,71	0,00
ПАО "Юнипро"	Шатурская ГРЭС	1493,4	1500,0	1500,0	1500,0	19,63	21,39	24,53	26,30
ООО "Теплосервис"	ТЭЦ-6	18	18	18	18	0,24	0,26	0,28	0,32
ООО "Агрокомплекс "Иванисово"	ТЭЦ-29	16,78	16,78	16,78	16,78	0,22	0,24	0,26	0,29
АО "ГТ Энерго"	Щелковская ГТ-ТЭЦ	18	18	18	18	0,24	0,26	0,29	0,32
АО "Воскресенские минеральные удобрения"	ТЭЦ АО "Воскресенские минеральные удобрения"	36	36	36	36	0,47	0,51	0,59	0,63
АО "Москокс"	ТЭЦ МОФ "Мечел-Энерго"	24,7	24,7	24,7	24,7	0,32	0,35	0,40	0,43
МУП "КЛИНТЕПЛОСЕТЬ"	ТЭЦ ООО "Энергоцентр" <*>	24	24	24	24	0,32	0,34	0,39	042
АО "Мособлэнергогаз"	ГПУ-ТЭЦ Энергорайона Томилино	23,4	23,4	23,4	23,4	0,31	0,33	0,38	0,41
ФГБУ "Канал имени Москвы"	Иваньковская ГЭС (ГЭС-191)	28,8	28,8	28,8	28,8	0,38	0,41	0,47	0,50
	Пироговская ГЭС (ГЭС-199)	0,28	0,28	0,28	0,28	0,00	0,00	0,00	0,00
	Всего	29,08	29,08	29,08	29,08	0,38	0,41	0,48	0,51
АО "Мосводоканал"	Можайский гидроузел	8,2	8,2	8,2	8,2	0,11	0,12	0,13	0,14
	Истринский гидроузел	3,06	3,06	3,06	3,06	0,04	0,04	0,05	0,05
	Акуловский гидроузел	0,63	0,63	0,63	0,63	0,01	0,01	0,01	0,01
	Вазузская гидротех. система	6,4	6,4	6,4	6,4	0,08	0,09	0,10	0,11
	Всего	18,29	18,29	18,29	18,29	0,24	0,26	0,30	0,32
Филиал ПАО "РусГидро" "Загорская ГАЭС"	Загорская ГАЭС-1	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	15,78	17,11	19,63	21,04
Всего в Московской области		7606,95	7013,55	6113,55	5703,55	100	100	100	100

___________________________________

<*> До 21.12.2020 в эксплуатации у ООО "Энергоцентр".

За период 2015 - 2020 годов ввод нового генерирующего оборудования на территории Московской области не осуществлялся.

За период 2015 - 2020 годов в энергосистеме Московской области было демонтировано оборудования суммарной установленной электрической мощностью 2249 МВт.

Поименный перечень выводов из эксплуатации генерирующей мощности электростанций на территории Московской области за отчетный период приведен в таблице 14.

Таблица 14

Структура
демонтажа генерирующих мощностей на электростанциях Московской области за период 2015 - 2020 годов

Наименование организации	Источник электроснабжения	Тип оборудования	Год вывода из эксплуатации	Установленная электрическая мощность, МВт
АО "Интер РАО-Электрогенерация"	Каширская ГРЭС	1. К-300-240	2018	300,0
		2. К-300-240	2018	300,0
		4. К-300-240	2019	300,0
		5. К-300-240	2019	300,0
		6. К-300-240	2019	300,0
		3. К-300-240-2М	2020	330,0
		7. ПТ-80/100-130/13	2020	80,0
	Всего АО "Интер РАО-Электрогенерация"			1910,0
ПАО "Мосэнерго"	ТЭЦ-22	Т-250/240-240-2	2016	240,0
	ТЭЦ-17	Т-75-90	2017	75,0
	Всего ПАО "Мосэнерго"			315,0
ООО "ТЭК-Е"	ТЭЦ ООО "ТЭК-Е" г. Рошаль	АПТ-12-1	2017	12,00
		АПР-6-5(15)	2017	6,00
		АПР-6-1(10)	2017	6,00
	Всего ООО "ТЭК-Е"			24,00
Всего по Московской области				2249

В 2018 году было перемаркировано оборудование ПГУ на Шатурской ГРЭС с увеличением генерирующей мощности на 6,6 МВт. Структура перемаркировки представлена в таблице 15.

Таблица 15

Структура
перемаркировки генерирующей мощности на электростанциях Московской области за период 2015 - 2020 годов

Наименование организации	Источник электроснабжения	Тип оборудования	Год перемаркировки	Установленная электрическая мощность, МВт		Увеличение (+) или снижение (-) установленной электрической мощности, МВт
				до	после
ПАО "Юнипро"	Шатурская ГРЭС	ПГУ КЭС	2018	393,4	400,0	+6,6
Всего по Московской области				393,4	400,0	+6,6

Кроме того, изменения установленной мощности энергосистемы Московской области произошли за счет присоединения ТЭЦ Энергорайон Томилино установленной мощностью 23,4 МВт в 2017 году.

На рисунке 10 показано изменение установленной электрической мощности на электростанциях Московской области за рассматриваемый период 2015 - 2020 годов.

Рисунок 10. Изменение установленной электрической мощности на электростанциях Московской области за период 2015 - 2020 годов, МВт

Структура установленной мощности электростанций энергосистемы города Москвы и Московской области и электростанций Московской области по типам агрегатов на электростанциях за период 2015 - 2020 годов представлена в таблице 16.

Таблица 16

Структура
установленной электрической мощности по типам электростанций энергосистемы города Москвы и Московской области и энергосистемы Московской области по состоянию на конец года, МВт

Тип электростанций (тип агрегатов)	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Энергосистема города Москвы и Московской области	19158,83	18652,63	18475,03	17881,63	16871,63	16461,63
ГЭС	83,41	83,41	83,41	83,41	83,41	83,41
ГАЭС	1200	1200	1200	1200	1200	1200
ТЭС	17875,42	17369,22	17191,62	16598,2	15588,22	15178,22
Теплофикационные	13865,48	13489,28	13311,68	13376,5	13278,48	13198,48
паросиловые	10380	10010	9832,4	9832,4	9707,4	9627,4
ПГУ	3208,7	3202,5	3202,5	3202,5	3229,5	3229,5
ГТУ	276,78	276,78	276,78	341,58	341,58	341,58
Конденсационные	3943,2	3813,2	3813,2	3155	2255	1925
паросиловые	2850	2850	2850	2250	1350	1020
ПГУ	523,4	393,4	393,4	400	400	400
ГТУ	569,8	569,8	569,8	505	505	505
Детандер генерирующие установки	14,1	14,1	14,1	14,1	2,1	2,1
ВИЭ	52,64	52,64	52,64	52,64	52,64	52,64
Энергосистема Московской области	7922,55	7682,55	7606,95	7013,55	6113,55	5703,55
ГЭС	47,37	47,37	47,37	47,37	47,37	47,37
ГАЭС	1200	1200	1200,00	1200	1200	1200
ТЭС	6675,18	6435,18	6359,58	5766,18	4866,18	4456,18
Теплофикационные	2926,78	2686,78	2611,18	2611,18	2611,18	2531,18
паросиловые	1976	1736	1660,4	1660,4	1660,4	1580,4
ПГУ	900	900	900	900	900	900
ГТУ	50,78	50,78	50,78	50,78	50,78	50,78
Конденсационные	3748,4	3748,4	3748,40	3155	2255	1925
паросиловые	2850	2850	2850,00	2250	1350	1020
ПГУ	393,4	393,4	393,4	400	400	400
ГТУ	505	505	505	505	505	505
Детандер генерирующие установки	0	0	0	0	0	0
ВИЭ	0	0	0	0	0	0

Относительно 2015 года установленная генерирующая мощность энергосистемы города Москвы и Московской области в 2020 году уменьшилась на 2697,2 МВт. За рассматриваемый период времени мощность на электростанциях Московской области также имела тенденцию к снижению. Относительно 2015 года в 2020 году уменьшение составило 2219 МВт (28%).

Структура установленной мощности по типам генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы города Москвы и Московской области и электростанциях Московской области с выделением доли генерирующей мощности в общей структуре за 2020 год представлена в таблице 17 и на рисунке 11.

Таблица 17

Структура
установленной электрической мощности по типам электростанций энергосистемы города москвы и московской области на конец 2020 года

Тип электростанций	Установленная мощность, МВт	Доля от суммарной мощности, %
Энергосистема города Москвы и Московской области
ТЭС	15178,22	92,2
ГЭС	1283,41	7,8
Всего	16461,6	100,0
Энергосистема Московской области
ТЭС	4456,18	78,1
ГЭС	1247,37	21,9
Всего	5703,55	100,0

Рисунок 11. Структура установленной мощности электростанций энергосистемы города Москвы и Московской области и энергосистемы Московской области по типам генерирующих мощностей в 2020 году, %

В 2020 году в структуре генерирующей мощности энергосистемы города Москвы и Московской области доля ТЭС составляла 92,2%, ГЭС - 7,8%; в структуре генерирующих мощностей, расположенных на территории Московской области, доля ТЭС составляла 78,1%, ГЭС - 21,9%.

Структура установленной генерирующей мощности в разрезе энергетических компаний Московской области за 2020 год представлена в таблице 18 и на рисунке 12.

Таблица 18

Структура
установленной электрической мощности в разрезе энергетических компаний Московской области на конец 2020 года

Наименование организации	Установленная электрическая мощность, МВт	Доля всей мощности Московской области, %
ПАО "Мосэнерго"	2795,3	45,72
ПАО "Юнипро"	1500,0	24,53
Филиал ПАО "РусГидро" "Загорская ГАЭС"	1200,0	19,63
ООО "Теплосервис" (ТЭЦ-6)	18,0	0,28
ООО "Агрокомплекс "Иванисово"	16,78	0,26
АО "ГТ Энерго"	18,0	0,29
АО "Воскресенские минеральные удобрения"	36,0	0,59
АО "Москокс"	24,7	0,40
МУП "КЛИНТЕПЛОСЕТ"	24,0	0,39
АО "Мособлэнергогаз"	23,4	0,38
ФГБУ "Канал имени Москвы"	29,08	0,48
АО "Мосводоканал"	18,29	0,30
Всего по Московской области	5703,55	100,0

Прочие:

Рисунок 12. Структура установленной электрической мощности в разрезе энергетических компаний Московской области на конец 2020 года

Состав оборудования электростанций Московской области с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям по состоянию на конец 2020 года приведен в таблице 19.

Таблица 19

Состав
генерирующего оборудования электростанций Московской области на конец 2020 года

Наименование организации	Источник электроснабжения	Номер агрегата (блока)	Тип оборудования	Год ввода в эксплуатацию	Вид топлива	Место расположения объекта	Установленная мощность на конец 2020 года
							электрическая, МВт	тепловая, Гкал/ч
ПАО "Мосэнерго"	ТЭЦ-22	ТГ N 1	ПТ-70/80-130/13	1985	основное - уголь; резервное - газ, мазут	город Дзержинский	70,0	3276,0
		ТГ N 2	ПТ-60-130/13	1986			60,0
		ТГ N 3	ПТ-65/75-130/13	1987			60,0
		ТГ N 4	ПТ-65/75-130/13	1988			60,0
		ТГ N 5	ПТ-65/75-130/13	1989			60,0
		ТГ N 6	ПТ-65/75-130/13	1990			60,0
		ТГ N 7	Т-110/120-130/5у	2001			110,0
		ТГ N 8	Т-110/120-130/5у	2003			110,0
		ТГ N 10	Т-250/240-240-2	1972			240,0
		ТГ N 11	Т-250/240-240-2	1973			240,0
		Всего			-	-	1070,0	3276,0
	ТЭЦ-27	ТГ N 1	ПТ-80/100-130/13	1996	основное - газ; аварийное - дизельное	город Мытищи	80,0	1876,0
		ТГ N 2	ПТ-80/100-130/13	1998			80,0
		Блок 3 (ПГУ-450)	(ГТЭ-160) x 2; Т-125/150-7,4	2007			450,0
		Блок 4 (ПГУ-450)	(ГТЭ-160) x 2; Т-125/150-7,4	2008			450,0
		Всего			-	-	1060,0	1876,0
	ГРЭС-3 им. Классона	ТГ N 8	Р-12-90/18М	1994	основное - газ, дизельное; резервное - мазут	город Электрогорск	12,0	244,9
		ТГ N 6	Т-6,3	1930			6,3
		ТГ N 7	ПТ-12-90-10	1965			9,0
		ТГ N 1	ГТ-100/90	1977			90,0
		ТГ N 2	ГТ-100/90	1978			90,0
		ТГ N 3	ГТ-100/90	1980			90,0
		ТГ N 4	ГТЭ-150/110	1990			110,0
		ТГ N 5	ГТЭ-150/125	1996			125,0
		Всего			-	-	532,3	244,9
	ТЭЦ-17	ТГ N 1	ПТ-25-90/10М	1973	основное - газ; резервное - уголь, мазут	город Ступино	20,0	547,0
		ТГ N 2	Т-40-90	1951			40,0
		ТГ N 3	ПТ-30-8,8	2002			32,0
		ТГ N 6	ПР-25-90	1968			25,0
		Всего			-	-	117,0	547,0
	ТЭЦ-30	ТГ N 1	ГТЭ-10/95БМ	2010	основное - газ	город Павловский Посад	8,0	37,59
		ТГ N 2	ГТЭ-10/95БМ	2010			8,0
		Всего			-	-	16,0	32
	Всего ПАО "Мосэнерго"				-	-	2795,3	5978,3
ПАО "Юнипро"	Шатурская ГРЭС	ТГ N 1	K-200-130	1971	основное - газ, мазут; резервное - уголь, мазут, торф	город Шатура	200,0	344,3
		ТГ N 2	K-200-130	1971			200,0
		ТГ N 3	K-200-130	1972			200,0
		ТГ N 4	К-210-130	1977			210,0
		ТГ N 5	К-210-130	1978			210,0
		ТГ N 6	ПТ-80/100-130/13	1982			80,0
		Блок 7	ПТ D10; ГТ STAG109FA	2010			400,0
		Всего			-	-	1500,0	344,3
	Всего ПАО "Юнипро"				-	-	1500,0	344,3
ООО "Теплосервис"	ТЭЦ-6	ТГ N 1	П-6-35/5 м	1985	основное - газ; резервное - мазут	город Орехово-Зуево	6,0	92,0
		ТГ N 2	П-6-35/5 м	1984			6,0
		ТГ N 3	Р-6-35/5 м	1983			6,0
		Всего			-	-	18,0	92,0
	Всего ООО "Теплосервис"				-	-	18,0	92,0
ООО "Агрокомплекс "Иванисово"	ТЭЦ-29	ТГ N 1	GT-35	1999	основное - газ	город Электросталь	16,8	54,08
		Всего			-	-	16,8	54,08
	Всего ООО "Агрокомплекс "Иванисово"				-	-	16,8	54,08
АО "ГТ Энерго"	Щелковская ГТ-ТЭЦ	ТГ N 1	ГТ-009М	2011	основное/резервное - газ	город Щелково	9,0	80,0
		ТГ N 2	ГТ-009М	2011			9,0
		Всего			-	-	18,0	80,0
	Всего АО "ГТ Энерго"				-	-	18,0	80,0
АО "Воскресенские минеральные удобрения"	ТЭЦ АО "Воскресенские минеральные удобрения"	ТГ N 1	ПР-6-35/10/1,2	1968	основное - газ; резервное - мазут	город Воскресенск	6,0	0,0
		ТГ N 2	ПР-6-35/10/1,2	1968			6,0
		ТГ N 3	Р-12-35/35/5М	1972			12,0
		ТГ N 4	Р-12-35/35/5М	1972			12,0
		Всего			-	-	36,0	0,0
	Всего АО "Воскресенские минеральные удобрения"				-	-	36,0	0,0
АО "Москокс"	ТЭЦ МОФ "Мечел-Энерго"	ТГ N 2	П-6-35/5 м	1993	основное - газ; резервное - кокс. газ	город Видное	6,0	183,6
		ТГ N 3	ПР-6-35/15/5 м	1991			3,4
		ТГ N 4	П-6-35/5 (АП-6) ("Лаваль")	1952			6,0
		ТГ N 5	АПР-6-1(5)	1965			3,3
		ТГ N 6	П-6-35/5 м	2001			6,0
		Всего			-	-	24,7	183,6
	Всего АО "Москокс"				-	-	24,7	183,6
МУП "КЛИНТЕПЛОСЕТЬ"	ТЭЦ ООО "Энергоцентр" <*>	ТГ N 1	Р-6-35/5	1964	основное - газ; резервное - мазут	город Клин	6,0	289,4
		ТГ N 4	П-6-35/5	1952			6,0
		ТГ N 5	П-6-35/6	1956			6,0
		ТГ N 6	Р-6-35/5	1963			6,0
		Всего			-	-	24,0	289,4
	Всего МУП "КЛИНТЕПЛОСЕТЬ"				-	-	24,0	289,4
АО "Мособлэнергогаз"	ГПУ-ТЭЦ Энергорайона Томилино	ТГ N 1	18V32/40 PGI	2012	основное - газ	Район Томилино	7,8	73,93
		ТГ N 2	18V32/40 PGI	2012			7,8
		ТГ N 3	18V32/40 PGI	2012			7,8
		Всего			-	-	23,4	73,93
	Всего ЗАО "Мособлэнергогаз"				-	-	23,4	73,93
ФГБУ "Канал имени Москвы"	Иваньковская ГЭС (ГЭС-191)	1	ПЛ510-ВБ	1937	-	Московская область	14,4	0,0
		2	ПЛ510-ВБ	1937			14,4
		Всего			-	-	28,8	0,0
	Пироговская ГЭС (ГЭС-199)	1	ФБТ-23/4	1937	-	Московская область	0,3	0,0
		Всего			-	-	0,3	0,0
	Всего ФГБУ "Канал имени Москвы"				-	-	29,1	0,0
АО "Мосводоканал"	Можайский гидроузел				-	-	8,2	0,0
	Можайская ГЭС	1	РО123-ВМ-120	1962	-	Московская область	1,3	0,0
		2	РО123-ВМ-120	1962			1,3
	Рузская N 2	1	РО123-ВМ-120	1964			1,3
	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			1,3
	Истринский гидроузел				-	-	3,1	0,0
	Истринская ГЭС	1	РО 45/820-В-120	1992	-	Московская область	1,4	0,0
		2	РО 45/820-В-120	1992			1,4
		3	Е 7570	1994			0,4
	Акуловский гидроузел				-	-	0,6	0,0
	Листвянская ГЭС	1	"Каплан"	1937	-	Московская область	0,4	0,0
	Акуловская ГЭС	1	ФТ-21/2	1937			0,3
	Вазузская гидротехническая система				-	-	6,4	0,0
	Верхнерузская ГЭС	1	ПЛ510-85-160	1978	-	Московская область	1,6	0,0
		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
	Всего АО "Мосводоканал"				-	-	18,3	0,0
Филиал ПАО "РусГидро" "Загорская ГАЭС"	Загорская ГАЭС-1	ТГ N 1	РОНТ-115/812-В-630	1988	-	город Сергиев Посад	200,0	0,0
		ТГ N 2	РОНТ-115/812-В-630	1988			200,0
		ТГ N 3	РОНТ-115/812-В-630	1989			200,0
		ТГ N 4	РОНТ-115/812-В-630	1990			200,0
		ТГ N 5	РОНТ-115/812-В-630	1994			200,0
		ТГ N 6	РОНТ-115/812-В-630	2000			200,0
		Всего			-	-	1200,0	0,0
	Всего Филиал ПАО "РусГидро" "Загорская ГАЭС"				-	-	1200,0	0,0
Всего по электростанциям Московской области					-	-	5703,55	7093,21

___________________________________

<*> До 21.12.2020 в эксплуатации у ООО "Энергоцентр".

3.2. Анализ режимов работы электростанций энергосистемы Московской области за период 2015 - 2020 годов

Выработка электроэнергии электростанциями Московского региона и ее структура за период 2015 - 2020 годов представлена в таблице 20 и на рисунке 13.

Таблица 20

Структура
выработки электроэнергии электростанциями энергосистемы города Москвы и Московской области за период 2015 - 2020 годов

Годы	Выработка электроэнергии, млн. кВтч
	Всего	ТЭС				ГЭС
		всего	оптовый рынок	розничный рынок	блок-станции	всего	оптовый рынок	розничный рынок
Энергосистема города Москвы и Московской области
2015	69504,1	67499,64	63353,69	3900,37	245,58	2004,43	1841,49	162,94
2016	74368,4	72262,47	68966,04	2836,31	460,12	2105,89	1875,35	230,54
2017	70254,5	68074,76	65447,96	2201,78	425,02	2179,74	1921,47	258,28
2018	71443,7	69363,5	65884,1	3055,4	424,0	2080,2	1871,2	209,0
2019	72833,5	70847,7	67260,0	3175,7	412,1	1985,8	1778,3	207,6
2020	65726,6	63686,5	59980,7	3278,7	427,2	2040,0	1790,3	249,7
Энергосистема Московской области
2015	23117,7	21193,55	20803,77	353,45	36,34	1924,15	1841,49	82,66
2016	23306,5	21267,37	20897,52	165,35	204,50	2039,14	1875,35	163,79
2017	20832,2	18690,56	18234,81	278,87	176,88	2141,68	1921,47	220,21
2018	20063,8	18042,6	17512,4	357,5	172,8	2021,2	1871,2	150,0
2019	20274,3	18367,7	17862,4	346,2	159,2	1906,5	1778,3	128,2
2020	17406,1	15435,3	14939,9	327,1	168,3	1970,9	1790,3	180,5

Примечание: В фактической величине выработки по электростанциям розничного рынка до 15.06.2017 учтены: выработка АО "НАТЭК Инвест-Энерго", выработка ООО "Нетканые материалы" (ЗАО "Регент НМ") по блок-станциям. В установленной мощности вышеуказанные электростанции отсутствуют. Данные станции с 15.06.2017 также исключены из баланса электроэнергии. ГПУ-ТЭЦ Энергорайона Томилино АО "Мособлэнергогаз" включена в установленную мощность с 01.06.201723,4 МВт, с 2015 года в балансе электроэнергии также учитывается выработка.

Рисунок 13. Структура выработки электроэнергии электростанциями энергосистемы города Москвы и Московской области за период 2015 - 2020 годов, млн. кВтч

С 2015 по 2020 годы на электростанциях энергосистемы города Москвы и Московской области выработка электроэнергии имела тенденцию как к снижению так и к увеличению. В 2020 году выработка электроэнергии в энергосистеме города Москвы и Московской области по сравнению с 2019 годом уменьшилась на 7106,9 млн. кВтч (9,8%).

За рассматриваемый период времени в структуре выработки электроэнергии доля ТЭС составляла около 97% для электростанций энергосистемы города Москвы и Московской области и 89-92% - для электростанций Московской области.

Доля выработки электроэнергии электростанциями Московской области в общем объеме выработки энергосистемы города Москвы и Московской области за рассматриваемый период 2015 - 2020 годов снизилась с 33,3% в 2015 году до 26,5% в 2020 году (см. рисунок 14).

Рисунок 14. Доля выработки электроэнергии станциями Московской области за период 2015 - 2020 годов, %

Собственное производство электроэнергии в энергосистеме города Москвы и Московской области и энергосистеме Московской области в 2020 году и его изменение по сравнению с предыдущим годом представлено в таблице 21 и на рисунке 15.

Таблица 21

Структура выработки электрической энергии по типам электростанций энергосистемы города москвы и московской области на конец 2020 года

Тип электростанций	Выработка электроэнергии, млн. кВтч	Доля от суммарной выработки, %	Изменение выработки электроэнергии к предыдущему году, %
Энергосистема города Москвы и Московской области
ТЭС	63686,5	96,9	-10,1
ГЭС	2040,0	3,1	2,7
Всего	65726,6	100	-9,8
Энергосистема Московской области
ТЭС	15435,3	88,7	-16,0
ГЭС	1970,9	11,3	3,4
Всего	17406,1	100	-14,1

Рисунок 15. Структура выработки электрической энергии энергосистемы города Москвы и Московской области и энергосистемы Московской области по типам генерирующих мощностей в 2020 году, %

Выработка электроэнергии электростанциями, расположенными на территории Московской области, за рассматриваемый период времени представлена в таблице 22 и на рисунке 16.

Таблица 22

Структура
выработки электрической энергии электростанциями Московской области в 2015 - 2020 годах

Наименование организации	Источник электроснабжения	Выработка электроэнергии, млн. кВтч
		2015	2016	2017	2018	2019	2020
ПАО "Мосэнерго"	ТЭЦ-22	5532,05	5822,02	5195,70	4852,50	5100,80	5059,10
	ТЭЦ-27	6331,27	5589,13	5886,77	5606,80	5958,70	4758,40
	ГРЭС-3 им. Классона	72,2	79,36	85,79	74,7	66,4	64,8
	ТЭЦ-17	203,07	201,55	201,04	208,6	189,1	204,2
	ТЭЦ-30	46,12	36,19	41,22	34,4	15,3	9,7
	ТЭЦ-6	0	0	0	0	0	0
	ТЭЦ-29	0	0	0	0	0	0
	Всего	12184,70	11728,25	11410,52	10777,00	11330,30	10096,20
АО "Интер РАО-Электрогенерация"	Каширская ГРЭС	3720,30	3824,32	2975,26	2065,90	2395,00	344,50
ПАО "Юнипро"	Шатурская ГРЭС	4898,76	5306,11	3849,03	4669,30	4137,20	4499,20
ООО "Теплосервис"	ТЭЦ-6	33,33	35,07	34,29	33,8	31,2	31,1
ООО "Агрокомплекс "Иванисово"	ТЭЦ-29	36,77	32,59	44,3	119,3	117,3	102,8
АО "ГТ Энерго"	Щелковская ГТ-ТЭЦ	36,34	38,84	123,85	132,1	128	132,5
АО "Воскресенские минеральные удобрения"	ТЭЦ АО "Воскресенские минеральные удобрения"	61,63	68,2	68,16	66,9	70,1	68
АО "Москокс"	ТЭЦ МОФ "Мечел-Энерго"	105,64	109,33	88,24	89,7	89	99,7
МУП "КЛИНТЕПЛОСЕТЬ"	ТЭЦ ООО "Энергоцентр"	67,65	67,26	63,26	72,2	69,7	60,7
ФГБУ "Канал имени Москвы"	Иваньковская ГЭС (ГЭС-191)	65,26	142,25	184,12	125,9	108,6	160,8
	Пироговская ГЭС (ГЭС-199)	1,02	0,99	0,65	0	0	0,4
	Всего	66,28	143,24	184,77	125,9	108,6	161,2
АО "Мосводоканал"	Можайский гидроузел	8,62	14,29	23,9	14,4	13,2	11,6
	Истринский гидроузел	4,8	3,88	9,09	8,2	2,4	5.7
	Акуловский гидроузел	1,35	1,63	1,5	1,2	1,3	1.2
	Вазузская гидротех. система	1,61	0,76	0,94	0,2	2,6	0.8
	Всего	16,38	20,55	35,44	24	19,6	19.3
Филиал ПАО "РусГидро" "Загорская ГАЭС"	Загорская ГАЭС-1	1841,49	1875,35	1921,47	1871,20	1778,30	1790.30
ОАО "Натэк-Инвест-Энерго"		27,08	30,43	13,2	-	-	-
АО "Мособлэнергогаз"	ГПУ-ТЭЦ Энергорайона Томилино	21,34	26,97	20,47	16,2	0	0.6
Всего в Московской области		23117,70	23306,51	20832,20	20063,80	20274,30	17406,10

___________________________________

<*> До 21.12.2020 в эксплуатации у ООО "Энергоцентр".

Рисунок 16. Структура выработки электроэнергии электростанциями энергосистемы Московской области за период 2015 - 2020 годов, млн. кВтч

В 2020 году выработка электроэнергии по сравнению с 2015 годом электростанциями энергосистемы Московской области снизилась на 24,7% за счет уменьшения выработки на станциях ПАО "Мосэнерго" (17%), Шатурской ГРЭС (8,2%), Каширской ГРЭС (90,7%), Загорской ГАЭС-1 (2,8%).

В 2016 году по сравнению с 2015 годом выработка незначительно увеличилась (0,8%). Увеличение объема выработки электрической энергии отмечено на Каширской ГРЭС (2,8%), Шатурской ГРЭС (8,3%) и Загорской ГАЭС-1 (1,8%). На станциях ПАО "Мосэнерго" отмечено снижение выработки на 3,7%.

В 2017 году снижение выработки электрической энергии электростанциями города Москвы и Московской области по сравнению с 2016 годом составило 5,5%, по Московской области снижение составило 10,6%, что связано в основном со снижением выработки на станциях ПАО "Мосэнерго" (2,7%), Каширской ГРЭС (22,2%), Шатурской ГРЭС (27,46%).

В 2018 году продолжилось снижение выработки электростанциями Московской области. По сравнению с 2017 годом снижение составило 3,7%, что связано со снижением выработки электростанций ПАО "Мосэнерго" (уменьшение выработки на 5,6%) и Каширской ГРЭС (уменьшение выработки на 30,6%). Выработка электроэнергии на Шатурской ГРЭС увеличилась на 21,3%.

В 2019 году в Московской области произошло незначительное увеличение выработки электроэнергии (1%) относительно 2018 года.

В 2020 году Московской области произошло снижение выработки электроэнергии на 14,1% относительно 2019 года за счет уменьшения выработки на станциях ПАО "Мосэнерго" (10,9%), Каширской ГРЭС (85,6%).

В таблице 23 представлена структура выработки электроэнергии на территории Московской области по видам собственности генерирующих компаний за 2020 год.

Таблица 23

Структура
выработки электрической энергии электростанциями в разрезе энергетических компаний московской области на конец 2020 года

Наименование организации	Выработка электроэнергии, млн. кВтч	Доля всей выработки Московской области, %
ПАО "Мосэнерго"	10096,20	58,00
АО "Интер РАО-Электрогенерация"	344,5	1,98
ПАО "Юнипро"	4499,20	25,85
ООО "Теплосервис" (ТЭЦ-6)	31,1	0,18
ООО "Агрокомплекс "Иванисово"	102,8	0,59
АО "ГТ Энерго"	132,5	0,76
АО "Воскресенские минеральные удобрения"	68	0,39
АО "Москокс"	99,7	0,57
МУП "КЛИНТЕПЛОСЕТЬ"	60,7	0,35
ФГБУ "Канал имени Москвы"	161,2	0,93
АО "Мосводоканал"	19,3	0,11
Филиал ПАО "РусГидро" "Загорская ГАЭС"	1790,30	10,29
АО "Мособлэнергогаз"	0,6	0,00
Всего по Московской области	17406,10	100

В таблице 24 приведены данные о коэффициенте использования установленной мощности электростанций Московской области.

Таблица 24

Коэффициент
использования установленной мощности электростанций Московской области за период 2015 - 2020 годов

Наименование организации	Источник электроснабжения	КИУМ, %
		2015	2016	2017	2018	2019	2020
ПАО "Мосэнерго"	ТЭЦ-22	48,21	61,94	55,4	51,77	54,42	53,83
	ТЭЦ-27	68,18	60,03	63,4	60,38	64,17	51,10
	ГРЭС-3 им. Классона	1,55	1,70	1,8	1,60	1,42	1,39
	ТЭЦ-17	12,07	11,95	11,95	20,35	18,45	19,87
	ТЭЦ-30	32,91	25,75	29,4	24,54	10,92	6,89
	Всего	44,72	46,52	46,6	44,01	46,27	41,12
АО "Интер РАО-Электрогенерация"	Каширская ГРЭС	22,24	22,79	17,8	12,35	20,87	9,57
ПАО "Юнипро"	Шатурская ГРЭС	37,45	40,45	29,4	35,54	31,49	34,15
ООО "Теплосервис"	ТЭЦ-6	21,14	22,18	21,7	21,44	19,79	19,68
ООО "Агрокомплекс "Иванисово"	ТЭЦ-29	25,02	22,11	30,1	81,16	79,80	69,74
АО "ГТ Энерго"	Щелковская ГТ-ТЭЦ	23,04	24,57	78,5	83,78	81,18	83,8
АО "Воскресенские минеральные удобрения"	ТЭЦ АО "Воскресенские минеральные удобрения"	19,54	21,57	21,6	21,21	22,23	21,51
АО "Москокс"	ТЭЦ МОФ "Мечел-Энерго"	48,82	50,39	40,8	41,46	41,13	45,93
МУП "КЛИНТЕПЛОСЕТЬ" <**>	ТЭЦ ООО "Энергоцентр"	32,18	31,91	30,1	34,34	33,15	28,8
ФГБУ "Канал имени Москвы"	Иваньковская ГЭС (ГЭС-191)	25,87	56,23	73,0	49,9	44,28	63,57
	Пироговская ГЭС (ГЭС-199)	41,45	40,19	26,67	0,0	0,0	16,05
	Всего	26,02	56,08	72,5	49,9	44,28	63,12
АО "Мосводоканал"	Можайский гидроузел	12,00	19,84	33,3	20,05	18,38	16,07
	Истринский гидроузел	17,90	14,42	33,9	30,7	9,08	21,04
	Акуловский гидроузел	24,37	29,38	27,2	20,53	24,39	22,51
	Вазузская гидротех. система	2,88	1,35	1,7	0,86	4,64	1,50
	Всего	10,22	12,79	22,1	14,98	12,17	12,02
Филиал ПАО "РусГидро" "Загорская ГАЭС"	Загорская ГАЭС-1	17,52	17,79	18,3	17,8	16,92	16,98
АО "Мособлэнергогаз"	ТЭЦ Энергорайона Томилино	-	-	7,56 <*>	7,9	0,001	0,28
Всего в Московской области		33,31	34,54	31,3	32,66	37,86	32,41

___________________________________

<*> АО "Мособлэнергогаз" Энергорайона Томилино (23,4 МВт) включена в установленную мощность с 01.06.2017.

<**> До 21.12.2020 в эксплуатации у ООО "Энергоцентр".

В целом на электростанциях Московской области за рассматриваемый период 2015 - 2020 годов КИУМ демонстрирует как снижение, так и увеличение.

В 2020 году величина КИУМ на станциях энергосистемы Московской области снизилась по сравнению с 2015 годом на 0,9 процентных пункта.

В 2020 году наибольшая загрузка приходилась на оборудование ТЭЦ-22 (53,83%), ТЭЦ-27 (51,1%), АО "ГТ Энерго" (83,8%), ООО Агрокомплекс "Иванисово" (69,74%), Иваньковской ГЭС (63,57%).

Самым низким уровнем загрузки оборудования (1,39%) среди тепловых электростанций характеризуется ГРЭС-3 им. Классона.

IV. Анализ современного состояния качества атмосферного воздуха Московской области

4.1. Современное состояние загрязнения атмосферного воздуха

Мониторинг состояния загрязнения атмосферного воздуха Московской области осуществляет ФГБУ "Центральное управление по гидрометеорогии и мониторингу окружающей среды" (структура Росгирдромета).

Ввиду достаточно обширной территории Московской области мониторинг загрязнения атмосферного воздуха осуществляется на нескольких постах, расположенных в различных территориальных образованиях (города/городские округа Электросталь, Воскресенск, Подольск, Мытищи и др.). Поэтому интегральные данные по загрязнению атмосферного воздуха не могут в полной мере отражать состояние атмосферы в той или иной точке субъекта Российской Федерации, а лишь показывают макрокартину в регионе.

Наиболее частое превышение предельно-допустимых концентраций вредных веществ в атмосферном воздухе наблюдается по концентрации диоксида азота. Например, в октябре 2020 года среднемесячные концентрации диоксида азота составляли от 1,1 ПДК с.с. в Подольске и Щелково до 1,4 ПДК с.с. в Дзержинском.

4.1.1. Анализ современного состояния воздействия стационарных генерирующих источников, расположенных на территории Московской области, на качество атмосферного воздуха

Наиболее крупными, как по установленной электрической, так и по тепловой мощности стационарными генерирующими источниками загрязнения атмосферного воздуха на территории Московской области являются:

- Каширская ГРЭС, АО "Интер РАО-Электрогенерация";

- ГРЭС-3, ПАО "Мосэнерго";

- ТЭЦ-17, ПАО "Мосэнерго";

- ТЭЦ-22, ПАО "Мосэнерго";

- ТЭЦ-27, ПАО "Мосэнерго";

- ТЭЦ-30, ПАО "Мосэнерго";

- Шатурская ГРЭС, ПАО "Юнипро";

- АО "НАТЭК Инвест-Энерго";

- АО "ГТ-ТЭЦ Энерго";

- ТЭЦ-6, ООО "Теплосервис";

- ТЭЦ-29, ООО "Агрокомплекс "Иванисово";

- ТЭЦ МОФ "Мечел-Энерго", АО "Москокс";

- МБУ "Конькобежный центр Коломна";

- ГПУ-ТЭЦ Энергорайона Томилино, АО "Мособлэнергогаз".

В таблице 26 представлены ретроспективные данные о валовых выбросах загрязняющих веществ от стационарных генерирующих источников Московской области за 2018 - 2020 гг. в разбивке по источникам.

Таблица 25

Валовые выбросы загрязняющих веществ от стационарных генерирующих источников за 2018 - 2020 гг. <*>, тонн

___________________________________

<*> Источник данных: годовые формы 2-ТП (воздух) от генерирующих компаний.

N	Объект	2018	2019	2020
1	АО "Интер РАО-Электрогенерация" - Каширская ГРЭС	6975,2	2547,5	330,2
2	ПАО "Мосэнерго" - ГРЭС-3	84,3	59,3	59,7
3	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-17	405,6	332,9	340,0
4	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-22	10885,9	5295,4	7148,8
5	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-27	1032,2	887,8	890,7
6	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-30	149,4	86,9	84,8
7	ПАО "Юнипро" - Шатурская ГРЭС	3472,1	2950,5	3007,9
8	АО "НАТЭК Инвест-Энерго"	67,9	67,9	67,9
9	АО "ГТ-ТЭЦ Энерго"	98,3	98,3	534,3
10	ООО "Теплосервис" - ТЭЦ-6	-	-	99,3
11	ООО "Агрокомплекс "Иванисово"	662,4	662,4	662,4
12	АО "Москокс" - ТЭЦ МОФ "Мечел-Энерго"	224,4	234,3	290,5
13	АО "Мособлэнергогаз" - Железнодорожный	180,2	180,2	180,2
14	АО "Мособлэнергогаз" - Томилино	118,0	118,0	126,3
	ВСЕГО	24355,8	13521,4	13823,0

На рисунке 17 представлена динамика изменения валовых выбросов загрязняющих веществ от стационарных генерирующих источников.

Рисунок 17. Валовые выбросы загрязняющих веществ от стационарных генерирующих источников Московской области за 2018 - 2020 гг.

Существенное снижение массовых выбросов твердых веществ, начиная с 2019 года, обусловлено выводом из эксплуатации угольных энергоблоков ст. N 1, 2 и прекращением генерации электро- и теплоэнергии энергоблоками ст. N 4 - 7 Каширской ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация".

Ниже представлена структура валовых выбросов загрязняющих веществ за 2020 год в разрезе компонентов загрязняющих веществ.

Рисунок 18. Структура валовых выбросов загрязняющих веществ от стационарных генерирующих источников Московской области за 2020 г. в разрезе компонентов загрязняющих веществ, %

Как видно из рисунка выше, основную долю выбросов (в массовом выражении) составляют оксиды азота (~ 80% на 2020 г.), оксид углерода ( на 2020 г.) и диоксид серы ( на 2020 г.).

Структура валовых выбросов загрязняющих веществ в разрезе рассматриваемых в настоящей работе генерирующих компаний представлена на рисунке 23.

ГАРАНТ:

По-видимому, в предыдущем абзаце допущена опечатка. Вместо "на рисунке 23" имеется в виду "на рисунке 18"

Можно отметить, что основными стационарными источниками выбросов веществ, загрязняющих атмосферный воздух, являются объекты генерации ПАО "Мосэнерго", ПАО "Юнипро" и ООО "Агрокомплекс "Иванисово"; на их долю приходится практически 90% всех валовых выбросов от стационарных генерирующих источников.

На рисунке 20 представлена информация по структуре выбросов по отдельным видам загрязняющих веществ в разрезе генерирующих компаний.

Рисунок 19. Структура валовых выбросов загрязняющих веществ от стационарных генерирующих источников Московской области за 2020 год в разрезе компонентов загрязняющих веществ, %

Рисунок 20. Структура валовых выбросов от стационарных генерирующих источников Московской области за 2020 год в разрезе генерирующих компаний, %

V. Анализ функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов

Сооружение новых электросетевых объектов и реконструкция существующих напряжением 110 кВ и выше в энергосистеме Московской области в период 2015 - 2020 годов были связаны с повышением надежности электроснабжения потребителей и обеспечением возможности подключения новых питающих центров.

В 2015 году:

Замена МВ на ЭВ на ПС 220/110 кВ Голутвин:

произведена замена фазы "В" АТ-2750/500/10 кВ на ПС 750/500/220/110 кВ Грибово;

проведена реконструкция следующих линий:

КВЛ 220 кВ Западная - Радищево (60,4 км) на участке опор N 151-155 (L = 1580 м);

КВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Восточная (19,323 км) с установкой опор N 3, 5, 6, перемонтажом провода и тросов пролете опор N 34-33 (без изменения типа, марки провода, пропускной способности);

ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино (22,6 км) с заменой опор N 16-27, заменой провода в пролетах N 17-27 (марки МП 240 на провод типа АС 400/51), заменой грозотросов пролетах опор N 16-27;

ВЛ 220 кВ Пахра - Борисово, ВЛ 220 кВ Ока - Серпухов I и II цепь с заменой опор, проводов и изоляторов;

реконструкция ВЛ-110 кВ Пахра - Апаренки с отп. (1,05 км);

реконструкция ВЛ 110 кВ Красногорская - Нахабино I и II цепь (0,94 км);

ВЛ 110 кВ Радищево - Клин З и В (22,11 км);

произведена замена выключателей на следующих подстанциях: ПС 110/10/6 кВ Басово, ПС 110/35/10 Поварово, ПС 110/10 кВ Алабушево, ПС 110/35/10/6 кВ Красково, ПС 110/10 кВ Молоково, ПС 110/35/10/6 кВ Наро-Фоминск;

проведена реконструкция следующих подстанций:

ПС 110 кВ Яковлево - замена трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор напряжением 110/10 кВ мощностью 25 МВА;

ПС 110 кВ Электросталь - замена существующего трансформатора 40 МВА на трансформатор напряжением 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА;

ПС 110 кВ Клязьма - замена существующего трансформатора 40 МВА на трансформатор напряжением 110/6 кВ мощностью 63 МВА;

ПС 110/10/6 кВ Красногорка - замена трансформатора Т-1 напряжением 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор напряжением 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА;

ПС 110/35/6 кВ Кварц - замена трансформатора Т-1 напряжением 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА на трансформатор напряжением 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА;

ПС 110/10 кВ Взлетная - замена существующих трансформаторов (два трансформатора 110/10 кВ мощностью по 25 МВА каждый) на два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью по 40 МВА каждый;

ПС 110/6 кВ Сушкинская - замена существующих трансформаторов (два трансформатора 110/6 кВ мощностью по 10 МВА каждый) на два трансформатора напряжением 110/6 кВ мощностью по 25 МВА каждый;

ПС 110/10 кВ Мцыри - замена существующих трансформаторов (два трансформатора 110/10 кВ мощностью по 6,3 МВА каждый) на два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью по 16 МВА каждый;

ПС 110/35/10 кВ Поварово - замена трансформаторов напряжением 110/35/10 кВ мощностью 2 x 25 МВА на трансформаторы напряжением 110/35/10 кВ мощностью 2 x 40 МВА;

реконструкция на ПС 35/6 кВ Запрудня - замена трансформатора Т-3 напряжением 35/6 кВ мощностью 3,2 МВА на трансформатор напряжением 35/6 кВ мощностью 4 МВА.

Всего за 2015 год введено:

- ЛЭП напряжением 110 кВ и выше - 79,033 км, в том числе:

- напряжением 220 кВ - 43,503 км;

- напряжением 110 кВ - 35,53 км.

Трансформаторной мощности 110 кВ и выше - 787 МВА (121,4 МВА), в том числе:

- напряжением 750 кВ - 417 МВА (0 МВА);

- напряжением 110 кВ - 370 МВА (121,4 МВА).

В 2016 году:

Введена в работу ПС 110 кВ Флагман с установкой двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ мощностью по 40 МВА каждый с КВЛ 110 кВ Зеленоградская - Мамонтовская с отпайкой на ПС Флагман и КВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча с отпайкой на ПС Флагман (2 x 5 км);

Введена в работу ПС 220 кВ Ступино с установкой двух трансформаторов напряжением 220/10 кВ мощностью по 100 МВА каждый и сооружением заходов ВЛ 220 кВ Кашира - Пахра (7,6 км) с образованием ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Ступино и ВЛ 220 кВ Пахра - Ступино;

ПС 110 кВ Дедово - замена трансформатора Т-1 мощностью 25 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА;

ПС 110 кВ Акулово - замена трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВА каждый на трансформаторы мощностью 10 МВА каждый;

КВЛ 110 кВ Слобода - Дедово - замена выключателя Iном. = 2000 А, Iоткл. = 40 кА на выключатель Iном. = 3150 А, Iоткл. = 40 кА, замена ТТ;

произведена замена выключателей на следующих подстанциях:

ПС 110 кВ Дедово, ПС 110 кВ Мишуково, ПС 110 кВ Одинцово, ПС 35 кВ Збышки, ПС 35 кВ Истра, ПС 35 кВ Снегири, ПС 35 кВ Хващевская;

ПС 110 кВ Болятино - замена трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 40 МВА каждый на трансформаторы мощностью 63 МВА каждый;

ПС 110 кВ Никоново - ввод в работу трансформатора Т-1 мощностью 16 МВА;

ПС 110 кВ Двойня - замена трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 10 МВА каждый на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый;

включена вновь образованная ВЛ 110 кВ Никоново - Столбовая после разрезки ВЛ 110 кВ Лаговская - Столбовая с отпайкой на ПС Никоново и завода ее на ПС 110 кВ Никоново;

реконструкция ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино (8,352 км);

ВЛ 35 кВ Поварово - Воробьево - замена провода АС-50 (Iдоп = 210 А при +25 °C) на провод АС-120 (Iдоп = 210 А при +25 °C) по всей длине 9,4 км;

ПС 35 кВ Истра - замена трансформатора Т-1 мощностью 5 МВА на трансформатор мощностью 6,3 МВА;

ПС 35 кВ Снегири - замена трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВА каждый на трансформаторы мощностью 16 МВА каждый;

ПС 35 кВ Лыщево - замена трансформатора Т-2 мощностью 3,2 МВА на трансформатор мощностью 4 МВА;

ПС 35 кВ Корытово - замена трансформатора Т-2 мощностью 1,0 МВА на трансформатор мощностью 4 МВА.

Всего за 2016 год введено:

- ЛЭП напряжением 110 кВ и выше - 25,98 км, в том числе:

- напряжением 220 кВ - 15,95 км;

- напряжением 110 кВ - 10,03 км.

Трансформаторной мощности 110 кВ и выше - 532 (194,4) МВА, в том числе:

- напряжением 220 кВ - 200 МВА;

- напряжением 110 кВ - 332 (194,4) МВА.

В 2017 году:

Введена в работу ПС 220 кВ Кроношпан с установкой двух трансформаторов напряжением 220/10/6 кВ мощностью по 63 МВА каждый и сооружением заходов ВЛ 220 кВ Стачка - Шибаново с образованием ВЛ 220 кВ Шибаново - Кроношпан и ВЛ 220 кВ Кроношпан - Стачка.

Введена в работу ПС 220 кВ Сельская - с установкой трансформатора напряжением 220/10 кВ мощностью 80 МВА с ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Голутвин с отпайкой на ПС Сельская.

Реконструкция КВЛ 220 кВ Центральная - Яшино.

Ввод в работу КВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово с отпайкой на ПС Аксаково (32,59 км).

Ввод в работу КВЛ 110 кВ Уча - Долгопрудная (27,2 км).

Реконструкция ВЛ 110 кВ Макеево - Маслово.

Реконструкция КВЛ 110 кВ Очаково - Одинцово I цепь с отпайкой на ПС Мамоново.

ПС 750 кВ Белый Раст - замена выключателей ВВ 500 кВ, Iоткл. = 40 кА Белый Раст - Бескудниково (1 СШ) на ЭВ 500 кВ, Iоткл. = 40 кА КВЛ 500 кВ Белый Раст - Бескудниково (1 СШ) и ВВ 500 кВ, Iоткл. = 40 кА Белый Раст - Западная (1 СШ) на ЭВ 500 кВ, Iоткл. = 40 кА Белый Раст - Западная (1 СШ).

ПС 500 кВ Трубино - ввод в работу АТ-4 мощностью 250 МВА после замены.

ПС 220 кВ Латышская - замена трансформатора Т-1 мощностью 25 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА, замена масляных выключателей ВЛ 220 кВ Латышская - Кедрово и 220 кВ Т-1 Iоткл. = 40 кА каждый на элегазовые.

ПС 220 кВ Пески - замена выключателя ОЭВ 110 кВ на элегазовый Iоткл. = 40 кА.

ПС 110 кВ Красково - замена трансформатора Т-3 мощностью 40,5 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА, замена выключателей 110 кВ: ВВ ВЛ 110 кВ Красково - Лыткарино с отпайкой на ПС Дзержинская, ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отпайкой на ПС Котельники, ВЛ 110 кВ Красково - Мячково с отпайкой на ПС Дзержинская, ВЛ 110 кВ Красково - Болятино, ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково I, II цепь, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Красково N 5-6 с отпайкой на Т-60Р1, ЭВ ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Красково N 3-4 с отпайкой на Т-60Р2, 110 кВ Т-1, 110 кВ Т-2, 110 кВ Т-3, ШСЭВ 110 кВ с Iоткл. = 31,5 кА каждый на ЭВ Iоткл. = 40 кА каждый.

ПС 110 кВ Пятницкая - ввод в работу трансформатора Т-1 мощностью 16 МВА.

ПС 110 кВ Весенняя - ввод в работу трансформатора Т-1 мощностью 40 МВА.

ПС 110 кВ Селятино - замена трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 25 МВА каждый на трансформаторы мощностью 63 МВА каждый.

ПС 110 кВ Венюково - замена трансформатора Т-1 мощностью 20 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА.

ПС 110 кВ Дарьино - замена трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью 80 МВА.

ПС 110 кВ Истомкино - замена трансформатора Т-2 мощностью 20 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА.

ПС 110 кВ Алмазово - замена трансформатора Т-2 мощностью 25,5 МВА на трансформатор мощностью 63 МВА, реконструкция ОРУ 110 кВ (0,73 км) с заменой выключателей 110 кВ на ЭВ 110 КВЛ 110 кВ Алмазово - Горенки с отпайкой на ПС Балашиха, СЭВ 110 кВ, ЭВ ВЛ 110 кВ Трубино - Алмазово Iоткл. = 40 кА каждый, ввод в работу выключателей 110 кВ ЭВ 110 кВ Т-1 и ЭВ 110 кВ Т-2 Iоткл. = 40 кА каждый.

ПС 35 кВ Малеевка - замена трансформатора Т-1 напряжением 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор напряжением 35/10 кВ мощностью 6,3 МВА.

ПС 110 кВ Булгаково - ввод в работу элегазовых выключателей 110 кВ ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2 Iоткл. = 40 кА каждый.

ПС 110 кВ Взлетная - ввод в работу элегазовых выключателей 110 кВ ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ БСК 110 кВ Iоткл. = 40 кА каждый, БСК 110 кВ мощностью 50 Мвар.

ПС 110 кВ Дедово - замена масляного выключателя ВЛ 110 кВ Дедово - Духанино Iоткл. = 40 кА на элегазовый Iоткл. = 40 кА.

ПС 110 кВ Залесье II - ввод в работу элегазового выключателя 110 кВ ЭВ 110 кВ Т-1 Iоткл. = 40 кА.

ПС 110 кВ Клязьма - замена масляного выключателя 110 кВ ШСЭВ 110 кВ Iоткл. = 26,3 кА на элегазовый.

ПС 110 кВ Красногорка - замена выключателя 110 кВ на элегазовый ЭВ ВЛ 110 кВ Красногорка - Гавриково II цепь с отпайкой на ПС Щербинка Iоткл. = 40 кА.

ПС 110 кВ Кубинка - замена масляных выключателей ВЛ 110 кВ Голицыно - Кубинка I цепь, ВЛ 110 кВ Голицыно - Кубинка II цепь с отпайкой на ПС Сушкинская Iоткл. = 40 кА каждый на элегазовые.

ПС 110 кВ Ловцы - ввод в работу выключателя 110 кВ ЭВ 110 кВ Т-1, замена выключателя 110 кВ Т-2 на элегазовый с Iоткл. = 40 кА.

ПС 110 кВ Мишеронь - замена выключателей на элегазовые 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, Iоткл. = 40 кА.

ПС 110 кВ Наро-Фоминск - ввод в работу элегазовых выключателей 110 кВ ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ 110 кВ Т-3, ШСЭВ 110 кВ Iоткл. = 40 кА.

ПС 110 кВ Новоцементная - замена выключателей 110 кВ на элегазовые ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, СЭВ 110 кВ Iоткл. = 40 кА.

ПС 110 кВ Ситня - замена выключателя на элегазовый ЭВ 110 кВ Т-1 Iоткл. = 40 кА.

Всего за 2017 год введено:

- ЛЭП напряжением 110 кВ и выше - 65,22 км, в том числе:

- напряжением 220 кВ - 4,7 км;

- напряжением 110 кВ - 60,52 км.

Трансформаторной мощности 110 кВ и выше - 911 (448,5) МВА, в том числе:

- напряжением 500 кВ - 250 МВА;

- напряжением 220 кВ - 231 (215) МВА;

- напряжением 110 кВ - 430 (233,5) МВА.

Объем введенной реактивной мощности (БСК) - 50 Мвар.

В 2018 году:

Сооружена КВЛ-110 кВ Аэропорт - Долгопрудная I, II цепь (5,8 км).

Включена отпайкой ПС 220 кВ Сельская с образованием ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Федино с отпайкой на ПС Сельская.

Проведена реконструкция ПС 110 кВ Истомкино с заменой существующего трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью 20 на трансформатор напряжением 110/6/6 кВ мощностью 40 МВА.

Проведена реконструкция следующих ЛЭП:

реконструкция ВЛ-110 кВ Алабушево - Поварово (0,31 км);

реконструкция ВЛ-110 кВ с перезаходом в новое РУ-110 кВ ПС-750 кВ Грибово - 1-й пусковой комплекс 9-й этап (8,469 км).

Всего за 2018 год введено:

- ЛЭП напряжением 110 кВ и выше - 17,24 км, в том числе:

- напряжением 220 кВ - 0 км;

- напряжением 110 кВ - 17,24 км;

- Трансформаторной мощности 110 кВ и выше - 40 (20) МВА, в том числе:

- напряжением 500 кВ - 0 МВА;

- напряжением 220 кВ - 0 МВА;

- напряжением 110 кВ - 40 (20) МВА;

- Объем введенной реактивной мощности (БСК) - 0 Мвар.

В 2019 году:

Проведена реконструкция на ПС 220 кВ Ока с установкой трансформаторов напряжением 220/10 кВ мощностью 2 x 63 МВА.

Проведена реконструкция на ПС 220 кВ Пахра с установкой автотрансформаторов напряжением 220/110/10 кВ мощностью 2 x 250 МВА.

Проведена реконструкция ВЛ 110 кВ Серпухов - Заповедник с заменой опор на участке от приемных порталов ПС 110 кВ Серпухов до границы г. Серпухов.

Проведена реконструкция ПС 110 кВ Шаховская с заменой существующего трансформатора напряжением 110/35/10 кВ мощностью 15 МВА на трансформатор напряжением 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА.

Проведена реконструкция ПС 35 кВ Лыщево с заменой существующих трансформаторов напряжением 35/10 кВ мощностью 2 x 4 МВА на трансформаторы напряжением 35/10 кВ мощностью 2 x 6,3 МВА.

Проведена реконструкция ПС 35 кВ Дачная с заменой существующих трансформаторов напряжением 35/6 кВ мощностью 2 x 6,3 МВА на трансформаторы напряжением 35/6 кВ мощностью 2 x 10 МВА.

Всего за 2019 год введено:

- ЛЭП напряжением 110 кВ и выше - 8,11 км, в том числе:

- напряжением 220 кВ - 0 км;

- напряжением 110 кВ - 8,11 км;

- Трансформаторной мощности 110 кВ и выше - 651 МВА, в том числе:

- напряжением 500 кВ - 0 МВА;

- напряжением 220 кВ - 626 МВА;

- напряжением 110 кВ - 25 (15) МВА;

- Объем введенной реактивной мощности (БСК) - 0 Мвар.

В 2020 году:

Проведена реконструкция с заменой воздушного участка на кабельный длиной 1,2 км с образованием КВЛ 220 кВ Горенки - Восточная общей протяженностью 7,09 км.

Проведена реконструкция с заменой воздушного участка на кабельный длиной 1,2 км с образованием КВЛ 220 кВ Трубино - Горенки общей протяженностью 30,8 км.

Проведена реконструкция с заменой кабельного участка на кабельный длиной 1,3 км с образованием КЛ 220 кВ Цимлянская - Горьковская N 1 общей протяженностью 5,9 км.

Проведена реконструкция с врезкой кабельного участка длиной 1,3 км с образованием КЛ 220 кВ Цимлянская - Горьковская N 2 общей протяженностью 6,315 км.

Проведена реконструкция КВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы I цепь общей протяженностью 34,075 км с сооружением кабельного участка длиной 0,17 км для выполнения захода в КРУЭ ПС 220 кВ Темпы.

Проведена реконструкция ВЛ 110 кВ Хвойная - Н. Подлипки 1, 2, 3 с заменой провода АС 150 на АС 240, длина реконструируемого участка 1,4 км - 1,2 цепь и 0,24 км - 3 цепь, и заменой опор на металлические решетчатые и многогранные.

Проведена реконструкция ПС 220 кВ Темпы с заменой существующего автотрансформатора напряжением 220/110 кВ мощностью 125 МВА на новый напряжением 220/110 кВ мощностью 200 МВА.

Проведена реконструкция ПС 220 кВ Дальняя с заменой Т-1220/35/6 кВ мощностью 40 МВА на новый без увеличения трансформаторной мощности.

Проведена реконструкция ПС 220 кВ Стекольная с заменой Т-1220/10 кВ мощностью 25 МВА на новый без увеличения трансформаторной мощности.

Проведена реконструкция ПС 110 кВ Раменская с вводом нового КРУЭ 110 кВ и сооружением заходов ВЛ 110 кВ Цаги - Донино I, II цепь.

Проведена реконструкция ПС 110 кВ Наро-Фоминск с заменой силовых трансформаторов 3 x 63 МВА без увеличения трансформаторной мощности.

Всего за 2020 год введено:

- ЛЭП напряжением 110 кВ и выше - 0,17 км, в том числе:

- напряжением 220 кВ - 0,17 км;

- напряжением 110 кВ - 1,64 км;

- трансформаторной мощности 110 кВ и выше - 75 МВА, в том числе:

- напряжением 500 кВ - 0 МВА;

- напряжением 220 кВ - 75 МВА;

- напряжением 110 кВ - 0 МВА;

- объем введенной реактивной мощности (БСК) - 0 Мвар.

В таблицах 26 - 28 сведены все вводы электросетевых объектов в энергосистеме Московской области напряжением 110 кВ и выше за 2015 - 2020 годы.

Таблица 26

Вводы линий электропередач напряжением 110 кВ и выше за период 2015 - 2020 годов

Напряжение, кВ	Протяженность ЛЭП, км
	2015	2016	2017	2018	2019	2020	Всего за 2015 - 2020 годы
750
500
220	43,50	15,95	4,7			0,17	64,32
110	35,53	10,03	60,52	17,24	8,11		131,43
Всего 110 и выше	79,03	25,98	65,22	17,24	8,11		195,58

Таблица 27

Вводы трансформаторной мощности напряжением 110 кВ и выше за период 2015 - 2020 годов

Напряжение, кВ	Трансформаторная мощность, МВА
	2015	2016	2017	2018	2019	2020	Всего за 2015 - 2020 годы
750	417						417
500			250				250
220		200	231 (215)		626	75	113 (215)
110	370 (121,4)	332 (194,4)	430 (233,5)	40 (20)	25 (15)		1197 (584,3)
Всего 110 и выше	787	532	911	40	651	75	2996
	(121,4)	(194,4)	(448,5)	(20)	(15)		(799,3)

* в скобках - с учетом выбывающей мощности.

Таблица 28

Вводы устройств СКРМ за период 2015 - 2020 годов

год	Всего, Мвар	в том числе
		ИРМ	ШР, УШР
2015
2016
2017	50	50
2018
2019
2020
Всего	50	50

В настоящее время в составе энергосистемы города Москвы и Московской области функционируют электросетевые объекты номинальным напряжением 750, 500, 220, 110, 35 кВ и ниже.

Существующая электрическая сеть 500 кВ Московской области является фрагментом одноцепной опорной кольцевой сети энергосистемы города Москвы и Московской области и вместе с объектами напряжением 750 кВ выполняет системообразующую функцию, обеспечивая необходимые объемы перетоков между соседними энергосистемами, выдачу мощности ряда областных электростанций в ЕНЭС, а также ее транзит внутри энергосистемы. Эксплуатация и обслуживание объектов данных классов напряжения осуществляется Московским предприятием магистральных электрических сетей (ПМЭС), входящим в состав филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Центра.

В настоящее время на территории Московской области эксплуатируются следующие подстанции напряжением 500-750 кВ:

- ПС 750/500 кВ Белый Раст, Грибово (суммарная трансформаторная мощность 6986 МВА);

- ПС 500 кВ Ногинск, Пахра, Трубино, Западная, Новокаширская, Дорохово (суммарная трансформаторная мощность 7885 МВА);

- суммарная протяженность данных ЛЭП 750-500 кВ на территории Московской области составляет:

- на напряжении 750 кВ - 108,687 км;

- на напряжении 500 кВ - 900,322 км.

Электрические сети 110-220 кВ энергосистемы города Москвы и Московской области построены по радиально-кольцевому принципу: сеть Московской области связана радиальными линиями со столичным кольцом 220 кВ, используемым для выдачи мощности электростанций города и питания крупных нагрузочных узлов. Цепность кольцевой сети 220 кВ переменная: на севере и юге Москвы оно двухцепное, на востоке - четырехцепное, на западе - одноцепное. Сеть 110 кВ является главной распределительной системой в электроснабжении Московского региона.

Электрическая сеть 220 кВ и ниже на территории Московской области разделена на четыре зоны, соответствующие зонам эксплуатационной ответственности филиалов ПАО "Россети Московский регион", а именно:

- Восточные электрические сети (ВЭС);

- Западные электрические сети (ЗЭС);

- Северные электрические сети (СЭС);

- Южные электрические сети (ЮЭС).

Эксплуатация электрических сетей и обслуживание потребителей осуществляется по городским округам территориальными сетевыми организациями.

Филиал ПАО "Россети Московский регион" - Восточные электрические сети

Зона эксплуатационной ответственности филиала "Восточные электрические сети" (ВЭС) ПАО "Россети Московский регион", охватывает территорию двадцати одного городского округа Московской области:

городской округ Балашиха;

Богородский городской округ;

городской округ Воскресенск;

городской округ Егорьевск;

городской округ Зарайск;

городской округ Звездный городок;

городской округ Коломна;

городской округ Лосино-Петровский;

городской округ Луховицы;

Орехово-Зуевский городской округ;

городской округ Павловский Посад;

городской округ Реутов;

городской округ Фрязино;

городской округ Черноголовка;

городской округ Шатура;

городской округ Щелково;

городской округ Электрогорск;

городской округ Электросталь.

На территории ВЭС расположен ряд генерирующих источников, выдающих мощность в электрические сети 35-220 кВ, в частности:

1. ГРЭС-3 им. Классона (установленная мощность - 532,3 МВт). Выдача мощности осуществляется по линиям:

- ВЛ 220 кВ ГРЭС-3 - Стачка;

- ВЛ 220 кВ ГРЭС-3 - Ногинск I, II цепи;

- ВЛ 220 кВ ГРЭС-3 - Дальняя;

- ВЛ 110 кВ Боровое - ГРЭС-3;

- ВЛ 110 кВ ГРЭС-3 - Демихово;

- ВЛ 110 кВ Городок - ГРЭС-3;

- ВЛ 110 кВ ГРЭС-3 - Водовод.

2. Шатурская ГРЭС (установленная мощность - 1500 МВт). Выдача мощности осуществляется по линиям:

- ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Нежино I, II цепи;

- ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Пески;

- ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Крона;

- ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Шибаново;

- ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Экситон с отпайкой на ПС Губино;

- ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Дулево с отпайкой на ПС Губино;

- ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Гребчиха;

- ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Спортивная Южная;

- ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Спортивная Северная;

- ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Рошаль Восточная с отпайкой на ПС Ботино;

- ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Рошаль Западная с отпайкой на ПС Ботино;

- ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Кривандино;

- ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Бруски.

3. ТЭЦ-29 (установленная мощность - 16,78 МВт). Выдача мощности осуществляется в сеть 110 кВ.

4. ООО "Теплосервис" (ТЭЦ-6) (установленная мощность - 18 МВт). Выдача мощности осуществляется в сеть 35 кВ.

5. ТЭЦ-30 (ГТУ-ТЭЦ, в составе ГРЭС-3; установленная мощность - 16 МВт).

На территории ВЭС располагаются:

- 1 ПС с высшим напряжением 500 кВ (ПС 500 кВ Ногинск);

- 10 ПС с высшим напряжением 220 кВ;

- 120 ПС с высшим напряжением 110 кВ;

- 61 ПС с высшим напряжением 35 кВ.

Суммарная установленная трансформаторная мощность центров питания, расположенных на территории ВЭС, составила 11771 МВА, из которых 1455 МВА приходятся на долю ПС 500 кВ, 3133 МВА - ПС 220 кВ, 6540 МВА - ПС 110 кВ и 643 МВА - ПС 35 кВ.

Основная часть питающих центров на территории ВЭС эксплуатируется двумя организациями: Московским ПМЭС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра и филиалом ПАО "Россети Московский регион" ВЭС.

На балансе филиала Московского ПМЭС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра находятся:

- ПС 500 кВ Ногинск установленной трансформаторной мощностью 1455 МВА;

- ПС 220 кВ Голутвин, Кроношпан, Осетр, Пески, Стачка, Федино и Шибаново суммарной установленной трансформаторной мощностью 1906 МВА;

- Филиал ПАО "Россети Московский регион" ВЭС осуществляет эксплуатацию следующих электросетевых объектов:

- ПС 220 кВ Восточная и Горенки суммарной установленной трансформаторной мощностью 1101 МВА;

- 91 ПС 110 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 4966 МВА;

- 55 ПС 35 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 528,2 МВА.

- На рассматриваемой территории также располагаются следующие абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции:

- ПС 220 кВ Крона установленной трансформаторной мощностью 126 МВА;

- 29 ПС 110 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 1574 МВА;

- 6 ПС 35 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 114,8 МВА;

- На обозначенных выше ПС установлено 2 АТ 500 кВ суммарной мощностью 595 МВА, 27 трансформаторов и АТ 220 кВ суммарной мощностью 3867 МВА, 256 трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 6642,2 МВА и 137 трансформаторов 35 кВ суммарной мощностью 666,8 МВА.

- В настоящее время по территории ВЭС проходят ЛЭП 35-500 кВ суммарной протяженностью 5197,76 км, в том числе:

- ЛЭП 500 кВ суммарной протяженностью 151,397 км (ВЛ - 151,397 км);

- ЛЭП 220 кВ суммарной протяженностью 1010,76 км (ВЛ - 989,73 км, КЛ - 21,03);

- ЛЭП 110 кВ суммарной протяженностью 3064,85 км (ВЛ - 3030,77 км, КЛ - 34,09 км);

- ЛЭП 35 кВ суммарной протяженностью 970,75 км (ВЛ - 882,32 км, КЛ - 88,44 км).

Филиал ПАО "Россети Московский регион" - Западный электрические сети

Зона эксплуатационной ответственности филиала "Западные электрические сети" (ЗЭС) ПАО "Россети Московский регион", охватывает территорию двенадцати городских округов Московской области:

городской округ Власиха;

Волоколамский городской округ;

городской округ Восход;

городской округ Истра;

городской округ Краснознаменск;

городской округ Лотошино;

Можайский городской округ;

городской округ Молодежный;

Наро-Фоминский городской округ;

Одинцовский городской округ;

Рузский городской округ;

городской округ Шаховская.

На территории ЗЭС располагаются:

- 1 ПС с высшим напряжением 750 кВ (ПС 750 кВ Грибово);

- 1 ПС с высшим напряжением 500 кВ (ПС 500 кВ Дорохово);

- 9 ПС с высшим напряжением 220 кВ;

- 53 ПС с высшим напряжением 110 кВ;

- 64 ПС с высшим напряжением 35 кВ.

Суммарная установленная трансформаторная мощность центров питания, расположенных на территории ЗЭС составила 12071,26 МВА, из которых 3904 МВА приходятся на долю ПС 750 кВ, 1502 МВА - ПС 500 кВ, 2695 МВА - ПС 220 кВ, 3355,1 МВА - ПС 110 кВ, 615,2 МВА - ПС 35 кВ.

Основная часть питающих центров на территории ЗЭС эксплуатируется двумя организациями: филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра и филиалом ПАО "Россети Московский регион" ЗЭС.

На балансе Московского ПМЭС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра находятся:

- ПС 750 кВ Грибово трансформаторной мощностью 3904 МВА;

- ПС 500 кВ Дорохово трансформаторной мощностью 1502 МВА;

- 4 ПС 220 кВ: Луч, Дровнино, Кедрово и Шмелево суммарной установленной трансформаторной мощностью 1155 МВА;

- Филиал ПАО "Россети Московский регион" ЗЭС осуществляет эксплуатацию следующих электросетевых объектов:

- 3 ПС 220 кВ: Слобода, Встреча и Подушкино суммарной установленной трансформаторной мощностью 1419 МВА;

- 43 ПС 110 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 3032,1 МВА;

- 51 ПС 35 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 503,2 МВА.

- На рассматриваемой территории также располагаются следующие абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции:

- 2 ПС 220 кВ: Латышская и Котово установленной трансформаторной мощностью 121 МВА;

- 10 ПС 110 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 323 МВА;

- 13 ПС 35 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 111,96 МВА.

На обозначенных выше ПС 2 АТ 750 кВ суммарной мощностью 2502 МВА, 4 АТ 500 кВ мощностью 2004 МВА, 31 трансформаторов и АТ 220 кВ мощностью 3514 МВА, 119 трансформаторов 110 кВ мощностью 3416,1 МВА и 126 трансформаторов 35 кВ мощностью 635,2 МВА.

В настоящее время по территории ЗЭС проходят ЛЭП 35-750 кВ суммарной протяженностью 3888,62 км, в том числе:

- ВЛ 750 кВ общей протяженностью 56,3 км;

- ВЛ 500 кВ протяженностью 73,05 км;

- ЛЭП 220 кВ протяженностью 1027,29 км (в т.ч. ВЛ - 922,07 км, КЛ - 105,2 км);

- ЛЭП 110 кВ протяженностью 1291,24 км (в т.ч. ВЛ - 1262,72 км, КЛ - 28,52 км);

- ЛЭП 35 кВ протяженностью 1440,74 км (в т.ч. ВЛ - 1330,99 км, КЛ - 109,75 км).

Филиал ПАО "Россети Московский регион" - Северные электрические сети

Зона эксплуатационной ответственности филиала "Северные электрические сети" (СЭС) ПАО "Россети Московский регион", охватывает территорию четырнадцати городских округов Московской области:

Дмитровский городской округ;

городской округ Долгопрудный;

городской округ Дубна;

городской округ Клин;

городской округ Королев;

городской округ Красногорск;

городской округ Лобня;

городской округ Мытищи;

городской округ Пушкинский;

Сергиево-Посадский городской округ;

городской округ Солнечногорск;

Талдомский городской округ;

городской округ Химки.

На территории СЭС расположен ряд генерирующих источников, выдающих мощность в электрическую сеть Московской области, в частности:

1. Загорская ГАЭС (установленная мощность - 1200 МВт). Выдача мощности осуществляется по линиям:

- ВЛ 500 кВ ЗаГАЭС - Трубино;

- ВЛ 500 кВ ЗаГАЭС - Костромская ГРЭС.

2. ТЭЦ-27 (установленная мощность - 1060 МВт). Выдача мощности осуществляется по линиям:

- ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Уча I, II цепи;

- ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Хвойная;

- ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Щедрино;

- КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Бутырки с отпайками;

- КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Бабушкин;

- КЛ ТЭЦ-27 - Хлебниково I, II цепь.

3. Иваньковская ГЭС (установленная мощность - 29 МВт), выдающая мощность на напряжении 10 кВ.

На территории СЭС располагаются:

- 1 ПС с высшим напряжением 750 кВ (ПС 750 кВ Белый Раст);

- 2 ПС с высшим напряжением 500 кВ (ПС 500 кВ Трубино, Западная);

- 16 ПС с высшим напряжением 220 кВ;

- 87 ПС с высшим напряжением 110 кВ;

- 71 ПС с высшим напряжением 35 кВ.

Суммарная установленная трансформаторная мощность центров питания, расположенных на территории СЭС, составила 17698,05 МВА, из которых 3082 МВА приходятся на долю ПС 750 кВ, 2678 МВА - ПС 500 кВ, 5442,5 МВА - ПС 220 кВ, 5606,3 МВА - ПС 110 кВ, 889,2 МВА - ПС 35 кВ.

Основная часть питающих центров на территории СЭС эксплуатируется двумя организациями: филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра и филиалом ПАО "Россети Московский регион" СЭС.

На балансе Московского ПМЭС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра находятся:

- 1 ПС 750 кВ Белый Раст трансформаторной мощностью 3082 МВА;

- 2 ПС 500 кВ: Западная и Трубино суммарной трансформаторной мощностью 2678 МВА;

- 6 ПС 220 кВ: Дмитров, Радуга, Заря, Радищево и Темпы суммарной установленной трансформаторной мощностью 1544 МВА, а также функционирующая в настоящий момент на напряжении 220 кВ ПС Ярцево мощностью 500 МВА, в отношении которой проводятся работы по переводу на класс напряжения 500 кВ;

- Филиал ПАО "Россети Московский регион" СЭС осуществляет эксплуатацию следующих электросетевых объектов:

- 10 ПС 220 кВ: Шуколово, Хвойная, Ильинская, Красногорская, Куркино, Тайнинка, Уча, Новософрино, Омега и Старбеево суммарной установленной трансформаторной мощностью 3398,5 МВА;

- 68 ПС 110 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 4692,8 МВА;

- 57 ПС 35 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 611,4 МВА.

- На рассматриваемой территории также располагаются следующие абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции:

- 21 ПС 110 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 913,52 МВА;

- 14 ПС 35 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 277,83 МВА.

На обозначенных выше ПС установлено 2 АТ 750 кВ суммарной мощностью 2502 МВА, 6 АТ 500 кВ мощностью 2502 МВА, 41 трансформатор и АТ 220 кВ мощностью 5868 МВА, 197 трансформаторов 110 кВ мощностью 5868,12 МВА и 147 трансформаторов 35 кВ мощностью 927,93 МВА.

В настоящее время по территории СЭС проходят ЛЭП 35-750 кВ суммарной протяженностью 4696,57 км, в том числе:

- ВЛ 750 кВ общей протяженностью 52,39 км;

- ВЛ 500 кВ протяженностью 434,62 км;

- ЛЭП 220 кВ протяженностью 1048,27 км (в т.ч. ВЛ - 1013,08 км, КЛ - 35,12 км);

- ЛЭП 110 кВ протяженностью 1867,05 км (в т.ч. ВЛ - 1867,05 км);

- ЛЭП 35 кВ протяженностью 1294,25 км (в т.ч. ВЛ - 1088,11 км, КЛ - 206,14 км).

Филиал ПАО "Россети Московский регион" - Южные электрические сети

Зона эксплуатационной ответственности филиала "Южные электрические сети" (ЮЭС) ПАО "Россети Московский регион", охватывает территорию семнадцати городских округов Московской области:

городской округ Бронницы;

городской округ Домодедово;

городской округ Дзержинский;

городской округ Жуковский;

городской округ Кашира;

городской округ Котельники;

Ленинский городской округ;

городской округ Люберцы;

городской округ Лыткарино;

городской округ Подольск;

городской округ Протвино;

городской округ Пущино;

Раменский городской округ;

городской округ Серебряные Пруды;

городской округ Серпухов;

городской округ Ступино;

городской округ Чехов.

На территории ЮЭС расположен ряд генерирующих источников, выдающих мощность в электрическую сеть Московской области, в частности:

1. ТЭЦ-17 (установленная мощность - 117 МВт). Выдача мощности осуществляется по линиям:

- ВЛ 110 кВ Сидорово - ТЭЦ-17;

- ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Алеево;

- ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Крутыши;

- ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Лужники I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Тишково с отпайкой на ПС Марс.

2. ТЭЦ-22 (установленная мощность - 1070 МВт). Выдача мощности осуществляется по линиям:

- КВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Восточная;

- по трем ВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Чагино;

- по двум ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Красково;

- ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Нефтезавод I, II цепь.

На территории ЮЭС располагаются:

- 2 ПС с высшим напряжением 500 кВ (ПС 500 кВ Пахра, Новокаширская);

- 11 ПС с высшим напряжением 220 кВ;

- 93 ПС с высшим напряжением 110 кВ;

- 38 ПС с высшим напряжением 35 кВ.

Суммарная установленная трансформаторная мощность центров питания, расположенных на территории ЮЭС, составила 11958,02 МВА, из которых 1750 приходятся на долю ПС 500 кВ, 3680,5 МВА - ПС 220 кВ, 5997,8 МВА - ПС 110 кВ и 529,72 МВА - ПС 35 кВ.

Основная часть питающих центров на территории ЮЭС эксплуатируется двумя организациями: Московским ПМЭС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра и филиалом ПАО "Россети Московский регион" ЮЭС.

На балансе филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра находятся:

- ПС 500 кВ Пахра установленной трансформаторной мощностью 1250 МВА;

- ПС 500 кВ Новокаширская установленной трансформаторной мощностью 500 МВА;

- ПС 220 кВ Бугры, Нежино, Ока, и Ступино суммарной установленной трансформаторной мощностью 1291 МВА;

- Филиал ПАО "Россети Московский регион" ЮЭС осуществляет эксплуатацию следующих электросетевых объектов:

- ПС 220 кВ Гулево и ЦАГИ суммарной установленной трансформаторной мощностью 1326 МВА;

- 63 ПС 110 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 3885,8 МВА;

- 31 ПС 35 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 404,1 МВА.

- На рассматриваемой территории также располагаются следующие абонентские и тяговые (железнодорожные) подстанции:

- ПС 220 кВ Образцово, Стекольная, Сельская, Мячково и Протон установленной трансформаторной мощностью 1063,5 МВА;

- 30 ПС 110 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 2112 МВА;

- 7 ПС 35 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 125,62 МВА.

На обозначенных выше ПС установлено 3 АТ 500 кВ суммарной мощностью 1000 МВА, 35 трансформатора и АТ 220 кВ суммарной мощностью 4081 МВА, 209 трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 6323,3 МВА и 81 трансформаторов 35 кВ суммарной мощностью 553,72 МВА.

В настоящее время по территории ЮЭС проходят ЛЭП 35-500 кВ суммарной протяженностью 4605,94 км, в том числе:

- ЛЭП 500 кВ суммарной протяженностью 241,26 км (ВЛ - 241,26 км);

- ЛЭП 220 кВ суммарной протяженностью 1175,82 км (ВЛ - 1175,82 км);

- ЛЭП 110 кВ суммарной протяженностью 2469,99 км (ВЛ - 2469,89 км, КЛ - 0,1 км);

- ЛЭП 35 кВ суммарной протяженностью 718,88 км (ВЛ - 606,53 км, КЛ - 112,35 км).

Перечень всех ЛЭП и ПС 750-35 кВ на территории Московской области с указанием основных сводных данных на 01.01.2021 приведен в приложениях 3 и 5 соответственно.

VI. Анализ основных проблем функционирования энергосистемы Московской области с описанием районов энергосистемы, характеризующихся высокими рисками выхода параметров режимов за область допустимых значений

Электрические сети, действующие в настоящее время на территории Московской области, в основном обеспечивают условия для поставки и получения мощности и электроэнергии потребителям.

Основными проблемами в электрической сети энергосистемы Московской области являются:

- повышенная загрузка автотрансформаторов 500/110 кВ Московского кольца ограничивает суммарную пропускную способность внешних связей энергосистемы города Москвы и Московской области;

- повышенная загрузка ряда линий электропередачи и трансформаторов сети 110-35 кВ, что вызывает ограничение технологического присоединения новых потребителей к электрической сети энергосистемы Московской области;

- высокие уровни токов короткого замыкания и недостаточная отключающая способность выключателей 500, 220 и 110 кВ, необходимость применения различных мероприятий по их ограничению, в частности секционирования электрической сети;

- регулирование напряжения в сети энергосистемы Московской области 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 энергосистемы Московской области в настоящее время находится в работе оборудование, выработавшее нормативный ресурс.

По результатам анализа текущей режимной-балансовой ситуации в энергосистеме Московской области выявлены пять энергорайонов с повышенной вероятностью выхода параметров режима за область допустимых значений в электрической сети 110 кВ и выше:

Район расположения ПС 220 кВ Гулево, ПС 220 кВ Бугры, ПС 110 кВ Весенняя, ПС 110 кВ Лаговская, ПС 110 кВ Столбовая, ПС 110 кВ Бор

В режиме летних максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ (ТНВ +30 °C, потребление 13148 МВт) при аварийном отключении в нормальной схеме (единичном ремонте) выявлено превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Никоново - Столбовая.

Так при отключении (ремонте) ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя загрузка ВЛ 110 кВ Никоново - Столбовая составляет 398 А (113%). При этом ДДТН составляет 353 А, АДТН - 424 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Столбовая), допустимая длительность перегрузки составляет 90 минут.

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГВО в объеме 9 МВт на ПС 110 кВ Весенняя.

В режиме летних максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ (ТНВ +30 °C, потребление 13148 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бор - Добрыниха с отпайками в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя выявлены превышения ДДТН/АДТН следующих ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Бугры - Столбовая - 455 А (129%, ДДТН = 353 А, АДТН = 424 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Столбовая).

- ВЛ 110 кВ Никоново - Столбовая - 354 А (100,3% ДДТН = 353 А, АДТН = 424 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Столбовая). Допустимая длительность перегрузки составляет 90 минут.

- Для предотвращения превышения АДТН ВЛ 110 кВ Бугры - Столбовая требуется применение мероприятий по делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме:

- отключение ШСМВ 110 кВ ПС 110 кВ Столбовая, перевод нагрузки Т-2 на Т-1 ПС 110 кВ Столбовая.

При этом при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бор - Добрыниха с отпайками в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Столбовая в объеме до 15,5 МВт без возможности последующего восстановления:

В режиме летних максимальных нагрузок 2021 г. при температуре ПЭВТ (ТНВ= +30 °C, потребление 13148 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бугры - Столбовая в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя (в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя для разгрузки ВЛ 110 кВ Никоново - Столбовая на ПС 110 кВ Весенняя выполнен ввод ГВО суммарно в объеме 9 МВт) выявлены превышения ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Бор - Добрыниха с отпайками составляет 548 А (129,6% ДДТН = 423 А, АДТН = 509 А (ограничение по проводу).

- ВЛ 110 кВ Добрыниха - Столбовая составляет 465 А (131,8% ДДТН = 353 А, АДТН = 424 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Столбовая).

- ШСМВ 110 кВ ПС 110 кВ Столбовая составляет 413 А (100% ДДТН = 414 А, АДТН = 497 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Столбовая). Допустимая длительность перегрузки составляет 90 минут.

- ВЛ 110 кВ Никоново - Столбовая составляет 372 А (105,6% ДДТ = 353 А, АДТН = 424 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Столбовая). Допустимая длительность перегрузки составляет 90 минут.

Для предотвращения превышения АДТН вышеуказанных электросетевых элементов требуется применение мероприятий по делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме:

- отключение ШСМВ 110 кВ ПС 110 кВ Столбовая, перевод нагрузки Т-2 на Т-1 ПС 110 кВ Столбовая.

При этом при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бугры - Столбовая в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Никоново, ПС 110 кВ Лаговская, ПС 110 кВ Весенняя в объеме 59,1 МВт без возможности последующего восстановления питания потребителей в объеме 4 МВт.

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (ТНВ = +18 °C, потребление 12018 МВт) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Бугры - Столбовая и ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя загрузка ВЛ 110 кВ Добрыниха - Столбовая превышает ДДТН и составляет 441 А (109,6% ДДТН = 403 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Столбовая), АДТН = 483 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Столбовая). Допустимая длительность перегрузки составляет 90 минут.

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГОП на ПС 110 кВ Лаговская в объеме 3,1 МВт и ПС 110 кВ Весенняя в объеме 3,9 МВт - суммарный объем ГОП составляет 7 МВт.

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °C, потребление 12018 МВт) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Бор - Добрыниха с отпайками и ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя загрузка ВЛ 110 кВ Бугры - Столбовая превышает ДДТН и составляет 443 А (110,1% ДДТН = 403 А, АДТН = 483 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Столбовая). Допустимая длительность перегрузки составляет 90 минут.

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГОП на ПС 110 кВ Лаговская в объеме 3,1 МВт и ПС 110 кВ Весенняя в объеме 3,9 МВт - суммарный объем ГОП составляет 7 МВт.

Для недопущения ввода ГАО и предотвращения выхода параметров режима за область допустимых значений предлагается сооружение КВЛ 110 кВ Лаговская - Полиграф, протяженностью ~ 8,5 км.

Рекомендуемый срок реализации Мероприятия - 2022 год.

Срок реализации Мероприятия в соответствии с ИП субъекта ЭЭ - 2022 год.

Организация, ответственная за реализацию Мероприятия - ПАО "Россети Московский регион".

Район расположения ПС 500 кВ Трубино, ПС 220 кВ Уча, ПС 110 кВ Роса, ПС 110 кВ Пушкино, ПС 110 кВ Клязьма, ПС 110 кВ Тополь, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Подлипки, ПС 110 кВ Речная

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ -26 °C, потребление 18963 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уча - Роса в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма II (I) цепь с отпайкой на ПС Речная выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь составляет 715 А (123% ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 600 А (ограничение по разъединителю на ПС 110 кВ Новые Подлипки);

- ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная на участке от ПС 500 кВ Трубино до отпайки на ПС 110 кВ Речная составляет 730 А (126% ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП на участке от ПС 500 кВ Трубино до отпайки), АДТН = 630 А (ограничение по разъединителю на ПС 500 кВ Трубино);

- ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Клязьма составляет 721 А (120% ДДТН = 600 А (ограничение по ТТ), АДДТН = 600 А (ограничение по ТТ).

Для ликвидации превышения АДТН требуется применение мероприятий по делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме:

- на ПС 110 кВ Клязьма включены БСК-1, БСК-2, отключен ШСЭВ 110 кВ, выведен АВР по стороне 6 кВ и отключена ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уча - Роса происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Роса, Пушкино и части потребителей ПС 110 кВ Клязьма в объеме 130,7 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 34,7 МВт).

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ -26 °C, потребление 18963 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма II (I) цепь с отпайкой на ПС Речная выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная на участке от ПС 500 кВ Трубино до отпайки на ПС 110 кВ Речная составляет 718 А (126% ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 630 А (ограничение по разъединителю на ПС 500 кВ Трубино).

Для ликвидации превышения АДТН требуется применение мероприятий по делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме:

- на ПС 110 кВ Клязьма включены БСК-1, БСК-2, отключен ШСЭВ 110 кВ, выведен АВР по стороне 6 кВ и отключена ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Клязьма и потребителей ПС 110 кВ Тополь в объеме 76,7 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 2 МВт).

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ -26 °C, потребление 18963 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уча - Роса выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I цепь с отпайкой на ПС Речная составляет:

- на участке от ПС 500 кВ Трубино до отпайки на ПС 110 кВ Речная - 713 А (123% ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 630 А (ограничение по разъединителю на ПС 500 кВ Трубино);

- на участке от отпайки на ПС 110 кВ Речная до ПС 110 кВ Клязьма - 589 А (101% ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 600 А (ограничение по ТТ на ПС 110 кВ Клязьма), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут);

- ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма II цепь с отпайкой на ПС Речная составляет:

- на участке от ПС 500 кВ Трубино до отпайки на ПС 110 кВ Речная - 729 А (125% ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 630 А (ограничение по разъединителю на ПС 500 кВ Трубино);

- на участке от отпайки на ПС 110 кВ Речная до ПС 110 кВ Клязьма - 612 А (105% ДДТН = 581 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 600 А (ограничение по ТТ, ВЧЗ на ПС 110 кВ Клязьма), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут).

Для ликвидации превышения АДТН требуется применение мероприятий по делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме:

- на ПС 110 кВ Клязьма включены БСК-1, БСК-2, отключен ШСЭВ 110 кВ, переведена нагрузка с Т-2 на Т-1 по стороне 6 кВ и отключена ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I цепь с отпайкой на ПС Речная. На ПС 110 кВ Речная переведена нагрузка с Т-1 на Т-2 по стороне 10 и 35 кВ.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Клязьма, ПС 110 кВ Тополь в объеме 97,1 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 30,8 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при температуре ПСМТ (12018 МВт, ТНВ +18 °C) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма II (I) цепь с отпайкой на ПС Речная в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уча - Роса и ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь составляет 760 А (157% ДДТН 484 А (ограничение по проводу ЛЭП) АДТН = 580 А (ограничение по проводу ЛЭП);

- ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки составляет:

- на участке от ПС 110 кВ Тополь до отпайки на ПС 110 кВ Подлипки 532 А (110% ДДТН = 484 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 580 А (ограничение по проводу ЛЭП), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут);

- на участке от отпайки на ПС 110 кВ Подлипки до ПС 110 кВ Клязьма составляет 500 А (119% ДДТН = 419 А (ограничение по проводу ЛЭП) АДТН = 502 А (ограничение по проводу ЛЭП), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут);

- СЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Тополь составляет 680 А (124% ДДТН = 548 А (ограничение по проводу ошиновки выключателя), АДТН = 600 А (ограничение по ТТ выключателя).

Для ликвидации превышения АДТН требуется применение мероприятий по делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме:

- на ПС 110 кВ Клязьма включена БСК-2, отключен ШСЭВ 110 кВ, переведена нагрузка с Т-2 на Т-1 по стороне 6 кВ и переключена ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I цепь с отпайкой на ПС Речная на II СШ 110 кВ (при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма II цепь с отпайкой на ПС Речная).

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма II (I) цепь с отпайкой на ПС Речная происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Роса, Пушкино, ПС 110 кВ Речная в объеме 93,3 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 64,4 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при температуре ПСМТ (12018 МВт, ТНВ +18 °C) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уча - Роса в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь и ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма II (I) цепь с отпайкой на ПС Речная выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I (II) цепь с отпайкой на ПС Речная составляет:

- на участке от ПС 500 кВ Трубино до отпайки на ПС 110 кВ Речная 911 А (188%) ДДТН = 484 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 580 А (ограничение по проводу ЛЭП);

- на участке от отпайки на ПС 110 кВ Речная до ПС 110 кВ Клязьма 760 А (157%) ДДТН = 484 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 580 А (ограничение по проводу ЛЭП).

- для ликвидации превышения АДТН требуется применение мероприятий по делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме;

- на ПС 110 кВ Клязьма включена БСК-1, отключен ШСЭВ 110 кВ, выведен АВР по стороне 6 кВ и переключена ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма II цепь с отпайкой на ПС Речная на I СШ 110 кВ (при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I цепь с отпайкой на ПС Речная).

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уча - Роса происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Роса, Пушкино и части потребителей ПС 110 кВ Клязьма в объеме 77,8 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 63,6 МВт).

Для недопущения ввода ГАО и предотвращения выхода параметров режима за область допустимых значений предлагается сооружение ПС 220 кВ Тютчево с установкой автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 125 МВА, с сооружением заходов ВЛ 220 кВ Уча - Новософрино (2 x 5 км) и строительством ЛЭП 110 кВ Тютчево - Пушкино.

Рекомендуемый срок реализации Мероприятия - 2021 год.

Срок реализации Мероприятия в соответствии с ИП субъекта ЭЭ - 2020 год.

Организация, ответственная за реализацию Мероприятия - ПАО "Россети Московский регион".

Район расположения ПС 750 кВ Грибово, ПС 220 кВ Луч, ПС 110 кВ Чеховская, ПС 110 кВ Пернатово, ПС 110 кВ Ядрошино, ПС 110 кВ Румянцево, ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Чисмена, ПС 110 кВ Волоколамск, ПС 110 кВ Сычи, ПС 110 кВ Анино

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ -26 °C, потребление 18963 МВт) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Волоколамск - Панфиловская выявлено превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская и составляет:

- на участке от ПС 220 кВ Луч до отпайки на ПС 110 кВ Чеховская - 594 А (102% ДДТН = 581 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН = 600 А (ограничение по разъединителю и трансформатору тока на ПС 220 кВ Луч);

- на участке от отпайки на ПС 110 кВ Чеховская до ПС 110 кВ Пернатово - 579 А (99,6% ДДТН = 581 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово), АДТН = 600 (ограничение по ВЧ-заградителю и трансформатору тока на ПС 110 кВ Пернатово).

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГВО на ПС 110 кВ Панфиловская, ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Румянцево, ПС 110 кВ Чисмена, ПС 110 кВ Ядрошино суммарно в объеме 2,5 МВт.

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ -26 °C, потребление 18963 МВт) в схеме ремонта ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская на ПС 220 кВ Луч выявлено превышение ДДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Волоколамск - Панфиловская составляет - 594 А, ДДТН = 581 А (102%) (ограничение по воздушному участку линии и по ошиновке на ПС 110 кВ Панфиловская), АДТН = 601 А (ограничение по уставкам РЗА).

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГВО на ПС 110 кВ Панфиловская, ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Румянцево, ПС 110 кВ Чисмена, ПС 110 кВ Ядрошино суммарно в объеме 2,5 МВт.

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ -26 °C, потребление 18963 МВт) в режиме аварийного отключения ВЛ 110 кВ Грибово - Волоколамск I цепь в схеме ремонта 4 сек. 110 кВ ПС 750 кВ Грибово выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская составляет:

- на участке от ПС 220 кВ Луч до отпайки на ПС 110 кВ Чеховская - 799 А (137,6% ДДТН = 581 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН = 600 А (ограничение по разъединителю и трансформатору тока на ПС 220 кВ Луч);

- на участке от отпайки на ПС 110 кВ Чеховская до ПС 110 кВ Пернатово - 785 А (135% ДДТН = 581 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово), АДТН = 600 А (ограничение по ВЧ-заградителю и трансформатору тока на ПС 110 кВ Пернатово);

- СМВ 110 кВ ПС 110 кВ Пернатово - 723 А (124,5% ДДТН = 581 А (ограничение по ошиновке), АДТН = 600 А (ограничение по трансформатору тока);

- ВЛ 110 кВ Ядрошино - Пернатово составляет 672 А (115,7% ДДТН = 581 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово), АДТН = 600 А (ограничение по ВЧ-заградителю и трансформатору тока на ПС 110 кВ Пернатово).

Для ввода режима в область допустимых значений требуется выполнить следующее мероприятие по делению электрической сети:

- отключение ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в указанной схеме при отключении ВЛ 110 кВ Грибово - Волоколамск I цепь произойдет отключение потребителей ПС 110 кВ Сычи, ПС 110 кВ Анино, ПС 110 кВ Волоколамск, ПС 110 кВ Панфиловская в объеме 55,3 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 52,8 МВт).

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ (ТНВ -26 °C, потребление 18963 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская в схеме ремонта 4 сек. 110 кВ ПС 750 кВ Грибово Луч выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Грибово - Волоколамск I цепь - 762 А (131,1% ДДТН = 581 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН = 698 А (ограничение по воздушному участку линии);

- Для ввода режима в область допустимых значений требуется выполнить следующее мероприятие по делению электрической сети:

- отключение ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в указанной схеме при отключении ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская произойдет отключение потребителей ПС 110 кВ Чеховская, ПС 110 кВ Пернатово, ПС 110 кВ Ядрошино, ПС 110 кВ Румянцево, ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Чисмена в объеме 86,4 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 35,3 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °C, потребление 12018 МВт) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грибово - Волоколамск I цепь и 4 сек. 110 кВ ПС 750 кВ Грибово выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- загрузка ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская составляет:

- на участке от ПС 220 кВ Луч до отпайки на ПС 110 кВ Чеховская - 521 А (108% ДДТН = 483,8 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН = 579,8 А (ограничение по воздушному участку линии);

- на участке от отпайки на ПС 110 кВ Чеховская до ПС 110 кВ Пернатово - 503 А (104% ДДТН = 483,8 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово), АДТН = 579,8 (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово).

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГВО на ПС 110 кВ Анино, ПС 110 кВ Волоколамск, ПС 110 кВ Панфиловская, ПС 110 кВ Сычи, ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Румянцево, ПС 110 кВ Чисмена, ПС 110 кВ Ядрошино суммарно в объеме 7,5 МВт.

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °C, потребление 12018 МВт) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская и 4 сек. 110 кВ ПС 750 кВ Грибово выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Грибово - Волоколамск I цепь составляет - 503 А (104% ДДТН = 483,8 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН = 579,8 А (ограничение по воздушному участку линии).

Для ликвидации превышения ДДТН необходим ввод ГВО на ПС 110 кВ Анино, ПС 110 кВ Волоколамск, ПС 110 кВ Панфиловская, ПС 110 кВ Сычи, ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Румянцево, ПС 110 кВ Чисмена, ПС 110 кВ Ядрошино суммарно в объеме 3,6 МВт.

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °C, потребление 12018 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская в схеме ремонта АТ-6 ПС 750 кВ Грибово и АТ-5 ПС 750 кВ Грибово (с учетом вывода из работы устройства АОПО ВЛ 110 кВ Грибово - Лидино, установленного на ПС 110 кВ Лидино в схеме ремонта АТ-5 ПС 750 кВ Грибово и АТ-6 ПС 750 кВ Грибово) выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Грибово - Лидино составляет 656 А (156% ДДТН = 419,2 А (ограничение по воздушному участку линии и ошиновке на ПС 110 кВ Лидино), АДТН = 502,2 А (ограничение по воздушному участку линии и ошиновке на ПС 110 кВ Лидино);

- ВЛ 110 кВ Можайск - Макарово составляет 432 А (103% ДДТН = 419,2 А (ограничение по воздушному участку линии и ошиновке на ПС 110 кВ Можайск и Макарово), АДТН = 502,2 А (ограничение по воздушному участку линии и ошиновке на ПС 110 кВ Можайск и Макарово), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут).

Для ввода режима в область допустимых значений требуются Мероприятия по делению электрической сети:

- отключение ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Панфиловская и БСК-1 ПС 750 кВ Грибово с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в данной схеме при отключении ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская произойдет отключение потребителей ПС 110 кВ Чеховская, ПС 110 кВ Пернатово, ПС 110 кВ Ядрошино, ПС 110 кВ Румянцево, ПС 110 кВ Давыдково, ПС 110 кВ Чисмена в объеме 57,6 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 38,8 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °C, потребление 12018 МВт) при аварийном отключении АТ-5 ПС 750 кВ Грибово в схеме ремонта АТ-6 ПС 750 кВ Грибово и ВЛ 110 кВ Грибово - Лидино выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская составляет:

- на участке от ПС 220 кВ Луч до отпайки на ПС 110 кВ Чеховская - 620 А (128,2% ДДТН = 483,8 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН = 579,8 А (ограничение по воздушному участку линии);

- на участке от отпайки на ПС 110 кВ Чеховская до ПС 110 кВ Пернатово - 607 А (125,6% ДДТН = 483,8 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово), АДТН = 579,8 (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово);

- Загрузка СМВ 110 кВ ПС 110 кВ Пернатово - 568 А (117,4% ДДТН = 483,8 А (ограничение по ошиновке), АДТН = 579,8 А (ограничение по ошиновке), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут);

- Загрузка ВЛ 110 кВ Ядрошино - Пернатово - 543 А (112,3% ДДТН = 483,8 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово), АДТН = 579,8 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Пернатово), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут).

Для ввода режима в область допустимых значений требуются Мероприятия по делению электрической сети:

- отключение ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Панфиловская и БСК-1 ПС 750 кВ Грибово с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в данной схеме при отключении ВЛ 110 кВ Грибово - Лидино произойдет отключение потребителей ПС 110 кВ Шаховская, ПС 110 кВ Лотошино, ПС 110 кВ Газовая, ПС 110 кВ Сычи, ПС 110 кВ Анино, ПС 110 кВ Волоколамск в объеме 43,3 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 29,7 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (ТНВ = +18 °C, потребление 12018 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Волоколамск - Панфиловская в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Луч - Шмелево и ВЛ 220 кВ Радищево - Луч выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Полянка - Манихино составляет 580 А (132% ДДТН = 440,6 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Манихино), АДТН = 528,2 А (ограничение по ошиновке на ПС 110 кВ Манихино);

- Загрузка ВЛ 110 кВ Луч - Полянка составляет 572 А (118% ДДТН = 483,8 А (ограничение по воздушному участку линии), АДТН = 579,8 А (ограничение по воздушному участку линии и по ошиновке на ПС 110 кВ Полянка), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут.

Для ввода режима в область допустимых значений требуется выполнение мероприятия по делению электрической сети:

- отключение ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Ядрошино с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в данной схеме при отключении ВЛ 110 кВ Волоколамск - Панфиловская произойдет отключение потребителей ПС 110 кВ Панфиловская, Чисмена, Давыдково, Румянцево в объеме 41,9 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 26,8 МВт).

Для недопущения ввода ГВО и предотвращения выхода параметров режима за область допустимых значений предлагаются следующие Мероприятия:

- Сооружение ВЛ 110 кВ Луч - Ядрошино (2022);

- Установка устройств АОПО ВЛ 110 кВ Полянка - Манихино на ПС 110 кВ Полянка, действующих на отключение нагрузки в районе ПС 110 кВ Румянцево и ПС 110 кВ Ядрошино в объеме 24 МВт (2021).

Рекомендуемый срок реализации мероприятий - 2021, 2022 гг.

Срок реализации Мероприятия по Сооружению ВЛ 110 кВ Луч - Ядрошино в соответствии с ИП субъекта ЭЭ - 2021 год.

Организация, ответственная за реализацию Мероприятия - ПАО "Россети Московский регион".

Район расположения ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Тополь, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Подлипки, ПС 110 кВ Пионерская, ПС 110 кВ Колонцово

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (12018 МВт, ТНВ = +18 °C) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Хвойная в схеме ремонта ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Хвойная и ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки выявлено превышение ДДТН/АДТН следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Сокольники - Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово (на участке от ПС 110 кВ Сокольники до отпайки на ПС 110 кВ Колонцово) составляет 757 А (181% ДДТН = 419 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 502 А (ограничение по проводу ЛЭП), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут);

- ВЛ 110 кВ Сокольники - Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово (на участке от отпайки на ПС 110 кВ Колонцово до ПС 220 кВ Хвойная) составляет 710 А (147% ДДТН = 484 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 580 А (ограничение по проводу ЛЭП), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут).

Для ввода режима в область допустимых значений требуются Мероприятия по делению электрической сети:

- на ПС 220 кВ Хвойная отключен ШСЭВ 110 кВ, ЭВ 220 кВ АТ 1, выведен АВР по 6 кВ, на ПС 110 кВ Новые Подлипки выведен АВР по стороне 6 и 35 кВ) с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Хвойная происходит отключение потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Тополь в объеме 68,1 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 55,8 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (ТНВ = +18 °C, потребление 12018 МВт) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Хвойная в схеме ремонта ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Хвойная и ВЛ 110 кВ Сокольники - Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово выявлено превышение ДДТН/АДТН ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки на участке:

- от ПС 110 кВ Клязьма до отпайки на ПС 110 кВ Подлипки составляет 755 А (180% ДДТН = 419 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 502 А (ограничение по проводу ЛЭП);

- от ПС 110 кВ Тополь до отпайки на ПС 110 кВ Подлипки составляет 723 А (149% ДДТН = 484 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 580 А (ограничение по проводу ЛЭП).

Для ввода режима в область допустимых значений требуются мероприятия по делению электрической сети с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме:

- на ПС 220 кВ Хвойная отключен ШСЭВ 110 кВ, ЭВ 220 кВ АТ-2 1, выведен АВР по 6 кВ и 10 кВ, на ПС 110 кВ Новые Подлипки выведен АВР ШСЭВ 110 кВ и АВР по стороне 6 и 35 кВ), на ПС 110 кВ Подлипки: переведена нагрузка с Т-1 на Т-2 по стороне 6 кВ.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ 21 - Хвойная происходит отключение потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Подлипки, ПС 110 кВ Колонцово в объеме 59,5 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 56 МВт).

Для недопущения ввода ГВО и предотвращения выхода параметров режима за область допустимых значений предлагаются следующие Мероприятия:

- Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Сокольники - Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово на ПС 220 кВ Хвойная действующего на отключение нагрузки потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Тополь в объеме 55,8 МВт;

- Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки на ПС 220 кВ Хвойная действующего на отключение нагрузки потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Подлипки, ПС 110 кВ Колонцово в объеме 56 МВт.

Рекомендуемый срок реализации Мероприятия - 2021 год.

Организация, ответственная за реализацию Мероприятия - ПАО "Россети Московский регион".

Район расположения ПС 220 кВ Бугры, Ока, ПС 110 кВ Венюково, Лопасня, Гришенки, Пролетарий

В режиме летних максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ (13148 МВт, ТНВ +30 °C) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I цепь с отпайкой на ПС Венюково и ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня II цепь с отпайкой на ПС Венюково (выполнены на совместном подвесе на протяжении 99% длины ЛЭП) выявлено превышение ДДТН/АДТН ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий на участке:

- от ПС 110 кВ Калугино до отпайки на ПС 110 кВ Пролетарий составляет 531 А (125,5% ДДТН = 423 А (ограничение по проводу ЛЭП и ошиновке на ПС 110 кВ Калугино), АДТН = 509 А (ограничение по проводу ЛЭП и ошиновке на ПС 110 кВ Калугино);

- от отпайки на ПС 110 кВ Пролетарий до ПС 110 кВ Гришенки составляет 464А (109,7% ДДТН = 423 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 509 А (ограничение по проводу ЛЭП), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут).

Для ввода режима в область допустимых значений требуются Мероприятия по делению электрической сети:

- отключение ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Лопасня с выводом АВР по 6 кВ и 35 кВ с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I цепь с отпайкой на ПС Венюково и ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня II цепь с отпайкой на ПС Венюково (или ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня II цепь с отпайкой на ПС Венюково) происходит отключение потребителей в объеме 46,5 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 35,5 МВт).

В режиме летних максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ (Токр = +30 °C, потребление 13148 МВт) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I цепь с отпайкой на ПС Венюково или ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня II цепь с отпайкой на ПС Венюково выявлено превышение ДДТН/АДТН ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня II цепь с отпайкой на ПС Венюково (ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I цепь с отпайкой на ПС Венюково) на участке:

- от ПС 220 кВ Бугры до отпайки на ПС 110 кВ Венюково составляет 546 А (129% ДДТН = 423 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 509 А (ограничение по проводу ЛЭП);

- от отпайки на ПС 110 кВ Венюково до ПС 110 кВ Лопасня составляет 450 А (106,4% ДДТН = 423 А (ограничение по проводу ЛЭП), АДТН = 509 А (ограничение по проводу ЛЭП), допустимая длительность перегрузки составляет 60 минут.

Для ввода режима в область допустимых значений требуются Мероприятия по делению электрической сети:

- отключение ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Лопасня с выводом АВР по 6 кВ и 35 кВ с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме.

При этом в указанной схеме при аварийном отключении:

- ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня II цепь с отпайкой на ПС Венюково (ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I цепь с отпайкой на ПС Венюково) происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Венюково и части потребителей ПС 110 кВ Лопасня в объеме 46,5 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 38,3 МВт);

- ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий происходит отключение потребителей ПС 110 кВ Пролетарий, ПС 110 кВ Гришенки и части потребителей ПС 110 кВ Лопасня в объеме 61,6 МВт, восстановление электроснабжения которых в полном объеме невозможно (невозможно запитать 33,8 МВт).

Для недопущения ввода ГВО и предотвращения выхода параметров режима за область допустимых значений предлагаются следующие Мероприятия:

- Замена провода ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий на участке от ПС 110 кВ Калугино до отпайки на ПС 110 кВ Пролетарий на провод марки АС-185 (25,18 км);

- На ПС 110 кВ Калугино в присоединении ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий замена провода ошиновки на провод марки АС-185;

- Установка устройств АОПО ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I, II цепь с отпайкой на ПС Венюково на ПС 110 кВ Лопасня, действующих на отключение нагрузки ПС 110 кВ Лопасня в объеме 23 МВт.

Рекомендуемый срок реализации Мероприятия - 2021 год.

Организация, ответственная за реализацию Мероприятия - ПАО "Россети Московский регион".

VII. Анализ загрузки питающих центров сети напряжением 110 (35) кВ и выше энергосистемы Московской области

С целью выявления дефицитных по мощности ПС 110(35) кВ и выше по состоянию на 01.01.2021 в энергосистеме Московской области произведен анализ загрузки ЦП на основании данных зимних контрольных замеров 2020 года.

Расчет загрузки был выполнен с учетом возможного перераспределения нагрузки ЦП по сетям 6(10)-35 кВ.

Анализ загрузки ЦП 110(35) кВ и выше производился при температуре окружающего воздуха согласно приложению А ГОСТ Р 58670-2019 - плюс 5 °C.

Анализ загрузки ЦП 110 кВ и выше производился по следующим критериям:

- для однотрансформаторных подстанций по критерию недопустимости превышения длительно допустимой токовой загрузки трансформатора в нормальной схеме;

- для двух- и более трансформаторных подстанций по критериям недопустимости превышения длительно допустимой токовой загрузки трансформатора в нормальной схеме, а также недопустимости превышения длительно и аварийно допустимой токовой загрузки трансформатора при отключении наиболее мощного трансформатора ЦП в послеаварийной схеме с учетом перераспределения нагрузки по сетям 6(10)-35 кВ.

Анализ загрузки ЦП 35 кВ и выше в энергосистеме Московской области представлен в таблицах 1 - 4 приложения 4.

Ниже представлен перечень подстанций напряжение 110(35) кВ и выше на которых выявлено превышение ДДТН трансформаторного оборудования. В целях разгрузки трансформаторного оборудования рассматривается выполнение следующих мероприятий:

- перевод нагрузки по сети 6(10)-35 кВ на смежные центры питания;

- увеличение выработки мощности электростанциями, с выдачей мощности в сеть 6(10)-35 кВ и подключенных к указанным центрам питания;

- Мероприятия по компенсации реактивной мощности;

- реконструкция центров питания с увеличением трансформаторной мощности.

7.1. Восточные электрические сети

В таблице 1 приложения 4 представлены отчетные данные по фактической и аварийной загрузке трансформаторного оборудования ПС 110(35) кВ и выше, расположенных на территории ВЭС, по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2020 года и перспективной нагрузки, а также по срокам эксплуатации оборудования по состоянию на 01.01.2021.

Анализ загрузки центров питания 110(35) кВ и выше выявил 13 подстанций, на которых вероятна перегрузка трансформаторов в режиме n-1 для подстанций с 2-мя и более трансформаторами и в нормальной схеме для однотрансформаторных подстанций:

- ПС 110/35/6 кВ N 22 Кучино (максимальная токовая загрузка в режиме n-1 (далее - загрузка) - 163%);

- ПС 110/10 кВ N 696 Прогресс (загрузка - 154%);

- ПС 110/35/10/6 кВ N 419 Минеральная (загрузка - 118%);

- ПС 110/35/6 кВ N 100 Купавна (загрузка - 118%);

- ПС 110/35/6 кВ N 703 Туменская (загрузка - 142%);

- ПС 35/10/6 кВ N 10 Красный угол (загрузка - 157%);

- ПС 35/10 кВ N 365 Полбино (загрузка - 161%);

- ПС 35/6 кВ N 636 Пичурино (загрузка - 145%);

- ПС 35/10 кВ N 136 Трофимово (загрузка - 113%);

- ПС 35/6 кВ N 240 Сосниха (загрузка - 115%);

- ПС 35/10 кВ N 120 Храпуново (загрузка - 124%);

- ПС 35/10 кВ N 199 Дубки (загрузка - 116%);

- ПС 35/6 кВ N 171 Черусти (загрузка - 127%).

На основании результатов анализа загрузки ЦП 110(35) кВ и выше энергосистемы Московской области для отчетного периода, а также с учетом перспективной нагрузки с учетом ТУ на ТП был определен перечень ЦП, на которых выявлено превышение загрузки трансформаторного оборудования свыше допустимого уровня нагрузки при отключении наиболее мощного параллельного трансформатора и требуется реконструкция с заменой существующих трансформаторов. В разделах 16.2.1 и 16.3.1 приведен подробный анализ загрузки указанных центров питания с описанием необходимых мероприятий.

7.2. Западные электрические сети

В таблице 2 приложения 4 представлены отчетные данные по фактической и аварийной загрузке трансформаторного оборудования ПС 110(35) кВ и выше, расположенных на территории ЗЭС, по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2020 года и перспективной нагрузки, а также по срокам эксплуатации оборудования по состоянию на 01.01.2021.

Анализ загрузки центров питания 110(35) кВ и выше выявил 13 подстанций, на которых вероятна перегрузка трансформаторов в режиме n-1 для подстанций с 2-мя и более трансформаторами и в нормальной схеме для однотрансформаторных подстанций:

- ПС 35/10 кВ N 407 Осташево (загрузка - 213%);

- ПС 35/10 кВ N 165 Судниково (загрузка - 144%);

- ПС 110/10 кВ N 802 Духанино (загрузка - 159%);

- ПС 110/35/10 кВ N 355 Можайск (загрузка - 147%);

- ПС 35/10 кВ N 707 Вышгород (загрузка - 114%);

- ПС 35/6 кВ N 295 Кленово (загрузка - 138%);

- ПС 110/10 кВ N 526 Акулово (загрузка - 142%);

- ПС 110/10 кВ N 11 Соловьево (загрузка - 132%);

- ПС 110/10 кВ N 782 Мамоново (загрузка - 116%);

- ПС 35/10 кВ N 618 Никольское (загрузка - 148%);

- ПС 110/35/6 кВ N 117 Голицыно (загрузка - 203%);

- ПС 110/35/6 кВ N 701 Сухарево (загрузка - 150%);

- ПС 110/35/6 кВ N 423 Румянцево (загрузка - 202%).

На основании результатов анализа загрузки ЦП 110(35) кВ и выше энергосистемы Московской области для отчетного периода, а также с учетом перспективной нагрузки с учетом ТУ на ТП был определен перечень ЦП, на которых выявлено превышение загрузки трансформаторного оборудования свыше допустимого уровня нагрузки при отключении наиболее мощного параллельного трансформатора и требуется реконструкция с заменой существующих трансформаторов. В разделе 16.2.2 приведен подробный анализ загрузки указанных центров питания с описанием необходимых мероприятий.

7.3. Северные электрические сети

В таблице 3 приложения 4 представлены отчетные данные по фактической и аварийной загрузке трансформаторного оборудования ПС 110(35) кВ и выше, расположенных на территории СЭС, по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2020 года и перспективной нагрузки, а также по срокам эксплуатации оборудования по состоянию на 01.01.2021.

Анализ загрузки центров питания 110(35) кВ и выше выявил 34 подстанции, на которых вероятна перегрузка трансформаторов в режиме n-1 для подстанций с 2-мя и более трансформаторами и в нормальной схеме для однотрансформаторных подстанций:

- ПС 110/10 кВ N 420 Долгопрудная (загрузка - 122%);

- ПС 110/10 кВ N 620 Сестра (загрузка - 141%);

- ПС 110/35/10 кВ N 541 Речная (загрузка - 179%);

- ПС 110/35/6 кВ N 181 Клин (загрузка - 130%);

- ПС 110/35/10/6 кВ N 145 Нахабино (загрузка - 132%);

- ПС 110/35/10/6 кВ N 325 Луговая (загрузка - 162%);

- ПС 110/10/6 кВ N 711 Тополь (загрузка - 136%);

- ПС 110/10/6 кВ N 685 Мамонтовская (загрузка - 159%);

- ПС 110/35/10/6 кВ N 159 Бужаниново (загрузка - 163%);

- ПС 110/10 кВ N 829 Время (загрузка - 156%);

- ПС 110/35/6 кВ N 116 Солнечногорск (загрузка - 174%);

- ПС 110/10 кВ N 82 Павшино (загрузка - 124%);

- ПС 110/10 кВ N 15 Роса (загрузка - 122%);

- ПС 110/10 кВ N 20 Алабушево (загрузка - 140%);

- ПС 35/6 кВ N 717 Мелихово (загрузка - 149%);

- ПС 35/6 кВ N 147 Васькино (загрузка - 175%);

- ПС 35/10 кВ N 332 Лифаново (загрузка - 136%);

- ПС 35/6 кВ N 443 Бабайки (загрузка - 154%);

- ПС 35/6 кВ N 776 Венцы (загрузка - 108%);

- ПС 35/10 кВ N 647 Нудоль (загрузка - 166%);

- ПС 35/6 кВ N 776 Борщево (загрузка - 159%);

- ПС 35/6 кВ N 144 Першутино (загрузка - 147%);

- ПС 35/6 кВ N 40 Лобня (загрузка - 158%);

- ПС 35/6 кВ N 77 Талицы (загрузка - 143%);

- ПС 35/10 кВ N 545 Торгашино (загрузка - 169%);

- ПС 35/6 кВ N 498 Орлово (загрузка - 135%);

- ПС 35/6 кВ N 185 Воробьево (загрузка - 276%);

- ПС 35/6 кВ N 474 Парус (загрузка - 109%);

- ПС 35/10 кВ N 407 Осташево (загрузка - 149%);

- ПС 35/6 кВ N 96 Катуар (загрузка - 115%);

- ПС 35/6 кВ N 55 Ивантеевка (загрузка - 124%);

- ПС 35/6 кВ N 440 Правда (загрузка - 125%);

- ПС 35/10 кВ N 315 Ченцы (загрузка - 125%).

На основании результатов анализа загрузки ЦП 110(35) кВ и выше энергосистемы Московской области для отчетного периода, а также с учетом перспективной нагрузки с учетом ТУ на ТП был определен перечень ЦП, на которых выявлено превышение загрузки трансформаторного оборудования свыше допустимого уровня нагрузки при отключении наиболее мощного параллельного трансформатора и требуется реконструкция с заменой существующих трансформаторов. В разделе 16.2.3 приведен подробный анализ загрузки указанных центров питания с описанием необходимых мероприятий.

7.4. Южные электрические сети

В таблице 3 приложения 4 представлены отчетные данные по фактической и аварийной загрузке трансформаторного оборудования ПС 110(35) кВ и выше, расположенных на территории ЮЭС, по замерам режимного дня зимнего максимума нагрузки 2020 года и перспективной нагрузки, а также по срокам эксплуатации оборудования по состоянию на 01.01.2021.

Анализ загрузки центров питания 110(35) кВ и выше выявил 24 подстанции, на которых вероятна перегрузка трансформаторов в режиме n-1 для подстанций с 2-мя и более трансформаторами и в нормальной схеме для однотрансформаторных подстанций:

- ПС 110/10 кВ N 491 Прудная (загрузка - 172%);

- ПС 110/6 кВ N 680 Дзержинская (загрузка - 135%);

- ПС 110/10 кВ N 755 Молоково (загрузка - 175%);

- ПС 110/10 кВ N 721 Ям (загрузка - 157%);

- ПС 110/35/10/6 кВ N 2 Красково (загрузка - 121%);

- ПС 110/35/6 кВ N 104 Климовская (загрузка - 153%);

- ПС 110/35/10/6 кВ N 319 Лаговская (загрузка - 168%);

- ПС 110/6 кВ N 195 Раменская (загрузка - 148%);

- ПС 110/35/6 кВ N 352 Гжель (загрузка - 178%);

- ПС 110/10 кВ N 243 Нащекино (загрузка - 156%);

- ПС 110/35/6 кВ N 23 Кварц (загрузка - 145%);

- ПС 110/35/10 кВ N 447 Пущино (загрузка - 168%);

- ПС 110/10 кВ N 529 Сидорово (загрузка - 128%);

- ПС 110/35/6 кВ N 187 Лопасня (загрузка - 204%);

- ПС 110/10/6 кВ N 567 Полиграф (загрузка - 126%);

- ПС 110/10 кВ N 434 Малаховка (загрузка - 181%);

- ПС 110/35/10 кВ N 572 Стрелецкая (загрузка - 132%);

- ПС 110/10 кВ N 379 Хомутово (загрузка - 123%);

- ПС 110/10 кВ N 658 Заповедник (загрузка - 127%);

- ПС 35/6 кВ N 121 Асаново (загрузка - 168%);

- ПС 35/6 кВ N 357 Елохово (загрузка - 199%);

- ПС 35/10 кВ N 657 Ялфимово (загрузка - 116%);

- ПС 35/6 кВ N 358 Ерино (загрузка - 165%);

- ПС 35/6 кВ N 384 Елисеево (загрузка - 139%).

На основании результатов анализа загрузки ЦП 110(35) кВ и выше энергосистемы Московской области для отчетного периода, а также с учетом перспективной нагрузки с учетом ТУ на ТП был определен перечень ЦП, на которых выявлено превышение загрузки трансформаторного оборудования свыше допустимого уровня нагрузки при отключении наиболее мощного параллельного трансформатора и требуется реконструкция с заменой существующих трансформаторов. В разделе 16.2.4 приведен подробный анализ загрузки указанных центров питания с описанием необходимых мероприятий.

VIII. Анализ возрастной структуры электрических сетей 110 (35) кВ и выше на 01.01.2021 (по линиям и подстанциям) Московской области

Сведения о продолжительности эксплуатации трансформаторного парка подстанций напряжением 35-110-220-500-750 кВ и линий электропередачи напряжением 35-110-220-500-750 кВ по сетевым организациям, функционирующим на территории Московской области, включая ПАО "Россети Московский регион", филиал ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра, а также абонентские и тяговые подстанции, представлены в таблицах 29, 30 и на рисунках 21 - 23.

Таблица 29

Продолжительность эксплуатации трансформаторного парка подстанций высшим напряжением 35 - 750 кВ по состоянию на 01.01.2021 энергосистемы Московской области

Номинальное напряжение	Всего трансформаторов		Возрастная структура трансформаторного оборудования <1>
	Установленная мощность, МВА	Количество, шт.	Продолжительность эксплуатации	Установленная мощность, МВА	%	Количество, шт.	%
Зона ответственности ВЭС
Всего	12631,1	435
500 кВ	595	2	менее 25 лет	250	42	1	50
			более 25, в том числе	345	58	1	50
			25 - 29 лет	0	0	0	0
			30 - 39 лет	0	0	0	0
			40 - 49 лет	0	0	0	0
			более 50 лет	345	58	1	50
220 кВ	4727	35	менее 25 лет	1976	42	11	31
			более 25, в том числе	2625	56	22	63
			25 - 29 лет	0	0	0	0
			30 - 39 лет	950	20	7	20
			40 - 49 лет	525	11	3	9
			более 50 лет	1150	24	12	34
			нет данных	126	3	2	6
110 кВ	6661,2	253	менее 25 лет	719	11	22	9
			более 25, в том числе	5716,2	86	225	89
			25 - 29 лет	297,6	4	6	2
			30 - 39 лет	1214,1	18	50	20
			40 - 49 лет	1941,6	29	72	28
			более 50 лет	2262,9	34	97	38
			нет данных	226	3	6	2
35 кВ	647,9	145	менее 25 лет	137,6	21	15	10
			более 25, в том числе	510,3	21	130	90
			25 - 29 лет	0	0	0	0
			30 - 39 лет	26,1	4	8	6
			40 - 49 лет	147,8	23	33	23
			более 50 лет	336,4	52	89	61
Зона ответственности ЗЭС
Всего	12984,14	289
750 кВ	2502	2	менее 25 лет	2502	100	2	100
			более 25, в том числе	0	0	0	0
			25 - 29 лет	0	0	0	0
			30 - 39 лет	0	0	0	0
			40 - 49 лет	0	0	0	0
			более 50 лет	0	0	0	0
500 кВ	2004	4	менее 25 лет	2004	100	4	100
			более 25, в том числе	0	0	0	0
			25 - 29 лет	0	0	0	0
			30 - 39 лет	0	0	0	0
			40 - 49 лет	0	0	0	0
			более 50 лет	0	0	0	0
220 кВ	4419	37	менее 25 лет	3424	77	23	62
			более 25, в том числе	995	23	14	38
			25 - 29 лет	0	0	0	0
			30 - 39 лет	250	6	2	5
			40 - 49 лет	250	6	2	5
			более 50 лет	495	11	10	27
110 кВ	3416,1	119	менее 25 лет	1720	50	40	34
			более 25, в том числе	1696,1	50	79	66
			25 - 29 лет	66	2	3	3
			30 - 39 лет	487	14	22	18
			40 - 49 лет	453,6	13	23	19
			более 50 лет	689,5	20	31	26
35 кВ	643,04	127	менее 25 лет	180,56	28	19	15
			более 25, в том числе	434,48	28	104	82
			25 - 29 лет	20	3	2	2
			30 - 39 лет	109,4	17	30	24
			40 - 49 лет	99,3	15	25	20
			более 50 лет	205,78	32	47	37
			нет данных	28	4	4	3
Зона ответственности СЭС
Всего	19079,55	411
750 кВ	2502	2	менее 25 лет	0	0	0	0
			более 25, в том числе	2502	100	2	100
			25 - 29 лет	0	0	0	0
			30 - 39 лет	834	33	1	50
			40 - 49 лет	1668	0	1	50
			более 50 лет	0	0	0	0
500 кВ	2502	6	менее 25 лет	1500	60	4	67
			более 25, в том числе	1002	40	2	33
			25 - 29 лет	501	20	1	17
			30 - 39 лет	0	0	0	0
			40 - 49 лет	501	20	1	17
			более 50 лет	0	0	0	0
220 кВ	7118	46	менее 25 лет	3216	45	19	41
			более 25, в том числе	3652	51	26	57
			25 - 29 лет	200	3	1	2
			30 - 39 лет	1071	15	9	20
			40 - 49 лет	1676	24	10	22
			более 50 лет	705	10	6	13
			нет данных	250	4	1	2
110 кВ	6015,62	205	менее 25 лет	2079,02	35	57	28
			более 25, в том числе	3874,1	64	143	70
			25 - 29 лет	361	6	10	5
			30 - 39 лет	585,9	10	24	12
			40 - 49 лет	1317,7	22	50	24
			более 50 лет	1609,5	27	59	29
			нет данных	62,5	1	5	2
35 кВ	941,93	152	менее 25 лет	248,1	26	29	19
			более 25, в том числе	633,03	26	112	74
			25 - 29 лет	12,5	1	2	1
			30 - 39 лет	84,1	9	15	10
			40 - 49 лет	99	11	17	11
			более 50 лет	437,43	46	78	51
			нет данных	60,8	6	11	7
Зона ответственности ЮЭС
Всего	12317,22	337
500 кВ	1000	3	менее 25 лет	750	75	2	67
			более 25, в том числе	250	25	1	33
			25 - 29 лет	0	0	0	0
			30 - 39 лет	0	0	0	0
			40 - 49 лет	250	25	1	33
			более 50 лет	0	0	0	0
220 кВ	4056	35	менее 25 лет	1936	48	17	49
			более 25, в том числе	2120	52	18	51
			25 - 29 лет	0	0	0	0
			30 - 39 лет	830	20	6	17
			40 - 49 лет	780	19	6	17
			более 50 лет	510	13	6	17
110 кВ	6673,3	210	менее 25 лет	2010,6	30	51	24
			более 25, в том числе	4007,7	60	143	68
			25 - 29 лет	71,5	1	2	1
			30 - 39 лет	1095,3	16	41	20
			40 - 49 лет	1656,8	25	59	28
			более 50 лет	1184,1	18	41	20
			нет данных	655	10	16	8
35 кВ	587,92	89	менее 25 лет	258,22	44	27	30
			более 25, в том числе	311,5	44	58	65
			25 - 29 лет	37	6	3	3
			30 - 39 лет	30,4	5	5	6
			40 - 49 лет	101,3	17	13	15
			более 50 лет	142,8	24	37	42
			нет данных	18,2	3	4	4

Данные, приведенные в таблице 29, показали, что в Восточных электрических сетях срок службы более 25 лет имеют:

- 58% автотрансформаторов (от общей мощности) с высшим напряжением 500 кВ;

- 56% трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ;

- 86% трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ;

- 79% трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ.

В Западных электрических сетях срок службы более 25 лет имеют:

- 23% трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ;

- 50% трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ;

- 68% 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;

- 40% автотрансформаторов с высшим напряжением 500 кВ;

- 51% трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ;

- 64% трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ;

- 67% трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ.

В Южных электрических сетях срок службы более 25 лет имеют:

- 25% автотрансформаторов (от общей мощности) с высшим напряжением 500 кВ;

- 52% трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ;

- 60% трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ;

- 53% трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ.

Рисунок 21. Продолжительность эксплуатации трансформаторного парка напряжением 110(35) кВ и выше в электрических сетях энергосистемы Московской области

Таблица 30

Продолжительность эксплуатации линий электропередачи энергосистемы Московской области напряжением 35 кВ и выше по состоянию на 01.01.2021

N п/п	Тип линии	Номинальное напряжение	Общая протяженность ЛЭП, км	Возрастная структура ЛЭП
				Срок эксплуатации	км	%
1	Восточные ЭС		5197,762
	ВЛ	500 кВ	151,397	менее 40 лет	0	0
				более 40 лет, в том числе:	151,397	100
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	0	0
				61 - 70 лет	151,397	100
				более 70 лет	0	0
		220 кВ	989,73	менее 40 лет	139,04	14
				более 40 лет, в том числе:	850,69	86
				40 - 50 лет	463,44	47
				51 - 60 лет	95,49	10
				61 - 70 лет	284,31	29
				более 70 лет	7,45	1
		110 кВ	3030,769	менее 40 лет	1029,39	34
				более 40 лет, в том числе:	2001,379	66
				40 - 50 лет	659,69	22
				51 - 60 лет	503,61	17
				61 - 70 лет	505,999	17
				более 70 лет	332,08	11
		35 кВ	882,31	менее 40 лет	338	38
				более 40 лет, в том числе:	544,31	62
				40 - 50 лет	163,89	19
				51 - 60 лет	71,82	8
				61 - 70 лет	248,26	28
				более 70 лет	60,34	7
	КЛ	220 кВ	21,031	менее 40 лет	21,031	100
				более 40 лет, в том числе:	0	0
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	0	0
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
		110 кВ	34,085	менее 40 лет	6,785	20
				более 40 лет, в том числе:	27,3	80
				40 - 50 лет	23,9	70
				51 - 60 лет	0,2	1
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	1,8	5
				нет данных	1,4	4
		35 кВ	88,44	менее 40 лет	51,94	59
				более 40 лет, в том числе:	36,5	41
				40 - 50 лет	1,74	2
				51 - 60 лет	34,76	39
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
2	Западные ЭС		3887,215
	ВЛ	750 кВ	56,3	менее 40 лет	56,3	100
				более 40 лет, в том числе:	0	0
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	0	0
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
		500 кВ	73,05	менее 40 лет	73,05	100
				более 40 лет, в том числе:	0	0
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	0	0
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
		220 кВ	922,069	менее 40 лет	231,131	25
				более 40 лет, в том числе:	690,938	75
				40 - 50 лет	388,539	42
				51 - 60 лет	111,756	12
				61 - 70 лет	190,643	21
				более 70 лет	0	0
		110 кВ	1262,718	менее 40 лет	306,198	24
				более 40 лет, в том числе:	956,52	76
				40 - 50 лет	171,28	14
				51 - 60 лет	219,3	17
				61 - 70 лет	553,54	44
				более 70 лет	12,4	1
		35 кВ	1329,59	менее 40 лет	180,046	14
				более 40 лет, в том числе:	1149,544	86
				40 - 50 лет	465,85	35
				51 - 60 лет	236,544	18
				61 - 70 лет	433,22	33
				более 70 лет	13,93	1
				нет данных	0	0
	КЛ	220 кВ	105,221	менее 40 лет	98,381	93
				более 40 лет, в том числе:	6,84	7
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	0	0
				61 - 70 лет	6,84	7
				более 70 лет	0	0
		110 кВ	28,521	менее 40 лет	11,521	40
				более 40 лет, в том числе:	17	60
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	17	60
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
		35 кВ	109,746	менее 40 лет	11,016	10
				более 40 лет, в том числе:	98,73	90
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	98,73	90
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
3	Северные ЭС		4696,5715
	ВЛ	750 кВ	52,387	менее 40 лет	0	0
				более 40 лет, в том числе:	52,387	100
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	52,387	100
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
		500 кВ	434,619	менее 40 лет	102,011	23
				более 40 лет, в том числе:	332,608	77
				40 - 50 лет	67,341	15
				51 - 60 лет	151,201	35
				61 - 70 лет	114,066	26
				более 70 лет	0	0
		220 кВ	1013,079	менее 40 лет	344,507	34
				более 40 лет, в том числе:	668,572	66
				40 - 50 лет	91,482	9
				51 - 60 лет	325,847	32
				61 - 70 лет	10,801	1
				более 70 лет	240,442	24
		110 кВ	1867,0525	менее 40 лет	570,667	31
				более 40 лет, в том числе:	1296,3855	69
				40 - 50 лет	307,2805	16
				51 - 60 лет	339,487	18
				61 - 70 лет	534,403	29
				более 70 лет	89,31	5
				нет данных	25,905	1
		35 кВ	1088,106	менее 40 лет	237,091	22
				более 40 лет, в том числе:	851,015	78
				40 - 50 лет	157,747	14
				51 - 60 лет	124,373	11
				61 - 70 лет	536,824	49
				более 70 лет	32,071	3
	КЛ	220 кВ	35,188	менее 40 лет	28,722	82
				более 40 лет, в том числе:	6,466	18
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	0	0
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
				нет данных	6,466	18
		110 кВ	0	менее 40 лет	0	0
				более 40 лет, в том числе:	0	0
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	0	0
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
		35 кВ	206,14	менее 40 лет	0	0
				более 40 лет, в том числе:	206,14	100
				40 - 50 лет	94,67	46
				51 - 60 лет	111,47	54
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
4	Южные ЭС		4605,944
	ВЛ	500 кВ	241,256	менее 40 лет	0	0
				более 40 лет, в том числе:	241,256	100
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	39,146	16
				61 - 70 лет	202,11	84
				более 70 лет	0	0
		220 кВ	1175,818	менее 40 лет	14,39	1
				более 40 лет, в том числе:	1161,428	99
				40 - 50 лет	393,58	33
				51 - 60 лет	33	3
				61 - 70 лет	176,744	15
				более 70 лет	499,404	42
				нет данных	58,7	5
		110 кВ	2469,89	менее 40 лет	491,56	20
				более 40 лет, в том числе:	1978,33	80
				40 - 50 лет	383,11	16
				51 - 60 лет	479,59	19
				61 - 70 лет	520,72	21
				более 70 лет	594,91	24
		35 кВ	606,53	менее 40 лет	24,5	4
				более 40 лет, в том числе:	582,03	96
				40 - 50 лет	82,51	14
				51 - 60 лет	99,01	16
				61 - 70 лет	357,71	59
				более 70 лет	42,8	7
	КЛ	220 кВ	0	менее 40 лет	0	0
				более 40 лет, в том числе:	0	0
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	0	0
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
		110 кВ	0,1	менее 40 лет	0,1	100
				более 40 лет, в том числе:	0	0
				40 - 50 лет	0	0
				51 - 60 лет	0	0
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0
		35 кВ	112,35	менее 40 лет	0	0
				более 40 лет, в том числе:	112,35	100
				40 - 50 лет	108,35	96
				51 - 60 лет	4	4
				61 - 70 лет	0	0
				более 70 лет	0	0

Данные, приведенные в таблице 30, показали, что в Восточных электрических сетях срок службы более 40 лет имеют:

- 100% линий класса напряжения 500 кВ;

- 84% линий класса напряжения 220 кВ;

- 66% линий класса напряжения 110 кВ;

- 59% линий класса напряжения 35 кВ.

В Западных электрических сетях срок службы более 40 лет имеют:

- 67% линий класса напряжения 220 кВ;

- 75% линий класса напряжения 110 кВ;

- 87% линий класса напряжения 35 кВ.

В Северных электрических сетях срок службы более 40 лет имеют:

- 100% линий класса напряжения 750 кВ;

- 77% линий класса напряжения 500 кВ;

- 64% линий класса напряжения 220 кВ;

- 69% линий класса напряжения 110 кВ;

- 82% линий класса напряжения 35 кВ.

В Южных электрических сетях срок службы более 40 лет имеют:

- 100% линий класса напряжения 500 кВ;

- 99% линий класса напряжения 220 кВ;

- 80% линий класса напряжения 110 кВ;

- 97% линий класса напряжения 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" 40 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;

- оценить объемы ВЛ, которые могут быть выведены из работы в результате физического износа.

Дополнительно для рассматриваемых территорий в таблицах 31 - 34 приведены перечни ЛЭП 35-220 кВ, срок службы которых превысил 80 лет.

Таблица 31

Перечень
ЛЭП 35 - 220 кВ, проходящих по территории ВЭС и эксплуатируемых свыше 80 лет

Диспетчерское наименование ЛЭП	Срок эксплуатации, лет
КВЛ 220 кВ Баскаково - Парковая	83
ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино	84
ВЛ 110 кВ Бакунино - Голутвин	90
ВЛ 110 кВ Бакунино - Суворово	90
КВЛ 110 кВ Восточная - Черкизово I цепь	82
КВЛ 110 кВ Восточная - Черкизово II цепь	82
ВЛ 110 кВ Голутвин - Рубин	91
ВЛ 110 кВ Дулево - Ликино	92
ВЛ 110 кВ Егорьевск - Сирена	88
ВЛ 110 кВ Измайлово - Восточная I цепь (ВЛ 110 кВ Измайловская I цепь)	82
ВЛ 110 кВ Измайлово - Восточная II цепь (ВЛ 110 кВ Измайловская II цепь)	82
ВЛ 110 кВ Малаховка - Минеральная	95
ВЛ 110 кВ Осетр - Маслово	89
ВЛ 110 кВ Пески - Фабричная	87
ВЛ 110 кВ Чанки - Пески	91
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Дулево с отп.	91
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Экситон с отп.	92
ВЛ 35 кВ Классон - Большой Двор с отпайкой на ПС Павлово	92
КВЛ 35 кВ Кучино - Салтыковка I цепь (КВЛ 35 кВ Салтыковская Восточная)	108
КВЛ 35 кВ Кучино - Салтыковка II цепь (КВЛ 35 кВ Салтыковская Западная)	82
ВЛ 35 кВ Спортивная - Поселок с отпайкой на ПС Шатура - город	82
ВЛ 35 кВ Чкалово - Городищи	95
ВЛ 35 кВ Щелково - Тяговая Восточная	82
ВЛ 35 кВ Щелково - Тяговая Западная	90
ВЛ 35 кВ Щелково - Чкалово	90

Таблица 32

Перечень
ЛЭП 35 - 220 кВ, проходящих по территории ЗЭС и эксплуатируемых свыше 80 лет

Диспетчерское наименование ЛЭП	Срок эксплуатации, лет
КВЛ 110 кВ Немчиновка - Барвиха I, II цепь	86

Таблица 33

Перечень
ЛЭП 35 - 220 кВ, проходящих по территории СЭС и эксплуатируемых свыше 80 лет

Диспетчерское наименование ЛЭП	Срок эксплуатации, лет
ВЛ 220 кВ Заря - Ярцево I, II цепь	80
ВЛ 220 кВ Ярцево - Новософрино II цепь	81
ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино	81
ВЛ 110 кВ Красногорская - Павшино	83
КВЛ 110 кВ Герцево - Павшино с отпайкой на ПС Трикотажная	82
ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы I, II цепь с отпайками	82
ВЛ 110 кВ Орево - Перемилово	84
ВЛ 110 кВ Орево - Экран	84
ВЛ 110 кВ Темпы - Волга Западная с отпайками	84
ВЛ 110 кВ Темпы - Экран	84
ВЛ 110 кВ Хвойная Новые Подлипки I, II цепь	80
ВЛ 110 кВ Яхрома - Перемилово	84
ВЛ 35 кВ Запрудня - Растовцы	85
ВЛ 35 кВ Мытищи - Тяговая Северная	92
ВЛ 35 кВ Мытищи - Тяговая Южная	92
ВЛ 35 кВ Растовцы - Юркино II с отпайкой на ПС Юркино I	85

Таблица 34

Перечень
ЛЭП 35 - 220 кВ, проходящих по территории ЮЭС и эксплуатируемых свыше 80 лет

Диспетчерское наименование ЛЭП	Срок эксплуатации, лет
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Образцово	84
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Ступино	84
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС	84
ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная	84
ВЛ 220 кВ Пахра - Ступино	84
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая	82
ВЛ-220 кВ Пахра - Борисово (ВЛ 220 кВ Борисовская)	83
ВЛ-220 кВ Пахра - Чагино	84
ВЛ-110 кВ Видное - Пахра	93
ВЛ-110 кВ Видное - Расторгуево	93
ВЛ-110 кВ Заповедник - Пущино	93
ВЛ-110 кВ Калугино - Гришенки с отп.	90
ВЛ-110 кВ Каширская ГРЭС - Алеево	81
ВЛ-110 кВ Каширская ГРЭС - Жилево	86
ВЛ-110 кВ Каширская ГРЭС - Мордвес с отп.	88
ВЛ-110 кВ Каширская ГРЭС - Сидорово с отп.	86
ВЛ-110 кВ Лаговская - Никоново	89
ВЛ-110 кВ Лопасня - Гришенки	90
ВЛ-110 кВ Ляхово - Новодомодедово	90
ВЛ-110 кВ Никоново - Столбовая	89
ВЛ-110 кВ Ожерелье - Пятницкая	91
ВЛ-110 кВ Ока - Калиново	80
ВЛ-110 кВ Ока - Серпухов 1	80
ВЛ-110 кВ Ока - Серпухов 2	90
ВЛ-110 кВ Пахра - Апаренки с отп.	99
ВЛ-110 кВ Пахра - Борисово с отп.	86
ВЛ-110 кВ Пятницкая - Ясногорск	91
ВЛ-110 кВ Расторгуево - Пахра	93
ВЛ-110 кВ Сабурово - Видное 1 с отп.	93
ВЛ-110 кВ Сабурово - Видное 2 с отп.	93
ВЛ-110 кВ Серпухов - Заповедник с отп.	93
ВЛ-110 кВ Сидорово - Барыбино	98
ВЛ-110 кВ Сидорово - Взлетная с отп.	86
ВЛ-110 кВ Стрелецкая - Пущино	92
ВЛ-110 кВ ТЭЦ 17 - Сидорово	98
ВЛ-110 кВ ТЭЦ 17 - Тишково с отп.	86
ВЛ-110 кВ Цаги - ЦРП 1	83
ВЛ-110 кВ Цаги - ЦРП 2	83
ВЛ-110 кВ Электроугли - Малаховка с отп.	95
ВЛ-35 кВ Кварц - Юсупово	88
ВЛ-35 кВ МКГЗ - Ленинская 1	80
ВЛ-35 кВ МКГЗ - Ленинская 2	80
ВЛ-35 кВ Панки 1	82
ВЛ-35 кВ Панки 2	82
ВЛ-35 кВ Цаги - Отдых 1	80
ВЛ-35 кВ Цаги - Отдых 2	80

Рисунок 22. Продолжительность эксплуатации воздушных линий электропередачи 110(35) кВ и выше энергосистемы Московской области

Рисунок 23. Продолжительность эксплуатации кабельных линий электропередачи 35 кВ и выше энергосистемы Московской области

IX. Анализ уровней напряжения и состояние степени компенсации реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 (35) кВ и выше Московской области

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 2015 - 2020 годов.

В таблицах 35 - 40 приведены результаты анализа данных контрольных замеров для Московской области - интегральные показатели режима по напряжению и реактивной мощности (таблицы 35 - 40, рисунок 24):

- среднее, минимальное и максимальное напряжение в сети 110, 220 и 500 кВ Московской области;

- суммарная реактивная мощность, генерируемая электростанциями Московской области;

- относительная выработка суммарного регулировочного диапазона по реактивной мощности электростанций Московской области (отношение суммарной генерации реактивной мощности электростанциями Московской области к суммарному регулировочному диапазону по реактивной мощности этих электростанций при номинальной активной мощности).

Таблица 35

Интегральные показатели по напряжению и реактивной мощности в замерные дни 2015 года

П.п	Показатели	Зима (16.12.15 4 ч)	Зима (16.12.15 9 ч)	Зима (16.12.151 8 ч)	Лето (17.06.15 4 ч)	Лето (17.06.15 10 ч)	Лето (17.06.15 22 ч)
1	Сред. U в сети 110 кВ, кВ	116,5	114,6	114,2	115,7	113,5	114,9
2	Мин. U в сети 110 кВ, кВ	113,5	111,6	110,9	112,0	108,3	110,2
3	Макс. U в сети 110 кВ, кВ	120,2	118,4	117,8	119,0	118,4	118,7
4	Сред. U в сети 220 кВ, кВ	231,7	229,8	229,1	232,3	229,7	231,2
5	Мин. U в сети 220 кВ, кВ	216,5	215,2	215,3	215,6	212,3	214,6
6	Макс. U в сети 220 кВ, кВ	242,3	239,1	238,3	241,4	238,2	240,6
7	Сред. U в сети 500 кВ, кВ	509,9	507,2	506,1	511,9	505,3	509,9
8	Мин. U в сети 500 кВ, кВ	508,3	500,8	498,5	504,2	492,5	498,8
9	Макс. U в сети 500 кВ, кВ	514,8	518,1	513,9	518,3	514,7	516,2
10	Сумм. Q станций, Мвар	140,7	985,3	1107	-533	604	201
11	Выработка Q, о.е.	0,277	0,552	0,525	0,132	0,45	0,31

Таблица 36

Интегральные показатели по напряжению и реактивной мощности в замерные дни 2016 года

П.п	Показатели	Зима (21.12.16 4 ч)	Зима (21.12.16 9 ч)	Зима (21.12.16 18 ч)	Лето (15.06.16 4 ч)	Лето (15.06.16 10 ч)	Лето (15.06.16 22 ч)
1	Сред. U в сети 110 кВ, кВ	116,8	114,9	114,5	117,6	114,5	115,6
2	Мин. U в сети 110 кВ, кВ	113,8	112,0	111,6	114,0	109,1	110,3
3	Макс. U в сети 110 кВ, кВ	121,6	119,5	118,5	122,3	119,4	120,2
4	Сред. U в сети 220 кВ, кВ	233,3	229,8	228,7	235,2	230	231,8
5	Мин. U в сети 220 кВ, кВ	219,3	216,5	215,6	220,3	212,3	216,0
6	Макс. U в сети 220 кВ, кВ	245,9	242,4	239,9	246,1	240,8	242,2
7	Сред. U в сети 500 кВ, кВ	514,3	510,2	508,4	515,4	507,5	509,6
8	Мин. U в сети 500 кВ, кВ	508,7	505,9	504,5	504,8	504,5	504,1
9	Макс. U в сети 500 кВ, кВ	519,3	514,9	516,9	520,7	514,0	515,7
10	Сумм. Q станций, Мвар	476	809	1020	-496,2	398,5	310,7
11	Выработка Q, о.е.	0,325	0,403	0,455	0,103	0,346	0,272

Таблица 37

Интегральные показатели по напряжению и реактивной мощности в замерные дни 2017 года

П.п	Показатели	Зима (20.12.17 4 ч)	Зима (20.12.17 9 ч)	Зима (20.12.17 18 ч)	Лето (21.06.17 4 ч)	Лето (21.06.17 10 ч)	Лето (21.06.17 22 ч)
1	Сред. U в сети 110 кВ, кВ	116,4	114,6	114,3	117,4	115,5	115,1
2	Мин. U в сети 110 кВ, кВ	112,5	110,0	109,8	112,2	109,9	109,1
3	Макс. U в сети 110 кВ, кВ	120,3	118,8	118,0	121,0	119,6	118,9
4	Сред. U в сети 220 кВ, кВ	231,7	229,1	228,3	233,9	228,4	225,9
5	Мин. U в сети 220 кВ, кВ	213,6	209,8	210,0	215,6	208,9	213,4
6	Макс. U в сети 220 кВ, кВ	241,6	239,8	238,6	244,4	242,7	241,2
7	Сред. U в сети 500 кВ, кВ	512,3	506,3	505,1	514,8	510,9	507,9
8	Мин. U в сети 500 кВ, кВ	505,2	499,4	497,9	506,4	500,5	498,9
9	Макс. U в сети 500 кВ, кВ	519,1	514,1	514,3	521,7	517,0	515,3
10	Сумм. Q станций, Мвар	-252,6	352	649	-164,3	137	-51
11	Выработка Q, о.е.	0,184	0,335	0,409	0,224	0,301	0,298

Таблица 38

Интегральные показатели по напряжению и реактивной мощности в замерные дни 2018 года

П.п	Показатели	Зима (19.12.18 4 ч)	Зима (19.12.18 9 ч)	Зима (19.12.18 18 ч)	Лето (20.06.18 4 ч)	Лето (20.06.18 10 ч)	Лето (20.06.18 22 ч)
1	Сред. U в сети 110 кВ, кВ	115,8	114,0	112,6	116,3	113,3	115,2
2	Мин. U в сети 110 кВ, кВ	109,5	109,0	107,2	111,8	108,5	110,4
3	Макс. U в сети 110 кВ, кВ	119,8	118,2	115,8	119,7	118,2	120,0
4	Сред. U в сети 220 кВ, кВ	229,9	225,7	222,8	232,1	226,1	230,3
5	Мин. U в сети 220 кВ, кВ	201,3	118,0	205,3	212,0	208,3	208,7
6	Макс. U в сети 220 кВ, кВ	242,8	239,5	238,8	243,2	238,3	241,3
7	Сред. U в сети 500 кВ, кВ	507,1	503,6	500,8	514,6	503,0	510,4
8	Мин. U в сети 500 кВ, кВ	500,7	493,7	493,7	503,4	493,7	499,6
9	Макс. U в сети 500 кВ, кВ	517,1	514,0	511,5	521,3	512,4	517,3
10	Сумм. Q станций, Мвар	-34,5	641,7	756,9	-270,7	566,8	218,7
11	Выработка Q, о.е.	0,200	0,397	0,428	0,215	0,51	0,346

Таблица 39

Интегральные показатели по напряжению и реактивной мощности в замерные дни 2019 года

П.п	Показатели	Зима (18.12.19 4 ч)	Зима (18.12.19 9 ч)	Зима (18.12.19 18 ч)	Лето (19.06.19 4 ч)	Лето (19.06.19 10 ч)	Лето (19.06.19 22 ч)
1	Сред. U в сети 110 кВ, кВ	116,4	114,9	114,6	117,3	114,0	114,7
2	Мин. U в сети 110 кВ, кВ	111,6	110,0	110,0	113,0	108,9	110,1
3	Макс. U в сети 110 кВ, кВ	120,9	119,6	118,4	120,6	117,6	118,7
4	Сред. U в сети 220 кВ, кВ	233,4	230,3	229,8	234,8	228,9	230,1
5	Мин. U в сети 220 кВ, кВ	210,5	210,6	211,0	215,2	209,1	211,7
6	Макс. U в сети 220 кВ, кВ	247,0	245,0	243,0	247,2	243,7	240,7
7	Сред. U в сети 500 кВ, кВ	515,9	514,0	511,6	514,0	504,9	507,6
8	Мин. U в сети 500 кВ, кВ	509,6	507,9	504,0	503,9	500,2	499,5
9	Макс. U в сети 500 кВ, кВ	530,0	530,0	528,0	521,8	510,3	514,2
10	Сумм. Q станций, Мвар	-335,0	394,0	402,0	-528,8	726,3	396,6
11	Выработка Q, о.е.	0,142	0,358	0,351	0,092	0,427	0,312

Таблица 40

Интегральные показатели по напряжению и реактивной мощности в замерные дни 2020 года

П.п	Показатели	Зима (16.12.20 4 ч)	Зима (16.12.20 9 ч)	Зима (16.12.20 18 ч)	Лето (17.06.20 4 ч)	Лето (17.06.20 10 ч)	Лето (17.06.20 22 ч)
1	Сред. U в сети 110 кВ, кВ	114,8	113,3	113,9	117,3	113,6	115,1
2	Мин. U в сети 110 кВ, кВ	110,0	108,8	109,1	113,1	109	110,4
3	Макс. U в сети 110 кВ, кВ	120	120	120	121,8	117,6	119
4	Сред. U в сети 220 кВ, кВ	227,8	225	226,1	234,4	226,2	229,3
5	Мин. U в сети 220 кВ, кВ	212	209,9	212	213	208	212
6	Макс. U в сети 220 кВ, кВ	246,7	244,4	244,4	248,8	240,5	243,1
7	Сред. U в сети 500 кВ, кВ	512,4	510,2	510,3	514,7	502	506,7
8	Мин. U в сети 500 кВ, кВ	503,1	501	500	504,8	496,1	499,9
9	Макс. U в сети 500 кВ, кВ	525	519,2	519,2	524,1	508	516
10	Сумм. Q станций, Мвар	-348,7	366	419,8	15,3	583,8	298,2
11	Выработка Q, о.е.	0,142	0,33	0,37	0,28	0,55	0,31

Зимний максимум нагрузки (зимний замерный день, 18 ч)

Летний минимум нагрузки (летний замерный день, 4 ч)

Рисунок 24. Графики изменения среднего напряжения (в о.е. от U.ном) в сети 110, 220 и 500 кВ и относительной выработки суммарного регулировочного диапазона по реактивной мощности электростанций (в о.е. от располагаемого диапазона по реактивной мощности) в дни контрольных замеров в период 2015 - 2020 годов

Анализ результатов обработки данных контрольных замеров 2015 - 2020 годов по Московской области позволяет отметить следующее.

1) В замерные дни в период 2015 - 2020 годов уровень напряжения в сети 110-500 кВ в целом находился в допустимых границах. Средний уровень напряжения составлял в сети 110-220 кВ 1,013-1,067 о.е. от номинального, в сети 500 кВ - 1,002-1,032 о.е. от номинального. Минимальное напряжение в узлах сети 110-220 кВ не снижалось ниже 0,915 от номинального, в сети 500 кВ - ниже 0,987 от номинального. Максимальное напряжение в узлах сети 110-220 кВ не превышало 1,13 от номинального. Однако в сети 500 кВ в 2019 году в зимний замерный день напряжение достигало 530 кВ (1,06 от номинального) на ПС Новокаширская. На остальных ПС 500 кВ напряжение находилось в допустимых пределах;

2) В замерные дни в период 2015 - 2020 годов суммарная генерация реактивной мощности электростанциями Московской области находилась в диапазоне от - 533 до 1107 МВар, относительная выработка суммарного регулировочного диапазона по реактивной мощности электростанций - 0,092-0,552 о.е.;

3) В зимний максимум нагрузки (зимний замерный день, 18 ч) в период 2015 - 2020 годов среднее напряжение составляло в сети 110 кВ 1,023-1,042 о.е., в сети 220 кВ - 1,013-1,045 о.е., в сети 500 кВ - 1,002-1,023 о.е. Суммарная выработка реактивной мощности составляла 402 Мвар (2019 год) - 1107 Мвар (2015 год) (0,35-0,525 о.е. от располагаемого диапазона по реактивной мощности);

4) В летний минимум нагрузки (летний замерный день, 4 ч) в период 2015 - 2020 годов средний уровень напряжения составлял 1,052-1,069 о.е. в сети 110 кВ, 1,055-1,069 о.е. в сети 220 кВ, 1,024-1,031 о.е. в сети 500 кВ. Суммарная выработка (потребление) реактивной мощности находилась в диапазоне - 533 Мвар (2015 год) - 15 Мвар (2020 год) (0,09-0,28 о.е. от располагаемого диапазона по реактивной мощности). Следует отметить, что относительное увеличение выработки реактивной мощности в летний минимум нагрузки в 2020 году связано со сложившейся ремонтной схемой сети. В связи с выводом в ремонт ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС - Трубино Загорской ГАЭС работала в режиме выдачи реактивной мощности. Избыток реактивной мощности энергосистемы Московской области компенсировался за счет внешних связей. При этом максимальное напряжение в сети 500 кВ (524 кВ) находилось вблизи верхнего предела длительно допустимого диапазона (525 кВ).

Таким образом, проведенный анализ замерных дней 2015 - 2020 годов показал, что средний уровень напряжения в сети 110-500 кВ Московской области изменялся незначительно и находился в допустимых границах. Однако следует отметить тенденцию к работе генераторов электростанций вблизи нижней границы их регулировочного диапазона по реактивной мощности (с суммарным потреблением реактивной мощности) в летний минимум нагрузки. Это свидетельствует об актуальности проблемы исчерпания регулировочного диапазона по реактивной мощности, используемого для обеспечения допустимых уровней напряжения, и необходимости компенсации избыточной реактивной мощности в Московском регионе.

X. Оценка существующих уровней токов КЗ на шинах 110 кВ и выше объектов энергосистемы Московской области. Анализ соответствия отключающей способности выключателей 110 кВ и выше существующим токам короткого замыкания

Одной из основных проблем функционирования электрической сети энергосистемы города Москвы и Московской области являются высокие значения токов к.з.

Ввод новых трансформаторных и генераторных мощностей, линий электропередачи в энергосистеме непосредственно сказывается на росте уровней токов к.з. в сети.

В таблице 1 приложения 4 представлены места секционирования электрической сети 110 кВ и выше города Москвы и Московской области, которые определены ограничением уровней токов к.з., условиями работы РЗА и в целях недопущения перегрузки некоторых транзитов.

Анализ текущего уровня токов к.з. проводился по результатам расчета токов к.з. в расчетной модели, актуализированной по состоянию энергосистемы города Москвы и Московской области на период до 01.01.2021.

В таблице 2 приложения 4 приведены характеристики выключателей, установленных на энергообъектах энергосистемы Московской области по состоянию на 01.01.2021.

Результаты расчетов токов к.з. на шинах 110 - 750 кВ энергообъектов Восточных, Западных, Северных и Южных электрических сетей Московской области на 01.01.2021 приведены в таблицах 3 - 6 приложения 4 соответственно.

В таблицах приняты следующие обозначения:

- Iоткл выключателя, кА - номинальный ток отключения выключателя;

- I(3), кА - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном к.з.;

- I(1), кА - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ при однофазном к.з.

Вывод по разделу

В настоящее время наибольшая величина значений уровней токов к.з. в сети 110 кВ и выше наблюдается на шинах подстанций и электростанций, расположенных на территории ближайшего Подмосковья. Необходимо отметить, что наибольшее возрастание уровней токов к.з. отмечено в сети 220 кВ.

На 54 подстанциях, указанных ниже, с высшим напряжением 110 кВ не установлены выключатели.

Восточные электрические сети:

- ПС N 29 110 кВ Тепловозная;

- ПС N 216 110 кВ Губино;

- ПС N 317 110 кВ Мисцево;

- ПС N 469 110 кВ Кукшево;

- ПС N 486 110 кВ Ткач;

- ПС N 490 110 кВ Ясная;

- ПС N 495 110 кВ Щурово;

- ПС N 659 110 кВ Бочманово;

- ПС N 726 110 кВ Комплекс;

- ПС N 767 110 кВ Зуево;

- ПС N 797 110 кВ Дизель;

- ПС N 812 110 кВ Бисерово.

Западные электрические сети:

- ПС N 409 110 кВ Лотошино;

- ПС N 302 110 кВ Анино;

- ПС N 714 110 кВ Давыдково;

- ПС N 550 110 кВ Каринская;

- ПС N 645 110 кВ Сушкинская;

- ПС N 11 110 кВ Соловьево;

- ПС N 526 110 кВ Акулово;

- ПС N 729110 кВ Наро-Осаново;

- ПС N 523 110 кВ Бекасово.

Северные электрические сети:

- ПС N 9 110 кВ Подлипки;

- ПС N 161 110 кВ Вашутино;

- ПС N 220 110 кВ Ельдигино;

- ПС N 328 110 кВ Ожогино;

- ПС N 329 110 кВ Осиновка;

- ПС N 455 110 кВ Лобаново;

- ПС N 629 110 кВ Бурцево;

- ПС N 669 110 кВ Рогачево;

- ПС N 672 110 кВ Лешково;

- ПС N 803 110 кВ Юркино;

- ПС N 826 110 кВ Гальцово.

Южные электрические сети:

- ПС N 069 110 кВ Котельники;

- ПС N 104 110 кВ Климовская;

- ПС N 217 110 кВ Компрессорная (аб);

- ПС N 227 110 кВ ЦРП (аб);

- ПС N 244 110 кВ Глубокое;

- ПС N 382 110 кВ Венюково;

- ПС N 410 110 кВ Коксогаз (аб);

- ПС N 459 110 кВ Калиново;

- ПС N 491 110 кВ Прудная;

- ПС N 497 110 кВ Протвино (аб);

- ПС N 522 110 кВ Повадино (аб);

- ПС N 525 110 кВ Сорокино;

- ПС N 591 110 кВ Топканово;

- ПС N 634 110 кВ Сафоново (аб);

- ПС N 680 110 кВ Дзержинская;

- ПС N 718 110 кВ Якимовская;

- ПС N 721 110 кВ Ям;

- ПС N 74 110 кВ Жуковская (аб);

- ПС N 756 110 кВ Головлинка;

- ПС N 764 110 кВ Загорново;

- ПС N 791 110 кВ Шепчинки;

- ПС N 799 110 кВ Рощинская (аб).

XI. Прогноз потребления электрической энергии и мощности по основным видам экономической деятельности по Московской области на каждый год расчетного периода 2021 - 2026 годов

11.1. Прогноз социально-экономического развития Московской области, потребители электрической энергии и их структура

Формирование прогноза спроса на электрическую энергию по Московской области проводилось с использованием фактических показателей по развитию экономики и потребления электрической энергии, а также с учетом материалов по перспективному социально-экономическому развитию Российской Федерации, Центрального Федерального округа и Московской области:

- отчетных данных Росстата об итогах социально-экономического развития 2015 - 2020 годов по потреблению электрической энергии и его структуре по видам экономической деятельности (Баланс производства и потребления электроэнергии по полному кругу организаций; Потребление электроэнергии по промышленным организациям по отдельным ВЭД за 2014 - 2018 годы);

- Постановления Правительства Московской области от 30.12.2020 N 1077/43 "О внесении изменений (корректировке) в прогноз социально-экономического развития Московской области на долгосрочный период до 2030 года";

- "Прогноза социально-экономического развития Московской области на среднесрочный период 2021 - 2023 годов", Министерство экономики и финансов Московской области (одобрен постановлением Правительства Московской области от 13.10.2020 N 719/33);

- Бюллетеня Федеральной службы государственной статистики (Росстат) "Предположительная численность населения по субъектам Российской Федерации до 2035 года (от 26.03.2020);

- "Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года", Министерство экономического развития Российской Федерации (от 30.09.2019).

Вариантность спроса на электрическую энергию на территории Московской области определялась социально-экономическими показателями, заложенными в среднесрочном прогнозе развития региона (на период 2021 - 2023 годов) и долгосрочном прогнозе (на период до 2030 года), в которых рассматриваются представленные сценарии:

- базовый сценарий соответствует основным тенденциям и параметрам развития экономики в условиях консервативных траекторий изменения внешних и внутренних факторов при сохранении основных тенденций изменения эффективности использования ресурсов. Данный сценарий предполагает в период до 2026 года годовые приросты объема ВРП от 2,0% до 5,8%, объема промышленного производства - от 8,0% до 10,2%;

- консервативный сценарий разработан на основе консервативных оценок темпов экономического роста с учетом существенного ухудшения внешнеэкономических и иных условий в период до 2026 года с годовыми приростами объема ВРП от 1,6% до 2,8%, объема промышленного производства - от 1,0% до 5,9%.

Динамика основных показателей социально-экономического развития Московской области на период 2020 - 2026 годов в соответствии с рассматриваемыми сценариями представлена в таблице 41; в приложении 7 представлены прогнозные показатели социально-экономического развития Московской области для базового и консервативного вариантов до 2026 года (по данным информации, опубликованной на официальном сайте Министерства экономики и финансов Московской области).

Таблица 41

Динамика
основных показателей социально-экономического развития Московской области на период 2021 - 2026 годов <*>

___________________________________

<*> В соответствии Постановлением Правительства МО от 30.12.2020 N 1077/43 "О внесении изменений (корректировке) в прогноз социально-экономического развития Московской области на долгосрочный период до 2030 года".

Показатели	Прогноз
	2021 год		2022 год		2023 год		2024 год		2025 год		2026 год
	Консервативный сценарий	Базовый сценарий	Консервативный сценарий	Базовый сценарий	Консервативный сценарий	Базовый сценарий	Консервативный сценарий	Базовый сценарий	Консервативный сценарий	Базовый сценарий	Консервативный сценарий	Базовый сценарий
ВРП, индекс физического объема, %	101,6	102	102,7	103	102,5	105,8	102,8	103,1	102,8	103,1	100,8	103,3
Индекс промышленного производства, %	101	108	105,6	109,7	105,7	110,1	105,9	110,2	105,5	109,8	104,5	109,1
Индекс физического объема оборота розничной торговли, %	100,3	103,1	104,5	104,8	105,2	105,1	105,6	105,8	105,1	106,2	102,4	106,3
Индекс физического объема платных услуг населению, %	99,5	100,6	100,1	99,8	100,6	100,3	100,5	101,1	100,2	100,7	100,6	100,7

Базовый вариант прогноза спроса на электрическую энергию для СиПР Московской области на период 2022 - 2026 годов сформирован на основе базового сценария развития экономики и соответствует варианту потребления электрической энергии в рамках Проекта "Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов".

Консервативный вариант прогноза спроса на электрическую энергию разработан на основе консервативного сценария развития экономики.

Региональный вариант прогноза спроса на электрическую энергию разработан с учетом общих перспектив социально-экономического развития Московской области на основе оценки потенциала мощности перспективных потребителей, определяемого в результате анализа заявок и выданных технологических условий (ТУ) на присоединение к электрическим сетям; данных, представляемых энергоемкими потребителями электрической энергии, а также информации по крупным инвестиционным проектам, предполагаемым к реализации на территории региона (промышленные предприятия, индустриальные парки и др.).

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. По прогнозу Росстата численность постоянного населения Московской области в 2026 году может увеличиться до 8067,4 тыс. человек по консервативному варианту и до 8087,5 тыс. человек по базовому вариантам прогноза; при этом прирост численности населения за период 2021 - 2026 годов может составить 376,4 - 726,5 тыс. человек.

Важным направлением деятельности региона является повышение роли научно-технологических исследований и разработок и превращение научного и инновационного потенциала в ресурс экономического роста. Московская область рассматривается как центр развития нанотехнологий и биотехнологий, научно-производственный центр отраслей оборонного комплекса, сектор цифровой электроники и информационных технологий, машиностроения, в том числе точного машиностроения, а также как центра здравоохранения, культуры, образования и туризма.

В Московской области создано 5 особых экономических зон: 2 технико-внедренческих зоны в городских округах Дубна и Фрязино, и 3 промышленно-производственных в Ступино, Кашире и Домодедово. ОЭЗ ППТ Максимиха (г.о. Домодедово) создана в октябре 2020 года, полномочия по управлению Правительству Московской области переданы 27.01.2021. Специализироваться новая ОЭЗ будет на предприятиях из различных сфер промышленности с потребностью в больших объемах логистических перевозок и с ориентиром на пищевую промышленность.

В целом в рассматриваемой перспективе планируется развитие существующих и строительство новых индустриальных и технопарков, многофункциональных центров, производственных и инфраструктурных объектов, жилых кварталов. Перечень новых проектов будет корректироваться в зависимости от складывающейся макроэкономической конъюнктуры и инвестиционных возможностей.

Комплексное освоение и развитие территорий в целях жилищного строительства является одной из основных стратегических задач развития региона. Основной объем как текущего, так и планируемого жилищного строительства в Подмосковье, приходится на многоквартирные дома.

Направлениями развития сельского хозяйства Московской области являются: обеспечение плодородия внушительных площадей почв земель сельскохозяйственного назначения, развитие растениеводства (выращивание овощей, рассады и цветов в тепличных хозяйствах), производства, переработки и реализации сельскохозяйственной продукции, сырья и продовольствия, развития мясного и молочного животноводства, в том числе племенного животноводства, развитие технологий в области рыбоводства, привлечение и внедрение инвестиций и инноваций в агропромышленный комплекс Московской области для развития предпринимательства, кооперации, агропромышленной интеграции, финансового оздоровления сельскохозяйственных товаропроизводителей. Среди перспективные проектов сельскохозяйственного назначения:

- развитие производств молочно-товарной продукции (городские округа Истра, Щелково, Долгопрудный, Наро-Фоминский, Волоколамский);

- развитие предприятий мясоперерабатывающей продукции (городские округа Шаховская, Раменский);

- формирование рыболовно-досуговых центров (городские округа Мытищи, Ступино, Пушкинский);

- развитие и строительство крупных тепличных комплексов в городских округах Ступино, Раменский, Дмитровский.

Развитие транспортного комплекса Московской области направлено на создание комфортных условий проживания и обеспечение развития экономики. Задачи развития транспортной инфраструктуры Московской области определены в "Схеме территориального планирования транспортного обслуживания Московской области" (утверждена постановлением Правительства Московской области от 25.03.2016 N 230/8 с изменениями на 30.12.2020).

Всего в схеме территориального планирования транспортного обслуживания Московской области планируется реконструировать и построить 4960,8 км региональных автомобильных дорог и 1732,9 км федеральных автомобильных дорог. В 2021 году планируется замкнуть кольцевую часть ЦКАД (длиной 336 км, длина всей трассы составит 530 км).

В рамках модернизации инфраструктуры автотранспорта предусмотрен переход от радиально-кольцевой к сетевой структуре автомобильных дорог. Ключевыми проектами, планируемыми к реализации, является строительство четырех хордовых направлений общей протяженностью 122 км:

- Виноградово - Болдино - Тарасовка;

- Балашиха - Щелково - Пушкино - ЦКАД;

- Лыткарино - Томилино - Красково - Железнодорожный;

- Подольск - Домодедово - Раменское - ЦКАД.

Общая протяженность линии кольцевого трамвая составит 246 километров. Проект развития легкорельсового транспорта (ЛРТ) разделен на четыре пусковых комплекса. Главным управлением архитектуры и градостроительства Московской области завершена подготовка проекта планировки территории первого пускового комплекса "Подольск - Раменское" протяженностью 74 км. Прогнозируемый пассажиропоток на данном участке в 2020 году составит 10 тысяч человек в час, к 2030 году - 20 тысяч человек в час. Изменения транспортной сети области в ближайшей и долгосрочной перспективе коснутся всех видов транспорта.

В числе транспортных проектов рассматриваются: реконструкция тяговых подстанций, создание инфраструктурных объектов, модернизация участков железнодорожных линий для организации скоростного движения, развитие транспортно-пересадочных узлов в полосе отвода железной дороги с благоустройством прилегающих территорий, а также развитие аэропортов.

Развитие воздушных сообщений связано со строительством дополнительных терминалов, объектов инфраструктуры, в первую очередь аэропортов "Домодедово" и "Шереметьево". В рамках первой фазы проекта Московского Аэротрополиса (рядом с аэропортом "Домодедово"), рассчитанной до 2026 года, будет задействована территория площадью 1 тыс. га, где планируется построить пять кластеров: Аэропорт-Сити, Бизнес-парк, Торгово-рекреационный, Экспо и Индустриальный кластер.

Международный аэропорт Шереметьево (МАШ) в результате реализации программы модернизации, ставший одним из ведущих аэропортов-хабов Европы с высокой экономической эффективностью и с пассажиропотоком более 40 млн. пассажиров в год, планирует к 2024 году достичь объемов перевозок свыше 52 млн. пассажиров в год. В перспективе до 2022 - 2026 года в аэропорту будут введены в строй железнодорожная линия и станция к Северному терминальному комплексу (СТК) аэропорта "Шереметьево" (терминалы В и С), вторая очередь грузового комплекса "Москва Карго" на 300 000 тонн ежегодно, новые объекты аэродромной инфраструктуры, включая эффективные очистные сооружения.

Развитие сферы услуг и домашних хозяйств характеризуется следующими основными факторами:

- динамикой численности населения и ростом обеспеченности населения жильем с учетом повышения его благоустройства. Согласно "Прогнозу социально-экономического развития Московской области на среднесрочный период 2021 - 2023 годов" обеспеченность жильем в расчете на 1 жителя в 2023 году может составить 36,0 кв. м (33,5 кв. м - 2018 год). Повышение благоустройства жилья связано с ростом его охвата системами водопровода, канализации, а также с ростом парка стационарных электроплит в многоэтажной застройке;

- сохранением опережающей тенденции роста численности городского населения в перспективе по сравнению с динамикой роста численности сельского населения с учетом прогнозируемых объемов жилищного строительства и созданием новых рабочих мест в городах и поселках городского типа. В соответствии с новой концепцией градостроительного развития Московской агломерации, предполагается переход от моноцентрической модели к полицентрической с учетом развития точек роста вокруг мегаполиса. Планируется создание отельно-рекреационного, торгово-парковочного, экспо-кластера, а также многофункционального торгового и индустриального кластеров;

- увеличением объемов строительства малоэтажной застройки с повышенной комфортностью и, соответственно, высоким уровнем электрической нагрузки;

- увеличением парка базисной группы бытовых электроприборов, расширением номенклатуры приборов селективной группы (в т.ч. сауны);

- использованием электроэнергии в низкотемпературных процессах (горячее водоснабжение, отопление) в малоэтажной застройке сельских населенных пунктов и городов, а также ростом оснащенности квартир кондиционерами.

Развитие предприятий сферы услуг связано с:

- ростом оборота розничной торговли со среднегодовыми темпами прироста до 6,3% и 2,4% в 2022 - 2026 годах соответственно базовому и консервативному вариантам согласно прогнозу социально-экономического развития Московской области до 2030 года. Наряду с ростом доли оборота сетевой розничной торговли, в том числе за счет дальнейшего охвата территорий муниципальных образований, удаленных от МКАД, оборот розничной торговли будут формировать хозяйствующие субъекты частной формы собственности, осуществляющие деятельность в стационарных торговых предприятиях. Предусматривается увеличение мощности существующих специализированных центров за счет строительства новых корпусов, переоснащения оборудованием, что обеспечит расширение спектра, качества, объема оказываемых услуг;

- формированием системы научно-образовательных кластеров на базе подмосковных наукоградов, научных и производственных центров;

- 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.

Использование природных ресурсов Московской области, в том числе территориальных и природно-рекреационных, охрана природной среды и историко-культурного наследия, совместное использование всех видов коммуникаций, обеспечивающих связи столицы и пригородной зоны - все это способствует достижению сбалансированности спроса и предложения рабочей силы за счет более равномерного размещения мест приложения труда и сокращения масштабов маятниковой миграции.

11.2. Прогноз потребления электрической энергии в целом по Московской энергосистеме и отдельно по Московской области

Варианты прогноза потребления электрической энергии на период до 2026 года сформированы на основе представленных сценариев социально-экономического развития Московской области.

В соответствии с базовым вариантом прогноза прирост электропотребления по Московской области за период с 2020 по 2026 годы оценивается на уровне 3,08 млрд. кВтч: с 55,57 млрд. кВтч в 2020 году до 57,70 млрд. кВтч в 2026 году или на 3,8% при среднегодовых темпах прироста за период 2021 - 2026 годов 0,63%.

В рамках консервативного варианта предусматривается увеличение потребления электроэнергии до уровня 57,02 млрд. кВтч в 2026 году, что на 1,45 млрд. кВтч выше уровня 2020 года (на 2,6%) со среднегодовыми темпами прироста 0,43%.

Приросты электропотребления по Московской области в базовом и консервативном варианте главным образом будут связаны с реконструкцией, а также развитием существующих и вводом в эксплуатацию новых промышленных объектов, умеренным темпом роста жилищного строительства, совершенствованием транспортной доступности территорий, развитием предприятий сферы услуг.

По региональному варианту прогноза спрос на электрическую энергию в Московской области ожидается до 60,27 млрд. кВтч к 2026 году, что соответствует приросту на 4,70 млрд. кВтч (на 8,4% в 2026 по отношению к отчетному 2020 году) при среднегодовых темпах прироста 1,36% за период 2021 - 2026 годов.

Продолжится поддержка развития высокотехнологичных направлений в формате заключения соглашений с государственными корпорациями в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 08.07.2019 N 1484-р. В рамках данного формата уже осуществляется поддержка в области технологий новых материалов и веществ, распределенных реестров, квантовых вычислений, сенсоров и коммуникаций, интернета вещей, мобильной связи пятого поколения и искусственного интеллекта.

Динамика показателей потребления электрической энергии для энергосистемы г. Москвы и Московской области с выделением территории Московской области по рассматриваемым вариантам прогноза спроса представлена в таблице 42 и на рисунке 25.

Таблица 42

Перспективные объемы электропотребления по энергосистеме г. Москвы и Московской области с выделением Московской области

	отчет	прогноз						Ср. год. прирост за период 2021 - 2026 годов, %
	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
	Базовый вариант <*>
Энергосистема г. Москвы и Московской обл., млрд. кВтч	106,23	108,69	109,60	110,38	111,64	112,26	112,79
годовой темп прироста, %		2,31	0,84	0,71	1,15	0,55	0,47	1,00
в т.ч. Московская область, млрд. кВтч	55,57	56,52	57,00	57,39	58,05	58,38	58,65
годовой темп прироста, %		1,71	0,84	0,70	1,15	0,57	0,47	0,9
	Консервативный вариант
Московская область, млрд. кВтч	55,57	56,41	56,64	56,99	57,52	57,59	57,96
годовой темп прироста, %		1,51	0,41	0,60	0,94	0,13	0,64	0,70
	Региональный вариант
Московская область, млрд. кВтч	55,57	56,70	57,12	57,51	58,66	60,14	61,28
годовой темп прироста, %		2,04	0,73	0,69	1,99	2,53	1,90	1,64

___________________________________

<*> Соответствует варианту потребления электрической энергии, разработанному, в рамках Проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов.

Рисунок 25. Динамика электропотребления на период до 2026 года по Московской области

В рамках разработки регионального варианта прогноза спроса на электроэнергию по Московской области, сформирован прогноз полезного отпуска электроэнергии по муниципальным образованиям, входящим в состав Московской области (таблица 43).

Таблица 43

Полезный отпуск электроэнергии в разрезе муниципальных образований Московской области, млн. кВтч <*>

___________________________________

<*> Составлена по данным электросетевых и энергосбытовых организаций с учетом объединения в единый г.о. Пушкинского района и г. Красноармейск и г. Ивантеевка, г. Озеры и г.о. Коломна и г. Рошаль с г.о. Шатура.

N п.п.	Наименование муниципального образования	2020 год (факт)	2026 год (прогноз)
1	Городской округ Балашиха	1793	1945
2	Богородский городской округ	1414	1534
3	Городской округ Бронницы	135	146
4	Городской округ Власиха (ЗАТО)	43	47
5	Волоколамский городской округ	382	414
6	Городской округ Воскресенск	806	874
7	Городской округ Восход (ЗАТО)	1	1
8	Городской округ Дзержинский	216	234
9	Дмитровский городской округ	1211	1313
10	Городской округ Долгопрудный	311	337
11	Городской округ Домодедово	1305	1415
12	Городской округ Дубна	273	296
13	Городской округ Егорьевск	527	572
14	Городской округ Жуковский	320	347
15	Городской округ Зарайск	144	156
16	Городской округ Звездный городок (ЗАТО)	13	15
17	Городской округ Истра	1415	1535
18	Городской округ Кашира	852	924
19	Городской округ Клин	696	755
20	Городской округ Коломна	1135	1231
21	Городской округ Королев	634	688
22	Городской округ Котельники	280	304
23	Городской округ Красногорск	1049	1138
24	Городской округ Краснознаменск (ЗАТО)	114	124
25	Ленинский городской округ	1029	1116
26	Городской округ Лобня	363	394
27	Городской округ Лотошино	77	83
28	Луховицкий городской округ	222	241
29	Лосино-Петровский городской округ	181	196
30	Городской округ Лыткарино	196	212
31	Городской округ Люберцы	1200	1302
32	Можайский городской округ	447	485
33	Городской округ Молодежный (ЗАТО)	3	3
34	Городской округ Мытищи	1602	1737
35	Наро-Фоминский городской округ	1084	1176
36	Одинцовский городской округ	2616	2837
37	Орехово-Зуевский городской округ	984	1067
38	Городской округ Павловский Посад	369	400
39	Городской округ Подольск	1728	1874
40	Городской округ Протвино	95	103
41	Городской округ Пушкинский	1270	1378
42	Городской округ Пущино	59	64
43	Раменский городской округ	1769	1919
44	Городской округ Реутов	405	439
45	Рузский городской округ	588	637
46	Сергиево-Посадский городской округ	1173	1272
47	Городской округ Серпухов	846	917
48	Городской округ Серебряные пруды	89	97
49	Городской округ Солнечногорск	1462	1586
50	Городской округ Ступино	1640	1778
51	Талдомский городской округ	233	252
52	Городской округ Фрязино	182	197
53	Городской округ Химки	1426	1547
54	Городской округ Черноголовка	101	109
55	Городской округ Чехов	936	1015
56	Городской округ Шатура	361	391
57	Городской округ Шаховская	107	116
58	Городской округ Щелково	1285	1394
59	Городской округ Электрогорск	105	114
60	Городской округ Электросталь	679	736
	Итого	41978	45526

Одним из наиболее значимых факторов, определяющих перспективную динамику электропотребления, является внедрение энергосберегающих технологий и повышение энергоэффективности экономики Московской области. Наиболее значительные возможности экономии электроэнергии связаны с реализацией мероприятий в системах производства и распределения электроэнергии, в системах тепло- и водоснабжения, а также в технологических процессах производств.

В настоящей работе объемы энергосбережения для Московской области учтены в соответствии с государственной программой Московской области "Развитие инженерной инфраструктуры и энергоэффективности" на 2018 - 2024 годы (в ред. постановления Правительства Московской области от 09.10.2018 N 724/36). В рамках программы представлена подпрограмма IV "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Московской области" (в ред. постановления Правительства Московской области от 27.02.2018 N 128/8). В данной подпрограмме определены объемы и источники финансирования мероприятий подпрограммы (в ред. Постановления Правительства МО от 15.10.2019 N 731/36), основные из которых:

- повышение энергетической эффективности государственных учреждений;

- мониторинг уровня энергетической эффективности государственных учреждений;

- организация учета энергетических ресурсов в жилищном фонде;

- повышение энергетической эффективности многоквартирных домов;

- повышение энергетической эффективности на объектах энергетики и коммунальной сферы;

- повышение энергетической эффективности общественного транспорта и транспортной инфраструктуры.

Потенциальный объем экономии электроэнергии учитывает объемы экономии областных компаний, разрабатывающих свою оценку реализации мероприятий в различные временные промежутки на период до 2024 года: АО "Мосэнергосбыт", ПАО "Россети Московский регион", Южные электрические сети, Северные электрические сети, Восточные электрические сети, Западные электрические сети АО "Мособлгаз", АО "Мособлэнерго", Министерство здравоохранения, подведомственные ему государственные учреждения здравоохранения, Министерство жилищно-коммунального хозяйства, Министерство энергетики и прочие организации. Масштабы реализации энергосберегающих мероприятий будут определяться условиями социально-экономического развития региона, конкурентоспособностью предприятий и реальными возможностями финансирования.

Прогноз спроса на электрическую энергию для базового варианта сформирован на основе фактических показателей потребления электрической энергии за последние годы с учетом с учетом сохранения основных тенденций эффективности использования ресурсов, анализа информации о поданных заявках и утвержденным технических условиях, а также заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электроэнергии к электрическим сетям. При составлении прогноза использованы указанные в заявках сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, а также о характере нагрузки, позволяющие оценить распределение прироста потребности в электроэнергии по видам экономической деятельности.

Оценка уровня спроса на электрическую энергию в перспективный период до 2026 года для консервативного варианта близка к уровню базового варианта.

Региональный вариант спроса на электрическую энергию Московской области характеризуется более высокой долей нагрузки, связанной с интенсивным развитием индустриальных парков, что определяет высокий прирост электропотребления в производственной сфере и сфере услуг. При формировании регионального варианта прогноза спроса дополнительно учитываются инвестиционные проекты. Суммарная мощность потенциальных потребителей по Московской области оценивается в объеме 3,5 ГВт.

Выводы:

1. Вариантность спроса на электрическую энергию на территории Московской области определялась социально-экономическими показателями, заложенными в среднесрочном прогнозе развития региона (на период 2021 - 2023 годов) и долгосрочном прогнозе (на период до 2030 года), в которых рассматриваются представленные сценарии:

- базовый сценарий соответствует основным тенденциям и параметрам развития экономики в условиях консервативных траекторий изменения внешних и внутренних факторов при сохранении основных тенденций изменения эффективности использования ресурсов. Данный сценарий предполагает в период до 2026 года годовые приросты объема ВРП от 2,0% до 3,3%, объема промышленного производства - от 8,0% до 9,1%;

- консервативный сценарий разработан на основе консервативных оценок темпов экономического роста с учетом существенного ухудшения внешнеэкономических и иных условий в период до 2026 года с годовыми приростами объема ВРП от 1,6% до 2,8%, объема промышленного производства - от 1,0% до 4,5%;

2. В соответствии с базовым вариантом прогноза спроса на электрическую энергию прирост электропотребления по Московской области за период с 2020 по 2026 годы оценивается на уровне 3,08 млрд. кВтч: с 55,57 млрд. кВтч в 2020 году до 58,65 млрд. кВтч в 2026 году при среднегодовых темпах прироста за период 2021 - 2026 годов 0,9%.

3. В рамках консервативного варианта предусматривается увеличение потребления электроэнергии до уровня 57,96 млрд. кВтч в 2026 году со среднегодовыми темпами прироста 0,7%.

4. По региональному варианту прогноза спрос на электрическую энергию в Московской области ожидается до 61,28 млрд. кВтч в 2026 году при среднегодовых темпах прироста 1,64% за период 2021 - 2026 годов.

11.3. Анализ заявок на технологическое присоединение потребителей на период 2021 - 2026 годов

Заказчиком были предоставлены данные о заявках на технологическое присоединение ПАО "Россети Московский регион" и информация об инвестиционных проектах на территории Московской области от Министерства строительного комплекса Московской области, Министерства инвестиций, промышленности и науки Московской области и Министерства сельского хозяйства и продовольствия Московской области.

Суммарное количество заявок и инвестиционных проектов составило 63184 штук на суммарную заявленную максимальную мощность 5570 МВт. Основную долю составляют заявки на технологическое присоединение потребителей к сетям ПАО "Россети Московский регион" по территории Московской области.

При детальном анализе представленной информации суммарное количество вводимых объектов и, следовательно, суммарная заявленная мощность значительно сократились после проведения проверки на дублирование поданных заявок. Кроме того, не учитывались заявки сроком подачи до 2015 года и с грифом: "Напряжение подано", "Договор на стадии расторжения", "Акт ТП подписан" и "Закрытие договора ТУ". Итого количество, учитываемых в работе заявок снизилось до 52122 штук с суммарной заявленной мощностью 3551 МВт.

На заявки с заявленной мощностью до 15 кВт приходится 627 МВт или 18% от общей заявленной мощности. На заявки с мощностью в интервале от 15 до 670 кВт приходится около 9% заявок от общего числа и 584 МВт или 16% от всей заявленной мощности. Заявки мощностью от 670 МВт до 5 МВт составляет 1017 МВт или 29% от заявленной мощности и 8% 400 от общего количества заявок. Потребители, с заявленной мощностью выше 5 МВт составляют 1323 МВт или 37% от заявленной мощности и 0,2% от общего количества учитываемых заявок.

Распределение учитываемых заявок потребителей по заявленной мощности и их количество представлено на рисунке 23.

ГАРАНТ:

По-видимому, в предыдущем абзаце допущена опечатка. Вместо "на рисунке 23" имеется в виду "на рисунке 26"

Рисунок 26. Распределение по количеству заявок и заявленной мощности потребителей, подключаемых к ПАО "Россети Московский регион"

Кроме заявок на технологическое присоединение к сетям ПАО "Россети Московский регион" проанализированы материалы по представленным инвестиционным проектам. В таблице Таблица 44 представлены сводные данные по инвестиционным проектам: количество и суммарная заявленная мощность, представленные профильными министерствами Московской области.

Таблица 44

Сводные данные по инвестиционным проектам

Наименование	Количество, шт.	Суммарная заявленная мощность, МВт
Всего инвестиционных проектов, в том числе:	35	140,8
Министерство строительства	9	27,7
Министерство инвестиций и инноваций	10	84,7
Министерство сельского хозяйства и продовольствия	16	28,5

Полученные данные далее использовались для определения возможного прироста электрической нагрузки при их реализации. Итого по материалам профильных министерств при формировании регионального варианта будут учитываться проекты с заявленной мощностью около 141 МВт. Ввод объектов в эксплуатацию принимался в период 2021 - 2024 годов.

Таким образом, суммарная потенциальная к подключению заявленная мощность для формирования прироста электрической нагрузки Московской области в период 2021 - 2026 годы для различных вариантов развития составляет порядка 3692 МВт.

11.4. Расчет электрических нагрузок подстанций 110 (35) кВ и выше и электростанций Московской области с учетом перспективного развития

Электрические нагрузки базового варианта электропотребления энергосистемы города Москвы и Московской области приняты в соответствии с проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2021 - 2027 годов.

Перспективные электрические нагрузки консервативного и регионального вариантов электропотребления на период до 2026 года были разработаны на основе материалов раздела по прогнозу спроса на электроэнергию и определенного в предыдущем подразделе потенциала суммарной заявленной мощности перспективных потребителей. Для определения участия перспективных потребителей в максимуме энергосистемы Московской области учитывались коэффициенты совмещения согласно приложениям Приказа Министерства энергетики Российской Федерации от 6 мая 2014 года N 250.

Уровень прироста электрической нагрузки консервативного варианта электропотребления на уровне 2026 года формировался только на основе заключенных договоров с учетом неполного потребления заявленной максимальной мощности новыми крупными потребителями в год сдачи объекта в эксплуатацию. Для формирования регионального варианта учитывались все заявки (вне зависимости от статуса обработки) и инвестиционные проекты.

В таблице 45 представлены основные показатели перспективных режимов электропотребления Московской области и энергосистемы в целом на период 2021 - 2026 годов для базового варианта электропотребления, и по Московской области - для консервативного и регионального вариантов.

Таблица 45

Отчетные и перспективные режимы электропотребления Московской области и энергосистемы города Москвы и Московской области

Наименование	Ед. измер.	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
		факт	прогноз
Базовый вариант
Электропотребление энергосистема г. Москвы и Московской обл. млрд. кВтч	млрд. кВтч	106,23	108,69	109,60	110,38	111,64	112,26	112,79
Максимальная электрическая нагрузка энергосистемы г. Москвы и Московской области	МВт	17205	18112	18257	18384	18504	18646	18729
в т.ч. по энергосистеме Московской области
Электропотребление (без учета потребления энергии на заряд ГАЭС)	млрд. кВтч	53,12	53,91	54,32	54,72	55,38	55,71	55,98
Электрическая нагрузка	МВт	8725	9185	9258	9323	9383	9455	9497
Число часов использования электрической нагрузки <*>	час/год	6088	5870	5868	5869	5902	5892	5894
Консервативный вариант
по энергосистеме Московской области
Электропотребление (без учета потребления на заряд ГАЭС)	млрд. кВтч	53,12	53,80	53,97	54,31	54,84	54,92	55,29
Электрическая нагрузка	МВт	8725	9166	9198	9254	9293	9321	9380
Число часов использования электрической нагрузки <*>	час/год	6088	5870	5868	5869	5902	5892	5894
Региональный вариант
по энергосистеме Московской области
Электропотребление (без учета потребления на заряд ГАЭС)	млрд. кВтч	53,12	54,09	54,44	54,84	55,98	57,46	58,60
Электрическая нагрузка	МВт	8725	9216	9279	9343	9485	9753	9942
Число часов использования электрической нагрузки <*>	час/год	6088	5870	5868	5869	5902	5892	5894

___________________________________

<*> Без учета потребления электроэнергии на заряд Загорской ГАЭС.

Перспективные электрические нагрузки Московской области для базового, консервативного и регионального вариантов электропотребления в графическом виде представлены на рисунке 27.

Рисунок 27. Перспективные электрические нагрузки Московской области для трех вариантов электропотребления

Как видно из таблицы 45 и рисунка 27 электрическая нагрузка Московской области на час максимума энергосистемы города Москвы и Московской области в 2020 году составила 8725 МВт.

В базовом варианте электропотребления электрическая нагрузка на уровне 2026 года увеличится на 772 МВт (или на 8,8%) по сравнению с фактическим значением и составит 9497 МВт. Среднегодовой темп прироста электрической нагрузки за период 2021 - 2026 годов составит порядка 1,43%.

В консервативном варианте электропотребления к концу рассматриваемого периода электрическая нагрузка Московской области ожидается на уровне 9380 МВт. По сравнению с 2020 годом увеличение электрической нагрузки к 2026 году составит 655 МВт или 7,5%. Среднегодовой темп прироста электрической нагрузки за период 2021 - 2026 годов составит 1,2%.

В региональном варианте электропотребления ожидается увеличение к 2026 году электрической нагрузки Московской области на 1217 МВт или на 13,9% до уровня 9942 МВт. Среднегодовые темпы прироста электрической нагрузки регионального варианта составят за период 2021 - 2026 годов 2,2%. Высокий прирост электрической нагрузки в региональном варианте электропотребления объясняется реализацией крупных промышленных проектов на территории Московской области и строительством жилых комплексов с инфраструктурой.

В таблице 46 сведены данные по темпам прироста электрической нагрузки по рассматриваемым в работе вариантам электропотребления за период 2021 - 2026 годов.

Таблица 46

Темпы прироста электрической нагрузки, %

Наименование варианта электропотребления	Московская область	Энергосистема г. Москвы и Московской области
Базовый	1,43	1,4
Консервативный	1,2
Региональный	2,2

Доля Московской области по потреблению мощности на час максимума энергосистемы города Москвы и Московской области в 2020 году составляла 50%. К 2026 году в базовом варианте электропотребления этот показатель останется на уровне фактического значения - 51%.

XII. Оценка ожидаемого воздействия на качество атмосферного воздуха стационарных генерирующих источников на перспективу (уровень 2026 года)

12.1. Оценка ожидаемого объема выбросов нормируемых загрязняющих веществ стационарными генерирующими источниками

Информация, основанная на данных собственников генерирующего оборудования, о валовых выбросах загрязняющих веществ от стационарных генерирующих источников Московской области до 2026 года в разбивке по источникам представлена таблице 47.

Таблица 47

Валовые выбросы загрязняющих веществ от стационарных генерирующих источников до 2026, тонн

N	Объект	2021	2022	2023	2024	2025	2026
1	АО "Интер РАО-Электрогенерация" - Каширская ГРЭС	81,49	34,42	6,06	0,00	0,00	0,00
2	ПАО "Мосэнерго" - ГРЭС-3	68,70	39,20	38,30	38,30	38,30	38,30
3	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-17	338,20	290,30	226,50	226,50	226,50	226,50
4	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-22	6846,70	6957,30	6713,80	6713,80	6713,80	6713,80
5	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-27	837,90	974,80	1076,80	1076,80	1076,80	1076,80
6	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-30	95,80	99,10	96,00	96,00	96,00	96,00
7	ПАО "Юнипро" - Шатурская ГРЭС	2434,25	2726,16	2723,07	2723,07	2723,07	2723,07
8	АО "НАТЭК Инвест-Энерго"	67,94	67,94	67,94	67,94	67,94	67,94
9	АО "ГТ-ТЭЦ Энерго"	534,62	534,62	534,62	534,62	534,62	534,62
10	ООО "Теплосервис"	99,25	99,25	99,25	99,25	99,25	99,25
11	ООО "Агрокомплекс "Иванисово"	662,35	662,35	662,35	662,35	662,35	662,35
12	АО "Москокс"	308,54	308,54	308,54	308,54	308,54	308,54
13	АО "Мособлэнергогаз" - Железнодорожный	180,16	180,16	180,16	180,16	180,16	180,16
14	АО "Мособлэнергогаз" - Томилино	126,33	126,33	126,33	126,33	126,33	126,33
	ВСЕГО	12682,23	13100,47	12859,72	12853,66	12853,66	12853,66

В таблице 48 представлена долевая структура участия стационарных генерирующих источников в формировании выбросов загрязняющих веществ на территории Московской области до 2026 года.

Таблица 48

Долевая структура участия стационарных генерирующих источников в формировании выбросов загрязняющих веществ на территории Московской области до 2026 года

N	Объект	2021	2022	2023	2024	2025	2026
1	АО "Интер РАО-Электрогенерация" - Каширская ГРЭС	0,6%	0,3%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%
2	ПАО "Мосэнерго" - ГРЭС-3	0,5%	0,3%	0,3%	0,3%	0,3%	0,3%
3	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-17	2,7%	2,2%	1,8%	1,8%	1,8%	1,8%
4	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-22	54,0%	53,1%	52,2%	52,2%	52,2%	52,2%
5	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-27	6,6%	7,4%	8,4%	8,4%	8,4%	8,4%
6	ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-30	0,8%	0,8%	0,7%	0,7%	0,7%	0,7%
7	ПАО "Юнипро" - Шатурская ГРЭС	19,2%	20,8%	21,2%	21,2%	21,2%	21,2%
8	АО "НАТЭК Инвест-Энерго"	0,5%	0,5%	0,5%	0,5%	0,5%	0,5%
9	АО "ГТ-ТЭЦ Энерго"	4,2%	4,1%	4,2%	4,2%	4,2%	4,2%
10	ООО "Теплосервис"	0,8%	0,8%	0,8%	0,8%	0,8%	0,8%
11	ООО "Агрокомплекс "Иванисово"	5,2%	5,1%	5,2%	5,2%	5,2%	5,2%
12	АО "Москокс"	2,4%	2,4%	2,4%	2,4%	2,4%	2,4%
13	АО "Мособлэнергогаз" - Железнодорожный	1,4%	1,4%	1,4%	1,4%	1,4%	1,4%
14	АО "Мособлэнергогаз" - Томилино	1,0%	1,0%	1,0%	1,0%	1,0%	1,0%

Можно заметить, что наибольшая доля выбросов загрязняющих веществ приходится на ТЭЦ-22 ПАО "Мосэнерго" (более 50%) и Шатурскую ГРЭС ПАО "Юнипро" (более 20%).

В таблице 49 представлены данные по выбросам нормируемых загрязняющих веществ на период 2021 - 2026 гг.

Наряду с прогнозируемым ростом выработки электроэнергии рассматриваемыми стационарными генерирующими источниками (за исключением Каширской ГРЭС) ожидается сохранение количества выбросов на уровне 2020 года в силу реализации запланированных мероприятий по сокращению выбросов загрязняющих веществ и снижению их воздействия на качество атмосферного воздуха.

Таблица 49

Прогнозные данные по выбросам нормируемых загрязняющих веществ на период 2021 - 2026 гг.

Код	Загрязняющее вещество	2021	2022	2023	2024	2025	2026
АО "Интер РАО-Электрогенерация"- Каширская ГРЭС
2	Твердые вещества	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
330	Диоксид серы	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
337	Оксид углерода	0,95	0,40	0,07	0,00	0,00	0,00
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	80,17	34,02	5,99	0,00	0,00	0,00
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ПАО "Мосэнерго" - ГРЭС-3
2	Твердые вещества	0,01	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
330	Диоксид серы	4,65	2,65	2,59	2,59	2,59	2,59
337	Оксид углерода	1,59	0,91	0,89	0,89	0,89	0,89
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	62,45	35,63	34,82	34,82	34,82	34,82
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-17
2	Твердые вещества	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
330	Диоксид серы	1,17	1,00	0,78	0,78	0,78	0,78
337	Оксид углерода	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	337,03	289,29	225,72	225,72	225,72	225,72
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-22
2	Твердые вещества	177,88	180,76	174,43	174,43	174,43	174,43
330	Диоксид серы	578,40	587,74	567,17	567,17	567,17	567,17
337	Оксид углерода	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	6090,42	6188,80	5972,20	5972,20	5972,20	5972,20
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-27
2	Твердые вещества	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
330	Диоксид серы	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
337	Оксид углерода	0,07	0,08	0,09	0,09	0,09	0,09
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	837,83	974,72	1076,71	1076,71	1076,71	1076,71
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ПАО "Мосэнерго" - ТЭЦ-30
2	Твердые вещества	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
330	Диоксид серы	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
337	Оксид углерода	78,31	81,01	78,47	78,47	78,47	78,47
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	17,49	18,09	17,53	17,53	17,53	17,53
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ПАО "Юнипро" - Шатурская ГРЭС
2	Твердые вещества	0,25	0,28	0,28	0,28	0,28	0,28
330	Диоксид серы	90,10	100,91	100,79	100,79	100,79	100,79
337	Оксид углерода	651,93	730,10	729,27	729,27	729,27	729,27
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	1692,02	1894,91	1892,76	1892,76	1892,76	1892,76
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
АО "НАТЭК Инвест-Энерго"
2	Твердые вещества	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
330	Диоксид серы	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15
337	Оксид углерода	38,30	38,30	38,30	38,30	38,30	38,30
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	29,47	29,47	29,47	29,47	29,47	29,47
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02
АО "ГТ-ТЭЦ Энерго"
2	Твердые вещества	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
330	Диоксид серы	0,54	0,54	0,54	0,54	0,54	0,54
337	Оксид углерода	270,78	270,78	270,78	270,78	270,78	270,78
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	263,31	263,31	263,31	263,31	263,31	263,31
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ООО "Теплосервис"
2	Твердые вещества	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
330	Диоксид серы	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
337	Оксид углерода	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	99,25	99,25	99,25	99,25	99,25	99,25
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ООО "Агрокомплекс "Иванисово"
2	Твердые вещества	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
330	Диоксид серы	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
337	Оксид углерода	578,33	578,33	578,33	578,33	578,33	578,33
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	84,02	84,02	84,02	84,02	84,02	84,02
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
АО "Москокс"
2	Твердые вещества	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
330	Диоксид серы	5,10	5,10	5,10	5,10	5,10	5,10
337	Оксид углерода	0,44	0,44	0,44	0,44	0,44	0,44
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	303,01	303,01	303,01	303,01	303,01	303,01
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
АО "Мособлэнергогаз" - Железнодорожный
2	Твердые вещества	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03
330	Диоксид серы	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09
337	Оксид углерода	145,28	145,28	145,28	145,28	145,28	145,28
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	34,72	34,72	34,72	34,72	34,72	34,72
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
АО "Мособлэнергогаз" - Томилино
2	Твердые вещества	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
330	Диоксид серы	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
337	Оксид углерода	52,08	52,08	52,08	52,08	52,08	52,08
12	Оксиды азота (в пересчете на NOx)	74,25	74,25	74,25	74,25	74,25	74,25
7	Углеводороды с учетом ЛОС (исключая метан)	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01

12.2. Анализ изменения воздействия на качество атмосферного воздуха стационарными генерирующими источниками при реализации мероприятий по оптимизации генерирующего оборудования

В дополнение к мероприятиям по снижению объемов выбросов загрязняющих веществ стационарными генерирующими источниками, предоставленных собственниками генерирующего оборудования и учтенных в разделе 12.1, Министерством экологии и природопользования Московской области была разработана межведомственная "дорожная карта" по достижению целевого показателя "Качество окружающей среды".

Мероприятия, представленные в данной "дорожной карте", направлены на снижение выбросов загрязняющих веществ на территории Московской области. В таблице 50 представлены основные Мероприятия по снижению выбросов загрязняющих веществ с 2019 по 2024 гг.

Таблица 50

Мероприятия по снижению выбросов загрязняющих веществ от стационарных генерирующих источников на территории Московской области до 2024 года

N	Мероприятие	Дата начала	Дата окончания	Результат реализации мероприятия
1.	Мероприятия по уменьшению выбросов, филиал "Шатурская ГРЭС" ПАО "Юнипро"	2019	2021	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 385,4 тонн в год
1.1	Ремонт и техническое обслуживание скрубберов с трубами "Вентури" К 1, 2, 3	2019	2021	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 1,22 тонны в год
1.2	Ремонт и техническое обслуживание дымососов рециркуляции газа	2019	2021	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 103,73 тонны в год
1.3	Ремонт и техническое обслуживание насосной станции перекачки промливневой канализации	2019	2021	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 280,45 тонны в год
2	Мероприятия по уменьшению выбросов, филиал "Каширская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	2019	2020	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 5751,56 тонн
2.1	Вывод из эксплуатации пылеугольных блоков ст. N 1 и N 2	2019	2019	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 3277,38 тонн
2.2	Перевод энергоблока ст. N 3 с твердого топлива на сжигание газа	2019	2019
2.3	Вывод из эксплуатации энергоблоков N 4-6	2020	2020	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 2474,18 тонн
3.	ТЭЦ-27 филиал ПАО "Мосэнерго"	2020	2024	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 20 тонн
3.1	Установка системы экологического мониторинга выбросов с интегрированием в АСУ Мосэнерго ЭК-1, 2; ВК1-5; ГТ-31, 32; ГТ-41, 42	2020	2021	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 2 тонны в год
3.2	Капитальный ремонт КУ-31, КУ-32	2020	2021	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 5 тонн в год
3.3	Капитальный ремонт КУ-41, КУ-42	2022	2022	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 5 тонн в год
3.4	Замена горелок на малотоксичные ПВК-1В	2023	2024	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 8 тонн в год
4	ТЭЦ-22 филиал ПАО "Мосэнерго"	2020	2024	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 4303,20 тонн
4.1	Капитальный ремонт ЭК-1, 2, блока N 10	2020	2020	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 3 тонны в год
4.2	Реконструкция блока N 9 с переводом на сжигание природного газа	2020	2021	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 6599 тонн в год
4.3	Реконструкция Эк-1, ЭК-2 с переводом на сжигание природного газа	2020	2022	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 1126 тонн в год
4.4.	Реконструкция Эк-3, ЭК-4 с переводом на сжигание природного газа	2022	2022	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 3 тонн в год
4.5	Замена горелок на малотоксичные ПВК-1В	2022	2023	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 1126 тонн в год
4.6	Реконструкция блока N 10 с переводом на сжигание природного газа	2023	2024	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 1240 тонн в год
4.7	Реконструкция Эк-5, ЭК-6 с переводом на сжигание природного газа	2023	2024	Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 1126 тонн в год
5	Приведение мониторинга показателей, характеризующих объемы выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, субъектами генерации	2019	2024	Ежегодно (в рамках действия ДК). Формирование сводной информации в разрезе субъектов генерации

Реализация мероприятий, указанных в "дорожной карте", дополнительно позволит достичь совокупного снижения выбросов загрязняющих веществ на конец 2024 года на 10460,2 тонн.

XIII. Прогноз развития источников генерации Московской области на каждый год расчетного периода 2021 - 2026 годов для всех сценариев развития

При разработке предложений по развитию генерирующих мощностей в Московской области были использованы:

- Материалы проекта Схемы и программы развития Единой Энергетической Системы России на период 2021 - 2027 годов;

- "Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2021 - 2025 годов", утвержденная постановлением Губернатора Московской области от 30.04.2020 N 217-ПГ.

Предложения по развитию генерирующих мощностей направлены на надежное электро- и теплоснабжение потребителей энергосистемы Московской области. Ввод нового электрогенерирующего оборудования без утилизации сбросного тепла, так же 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.

Развитие генерирующих мощностей энергосистемы Московской области рассматривается в трех вариантов:

- Базовый (Данный вариант разрабатывается на основе материалов проекта Схемы и программы развития Единой Энергетической Системы России на 2021 - 2027 годы);

- Консервативный (Консервативный вариант прогноза спроса на электрическую энергию разработан на основе консервативного сценария развития экономики);

- Региональный (Региональный вариант прогноза спроса на электрическую энергию разработан с учетом общих перспектив социально-экономического развития Московской области на основе оценки потенциала мощности перспективных потребителей, определяемого в результате анализа заявок и выданных технологических условий (ТУ) на присоединение к электрическим сетям; данных, представляемых энергоемкими потребителями электрической энергии, а также информации по крупным инвестиционным проектам, предполагаемым к реализации на территории региона (промышленные предприятия, индустриальные парки и др.).

Развитие генерирующих мощностей принималось с учетом роста нагрузок в соответствии с:

- приоритетным использованием комбинированной выработки электрической и тепловой энергии;

- необходимостью сооружения новых источников тепловой и электрической энергии;

- обеспечением надежного и экономичного теплоснабжения и газоснабжения.

Изменения установленной мощности генерирующих мощностей в Московской области

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы в энергосистеме Московской области до 2026 года планируется Мероприятия по вводу и модернизации генерирующего оборудования, Мероприятия по демонтажу и перемаркировке не планируются.

Данные по вводу и модернизации генерирующего оборудования для базового и консервативного варианта на период 2021 - 2026 годов представлены в таблице Таблица 51. Суммарный ввод генерирующего оборудования за рассматриваемый период для базового и консервативного вариантов составит 585 МВт.

Таблица 51

Объемы изменения установленной мощности генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации в Московской области по базовому и консервативному варианту на 2021 - 2026 годы, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип ввода	Мощность	Год	Документ-основание
ТЭЦ-22 Мосэнерго
9 Т-300-240	ПАО "Мосэнерго"	Газ, уголь	Новое строительство	295	2022	КОМ
10 Т-240-240		Газ, мазут	Модернизация	+10	2024	Распоряжение Правительства РФ от 02.08.2019 N 1713-р
ТЭС Свистягино (Альтернативная ТЭС "Воскресенск")
1 Агрегаты Био-ТЭС	ООО "АГК-1"	-	Новое строительство	70	2022	ДПМ ВИЭ
ТЭС Заводская (Альтернативная ТЭС "Наро-Фоминск")
1 Агрегаты Био-ТЭС	ООО "АГК-1"	-	Новое строительство	70	2022	ДПМ ВИЭ
ТЭС Аксеново (Альтернативная ТЭС "Ногинск")
1 Агрегаты Био-ТЭС	ООО "АГК-1"	-	Новое строительство	70	2022	ДПМ ВИЭ
ТЭС Хметьево (Альтернативная ТЭС "Солнечногорск")
1 Агрегаты Био-ТЭС	ООО "АГК-1"	-	Новое строительство	70	2022	ДПМ ВИЭ

Изменения объемов и структуры генерирующего оборудования энергосистемы Московской области для регионального варианту на период 2021 - 2026 годов, в дополнение к базовому прогнозу, представлено в таблице 52. Суммарный ввод генерирующего оборудования за рассматриваемый период по региональному варианту составит 1425 МВт.

Таблица 52

Объемы изменения установленной мощности генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в Московской области по региональному варианту на 2021 - 2026 годы, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип ввода	Мощность	Год	Документ-основание
Загорская ГАЭС-2
1 ГАЭС	ПАО "РусГидро"	-	Новое строительство	210	2025	Предложение собственника
2 ГАЭС		-	Новое строительство	210	2025	Предложение собственника
3 ГАЭС		-	Новое строительство	210	2025	Предложение собственника
4 ГАЭС		-	Новое строительство	210	2025	Предложение собственника
Всего по станции				840

В региональном варианте вывод из эксплуатации генерирующего оборудования планируется в объеме 646,6 МВт. Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на территории Московской области для регионального варианта развития приведены в таблице 53.

Таблица 53

Объемы вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в Московской области по региональному варианту на 2021 - 2026 годы, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип вывода	Мощность	Год	Документ-основание
ГРЭС-3 им. Классона
1 ГТУ-100/90	ПАО "Мосэнерго"	Дизель	Окончательный	90,0	2022	Предложение собственника
2 ГТУ-100/90		Дизель	Окончательный	90,0	2022
3 ГТУ-100/90		Дизель	Окончательный	90,0	2022
4 ГТЭ-150/110		Дизель	Окончательный	6,3	2022
5 ГТЭ-150/125		Дизель	Окончательный	9,0	2022
6 Т-6,3-16		Газ, мазут	Окончательный	12,0	2022
7 ПТ-12-90/10		Газ, мазут	Окончательный	110,0	2022
8 Р-12-90/18М		Газ, мазут	Окончательный	125,0	2022
Всего по станции				532,3
ТЭЦ-17 (Ступинская)
1 ПТ-25-90/10М	ПАО "Мосэнерго"	Газ, мазут	Окончательный	20,0	2022	Предложение собственника
2 Т-40-90		Газ, мазут	Окончательный	40,0	2022
3 ПТ-30-8,8		Газ, мазут	Окончательный	32,0	2022
6 ПР-25-90/10М		Газ, мазут	Окончательный	25,0	2022
Всего по станции				117,0

При реализации намеченного развития генерирующих мощностей установленная мощность электростанций Московской области по базовому и консервативному вариантам к 2026 году по сравнению с 2021 годом увеличится на 585 МВт и составит 6288,55 МВт (+10%).

В региональном варианте установленная мощность электростанций Московской области с учетом дополнительных вводов к 2026 году возрастет и составит 6479,3 МВт.

Структура установленной мощности по типам электростанций Московской области на перспективу до 2026 года по базовому, консервативному и региональному вариантам представлена в таблицах 54 - 55.

Таблица 54

Установленная мощность генерирующего оборудования до 2026 года по типам электростанций Московской области для базового и консервативного вариантов, МВт

	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Московская область, всего	5703,6	5703,6	6278,6	6278,6	6288,6	6288,6	6288,6
ГЭС	47,4	47,4	47,4	47,4	47,4	47,4	47,4
ГАЭС	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0
ТЭС, в том числе:	4456,2	4456,2	5031,2	5031,2	5041,2	5041,2	5041,2
теплофикационные	2447,1	2447,1	2742,1	2742,1	2752,1	2752,1	2752,1
паросиловые	1496,3	1496,3	1791,3	1791,3	1801,3	1801,3	1801,3
ПГУ с КУ	900,0	900,0	900,0	900,0	900,0	900,0	900,0
ГТУ с КУ	50,8	50,8	50,8	50,8	50,8	50,8	50,8
конденсационные	1925,0	1925,0	1925,0	1925,0	1925,0	1925,0	1925,0
паросиловые	1020,0	1020,0	1020,0	1020,0	1020,0	1020,0	1020,0
ПГУ	400,0	400,0	400,0	400,0	400,0	400,0	400,0
ГТУ	505,0	505,0	505,0	505,0	505,0	505,0	505,0
электростанции промышленных предприятий	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1
ВИЭ			280,0	280,0	280,0	280,0	280,0

Таблица 55

Установленная мощность генерирующего оборудования до 2026 года по типам электростанций Московской области для регионального варианта, МВт

	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Московская область, всего	5703,6	5703,6	5629,3	5629,3	5639,3	6479,3	6479,3
ГЭС	47,4	47,4	47,4	47,4	47,4	47,4	47,4
ГАЭС	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	2040,0	2040,0
ТЭС, в том числе:	4456,2	4456,2	4381,9	4381,9	4391,9	4391,9	4391,9
теплофикационные	2447,1	2447,1	2597,8	2597,8	2607,8	2607,8	2607,8
паросиловые	1496,3	1496,3	1647,0	1647,0	1657,0	1657,0	1657,0
ПГУ с КУ	900,0	900,0	900,0	900,0	900,0	900,0	900,0
ГТУ с КУ	50,8	50,78	50,78	50,78	50,78	50,78	50,78
конденсационные	1925,0	1925,0	1420,0	1420,0	1420,0	1420,0	1420,0
паросиловые	1020,0	1020,0	1020,0	1020,0	1020,0	1020,0	1020,0
ПГУ	400,0	400,0	400,0	400,0	400,0	400,0	400,0
ГТУ	505,0	505,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
электростанции промышленных предприятий	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1
ВИЭ	0,0	0,0	280	280	280	280	280

Графическое представление вводимого и выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования, а также изменение установленной электрической мощности энергоисточников Московской области на период 2021 - 2026 годов для трех вариантов отражено на рисунках 28 - 29.

Рисунок 28. Изменение установленной электрической мощности энергоисточников Московской области на период до 2026 года для базового и консервативного вариантов

Рисунок 29. Изменение установленной электрической мощности энергоисточников Московской области на период до 2026 года для регионального варианта

Установленная мощность электростанций по видам генерирующего оборудования в сравнении значений на конец 2019 и 2025 годов представлена на рисунках 30 - 32.

Рисунок 30. Структура установленной мощности электростанций Московской области по видам генерирующего оборудования на конец 2020 года (МВт)

Рисунок 31. Структура установленной мощности электростанций Московской области по видам генерирующего оборудования на уровне 2026 года для базового и консервативного вариантов (МВт)

Рисунок 32. Структура установленной мощности электростанций Московской области по видам генерирующего оборудования на уровне 2026 года для регионального варианта (МВт)

Таким образом, к концу 2026 года общая установленная мощность электростанций Московской области в базовом варианте увеличится по сравнению с отчетным 2020 годом на 585 МВт (10,2%), в региональном варианте установленная мощность возрастет на 775,7 МВт (13,6%).

XIV. Развитие объектов генерации, функционирующих на основе использования возобновляемых источников

14.1. Квалифицированные генерирующие объекты, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии на розничном рынке электроэнергии

В Московской области планируется строительство заводов по термическому обезвреживанию твердых коммунальных отходов при высокой температуре. Формулировка "заводы термического обезвреживания" объединяет все существующие в настоящее время технологии по обезвреживанию мусора: газификацию, сжигание, пиролиз, плазменный метод, что позволит снизить, долю захоронения твердых коммунальных отходов на полигонах. В соответствии с ранее намеченным планом-графиком, заводы появятся в городском округе Воскресенск, Солнечногорск, Наро-Фоминском, Богородском городских округах и заработают к 2022 году. Суммарно предприятия смогут утилизировать около 2,8 млн. тонн отходов в год, что составляет около 30% годового объема производимых отходов в Московской агломерации.

ООО "Альтернативная Генерирующая Компания-1" (ООО "АГК-1") планирует реализовать пилотный проект по строительству генерирующих объектов по термическому обезвреживанию твердых коммунальных отходов на территории Московского региона. В 2022 году планируется сооружение четырех мусоросжигательных тепловых электростанций установленной мощностью по 70 МВт каждая. Тепловая электростанция будет оснащена паровой конденсационной турбиной Кп-77-6,8 и работать на твердом топливе.

Информация о проектах строительства ООО "Альтернативная Генерирующая компания-1" представлена в таблице 64.

ГАРАНТ:

По-видимому, в предыдущем абзаце допущена опечатка. Вместо "в таблице 64" имеется в виду "в таблице 56"

Таблица 56

Проекты ООО "АГК-1" по строительству генерирующих объектов по термическому обезвреживанию твердых коммунальных отходов

N	Наименование проекта	Генерирующая компания	Тип проекта	Мощность, МВт	Год	Документ основание
1	ТЭС Хметьево (Альтернативная ТЭС "Солнечногорск")	ООО "АГК-1"	Новое строительство	70	2022	ДПМ ВИЭ
2	ТЭС Аксеново (Альтернативная ТЭС "Ногинск")		Новое строительство	70	2022	ДПМ ВИЭ
3	ТЭС Заводская (Альтернативная ТЭС "Наро-Фоминск")		Новое строительство	70	2022	ДПМ ВИЭ
4	ТЭС Свистягино (Альтернативная ТЭС "Воскресенск")		Новое строительство	70	2022	ДПМ ВИЭ
	ВСЕГО			280

14.2. Генерирующие объекты на основе возобновляемых источников энергии по итогам конкурсного отбора проектов генерирующих объектов по производству электрической энергии (мощности) с использованием возобновляемых источников энергии

В дополнение к объектам ООО "Альтернативная Генерирующая Компания-1" и перечню отобранных проектов строительства генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, по результатам конкурсных отборов, проведенных до 31.12.2020 в марте 2021 года, в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823, проведен отбор проектов по строительству генерирующих объектов, в том числе:

- ТЭС на КПО "Алексинский карьер" установленной мощностью 4,233 МВт. Планируемый ввод в эксплуатацию 2022 год;

- Две ТЭС "Мини-ТЭС Зарайск-1" и "Мини-ТЭС Зарайск-2" установленной мощностью 4,1 МВт каждая в 2023 году;

- Две ТЭС "Мини-ТЭС Рошаль-1" и "Мини-ТЭС Рошаль-2" установленной мощностью 4,1 МВт каждая в 2023 году.

Информация о проектах перспективного развития электроэнергетики Московской области на период до 2026 годов, отобранных по итогам конкурсного отбора проектов генерирующих объектов по производству электрической энергии с использованием возобновляемых источников энергии, представлена таблице 57 и 58. Общая мощность по объектам генерации составит 47,213 МВт.

Таблица 57

Перечень
отобранных проектов строительства генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, по результатам конкурсных отборов, проведенных до 31.12.2020

Идентификационный номер	Наименование проекта строительства генерирующего объекта	Наименование организации	Планируемое (фактическое, если генерирующий объект введен в эксплуатацию) местонахождение генерирующего объекта	Планируемая (фактическая, если генерирующий объект введен в эксплуатацию) установленная генерирующая мощность генерирующего объекта, МВт	Вид генерирующего объекта	Величина капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности генерирующего объекта, руб./кВт	Срок возврата инвестиционного капитала	Базовый уровень нормы доходности	Год, в котором проект был отобран на конкурсном отборе по включению генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в схему развития электроэнергетики региона	Планируемая (фактическая, если генерирующий объект введен в эксплуатацию) дата ввода в эксплуатацию генерирующего объекта в соответствии с заявкой на участие в конкурсном отборе по включению генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в схему развития электроэнергетики региона	Дата, когда в отношении генерирующего объекта впервые установлена цена (тариф) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующем на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированный генерирующий объект и приобретаемую в целях компенсации потерь, - в отношении генерирующего объекта, который введен в эксплуатацию и в отношении которых установлена такая цена (тариф)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Строительство объекта электроэнергетики, функционирующего на основе использования газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов" на полигоне твердых коммунальных отходов "Ядрово"	Общество с ограниченной ответственностью "ЦМПТ"	Московская область, Волоколамский городской округ, полигон твердых коммунальных отходов "Ядрово"	4,268	Газопоршневая электростанция с использованием газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов	77410	7,75	12	2019	2019	-
2	Строительство объекта электроэнергетики, функционирующего на основе использования газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов" на полигоне твердых коммунальных отходов "Непейно"	Общество с ограниченной ответственностью "Чистая энергия"	Московская область, Дмитровский городской округ, городское поселение Деденево, вблизи деревни Дьяково, полигон твердых коммунальных отходов "Непейно"	1,067	Газопоршневая электростанция с использованием газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов	98000	7,75	12	2019	2019	-
3	Станция активной дегазации полигона ТКО "Торбеево" с электростанцией, работающей на свалочном газе	Общество с ограниченной ответственностью "Энергетика и технология"	Московская область, городской округ Люберцы, деревня Торбеево, владение 1, полигон твердых коммунальных отходов "Торбеево"	1,053 - 1 этап 2,106 - 2 этап	генерирующий объект, функционирующий на основе использования газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов	100593.22	7,4	12	2018	2020 - 1 этап 2020 - 2 этап	-
4	Блочная теплоэлектростанция, производящая электроэнергию из свалочного газа (БТЭС)	Общество с ограниченной с ответственностью "ЭКОКОМ"	Московская область, городской округ Балашиха, мкр. Салтыкова, стр. 2, полигон ТКО "Кучино"	3,159	газо-поршневая установка, работающая на свалочном газе	78286	6,2	12	2019	2021	-
5	Станция активной дегазации полигона ТБО "Царево" с электростанцией на свалочном газе	Общество с ограниченной ответственностью "Холдинговая компания ГИС Энерджи"	Московская область, городской округ Пушкинский, 1 км южнее села Царево на полигоне твердых коммунальных отходов "Царево"	0,95 - 1 этап 1,05 - 2 этап	генерирующий объект, функционирующий на основе использования газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов	1 этап - 95700 2 этап - 87600	7,4	12	2018	2019	-
6	Строительство объекта электроэнергетики, функционирующего на основе использования газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов на полигоне твердых коммунальных отходов "Съяново"	Общество с ограниченной ответственностью "Аггреко Евразия"	Московская область, городской округ Серпухов, в районе д. Съяново-1, полигон твердых бытовых отходов "Съяново"	0,995 - 1 этап 0,995 - 2 этап	Газопоршневая электростанция установленной мощностью 1,99 МВт с системой подготовки свалочного газа и повышающим трансформатором	98000	8	12	2019	2020 - 1 этап 2021 - 2 этап	-
7	Строительство объекта электроэнергетики, функционирующего на основе использования газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов на полигоне твердых коммунальных отходов "Кулаковский"	Общество с ограниченной ответственностью "Аггреко Евразия"	Московская область, городской округ Чехов, в 1,5 км к югу от г. Чехова в районе дер. Манушкино, полигон твердых коммунальных отходов "Кулаковский"	0,995 - 1 этап 0,995 - 2 этап	Газопоршневая электростанция установленной мощностью до 5 МВт с системой подготовки свалочного газа и повышающим трансформатором	98000	8	12	2019	2020 - 1 этап 2021 - 2 этап	-
8	Биогазовая станция "Тимохово"	Акционерное общество "Полигон Тимохово"	Московская область, Белгородский городской округ вблизи д. Тимохово, полигон твердых коммунальных отходов "Тимохово"	10	генерирующий объект, функционирующий на основе использования биогаза	90991,92	7,2	12	2020	2020	-

Таблица 58

Перечень
отобранных проектов строительства генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках

N	Участник отбора проектов	Место нахождения с указанием наименования муниципального образования и адрес юридического лица в соответствии со сведениями, содержащимися в ЕГРЮЛ	Основной государственный регистрационный номер	Наименование проекта строительства генерирующего объекта	Плановая дата ввода генерирующего объекта в эксплуатацию	Тип территории	Плановый объем установленной мощности генерирующего объекта, МВт	Плановый годовой объем производства электрической энергии (мощности) МВтч/год	Вид генерирующего объекта	Плановая величина стоимости производства одного мегаватт-часа электрической энергии (мощности) с учетом возврата инвестиционного капитала, руб./МВтч	Год проведения отбора проектов
1	Общество с ограниченной ответственностью "Комбинат"	место нахождения: Московская область, город Клин/юридический адрес: 141604, Московская область, г. Клин, ул. Горького, д. 2в, комната 1	1055003615150	Зеленая генерация на КПО "Алексинский карьер"	01.10.2022	технологически связанная с Единой энергетической системой России (Московская область)	4,233	30591,9	генерирующий объект, функционирующий на основе использования газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов	6439,5	2021
2	Непубличное акционерное общество "Риги"	место нахождения: Московская область, город Одинцово/юридический адрес: 143006, Московская область, г. Одинцово, ул. Белорусская, д. 1	1155032011837	Генерирующий объект, функционирующий на основе использования отходов производства и потребления "Мини-ТЭС Зарайск-2"	15.01.2023	технологически связанная с Единой энергетической системой России (Московская область)	4,1	35200	генерирующий объект, функционирующий на основе использования отходов производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива	6440,0	2021
3	Непубличное акционерное общество "Риги"	место нахождения: Московская область, город Одинцово/юридический адрес: 143006, Московская область, г. Одинцово, ул. Белорусская, д. 1	1155032011837	Генерирующий объект, функционирующий на основе использования отходов производства и потребления "Мини-ТЭС Рошаль-1"	15.01.2023	технологически связанная с Единой энергетической системой России (Московская область)	4,1	25600	генерирующий объект, функционирующий на основе использования отходов производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива	6440,0	2021
4	Непубличное акционерное общество "Риги"	место нахождения: Московская область, город Одинцово/юридический адрес: 143006, Московская область, г. Одинцово, ул. Белорусская, д. 1	1155032011837	Генерирующий объект, функционирующий на основе использования отходов производства и потребления "Мини-ТЭС Рошаль-2"	15.01.2023	технологически связанная с Единой энергетической системой России (Московская область)	4,1	35200	генерирующий объект, функционирующий на основе использования отходов производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива	6440,0	2021
5	Непубличное акционерное общество "Риги"	место нахождения: Московская область, город Одинцово/юридический адрес: 143006, Московская область, г. Одинцово, ул. Белорусская, д. 1	1155032011837	Генерирующий объект, функционирующий на основе использования отходов производства и потребления "Мини-ТЭС Зарайск-1"	15.01.2023	технологически связанная с Единой энергетической системой России (Московская область)	4,1	25600	генерирующий объект, функционирующий на основе использования отходов производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива	6440,0	2021

XV. Перспективные балансы мощности и электроэнергии энергосистемы Московской области на каждый год расчетного периода 2021 - 2026 годов для всех сценариев развития

В соответствии с прогнозируемыми уровнями роста нагрузки и вводами новых энергомощностей были сформированы балансы мощности по энергосистеме Московской области для трех вариантов прогноза электропотребления.

Балансы мощности энергосистемы Московской области на период 2021 - 2026 годов для базового, консервативного и регионального вариантов развития представлены в таблицах 59 - 61.

Таблица 59

Баланс мощности Московской области для базового варианта на перспективу до 2026 года, МВт

Наименование показателя	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
ПОТРЕБНОСТЬ
Максимум нагрузки энергосистемы Московской области	9185	9258	9323	9383	9455	9497
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на расчетный максимум	5703,6	6278,6	6278,6	6288,6	6288,6	6288,6
ГЭС, ГАЭС	1247,4	1247,4	1247,4	1247,4	1247,4	1247,4
ТЭС, в том числе:	4456,18	5031,18	5031,18	5041,18	5041,18	5041,18
электростанции промышленных предприятий	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1
ВИЭ	0	280	280	280	280	280
Сальдо переток (выдача (-)/прием (+)	-3481,5	-2979,5	-3044,5	-3094,5	-3166,5	-3208,5

Таблица 60

Баланс мощности Московской области для консервативного варианта на перспективу до 2026 года, МВт

Наименование показателя	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
ПОТРЕБНОСТЬ
Максимум нагрузки энергосистемы Московской области	9166	9198	9254	9293	9321	9380
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на расчетный максимум	5703,6	6278,6	6278,6	6288,6	6288,6	6288,6
ГЭС, ГАЭС	1247,4	1247,4	1247,4	1247,4	1247,4	1247,4
ТЭС, в том числе:	4456,2	5031,2	5031,2	5041,2	5041,2	5041,2
электростанции промышленных предприятий	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1
ВИЭ	0,0	280,0	280,0	280,0	280,0	280,0
Сальдо переток (выдача (-)/прием (+)	-3462,2	-2919,5	-2975,1	-3004,1	-3032,7	-3091,2

Таблица 61

Баланс мощности Московской области для регионального варианта на перспективу до 2026 года, МВт

Наименование показателя	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
ПОТРЕБНОСТЬ
Максимум нагрузки энергосистемы Московской области	9216	9279	9343	9485	9753	9942
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на расчетный максимум	5703,6	5629,3	5629,3	5639,3	6479,3	6479,3
ГЭС, ГАЭС	1247,4	1247,4	1247,4	1247,4	2087,4	2087,4
ТЭС, в том числе:	4456,2	4381,9	4381,9	4391,9	4391,9	4391,9
электростанции промышленных предприятий	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1	84,1
ВИЭ	0,0	280,0	280,0	280,0	280,0	280,0
Сальдо переток (выдача (-)/прием (+)	-3512,3	-3649,3	-3714,2	-3846,0	-3273,9	-3463,2

Энергосистема Московской области на весь рассматриваемый период до 2026 года остается дефицитной по мощности. В базовом варианте превышение максимума потребления над установленной мощностью оценивается 3481,5 МВт в 2021 году и 3208,5 МВт в 2026 году; в консервативном варианте - с 3462,2 МВт на уровне 2021 года и 3091,2 МВт в 2026 году. В региональном варианте превышение максимума потребления над установленной мощностью оценивается 3512,3 МВт в 2021 году и 3463,2 МВт в 2026 году.

Следует отметить, что возможность надежного энергоснабжения потребителей Московской области определяется балансом мощности не только самой области, но и всей энергосистемы города Москвы и Московской области, а также прогнозируемой пропускной способностью ее внешних связей.

Покрытие дефицита будет обеспечено из избыточных энергосистем ОЭС Центра. При этом видно, что суммарная пропускная способность внешних связей энергосистемы Московской области с ОЭС Центра позволяет покрыть дефицит мощности путем увеличения внешнего перетока, что, однако, не гарантирует отсутствие перегрузки отдельных связей. Однозначный вывод можно сделать только путем сопоставления пропускной способности каждой связи и максимального значения перетока по ней.

В таблицах 62 - 63 представлены балансы электрической энергии энергосистемы Московской области на период 2021 - 2026 годов для базового и консервативного вариантов электропотребления.

Таблица 62

Баланс электрической энергии по энергосистеме Московской области, млрд. кВтч. базовый вариант

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Потребность (потребление электрической энергии)	56,52	57,00	57,39	58,05	58,38	58,65
Покрытие	19,39	22,16	23,83	24,48	24,58	24,74
в том числе:
ГЭС	1,999	1,999	1,999	1,999	1,999	1,999
ТЭС, в том числе:	17,16	19,77	21,88	22,63	22,69	22,86
электростанции промышленных предприятий	0,23	0,23	0,23	0,23	0,23	0,23
ВИЭ (БиоТЭС)	0,00	1,26	1,26	1,26	1,26	1,26
Дефицит (-)/Избыток (+)	-37.13	-33.73	-32.02	-31.93	-32.20	-32.30

Таблица 63

Баланс электрической энергии по энергосистеме Московской области, млрд. кВтч. консервативный вариант

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Потребность (потребление электрической энергии)	56,41	56,64	56,99	57,52	57,59	57,96
Покрытие	19,39	23,26	25,37	26,12	26,18	26,35
в том числе:
ГЭС	1,999	1,999	1,999	1,999	1,999	1,999
ТЭС, в том числе:	17,16	18,67	20,33	20,99	21,09	21,25
электростанции промышленных предприятий	0,23	0,23	0,23	0,23	0,23	0,23
ВИЭ (БиоТЭС)	0,00	1,26	1,26	1,26	1,26	1,26
Дефицит (-)/Избыток (+)	-37,02	-33,38	-31,61	-31,40	-31,41	-31,61

Анализ представленных данных показывает, что баланс электрической энергии энергосистемы Московской области в базовом и консервативном вариантах складывается с сальдо-получением от смежных энергосистем на всю рассматриваемую перспективу. Получение электроэнергии энергосистемой Московской области в период 2021 - 2026 годов варьируется в диапазоне 31,9 - 37,13 млрд. кВтч (55 - 65,7% от собственного электропотребления) в базовом варианте и 31,41 - 37,02 млрд. кВтч (54,6 - 65,6%) в консервативном варианте.

В таблице 64 представлен баланс электрической энергии энергосистемы Московской области в период 2021 - 2026 годы для регионального варианта электропотребления.

Таблица 64

Баланс электрической энергии по энергосистеме Московской области, млрд. кВтч. региональный вариант

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Потребность (потребление электрической энергии)	56,70	57,12	57,51	58,66	60,14	61,28
Покрытие	19,96	22,32	24,28	26,11	27,77	29,05
в том числе:
ГЭС	1,999	1,999	1,999	1,999	2,499	2,999
ТЭС, в том числе:	17,71	18,82	20,78	22,61	23,77	24,55
электростанции промышленных предприятий	0,24	0,24	0,24	0,24	0,24	0,24
ВИЭ (БиоТЭС)	0,00	1,26	1,26	1,26	1,26	1,26
Дефицит (-)/Избыток (+)	-36,75	-34,80	-33,23	-32,54	-32,37	-32,23

Баланс электрической энергии энергосистемы Московской области в региональном варианте на всю рассматриваемую перспективу до 2026 года складывается с получением электрической энергии. Превышение потребности в электрической энергии над производством оценивается 32,23 - 36,75 млрд. кВтч (52,4 - 64,8% от электропотребления энергосистемы Московской области).

Энергосистема Московской области сможет получать недостающую мощность и электроэнергию из других энергосистем ОЭС Центра.

XVI. Развитие электрических сетей напряжением 110 (35) кВ и выше на каждый год расчетного периода 2021 - 2026 годов

16.1. Принципы и концепция построения и развития основных электрических сетей 110 кВ и выше энергосистемы Московской области

В настоящей работе при разработке схемы развития электрических сетей 110 кВ и выше на перспективу до 2026 года в основу положены основные принципы и концепция построения питающих и распределительных сетей:

- Схема основной электрической сети Московской области должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и иметь возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций;

- Схема выдачи мощности электростанции (независимо от типа и установленной мощности) при выводе в ремонт одной из отходящих от шин электростанции линии электропередачи, трансформатора, автотрансформатора связи или электросетевого элемента в прилегающей к электростанции электрической сети (единичная ремонтная схема) должна обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности с учетом отбора нагрузки на собственные нужды на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь) (принцип "n-1");

- 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 энергосистемы города Москвы и Московской области по принципу "n-1" не предусматривает использования ПА при отключении одного электросетевого элемента;

- Покрытие дефицита мощности и энергии энергосистемы города Москвы и Московской области за счет сооружения новых генерирующих источников в Московском регионе (ТЭС, 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;

- 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 энергосистеме города Москвы и Московской области имеются многочисленные связи напряжением 35-750 кВ (56 связей напряжением 35 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 городе 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 2021 - 2026 годов, проведено на основании анализа информации по вводу мощности на электростанциях и роста уровней нагрузок с учетом объема мощности по заключенным договорам об осуществлении технологического присоединения, находящимся на исполнении, 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 2021 - 2026 годов (в прогнозных ценах), год начала освоения инвестиций и годы вводов. Капитальные вложения на строительство электросетевых объектов напряжением 110(35) кВ и выше в рамках комплексной программы развития оценены в соответствии с "Укрупненными нормативами цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства", далее УНЦ (утверждены Приказом Минэнерго России от 17.01.2019 N 10). Оценка выполнена в ценах по состоянию на 01.01.2018 - дату, по состоянию на которую рассчитаны УНЦ.

Реализация мероприятий Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Московской области 2022-2026 предполагается к выполнению с учетом приоритетности ("узкие места в электрической сети", проект СиПР ЕЭС России 2021 - 2027 и объекты ТП) в сроки и объемы, определенные с учетом лимитов источника финансирования в проекте ИПР сетевых компаний.

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.

В связи с тем, что сеть 110 кВ в энергосистеме города Москвы и Московской области исчерпала функции системообразующей сети, то предполагаемые к вводу объекты 110 кВ должны обеспечивать, в основном, электроснабжение потребителей.

16.2. Предложения по включению новых центров питания и реконструкции электрических сетей 110(35) кВ и выше Московской области для базового варианта развития

Предложения по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше сформированы на основании материалов проекта Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы.

Годы ввода по объектам ПАО "Россети Московский регион" напряжением 35 - 110 кВ приняты согласно технической возможности собственника по реализации рассматриваемых мероприятий. В случае возникновения на подстанции недопустимой перегрузки оборудования, в филиалах ПАО "Россети Московский регион" разработаны программы повышения надежности, позволяющие в случае наступления аварийной ситуации на центрах питания ПАО "Россети Московский регион" напряжением 110(35) кВ и выше выполнить временную замену трансформаторов на трансформаторы из резервного фонда.

Включение дополнительных мероприятий в инвестиционную программу ПАО "Россети Московский регион" или корректировка сроков и объемов в соответствии с СиПР МО выполняется с учетом приоритетов, определенных в СиПР МО (энергорайоны с повышенной вероятностью выхода параметров режима за область допустимых значений, проект СиПР ЕЭС России 2021-2027 и объекты технологического присоединения), а также с учетом существующих лимитов финансирования и принятых тарифных решений.

16.2.1. Включение новых центров питания и реконструкция электрических сетей 110(35) кВ и выше на территории Восточных электрических сетей

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Восточных электрических сетей предлагается ввод новых и реконструкция следующих ПС и ЛЭП напряжением 110(35) кВ и выше в разрезе муниципальных образований Московской области.

Городской округ Балашиха

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ N 22 Кучино

В настоящее время на ПС 110 кВ Кучино установлены два трансформатора мощностью 20 МВА каждый напряжением 110/35/6 кВ (1962 и 1980 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная;

- ВЛ 110 кВ Некрасовка - Кучино.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Кучино - Черное I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Кучино - Минеральная II цепь;

- ВЛ 35 кВ Салтыковская I, II цепь.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Кучино за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 32,68 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 78% от номинальной мощности, Т-2 - 85%. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Кучино токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) составит 163% и превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московской регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Кучино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81 коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 5 МВт (3,9 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 36,7 МВА (183%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 29,36 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Техническими условиями на технологическое присоединение (далее - ТУ на ТП) к электрическим сетям ПАО "Россети Московской регион" энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 35 кВ Салтыковская) N И-17-00-112558/103 от 09.04.2018 предусмотрена замена существующих трансформаторов на трансформаторы напряжением 110/35/6 кВ мощностью по 63 МВА каждый.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных трансформаторов в послеаварийном режиме составит 58%, что не превышает ДДТН трансформатора.

Таким образом необходимо выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 20 МВА на 2 x 63 МВА с реализацией в 2026 году.

Также в соответствии с вышеуказанными техническими условиями предусмотрена замена ТТ МВ КВЛ 35 кВ Кучино - Салтыковская I и II цепь на ПС 110 кВ Кучино.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2026 год.

ПС 110/35/10/6 кВ N 419 Минеральная

В настоящее время на ПС 110 кВ Минеральная установлены два трансформатора мощностью по 63 МВА (Т-1 и Т-2) каждый напряжением 110/10/6 кВ (1993 и 1970 года ввода в эксплуатацию) и один трансформатор Т-3 мощностью 25 МВА напряжением 110/35/6 (1973 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Минеральная - Прогресс;

- ВЛ 110 кВ Кудиново - Минеральная с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Малаховка - Минеральная с отпайкой на ПС Овражки;

- ВЛ 110 кВ Минеральная - Некрасовка.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Минеральная - Черное.

При этом Т-3 подключен под один выключатель совместно с Т-2 со стороны ВН, к линии ВЛ 35 кВ Минеральная - Черное со стороны СН, обмотка НН 6 кВ не имеет электрической связи с РУ 6 кВ ПС 110 кВ Минеральная.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Минеральная в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 86,4 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 38% от номинальной мощности, Т-2 - 45%, Т-3 - 75%. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе - аварийное отключение трансформатора) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит: Т-1 - 114%, Т-2 - 114%, Т-3 - 75%, что не превышает ДДТН.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет Т-1 - 1,25, Т-2 - 1,115, Т-3 - 1,115.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 17,7 МВт (6,72 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 93,12 МВА, при этом загрузка Т-1 и Т-2 с учетом отбора мощности по ВЛ 35 кВ Минеральная - Черное (15,9 МВА по данным зимнего контрольного замера 2020 года) может составить 118%. Данная нагрузка подстанции превышает ДДТН трансформаторов Т-2.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Минеральная на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

С учетом объема мощности, подключаемого по ТУ на ТП и в соответствии с решениями протокола совещания ПАО "Россети Московский регион" от 27.11.2019 N 208 по выбору оптимальной компоновки ПС 110 кВ Минеральная рекомендуется замена трансформатора Т-3 на новый трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА с установкой его в отдельную ячейку 110 кВ (под отдельный выключатель) и возможностью резервирования по сети 10 кВ трансформаторов Т-1 и Т-2. При этом в случае перегрузки в послеаварийном режиме трансформатора Т-3 возможно отключение питания со стороны 35 кВ ПС 35 кВ Черное с переводом ее питания на ПС 110 кВ Кучино.

Также согласно утвержденным ТУ на ТП Филиала ООО "Главстрой-СПб специализированный застройщик" в Московской области к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-19-00-635506/125) для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (на напряжение 20 кВ) на ПС 110 кВ Минеральная планируется установка дополнительного трансформатора Т-4 напряжением 110/20 кВ мощностью 40 МВА (2022 год).

Для обеспечения пропускной способности КВЛ 110 кВ Каскадная - Минеральная до величины (ДДТН/АДТН) не менее 577/692 А при ТНВ -5 °C и не менее 543/543 А при ТНВ +25 °C в 2022 году необходимо выполнить замену ошиновки и ВЧ-заградителя на ПС 110 кВ Минеральная. Реализация данного мероприятия необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" энергопринимающих устройств ООО "Специализированный застройщик "Юг Столицы" N И-20-00-896496/125).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022 гг.

КВЛ 110 кВ Каскадная - Минеральная

После выполнения перезавода существующей ВЛ 110 кВ Минеральная - Некрасовка с ПС 110 кВ Некрасовка на ПС 500 кВ Каскадная с образованием новой КВЛ 110 кВ Каскадная - Минеральная необходимо выполнить реконструкцию новой КВЛ 110 кВ Каскадная - Минеральная с увеличением пропускной способности до величины (ДДТН/АДТН) не менее 577/692 А при ТНВ -5 °C и не менее 543/543 А при ТНВ +25 °C (ориентировочная протяженность 11,99 км), включая замену провода воздушного участка.

Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" энергопринимающих устройств ООО "Специализированный застройщик "Юг Столицы" N И-20-00-896496/125).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2022 год.

КВЛ 110 кВ Каскадная - Прогресс

После выполнения перезавода существующей ВЛ 110 кВ Прогресс - Некрасовка с ПС 110 кВ Некрасовка на ПС 500 кВ Каскадная с образованием новой КВЛ 110 кВ Каскадная - Прогресс необходимо выполнить реконструкцию новой КВЛ 110 кВ Каскадная - Прогресс с увеличением пропускной способности до величины (ДДТН/АДТН) не менее 659/720 А при ТНВ -5 °C и не менее 549/555 А при ТНВ +25 °C (ориентировочная протяженность 6,704 км), включая замену провода воздушного участка.

Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" энергопринимающих устройств ООО "Специализированный застройщик "Юг Столицы" N И-20-00-896496/125).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2022 год.

ПС 110/10 кВ N 696 Прогресс

В настоящее время на ПС 110 кВ Прогресс установлены два трансформатора мощностью по 25 МВА каждый напряжением 110/10/10 кВ (1999 и 1973 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Минеральная - Прогресс;

- ВЛ 110 кВ Прогресс - Некрасовка.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Прогресс за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 38,5 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 77% от номинальной мощности, Т-2 - 77%. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Прогресс токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) составит 154%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Прогресс на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81 коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Для снятия существующих перегрузок, а также и в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания, рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 30,8 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА с реализацией в 2026 году.

Также согласно утвержденными ТУ на ТП энергопринимающих устройств Филиала ООО "Главстрой-СПб специализированный застройщик" в Московской области к сетям ПАО "Россети Московский регион" N И-19-00-635506/125 для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (по напряжению 20 кВ) на ПС 110 кВ Прогресс планируется установка дополнительного трансформатор Т-3 напряжением 110/20 кВ мощностью 40 МВА (2022 год).

Для обеспечения пропускной способности КВЛ 110 кВ Каскадная - Прогресс до величины (ДДТН/АДТН) не менее 659/720 А при ТНВ -5 °C и не менее 549/555 А при ТНВ +25 °C необходимо выполнить замену ошиновки, выключателя, трансформатора тока и ВЧ-заградителя на ПС 110 кВ Прогресс в 2022 году. Реализация данного мероприятия необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" энергопринимающих устройств ООО "Специализированный застройщик "Юг Столицы" N И-20-00-896496/125).

Организация, ответственная за реализацию мероприятий - ПАО "Россети Московский регион".

Богородский городской округ

Объекты реконструкции 500 кВ

ПС 500/220/110/10 кВ N 504 Ногинск

Площадка ПС 500/220/110 кВ Ногинск расположена около г. Ногинск Московской области. Подстанция Ногинск является частью Московского кольца 500 кВ и системообразующей сети ОЭС Центра.

В настоящее время продолжается реконструкция ПС 500 кВ Ногинск. Реконструкция ПС 500/220/110 кВ Ногинск предполагает установку на подстанции:

- 2 автотрансформаторов напряжением 500/220/10 кВ мощностью 500 МВА каждый (планируются к установке в 2021 г.);

- 4 автотрансформаторов напряжением 220/110/10 кВ мощностью 250 МВА каждый (два автотрансформатора напряжением 220/110/10 кВ мощностью 250 МВА каждый введены в работу в 2016 году), оставшиеся два автотрансформатора планируются к установке в 2023 г.);

- 2 трансформаторов напряжением 220/10 кВ мощностью 100 МВА каждый (планируются к установке в 2023 г.).

Схема РУ на стороне 500 кВ "трансформатор-шины" с полуторным присоединением трех существующих линий 500 кВ:

- ВЛ 500 кВ Ногинск - Каскадная;

- ВЛ 500 кВ Ногинск - Владимирская;

- КВЛ 500 кВ 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 (КРУЭ 220 кВ введено в работу в 2016 году). К шинам 220 кВ присоединены семь линий:

- ВЛ 220 кВ Ногинск - Руднево;

- КВЛ 220 кВ ЦАГИ - Ногинск;

- КВЛ 220 кВ ГРЭС-3 - Ногинск II цепь;

- ВЛ 220 кВ Ногинск - Шибаново;

- ВЛ 220 кВ ГРЭС-3 - Ногинск I цепь;

- ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Ногинск;

- КВЛ 220 кВ Ногинск - Дальняя.

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 четырнадцать линий:

- ВЛ 110 кВ Ногинск - Боровое I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Ногинск - Истомкино I, II цепь (Истомкинские);

- ВЛ 110 кВ Ногинск - Дуговая II, III цепь;

- ВЛ 110 кВ Ногинск - Затишье I цепь (ВЛ 110 кВ Затишье Северная);

- ВЛ 110 кВ Ногинск - Затишье II цепь (ВЛ 110 кВ Затишье Южная);

- ВЛ 110 кВ Ногинск - Электросталь I, II цепь (Краматорские);

- ВЛ 110 кВ Ногинск - Монино с отпайкой на ПС Ельня;

- ВЛ 110 кВ Ногинск - Черноголовка с отпайкой на ПС Глухово;

- ВЛ 110 кВ Ногинск - Шерна с отпайкой на ПС Захарово;

- ВЛ 110 кВ Ногинск - Шульгино. Включение новых центров питания и реконструкция электрических сетей 110(35) кВ и выше на территории Западных электрических сетей.

В РУ 110 кВ предусмотрено две резервные ячейки.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "ФСК ЕЭС".

Срок окончания реконструкции - 2021, 2023 год.

Данное мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов и планируется в 2021, 2023 году.

Новое строительство 110 кВ

ПС 110 кВ Машзавод

Для обеспечения возможности подключения новых потребителей Богородского г.о. сооружается ПС 110/6 кВ Машзавод.

На подстанции планируется установка двух трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА напряжением 110/6 кВ. Подключение к сети 110 кВ будет осуществлено путем строительства КВЛ 110 кВ Ногинск - Машзавод I, II цепь (2 x 5 км) с пропускной способностью не менее 250 А при ТНВ -5 °C.

На данный объект выданы технические условия от 16.09.2013 на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" энергопринимающих устройств ПАО "Машиностроительный завод" (ГПП 110 кВ Машзавод), с изменениями от 28.05.2016 и 11.03.2019.

Организация, ответственная за реализацию проекта - Инвестор.

Срок реализации Мероприятия - 2022 год.

ПС 110/10 кВ Борилово

Для обеспечения возможности подключения к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" энергопринимающих устройств ООО "Ногинский Тепловой Центр" согласно утвержденным ТУ на ТП от 14.07.2017 N 58-08/11 сооружается ПС 110 кВ Борилово.

На подстанции планируется установка трансформатора мощностью 16 МВА напряжением 110/10 кВ. Подключение к сети 110 кВ будет осуществлено путем сооружения отпайки от ВЛ 110 кВ Истомкино - Монино с пропускной способностью не менее 120 А (0,5 км) до вновь сооружаемой ПС 110 кВ Борилово с образованием ЛЭП 110 кВ Истомкино - Монино с отпайкой на ПС Борилово.

Организация, ответственная за реализацию проекта - Инвестор.

Срок реализации Мероприятия - 2022 год.

ПС 110 кВ Аксеново

Для обеспечения выдачи мощности объекта генерации ООО "АГК-1" в Богородском г.о., работающего на возобновляемых источниках энергии, установленной мощностью 70 МВт предполагаются сооружение ПС 110 кВ Аксеново с установкой трансформаторов 110/10 кВ мощностью 80 МВА, 110/10 кВ мощностью 16 МВА, 10/10 кВ мощностью 16 МВА.

Сооружение ПС 110 кВ Аксеново предусмотрено технические условия от 27.08.2018 N И-18-00-996782/102 на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион".

Подключение к сети 110 кВ будет осуществлено путем сооружения заходов ВЛ 110 кВ Тимохово - Булгаково II цепь (2 x 2,9 км) с образованием ВЛ 110 кВ Тимохово - Аксеново и ВЛ 110 кВ Аксеново - Булгаково.

Организация, ответственная за реализацию проекта в части сооружения подстанции - ООО "АГК-1", в части сооружения ЛЭП - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2022 год.

Мероприятие по вводу в работу объекта генерации ООО "АГК-1" (ТЭС Аксеново) предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов и планируется в 2022 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ N 100 Купавна

В настоящее время на ПС 110 кВ Купавна установлены три трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по 5,6 МВА каждый напряжением 35/6 кВ (1966 и 1965 года ввода в эксплуатацию), и Т-3 мощностью 16 МВА напряжением 110/35 кВ (1990 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена отпайкой от ВЛ 110 кВ Кудиново - Минеральная с отпайкой на ПС Купавна;

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Кудиново - Купавна I цепь;

- ВЛ 35 кВ Кудиново - Купавна II цепь с отпайкой.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81 коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет для Т-3 - 1,115.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1, Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Купавна зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 7,46 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 46% от номинальной мощности, Т-2 - 88%, Т-3 - 62%. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Купавна токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) составит 133%, что превышает ДДТН. Так как трансформатор Т-3 отличен от Т-1 и Т-2 классом напряжений, аварийное отключение Т-3 не утяжелит режим Т-1(2) и наоборот.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 0,85 МВА на другие центры питания, что снизит загрузку подстанции до величины 6,61 МВА.

С учетом схемно-режимного Мероприятия (далее - СРМ) по переводу нагрузки на другие центры питания загрузка Т-1(2) может составить 118%, что превышает ДДТН.

Для предотвращения превышения ДДТН при аварийном отключении одного из трансформаторов Т-1 или Т-2 планируется подключение обмотки 6 кВ трансформатора Т-1 110/35/6 к РУ 6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Предлагаемый срок реализации - 2021 год.

ПС 110/10 кВ N 21 Афанасово

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу XVIII) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. на СМВ 110 кВ ПС 110 кВ Афанасово выше отключающей способности выключателя. В 2021 году на ПС 110 кВ Афанасово необходимо заменить СМВ 110 кВ на выключатель с отключающей способностью не менее 25 кА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "РЖД".

Окончание реконструкции - 2021 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10/6 кВ N 10 Красный угол

(подстанция расположена на территории Владимирской области, но служит для электроснабжения потребителей Московской области)

В настоящее время на ПС 35 кВ Красный угол установлены четыре трансформатора: Т-1 мощностью 1,8 МВА напряжением 35/6 кВ (1959 года ввода в эксплуатацию), Т-2 мощностью 3,2 МВА напряжением 35/6 кВ (1956 года ввода в эксплуатацию), Т-3 мощностью по 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ (1957 года ввода в эксплуатацию) и Т-4 мощностью по 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ (1957 года ввода в эксплуатацию, нормально отключен).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Красный угол - Мележи;

- ВЛ 35 кВ Васютино - Красный угол;

- ВЛ 35 кВ Дубки - Красный угол.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1, Т-2 и Т-3 составляет 1,05.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Красный угол в режимный день зимнего максимума 18.12.2019 составила 4,64 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 96% от номинальной мощности, Т-2 - 34%, Т-3 - 46%. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе) максимальная загрузка Т-1 составит 157%, Т-2 - 88%, Т-3 - 46%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Красный угол на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки Т-1, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции планируется провести замену трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью 4 МВА напряжением 35/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2024 год.

ПС 35/10 кВ N 120 Храпуново

В настоящее время на ПС 35 кВ Храпуново установлены два трансформатора: трансформатор Т-1 и Т-2 мощностью 3,2 МВА напряжением 35/6 кВ (1967 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Храпуново - Кудиново;

- ВЛ 35 кВ Ельня - Храпуново.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Храпуново зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 3,82 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 77% от номинальной мощности, Т-2 - 47%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1(2) - 124%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Полбино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 2,2 МВт (0,49 МВА с учетом коэффициентов реализации) к ПС 35 кВ Храпуново. Перспективная нагрузка данной подстанции может составить 4,3 МВА (134%) и превысит ДДТН.

Для снятия существующих перегрузок, а также и в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания, рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 на трансформаторы мощностью 2 x 6,3 МВА в 2026 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2026 год.

Городской округ Воскресенск

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 110 кВ Свистягино

Для обеспечения выдачи мощности объекта генерации ООО "АГК-1", работающего на возобновляемых источниках энергии, установленной мощностью 70 МВт предполагаются следующие Мероприятия:

- сооружение ПС 110 кВ Свистягино с РУ 110 кВ по схеме 110-5АН Заход - выход с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов;

- установка на ПС 110 кВ Свистягино трансформаторов: 110/10 кВ мощностью 80 МВА, 110/10 кВ мощностью 16 МВА, 10/10 кВ мощностью 16 МВА;

- строительство заходов от ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка до РУ 110 кВ с пропускной способностью не менее 581 А при ТНВ -5 °C (маркой провода АС-150) с образованием новых ВЛ 110 кВ Крутыши - Свистягино и ВЛ 110 кВ Свистягино - Сетовка, протяженностью - 2 x 8,35 км.

Сооружение ПС 110 кВ Свистягино выполняется в соответствии с техническими условиями от 17.07.2018 N И-18-00-974080/102 на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион". Организация, ответственная за реализацию проекта - Инвестор (ООО "АГК-1") в части сооружения ПС 110 кВ Свистягино, ПАО "Россети Московский регион" в части строительства заходов ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка.

Срок реализации Мероприятия по сооружению ПС 110 кВ Свистягино - 2021 год.

Срок ввода в эксплуатацию ТЭС Свистягино - 2022 год.

Мероприятие по вводу в работу объекта генерации ООО "АГК-1" (ТЭС Свистягино) предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов со сроком выполнения 2022 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ВЛ 110 кВ Пески - Фабричная

ВЛ 110 кВ Пески - Фабричная протяженностью 23,1 км выполнена проводами АС-150 и находится в эксплуатации с 1933 года (срок службы - 87 лет). Пропускная способность линии составляет 581 А при ТНВ -5 °C.

Согласно Акту-заключению по результатам технического освидетельствования ВЛ 110 кВ Пески - Фабричная, проведенном на основании приказа N 188 от 25.02.2015, были выявлены элементы ВЛ, имеющие дефекты. На основании Акта технического обследования ВЛ 110 кВ Пески - Фабричная б/н от 02.02.2016 была составлена дефектная ведомость на капитальный ремонт линии, предполагающий замену дефектных опор N 72-109 на многогранные, линейной арматуры и подвесных изоляторов.

Предполагается замена опор и замена провода (ориентировочной протяженностью 6,1 км), увеличения пропускной способности не требуется.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2024 год.

Городской округ Егорьевск

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ N 365 Полбино

В настоящее время на ПС 35 кВ Полбино установлены два трансформатора: трансформатор Т-1 мощностью 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ и Т-2 мощностью 2,5 МВА напряжением 35/10 кВ (1953 и 1975 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Полбино - Двойня;

- ВЛ 35 кВ Радовицы - Полбино.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Полбино за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 4,03 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 38% от номинальной мощности, Т-2 - 112%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1 - 126%, Т-2 - 161%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Полбино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции, рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 на трансформаторы мощностью 2 x 4 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

ВЛ 110 кВ Бакунино - Суворово

(ЛЭП проходит по территории г.о. Коломна и г.о. Воскресенск)

ВЛ 110 кВ Бакунино - Суворово протяженностью 12,8 км выполнена проводом М-70 и находится в эксплуатации с 1930 года (срок службы - 90 лет). Пропускная способность линии составляет 435 А при ТНВ -5 °C.

Согласно Акту-заключению по результатам технического освидетельствования ВЛ 110 кВ Бакунино - Суворово, проведенном на основании приказа N 327 от 03.03.2014, были выявлены элементы ВЛ, имеющие дефекты. На основании Акта технического обследования ВЛ 110 кВ Бакунино - Суворово б/н от 02.02.2016 была составлена дефектная ведомость на капитальный ремонт линии, предполагающий замену дефектных опор N 1-72 на многогранные, линейной арматуры и подвесных изоляторов.

Предполагается замена опор и провода без увеличения пропускной способности. Протяженность реконструируемого участка - 13,16 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2024 год.

ПС 110/35/6 кВ N 703 Туменская

В настоящее время на ПС 110 кВ Туменская установлены два трансформатора мощностью 10 и 6,3 МВА напряжением 110/10/6 кВ (1969 и 1983 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 110 кВ Туменская - Яганово;

- ВЛ 110 кВ Туменская - Суворово.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115 для Т-1 и Т-2.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Туменск зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 9,07 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 41% от номинальной мощности, Т-2 - 79%. При аварийном отключении Т-1 ПС 110 кВ Туменская токовая загрузка оставшегося в работе Т-2 составит 142% и превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московской регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Кучино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 7,25 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 10 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

Орехово-Зуевский городской округ

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ N 636 Пичурино

В настоящее время на ПС 35/6 кВ Пичурино установлены два трансформатора мощностью 3,2 МВА напряжением 35/6 кВ (1950 и 1949 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена при помощи ВЛ 35 кВ Егорьевск - Пичурино с отпайкой на ПС Тепличная I, II цепь.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1, Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Пичурино за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 4,55 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 81% от номинальной мощности, Т-2 - 61%. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе - аварийное отключение трансформатора) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1 - 142%, Т-2 - 145%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Пичурино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 на трансформаторы мощностью 2 x 6,3 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

городской округ Павловский Посад

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ N 199 Дубки

В настоящее время на ПС 35 кВ Дубки установлены три трансформатора: трансформатор Т-1 и Т-2 мощностью 1,8 МВА напряжением 35/6 кВ и Т-3 мощностью 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ (1952, 1950 и 1953 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Дубки - Красный Угол;

- ВЛ 35 кВ ГРЭС-3 - Дубки.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1, Т-2 и Т-3 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Дубки зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 2,58 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 57% от номинальной мощности, Т-2 - 59%, Т-3 - 16%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1 - 116%, Т-2 - 116%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Полбино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 на трансформаторы мощностью 2 x 4 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

городской округ Реутов

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 220/110/10 кВ N 212 Восточная

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу XVII) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. (при коротком замыкании за выключателем присоединения) на выключателях АТ-1 ПС 220 кВ Восточная, КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I, II цепь и КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная превышают отключающую способность установленных выключателей 110 кВ ПС 220 кВ Восточная. Данные выключатели необходимо заменить на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА в 2022 (3 шт.) и в 2023 году (1 шт. - на присоединении КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная).

Кроме того, по Предписанию N 55-рп/П-2014 от 06.06.2014 Ростехнадзора не удовлетворяют условиям работы по отключающей способности токов коротких замыканий выключатели на ПС N 212 "Восточная": МВ 110 кВ АТ-1, МВ 110 кВ АТ-2, МВ 110 кВ АТ-3, СМВ 110 кВ, ШСМВ 1 секц. 110 кВ, МВ ВЛ 110 кВ Измайловская I, МВ ВЛ 110 кВ Измайловская II, МВ ВЛ 110 кВ Вешняковская Сев., МВ ВЛ 110 кВ Вешняковская Юж., МВ ВЛ 110 кВ Кучинская с отп., МВ ВЛ 110 кВ Некрасовка Восточная с отпайкой, МВ ВЛ 110 кВ Реутовская Б, МВ ВЛ 110 кВ Реутовская А, МВ ВЛ 110 кВ Восточная - Черкизово I, МВ ВЛ 110 кВ Восточная - Черкизово II.

Необходима реконструкция ОРУ 110 кВ с заменой всех выключателей с недостаточной отключающей способностью, в связи с ростом токов короткого замыкания в сети.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2022, 2023 годы.

Городской округ Фрязино

Объекты реконструкции 35 кВ

ВЛ 35 кВ Фрязино - Глебово - Голубино - Горелово

(транзит проходит по территории г.о. Фрязино, Богородского г.о. и г.о. Щелково)

ВЛ 35 кВ Фрязино - Глебово протяженностью 18,3 км выполнена проводами марки АС-95, находится в эксплуатации с 1952 года. Пропускная способность линии составляет 230 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная загрузка линии в режимный день 16.12.2020 составила 160 А (80% от I. доп.).

ВЛ 35 кВ Глебово - Голубино протяженностью 8,5 км выполнена проводами марки АС-50, находится в эксплуатации с 1952 года. Пропускная способность линии составляет 150 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная загрузка линии в режимный день 16.12.2020 составила 60 А (40% от I. доп.).

ВЛ 35 кВ Голубино - Горелово протяженностью 14,1 км выполнена проводами марки АС-50, находится в эксплуатации с 1952 года. Пропускная способность линии составляет 150 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная загрузка линии в режимный день 16.12.2020 составила 40 А (27% от I. доп.).

Требуется реконструкция транзита ВЛ 35 кВ Фрязино - Глебово - Голубино - Горелово (40,9 км) в связи со значительным износом (ИТС 47) без увеличения пропускной способности.

Результаты технического освидетельствования ЛЭП приведены в технических отчетах N 560/17, N 561/17 от 05.09.2017, ведомости измерений коррозийного износа металлических опор и ведомости дефектов ВЛ 35 кВ Глебово - Голубино, ВЛ 35 кВ Голубино - Горелово, ВЛ 35 кВ Фрязино - Глебово. Рекомендован перечень работ, необходимых для устранения дефектов, включающий замену опор и провода.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2026 год.

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года намечается строительство 4 электроподстанций с высшим напряжением 110 кВ и выше:

- 2 ПС 110 кВ - ООО "АГК-1";

- 2 ПС 110 кВ - Инвестор.

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года суммарный ввод мощности новых подстанций составит 288 МВА, в том числе:

- ПС 110 кВ - 288 МВА:

96 МВА - Инвестор;

192 МВА - ООО "АГК-1".

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года намечается строительство 33 км ЛЭП 110 кВ, в том числе:

- 22,5 км - ПАО "Россети Московский регион";

- 10,5 км - Инвестор.

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года намечается реконструкция 26 электроподстанций напряжением 110(35 кВ) и выше, в том числе:

- 1 ПС 500 кВ - ПАО "ФСК ЕЭС";

- 1 ПС 220 кВ - ПАО "Россети Московский регион";

- 1 ПС 110 кВ - ОАО "РЖД";

- 16 ПС 110 кВ - ПАО "Россети Московский регион";

- 8 ПС 35 кВ - ПАО "Россети Московский регион".

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года суммарный ввод мощности реконструируемых подстанций составит 2101,6 МВА, в том числе:

- ПС 500 кВ - 1700 МВА - ПАО "ФСК ЕЭС";

- ПС 110 кВ - 353 МВА - ПАО "Россети Московский регион";

- ПС 35 кВ - 48,6 МВА - ПАО "Россети Московский регион".

На территории Восточных электрических сетей на период до 2026 года планируется провести реконструкцию 78,854 км ЛЭП, в том числе:

- ЛЭП 110 кВ - 37,954 км (ПАО "Россети Московский регион");

- ЛЭП 35 кВ - 40,9 км (ПАО "Россети Московский регион").

Разработана схема электрических соединений сети 110 кВ и выше Восточных электрических сетей на перспективу до 2026 года с выделением по опорным годам.

Данные по вводам и реконструкции объектов 110 кВ и выше на территории Восточных электрических сетей и необходимых для этого инвестициях приведены в приложении 6, в таблице 65 приведены сводные данные для объектов 220 кВ и ниже.

Таблица 65

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и ниже территории восточных электрических сетей

Наименование	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
новое строительство
ЛЭП 220 кВ, км
ЛЭП 110 кВ, км	16,7	16,3
ЛЭП 35 кВ, км
ПС 220 кВ, МВА
ПС 110 кВ, МВА	96	192
ПС 35 кВ, МВА
Реконструкция
ЛЭП 220 кВ, км
ЛЭП 110 кВ, км	11,99	6,704		19,26
ЛЭП 35 кВ, км						40,9
ПС 220 кВ, МВА
ПС 110 кВ, МВА	80	40				233
ПС 35 кВ, МВА		12	8	28,6

16.2.2. Включение новых центров питания и реконструкция электрических сетей 110(35) кВ и выше на территории Западных электрических сетей

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Западных электрических сетей предлагается ввод новых и реконструкция следующих ПС и ЛЭП напряжением 110(35) кВ и выше в разрезе муниципальных образований Московской области.

Волоколамский городской округ

Объекты нового строительства 110 кВ

Заходы ВЛ 110 кВ Грибово - Сычи на ПС 110/10/6 кВ Панфиловская

ВЛ 110 кВ Грибово - Сычи протяженностью 27,46 км выполнена проводом марки АС-150 и находится в эксплуатации с 1988 года. Пропускная способность линии составляет 581 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Грибово - Сычи в режимный день максимума нагрузки 16.12.2020 составила 54 А (9% от Iдоп. = 581 А при ТНВ -5 °C).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств Администрации Волоколамского муниципального района Московской области к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-18-00-105317/102) планируется сооружение заходов ВЛ 110 кВ Грибово - Сычи на ПС 110/10/6 кВ Панфиловская (ориентировочная протяженность 21,2 км) с пропускной способностью не менее 581 А при ТНВ -5 °C с образованием ЛЭП 110 кВ Грибово - Панфиловская и ЛЭП 110 кВ Панфиловская - Сычи.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Предполагаемый ввод объекта - 2023 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена

ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена протяженностью 21,09 км выполнена проводом марки АС-150 и находится в эксплуатации с 1957 года. Последняя реконструкция проведена в 2007 году. Пропускная способность линии составляет 581 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена в режимный день максимума нагрузки 18.12.2019 составила 292 А (58% от Iдоп. = 500 А при ТНВ -5 °C).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Румянцево) к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-18-00-933630/103) планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена (протяженность реконструируемого участка 20,4 км) с увеличением пропускной способности до величины не менее 620 А при ТНВ -5 °C (протяженность реконструируемого участка 20,4 км), включая замену разъединителя, трансформатора тока, ВЧ-заградителя на ПС 110 кВ Чисмена.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион" и ОАО "РЖД".

Предполагаемый ввод объекта - 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ N 407 Осташево

В настоящее время на ПС 35 кВ Осташево установлены два трансформатора: Т-1 мощностью 4 МВА и Т-2 мощностью 3,2 МВА напряжением 35/10 кВ каждый (1976 и 1963 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Осташево - Федосьино I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Спас - Осташево;

- ВЛ 35 кВ Лидино - Осташево.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35/10 кВ Осташево за последние три года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 6,4 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 95% от номинальной мощности, Т-2 - 83%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1 - 161%; Т-2 - 201%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Осташево на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,9 МВт (0,42 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 6,82 МВА, при этом загрузка Т-1 и Т-2 может составить 170% и 213% от номинальной мощности. Данная нагрузка подстанции превышает ДДТН трансформаторов Т-2.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 на трансформаторы мощностью 2 x 10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2026 год.

ПС 220/20 кВ Назарьево

Согласно утвержденным ТУ на ТП (от 19.04.2017 с изменениями от 21.11.2018) ООО "АкваСтройТЭК" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" для электроснабжения потребителей предполагается строительство ПС 220/20 кВ Назарьево (I этап).

На подстанции предполагается установка двух трансформаторов напряжением 220/20 кВ мощностью по 100 МВА каждый оснащенные устройствами РПН с сооружением заходов ВЛ 220 кВ Радищево - Луч с пропускной способностью не менее 1064 А при ТНВ -5 °C (ориентировочной протяженностью 2 x 1 км) с образованием новых ЛЭП 220 кВ Радищево - Назарьево I цепь и ЛЭП 220 кВ Назарьево - Луч, а также ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево с пропускной способностью не менее 1064 А при ТНВ -5 °C (ориентировочной протяженностью 2 x 1 км) с образованием новых ЛЭП 220 кВ Радищево - Назарьево II цепь и ЛЭП 220 кВ Назарьево - Шмелево.

На данный объект выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС".

Организация, ответственная за реализацию проекта:

- в части строительства подстанции - ООО "АкваСтройТЭК";

- в части сооружения заходов ЛЭП - ПАО "ФСК ЕЭС".

Срок реализации Мероприятия - 2021 год.

Выполнение мероприятий в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов планируется в 2021 году.

Объекты нового строительства 110 кВ

ЛЭП 110 кВ Луч - Ядрошино

По результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI) для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области требуется выполнить:

- сооружение ВЛ 110 кВ Луч - Ядрошино с пропускной способностью не менее 450 А для ТНВ +25 °C. Протяженность линии - 11,884 км.

Кроме того, данное Мероприятие предусмотрено утвержденными ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Развитие" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-16-00-989336/125).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2022 год.

ВЛ 110 кВ Луч - Духанино

Согласно техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Манихино) к электрическим сетям к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-19-00-729256/103) предусматривается сооружение ВЛ 110 кВ Луч - Духанино (ориентировочной протяженностью 5,8 км) с пропускной способностью не менее 450 А для ТНВ +25 °C.

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2026 год.

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110/10 кВ N 475 Луч

В настоящее время на ПС 220/110/10 кВ Луч установлены два автотрансформатора мощностью 2 x 125 МВА напряжением 220/110/10 кВ (оба 1987 года ввода в эксплуатацию) и два трансформатора мощностью 2 x 20 МВА напряжением 110/35/6 кВ (оба 1964 года ввода в эксплуатацию).

К сети 220 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 220 кВ Луч - Шмелево;

- ВЛ 220 кВ Радищево - Луч.

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Луч - Полянка;

- ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская.

Реконструкцией предусматривается замена двух существующих автотрансформаторов 2 x 125 МВА на два автотрансформатора напряжением 220/110/10 кВ мощностью по 2 x 200 МВА, установка двух трансформаторов 220/10-10 кВ мощностью по 2 x 125 МВА, установка 2 трансформаторов 10/6 кВ мощностью 2 x 25 МВА и демонтаж 2 существующих трансформаторов 110/6 кВ мощностью 2 x 20 МВА. В РУ 110 кВ предполагается сооружение двух линейных ячеек 110 кВ для присоединения ВЛ 110 кВ Луч - Ядрошино (срок реализации - 2022 год) и ВЛ 110 кВ Луч - Духанино (срок реализации - 2022 год).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "ФСК ЕЭС".

Срок реализации Мероприятия - 2022, 2024 год.

Мероприятие по замене автотрансформаторов и установке нагрузочных трансформаторов на ПС 220 кВ Луч предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов и планируется в 2022 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10/6 кВ N 551 Пернатово

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10/6 кВ мощностью по 25 МВА каждый (1981 и 1989 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская;

- ВЛ 110 кВ Ядрошино - Пернатово.

Для обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Развитие" к сетям ПАО "Россети Московский регион" согласно утвержденным ТУ на ТП (N И-16-00-989336/125) на ПС 110 кВ Пернатово предполагается замена установленных трансформаторов напряжением 110/10/6 кВ мощностью по 2 x 25 МВА на два трансформатора мощностью 2 x 63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2022 год.

ПС 110/10 кВ N 802 Духанино

В настоящее время на ПС 110 кВ Духанино установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 2 x 10 МВА (1965 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединяется следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Дедово - Духанино;

- ВЛ 110 кВ Духанино - Манихино.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Максимальная нагрузка ПС 110 кВ Духанино за последние три года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 12,76 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 72% от номинальной мощности, Т-2 - 54%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 133%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Духанино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 22 МВт (6,4 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 19,16 МВА (192%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 15,3 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 16 МВА.

Рекомендуется в 2024 г. выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА.

Также для возможности подключения вновь сооружаемой ВЛ 110 кВ Луч - Духанино (согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Манихино) к электрическим сетям к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-19-00-729256/103) необходимо выполнить реконструкцию ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Духанино с установкой дополнительной ячейки 110 кВ в 2024 г.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2024 гг.

КВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода

КВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода протяженностью 10,48 км выполнена проводом АС-150 и кабелем 2XS(FL)2Y 1 x 1200, находится в эксплуатации с 1958 года. Допустимый ток по проводу составляет 581 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода в зимний режимный день 16.12.2020 составляет 46% (268 А).

Согласно техническим условиям на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Ронд" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-17-00-946887/125) и техническим условиям на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-19-00-984423/103) требуется реконструкция КВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода с увеличением пропускной способности до величины не менее 794 А для ТНВ -5 °C путем замены провода (ориентировочная протяженность 9,424 км).

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2024 год.

ВЛ 110 кВ Румянцево - Ядрошино

ВЛ 110 кВ Румянцево - Ядрошино протяженностью 8,39 км выполнена проводом марки АС-150 и находится в эксплуатации с 1958 года. Пропускная способность линии составляет 500 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Румянцево - Ядрошино в режимный день максимума нагрузки 16.12.2020 составила 151 А (30% от I.доп. = 500 А при ТНВ -5 °C).

Планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Румянцево - Ядрошино в связи с выполнением пункта 3.1.15 акта Ростехнадзор N 1 расследования причин аварии, произошедшей 26.12.2010 ("ледяной дождь") в части разработки программы реконструкции ВЛ 35 кВ и выше, находящихся в эксплуатации свыше 50 лет. Протяженность реконструируемого участка 8,45 км. Замена провода с увеличением пропускной способности не требуется.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Предполагаемый ввод объекта - 2026 год.

АОПО ВЛ 110 кВ Полянка - Манихино на ПС 110 кВ Полянка

По результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI) Для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области в режимах летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °C) необходима установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Полянка - Манихино на ПС 110 кВ Полянка, действующего на отключение нагрузки в районе ПС 110 кВ Румянцево и ПС 110 кВ Ядрошино в объеме 24 МВт.

Срок реализации мероприятий - 2021 год.

ПС 110/35/6 кВ N 423 Румянцево

В настоящее время на ПС 110 кВ Румянцево установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по 15 МВА каждый напряжением 110/35/10 кВ (1959 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединяется следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Румянцево - Чисмена с отпайкой на ПС Давыдково;

- ВЛ 110 кВ Румянцево - Ядрошино.

К сети 35 кВ подстанция присоединяется следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Румянцево - Петровская I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Румянцево - Устиново с отпайкой на ПС Никольское;

- ВЛ 35 кВ Румянцево - Никольская.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет для Т-1 и Т-2 - 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Румянцево зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 20,64 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 55% от номинальной мощности, Т-2 - 78%. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Румянцево токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) составит 133%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Румянцево на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 13,07 МВт (9,74 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 30,37 МВА (202%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 24,3 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

Техническим условиям на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-18-00-933630/103 от 21.06.2018) предусмотрена замена на ПС 110 кВ Румянцево 2 существующих трансформаторов напряжением 110/35/10 кВ мощностью 15 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый.

Таким образом необходимо выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 15 МВА на 2 x 40 МВА с реализацией в 2022 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "РЖД".

Можайский городской округ

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/10 кВ N 355 Можайск

В настоящее время на ПС 110 кВ Можайск установлены два трансформатора: Т-1 мощностью 40 МВА и Т-2 мощностью 20 МВА напряжением 110/35/10 кВ (1988 и 1964 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Можайск - Шевардино;

- ВЛ 110 кВ Можайск - Бородино;

- ВЛ 110 кВ Можайск - Макарово;

- ВЛ 110 кВ Можайск - Верея I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Можайск - Шелковка;

- ВЛ 110 кВ Мухино - Можайск с отпайкой на ПС Тучково.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Можайск - Мордвиново;

- ВЛ 35 кВ Можайск - Колодкино.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Можайск в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 28,3 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 63% от номинальной мощности, Т-2 - 25%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора Т-1 максимальная загрузка оставшегося в работе Т-2 составит 142%, что превышает ДДТН, при этом загрузка Т-1 (при аварийном отключении Т-2) составит 71%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 5,5 МВА на другие центры питания.

С учетом перевода нагрузки в послеаварийном режиме максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования (Т-2) составит 22,8 МВА (114%).

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств к ПС 110 кВ Можайск и ПС 35 кВ питающимся от шин 35 кВ ПС110 кВ Можайск (ПС 35 кв Мордвиново и ПС 35 кв Цезарево) максимальной заявленной мощностью 4,98 МВт (1 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 29,3 МВА (147%).

С учетом перевода нагрузки в послеаварийном режиме перспективная максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования (Т-2) составит 23,8 МВА (119%).

Учитывая превышение значение ДДТН Т-2 после выполнения схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания, рекомендуется замена существующих трансформатора Т-2 на трансформатор мощностью не менее 19,04 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 20 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора Т-2 20 МВА на новый мощностью не менее 20 МВА (с учетом допустимой длительной перегрузки трансформаторов с возможным повышенным износом изоляции в соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81) с реализацией в 2024 году.

Техническими условиями на технологическое присоединение к сетям ПАО "Россети Московский регион" энергопринимающих устройств ООО "ДорХан-Можайск" N И-19-00-901534/125 предусмотрена замена трансформатора Т-2 20 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА.

Таким образом необходимо выполнить замену на ПС 110 кВ Можайск трансформатора Т-2 мощностью 20 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА в 2026 г.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Наро-Фоминский городской округ

Объекты нового строительства 220 кВ

ПС 220/10 кВ Заводская

Для обеспечения выдачи мощности объекта генерации ООО "АГК-1" в Наро-Фоминском г.о., работающего на возобновляемых источниках энергии, установленной мощностью 70 МВт предполагается сооружение ПС 220 кВ Заводская со строительством заходов от ВЛ 220 кВ Котово - Бугры ориентировочной протяженностью 2 x 0,7 км с образованием ЛЭП 220 кВ Котово - Заводская и ЛЭП 220 кВ Бугры - Заводская и с установкой трансформаторов напряжением 220/10 кВ мощностью 80 МВА и 220/10 кВ мощностью 16 МВА и 10/10 кВ мощностью 16 МВА.

На сооружение ПС 220 кВ Заводская выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" (утверждены 20.07.2018, с изменениями от 22.10.2018).

Организация, ответственная за реализацию проекта:

- в части строительства подстанции - ООО "АГК-1";

- в части сооружения заходов ЛЭП - ПАО "ФСК ЕЭС".

Срок реализации мероприятий по строительству ПС 220 кВ Заводская и заходов ЛЭП - 2021 год.

Мероприятие по вводу в работу объекта генерации ООО "АГК-1" (ТЭС Заводская) предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов и планируется в 2022 году.

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 110/6 кВ Звездочка

Присоединение мобильной ПС 110/6 кВ Звездочка к сети осуществляется отпайкой с пропускной способностью не менее 118 А при ТНВ -5 °C (ориентировочная протяженность 0,1 км) от отпайки на ПС 110 кВ Акулово ВЛ 110 кВ Кубинка - Кедрово I цепь с отпайками. На подстанции предполагается установка трансформатора Т-1 мощностью 25 МВА.

Сооружение ПС 110 кВ Звездочка осуществляется на основании технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" ПС 110 кВ Звездочка (утверждены 28.10.2014, с изменениями от 18.02.2015 и от 27.06.2019).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "Оборонэнерго".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110 кВ N 107 Кедрово

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу XV) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. (при коротком замыкании за выключателем присоединения) на выключателях Т-1, Т-3 ПС 220 кВ Кедрово превышают отключающую способность установленных выключателей 220 кВ ПС 220 кВ Кедрово. Данные выключатели необходимо заменить на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА в 2022 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "ФСК ЕЭС".

Окончание реконструкции - 2022 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ N 707 Вышгород

В настоящее время на ПС 35 кВ Вышгород установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 напряжением 35/10 кВ мощностью по 4 МВА каждый (1971 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Верея - Вышгород I;

- ВЛ 35 кВ Верея - Вышгород II.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Вышгород за последние три года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 4,6 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 64% от номинальной мощности, Т-2 -51%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит - 114%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Вышгород на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 на трансформаторы мощностью 2 x 6,3 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

ПС 35/6 кВ N 295 Кленово

В настоящее время на ПС 35 кВ Кленово установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 напряжением 35/6 кВ мощностью по 3,2 МВА каждый (1957 и 1953 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Кленово - Емцово;

- ВЛ 35 кВ Комарово - Кленово.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" максимальная нагрузка ПС 35 кВ Кленово за последние три года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 3 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 45% от номинальной мощности, Т-2 - 47%. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 35 кВ Кленово токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) составит 93%, что не превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Кленово на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 3,3 МВт к ПС 35 кВ Кленово. Перспективная нагрузка данной подстанции может составить 4,4 МВА (138%) и превысит ДДТН.

Учитывая отсутствие возможности перевода нагрузки на другие центры питания, для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции для возможности исполнения заключенных договоров об осуществлении технологического присоединения рекомендуется замена существующих Т-1, Т-2 ПС 35 кВ Кленово на трансформаторы мощностью 2 x 6,3 МВА.

Данные мероприятия включены в договор ТП с ООО "Глаголево-55" N ИА-16-302-136(908518).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Одинцовский городской округ

Объекты нового строительства 220 кВ

ПС 220/110/10 кВ Саввинская

Для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей г. Звенигород и Одинцовского городского округа планируется строительство ПС 220/110/10 кВ Саввинская.

На подстанции предусматривается установка двух автотрансформаторов напряжением 220/110/10 кВ мощностью 250 МВА каждый, оснащенных устройством РПН.

РУ 220 кВ предполагается выполнить по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанное на присоединение 4 линий 220 кВ, 2 автотрансформаторов, шиносоединительного выключателя и 2 резервных ячеек.

К сети 220 кВ ПС Саввинская присоединяется путем сооружения заходов КВЛ 220 кВ Дорохово - Слобода I, II цепь длиной 4 x 15 км с образованием ЛЭП 220 кВ Дорохово - Саввинская I, II цепь и ЛЭП 220 кВ Саввинская - Слобода I, II цепь.

РУ 110 кВ предполагается выполнить по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанное на присоединение 4 линий 110 кВ, 2 автотрансформаторов, шиносоединительного выключателя и 2 резервных ячеек.

К сети 110 кВ присоединение подстанции осуществляется путем сооружения ВЛ 110 кВ Саввинская - Звенигород I, II цепь (ориентировочной протяженностью 2 x 2 км) и ВЛ 110 кВ Саввинская - Успенская I, II цепь (ориентировочной протяженностью 2 x 10 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2023 год.

Ввод объекта в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов планируется в 2023 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ N 526 Акулово

В настоящее время на ПС 110 кВ Акулово установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью 10 МВА каждый напряжением 110/6 кВ (1969 и 1966 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Кубинка - Кедрово I цепь с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Кубинка - Кедрово II цепь с отпайками.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Акулово в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 7,4 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 29% от номинальной мощности, Т-2 - 48%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 80%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Акулово на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 12,3 МВт (9,9 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 17,3 МВА (173%).

Согласно утвержденным ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "Россети Московской регион" энергопринимающих устройств Филиала "Центральный" АО "Оборонэнерго" (N И-18-00-146112/125) планируется замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных трансформаторов в послеаварийном режиме составит 108%, что не превышает ДДТН трансформаторов (с учетом допустимой длительной перегрузки трансформаторов с возможным повышенным износом изоляции в соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81).

Таким образом, на ПС 110 кВ Акулово необходимо выполнить замену существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2026 год.

ПС 110/35/6 кВ N 584 Звенигород

В настоящее время на ПС 110 кВ Звенигород установлены три трансформатора напряжением 110/35/6 кВ: Т-1 и Т-2 мощностью 2 x 40 МВА и Т-3 мощностью 15 МВА (2009, 2005 и 1952 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена ВЛ 110 кВ Голицыно - Звенигород I, II цепь. К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Звенигород - Дачная;

- ВЛ 35 кВ Крылово - Звенигород;

- ВЛ 35 кВ Каменская - Звенигород.

Предусматривается реконструкция существующего ОРУ 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин" в том числе для присоединения ЛЭП 110 кВ Саввинская - Звенигород I, II цепь.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2023 год.

ПС 110/35/6 кВ N 189 Успенская

В настоящее время на ПС 110/35/6 кВ Успенская установлены:

- два силовых трансформатора Т-2 и Т-4 напряжением 110/35/6 кВ мощностью 2 x 15 МВА (1958 года ввода в эксплуатацию), при этом Т-2 работает на 35 кВ (питает ПС 35 кВ Дачная, на которой СВ разомкнут и вторая секция запитана от ПС 110 кВ Звенигород), а Т-4 работает только на 6 кВ;

- два силовых трансформатора Т-1 и Т-3 напряжением 35/6 кВ мощностью 2 x 10 МВА (1973 года ввода в эксплуатацию), при этом Т-1 и Т-3 подключены к РУ 35 кВ через один выключатель и получают питание только со стороны ПС 110 кВ Голицыно по ВЛ 35 кВ Голицыно - Успенская.

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- КВЛ 110 кВ Дарьино - Успенская.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Успенская - Дачная;

- ВЛ 35 кВ Голицыно - Успенская.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Успенская в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила Т-1 + Т-3 - 8,8 МВА, Т-2 + Т-4 - 11,92 МВА при этом трансформаторы были загружены: Т-1 + Т-3 - 44% от номинальной мощности, Т-2 - 25%, Т-4 - 55%. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе - аварийное отключение трансформатора) максимальная загрузка оставшегося в работе распределиться следующим образом:

- отключение Т-1 + Т-3 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-2 25% (3,8 МВА), Т-4 114% (17,1 МВА);

- отключение Т-2 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 + Т-3 44% (8,8 МВА), Т-4 55% (8,25 МВА);

- отключение Т-4 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-2 25% (3,8 МВА), Т-1 + Т-3 86% (17,1 МВА).

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет для Т-2, Т-4 - 1,115, для Т-1, Т-3 - 1,05.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Успенская на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП к ПС 110 кВ Успенская и ПС 35 кВ Дачная планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 7,1 МВт (2,86 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) нагрузка может составит 23,6 МВА (Т-1 + Т-3 - 9,2 МВА, Т-2 + Т-4 - 14,37 МВА). При этом перспективная нагрузка по сети 35 кВ составит 5,7 МВА, а по сети 6 кВ - 17,8 МВА соответственно. Данная нагрузка подстанции превышает ДДТН трансформаторов Т-2.

Согласно мероприятиям базового варианта в 2023 году планируется перевод ВЛ 35 кВ Голицыно - Успенская на напряжение 110 кВ, после чего питание Т-1 + Т-3 будет осуществляться через Т-2 с замыканием ШСВ 35 кВ.

Учитывая вышесказанное, перспективная загрузка Т-2 (Т-4) при аварийном отключении одного из трансформаторов Т-4 (Т-2) может составить 157%.

Для снятия существующих перегрузок и обеспечения возможности исполнения договоров на технологическое присоединение, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется провести реконструкцию с реализацией следующих мероприятий:

- демонтаж Т-1 и Т-3;

- завод Т-2 и Т-4 под один выключатель в РУ 110 кВ и РУ 35 кВ и отключение от РУ 6 кВ;

- установка новых трансформаторов Т-1 и Т-3 110/6 кВ мощностью 2 x 25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

Также на подстанции планируется реконструкция РУ 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин" в том числе для обеспечения подключения ЛЭП 110 кВ Саввинская - Успенская I, II цепь и обеспечения подключения ВЛ 110 кВ Голицыно - Успенская.

Мероприятие по переводу ВЛ 35 кВ Голицыно - Успенская на 110 кВ предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский Регион" энергопринимающих устройств ООО "Комбинат Инновационных Технологий - Монарх" (N И-20-00-904093/102).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2023 год.

ПС 110/10 кВ N 11 Соловьево

В настоящее время на ПС 110/10 кВ Соловьево установлены два силовых трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый (1977 и 1973 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ Вяземы - Дарьино и КВЛ 110 кВ Голицыно - Полет.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Соловьево за последние три года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 12,8 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 72% от номинальной мощности, Т-2 - 70%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 142%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Соловьево на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,8 МВт (0,4 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 13,2 МВА (132%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 10,6 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 16 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

ПС 110/35/10 кВ N 441 Железнодорожная

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу XVIII) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. на присоединениях трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Железнодорожная (при коротком замыкании за выключателем присоединения) выше отключающей способности выключателей. В 2022 году необходимо заменить выключатели трансформаторов Т-1 и Т-2 на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "РЖД".

Окончание реконструкции - 2022 год.

ПС 110/10 кВ N 521 Кольцевая

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу XVIII) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. на присоединениях 110 кВ ПС 110 кВ Кольцевая (при коротком замыкании за выключателем присоединения) выше отключающей способности выключателей трансформаторов Т-1, Т-2. В 2022 году необходимо заменить данные выключатели на выключатели с отключающей способностью не менее 25 кА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "РЖД".

Окончание реконструкции - 2022 год.

ПС 110/35/10 кВ Кубинка

Согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств Королева Юрия Евгеньевича к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-20-00-820567/102) планируется выполнить замену ТТ КВЛ 35 кВ Кубинка - Кирилловка с отпайкой на ПС Полушкино. Параметры устанавливаемого оборудования выбираются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

ВЛ 110 кВ Кубинка - Мухино

ВЛ 110 кВ Кубинка - Мухино выполнена проводом марки АС-120 протяженностью 19,1 км находится в эксплуатации с 1954 года (срок службы 71 год).

Допустимый ток по проводу составляет 503 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная нагрузка ВЛ 110 кВ Кубинка - Мухино в зимний режимный день 16.12.2020 - 128 А (25%).

Планируется комплексная реконструкция ВЛ 110 кВ Кубинка - Мухино (2-й этап) с заменой опор и изоляторов. Замена провода с увеличением пропускной способности не требуется.

Реконструкция обусловлена необходимостью выполнения пункта N 3.1.15 предписаний акта Ростехнадзора N 1 расследования причин аварии, произошедшей 26.12.2010 ("ледяной дождь") в части разработки программы реконструкции ВЛ 35 кВ и выше, находящихся в эксплуатации свыше 50 лет.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

ВЛ 110 кВ Дарьино - Успенская

ВЛ 110 кВ Дарьино - Успенская протяженностью 6,3 км выполнена проводом АС-150, находится в эксплуатации с 1989 года, последняя реконструкция проводилась в 2009 году. Фактическая максимальная нагрузка ВЛ 110 кВ Дарьино - Успенская в зимний режимный день 18612.2020 - 61 А, загрузка линии составляет 10% (Iдоп = 581 А при ТНВ -5 °C).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Комбинат Инновационных Технологий - Монарх" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-20-00-904093/102) планируется реконструкция с увеличением пропускной способности линии (замена провода АС-150 на АС-240). Ориентировочная протяженность ЛЭП после реконструкции составляет 9,774 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

ЛЭП 110 кВ Голицыно - Успенская

ВЛ 35 кВ Успенская - Голицыно протяженностью 13,336 км выполнена в габаритах 110 кВ проводом АС-150, находится в эксплуатации с 1982 года. Допустимый ток по проводу составляет 580 А при ТНВ -5 °C. Допустимый ток по линии 220 А при ТНВ -5 °C - ограничение по условиям РЗА. Фактическая максимальная нагрузка ВЛ 35 кВ Успенская - Голицыно в зимний режимный день 16.12.2020 составила 153 А (69% от I.доп. = 220 А при ТНВ -5 °C).

В связи с невозможностью сооружения второй цепи ВЛ 110 кВ Дарьино - Успенская, планируется реконструкция КВЛ 35 кВ Голицыно - Успенская с переводом на напряжение 110 кВ. Пропускную способность вновь образованной КВЛ 110 кВ необходимо определить проектом.

Данное мероприятие предусмотрено утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский Регион" энергопринимающих устройств ООО "Комбинат Инновационных Технологий - Монарх" (N И-20-00-904093/102).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2023 год.

ПС 110/35/10/6 кВ N 117 Голицыно

В настоящее время на ПС 110 кВ Голицыно установлены четыре трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по 20 МВА каждый напряжением 110/35/6 кВ (1957 и 1965 года ввода в эксплуатацию), Т-3 и Т-4 мощностью 40 МВА напряжением 110/10/6 кВ (1976 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ ПС 110 кВ Голицыно присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Голицыно - Кубинка I, II цепь с отпайкой на ПС Сушкинская;

- ВЛ 110 кВ Голицыно - Звенигород I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Голицыно - Вяземы;

- КВЛ 110 кВ Голицыно - Полет с отпайкой на ПС Соловьево;

- ВЛ 110 кВ Голицыно - Встреча I цепь с отпайкой на ПС Железнодорожная.

К сети 35 кВ ПС 110 кВ Голицыно присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Голицыно - Комарово;

- ВЛ 35 кВ Голицыно - Каменская;

- КВЛ 35 кВ Голицыно - Успенская.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Голицыно зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 67,9 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 91% от номинальной мощности, Т-2 - 54%, Т-3 - 37%, Т-4 - 60%. При аварийном отключении одного из трансформаторов загрузка оставшихся распределиться следующим образом:

- отключение Т-1 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-2 73% (14,6 МВА), Т-3 37% (14,7 МВА), Т-4 94% (37,8 МВА);

- отключение Т-2 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 146% (29,1 МВА), Т-3 37% (14,7 МВА), Т-4 60% (24 МВА);

- отключение Т-3 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 91% (18,3 МВА), Т-2 20% (10,9 МВА), Т-4 64% (38,7 МВА);

- отключение Т-4 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 206% (41,3 МВА), Т-2 20% (10,9 МВА), Т-3 40% (14,7 МВА).

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 0,78 МВА на другие центры питания, что снизит загрузку подстанции до величины 67,12 МВА.

С учетом СРМ по переводу нагрузки на другие центры питания, а также перевода ВЛ 35 кВ Успенская - Голицыно на напряжение 110 кВ максимальная загрузка Т-1 может составить 162% (32,3 МВА), что превышает ДДТН.

Для снятия существующей перегрузки, с учетом возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью не менее 25,8 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформаторов Т-1 20 МВА на 40 МВА с реализацией в 2022 году.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих АО "Мособлэнерго", ООО "Комбинат Инновационных Технологий - Монарх" и ООО "Здравница" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" для перевода ВЛ 35 кВ Успенская - Голицыно на напряжение 110 кВ и присоединения к РУ 110 кВ ПС 110 кВ Голицыно в 2023 г. необходима установка одной дополнительной линейной ячейки 110 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022, 2023 гг.

Рузский городской округ

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ N 701 Сухарево

В настоящее время на ПС 110 кВ Сухарево установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по 16 МВА каждый напряжением 110/10 кВ (1974 и 1976 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ ПС 110 кВ Сухарево присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Сухарево - Руза I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Кубинка - Сухарево с отпайкой на ПС Тучково;

- ВЛ 110 кВ Сухарево - Шелковка.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Сухарево зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 23,75 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 89% от номинальной мощности, Т-2 - 66%. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Сухарево токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) составит 150%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Сухарево на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 19 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 20 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА с реализацией в 2025 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2025 год.

ПС 110/35/10 N 422 кВ Манихино

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/35/10 кВ мощностью по 20 МВА каждый (1959 и 1989 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Полянка - Манихино;

- ВЛ 110 кВ Духанино - Манихино;

- ВЛ 110 кВ Ивановская - Манихино I, II цепь.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Истра - Манихино;

- ВЛ 35 кВ Снегири - Манихино с отпайкой на ПС Победа.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Манихино в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 20,6 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 65% от номинальной мощности, Т-2 - 32%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора (Т-1) максимальная загрузка оставшегося в работе (Т-2) оборудования составит - 103%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Манихино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к сетям ПАО "Россети Московский регион" согласно утвержденным ТУ на ТП (N И-19-00-729256/103) на ПС 110 кВ Манихино предполагается замена установленных трансформаторов напряжением 110/35/10 кВ мощностью по 2 x 20 МВА на два трансформатора мощностью 2 x 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "РЖД".

Срок реализации мероприятия - 2026 год.

Объекты нового строительства 35 кВ

ПС 35 кВ Сливовая

Согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств Королева Юрия Евгеньевича к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-20-00-820567/102) планируется строительство ПС 35/10 кВ Сливовая с установкой одного трансформатора мощностью 6,3 МВА напряжение 35/10 кВ, оснащенного устройством РПН. Тип и параметры трансформатора уточняются при проектировании.

Для подключения ПС 35 кВ Сливовая планируется строительство отпайки от КВЛ 35 кВ Валуйки - Веревкино протяженностью 50 м, выполненной проводом марки АС-70.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022 гг.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ N 618 Никольское

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 35/10 кВ: Т-1 мощностью 6,3 МВА и Т-2 мощностью 4 МВА (1982 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена:

- ВЛ 35 кВ Румянцево - Никольское;

- отпайкой к ВЛ 35 кВ Румянцево - Устиново.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Никольское в режимный день зимнего максимума 16.12.2019 составила 6,1 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 69% от номинальной мощности, Т-2 - 44%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора (Т-1) максимальная загрузка оставшегося в работе (Т-2) оборудования составит - 152%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Никольское на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 3,9 МВт (1,53 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 7,6 МВА (121% для Т-1 и 190% для Т-2).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих ПС 35 кВ Никольское на трансформаторы 2 x 10 МВА.

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

ПС 35/10 кВ Кирилловка

Согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств Королева Юрия Евгеньевича к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-20-00-820567/102) планируется выполнить замену ТТ ВЛ 35 кВ Кирилловка - Ковров, ТТ КВЛ 35 кВ Кубинка - Кирилловка с отпайкой на ПС Полушкино, ВЧЗ КЛ 35 кВ Кубинка - Кирилловка с отпайкой на ПС Полушкино. Параметры устанавливаемого оборудования выбираются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

ПС 35/10 кВ Ковров

Согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств Королева Юрия Евгеньевича к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-20-00-820567/102) планируется выполнить замену ТТ ВЛ 35 кВ Кирилловка - Ковров. Параметры устанавливаемого оборудования выбираются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

ПС 35/10 кВ Ванино

Согласно ТУ на ТП энергопринимающих устройств Королева Юрия Евгеньевича к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-20-00-820567/102) планируется выполнить замену ТТ ВЛ 35 кВ Солнечногорск - Ванино. Параметры устанавливаемого оборудования выбираются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года намечается строительство четырех электроподстанций с высшим напряжением 110 кВ и выше:

- 1 ПС 220 кВ - ПАО "Россети Московский регион";

- 1 ПС 220 кВ - Инвестор;

- 1 ПС 220 кВ - ООО "АГК-1";

- 2 ПС 110 кВ - ПАО "Россети Московский регион";

- 1 ПС 110 кВ - ОАО "Оборонэнерго";

- 1 ПС 35 кВ - ПАО "Россети Московский регион".

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года суммарный ввод мощности новых электроподстанций составит 877,3 МВА, в том числе:

- 556,3 МВА - ПАО "Россети Московский регион";

- 200 МВА - Инвестор;

- 96 МВА - ООО "АГК-1";

- 25 МВА - ОАО "Оборонэнерго".

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года намечается строительство 126,454 км ЛЭП, в том числе:

ЛЭП 220 кВ:

- 3,42 км - ПАО "ФСК ЕЭС";

- 60 км - ПАО "Россети Московский регион";

ЛЭП 110 кВ:

- 62,884 км - ПАО "Россети Московский регион";

- 0,1 км - ОАО "Оборонэнерго";

ЛЭП 35 кВ:

- 0,05 км - ПАО "Россети Московский регион".

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года намечается реконструкция 38 электроподстанций напряжением 220-110-35 кВ, в том числе:

- 2 ПС 220 кВ (ПАО "ФСК ЕЭС");

- 27 ПС 110 кВ (ПАО "Россети Московский регион");

- 9 ПС 35 кВ (ПАО "Россети Московский регион").

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года суммарный ввод мощности реконструируемых электроподстанций составит 1125,5 МВА, в том числе:

- ПС 220 кВ - 700 МВА (ПАО "ФСК ЕЭС");

- ПС 110 кВ - 377 МВА (ПАО "Россети Московский регион");

- ПС 110 кВ - 32 МВА (ОАО "РЖД");

- ПС 35 кВ - 56,5 МВА (ПАО "Россети Московский регион").

На территории Западных электрических сетей на период до 2026 года планируется провести реконструкцию 69,404 км ЛЭП 110 кВ (ПАО "Россети Московский регион").

Разработана схема электрических соединений сети 110 кВ и выше Западных электрических сетей на перспективу до 2026 года с выделением по опорным годам.

Данные по вводам и реконструкции объектов 110 кВ и выше на территории Западных электрических сетей и необходимых для этого инвестициях приведены в приложении 6, в таблице 66 приведены сводные данные для объектов 220 кВ и ниже.

Таблица 66

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и ниже территории западных электрических сетей

Наименование	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
новое строительство
ЛЭП 220 кВ, км	3,42		60
ЛЭП 110 кВ, км	11,884	0,1	45,2			5,8
ЛЭП 35 кВ, км		0,05
ПС 220 кВ, МВА	296		500
ПС 110 кВ, МВА		75
ПС 35 кВ, МВА		6,3
Реконструкция
ЛЭП 220 кВ, км
ЛЭП 110 кВ, км			10,074	10,48	20	28,85
ЛЭП 35 кВ, км
ПС 220 кВ, МВА		700
ПС 110 кВ, МВА	190	40			50	104
ПС 35 кВ, МВА					5	65,2

16.2.3. Включение новых центров питания и реконструкция электрических сетей 110(35) кВ и выше на территории Северных электрических сетей

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Северных электрических сетей предлагается ввод новых и реконструкция ПС и ЛЭП напряжением 110(35) кВ и выше в разрезе муниципальных образований Московской области.

Дмитровский городской округ

Объекты реконструкции 220 кВ

Заходы ВЛ 220 кВ Ярцево - Радуга на ПС 220 кВ Дмитров

Планируется сооружение заходов (ориентировочная протяженность 2 x 13,1 км, пропускная способность не менее 1000 А при ТНВ -5 °C и 860 А при ТНВ +25 °C) ВЛ 220 кВ Ярцево - Радуга на ПС 220 кВ Дмитров с образованием ВЛ 220 кВ Ярцево - Дмитров и ВЛ 220 кВ Дмитров - Радуга.

Реализация указанных мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" ПС 110 кв Долино АО "ОЭЗ ТВТ "Дубна" N 22-2012-60/ТП-М1 от 30.05.2012 с изменениями от 18.07.2016 и от 19.05.2020).

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "ФСК ЕЭС".

Данное Мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов и планируется в 2022 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/6 кВ N 232 Икша II

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу XVIII) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. на присоединении трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Икша II (при коротком замыкании за выключателем присоединения) выше отключающей способности выключателя. В 2022 году на ПС 110 кВ Икша II необходимо заменить выключатель трансформатора Т-1 на выключатель с отключающей способностью не менее 25 кА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ФГБУ "Канал имени Москвы".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ N 717 Мелихово

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 каждый мощностью по 4 МВА напряжением 35/6 кВ (1973 и 1987 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена ВЛ 35 кВ Икша - Мелихово.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Мелихово за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 8,5 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 82% от номинальной мощности, Т-2 - 65%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 202%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Мелихово на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2 x 10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2023 год.

ПС 35/6 кВ N 147 Васькино

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью 2 x 1 МВА и напряжением 35/6 кВ (1965 и 1960 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 35 кВ двумя ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Рогачево - Васькино;

- ВЛ 35 кВ Венцы - Васькино.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Васькино в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составляет 1,77 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 86% от номинальной мощности, Т-2 - 89%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 175%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Васькино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов ПС 35 кВ Васьково на трансформаторы мощностью 2 x 2,5 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2025 год.

ПС 35/10 кВ N 332 Лифаново

На подстанции установлены два трансформатора Т-1 и Т-2 каждый мощностью 4 МВА и напряжением 35/10 кВ (оба 1984 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена:

- ВЛ 35 кВ Игнатово - Лифаново с отпайкой на ПС Дмитров;

- ВЛ 35 кВ Якоть - Лифаново.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35/10 кВ Лифаново за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 5,4 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 89% от номинальной мощности, Т-2 - 47%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 136%.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2 x 6,3 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

ПС 35/6 кВ N 184 Вахромеево

На подстанции установлены три трансформатора: Т-1 мощностью 4 МВА и напряжением 35/6 кВ (1962 года ввода в эксплуатацию), и два трансформатора Т-2 и Т-3 мощностью 2 x 6,3 МВА и напряжением 35/6 кВ (2017 и 2015 года ввода в эксплуатацию).

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 составляет 1,05.

Подстанция присоединена к сети 35 кВ двумя ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Вахромеево - Васильково;

- ВЛ 35 кВ Икша I - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки;

- ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Вахромеево в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составляет 6,76 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-2 - 64% от номинальной мощности, Т-3 - 42%, Т-1 - откл. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит: Т-2 - 110%, Т-3 - 99%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Вахромеево на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 8,0 МВт (3,1 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка трансформаторов может составить 9,86 МВА (145%).

Для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов ПС 35 кВ Вахромеево на трансформаторы мощностью 2 x 10 МВА со сроком реализации в 2026 году.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Индустриальный парк "СЕВЕР" (ПС 35 кВ Индустриальная) к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-17-00-139626/103) планируется замена на ПС 35 кВ Вахромеево трансформаторов тока ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки, трансформатора тока ВЛ 35 кВ Икша 1 - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки, ошиновки 35 кВ на провод АС-150 со сроком реализации в 2024 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2024, 2026 год.

ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеев с отпайкой на ПС Зарамушки

ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеев с отпайкой на ПС Зарамушки протяженностью 18,407 км, выполнена проводом марки АС 50/8, введена в работу в 1957 году. Пропускная способность линии составляет 150 А при ТНВ -5 °C.

Согласно ТУ на ТП ЗАО "Рускан" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-18-00-190829/103) планируется реконструкция участка ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеев с отпайкой на ПС Зарамушки длиной 9,5 км выполненного проводом АС-50/8 с применением сталеалюминевого провода с пропускной способностью не менее 420 А при ТНВ -5 °C. Марка и сечение провода определяется проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятий - 2024 год.

ПС 35/6 кВ N 207 Ветрово

В настоящее время на ПС 35 кВ Ветрово установлено два трансформатора Т-1 мощностью 3,2 МВА и Т-2 мощностью 6,3 и напряжением 35/6 кВ (1948 и 2006 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 35 кВ двумя ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Вязовка - Ветрово;

- ВЛ 35 кВ Ветрово - Горохово;

- ВЛ 35 кВ Ветрово - Игнатово.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Ветрово зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 4,63 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 0% от номинальной мощности, Т-2 - 68%. При аварийном отключении Т-2(1) максимальная загрузка оставшегося в работе Т-1(2) составит 141(68)%, что превышает ДДТН Т-1.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Ветрово на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью 6,3 МВА с реализацией в 2022 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятий - 2026 год.

Городской округ Долгопрудный

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ N 420 Долгопрудная

На подстанции установлены два трансформатора Т-1 и Т-2 каждый мощностью по 25 МВА и напряжением 110/10 кВ (1984 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ следующими ЛЭП:

- КВЛ 110 кВ Уча - Долгопрудная;

- КВЛ 110 кВ Хлебниково - Долгопрудная.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Долгопрудная за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 30,5 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 64% от номинальной мощности, Т-2 - 58%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 122%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Долгопрудная на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Специализированный застройщик "Гранель Инвест" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-20-00-843659/125) планируется замена существующих трансформаторов на трансформаторы напряжением 110/10 кВ мощностью 2 x 40 МВА.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных трансформаторов в послеаварийном режиме составит 76%, что не превышает ДДТН трансформатора.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Городской округ Дубна

Новое строительство 110 кВ

ПС 110/10 кВ Долино

Согласно утвержденным ТУ на ТП "Особой экономической зоны технико-внедренческого типа "Дубна" (ОЭЗ ТВТ "Дубна") к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" (утверждены 10.02.2012, изменения от 18.07.2016 и от 19.05.2020), для электроснабжения ОЭЗ ТВТ "Дубна" намечен ввод подстанции 110/10 кВ Долино с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2 x 63 МВА.

Присоединение к сети 110 кВ предлагается путем сооружения двух ЛЭП 110 кВ Темпы - Долино I, II цепь с пропускной способностью не менее 291 А длиной ориентировочно 2 x 2 км.

В соответствии с Перечнем объектов инфраструктуры ОЭЗ ТВТ "Дубна" на 2020 - 2022 годы, утвержденным дополнительным соглашением от 16.10.2020 N С-148-СГ/Д14 к Соглашению о создании на территории г. Дубны (Московская область) особой экономической зоны технико-внедренческого типа от 18.01.2006 N 6680-ГГ/Ф7, финансирование проектных работ и строительства ПС 110/10/10 кВ района НПЗ осуществляется за счет средств федерального бюджета и бюджета Московской области.

Организация, ответственная за реализацию проекта - АО "ОЭЗ ТВТ "Дубна".

Предполагаемый ввод объекта - 2021 год.

ПС 110/10 кВ Наукоград *

В соответствии с Протоколом согласительного совещания с Министерством энергетики Российской Федерации N 09-1938-пр от 18.09.2020 (далее - Протокол N 09-1938-пр от 18.09.2020) планируется сооружение ПС 110/10 кВ Наукоград с реализацией заходов (отпаек) существующих ЛЭП 110 кВ (схему присоединения к сети 110 кВ, а также параметры трансформаторов определяются по итогам проектирования). Сооружение подстанции необходимо для обеспечения электроснабжения социально значимых объектов, в том числе для электроснабжения городских потребителей, предприятий городского округа Дубна Московской области.

В соответствии с п. 1.5 Протокола N 09-1938-пр от 18.09.2020 ПАО "Россети Московский регион" выполняет проектные работы по строительству ПС 110/10 кВ Наукоград.

Срок завершения проектно-изыскательских работ - 2021 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ N 620 Сестра

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 2 x 16 МВА напряжением 110/10 кВ (1987 и 1991 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена ВЛ 110 кВ Темпы - Дубна I, II цепь с отпайкой на ПС Сестра.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет для Т-1 - 1,115, для Т-2 - 1,25.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Сестра в режимный день зимнего максимума 18.12.2019 составила 22,56 МВА, при этом трансформатор Т-1 загружен на - 75% от номинальной мощности, Т-2 на 66%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 141%, что превышает ДДТН.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ММО "Объединенный институт ядерных исследований" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" (N И-19-00-956993/125 от 26.07.2019) на подстанции планируется реконструкция в два этапа.

На 1 этапе реконструкции планируется установка дополнительного трансформатора Т-3 напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА, оснащенного устройством РПН.

На 2 этапе реконструкции на подстанции планируется замена двух трансформаторов Т-1, Т-2 напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый, оснащенных устройством РПН и установка дополнительного трансформатора Т-4 напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА, оснащенного устройством РПН.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных трансформаторов в послеаварийном режиме не превысит ДДТН.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ММО "Объединенный институт ядерных исследований".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

ПС 110/6 кВ N 134 Дубна

В настоящее время на ПС 110 кВ Дубна установлены три трансформатора: Т-1, Т-2 и Т-3 напряжением 110/6 кВ мощностью 2 x 20 МВА (1953 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена ВЛ 110 кВ Темпы - Дубна I, II с отпайкой на ПС Сестра.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Дубна в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 13,58 МВА, при этом трансформатор Т-2 загружен на - 68% от номинальной мощности. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 68%, что не превышает ДДТН.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ММО "Объединенный институт ядерных исследований" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" (N И-19-00-956993/125 от 26.07.2019) на подстанции планируется реконструкция заменой двух трансформаторов Т-1, Т-2 напряжением 110/6 кВ мощностью 2 x 20 МВА на два трансформатора напряжением 110/6 кВ мощностью 2 x 40 МВА, оснащенных устройством РПН.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных трансформаторов в послеаварийном режиме не превысит ДДТН.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ММО "Объединенный институт ядерных исследований".

Срок реализации мероприятий - 2021 год.

Городской округ Королев

Объекты реконструкции 110 кВ

ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки

(ЛЭП проходит по территории г.о. Королев)

ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки протяженностью 11,7 км выполнена проводом марки АС-120 и находится в эксплуатации с 1964 года. Последняя реконструкция была проведена в 2013 году. Пропускная способность линии составляет 503 А при ТНВ -5 °C и 367 А при ТНВ +30 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 240 А (48% от Iдоп.).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Просперити" к электрическим сетям АО "Мособлэнерго" (N 1607530) планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки с увеличением пропускной способности до значения не менее 460 А при ТНВ +30 °C, 536 А при ТНВ -5 °C.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятия - 2025 год.

АОПО ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки

на ПС 110 кВ Клязьма

По результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI) для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области в режимах летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °C) необходима установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки на ПС 110 кВ Клязьма, действующих на отключение нагрузки потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Подлипки, ПС 110 кВ Колонцово в объеме 56 МВт.

Срок реализации мероприятия - 2021 год.

АОПО ВЛ 110 кВ Сокольники - Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово

на ПС 220 кВ Хвойная

По результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI) для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области в режимах летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (ТНВ +18 °C) необходима установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Сокольники - Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово на ПС 220 кВ Хвойная действующего на отключение нагрузки потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Тополь в объеме 55,8 МВт.

Срок реализации мероприятий - 2021 год.

Городской округ Красногорск

Объекты реконструкции 500 кВ

ПС 500/220/20 кВ N 517 Западная

ПС 500/220/10 кВ Западная расположена на территории городского округа Красногорск. Подстанция Западная является частью Московского кольца 500 кВ и системообразующей сети ОЭС Центра. Реконструируемая подстанция оснащена двумя автотрансформаторами напряжением 500/220/20 кВ мощностью 2 x 500 МВА (год ввода в эксплуатацию - 2008) и двумя силовыми трансформаторами напряжением 220/20 кВ мощностью 2 x 63 МВА (год ввода в эксплуатацию - 2008).

Реконструкция ПС 500/220/20 кВ Западная предполагает замену двух существующих трансформаторов напряжением 220/20 кВ мощностью 2 x 63 МВА на два трансформатора напряжением 220/20 кВ мощностью 2 x 125 МВА (2021 г.), и установку на подстанции двух дополнительных трансформаторов напряжением 220/20 кВ мощностью 2 x 125 МВА (2025 г.).

Реализация указанных мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (ООО "ДЖЕВОССЕТ" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС").

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "ФСК ЕЭС".

Срок реализации мероприятий - 2021 год и 2025 год.

Ввод объекта в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов планируется в 2021 и 2025 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/10/6 кВ N 145 Нахабино

На подстанции установлены четыре трансформатора: Т-1, Т-2 мощностью 2 x 40 МВА и напряжением 110/35/6 кВ (2009 и 2010 года ввода в эксплуатацию); Т-3, Т-4 мощностью по 2 x 25 МВА напряжением 110/10/10 кВ (оба 2009 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ тремя линиями:

- ВЛ 110 кВ Красногорская - Нахабино I, II цепь;

- КВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода.

К сети 35 кВ ПС Нахабино присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Нахабино - Опалиха I, II;

- ВЛ 35 кВ Нахабино - Снегири.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,25 для Т-1 и Т-2 и 1,25 для Т-3 и Т-4.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Нахабино в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составляет 58,16 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 74% от номинальной мощности, Т-2 - 58%, Т-3 - 18%, Т-4 - 24%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора (Т-1) максимальная загрузка оставшегося в работе (Т-2) оборудования составит 132%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 0,59 МВА на другие центры питания.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-19-00-984423/103 от 14.11.2019) планируется замена существующих трансформаторов Т-1, Т-2 на трансформаторы напряжением 110/35/6 кВ мощностью 2 x 63 МВА.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных трансформаторов в послеаварийном режиме не превысит ДДТН.

Данное мероприятие планируется выполнить в 2024 г.

Для увеличения пропускной способности КВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода до величины не менее 794 А при ТНВ -5 °C в 2024 году необходимо провести замену ошиновки и трансформатора тока на ПС 110 кВ Нахабино. Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Ронд" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" N И-17-00-946887/125, техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский Регион" N И-19-00-984423/103).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2024 г.

ПС 110/10 кВ N 82 Павшино

На подстанции установлены два трансформатора Т-1 и Т-2 каждый мощностью по 40,5 МВА и напряжением 110/10/6 кВ (1972 и 1971 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- КВЛ 110 кВ Герцево - Павшино с отпайкой на ПС Трикотажная;

- ВЛ 110 кВ Красногорская - Павшино.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Павшино зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 50,6 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 76% от номинальной мощности, Т-2 - 49%. При аварийном отключении Т-1(2) максимальная загрузка Т-2(1) составит 124%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Павшино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1, Т-2 на трансформатор мощностью не менее 40,5 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 63 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА с реализацией в 2022 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

Городской округ Лобня

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/10/6 кВ N 325 Луговая

На подстанции установлены четыре трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью 40 МВА и 25 МВА напряжением 110/10/6 кВ (1978 и 1980 года ввода в эксплуатацию), Т-3 и Т-4 мощностью каждый по 40 МВА и напряжением 110/35/6 кВ (1999 и 1979 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Луговая - Белый Раст с отп.;

- ВЛ 110 кВ Луговая - Шереметьево;

- КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая.

В РУ 35 кВ ПС Луговая заведены следующие ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Луговая - Катуар;

- ВЛ 35 кВ Лобня - Луговая.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115 для Т-1, Т-2 и Т-4 и 1,25 для Т-3.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Луговая в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составляет 88 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 40% от номинальной мощности, Т-2 - 48%, Т-3 - 94%, Т-4 - 65%.

При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора Т-3 (Т-4) максимальная загрузка оставшегося в работе Т-4 (Т-3) составит 150% (60 МВА). При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора Т-1 максимальная загрузка оставшегося в работе Т-2 составит 114% (28,6 МВА).

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Луговая на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 23,5 МВт (9,2 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка трансформаторов может составить Т-3 (Т-4) - 64,6 МВА (162%) и Т-2 - 33,2 МВА (133%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-2 на трансформатор мощностью не менее 26,6 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-3(4) на трансформаторы мощностью не менее 51,7 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 63 МВА.

Также имеется предписание Ростехнадзора от 06.06.2014 N 55-рп/П-2014 п. 51: "По результатам проведения замеров нагрузок в период зимнего максимума 2013/2014 годов силовой трансформатор 110 кВ Т-3, Т-4 на ПС N 325 Луговая в аварийном режиме загружен на 165%. Не разработана программа по замене указанных трансформаторов".

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора Т-2 25 МВА на 40 МВА с реализацией в 2024 году.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-3, Т-4 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА с реализацией в 2026 году.

Для подключения второй цепи КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая (данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "Аэрофлот - российские авиалинии" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" N NИ-17-00-148446/125) в 2026 г. необходимо выполнить реконструкцию РУ 110 кВ ПС 110 кВ Луговая с установкой одной линейной ячейки 110 кВ. Пропускная способность оборудования должна составлять не менее 501 А при ТНВ -5 °C.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Сроки реализации вышеуказанных мероприятий - 2024, 2026 гг.

КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая II цепь

(ЛЭП проходит по территории города Москвы, г.о. Долгопрудный, г.о. Лобня)

КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая протяженностью 14,97 км выполнена проводом марки АС-150, находится в эксплуатации с 1969 года (срок службы - 51 лет). Пропускная способность линии составляет 535 А при ТНВ -5 °C (допустимый ток по проводу 580 А при ТНВ -5 °C, ограничение по ошиновке на ПС Луговая).

Фактическая максимальная загрузка КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составляет 202 А (40% от Iдоп. = 535 А).

Согласно утвержденным ТУ на ТП для обеспечения технической возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Аэрофлот - российские авиалинии" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-17-00-148446/125) планируется сооружение второй цепи КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая с пропускной способностью не менее 501 А при ТНВ -5 °C. Длина реконструируемого участка составляет 14,97 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ N 40 Лобня

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по 10 МВА, напряжением 35/6 кВ каждый (1965 и 1967 года ввода в эксплуатацию).

В РУ 35 кВ ПС Лобня заведены следующие ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Красная Поляна - Лобня;

- ВЛ 35 кВ Лобня - Луговая;

- ВЛ 35 кВ Водники - Лобня.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Лобня в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составляет 15,75 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 63% от номинальной мощности, Т-2 - 94%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 158%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Лобня на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов ПС 35 кВ Лобня на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2023 год.

Городской округ Мытищи

Объекты реконструкции 220 кВ

ВЛ 220 кВ Новософрино - Уча

ВЛ 220 кВ Новософрино - Уча введена в работу в 1942 году, выполнена проводом марки АС-400/51 и имеет протяженность 26,18 км. Пропускная способность линии составляет 980 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 220 кВ Новософрино - Уча в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 составляет 359 А (37% от I.доп. = 980 А при ТНВ -5 °C).

Требуется реконструкция ВЛ 220 кВ Новософрино - Уча с заменой провода (29,4 км) и установкой металлических опор без увеличения пропускной способности.

Выполнение требований акта Ростехнадзора N 35 от 24.11.2014.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2025 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10/6 кВ N 711 Тополь

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью 2 x 40 МВА и напряжением 110/10/6 кВ (1985 и 1984 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь;

- ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Тополь за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составляет 54,5 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 70% от номинальной мощности, Т-2 - 66. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 136%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Тополь на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 43,6 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 63 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА с реализацией в 2025 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2026 год.

ПС 110/35/6 кВ N 198 Новые Подлипки

Согласно утвержденным ТУ на ТП ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (тяговая ПС 35 кВ Мытищи N И-18-00-972277/103) для увеличения пропускной способности ВЛ 35 кВ Мытищи тяговая Северная и ВЛ 35 кВ Мытищи тяговая Южная планируется замена ошиновки 35 кВ на ПС 110 кВ Новые Подлипки.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2025 год.

ПС 110/10 кВ N 15 Роса

На подстанции установлены два трансформатора Т-1 и Т-2 каждый мощностью по 25 МВА и напряжением 110/10/6 кВ (1982 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Уча - Роса;

- ВЛ 110 кВ Пушкино - Роса.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Роса зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 31,29 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 67% от номинальной мощности, Т-2 - 60%. При аварийном отключении Т-1(2) максимальная загрузка Т-2(1) составит 127%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 2,01 МВА на другие центры питания. С учетом перевода нагрузки загрузка трансформаторов в аварийной схеме может составить - 29,3 МВА.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 2,93 МВт (1,2 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка трансформаторов может составить Т-1(2) - 30,5 МВА (122%).

Для снятия существующей перегрузки, с учетом возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-1, Т-2 на трансформатор мощностью не менее 24,6 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ВЛ 35 кВ Мытищи - тяговая Северная, ВЛ 35 кВ

Мытищи - тяговая Южная

ВЛ 35 кВ Мытищи - Тяговая Северная, ВЛ 35 кВ Мытищи - тяговая Южная, протяженностью 2 x 1,655 км, выполнены проводом марки АС-120/19, введены в работу в 1928 году. Пропускная способность линий составляет 484 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 35 кВ Мытищи - Тяговая Северная в режимный день зимнего максимума 18.12.2019 составляет 197 А (39% от Iдоп. = 484 А при ТНВ -5 °C).

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 35 кВ Мытищи - Тяговая Южная в режимный день зимнего максимума 18.12.2019 составляет 139 А (28% от Iдоп. = 484 А при ТНВ -5 °C).

Согласно утвержденным ТУ на ТП ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (тяговая ПС 35 кВ Мытищи N И-18-00-972277/103) требуется реконструкция ВЛ 35 кВ Мытищи - Тяговая Северная, ВЛ 35 кВ Мытищи - Тяговая Южная с увеличением пропускной способностью до значений не менее пропускной способности провода марки АС-185 путем замены провода на провод/кабель. Общая протяженность реконструируемых ЛЭП - 2 x 1,8 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2024 год.

Городской округ Пушкинский

Объекты реконструкции 500 кВ

ПС 500/220/110 кВ N 514 Трубино

ПС 500 кВ Трубино является частью Московского кольца 500 кВ и системообразующей сети ОЭС Центра. Комплексная реконструкция ПС Трубино обусловлена физическим износом оборудования.

Реконструкция ПС 500 кВ Трубино предполагает установку на подстанции:

- 2 автотрансформаторов напряжением 500/220 кВ мощностью 500 МВА каждый (2023 г.);

- 2 автотрансформаторов напряжением 220/110 кВ мощностью по 250 МВА (2023 г.);

- 2 трансформаторов напряжением 220/10 (20) кВ мощностью по 100 МВА каждый (2022 г.).

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 ЛЭП 500 кВ:

- КВЛ 500 кВ Трубино - Бескудниково;

- ВЛ 500 кВ Трубино - Владимирская;

- ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС - Трубино;

- ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Трубино.

Схема РУ 220 кВ полуторная секционированием сборных шин, с подключением двух АТ 500/220 кВ и двух трансформаторов 220/10 кВ в секционирующиеся цепочки, рассчитанное на подключение пяти ЛЭП 220 кВ:

трех существующих:

- ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино;

- ВЛ 220 кВ Трубино - Горенки;

- КВЛ 220 кВ Трубино - ТЭЦ-23;

- 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 энергосистемы г. Москвы и Московской области с ОЭС Центра.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "ФСК ЕЭС".

Завершение комплексного технического перевооружения и реконструкции подстанции предполагается в 2022, 2023 годах.

Данное Мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов и планируется в 2022, 2023 годах.

Объекты нового строительства 220 кВ

ПС 220/110 кВ Тютчево

Для улучшения схемно-режимной ситуации в прилегающей сети 110 кВ, для возможности подключения новых потребителей г. Пушкино намечен ввод подстанции 220/110/10 кВ Тютчево. Присоединение к сети 220 кВ осуществляется путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Уча - Новософрино (2 x 6,1 км).

На ПС 220 кВ Тютчево устанавливаются два автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 2 x 125 МВА, два трансформатора 110/10 кВ мощностью 2 x 25 МВА и сооружаются ЛЭП 110 кВ Тютчево - Пушкино I, II цепь (2 x 6 км).

Реализация данного мероприятия необходима для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области, определенных по результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI). Кроме того, реализация данного мероприятия необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям АО "Мособлэнерго" энергопринимающих устройств ООО "Просперити" N 1607530).

В рамках строительства ПС 220 кВ Тютчево планируется ликвидация ПС 35 кВ Правда с сооружением на ее месте ЦРП с двумя блок-трансформаторами 2 x 16 МВА 10/6 кВ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2021 год.

Данное Мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов и планируется в 2021 году.

Объекты реконструкции 220 кВ

ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино

ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино введена в работу в 1941 году, выполнена проводом марки МП-240 и имеет протяженность 22,66 км. Пропускная способность линии составляет 600 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино в режимный день зимнего максимума 18.12.2019 составляет 5 А (1% от Iдоп. = 600 А при ТНВ -5 °C).

Согласно акту Ростехнадзора от 18.07.2016 N 93 требуется реконструкция ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино с подвеской сталеалюминевого неизолированного провода (12,484 км) и установкой металлических опор (1 Пусковой комплекс - 2 этап) без увеличения пропускной способности.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2026 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ N 239 Пушкино

(для подключения ЛЭП 110 кВ Тютчево - Пушкино I, II цепь)

Для присоединения новых ЛЭП 110 кВ Тютчево - Пушкино I, II цепь требуется реконструкция РУ 110 кВ ПС 110 кВ Пушкино с расширением на две линейные ячейки.

Реализация данного мероприятия необходима для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области, определенных по результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI). Кроме того, реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям АО "Мособлэнерго" энергопринимающих устройств ООО "Просперити" N 1607530).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2021 год.

ПС 110/10/6 кВ N 685 Мамонтовская

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью 2 x 25 МВА напряжением 110/10/6 кВ (оба 1970 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция Мамонтовская подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча;

- ВЛ 110 кВ Зеленоградская - Мамонтовская.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10/6 кВ Мамонтовская за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 39,8 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 89% от номинальной мощности, Т-2 - 71%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 159%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Мамонтовская на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 4,35 МВт (1,9 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка трансформаторов может составить 41,7 МВА (167%).

Для снятия существующих перегрузок, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 33,4 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2024 год.

ПС 110/35/10 кВ N 541 Речная

На подстанции установлены два трансформатора мощностью 2 x 25 МВА напряжением 110/35/10 кВ (1984 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ по отпаечной схеме от ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I, II цепь с отпайкой на ПС Речная.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Речная - Ивантеевка Желтая с отпайкой на ПС Ивантеевка тяговая;

- ВЛ 35 кВ Речная - Ивантеевка Красная с отпайкой на ПС Ивантеевка тяговая.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/35/10 кВ Речная за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 46,7 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 81% от номинальной мощности, Т-2 - 98%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 179%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Речная на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 37,4 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 2 x 25 МВА на два трансформатора мощностью 40 МВА каждый.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2024 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ N 77 Талицы

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 каждый мощностью 2 x 5,6 МВА напряжением 35/6 кВ (1960 и 1954 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция Талицы подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Софрино - Талицы I цепь;

- ВЛ 35 кВ Софрино - Талицы II цепь.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Талицы за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 8 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 43% от номинальной мощности, Т-2 - 58%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 143%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Талицы на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов ПС 35 кВ Талицы на трансформаторы мощностью 2 x 10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2026 год.

Городской округ Клин

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 110 кВ Тетерино

Согласно утвержденным ТУ на ТП ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N 58-18/122) намечен ввод ПС 110 кВ Тетерино с установкой двух трансформаторов мощностью 2 x 16 МВА.

Присоединение ПС 110 кВ Тетерино к сети осуществляется путем сооружения ЛЭП 110 кВ Клин - Тетерино I, II цепь с пропускной способностью не менее 390 А (ориентировочной протяженностью 2 x 4 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ОАО "РЖД".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ N 181 Клин

В настоящее время на ПС 110 кВ Клин установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью 2 x 63 МВА и напряжением 110/35/6 кВ (1995 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ и 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Радищево - Клин I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Решетниково - Клин I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Клин - Круг I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Клин - Бабайки;

- ВЛ 35 кВ Клин - Малеевка I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Першутино - Клин I, II цепь.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,25.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Клин в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 81,32 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 67%, Т-2 - 64% от номинальной мощности. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 130%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 1,5 МВА на другие центры питания.

Для снятия существующей перегрузки, и с учетом возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 65,1 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 80 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 63 МВА на 2 x 80 МВА в 2026 г.

В рамках задачи научно-технического развития и реализации пилотных проектов в электросетевом комплексе, обеспечивающих технологические условия для перехода на цифровые технологии, поставленной руководством ПАО "Россети", на ПС 110 кВ Клин планируется установка цифровых устройств релейной защиты и автоматики, измерительных трансформаторов тока и напряжения в целях перехода к цифровым ПС.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ N 443 Бабайки

В настоящее время на ПС 35 кВ Бабайки установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью 2 x 5,6 МВА напряжением 35/6 кВ (оба 1956 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Клин - Бабайки;

- ВЛ 35 кВ Бабайки - Борщево I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Рогачево - Бабайки.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Бабайки зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 8,62 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 86%, Т-2 - 68% от номинальной мощности. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 154%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Бабайки на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции режиме рекомендуется замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2 x 10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

ПС 35/10 кВ N 647 Нудоль

В настоящее время на ПС 35 кВ Нудоль установлены два трансформатора напряжением 35/10 кВ: Т-1 мощностью 4 МВА и Т-2 мощностью 3,2 МВА (1973 и 1970 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена ВЛ 35 кВ Петровская - Нудоль I, II цепь.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Нудоль зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 5,32 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 87%, Т-2 - 57% от номинальной мощности. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 165,7% - Т-2 и 132% - Т-1.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Нудоль на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 3,2 МВт (0,72 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 6,04 МВА (151% для Т-1 и 189%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2 x 6,3 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2025 год.

ПС 35/6 кВ N 776 Борщево

В настоящее время на ПС 35 кВ Борщево установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью 2 x 3,2 МВА и напряжением 35/6 кВ (1939 и 1957 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена ВЛ 35 кВ Бабайки - Борщево I, II цепь.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Борщево за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 3,8 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 69%, Т-2 - 51% от номинальной мощности. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 119%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Борщево на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2 x 4 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

ПС 35/6 кВ N 144 Першутино

В настоящее время на ПС 35 кВ Першутино установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по 6,3 МВА и напряжением 35/6 кВ (1980 и 2006 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена ВЛ 35 кВ Першутино - Клин I, II цепь.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Першутино за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 9,3 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 56%, Т-2 - 91% от номинальной мощности. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 147%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 1,24 МВА на другие центры питания.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 3,9 МВт (1,53 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 10,8 МВА (172%).

Для снятия существующей перегрузки, и с учетом возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП рекомендуется замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Сергиево-Посадский городской округ

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/10/6 кВ N 159 Бужаниново

На подстанции установлены четыре трансформатора: Т-1А и Т-2 мощностью по 1,8 МВА и напряжением 35/6 кВ (1965 и 1956 года ввода в эксплуатацию), трансформатор Т-3 мощностью по 1 МВА и напряжением 35/6 кВ (1965 года ввода в эксплуатацию) и трансформатор Т-1 (трансформатор абонента) мощностью 25 МВА и напряжением 110/35/10 кВ (1985 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ двумя ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Бужаниново - Арсаки;

- ВЛ 110 кВ Смена - Бужаниново;

- ВЛ 110 кВ Бужаниново - Ярославская.

Подстанция присоединена к сети 35 кВ по ВЛ 35 кВ Бужаниново - Горбуново.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформатора Т-1 при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов Т-1А, Т-2 и Т-3 при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C составляет 1,05.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Бужаниново по трансформаторам 35/6 кВ за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составляет 2,9 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1А (35/6 кВ) - 64%, Т-2 (35/6 кВ) - 96%, Т-3 (35/6 кВ) - 67%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит: Т-1А (35/6 кВ) - 64%, Т-2 (35/6 кВ) - 163%, Т-3 (35/6 кВ) - 163%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Бужаниново на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1А, Т-2 и Т-3 ПС 110 кВ Бужаниново на два трансформатора мощностью 2 x 4 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятий мероприятия - 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ N 545 Торгашино

На подстанции установлено два трансформатора: Т-1 мощностью 2,5 МВА и Т-2 мощностью 1,6 МВА и напряжением 35/10 кВ (1976 и 1989 года ввода в эксплуатацию).

В РУ 35 кВ подстанция Торгашино подключены следующие линии:

- ВЛ 35 кВ Ченцы - Торгашино I;

- ВЛ 35 кВ Ченцы - Торгашино II.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35/10 кВ Торгашино за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 2,7 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 71% от номинальной мощности, Т-2 - 59%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора (Т-1) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования (Т-2) составит 169%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Торгашино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,2 МВт (0,26 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 3,0 МВА (120% для Т-1 и 185% для Т-2).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1, Т-2 на трансформаторы мощностью 2 x 4 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2026 год.

ПС 35/6 кВ N 498 Орлово

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью каждый по 10 МВА и напряжением 35/6 кВ (1963 и 1971 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена:

- ВЛ 35 кВ Орлово - Гвоздево;

- ВЛ 35 кВ Орлово - Полевая с отпайкой на ПС Сватково.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Орлово за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 13,5 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 65% от номинальной мощности, Т-2 - 70%. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе - аварийное отключение трансформатора) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 135%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Орлово на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2026 год.

ПС 35/10 кВ N 315 Ченцы

В настоящее время на ПС 35 кВ Ченцы установлено два трансформатора Т-1, Т-2 мощностью 5,6 МВА и напряжением 35/10 кВ (1981 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена:

- ВЛ 35 кВ Ченцы - Торгашино I цепь;

- ВЛ 35 кВ Ченцы - Торгашино II цепь;

- ВЛ 35 кВ Ченцы - Кузьмино I цепь;

- ВЛ 35 кВ Ченцы - Кузьмино II цепь;

- ВЛ 35 кВ Кунья - Ченцы I цепь с отпайкой на ПС Богородская;

- ВЛ 35 кВ Кунья - Ченцы II цепь с отпайкой на ПС Богородская.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Ченцы зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 7,44 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 39% от номинальной мощности, Т-2 - 102%. При аварийном отключении Т-1(2) максимальная загрузка оставшегося в работе Т-1(2) составит 125%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Ченцы на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 2 x 10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2026 год.

Городской округ Солнечногорск

Объекты нового строительства

ПС 110 кВ Хметьево

Для обеспечения выдачи мощности объекта генерации ООО "АГК-1" в г.о. Солнечногорск, работающего на возобновляемых источниках энергии, установленной мощностью 70 МВт предполагаются сооружение ПС 110 кВ Хметьево с установкой трансформаторов 110/10 кВ мощностью 80 МВА, 110/10 кВ мощностью 16 МВА, 10/10 кВ мощностью 16 МВА. Подключение ПС 110 кВ Хметьево к сети 110 кВ будет осуществлено путем сооружения заходов КВЛ 110 кВ Сигма - Сенеж (2 x 6,5 км).

На сооружение ПС 110 кВ Хметьево выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-18-00-150923/102 от 18.06.2019).

Организация, ответственная за реализацию проекта в части сооружения подстанции - ООО "АГК-1", в части сооружения ЛЭП - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2022 год.

Мероприятие по вводу в работу объекта генерации ООО "АГК-1" (ТЭС Хметьево) предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов и планируется в 2022 году.

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110/10 кВ N 140 Радищево

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу XVIII) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. на присоединениях 220 кВ и 110 кВ ПС 220 кВ Радищево (при коротком замыкании за выключателем присоединения) выше отключающей способности выключателей ВЛ 220 кВ Сигма - Радищево I, II цепь, ВЛ 110 кВ Радищево - Клин I, II цепь, ВЛ 110 кВ Радищево - Ямуга I, II цепь, ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево I цепь, II цепь с отпайкой на ПС Ожогино и ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Радищево с отпайкой на ПС Ожогино. Необходимо заменить выключатели вышеуказанных ЛЭП 220 и 110 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА.

Окончание Мероприятия по замене выключателей планируется в 2022 году.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "ФСК ЕЭС".

ПС 220/110/10 кВ N 840 Омега

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу XV) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. на присоединениях 110 кВ ПС 220 кВ Омега (при коротком замыкании за выключателем присоединения) выше отключающей способности выключателей ВЛ 110 кВ Омега - Эра I, II цепь. В 2022 году на ПС 220 кВ Омега необходимо заменить выключатели ВЛ 110 кВ Омега - Эра I, II цепь на выключатели с отключающей способностью не менее 50 кА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2022 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ N 829 Время

В настоящее время на ПС 110 кВ Время установлены два трансформатора мощностью по 16 МВА и напряжением 110/10 кВ каждый (1974 и 1984 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- КВЛ 110 кВ Сигма - Эра с отпайкой на ПС Время;

- КВЛ 110 кВ Менделеево - Эра с отпайкой на ПС Время.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Время в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 24,96 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 57%, Т-2 - 99% от номинальной мощности. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 156%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 1,93 МВА на другие центры питания. С учетом перевода нагрузки загрузка трансформаторов в аварийной схеме может составить - 23,03 МВА.

Для снятия существующей перегрузки, с учетом возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания, на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 18,4 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2024 год.

ПС 110/35/6 кВ N 116 Солнечногорск

В настоящее время на ПС 110 кВ Солнечногорск установлены три трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по 20 МВА и напряжением 110/35/6 кВ каждый (оба 1962 года ввода в эксплуатацию), и Т-3 мощностью 40 МВА и напряжением 110/35/6 кВ (1966 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Поварово I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Белый Раст I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Радищево с отпайкой на ПС Ожогино;

- ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Сенеж.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Солнечногорск - Волково;

- ВЛ 35 кВ Солнечногорск - Ванино.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/35/6 кВ Солнечногорск в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 48,4 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 60% от номинальной мощности, Т-2 - 89%, Т-3 - 39%.

При аварийном отключении одного из трансформаторов загрузка оставшихся распределиться следующим образом:

- отключение Т-3 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 145% (29,2 МВА), Т-2 97% (19,4 МВА);

- отключение Т-2 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 162% (32,4 МВА), Т-3 40% (16,1 МВА);

- отключение Т-1 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-2 97% (19,4 МВА), Т-3 73% (29,2 МВА).

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Бужаниново на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 12,7 МВт (3,7 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). С учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка Т-1 в аварийном режиме может составить 34,8 МВА (174%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью не менее 27,8 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Также данное Мероприятие предусмотрено ТУ на ТП энергопринимающих устройств Королева Юрия Евгеньевича к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-20-00-820567/102).

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора Т-1 20 МВА на 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятий - 2022 год.

ПС 110/10 кВ N 20 Алабушево

На подстанции установлены два трансформатора Т-1 и Т-2 мощностью по 25 и 40,5 МВА и напряжением 110/10/6 кВ (1976 и 1962 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Алабушево - Поварово;

- КВЛ 110 кВ Сигма - Алабушево I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Мцыри - Алабушево;

- ВЛ 110 кВ Алабушево - Голубая I, II цепь.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Алабушево зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 38,4 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 77% от номинальной мощности, Т-2 - 46%. При аварийном отключении Т-2 максимальная загрузка Т-1 составит 156%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 7,11 МВА на другие центры питания. С учетом перевода нагрузки загрузка трансформаторов в аварийной схеме может составить - 31,29 МВА.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 10,9 МВт (3,8 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка трансформаторов может составить Т-1 - 35,1 МВА (140%).

Для снятия существующей перегрузки, с учетом перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью не менее 28,1 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора Т-1 25 МВА на 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2022 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ N 185 Воробьево

На подстанции установлено два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по 1 МВА и 6,3 МВА напряжением 35/6 кВ (1962 и 2012 года ввода в эксплуатацию).

В РУ 35 кВ подстанция Воробьево подключены следующие линии:

- ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки;

- ВЛ 35 кВ Поварово - Воробьево с отпайкой на ПС Индустриальную.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Воробьево за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 2,7 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 40% от номинальной мощности, Т-2 - 36%. При аварийном отключении Т-2 максимальная загрузка оставшегося в работе Т-1 составит 276%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Воробьево на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью 1 x 6,3 МВА с реализацией в 2023 году.

Согласно ТУ на ТП ЗАО "Рускан" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-18-00-190829/103) планируется замена линейных выключателей 35 кВ со встроенными ТТ ВЛ 35 кВ Поварово - Воробьево с отпайкой на ПС Индустриальную и ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки. Тип и параметры оборудования определяются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2023 год.

ПС 110/35/10 кВ N 71 Поварово

На подстанции установлено два трансформатора: Т-1 и Т-2 мощностью по 2 x 40 МВА напряжением 110/35/10 кВ (2015 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Алабушево - Поварово;

- КВЛ 110 кВ Поварово - Солнечногорск I, II цепь.

В РУ 35 кВ подстанция Поварово подключены следующие линии:

- ВЛ 35 кВ Поварово - Воронино;

- ВЛ 35 кВ Поварово - Берсень I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Поварово - Воробьево с отпайкой на ПС Индустриальная.

Согласно ТУ на ТП ЗАО "Рускан" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-18-00-190829/103) планируется замена ТТ ВЛ 35 кВ Поварово - Воробьево с отпайкой на ПС Индустриальную. Тип и параметры оборудования определяются проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2023 год.

Талдомский городской округ

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110/6 кВ N 229 Темпы

Продолжается реконструкция ПС 220 кВ Темпы.

В настоящее время на ПС 220 кВ Темпы выполнена замена автотрансформатора 220/110/6 кВ АТ-2 мощностью 125 МВА на новый автотрансформатор 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА, установлен новый нагрузочный трансформатор Т-4 220/6/6 кВ мощностью 25 МВА, смонтированы КРУЭ 220 кВ и КРУЭ 110 кВ, выполняется перевод ЛЭП 220 кВ и 110 кВ в новое КРУЭ 220 и 110 кВ. Также в работе пока остается старый автотрансформатор АТ-1 220/110/6 кВ мощностью 125 МВА 1975 года ввода в эксплуатацию.

К сети 220 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы I, II цепь;

- ВЛ 220 кВ Дмитров - Темпы I, II цепь;

- ВЛ 220 кВ Ярцево - Темпы I, II цепь.

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Темпы - Волга (западная) с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Темпы - Волга (восточная) с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Темпы - Дубна I, II с отпайкой на ПС Сестра;

- ВЛ 110 кВ Темпы - Талдом I, II с отпайкой на ПС Юркино-II;

- ВЛ 110 кВ Темпы - Экран;

- ВЛ 110 кВ Юрьево - Темпы I, II цепь с отпайками.

В 2022 г. предусматривается замена автотрансформатора АТ-1 220/110/6 кВ мощностью 125 МВА на новый автотрансформатор 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА и установка нагрузочного трансформатора Т-3 220/6/6 кВ мощностью 25 МВА.

Реализация указанных мероприятий (в части замены автотрансформатора) необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" ПС 110 кВ Долино АО "ОЭЗ ТВТ "Дубна" N 22-2012-60/ТП-М1 от 30.05.2012 с изменениями от 18.07.2016 и от 19.05.2020).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "ФСК ЕЭС".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

Данное Мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов и планируется в 2022 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/10/6 кВ N 35 Октябрьская

Планируется реконструкция РУ 110 кВ ПС 110 кВ Октябрьская с расширением на две линейные ячейки для обеспечения технологического присоединения тяговой ПС 110 кВ Мичурино к сети 110 кВ (технические условия от 02.11.2012 N 58-18/124 на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" ТПС "Сходня" (ПС 110 кВ Мичурино) с изменениями от 07.04.2014 N 58-18/165, от 26.12.2017 N И-17-00-147767/125 и от 26.11.2018 N И-18-00-173432/125).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2025 год.

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года намечается строительство 4 электроподстанций напряжением 220-110 кВ:

- 1 ПС 220 кВ - ПАО "Россети Московский регион";

- 1 ПС 110 кВ - ОАО "РЖД";

- 1 ПС 110 кВ - ООО "АГК-1";

- 1 ПС 110 кВ - Инвестор.

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года суммарный ввод мощности новых электроподстанций составит 554 МВА, в том числе:

- ПС 220 кВ - 300 МВА (ПАО "Россети Московский регион");

- ПС 110 кВ - 254 МВА (126 МВА - Инвестор, 96 МВА - ООО "АГК-1", 32 МВА - ОАО "РЖД").

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года намечается строительство 90,37 км ЛЭП, в том числе:

ЛЭП 220 кВ:

- 24,2 км - ПАО "Россети Московский регион";

- 26,2 км - ПАО "ФСК ЕЭС");

ЛЭП 110 кВ:

- 28,97 км - ПАО "Россети Московский регион";

- 4 км - Инвестор;

- 8 км - ОАО "РЖД".

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года намечается реконструкция 46 электроподстанций напряжением 500-110-35 кВ, в том числе:

- 2 ПС 500 кВ (ПАО "ФСК ЕЭС");

- 1 ПС 220 кВ (ПАО "ФСК ЕЭС");

- 16 ПС 110 кВ (ПАО "Россети Московский регион");

- 2 ПС 110 кВ (ММО "ОИЯИ");

- 24 ПС 35 кВ (ПАО "Россети Московский регион");

- 1 ПС 35 кВ (ФГБУ "Канал имени Москвы").

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года суммарный ввод мощности реконструируемых подстанций составит 3940,9 МВА, в том числе:

- ПС 500 кВ - 2200 МВА (ПАО "ФСК ЕЭС");

- ПС 220 кВ - 250 МВА (ПАО "ФСК ЕЭС");

- ПС 110 кВ - 1170 МВА (1026 МВА - ПАО "Россети Московский регион", 144 МВА - ММО "ОИЯИ");

- ПС 35 кВ - 320,9 МВА (ПАО "Россети Московский регион").

На территории Северных электрических сетей на период до 2026 года планируется провести реконструкцию 244,518 км ЛЭП, в том числе:

- 40,428 кВ ЛЭП 220 кВ (ПАО "Россети Московский регион");

- 190,99 км ЛЭП 110 кВ (ПАО "Россети Московский регион");

- 13,1 км ЛЭП 35 кВ (ПАО "Россети Московский регион").

Разработана схема электрических соединений сети 110 кВ и выше Северных электрических сетей на перспективу до 2026 года с выделением по опорным годам.

Данные по вводам и реконструкции объектов 110(35) кВ и выше на территории Северных электрических сетей и необходимых для этого инвестициях приведены в приложении 6, в таблице 67 приведены сводные данные для объектов 220 кВ и ниже.

Таблица 67

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и ниже территории северных электрических сетей

Наименование	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
новое строительство
ЛЭП 220 кВ, км	24,2	26,2
ЛЭП 110 кВ, км	4	21				15
ЛЭП 35 кВ, км
ПС 220 кВ, МВА	300
ПС 110 кВ, МВА	126	128
ПС 35 кВ, МВА
Реконструкция
ЛЭП 220 кВ, км					26,18	14,248
ЛЭП 110 кВ, км	11,37			9,92	9,7	160
ЛЭП 35 кВ, км				13,1
ПС 220 кВ, МВА		250
ПС 110 кВ, МВА	144	238		456	126	366
ПС 35 кВ, МВА		30	50,9		22,6	222,9

16.2.4. Включение новых центров питания и реконструкция электрических сетей 110(35) кВ и выше на территории Южных электрических сетей

Для повышения надежности энергоснабжения на территории Южных электрических сетей предлагается ввод новых и реконструкция ПС и ЛЭП напряжением 110(35) кВ и выше в разрезе муниципальных образований Московской области.

Городской округ Бронницы

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10/10 кВ N 605 Бронницы

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый (2004 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена:

- ВЛ 110 кВ Бронницы - Нащекино;

- ВЛ 110 кВ Бронницы - Загорново.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,25.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10/10 кВ Бронницы в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 44,5 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 48% от номинальной мощности; Т-2 - 65%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 112%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Бронницы на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 44,3 МВт (13,1 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 57,6 МВА (144%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 46,1 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 63 МВА.

Данные Мероприятия присутствуют в ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" энергопринимающих устройств ООО "Пирс" (N И-18-00-910771/103) и ООО "Шанс" (N И-16-00-956801/102).

Рекомендуется выполнить замену существующего силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА.

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2026 год.

Городской округ Домодедово

Объекты реконструкции 500 кВ

ПС 500/220/110/10 кВ N 509 Пахра

На ПС 500/220/110 кВ Пахра установлены автотрансформаторы АТ-3 (ст.) и АТ-4 (ст.) напряжением 500/110 кВ мощностью 2 x 250 МВА, автотрансформаторы АТ-1 (ст.) и АТ-2 (ст.) напряжением 220/110/10 кВ мощностью 2 x 125 МВА и автотрансформаторы АТ-3 и АТ-4 напряжением 220/110/10 кВ мощностью 2 x 250 МВА.

К сети 500 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 500 кВ Новокаширская - Пахра;

- ВЛ 500 кВ Пахра - ТЭЦ-26;

- ВЛ 500 кВ Пахра - Чагино.

К сети 220 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Пахра;

- ВЛ 220 кВ Лесная - Пахра;

- ВЛ 220 кВ Пахра - Мячково;

- ВЛ 220 кВ Пахра - Стекольная;

- ВЛ 220 кВ Пахра - Борисово;

- КВЛ 220 кВ Пахра - Чагино.

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 110 кВ Барыбино - Пахра с отпайкой на ПС Санаторная;

- ВЛ 110 кВ Видное - Пахра;

- ВЛ 110 кВ Пахра - Апаренки с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Пахра - Н. Домодедово I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I, II цепь с отп. на ПС Новоцементная;

- ВЛ 110 кВ Пахра - Сырово;

- ВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Пахра - Яковлево;

- ВЛ 110 кВ Расторгуево - Пахра;

- ВЛ 110 кВ Тишково - Пахра с отпайкой на ПС Транспортная;

- ВЛ 110 кВ Пахра - Садовая I, II цепь;

- КВЛ 110 кВ Пахра - Грач.

Реконструкция ПС 500 кВ Пахра предполагает установку на подстанции:

- 2 автотрансформаторов напряжением 500/220 кВ мощностью 500 МВА каждый;

- 2 автотрансформаторов напряжением 220/110/10 кВ мощностью 250 МВА каждый (установлены в 2019 году);

- 2 трансформаторов напряжением 220/10 (20) кВ мощностью 100 МВА каждый.

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 ЛЭП 220 кВ через полуторную цепочку. В РУ 220 кВ предусмотрено две резервные ячейки (введено в 2019 году).

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 линий. Предусматривается одна резервная ячейка.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "ФСК ЕЭС".

Срок реализации мероприятий - 2021 год.

Данное Мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов и планируется в 2021 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ N 491 Прудная

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью по 16 МВА каждый (1977 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена отпайками ВЛ 110 кВ Бор - Лужники с отпайками и ВЛ 110 кВ Бор - Добрыниха с отпайками.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Прудная в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 25,6 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 75% от номинальной мощности; Т-2 - 85%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 160%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Прудная на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 14,59 МВт (2,43 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 27,56 МВА (172%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 22,05 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятия - 2026 год.

Городской округ Дзержинский

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/6 кВ N 680 Дзержинская

На подстанции установлено два трансформатора напряжением 110/6 кВ: Т-1 мощностью 20 МВА и Т-2 мощностью 25 МВА (1967 и 1989 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена отпайками от ВЛ 110 кВ Красково - Лыткарино и ВЛ 110 кВ Красково - Мячково.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/6 кВ Дзержинская в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 25,48 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 65% от номинальной мощности; Т-2 - 60%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1 - 127,4%; Т-2 - 102%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Дзержинская на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 4,695 МВт (1,8 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 27,15 МВА (135%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью не менее 21,7 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора Т-1 20 МВА на 25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Ленинский городской округ

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ N 755 Молоково

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый (1973 и 1974 года ввода в эксплуатацию).

ПС 110 кВ Молоково присоединена к сети 110 кВ следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Яковлево - Тураево с отпайками.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Молоково в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 26,34 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 95% от номинальной мощности; Т-2 - 82%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 164,6%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Молоково на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 16,3 МВт (5,04 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 31,38 МВА (175%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 25,1 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Жилой комплекс "Молоково" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" N И-18-00-933936/125 предусмотрена замена двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый, оснащенные устройством РПН.

Таким образом, на ПС 110 кВ Молоково необходимо выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 16 МВА на 2 x 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2023 год.

ПС 110/10 кВ N 721 Ям

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА (1975 года ввода в эксплуатацию).

ПС 110 кВ Ям присоединена к сети 110 кВ отпайками от следующих ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Пахра - Апаренки с отпайками.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Ям в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 25,6 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 66% от номинальной мощности; Т-2 - 96%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 161%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Ям на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 10,35 МВт (3,4 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 29 МВА (181%).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Южные Горки" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-15-00-959791/125) планируется замена существующих трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 16 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 25 МВА.

С учетом выполнения мероприятий по ТУ на ТП загрузка установленных трансформаторов в послеаварийном режиме составит 116% и не превысит ДДТН.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2024 год.

Городской округ Люберцы

Объекты реконструкции

ПС 110/35/10/6 кВ N 2 Красково

В настоящее время на ПС 110/35/10/6 кВ Красково установлены четыре трансформатора: Т-1 и Т-2 напряжением 110/35/6 кВ мощностью 31,5 МВА и 40 МВА (1958 и 1962 года ввода в эксплуатацию), Т-3 и Т-4 напряжением 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА и 40,5 МВА (1974 и 1962 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Красково - Болятино;

- ВЛ 110 кВ Красково - Лыткарино с отпайкой на ПС Дзержинская;

- ВЛ 110 кВ Красково - Мячково с отпайкой на ПС Дзержинская;

- ВЛ 110 кВ Некрасовка - Красково I, II цепь с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ ТЭЦ 22 - Красково N 3-4 с отпайкой на Т-60Р2;

- ВЛ 110 кВ ТЭЦ 22 - Красково N 5-6 с отпайкой на Т-60Р1;

- ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отпайкой на ПС Котельники.

К сети 35 кВ подстанция подключена КВЛ 35 кВ Красково - Панки I, II цепь.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Красково в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 93,22 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 56% от номинальной мощности, Т-2 - 68%, Т-3 - 95%, Т-4 - 28%. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе - аварийное отключение трансформатора) максимальная загрузка оставшегося в работе распределиться следующим образом:

- отключение Т-1 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-2 112% (44,8 МВА), Т-3 93% (37,4 МВА), Т-4 28% (11 МВА);

- отключение Т-2 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 56% (17,5 МВА), Т-3 162% (64,4 МВА), Т-4 28% (11 МВА);

- отключение Т-3 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 140% (44,24 МВА), Т-2 68% (27,3 МВА), Т-4 49% (19,5 МВА);

- отключение Т-4 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 56% (17,5 МВА), Т-2 68% (27,3 МВА), Т-3 121% (48,4 МВА).

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Красково на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 27,6 МВт (12,2 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 105,4 МВА. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе - аварийное отключение трансформатора) максимальная загрузка оставшегося в работе распределиться следующим образом:

- отключение Т-1 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-2 127% (50,9 МВА), Т-3 101% (40,4 МВА), Т-4 35% (14,07 МВА);

- отключение Т-2 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 65% (20,6 МВА), Т-3 177% (70,7 МВА), Т-4 35% (14,1 МВА);

- отключение Т-3 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 155% (48,8 МВА), Т-2 76% (30,3 МВА), Т-4 60% (24,1 МВА);

- отключение Т-4 максимальная загрузка оставшихся в работе составит - Т-1 65% (20,6 МВА), Т-2 76% (30,3 МВА), Т-3 136% (54,5 МВА).

Перспективная нагрузка на ПС 110 кВ Красково по классам напряжения может составить:

- 35 кВ - 20,4 МВА;

- 10 кВ - 25,8 МВА;

- 6 кВ - 59,2 МВА.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется:

- замена существующего трансформатора Т-1 и Т-2 31,5 и 40 МВА на новые трансформаторы 2 x 40 МВА;

- установка двух дополнительных трансформаторов Т-5 и Т-6 110/10/6 кВ мощностью 2 x 40 МВА;

- отключение Т-3 от РУ 6 кВ;

- перераспределение нагрузки 6 кВ между Т-1, Т-2, Т-5 и Т-6.

После выполнения мероприятий максимальная загрузка трансформаторов при аварийном отключении одного из трансформаторов составит:

Т-1 113% (45,2 МВА), Т-2 113% (45,2 МВА), Т-3 68% (27,12 МВА), Т-4 68% (27,12 МВА), Т-5 - 90% (36 МВА) и Т-6 - 90% (36 МВА).

Замена ВЧ-заградителей на ПС 110 кВ Красково для обеспечения пропускной способности ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково I, II цепь не менее 698 А в 2022 г. Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Газпромнефть МНПЗ").

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022, 2026 год.

ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отпайкой на ПС Котельники

ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отпайкой на ПС Котельники протяженностью 4,91 км выполнена проводом марки АС-150, находится в эксплуатации с 1952 года (срок службы - 68 лет). Последняя реконструкция проводилась в 2004 году. Пропускная способность линии составляет 581 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составляет 322 А для ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отпайкой на ПС Котельники (55% от Iдоп.).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Специализированный застройщик Котельники" к электрическим сетям АО "Мособлэнерго" (N 1608851/Р/2/ЦА) планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отпайкой на ПС Котельники с увеличением пропускной способности не менее чем до 599 А при ТНВ -5 °C.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятия - 2026 год.

ПС 110/10 кВ N 434 Малаховка

В настоящее время на ПС 110/10 кВ Малаховка установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый (1990 и 1973 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Малаховка - Болятино I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Электроугли - Малаховка с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Малаховка - Минеральная с отпайкой на ПС Овражки.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Малаховка в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 19,2 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 66% от номинальной мощности; Т-2 - 54%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 120%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Раменская на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 17,03 МВт (9,9 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 29,1 МВА (181%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 22,28 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Городской округ Лыткарино

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 220/110/10/6 кВ N 341 Мячково

(замена выключателей)

По результатам проведенных расчетов токов короткого замыкания (см. Главу XV) определено, что величины максимально-возможных токов к.з. на присоединении 110 кВ Т-3 ПС 220 кВ Мячково (при коротком замыкании за выключателем присоединения) выше отключающей способности выключателя. В 2021 году необходимо заменить выключатель 110 кВ Т-3 на выключатель с отключающей способностью не менее 40 кА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - НИЦ ЦИАМ - филиал ФГУП "ЦИАМ им. П.И. Баранова".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

Городской округ Подольск

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110/35/10/6 кВ N 182 Гулево

Реконструируемая подстанция оснащена двумя автотрансформаторами напряжением 220/110/10 кВ мощностью по 250 МВА каждый (года ввода в эксплуатацию - 2008) и четырьмя силовыми трансформаторами: Т-1 и Т-4 напряжением 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА (года ввода в эксплуатацию - 1980 и 1981), Т-2 напряжением 110/10/6 кВ мощностью 31,5 МВА (года ввода в эксплуатацию - 1951), Т-3 напряжением 110/35/6 кВ мощностью 31,5 МВА (года ввода в эксплуатацию - 1957).

К сети 220 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Гулево I, II цепь;

- ВЛ 220 кВ Гулево - Бугры I, II цепь.

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Гулево - Северово I, II цепь с отпайкой на ПС Климовская;

- ВЛ 110 кВ Гулево - Бор I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I, II цепь с отпайкой на ПС Шепчинки;

- ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя;

- ВЛ 110 кВ Гулево - Рощинская.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Проект-Девелопмент" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" N И-18-00-147066/103 необходимо выполнить следующие мероприятия на ПС 220 кВ Гулево в 2022 г:

- Замену трансформатора тока ШСМВ 110 кВ ПС 220 кВ Гулево на трансформатор тока с пропускной способностью не менее 1200 А.

- Замену ВЧ-заградителя для обеспечения пропускной способности ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя до величины не менее 730 А при ТНВ -5 °C.

- Выполнить реконструкцию ОРУ 110 кВ с установкой линейной ячейки 110 кВ для подключения новой ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя II цепь в 2022 г.

Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

Объекты нового строительства 110 кВ

ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя II цепь

(ЛЭП проходит по территории г.о. Климовск, г.о. Подольск)

ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя находится в эксплуатации с 1984 года, выполнена проводом марки АС-240 и имеет протяженность 5,9 км. Пропускная способность линии составляет 600 А при ТНВ -5 °C (допустимый ток по проводу 780 А при ТНВ -5 °C, ограничение по линейному оборудованию на ПС 110 кВ Гулево и ПС 110 кВ Весенняя).

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя в режимный день зимнего максимума нагрузки 16.12.2020 составила 509 А (85% от Iдоп = 600 А).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Проект-Девелопмент" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион (N И-18-00-147066/103) планируется сооружение второй цепи с пропускной способностью не менее 730 А при ТНВ -5 °C.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятия - 2022 год.

ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя II цепь

Существующая ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя находится в эксплуатации с 1957 года, выполнена проводом марки АС-150 и имеет протяженность 10,7 км. Пропускная способность линии составляет 581 А при ТНВ -5 °C.

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Проект-Девелопмент" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион N (И-18-00-147066/103) планируется сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя с пропускной способностью не менее 525 А при ТНВ -5 °C (ориентировочная протяженность 10,7 км).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/6/6 кВ N 747 Весенняя

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Проект-Девелопмент" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-18-00-147066/103) на подстанции необходимо:

- Выполнить реконструкцию ОРУ 110 кВ с установкой 2 линейных ячеек 110 кВ для подключения новых ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя II цепь и ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя II цепь в 2022 г.

- Для обеспечения пропускной способности ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя до величины не менее 730 А при ТНВ -5 °C провести замену разъединителя, ВЧ-заградителя и трансформатора тока в 2022 г.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2022 г.

ПС 110/35/6 кВ N 104 Климовская

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА каждый (1966 и 1958 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена отпайками ВЛ 110 кВ Гулево - Северово I, II цепь.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Климовская - Есино;

- ВЛ 35 кВ Климовская - Молчаново I, II цепь.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/35/6 кВ Климовская в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 30,5 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 73% от номинальной мощности; Т-2 - 80%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 153%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Климовская на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 24,4 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 20 МВА на 2 x 25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2024 год.

ПС 110/35/10/6 кВ N 319 Лаговская

В настоящее время на подстанции установлены четыре трансформатора: Т-1 и Т-2 напряжением 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый (1981 года ввода в эксплуатацию), Т-3 и Т-4 напряжением 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый (2015 и 1986 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя;

- ВЛ 110 кВ Лаговская - Столбовая с отпайкой на ПС Никоново.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Лаговская - Ежовка;

- ВЛ 35 кВ Лаговская - Елисеево;

- ВЛ 35 кВ Лаговская - Епифановка;

- ВЛ 35 кВ Лаговская - Сандарово.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115 для Т-1, Т-2, Т-4 и 1,25 - для Т-3.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/35/10/6 кВ Лаговская за последние три года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 66,6 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 92% от номинальной мощности; Т-2 - 76%, Т-3 - 45%, Т-4 - 40%. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе - аварийное отключение Т-1 (Т 2) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 168% (42 МВА).

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 0,28 МВА на другие центры питания.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств к ПС 110 кВ Лаговская и питающихся от нее ПС 35 кВ максимальной заявленной мощностью 40,3 МВт (14,2 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации, из них 7,8 МВА на Т-1 и Т-2). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка трансформаторов Т-1 и Т-2 может составить 49,8 МВА (199%).

Для снятия существующей перегрузки, с учетом перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 39,8 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА (2024 год).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Проект-Девелопмент" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" N И-18-00-147066/103 предполагается установка одной дополнительной ячейки 110 кВ для новой ЛЭП 110 кВ Лаговская - Весенняя II цепь (2022 год).

Для присоединяя ЛЭП 110 кВ Лаговская - Полиграф (сооружение предусмотрено для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области, определенных по результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI), а также по ТУ на ТП N И-18-00-147066/103) будет использована существующая резервная ячейка 110 кВ (2022 год).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022, 2024 год.

ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I, II цепь

(ЛЭП проходит по территории г.о. Домодедово, г.о. Подольск)

ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь находится в эксплуатации с 1964 года, выполнена проводом марки АС-150 и имеет протяженность 12,1 км, ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь находится в эксплуатации с 1964 года, выполнена проводом марки АС-150 и имеет протяженность 17,8 км. Пропускная способность линии составляет 581 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь в режимный день зимнего максимума нагрузки 16.12.2020 составила 327 А (56% от I.доп = 581 А), ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II составила 279А (48%).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Проект-Девелопмент" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-18-00-147066/103) планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь с увеличением пропускной способности до величины не менее 747 А при ТНВ -5 °C, включая замену ошиновки на ПС 500 кВ Пахра и реконструкция ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с увеличением пропускной способности до величины не менее 778 А при ТНВ -5 °C, включая замену ошиновки и трансформатора тока на ПС 500 кВ Пахра. Протяженность реконструируемого участка по двум цепям составит 2 x 12,1 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I, II цепь с отпайкой

на ПС Шепчинки

(ЛЭП проходит по территории г.о. Подольск)

ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I, II цепь с отпайкой на ПС Шепчинки находятся в эксплуатации с 1978 года, выполнены проводом марки АС-150 и имеют протяженность 2,7 км. Пропускная способность линий составляет 581 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I цепь в режимный день зимнего максимума нагрузки 16.12.2020 составила 307 А (53% от Iдоп = 581 А), ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск II составила 207 А (36%).

Согласно утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Проект-Девелопмент" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-18-00-147066/103) планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I цепь с увеличением пропускной способности до величины не менее 598 А при ТНВ -5 °C и ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск II цепь с увеличением пропускной способности до величины не менее 625 А при ТНВ -5 °C. Протяженность реконструируемого участка по двум цепям составит 2 x 1,3 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Раменский городской округ

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/6 кВ N 195 Раменская

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый (1982 и 1983 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Донино - Раменская I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ ЦАГИ - Раменская I, II цепь.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/6/6 кВ Раменская в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 35,4 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 54% от номинальной мощности; Т-2 - 74%. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе - аварийное отключение Т-1 (Т-2) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 143%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Раменская на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 4 МВт (1,78 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 37,1 МВА (148%), что превышает ДДТН.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 29,68 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Также замену трансформаторов необходимо выполнить в соответствии с Предписанием Ростехнадзора от 29.07.2013 N 3.1-2651-пр-пл-П/0091-2013: разработать мероприятия по разгрузке в осенне-зимний период трансформаторов - трансформатор Т-2, ПС N 195 Раменская ВН на 151%, НН на 151%.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2025 год.

ПС 110/35/6 кВ N 352 Гжель

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью 2 x 25 МВА (1976 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Гжель - Донино;

- ВЛ 110 кВ Нежино - Гжель;

- ВЛ 110 кВ Бронницы тяговая - Гжель.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Речицы I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Гжель - Андреево.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/35/6 кВ Гжель в режимный день зимнего максимума 18.12.2019 составила 40,51 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 93% от номинальной мощности; Т-2 - 69%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 162%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Гжель на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 5,12 МВт (4 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 44,51 МВА (178%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 35,6 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2024 год.

ПС 110/10 кВ N 243 Нащекино

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый (1985 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Нащекино - Барыбино I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Рыболово - Нащекино;

- ВЛ 110 кВ Бронницы - Нащекино.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Нащекино в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 23,7 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 66% от номинальной мощности; Т-2 - 81%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 147%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Нащекино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 7,67 МВт (1,3 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 25 МВА (156%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 20 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

ПС 110/35/6 кВ N 23 Кварц

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью 2 x 40 МВА (2007 и 1960 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена отпайками от КВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отпайками и КВЛ 110 кВ Яковлево - Тураево с отпайками.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- КЛ 35 кВ Кварц - Стрела N 1, N 2;

- КВЛ 35 кВ Кварц - Юсупово;

- ВЛ 35 кВ Кварц - Наливная I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Кварц - Алешино.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет для Т-1 - 1,25, для Т-2 - 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Кварц в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 50,9 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 72% от номинальной мощности; Т-2 - 55%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 127%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Нащекино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 20,5 МВт (7 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 57,9 МВА (145%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 46,3 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 63 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ N 121 Асаново

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора напряжением 35/6 кВ мощностью 2 x 2,5 МВА (1979 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Елизарово - Асаново;

- ВЛ 35 кВ Алешино - Асаново.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Асаново в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 4,14 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 52% от номинальной мощности; Т-2 - 122%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1 - 184%, Т-2 - 170%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Асаново на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,47 МВт (0,08 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 4,22 МВА (168%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов ПС 35 кВ Асаново на трансформаторы мощностью 2 x 6,3 МВА.

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2024 год.

Городской округ Серпухов

Объекты реконструкции 220 кВ

ПС 220/110/10/6 кВ N 400 Ока

В настоящее время на подстанции установлены три автотрансформатора: АТ-1 напряжением 220/110/6 кВ мощностью 90 МВА (1964 года ввода в эксплуатацию), АТ-2 напряжением 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА (2014 года ввода в эксплуатацию) и АТ-3 напряжением 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА (1977 года ввода в эксплуатацию) и два трансформатора Т-3 и Т-4 напряжением 220/10/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (2019 года ввода в эксплуатацию).

К сети 220 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока;

- ВЛ 220 кВ Шипово - Ока;

- ВЛ 220 кВ Ока - Бугры I, II цепь;

- ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Ока I, II цепь.

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими линиями:

- ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Ока - Лазарево с отпайкой на ПС Дворики;

- ВЛ 110 кВ Ока - Компрессорная с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Ока - Калиново;

- ВЛ 110 кВ Ока - Калугино I, II цепь.

Предусматривается демонтаж существующих автотрансформаторов АТ-1, АТ-2, АТ-3 и установка двух автотрансформаторов напряжением 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый. Кроме того, предусматривается установка двух трансформаторов напряжением 10/6,3-6,3 кВ мощностью 25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "ФСК ЕЭС".

Срок реализации мероприятий - 2021 год.

Данное Мероприятие предусмотрено проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов и планируется в 2021 году.

Объекты реконструкции 110 кВ

ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий

Для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области в режимах летних максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ (ТНВ +30 °C), определенных по результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI), необходима замена провода ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий на участке от ПС 110 кВ Калугино до отпайки на ПС 110 кВ Пролетарий на провод марки АС-185.

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2021 год.

ПС 110/10 кВ N 807 Калугино

Для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области в режимах летних максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ (ТНВ +30 °C), определенных по результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI), необходима замена провода ошиновки на провод марки АС-185 в присоединении ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий.

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2021 год.

ПС 110/35/10 кВ N 447 Пущино

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора Т-1 напряжением 110/35/10 кВ мощностью 20 МВА (1966 года ввода в эксплуатацию), Т-2 напряжением 110/10 кВ мощностью 20 МВА (1964 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Стрелецкая - Пущино;

- ВЛ 110 кВ Пущино - Таруса I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Заповедник - Пущино.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Пущино в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 25,8 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 62% от номинальной мощности; Т-2 - 66%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 129%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможен перевод нагрузки ПС 110 кВ Пущино на другие центры питания в аварийных режимах в объеме 2,07 МВА. С учетом перевода нагрузки загрузка трансформаторов может составить 119% (23,73 МВА).

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 17,15 МВт (9,8 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции с учетом перевода нагрузки в аварийной схеме может составить 33,5 МВА (168%).

Для снятия существующей перегрузки, с учетом возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 26,8 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 20 МВА на 2 x 40 МВА.

Также данное мероприятие присутствует в утвержденных ТУ на ТП энергопринимающих администрации городского округа Пущино к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-18-00-960261/102).

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

ПС 110/35/6 кВ N 44 Серпухов

В настоящее время на подстанции установлены три трансформатора напряжением 110/35/10 кВ Т-1 мощностью 31,5 МВА (1958 года ввода в эксплуатацию), Т-2 мощностью 20 МВА (1952 года ввода в эксплуатацию) и Т-3 мощностью 40 МВА (1974 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Серпухов - Заповедник с отпайкой на ПС Компрессорная.

К сети 35 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Серпухов - Егоровка;

- ВЛ 35 кВ Серпухов - Евдокимово;

- ВЛ 35 кВ Серпухов - Река.

Согласно отчету N 04/12-02 "Техническое обследование строительных конструкций порталов, фундаментов под электротехническое оборудование ОРУ 35 - 110 кВ ПС N 44 "Серпухов" Южные электрические сети ОАО "МОЭСК" были выявлены элементы ОРУ 110 и 35 кВ имеющие дефекты.

С учетом специфики конструкции и технического состояния существующего ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Серпухов (в двухъярусном исполнении), невозможно выполнить работы на одной из систем шин без отключения второй. Существующие приемные порталы не выдержат нагрузки проводов с большим сечением. Ограниченная территория ПС, ее планировка и заходы существующих ВЛ 110/35 кВ, не позволяют осуществить строительство нового ОРУ 110 кВ с переводом в него новых присоединений. В связи с вышесказанным рекомендовано произвести комплексную реконструкцию ОРУ 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин" с применением КРУЭ 110 кВ с установкой ячеек:

- 4 трансформаторных;

- 3 линейных;

- одной ШСВ;

- одной резервной линейной ячейки.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2024 год.

Городской округ Ступино

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ N 529 Сидорово

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора Т-1 напряжением 110/10 кВ мощностью 40 МВА (1994 года ввода в эксплуатацию), Т-2 напряжением 110/10 кВ мощностью 31,5 МВА (1980 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Сидорово с отпайкой на Марс;

- ВЛ 110 кВ Сидорово - Барыбино;

- ВЛ 110 кВ Сидорово - Взлетная с отпайкой на Транспортая;

- ВЛ 110 кВ Сидорово - Малино;

- ВЛ 110 кВ Сидорово - ТЭЦ-17.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет для Т-1 - 1,25, для Т-2 - 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Сидорово в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 37,98 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 56% от номинальной мощности; Т-2 - 50%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора (Т-1) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования (Т-2) составит 121%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Сидорово на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 10,71 МВт (2,4 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 40,38 МВА (128%).

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующего трансформатора Т-2 на трансформатор мощностью не менее 32,34 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующего силового трансформатора Т-2 31,5 МВА на 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ N 657 Ялфимово

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора напряжением 35/10 кВ мощностью 2 x 6,3 МВА (1982 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция присоединена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Яганово - Ялфимово;

- ВЛ 35 кВ Сетовка - Ялфимово.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Ялфимово в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 7,34 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 70% от номинальной мощности; Т-2 - 41%. При аварийном отключении Т-1(2) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-2(1) - 116%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Ялфимово на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов ПС 35 кВ Ялфимово на трансформаторы мощностью 2 x 10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятий - 2026 год.

Городской округ Чехов

Объекты нового строительства 110 кВ

КВЛ 110 кВ Лаговская - Полиграф

Для исключения выхода параметров режима за область допустимых значений в текущей режимной-балансовой ситуации в энергосистеме Московской области, определенных по результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI), необходимо сооружение ЛЭП 110 кВ Лаговская - Полиграф пропускной способностью не менее 581 А при ТНВ -5 °C (ориентировочной протяженностью 8,5 км).

Также данное мероприятие прописано в утвержденным ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Проект-Девелопмент" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" N И-18-00-147066/103.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ N 187 Лопасня

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА и 31,5 МВА (1966 и 1962 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими линиями:

- ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I, II цепь с отпайкой на ПС Венюково;

- ВЛ 110 кВ Лопасня - Гришенки;

- ВЛ 110 кВ Лопасня - Любучаны;

- ВЛ 110 кВ Лопасня - Талеж I, II цепь.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Лопасня - Вентилятор;

- ВЛ 35 кВ Лопасня - Елохово;

- ВЛ 35 кВ Лопасня - Ерино;

- ВЛ 35 кВ Лопасня - Поповка.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110/35/6 кВ Лопасня в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 64,26 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 98% от номинальной мощности; Т-2 - 81%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит: Т-1 - 161%, Т-2 - 204%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Лопасня на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 51,4 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 60 МВА.

Также замену трансформаторов необходимо выполнить в соответствии с Предписанием Ростехнадзора от 06.06.2014 N 55-рп/П-2014: По результатам проведения замеров нагрузок в период зимнего максимума 2013/2014 годов силовой трансформатор 35 кВ Т-2 на ПС N 187 Лопасня в аварийном режиме загружен на 169%. Не разработана программа по замене указанных трансформаторов.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 40 и 31,5 МВА на 2 x 63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2023 год.

ПС 110/10/6 кВ N 567 Полиграф

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый (1972 и 1983 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими линиями:

- ВЛ 110 кВ Бугры - Полиграф;

- ВЛ 110 кВ Полиграф - Добрыниха.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10/6 кВ Полиграф в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 28,3 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 58% от номинальной мощности; Т-2 - 55%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 113%, что не превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Полиграф на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 9,03 МВт (3,3 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 31,6 МВА (126%).

Для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП, и с учетом отсутствия возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 25,3 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА в 2026 г.

Также на подстанции планируется установка линейной ячейки для присоединения новой ЛЭП 110 кВ Лаговская - Полиграф (срок реализации - 2022 год). Реализация данного мероприятия необходима для исключения выхода параметров режима за область допустимых значений в текущей режимной-балансовой ситуации в энергосистеме Московской области, определенных по результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI), а также обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Проект-Девелопмент" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" N И-18-00-147066/103).

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022, 2026 год.

АОПО ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I, II цепь с отпайкой

на ПС Венюково

Для ликвидации мест с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области, определенных по результатам анализа основных проблем функционирования и развития основной электрической сети 110 (35) кВ и выше Московской области за период 2015 - 2020 годов (раздел VI), необходима установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I, II цепь с отпайкой на ПС Венюково на ПС 110 кВ Лопасня, действующих на отключение нагрузки ПС 110 кВ Лопасня в объеме 23 МВт.

Срок реализации мероприятий - 2021 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ N 357 Елохово

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 35/6 кВ мощностью 6,3 МВА каждый (1974 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Ефремово - Елохово;

- ВЛ 35 кВ Лопасня - Елохово.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Елохово в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 10,9 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 94% от номинальной мощности, Т-2 - 80%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 173%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 1,14 МВА на другие центры питания.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 7,35 МВт (1,63 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 12,53 МВА (199%).

Для снятия существующей перегрузки, и с учетом возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов ПС 35 кВ Елохово на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2026 год.

ПС 35/6 кВ N 358 Ерино

В настоящее время на подстанции установлено два трансформатора напряжением 35/6 кВ мощностью 2 x 10 МВА (2011 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Елисеево - Ерино;

- ВЛ 35 кВ Лопасня - Ерино.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Ерино в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 16,5 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 82% от номинальной мощности; Т-2 - 40%. При аварийном отключении Т-1(2) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-2(1) - 122%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Ерино на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов ПС 35 кВ Ерино на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятий - 2026 год.

ПС 35/6 кВ N 384 Елисеево

В настоящее время на подстанции установлено три трансформатора напряжением 35/6 кВ, Т-1 мощностью 5,6 МВА, Т-2 - 6,3 МВА и Т-3 - 3,2 (1963, 1974 и 1957 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Лаговская - Елисеево;

- ВЛ 35 кВ Елисеево - Ерино.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35/6 кВ Елисеево в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 11,1 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 63% от номинальной мощности; Т-2 - 68%; Т-3 - 96%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1 - 139%, Т-2 - 124%, Т-3 - 95%, что превышает ДДТН Т-1 и Т-2.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Елисеево на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов ПС 35 кВ Елисеево на трансформаторы мощностью 2 x 10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации данного мероприятий - 2026 год.

Городской округ Кашира

Объекты нового строительства 220 кВ

ПС 220 кВ Тепличная

Согласно утвержденным 10.08.2020 ТУ на ТП (от) ООО "Агрокультура Групп" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" для электроснабжения потребителей предполагается строительство ПС 220/10 кВ Тепличная (I этап).

На подстанции предполагается установка одного трансформатора напряжением 220/10 кВ мощностью 80 МВА с сооружением заходов ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Ступино (ориентировочной протяженностью 0,2 км и 0,14 км, выполненных проводом АС-400/51).

Организация, ответственная за реализацию проекта:

- в части строительства подстанции - ООО "Агрокультура Групп";

- в части сооружения заходов ЛЭП - ПАО "ФСК ЕЭС".

Срок реализации Мероприятия - 2022 год.

Выполнение мероприятий в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов планируется в 2022 году.

ПС 110/35/10 кВ N 572 Стрелецкая

В настоящее время на ПС 110/35/10 кВ Стрелецкая установлены два трансформатора напряжением 110/35/10 кВ мощностью 2 x 25 МВА каждый (1976 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими линиями:

- ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Стрелецкая I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ Стрелецкая - Пущино.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими линиями:

- ВЛ 35 кВ Кашира - город I цепь с отпайками;

- ВЛ 35 кВ Кашира - город II цепь с отпайками.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Стрелецкая в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 32,7 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 82% от номинальной мощности; Т-2 - 49%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 131%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможен перевод нагрузки ПС 110 кВ Стрелецкая на другие центры питания в аварийных режимах в объеме 2,26 МВА.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 8,2 МВт (2,6 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (см. приложение 9) перспективная нагрузка данной подстанции может составить 35,31 МВА, с учетом возможности перевода загрузка трансформатора в аварийной схеме может составить 132% (33,05 МВА).

Для снятия существующей перегрузки, и с учетом возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания и для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на ТП на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов Т-1(2) на трансформаторы мощностью не менее 26,44 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанном значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2026 год.

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года намечается строительство 1 электроподстанции напряжением 220 кВ:

- 1 ПС 220 кВ - ООО "Агрокультура".

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года суммарный ввод мощности новых электроподстанций составит 80 МВА, в том числе:

- ПС 220 кВ - 80 МВА (ООО "Агрокультура").

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года намечается строительство 36,27 км ЛЭП, в том числе:

ЛЭП 220 кВ:

- 0,34 км - ПАО "ФСК ЕЭС".

ЛЭП 110 кВ:

- 36,27 км - ПАО "Россети Московский регион".

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года намечается реконструкция 32 электроподстанций напряжением 500-220-110-35 кВ, в том числе:

- 1 ПС 500 кВ (ПАО "ФСК ЕЭС");

- 2 ПС 220 кВ (ПАО "ФСК ЕЭС");

- 1 ПС 220 кВ (ПАО "Россети Московский регион");

- 1 ПС 220 кВ (НИЦ ЦИАМ - филиал ФГУП "ЦИАМ им. П.И. Баранова");

- 22 ПС 110 кВ (ПАО "Россети Московский регион");

- 5 ПС 35 кВ (ПАО "Россети Московский регион").

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года суммарный ввод мощности реконструируемых подстанций составит 3127,6 МВА, в том числе:

- ПС 500 кВ - 1200 МВА (ПАО "ФСК ЕЭС");

- ПС 220 кВ - 450 МВА (ПАО "ФСК ЕЭС");

- ПС 110 кВ - 1373 МВА (ПАО "Россети Московский регион");

- ПС 35 кВ - 104,6 МВА (ПАО "Россети Московский регион").

На территории Южных электрических сетей на период до 2026 года планируется провести реконструкцию 187,91 км ЛЭП ПАО "Россети Московский регион".

Разработана схема электрических соединений сети 110 кВ и выше Южных электрических сетей на перспективу до 2026 года с выделением по опорным годам.

Данные по вводам и реконструкции объектов 110(35) кВ и выше на территории Южных электрических сетей и необходимых для этого инвестициях приведены в приложении 6, в таблице 68 приведены сводные данные для объектов 220 кВ и ниже.

Таблица 68

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и ниже территории южных электрических сетей

Наименование	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
новое строительство
ЛЭП 220 кВ, км		0,34
ЛЭП 110 кВ, км		36,27
ЛЭП 35 кВ, км
ПС 220 кВ, МВА		80
ПС 110 кВ, МВА
ПС 35 кВ, МВА
Реконструкция
ЛЭП 220 кВ, км
ЛЭП 110 кВ, км	25,8				26,8	135,31
ЛЭП 35 кВ, км
ПС 220 кВ, МВА	450
ПС 110 кВ, МВА		50	130	286	210	697
ПС 35 кВ, МВА				12,6		92

В таблице 69 сведены данные по вводам и реконструкции объектов 220 кВ и ниже на территории электрических сетей Московской области на период до 2026 года.

Таблица 69

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и ниже на территории Московской области

Наименование	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
новое строительство
ЛЭП 220 кВ, км	27,62	26,54	60
ЛЭП 110 кВ, км	32,584	73,67	45,2			20,77
ЛЭП 35 кВ, км		0,05
ПС 220 кВ, МВА	596	80	500
ПС 110 кВ, МВА	222	395
ПС 35 кВ, МВА		6,3
Реконструкция
ЛЭП 220 кВ, км					26,18	14,25
ЛЭП 110 кВ, км	58,86	7,004	4,91	199,7	56,57	159,3
ЛЭП 35 кВ, км			3,6	9,5		40,9
ПС 220 кВ, МВА	450	950
ПС 110 кВ, МВА	414	368	130	742	386	1400
ПС 35 кВ, МВА		42	50,9	20,6	27,6	408,7

16.2.5. Дофинансирования в рамках утвержденным полных стоимостей строительства по базовому варианту

В настоящем разделе приведен перечень мероприятий по развитию электросетевого хозяйства, в отношении которых уже проведены комплексные испытания оборудования, но основное оборудование еще не введено компанией в состав основных средств.

Перечень мероприятий по развитию электрических сетей, учтенных в качестве действующих в рамках настоящей схемы и программы развития электроэнергетики, но ввод в основные средства которых еще не состоялся, представлен в таблице 70.

Таблица 70

Перечень мероприятий по развитию электрических сетей, требующих дофинансирования в рамках утвержденным полных стоимостей строительства

N п/п	Наименование Мероприятия	Планируемый год ввода в основные средства
1	Реконструкция ПС 110 кВ Истомкино	2026
2	Реконструкция ПС 110 кВ Наро-Фоминск с заменой трансформаторов на 3 x 63 МВА	2026
3	Реконструкция ПС 35/10 кВ N 307 Лыщево с заменой трансформаторов на 2 x 6,3 МВА	2021
4	Реконструкция ПС 110 кВ Дедово с заменой тр-ра 1 x 40 МВА	2022
5	ПС 110/35/10 кВ N 405 Волоколамск (Реконструкция ОРУ 110 кВ, строительство КРУ 35 кВ	2021
6	ПС 110/35/10 кВ N 308 Наро-Фоминск (замена выключателей)	2026
7	Реконструкция ПС 110 кВ Дарьино с заменой трансформаторов 2 x 80 МВА	2026
8	Реконструкция ПС 110 кВ Ядрошино с заменой трансформатора на 1 x 63 МВА	2026
9	ПС 35/10 кВ N 649 Северная (Реконструкция РУ 35 кВ)	2026
10	Реконструкция ПС 110 кВ Клязьма с заменой на 2 x 63 МВА	2026
11	ПС 110/10/6 кВ N 67 Усово (Реконструкция РУ 110 кВ)	2026
12	ПС 110/35/10 кВ N 71 Поварово (Реконструкция РУ 35 кВ и с заменой силовых трансформаторов 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	2026
13	ВЛ 110 кВ Серпухов - Заповедник с отпайкой на ПС Компрессорная	2026
14	Строительство заходов 110 кВ на ПС 750 кВ Грибово	2026
15	Реконструкция ПС 110/10/6 кВ N 309 Болятино с заменой трансформаторов на 2 x 63 МВА	2026
16	Реконструкция ПС 35 кВ Карповка с заменой тр-ров на 2 x 6,3 МВА	2026
17	Реконструкция ВЛ 110 кВ Кудиново - Минеральная	2025
18	Реконструкция ПС 35 кВ N 293 Каменская с установкой тр-ров 2 x 6,3 МВА, заменой выключателей ОРУ-35 кВ, ЗРУ-6 кВ	2021
19	Реконструкция ПС 110 кВ Одинцово (перезавод ВЛ-35 кВ на ПС Одинцово, ВОЛС по ВЛ-110 кВ Одинцово - Дарьино)	2022
20	Модернизация ВЛ-110 кВ Орево - Экран 3 этап	2021
21	Модернизация ВЛ 110 кВ Орево - Перемилово 2 этап	2021

16.2.6. Реконструкция электросетевых объектов в связи с низким индексом технического состояния оборудования по базовому варианту

В соответствии с Методикой оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей, утвержденной приказом Минэнерго России от 26 июля 2017 года N 676 "Об утверждении методики оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей", диапазоны индекса технического состояния определяют необходимые виды технического воздействия, представленные в таблице 71.

Таблица 71

Необходимые виды технического воздействия

Диапазон индекса технического состояния	Вид технического состояния	Вид технического воздействия
от 0 до 25	Критическое	Вывод из эксплуатации, техническое перевооружение и реконструкция
от 26 до 50	Неудовлетворительное	Дополнительное техническое обслуживание и ремонт, усиленный контроль технического состояния, техническое перевооружение
от 51 до 70	Удовлетворительное	Усиленный контроль технического состояния, капитальный ремонт, реконструкция
от 71 до 85	Хорошее	По результатам планового диагностирования
от 86 до 100	Очень хорошее	Плановое диагностирование

В таблице 72 представлен перечень мероприятий по реконструкции электросетевых объектов в связи с низким индексом технического состояния оборудования (в соответствии с письмом ПАО "Россети Московский регион" в адрес Министерства энергетики Московской области письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ). Сроки реализации указанных мероприятий определяются Сетевой организацией исходя из наличия источников финансирования в рамках текущих тарифных решений и возможности реализации по итогам проектирования.

Таблица 72

Перечень мероприятий по реконструкции электросетевых объектов в связи с низким индексом технического состояния оборудования

N п/п	Наименование мероприятия	Год ввода	Значение индекса технического состояния
1	ПС 110/35/10/6 кВ N 419 Минеральная. Модернизация ОРУ 110 кВ. Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 2 шт.	2026	38
2	ПС 110/10/6 кВ N 194 Кислородная Модернизация ОРУ110 кВ Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 4 шт.	2026	32
3	ПС 110/10/6 кВ N 652 Шульгино Модернизация ОРУ-110 кВ Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 6 шт.	2026	32
4	ПС 110/35/6 кВ N 155 Радовицы Модернизация ОРУ110 кВ Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 5 шт.	2026	38
5	ПС 35/10 кВ N 616 Сельниково замена масляного выключателя на вакуумный реклоузер 35 кВ	2025	30
6	ПС 110/35/10/6 кВ N 26 Монино Модернизация ОРУ-110 кВ Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 4 шт.	2026	33
7	ПС 110/10 кВ N 678 Ларино. Модернизация ОРУ-110 кВ Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 4 шт.	2026	33
8	ПС 110/10 кВ N 360 Белоомут Модернизация ОРУ-110 кВ Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 2 шт.	2026	36
9	ПС 110/6 кВ N 73 Озеры Модернизация ОРУ-110 кВ Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 4 шт.	2026	33
10	ПС 110/10/6 кВ N 177 Орехово Модернизация ОРУ-110 кВ Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 10 шт.	2026	33
11	ПС 110/10 кВ N 89 Авсюнино Модернизация ОРУ-110 кВ Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 3 шт.	2026	39
12	ПС 110/35/10 кВ С N 705 Жегалово Модернизация ОРУ-110 кВ Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 1 шт.	2026	38
13	Модернизация ПС 110/35/6 N 130 Электросталь с заменой выключателей РУ 110 кВ	2026	25
14	Модернизация ПС 110/10 N 195 Рыболово с заменой отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 3 шт.	2026	52
15	Реконструкция ВЛ 220 кВ ТЭЦ 26 - Гулево 1 без увеличения пропускной способности	2026	55,23
16	Реконструкция ВЛ 110 кВ Лаговская - Никоново без увеличения пропускной способности	2026	59,74
17	Реконструкция ВЛ 110 кВ Никоново - Столбовая без увеличения пропускной способности	2026	68,96
18	Реконструкция ВЛ 110 кВ Бугры - Столбовая без увеличения пропускной способности	2026	62,91
19	Реконструкция ВЛ 110 кВ Бугры - Полиграф без увеличением пропускной способности	2026	57,54

16.2.7. Мероприятия в рамках реализации утвержденным программы реновации и целевой программы замены маломасляных выключателей ПАО "Россети Московский регион" по базовому варианту

В таблице 73 представлен перечень мероприятий по реконструкции электросетевых объектов в рамках реализации утвержденной программы реновации и целевой программы замены маломасляных выключателей ПАО "Россети Московский регион".

Таблица 73

Перечень мероприятий по реконструкции электросетевых объектов, выполняемых в рамках реализации утвержденной программы реновации и целевой программы замены маломасляных выключателей ПАО "Россети Московский регион"

N п/п	Наименование Мероприятия	Год ввода
1	ПС 110 кВ Вяземы с заменой выключателей (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)	2025
2	ПС 110/6 кВ N 331 Бородино (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)	2024
3	ПС 110/35/10 кВ N 556 Кукарино (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)	2024
4	ПС 110/35/10 кВ N 381 Хващевская (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)	2025
5	ПС 110/35/10 кВ N 392 Верея (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)	2024
6	ПС 110/35/10 кВ N 158 Мишуково (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)	2025
7	ПС 110/10/6 кВ N 64 "Барвиха". с заменой МВ-110 кВ на ЭВ(ВВ)-110 кВ (8 шт.), реконструкция ЗРУ-10 кВ и ЗРУ-6 кВ	2025
8	ПС 110/35/10 кВ N 418 Руза (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)	2026
9	ПС 110/10 кВ N 701 (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)	2025
10	ПС 110/10 кВ Мухино N 732 (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)	2025
11	ПС 35/10 кВ N 811 Первомайская (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ)	2021
12	Реконструкция РУ 110 кВ ПС 110/35/10 кВ N 406 Шаховская с заменой всех масляных выключателей 110 кВ на элегазовые	2025

16.3. Предложения по включению новых центров питания и реконструкции электрических сетей 35 кВ и выше Московской области на период до 2026 года по региональному варианту электропотребления

Учитывая заявленную перспективную потребность в энергетической мощности муниципальными образованиями Московской области по вопросам стратегии их энергообеспечения с учетом развития территорий в целях обеспечения присоединения новых потребителей, разработан региональный вариант развития электрических сетей 110(35) кВ и выше энергосистемы Московской области.

Региональный вариант развития электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Московской области содержит все Мероприятия по базовому варианту и дополнительно включает в себя ряд сетевых объектов необходимых для обеспечения присоединения новых потребителей и предусматривающих опережающий темп развития индустриальных парков и технопарков, агропромышленных комплексов на территории Московской области.

16.3.1. Включение новых центров питания и реконструкции электрических сетей 110(35) кВ и выше на территории Восточных электрических сетей по региональному варианту электропотребления

Богородский городской округ

Новое строительство

ПС 220/20 кВ Вишняково и ПП 220 кВ Стрелка

Для электроснабжения участка высокоскоростной железнодорожной магистрали "Москва - Казань - Екатеринбург" сооружается ПС 220 кВ Вишняково и ПП 220 кВ Стрелка.

ПП 220 кВ Стрелка выполняется по схеме "четырехугольник" и присоединяется к сети 220 кВ путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Ногинск - Руднево.

На ПС 220 кВ Вишняково предусматривается установка двух трансформаторов мощностью 25 МВА напряжением 220/20 кВ каждый. ПС 220 кВ Вишняково присоединяется к сети 220 кВ путем сооружения двух ЛЭП 220 кВ Стрелка - Вишняково I, II цепь (2 x 0,22 км - заходы на ПП 220 кВ, 2 x 5,82 км - от ПП 220 кВ до ПС 220 кВ Вишняково).

Организация, ответственная за реализацию проекта:

- в части подстанции - ОАО "РЖД";

- в части сооружения ПП 220 кВ по схеме "четырехугольник" и сооружения заходов ЛЭП - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2024 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ N 4143 Кудиново

В настоящее время на ПС 110 кВ Кудиново установлены два трансформатора мощностью 2 x 20 МВА напряжением 110/10/6 кВ (1960 и 1964 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Кудиново - Минеральная с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Кудиново - Шульгино;

- ВЛ 110 кВ Булгаково - Кудиново;

- ВЛ 110 кВ Кудиново - Электроугли.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Кудиново - Акрихин;

- ВЛ 35 кВ Кудиново - Купавна I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Храпуново - Кудиново.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Кудиново зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 18,2 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 93% от номинальной мощности, Т-2 - 0%. При аварийном отключении Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Кудиново токовая загрузка оставшегося в работе Т-2 (Т-1) составит 93%.

По данным ПАО "Россети Московской регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) перевод нагрузки ПС 110 кВ Кудиново на другие центры питания в аварийных режимах составляет 1,74 МВА.

На сегодняшний день объем мощности по заявкам на ТП к ПС 110 кВ Кудиново, ПС 35 кВ Акрихин, ПС 110 кВ Купавна и ПС 35 кВ Храпуново составляет 18,7 МВт (8,74 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП перспективная нагрузка данной подстанции может составить 26,94 МВА, при этом загрузка Т-1 (Т-2) в аварийном режиме с учетом перевода нагрузки может составить 126% от номинальной мощности.

Для возможности исполнения заявок об осуществлении технологического присоединения на подстанции рекомендуется выполнить замену трансформаторов 2 x 20 МВА на 2 x 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Городской округ Егорьевск

Новое строительство

ПС 110/10 кВ Летняя

Для обеспечения возможности подключения к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" энергопринимающих устройств ООО "МВБ Групп" сооружается ПС 110 кВ Летняя по схеме "мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий" в 2024 году.

На подстанции планируется установка трансформатора мощностью 63 МВА напряжением 110/10 кВ. Подключение к сети 110 кВ будет осуществлено путем сооружения заходов от ВЛ 110 кВ Фосфоритная - Сирена (2 x 50 м) в 2024 году.

На данный объект выданы ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "МВБ Групп" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (от 14.07.2017 N 58-08/11).

Организация, ответственная за реализацию проекта в части строительства переключательного пункта 110 кВ по схеме "мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий" и сооружения заходов ВЛ 110 кВ Фосфоритная - Сирена - ПАО "Россети Московский регион", в части ПС - инвестор.

Срок реализации Мероприятия - 2024 году.

Городской округ Коломна

Новое строительство

ПС 110/10 кВ Колычево

Для электроснабжения жилищно-коммунального хозяйства г.о. Коломна сооружается ПС 110/10 кВ Колычево.

На подстанции предусматривается установка двух трансформаторов мощностью 40 МВА напряжением 110/10 кВ каждый, оснащенных устройствами РПН.

Для присоединения к сети 110 кВ будут сооружаться заходы ВЛ 110 кВ Голутвин - Городна и ВЛ 110 кВ Голутвин - Ива (4 x 2 км) с пропускной способностью не менее 581 А при ТНВ -5 °C, с образованием новых ВЛ 110 кВ Голутвин - Колычево I, II цепь; ВЛ 110 кВ Колычево - Ива; ВЛ 110 кВ Колычево - Городна и строительство нового участка ВЛ 110 кВ до ВЛ 110 кВ Голутвин - Рубин (1 км) с образованием ВЛ 110 кВ Колычево - Рубин с пропускной способностью не менее 544 А при ТНВ -5 °C, а участок линии от ПС 220/110 кВ Голутвин до места сплетения нового участка демонтировать.

Максимальная мощность энергопринимающих устройств Заявителя - 37,38 МВт. На данный объекта выданы ТУ на ТП энергопринимающих устройств АО "Энергоцентр" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (от 11.07.2016 N 58-18/245).

Организация, ответственная за реализацию проекта - АО "Энергоцентр".

Срок реализации Мероприятия - 2025 год.

Орехово-Зуевский городской округ

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/6 кВ N 240 Сосниха

В настоящее время на ПС 35 кВ Сосниха установлены два трансформатора: трансформатор Т-1 и Т-2 мощностью 3,2 МВА напряжением 35/6 кВ (1953 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ ТЭЦ-6 - Сосниха;

- ВЛ 35 кВ Торфяная - Сосниха.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Сосниха зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 3,57 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 61% от номинальной мощности, Т-2 - 53%. При аварийном отключении трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит Т-1(2) - 115%, что превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Сосниха на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

На сегодняшний день объем мощности по заявкам и заключенным договорам на ТП к ПС 35 кВ Сосниха составляет 3,29 МВт (0,73 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП перспективная нагрузка данной подстанции может составить 4,3 МВА, при этом загрузка Т-1 (Т-2) в аварийном режиме с учетом перевода нагрузки может составить 134%.

Для возможности исполнения заявок об осуществлении технологического присоединения на подстанции рекомендуется выполнить замену трансформаторов 2 x 3,2 МВА на 2 x 6,3 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Городской округ 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 по 40 МВА каждый напряжением 110/10 кВ. КРУЭ 110 кВ соорудить по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанное на присоединение двух линий, двух трансформаторов и шиносоединительного выключателя. Подключение к сети 110 кВ будет осуществлено путем сооружения двухцепной ЛЭП 110 кВ Каскадная - Реутово I, II цепь (2 x 3 км) и двухцепной ЛЭП 110 кВ Восточная - Реутово I, II цепь (2 x 4 км) с пропускной способностью не менее 132 А.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ООО "РеутЭнерго".

Срок реализации Мероприятия - 2022 году (присоединение к энергосистеме осуществляется посредством ЛЭП 110 кВ Восточная - Реутово I, II цепь), 2021 (присоединение к энергосистеме осуществляется посредством ЛЭП 110 кВ Каскадная - Реутово I, II цепь).

Данные Мероприятия включены в договор ТП между ПАО "Россети Московский регион" и ООО "РеутЭнерго" N ИА-16-349-3(906015) - дополнительное соглашение заключено 20.12.2019.

Городской округ Шатура

Объекты реконструкции 110 кВ

ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Экситон с отпайкой на ПС Губино, ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Дулево с отпайкой на ПС Губино

ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Экситон с отпайкой на ПС Губино протяжностью 63,22 км выполнена проводом МГ-95 и находится в эксплуатации с 1991 года. Пропускная способность линии составляет 422 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Экситон с отпайкой на ПС Губино в режимный день зимнего максимума нагрузки 16.12.2020 составила 130 А (31% от I.доп. = 422 А при ТНВ -5 °C).

ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Дулево с отпайкой на ПС Губино протяжностью 45,9 км выполнена проводом МГ-95 и находится в эксплуатации с 1972 года. Пропускная способность линии составляет 422 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Дулево с отпайкой на ПС Губино в режимный день зимнего максимума нагрузки 16.12.2020 составила 240 А (57% от I.доп. = 422 А при ТНВ -5 °C).

Для снижения степени риска последствий отказа в связи с высокой оценкой последствий отказа (25) требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Экситон с отпайкой на ПС Губино и ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Дулево с отпайкой на ПС Губино с заменой морально устаревших металлических опор из узкополочного уголка типа АМ-103 и ПМ-103 и провода на участках "оп. 1 - оп. 150" и "оп. 200 - оп. 222" (37 км), в связи с высоким коэффициентом износа. Замена провода с увеличением пропускной способности не требуется.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Стадия реализации проекта - проектно-изыскательские работы.

Срок реализации мероприятий - 2025 год.

16.3.2. Включение новых центров питания и реконструкции электрических сетей 110(35) кВ и выше на территории Западных электрических сетей по региональному варианту электропотребления

Городской округ Истра

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 35/10 кВ N 542 Петровская (перевод на 110 кВ)

В настоящее время на ПС 35 кВ Петровская установлены два трансформатора напряжением 35/10 кВ мощностью по 4 МВА каждый (1974 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Петровская - Нудоль I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Лыщево - Петровская I, II цепь;

- ВЛ 35 кВ Румянцево - Петровская I, II цепь.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35/10 кВ Петровская в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 3,7 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 60% от номинальной мощности, Т-2 - 33%. При аварийном отключении Т-1 (Т-2) ПС 35 кВ Петровская токовая загрузка оставшегося в работе Т-2 (Т-1) составит 93%.

На подстанции предполагается установка двух трансформаторов мощностью по 25 МВА каждый напряжением 110/35/10 кВ. ОРУ 110 кВ выполняется по схеме "мостик с пятью выключателями и ремонтной перемычкой со стороны линии".

К сети 110 кВ подстанция присоединяется путем сооружения заходов ЛЭП 110 кВ Ядрошино - Румянцево на ПС 110 кВ Петровская с образованием ЛЭП 110 кВ Ядрошино - Петровская и ЛЭП 110 кВ Петровская - Румянцево.

Общая протяженность заходов составит 15,1 км.

Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей к ПС 35 кВ Лыщево, ПС 35 кВ Нудоль, ПС 35 кВ Петровская.

На сегодняшний день объем мощности по заключенным договорам об осуществлении технологического присоединения к ПС 35 кВ Петровская, ПС 35 кВ Лыщево, находящимся на исполнении, составляет 1,7 МВА и 0,32 МВА.

На реконструкцию ПАО "Россети Московский регион" были выданы Технические требования от 15.02.2018 N 58-09/3.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2025 году.

Объекты нового строительства 110 кВ

КВЛ 110 кВ Слобода - Дедово

КВЛ 110 кВ Слобода - Дедово протяженностью 8,7 км выполнена проводом АС-150 и кабелем 2XS(FL)2Y 1 x 1200, находится в эксплуатации с 1958 года. Допустимый ток по проводу составляет 581 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная загрузка КВЛ 110 кВ Слобода - Дедово в зимний режимный день 16.12.2020 составляет 57% (331 А).

Планируется сооружение второй цепи КВЛ 110 кВ Слобода - Дедово (протяженность порядка 11,492 км).

Обоснованием для продолжения реконструкции является значительное освоение капиталовложений.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2024 году.

Одинцовский городской округ

Новое строительство

ПС 110/10 кВ Фуньково

По данным АО "Мособлэнерго" по г. Звенигород и прилегающим населенным пунктам на сегодняшний день на исполнении находится 256 заявок на технологическое присоединение общей мощностью 34,4 МВт (приложение 9).

Для обеспечения электроснабжения социально значимых объектов, в том числе для электроснабжения городских потребителей, жилищно-коммунального хозяйства, предприятий г. Звенигород и прилегающих населенных пунктов, планируется сооружение ПС 110/10 кВ Фуньково.

На ПС 110/10 кВ Фуньково планируется установка двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2 x 25 МВА.

Присоединение к сети 110 определяется проектом.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ N 584 Звенигород

В настоящее время на ПС 110 кВ Звенигород установлены три трансформатора напряжением 110/35/6 кВ: Т-1 и Т-2 мощностью 2 x 40 МВА и Т-3 мощностью 15 МВА (2009, 2005 и 1952 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Голицыно - Звенигород I, II цепь.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Звенигород - Дачная;

- ВЛ 35 кВ Крылово - Звенигород;

- ВЛ 35 кВ Каменская - Звенигород.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,25.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Звенигород в режимный день зимнего максимума 18.12.2019 составила 49,9 МВА (допустимая мощность ЦП 42 МВА), при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 50% от номинальной мощности, Т-2 - 82%, Т-3 - 0%. При аварийном отключении Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Звенигород токовая загрузка оставшегося в работе Т-2 (Т-1) составит 124,8% от номинальной мощности.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Звенигород на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

На сегодняшний день объем мощности по заявкам и заключенным договорам на ТП к ПС 110 кВ Звенигород составляет 7,2 МВт (1,6 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП перспективная нагрузка данной подстанции может составить 51,5 МВА, при этом загрузка Т-1 (Т-2) в аварийном режиме составит 128% от номинальной мощности.

Для возможности исполнения заявок об осуществлении технологического присоединения на подстанции рекомендуется выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2025 год.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Кубинка - Ивановская I, II цепь с отпайками с сооружением отпаек на ПС 110 кВ Звенигород

(ЛЭП проходит по территории Одинцовского городского округа и городского округа Истра)

ВЛ 110 кВ Кубинка - Ивановская I, II цепь с отпайками на ПС Каринская и ПС Дюдьково протяженностью каждой цепи 43,2 км выполнены проводом АС-120, находится в эксплуатации с 1967 года, последняя реконструкция проводилась в 2010 году. Допустимый ток по проводу составляет 503 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Кубинская - Ивановская I, II цепь с отпайками в зимний режимный день 16.12.2020 составила 45 А и 183 А (9% и 36% от I.доп. = 503 А при ТНВ -5 °C) соответственно.

Так как при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Кубинка - Ивановская I, II цепь (расположены на совместном подвесе более чем на половине длины) происходит обесточение ПС 110 кВ Звенигород и отсутствует возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Звенигород на другие центры питания, необходима реконструкция ВЛ 110 кВ Кубинская - Ивановская I, II цепь с отпайками с сооружением кабельно-воздушных заходов на ПС 110/35/6 кВ Звенигород.

Реконструкция выполняется в два этапа.

На первом этапе сооружаются отпайки от ВЛ 110 кВ Кубинка - Ивановская I, II цепь с отпайками и присоединяются к ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Звенигород через разъединители отключенные в нормальном режиме работы.

На втором этапе отпайка на ПС 110 кВ Звенигород от КВЛ 110 кВ Кубинка - Ивановская I цепь с отпайками отсоединяется от ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Звенигород, а КВЛ 110 кВ Кубинка - Ивановская II цепь с отпайками заводится на ПС 110 кВ Звенигород по схеме "заход-выход" с образованием новых КВЛ 110 кВ Кубинка - Звенигород с отпайками и КВЛ 110 кВ Звенигород - Ивановская.

Общая длина заходов составляет 4 км.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2025 год.

ПС 110/10 кВ N 782 Мамоново

В настоящее время на ПС 110/10 кВ Мамоново установлены два силовых трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый (2007 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Медведевская - Одинцово I, II цепь с отпайкой на ПС Мамоново.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,25.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/10 кВ Соловьево за последние три года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 44,34 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 56% от номинальной мощности, Т-2 - 57%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 108%, что не превышает ДДТН.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Мамоново на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

На сегодняшний день для технологического присоединения к ПС 110 кВ Мамоново заключено договоров, находящихся на исполнении, и подано заявок на технологическое присоединение общим объемом мощности 9,14 МВА. Нагрузка с учетом заключенных договоров составит 53,48 МВА.

Для снятия существующих перегрузок и обеспечения возможности исполнения договоров на технологическое присоединение, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется провести реконструкцию с заменой силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

16.3.3. Предложения по включению новых центров питания и реконструкции электрических сетей 35 кВ и выше на территории Северных электрических сетей по региональному варианту электропотребления

Дмитровский городской округ

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 35/6 кВ N 184 Вахромеево (перевод на 110 кВ)

На подстанции установлены три трансформатора: Т-1 мощностью 4 МВА и напряжением 35/6 кВ (1962 года ввода в эксплуатацию), и два трансформатора Т-2 и Т-3 мощностью 2 x 6,3 МВА и напряжением 35/6 кВ (2017 и 2015 года ввода в эксплуатацию).

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 составляет 1,05.

Подстанция присоединена к сети 35 кВ тремя ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Вахромеево - Васильково;

- ВЛ 35 кВ Икша I - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки;

- ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Вахромеево в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составляет 6,76 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-2 - 64% от номинальной мощности, Т-3 - 42%, Т-1 - откл. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит: Т-2 - 110%, Т-3 - 99%.

На подстанции предполагается установка двух трансформаторов мощностью по 25 МВА каждый напряжением 110/35/10 кВ.

Присоединение к сети 110 кВ предлагается путем сооружения заходов ВЛ 110 кВ Икша - Белый Раст N 3, ориентировочной протяженностью 2 x 5 км.

Перевод ПС 35 кВ Вахромеево позволит снизить переток мощности через абонентскую ПС N 231 Икша I, повысит надежность электроснабжения в аварийных и ремонтных схемах потребителей транзита 35 кВ Поварово - Вахромеево - Икша I.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

Реконструкция электрической сети 35 кВ прилегающей к ПС 35/6 кВ N 184 Вахромеево

В районе расположения ПС 35 кВ Вахромеево необходимо выполнить реконструкцию следующего электросетевого оборудования:

Наименование ЛЭП	Допустимый ток при ТНВ -5°, А	Расчетная (требуемая) пропускная способность при ТНВ -5°		Оборудование, требующее замены
		А	%
ВЛ 35 кВ Базарово - Икша I	200	390	195	ТТ на ПС Базарово 200 А, ТТ ПС Икша 1 200 А; [Провод АС-150]
ВЛ 35 кВ Базарово - Катуар	200	340	170	ТТ на ПС Базарово; [Провод 390/Iдоп = 503 А]
ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отп. на ПС Зарамушки	150	158	105	ТТ на ПС Воробьево = 150 А; ТТ на ПС Вахромеево = 150 А; Ошиновка на ПС Вахромеево АС-50; часть линии с Проводом АС-50
ВЛ 35 кВ Икша I - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки	200	340	170	ТТ на ПС Икша I 200 А; ТТ на ПС Вахромеево; [Провод 210/Iдоп = 271 А])
ВЛ 35 кВ Софрино - Громово	165	186	113	По условиям РЗА; [Провод АС-50]
ВЛ 35 кВ Громово - Васильково	150	171	114	ТТ на ПС Васильково; [Провод 210/Iдоп = 271 А]

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2024 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/35/6 кВ N 231 Икша I

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 каждый мощностью по 25 МВА напряжением 110/35/6 кВ (2009 и 2011 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ пятью ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Икша I - Белый Раст I, II цепь с отпайкой на ПС Трудовая;

- ВЛ 110 кВ Икша I - Белый Раст N 3 цепь с отпайкой на ПС Трудовая;

- ВЛ 110 кВ Комсомольская - Икша I;

- ВЛ 110 кВ Икша I - Икша II.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,25.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Икша I за последние 3 года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 19.12.2018 и составила 28 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 58% от номинальной мощности, Т-2 - 66%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 118%.

Загрузка с учетом заключенных договоров ПС 35 кВ Вахромеево (8,9 МВА), ПС 35 кВ Мелихово (4, 1 МВА), ПС 35 кВ Базарово (3,8 МВА), ПС 35 кВ Катуар (6,03 МВА) составит 135%.

Для снятия перегрузки трансформаторов, для улучшения схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ требуется реконструкция подстанции с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ФГБУ "Канал имени Москвы".

Срок реализации Мероприятия - 2024 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

Организация второго питания ПС 35/6 кВ N 717 Мелихово

ВЛ 35 кВ Громово - Васильково введена в работу в 1957 году, выполнены проводом марки АС-50, АС-70 и имеет протяженность 16,963 км. Пропускная способность линии составляет 200 А при ТНВ -5 °C, ограничение по ТТ, ошиновке и проводу. Фактическая максимальная загрузка ВЛ 35 кВ Громово - Васильково в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составляет 56 А (37% от I.доп. = 150 А при ТНВ -5 °C).

Подстанция Мелихово присоединена к сети 35 кВ одной ВЛ 35 кВ Икша - Мелихово. Пропускная способность линии составляет 150 А при ТНВ -5 °C, ограничение по ТТ. Фактическая максимальная загрузка ВЛ 35 кВ Икша - Мелихово в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составляет 148 А (67% от I.доп. = 300 А при ТНВ -5 °C).

Для повышения надежности электроснабжения в аварийных и ремонтных схемах потребителей, питающихся от данной подстанции по сети 6 кВ, для обеспечения возможности исполнения поданных заявок на технологическое присоединение к ПС Мелихово, планируется строительство отпайки ВЛ 35 кВ Громово - Васильково по трассе ВЛ 35 кВ Икша 1 - Мелихово с реконструкцией ВЛ 35 кВ Громово - Васильково.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

ПС 35/10 кВ N 98 Софрино

Для ликвидации перегрузок и обеспечения пропускной способности ВЛ 35 кВ Софрино - Гудово планируется замена выносных трансформаторов тока ТТ 35 кВ на ПС 35 кВ Софрино.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

ПС 35/10/6 кВ N 467 Растовцы

Подстанция присоединена к сети 35 кВ двумя ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Запрудня - Растовцы;

- ВЛ 35 кВ Растовцы - Юркино II с отпайкой на ПС Юркино I.

Для ликвидации перегрузок и обеспечения пропускной способности ВЛ 35 кВ Растовцы - Юркино II с отпайкой на ПС Растовцы необходимо произвести замену ошиновки на ПС 35 кВ Растовцы.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

ПС 35/10 кВ N 465 Мельчевская

Подстанция присоединена к сети 35 кВ двумя ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Орево - Мельчевская;

- ВЛ 35 кВ Запрудня - Мельчевская.

Для ликвидации перегрузок и обеспечения пропускной способности ВЛ 35 кВ Орево - Мельчевская планируется замена выносных трансформаторов тока ТТ 35 кВ на ПС 35 кВ Мельчевская.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

ПС 35/6 кВ N 237 Гудово

Подстанция присоединена к сети 35 кВ двумя ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Софрино - Гудово;

- ВЛ 35 кВ Горелово - Гудово.

Для ликвидации перегрузок и обеспечения пропускной способности ВЛ 35 кВ Горелово - Гудово планируется замена выносных трансформаторов тока ТТ 35 кВ на ПС 35 кВ Гудово.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

Городской округ Дубна

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 110/10 кВ Наукоград <*>

___________________________________

<*> Целесообразность реализации мероприятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики (ПАО "Россети московский регион").

Планируется сооружение ПС 110 кВ Наукоград для обеспечения электроснабжения социально значимых объектов, в том числе для электроснабжения городских потребителей, предприятий городского округа Дубна Московской области.

На ПС 110/10 кВ Наукоград планируется установка двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2 x 25 МВА.

Присоединение к сети 110 кВ предлагается путем сооружения отпаек от ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы I, II цепь с отпайками (ориентировочной протяженностью 2 x 0,52 км - ПАО "Россети Московский регион").

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - определить проектом.

Городской округ Клин

Объекты нового строительства 35 кВ

Строительство заходов от ВЛ 35 кВ Клин - Бабайки до ПС Березки (с образованием ВЛ 35 кВ Клин - Березки и ВЛ 35 кВ Березки - Бабайки)

Планируется строительство заходов от ВЛ 35 кВ Клин - Бабайки до ПС Березки, с образованием ВЛ 35 кВ Клин - Березки и ВЛ 35 кВ Березки - Бабайки ориентировочной протяженностью 2 x 0,8 км.

Реализация данных мероприятий позволит повысить надежность электроснабжения данного узла 35 кВ, так как в настоящее время ПС запитаны по КЛ 35 кВ, введенным в эксплуатацию с 1965 по 1970 годы (нормативный срок службы 30 лет). КЛ проходит по частным территориям, территориям СНТ, в связи с чем затруднена эксплуатация КЛ, определение места повреждения и проведение земляных работ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2025 годы.

Городской округ Королев

Объекты реконструкции 110 кВ

ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки I, II цепь, ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки N 3 с отпайкой на ПС Колонцово

ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки I и II цепь протяженностью 2,5 км выполнены проводом марки АС-120 и АС-240 и находятся в эксплуатации с 1966 года. Пропускная способность составляет 503 А при ТНВ -5 °C. Длина реконструируемого участка 5,04 км.

ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки N 3 с отпайкой на ПС Колонцово протяженностью 3,8 км выполнена проводом марки АС-120 и АС-240 и находится в эксплуатации с 1953 года. Пропускная способность линии составляет 503 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки I, II цепь в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 328 А (60%) и 306 А (61%).

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки N 3 с отпайкой на ПС Колонцово в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 - была отключена, в режимный день зимнего максимума 18.12.2019 составила 308 А (61%).

Предполагается следующее сетевое строительство:

- ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки I цепь сцепляется с ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь, при этом образуется ВЛ 110 кВ Хвойная - Тополь;

- Сооружение захода ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки на ПС 110 кВ Новые Подлипки, с образованием ВЛ 110 кВ новые Подлипки - Клязьма с отпайкой на ПС Подлипки и ВЛ 110 кв Новые Подлипки - Тополь.

Изменение вышеуказанной топологии не требуется. Основанием для продолжения реконструкции линии является значительное освоение капиталовложений.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2021 год.

Процент освоения денежных средств - 50%.

Городской округ Лобня

Новое строительство 110 кВ

ПС 110/10 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 Луговая - Шереметьево (длина заходов 2 x 1,5 км). При этом образуются ЛЭП 110 кВ Женевская - Шереметьево с пропускной способностью не менее 626 А при ТНВ -5.о C и ЛЭП 110 кВ Луговая - Женевская с пропускной способностью не менее 903 А при ТНВ -5.о C.

РУ 110 кВ планируется выполнить по схеме "две рабочие системы шин", рассчитанным на присоединение 2 линий 110 кВ, 2 трансформаторов и шиносоединительного выключателя. Кроме того, необходимо предусмотреть место для размещения 4 резервных ячеек 110 кВ.

На данный объект выданы технические условия на технологическое присоединение от 18.05.2015 N 58-18/216 ПС 110/10/6 кВ Женевская (АО "Энергоцентр") к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" с изменениями от 12.04.2016.

Согласно изменениям в технические условия от 25.04.2016 для подключения ПС 110 кВ Женевская необходимо выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Женевская - Шереметьево для обеспечение пропускной способности не менее 485А при ТНВ +25 °C и ВЛ 110 кВ Луговая - Женевская для обеспечения пропускной способности не менее 700 А при ТНВ +25 °C. Марка и сечение ЛЭП определяется проектом.

Организация, ответственная за реализацию проекта - АО "Энергоцентр".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

ВЛ 110 кВ Луговая - Белый Раст с отпайкой на ПС Аксаково

ВЛ 110 кВ Луговая - Белый Раст с отпайкой на ПС Аксаково введена в работу в 1968 году, выполнена проводом марки АС-150 и имеет протяженность 15,2 км. Допустимый ток по проводу составляет 581 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Луговая - Белый Раст с отпайкой на ПС Аксаково в зимний режимный день 16.12.2020 составляет 8% (41 А).

Требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Луговая - Белый Раст с отпайкой на ПС Аксаково с увеличением пропускной способности до значения не менее 633А.

Реализация указанных мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей.

Данные Мероприятия предусмотрены техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" 18.05.2015 N 58-18/216 с изменениями от 18.05.2015 N 58-18/216.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 году.

Городской округ Мытищи

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10 кВ N 668 Флагман

На подстанции установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый, оснащенных устройством РПН (2016 года ввода в эксплуатацию).

ПС 110 кВ Флагман присоединена к сети отпайками от ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча и ВЛ 110 кВ Зеленоградская - Мамонтовская (строительство ЛЭП 110 кВ Мамонтовская - Флагман I, II цепь ( x 5 км).

На втором этапе (2021 год) меняется схема присоединения ПС 110 кВ Флагман к сети 110 кВ. Предполагается реконструкция РУ 110 кВ Мамонтовская с расширением на 2 дополнительные ячейки 110 кВ для образования ЛЭП 110 кВ Мамонтовская - Флагман I, II цепь.

Организация ответственная за реализацию проекта - АО "РегионЭнергоСетьСтрой".

Завершение мероприятий по второму этапу планируется в 2026 году.

На данный объект выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" от 21.08.2013 N 58-18/135 с изменениями от 28.04.2014 N 58-18/168, от 11.08.2014 N 58-18/175, N И-18-00-146657/125 от 21.11.2018.

КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая

КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая протяженностью 13,9 км выполнена проводом АС-150, находится в эксплуатации с 1969 года. Допустимый ток по проводу составляет 503 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная загрузка КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая в зимний режимный день 16.12.2020 составляет 40% (202 А).

Требуется реконструкция КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая с увеличением пропускной способности до значения не менее 605 А.

Реализация указанных мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей.

Данные Мероприятия предусмотрены техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" 18.05.2015 N 58-18/216 с изменениями от 18.05.2015 N 58-18/216.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 году.

КВЛ 110 кВ Уча - Жостово

КВЛ 110 кВ Уча - Жостово протяженностью 11,6 км выполнена проводом АС-150, находится в эксплуатации с 2007 года. Допустимый ток по проводу составляет 581 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная загрузка КВЛ 110 кВ Уча - Жостово в зимний режимный день 16.12.2020 составляет 7% (40 А).

Требуется реконструкция КВЛ 110 кВ Уча - Жостово с увеличением пропускной способности до значения не менее 810 А.

Реализация указанных мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей.

Данные Мероприятия предусмотрены техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" 18.05.2015 N 58-18/216 с изменениями от 18.05.2015 N 58-18/216.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 году.

КВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово с отпайкой

на ПС 110 кВ Аксаково

КВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово с отпайкой на ПС Аксаково введена в работу в 2017 году, выполнена проводом марки АС-120 и кабелем АПвПу2г 1 x 630(гж)/265ов-64/110 кВ и имеет протяженность 32,5 км. Допустимый ток по проводу составляет 503 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная загрузка КВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово с отпайкой на ПС 110 кВ Аксаково в зимний режимный день 16.12.2020 составляет 8% (41 А).

Требуется реконструкция КВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово с увеличением пропускной способности до значения не менее 753А.

Реализация указанных мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей.

Данные Мероприятия предусмотрены техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" 18.05.2015 N 58-18/216 с изменениями от 18.05.2015 N 58-18/216.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 году.

Городской округ Пушкинский

Объекты реконструкции 110 кВ

ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча

ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча введена в работу в 1984 году, выполнена проводом марки АС-240 и имеет протяженность 7,782 км. Пропускная способность линии составляет 581 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 246 А (42% от I.доп. = 581 А при ТНВ -5 °C).

Требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча (7,9 км) с увеличением пропускной способности до значения не менее 640 А, включая замену разъединителя, трансформатора тока и ВЧ заградителя на ПС 110 кВ Мамонтовская и ВЧ-заградителя на ПС 220 кВ Уча.

Реализация указанных мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей.

Данные Мероприятия предусмотрены техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" от 21.08.2013 N 58-18/135 с изменениями от 28.04.2014 N 58-18/168, от 11.08.2014 N 58-18/175, N И-18-00-146657/125 от 21.11.2018.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

ВЛ 110 кВ Новософрино - Зеленоградская

ВЛ 110 кВ Новософрино - Зеленоградская введена в работу в 1958 году, выполнена проводом марки АС-150 и имеет протяженность 8,94 км. Пропускная способность линии составляет 581 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Новософрино - Зеленоградская в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составила 133 А (23% от I. доп. = 581 А при ТНВ -5 °C).

Требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Новософрино - Зеленоградская (8,9 км) с увеличением пропускной способности до значения не менее 686 А при ТНВ -5 °C.

Реализация указанных мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей.

Данные Мероприятия предусмотрены техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" от 21.08.2013 N 58-18/135 с изменениями от 28.04.2014 N 58-18/168, от 11.08.2014 N 58-18/175, N И-18-00-146657/125 от 21.11.2018.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2025 год.

Объекты реконструкции 35 кВ

ПС 35/10 кВ N 647 Нудоль

В настоящее время на ПС 35 кВ Нудоль установлены два трансформатора напряжением 35/10 кВ: Т-1 мощностью 4 МВА и Т-2 мощностью 3,2 МВА (1973 и 1970 года ввода в эксплуатацию).

К сети 35 кВ подстанция присоединена ВЛ 35 кВ Петровская - Нудоль I, II цепь.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C для Т-1 и Т-2 составляет 1,05.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ Нудоль зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 5,32 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 87%, Т-2 - 57% от номинальной мощности. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 165,7% - Т-2 и 132% - Т-1.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Нудоль на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

На сегодняшний день для технологического присоединения к ПС 35 кВ Нудоль заключено договоров, находящихся на исполнении, и подано заявок на технологическое присоединение общим объемом мощности 5,5 МВт. (1,22 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП перспективная нагрузка данной подстанции может составить 6,54 МВА, при этом загрузка Т-1(Т-2) в аварийном режиме составит 204% - Т-2 и 164% - Т-1.

Для снятия существующей перегрузки, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется замена существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью 2 x 10 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Сергиево-Посадский городской округ

Новое строительство 35 кВ

ВЛ 35 кВ Полевая - Рюмино, ВЛ 35 кВ Рюмино - Сватково

Планируется строительство ВЛ 35 кВ Полевая - Рюмино протяженностью около 3 км и ВЛ 35 кВ Рюмино - Сватково, протяженностью порядка 2 км.

Реализация данных мероприятий позволит повысить надежность электроснабжения данного узла 35 кВ, так как в настоящее время ПС запитаны по КЛ 35 кВ, введенным в эксплуатацию с 1965 по 1970 годы (нормативный срок службы 30 лет). КЛ проходит по частным территориям, территориям СНТ, в связи с чем затруднена эксплуатация КЛ, определение места повреждения и проведение земляных работ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2026 год.

Городской округ Солнечногорск

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 110/35/10 кВ Литвиново

Для обеспечения возможности подключения к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" энергопринимающих устройств ООО "Индустриальный парк "СЕВЕР" сооружается ПС 110 кВ Литвиново.

На подстанции планируется установка трансформатора мощностью 25 МВА напряжением 110/35/10 кВ. Подключение к сети 110 кВ будет осуществлено путем сооружения отпаек от ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Белый Раст I, II цепь (2 x 0,05 км).

На данный объект выданы технические условия от 29.10.2018 на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" объектов электросетевого хозяйства ПАО "Россети Московский регион".

Организация, ответственная за реализацию проекта - Инвестор.

Срок реализации Мероприятия - 2026 году.

Объекты нового строительства 35 кВ

Строительство отпаек 35 кВ от ВЛ 35 кВ

Солнечногорск - Ванино и ВЛ 35 кВ Валуйки - Ванино до ПС Рогово

Планируется строительство отпаек 35 кВ от ВЛ 35 кВ Солнечногорск - Ванино и ВЛ 35 кВ Валуйки - Ванино до ПС Рогово ориентировочной протяженностью 2 x 4 км.

Реализация данных мероприятий позволит повысить надежность электроснабжения данного узла 35 кВ, так как в настоящее время ПС запитаны по КЛ 35 кВ, введенным в эксплуатацию с 1965 по 1970 годы (нормативный срок службы 30 лет). КЛ проходит по частным территориям, территориям СНТ, в связи с чем затруднена эксплуатация КЛ, определение места повреждения и проведение земляных работ.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10/6 кВ N 429 Шереметьево

(для обеспечения пропускной способности ВЛ 110 кВ

Шереметьево - Белый Раст, КВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово с отпайкой на ПС Аксаково)

ВЛ 110 кВ Шереметьево - Белый Раст протяженностью 21,27 км выполнена проводом марки АС-150, находится в эксплуатации с 1968 года (срок службы - 52 лет). Пропускная способность линии составляет 581 А при ТНВ -5 °C.

Подстанция присоединена к сети 110 кВ тремя ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Шереметьево - Луговая;

- ВЛ 110 кВ Шереметьево - Белый Раст;

- КВЛ 110 кВ Жостово - Мельчевская с отпайкой на ПС 110 кВ Аксаково.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Шереметьево - Белый Раст в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 составляет 280 А (48% от I.доп. = 581 А при ТНВ -5 °C).

Требуется реконструкция с увеличением пропускной способности ВЛ 110 кВ Шереметьево - Белый Раст до значений не менее 665 А при ТНВ -5 °C путем замены ВЧ-заградителя на ПС 110 кВ Шереметьево.

КВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово с отпайкой на ПС Аксаково введена в работу в 2017 году, выполнена проводом марки АС-120 и кабелем АПвПу2г 1 x 630(гж)/265ов-64/110 кВ и имеет протяженность 32,5 км. Пропускная способность линии составляет 503 А при ТНВ -5 °C.

Требуется реконструкция КВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово с отпайкой на ПС Аксаково с увеличением пропускной способности до значений не менее 971 А при ТНВ -5 °C путем замены ошиновки на ПС 110 кВ Шереметьево.

Мероприятия по обеспечению пропускной способности предусмотрены ТУ на ТП (например, от 18.05.2015 N 58-18/216 ПС 110/10/6 кВ Женевская (АО "Энергоцентр") к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" с изменениями от 12.04.2016).

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

ВЛ 110 кВ Шереметьево - Белый Раст

ВЛ 110 кВ Шереметьево - Белый Раст введена в работу в 1968 году, выполнена проводом марки АС-150 и имеет протяженность 15,2 км. Допустимый ток по проводу составляет 581 А при ТНВ -5 °C. Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Шереметьево - Белый Раст в зимний режимный день 16.12.2020 составляет 48% (280 А).

Требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Шереметьево - Белый Раст с увеличением пропускной способности до значения не менее 515А.

Реализация указанных мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей.

Данные Мероприятия предусмотрены техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" 18.05.2015 N 58-18/216 с изменениями от 18.05.2015 N 58-18/216.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 году.

ПС 110/10 кВ N 664 Аксаково

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 и Т-2 каждый мощностью по 16 МВА напряжением 110/10 кВ (1973 года ввода в эксплуатацию).

Подстанция присоединена к сети 110 кВ отпайками от следующих ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Шереметьево - Луговая с отпайкой на ПС 110 кВ Аксаково;

- ВЛ 110 кВ Луговая - Белый Раст;

- КВЛ 110 кВ Жостово - Мельчевская с отпайкой на ПС 110 кВ Аксаково.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,115.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Аксаково в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 17,8 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 86% от номинальной мощности, Т-2 - 21%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 110%.

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Аксаково на другие центры питания в аварийных режимах отсутствует.

На сегодняшний день для технологического присоединения к ПС 110 кВ Аксаково заключено договоров, находящихся на исполнении, и подано заявок на технологическое присоединение общим объемом мощности 4,6 МВА. Нагрузка с учетом заключенных договоров составит 19,3 МВА. (121%).

Для снятия существующих перегрузок и обеспечения возможности исполнения договоров на технологическое присоединение, а также в связи с отсутствием возможности перевода нагрузки в аварийных режимах на другие центры питания на подстанции рекомендуется провести реконструкцию с заменой силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2026 год.

16.3.4. Включение новых центров питания и реконструкции электрических сетей 110(35) кВ и выше на территории Южных электрических сетей по региональному варианту электропотребления

Городской округ Кашира

Объекты нового строительства 110 кВ

ПС 110/10 кВ Терново (Н. Металлист)

Для электроснабжения потребителей городского округа Кашира предполагается строительство подстанции 110/10 кВ Терново с установкой двух трансформаторов мощностью 40 МВА напряжением 110/10 кВ каждый. Присоединение данной подстанции к энергосистеме планируется путем сооружения заходов ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Стрелецкая I, II цепь (~ 4 x 1 км) с пропускной способностью не менее чем у провода АС-240/32.

Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" объектов электросетевого хозяйства АО "Энергоцентр" ПС 110 кВ Терново согласованы 19.02.2016.

Организация, ответственная за реализацию проекта - АО "Энергоцентр".

Срок реализации Мероприятия - 2026 году.

Городской округ Подольск

Объекты нового строительства 110 кВ

КВЛ 110 кВ Северово - Фетищево I, II цепь

В г.о. Подольск планируется строительство КВЛ 110 кВ Северово - Фетищево I, II цепь.

Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей.

Пропускная способность сооружаемых КВЛ 110 кВ Северово - Фетищево I, II цепь должна быть не менее 437 А при ТНВ +25 °C (ориентировочная протяженность 6,11 км).

Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ДКРС - Москва ОАО "РЖД" к сетям ПАО "Россети Московский регион" N И-17-00-918992/103).

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2024 год.

Строительство ВЛ 110 кВ Гулево - Санаторная

Согласно утвержденным ТУ на ТП ООО "ППК Косино" и ООО "ММЦ Усады" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион", планируется следующее электросетевое строительство:

- отключение отпайки в сторону ПС 110 кВ Санаторная от ВЛ 110 кВ Барыбино - Пахра с отпайкой на ПС Санаторная;

- строительство новой ЛЭП 110 кВ от ПС 220 кВ Гулево в сторону ПС 110 кВ Санаторная;

- сплетение отпайки и новой ЛЭП 110 кВ с образованием ВЛ 110 кВ Гулево - Санаторная протяженностью 5,7 км.

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2026 год.

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10/6 кВ N 480 Северово

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Гулево - Северово I, II цепь с отпайкой на ПС Климовская.

На подстанции предусмотрена установка 2 линейных ячеек 110 кВ для присоединения новой КВЛ 110 кВ Северово - Фетищево I, II цепь.

Реализация этих мероприятий необходима для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (например, данное мероприятие предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ДКРС - Москва ОАО "РЖД" к сетям ПАО "Россети Московский регион" N И-17-00-918992/103).

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации Мероприятия - 2024 год.

ПС 110/35/10/6 кВ N 319 Лаговская

В настоящее время на подстанции установлены четыре трансформатора: Т-1 и Т-2 напряжением 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый (1981 года ввода в эксплуатацию), Т-3 и Т-4 напряжением 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый (2015 и 1986 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя;

- ВЛ 110 кВ Лаговская - Столбовая с отпайкой на ПС Никоново.

К сети 35 кВ подстанция подключена следующими ЛЭП:

- ВЛ 35 кВ Лаговская - Ежовка;

- ВЛ 35 кВ Лаговская - Елисеево;

- ВЛ 35 кВ Лаговская - Епифановка;

- ВЛ 35 кВ Лаговская - Сандарово.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет - 1,115 для Т-1, Т-2, Т-4 и 1,25 - для Т-3.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110/35/10/6 кВ Лаговская за последние три года зафиксирована в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 66,6 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 92% от номинальной мощности; Т-2 - 76%, Т-3 - 45%, Т-4 - 40%. В послеаварийном режиме (n-1 элемент в работе - аварийное отключение Т-1 (Т 2) максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 168% (42 МВА).

По данным ПАО "Россети Московский регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ) в аварийных режимах можно перевести нагрузку в размере 0,28 МВА на другие центры питания.

Перспективная нагрузка ПС 110 кВ Лаговская с учетом реализации действующих договоров на ТП составляет 49,8 МВА, при замене Т-1 и Т-2 на 2 x 40 МВА согласно базовому прогнозу загрузка трансформаторов в послеаварийном режиме составит 124,5%. В связи с чем в случае роста потребления и подачи дополнительных крупных заявок на ТП рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 63 МВА.

Организация, ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Срок реализации мероприятий - 2022, 2026 год.

Городской округ Серпухов

Объекты реконструкции 110 кВ

ПС 110/10/6 кВ N 69 Котельники

На подстанции установлены два трансформатора: Т-1 мощностью 40,5 МВА и Т-2 мощностью 40 МВА напряжением 110/10/6 кВ (1965 и 1972 года ввода в эксплуатацию).

К сети 110 кВ подстанция подключена отпайками от следующих ЛЭП:

- ВЛ 110 кВ ТЭЦ 22 - Болятино с отпайкой на ПС Котельники;

- ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отпайкой на ПС Котельники.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81, коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре охлаждающего воздуха плюс 5 °C и при нормальном режиме нагрузки составляет 1,155.

Согласно данным ПАО "Россети Московский регион" фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ Котельники в режимный день зимнего максимума 16.12.2020 и составила 45,5 МВА, при этом трансформаторы были загружены: Т-1 - 64% от номинальной мощности, Т-2 - 49%. При аварийном отключении наиболее загруженного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 114%.

На сегодняшний день объем мощности по заявкам и заключенным договорам на ТП составляет 5,8 МВА. При этом перспективная нагрузка данной подстанции может составить 48,1 МВА (120%).

Для возможности исполнения заявок об осуществлении технологического присоединения на подстанции рекомендуется выполнить замену трансформаторов 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА.

Данное мероприятие предусмотрено ТУ на ТП энергопринимающих устройств АО "Компания АТОЛ" к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" (N И-19-00-926916/102).

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2026 год.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов 1, 2 цепь

ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов 1, 2 цепь протяжностью 12,8 и 14,5 км выполнены проводом АС-150 и находятся в эксплуатации с 1940 и 1930 года. Пропускная способность обоих цепей составляет 544 А при ТНВ -5 °C.

Фактическая максимальная загрузка ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов 1, 2 цепь в режимный день зимнего максимума нагрузки 16.12.2020 составила 318 А (58% от I.доп. = 544 А при ТНВ -5 °C).

Согласно ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" объектов электросетевого хозяйства АО "Энергоцентр" (ПС 110 кВ Терново) (N И-14-00-943874/102) планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов 1, 2 цепь с увеличением пропускной способности не менее 732 А при ТНВ -5 °C.

Организация ответственная за реализацию проекта - ПАО "Россети Московский регион".

Окончание реконструкции - 2024 год.

16.4. Оценка капитальных вложений реализации мероприятий

Для рекомендуемых мероприятий по развитию электрических сетей на территории Московской области определены объемы электросетевого строительства и выполнена оценка капитальных вложений в их реализацию.

Стоимость реализации рекомендуемых мероприятий определена на основании:

1. Проекта СиПР ЕЭС 2021-2027 (далее - проект СиПР ЕЭС).

Для мероприятий, стоимость которых принята на основании данных проекта СиПР ЕЭС, указана полная стоимость строительства в прогнозных ценах соответствующих лет (млн. руб. с НДС). Полная стоимость и план финансирования приняты в соответствии с техническими параметрами соответствующих мероприятий из проекта СиПР ЕЭС.

2. Инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС" (утв. приказом Минэнерго России N 34@ от 30.12.2020) (далее - ИП ПАО "ФСК ЕЭС").

Для мероприятий, стоимость которых принята на основании данных ИП ПАО "ФСК ЕЭС", указана оценка полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн. руб. с НДС). Полная стоимость и план финансирования приняты в соответствии с техническими параметрами соответствующих мероприятий из ИП ПАО "ФСК ЕЭС".

3. Инвестиционной программы ПАО "Россети Московский регион" (утв. приказом Минэнерго России N 33@ от 30.12.2020) (далее - ИП ПАО "Россети Московский регион").

Для мероприятий, стоимость которых принята на основании данных ИП ПАО "Россети Московский регион", указана оценка полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн. руб. с НДС). Полная стоимость и план финансирования приняты в соответствии с техническими параметрами соответствующих мероприятий из ИП ПАО "Россети Московский регион".

4. "Укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства" (далее - УНЦ) <2>.

___________________________________

<2> УНЦ утверждены приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 17.01.2019 N 10.

УНЦ приведены в ценах по состоянию на 1 января 2018 года.

Для определения величины капитальных затрат в текущих ценах 1 квартала 2021 года применены индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал, указанные в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года (базовый прогноз) и Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов (базовый прогноз), в соответствии с пунктом 381 Правил заполнения форм раскрытия сетевой организацией информации об инвестиционной программе, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 05.05.2016 N 380 (таблица 74).

Таблица 74

Индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал

Наименование	Наименование документа-источника данных	Реквизиты документа	Годы
			2018	2019	2020	1 кв. 2021
Индекс - дефлятор инвестиций в основной капитал, процентов к предыдущему году	Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года	Подготовлен Министерством экономического развития Российской Федерации, дата публикации 30.09.2019	105,3	-	-	-
	Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов	Подготовлен Министерством экономического развития Российской Федерации, дата публикации 26.09.2020	-	106,8	106,2	101,3

При формировании плана финансирования мероприятий, отсутствующих в проекте СиПР ЕЭС и актуальных инвестиционных программах сетевых организаций, сроки сооружения (реконструкции/технического перевооружения) рекомендуемых электросетевых объектов определены на основании СТО 56947007-29.240.121-2012 "Сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередачи 35-1150 кВ" <3>. Объем финансирования мероприятий в прогнозных ценах соответствующих лет определен с учетом прогнозных индексов-дефляторов инвестиций в основной капитал, указанных в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов (базовый прогноз) <4>, Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года (базовый прогноз) <5>, Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года (базовый прогноз) <6>.

___________________________________

<3> Утв. приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 01.06.2012 N 302.

<4> Подготовлен Министерством экономического развития Российской Федерации, дата публикации 26.09.2020.

<5> Подготовлен Министерством экономического развития Российской Федерации, дата публикации 30.09.2019.

<6> Подготовлен Министерством экономического развития Российской Федерации, дата публикации 28.11.2018.

Сводный перечень мероприятий, необходимых к реализации в рамках базового и регионального вариантов развития электрических сетей Московской области, укрупненные капитальные вложения в реализацию рекомендуемых мероприятий (с разбивкой по собственникам) и рекомендуемый год их реализации приведены приложении 6.

16.5. Расчет тарифных последствий для потребителей электрической энергии при реализации мероприятий перечня вновь сооружаемых, а также действующих электросетевых объектов 110 (35) кВ и выше

Целью оценки тарифных последствий является определение влияния реализации мероприятий, рекомендуемых в базовом варианте СиПР Московской области на 2022 - 2026 годы (далее - СиПР Московской области), на единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям Московской области (далее - котловые тарифы).

Порядок расчета тарифов на услуги по передаче электрической энергии предусмотрен Основами ценообразования, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.11 N 1178 и Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными приказом Федеральной службы по тарифам России от 06.08.2004 N 20-э/2.

Тарифы на услуги по передаче электрической энергии являются едиными для всех потребителей услуг (кроме сетевых организаций), расположенных на территории одного субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории), независимо от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены.

Котловые тарифы устанавливаются:

1) В отношении населения и приравненных к нему категорий потребителей;

2) В отношении прочих потребителей дифференцированно по уровням напряжения - ВН, СН I СН II, НН.

Для расчета котловых тарифов суммируются необходимые валовые выручки (далее - НВВ) каждой сетевой организации, расположенной на территории субъекта Российской Федерации. НВВ сетевой организации включает в себя НВВ на содержание электрических сетей и НВВ на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии и обеспечивает возмещение экономически обоснованных расходов на передачу электрической энергии, включая расходы на инвестиции, предусмотренные утвержденными инвестиционными программами.

16.5.1. Прогноз НВВ на содержание электрических сетей

На текущий 2021 год на территории Московской области осуществляют свою деятельность 64 сетевые организации. Самой крупной территориальной сетевой организацией является ПАО "Россети Московский регион" (с долей НВВ на содержание электрических сетей - 71% в суммарной НВВ сетевых организаций Московской области).

Деятельность по передаче электрической энергии всех территориальных сетевых организаций Московской области регулируется с применением метода долгосрочной индексации НВВ.

Для выполнения прогноза НВВ на содержание электрических сетей сначала был осуществлен прогноз НВВ без учета влияния реализации мероприятий, рекомендуемых в СиПР Московской области. Прогноз выполнен с учетом утвержденных НВВ территориальных сетевых организаций на соответствующие годы рассматриваемого периода (2022 - 2026 годы). На период, в котором утвержденная НВВ сетевой организации отсутствовала, ее значение определено исходя из последнего имеющегося значения утвержденной НВВ и соответствующего индекса роста потребительских цен, принятого на основании прогноза социально-экономического развития Российской Федерации Минэкономразвития России.

Для выполнения оценки влияния реализации мероприятий, рекомендуемых в СиПР Московской области на НВВ на содержание электрических сетей был сформирован перечень рекомендуемых мероприятий по базовому варианту развития электрических сетей 35 кВ и выше Московской области, реализация которых может привести к незапланированному росту НВВ (далее - мероприятия СиПР). Данный перечень был определен путем исключения из общего состава мероприятий СиПР Московской области проектов, которые удовлетворяют следующим условиям:

- Проект включен в утвержденную инвестиционную программу ПАО "Россети Московский регион" (при этом стоимость проекта определена);

- Организацией, ответственной за реализацию проекта, является ПАО "ФСК ЕЭС";

- Проект планируется к реализации за счет средств потребителя, и при этом новый/реконструируемый объект будет находится в зоне эксплуатационной ответственности потребителя.

Перечень мероприятий представлен в приложении 10.

Оценка изменения НВВ на содержание электрических сетей выполнена в соответствии с "Методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки" (далее - МУ по расчету тарифов).

На основании анализа структуры затрат на оказание услуг по передаче электрической энергии сетевыми организациями, регулирование деятельности которых осуществляется методом долгосрочной индексации НВВ, выявлены следующие основные статьи затрат, изменение которых повлечет за собой реализация мероприятий:

1) Капитальные вложения;

2) Подконтрольные расходы;

3) Амортизация;

4) Налог на имущество;

5) Налог на прибыль.

При формировании плана капитальных вложений сроки сооружения (реконструкции/технического перевооружения) рекомендуемых электросетевых объектов определены на основании СТО 56947007-29.240.121-2012 "Сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередачи 35-1150 кВ". Капитальные вложения приведены в расчете в прогнозных ценах соответствующих лет с учетом прогнозных индексов-дефляторов инвестиций в основной капитал, указанных в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов (базовый прогноз), Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года (базовый прогноз), Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года (базовый прогноз).

Изменение подконтрольных расходов определено через изменение количества условных единиц в эксплуатации на основании:

1) Долгосрочных параметров регулирования территориальных сетевых организаций Московской области;

2) Формы раскрытия информации о структуре и объемах затрат на оказание услуг по передаче электрической энергии сетевыми организациями, регулирование деятельности которых осуществляется методом долгосрочной индексации НВВ, ПАО "Россети Московский регион" на 2021 год (план);

3) Утвержденного Комитетом по ценам и тарифам Московской области значения подконтрольных расходов ОАО "РЖД" (Московская дирекция по энергообеспечению) на 2021 год <7>;

4) Утвержденного Комитетом по ценам и тарифам Московской области значения подконтрольных расходов АО "Оборонэнерго" (филиал "Центральный" в границах Московской области) на 2021 год <8>.

___________________________________

<7> Протокол заседания Комитета по ценам и тарифам Московской области от 18.12.2020 N 54, экспертное заключение N 39.

<8> Протокол заседания Комитета по ценам и тарифам Московской области от 18.12.2020 N 54, экспертное заключение N 63.

Изменение количества условных единиц электросетевого оборудования рассчитано в соответствии с "Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" с учетом коэффициента, определяющего степень загрузки вводимых в эксплуатацию объектов электросетевого хозяйства, равного 1.

Затраты на амортизацию новых введенных электросетевых объектов определены исходя из срока их полезного использования, определенного как средний срок полезного использования, установленный Классификацией основных средств, включаемых в амортизационные группы, для ВЛ и основного электрооборудования подстанций - 15 лет. В расчете принят линейный метод начисления амортизации.

Ставки налогов приняты в соответствии с требованиями Налогового кодекса Российской Федерации (часть вторая) (далее - НК РФ):

- налог на прибыль - 20% (глава 25 НК РФ);

- налог на имущество - 2,2% (глава 30 НК РФ).

Изменение параметров НВВ по годам рассчитано с учетом прогнозируемых индексов роста потребительских цен, принятых в соответствии с прогнозами социально-экономического развития Российской Федерации, указанных выше.

Следует отметить, что реализация мероприятий, выполняемых за счет потребителя в рамках технологического присоединения его энергопринимающих устройств, не приводит к росту статьи НВВ на содержание электрических сетей "Капитальные вложения" и, соответственно, статьи "Налог на прибыль", однако приводит к росту статей "Амортизация", "Налог на имущество", "Подконтрольные расходы".

Основные капитальные вложения в соответствии с приведенным в приложении 10 перечнем мероприятий приходятся на ПАО "Россети Московский регион" (83% от общего объема капитальных вложений). Необходимо отметить, что прирост статьи "Капитальные вложения" не превышает так называемый резерв инвестиционной программы ПАО "Россети Московский регион" (предельные расходы на финансирование капитальных вложений из прибыли). Расчет резерва выполнен укрупненно в соответствии с МУ по расчету тарифов.

16.5.2. Прогноз НВВ на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии

Прогноз НВВ на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии выполнен на основании прогноза объема технологического расхода (потерь) электрической энергии в сетях территориальных сетевых организаций по годам и прогнозной цены покупки электрической энергии в целях компенсации технологического расхода (потерь) электрической энергии.

Прогноз объема технологического расхода (потерь) электрической энергии в сетях территориальных сетевых организаций выполнен исходя из базового значения объема технологического расхода (потерь) электрической энергии на 2021 год, определенного на основании распоряжения Комитета по ценам и тарифам Московской области N 299-Р от 18.12.2020 "Об установлении единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии по сетям на территории Московской области на 2021 год" (далее - Распоряжение об установлении котловых тарифов на 2021 год) и годовых темпов прироста объема потерь, соответствующих темпам прироста полезного отпуска электрической энергии (и электропотребления).

Годовые темпы прироста объема электропотребления и технологического расхода (потерь) электрической энергии в сетях территориальных сетевых организаций Московской области представлены в таблице 75.

Таблица 75

Годовые темпы прироста объема электропотребления и технологического расхода (потерь) электрической энергии в сетях территориальных сетевых организаций Московской области

Наименование	отчет	прогноз
	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Базовый вариант <*>
Электропотребление Московской области, млрд кВтч	55,57	55,60	56,07	56,47	57,12	57,43	57,70
годовой темп прироста электропотребления и потерь, %			0,84	0,70	1,15	0,55	0,47

___________________________________

<*> Соответствует варианту потребления электрической энергии, разработанному, в рамках проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов.

Прогнозная цена покупки электрической энергии в целях компенсации технологического расхода (потерь) электрической энергии определена с учетом цены покупки электрической энергии в целях компенсации расхода (потерь) электрической энергии ПАО "Россети Московский регион" на 2021 год (план) и прогнозируемых индексов роста потребительских цен, принятых в соответствии с прогнозами социально-экономического развития Российской Федерации, указанных в разделе 1.1.

Результаты оценки влияния реализации мероприятий, рекомендуемых в СиПР Московской области, на НВВ представлены в таблице 76.

Таблица 76

Результаты оценки влияния реализации мероприятий, рекомендуемых в СИПР Московской области, на НВВ

Показатель	Единицы измерения	Базовый год	Годы прогноза
		2021	2022	2023	2024	2025	2026
Капитальные вложения ТСО Московской области	тыс. руб.	0,00	1201683,33	1066583,33	682183,33	1561258,33	1465058,33
Первоначальная стоимость вводимых основных средств ТСО Московской области на начало периода	тыс. руб.	0,00	0,00	50716,67	1473666,67	3023591,67	3346583,33
Ввод основных средств ТСО Московской области	тыс. руб.	0,00	50716,67	1422950,00	1549925,00	322991,67	3015775,00
Норма амортизации	%		6,7%	6,7%	6,7%	6,7%	6,7%
Амортизация за период ТСО Московской области	тыс. руб.	0,00	1699,01	51066,84	150658,15	213400,86	325249,55
Накопленная амортизация ТСО Московской области	тыс. руб.	0,00	1699,01	52765,85	203424,00	416824,87	742074,41
Остаточная стоимость основных производственных средств на конец периода ТСО Московской области	тыс. руб.	0,00	49017,66	1420900,82	2820167,66	2929758,47	5620283,92
Прирост количества у.е. ТСО Московской области, в т.ч.:	у.е.	0,00	0,00	144,63	411,00	0,00	47,23
по ПАО "Россети Московский регион"	у.е.		0,00	136,87	201,00	0,00	47,23
по ОАО "РЖД"	у.е.		0,00	7,60	105,00	0,00	0,00
по АО "Оборонэнерго"	у.е.		0,00	0,16	105,00	0,00	0,00
ИПЦ	о.е.		1,04	1,04	1,04	1,04	1,04
ИПЦ (к базовому году)	о.е.		1,04	1,08	1,12	1,17	1,22
Базовый уровень подконтрольных расходов ПАО "Россети Московский регион"	тыс. руб.	14353524,00	14908000,63	15509687,54	16128368,97	16772213,46	17440921,61
Базовое количество у.е. электросетевого оборудования ПАО "Россети Московский регион"	у.е.	455030,00	455030,00	455030,00	455030,00	455030,00	455030,00
Количество у.е. ПАО "Россети Московский регион" с учетом СиПР	у.е.	455030,00	455030,00	455166,87	455367,87	455367,87	455415,10
Базовый уровень подконтрольных расходов ОАО "РЖД"	тыс. руб.	163041,96	169340,27	176174,84	183202,46	190515,90	198111,77
Базовое количество у.е. электросетевого оборудования ОАО "РЖД"	у.е.	33454,42	33454,42	33454,42	33454,42	33454,42	33454,42
Количество у.е. ОАО "РЖД" с учетом СиПР	у.е.	33454,42	33454,42	33462,02	33567,02	33567,02	33567,02
Базовый уровень подконтрольных расходов АО "Оборонэнерго"	тыс. руб.	697588,99	724536,85	753779,16	783847,41	815138,60	847638,18
Базовое количество у.е. электросетевого оборудования АО "Оборонэнерго"	у.е.	40162,67	40162,67	40162,67	40162,67	40162,67	40162,67
Количество у.е. АО "Оборонэнерго" с учетом СиПР	у.е.	40162,67	40162,67	40162,83	40267,83	40267,83	40267,83
Коэффициент эластичности подконтрольных расходов по количеству активов ТСО Московской области	%	75%	75%	75%	75%	75%	75%
Индекс эффективности подконтрольных расходов ТСО Московской области	%	1%	1%	1%	1%	1%	1%
Изменение подконтрольных расходов, в т.ч.:	тыс. руб.		0,00	4481,34	13953,73	14510,35	16815,20
по ПАО "Россети Московский регион"	тыс. руб.		0,00	4440,39	11407,47	11862,52	14061,66
по ОАО "РЖД"	тыс. руб.		0,00	38,09	589,51	611,99	636,42
по АО "Оборонэнерго"	тыс. руб.		0,00	2,86	1957,75	2035,84	2117,11
Изменение суммарных условно-постоянных эксплуатационных затрат ТСО	тыс. руб.	0,00	1699,01	55548,18	164611,89	227911,21	342064,74
Необходимое изменение чистой прибыли ТСО Московской области	тыс. руб.	0,00	1199984,33	1015516,49	531525,18	1347857,47	1139808,79
Ставка налога на прибыль	%	20,00	20,00	20,00	20,00	20,00	20,00
Изменение налога на прибыль	тыс. руб.	0,00	299996,08	253879,12	132881,29	336964,37	284952,20
Ставка налога на имущество	%	2,20	2,20	2,20	2,20	2,20	2,20
Изменение налога на имущество	тыс. руб.	0,00	539,19	16169,10	46651,75	63249,19	94050,47
Изменение НВВ на содержание электрических сетей ТСО Московской области	тыс. руб.	0,00	1503917,62	1392179,74	1026328,27	2189383,10	2186125,74
НВВ на содержание электрических сетей ТСО Московской области (без учета СиПР)	тыс. руб.	67557660,46	64512552,69	66780414,06	70215943,58	73012623,24	75920716,03
НВВ на содержание электрических сетей ТСО Московской области с учетом реализации мероприятий СиПР	тыс. руб.	X	66016470,30	68172593,79	71242271,85	75202006,34	78106841,76
Изменение НВВ на содержание электрических сетей ТСО Московской области	%	X	2%	2%	1%	3%	3%
НВВ на оплату потерь ТСО Московской области	тыс. руб.	18196401,32	19058274,28	19967062,56	21002328,67	21961914,86	22944336,57
НВВ ТСО Московской области с учетом реализации мероприятий СиПР	тыс. руб.	85754061,78	84947296,67	88110777,09	92148587,14	97238153,86	100987470,80
Темп роста потребления э/э	%	X	101%	101%	101%	101%	100%
Плановый объем полезного отпуска э/э	млн кВтч	41782,94	42134,34	42430,99	42918,94	43157,06	43358,88
Средний котловой тариф на услуги по передаче э/э	руб./кВтч	2,05	1,98	2,04	2,13	2,20	2,28
Средний котловой тариф на услуги по передаче э/э с учетом реализации мероприятий СиПР	руб./кВтч	X	2,02	2,08	2,15	2,25	2,33
Изменение среднего котлового тарифа на услуги по передаче э/э	%	X	2%	2%	1%	2%	2%
Предельные расходы на финансирование капитальных вложений из прибыли ПАО "Россети Московский регион"	тыс. руб.	3727101,93	3727101,93	3727101,93	3727101,93	3727101,93	3727101,93

Как видно из таблицы 2, прирост НВВ вследствие реализации рассматриваемых мероприятий составит: по 2% в 2022 - 2023 годах и в 2025 - 2026 годах, 1% в 2024 году.

ГАРАНТ:

По-видимому, в предыдущем абзаце допущена опечатка. Вместо "из таблицы 2" имеется в виду "из таблицы 76"

16.5.3. Прогноз котловых тарифов на услуги по передаче электрической энергии

В соответствии с Распоряжением об установлении котловых тарифов на 2021 год в Московской области установлены следующие котловые тарифы на услуги по передаче электрической энергии (таблица 77).

Таблица 77

Результаты оценки влияния реализации мероприятий, рекомендуемых в СИПР Московской области, на НВВ

N п/п	Тарифные группы потребителей электрической энергии (мощности)	Единица измерения	Диапазоны напряжения
			Всего	ВН-I	ВН	СН-I	СН-II	НН	Всего	ВН-I	ВН	СН-I	СН-II	НН
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Прочие потребители (тарифы указываются без учета НДС)		I полугодие						II полугодие
1.1	Двухставочный тариф
1.1.1	- ставка за содержание электрических сетей	руб./МВт мес.	X	-	751902,38	976328,12	1005088,38	1042003,36	X	-	755661,61	986091,20	1033682,92	1069396,01
1.1.2	- ставка на оплату технологического расхода (потерь) в электрических сетях	руб./МВтч	X	-	74,17	166,91	385,47	767,41	X	-	77,14	173,59	400,89	798,11
1.2	Одноставочный тариф	руб./кВтч	X	X	1,42293	1,91472	2,18133	2,61498	X	X	1,43587	1, 94373	2,25008	2,69928
1.3	Величина перекрестного субсидирования, учтенная в ценах (тарифах) на услуги по передаче электрической энергии	тыс. руб.	3051144,72	-	886342,40	89976,75	2011430,22	63395,34	2970477,73	-	521120,36	40987,50	2333766,87	74602,99
1.4	Ставка перекрестного субсидирования	руб./МВтч	224,06	-	163,95	162,08	320,66	45,83	212,64	-	94,52	71,51	354,87	57,09
2	Население и приравненные к нему категории потребителей		I полугодие						II полугодие
2.1	Одноставочный тариф <*>	руб./кВтч	X	2,22773					X	2,29188

___________________________________

<*> Определен как средневзвешенный тариф исходя из тарифов, установленных для тарифных подгрупп группы "население и приравненные к нему категории потребителей", и соответствующих плановых значений полезного отпуска этим подгруппам.

При формировании прогноза котловых тарифов учитывался плановый полезный отпуск по группам потребителей на базовый 2021 год в соответствии с распоряжением Комитета по ценам и тарифам Московской области от 18.12.2020 N 299-Р "Об установлении единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии по сетям на территории Московской области на 2021 год" и годовыми темпы роста полезного отпуска электрической энергии на период 2022 - 2026 годов.

Плановый полезный отпуск по группам потребителей на базовый 2021 год представлен в таблице 78.

Таблица 78

Плановый полезный отпуск по группам потребителей на базовый 2021 год

Наименование	Единицы измерения	Диапазоны напряжения					Итого
		ВН-I	ВН	СН-I	СН-II	НН
Плановый объем полезного отпуска на 2021 год, всего, в т.ч.:	млн кВтч	0,00	10999,85	1139,72	15454,69	14188,68	41782,94
плановый объем полезного отпуска населению и приравненным к нему категориям потребителей	млн кВтч	0,00	79,27	11,28	2570,11	11535,41	14196,07
плановый объем полезного отпуска прочим потребителям	млн кВтч	0,00	10920,58	1128,44	12884,58	2653,27	27586,87

Годовые темпы роста полезного отпуска электрической энергии на территории Московской области на период 2022 - 2026 годы соответствуют годовым темпам роста электропотребления таблицы 75 и представлены в таблице 79.

Таблица 79

Годовые темпы роста полезного отпуска электрической энергии на территории Московской области по группам потребителей на период 2022 - 2026 годы в %

Наименование	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Базовый вариант
Всего, в т.ч.:	100%	100,84%	100,70%	101,15%	100,55%	100,47%
население	100%	100,84%	100,70%	101,15%	100,55%	100,47%
прочие	100%	100,84%	100,70%	101,15%	100,55%	100,47%

При формировании прогноза котловых тарифов также учитывалось, что тарифы для группы "население и приравненные к нему категории потребителей" растут с темпом, предусмотренным для тарифа сетевых организаций для населения, принятым в соответствии с прогнозами социально-экономического развития Российской Федерации, указанными в разделе 1.1.

Прогноз котловых тарифов по группам потребителей и по уровням напряжения на период 2022 - 2026 годов представлены в таблице 80.

Таблица 80

Прогноз котловых тарифов по группам потребителей и по уровням напряжения на период 2022 - 2026 годов (без НДС)

Наименование	Единицы измерения	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Средний котловой тариф	руб./кВтч	2,05	2,02	2,08	2,15	2,25	2,33
темп роста	%		98	103	103	105	103
Среднегодовой одноставочный тариф для группы "прочие потребители"
ВН	руб./кВтч	1,43	1,35	1,37	1,40	1,46	1,50
годовой темп роста	%		94	102	102	105	102
СН-I	руб./кВтч	1,93	1,83	1,86	1,90	1,99	2,04
годовой темп роста	%		95	102	102	105	102
СН-II	руб./кВтч	2,22	2,10	2,13	2,19	2,29	2,34
годовой темп роста	%		95	102	102	105	102
НН	руб./кВтч	2,66	2,52	2,56	2,62	2,74	2,81
годовой темп роста	%		95	102	102	105	102
Среднегодовой одноставочный тариф для группы "население и приравненные к нему категории потребителей"	руб./кВтч	2,26	2,37	2,49	2,62	2,75	2,88
годовой темп роста	%		105	105	105	105	105

Как видно из таблицы 80, годовой темп роста составляет котлового тарифа для группы "прочие потребители" составляет 2% в 2023, 2024 и 2026 годах, 5% в 2025 году. Рост на 5% в 2025 году обусловлен наибольшим изменением НВВ на содержание электрических сетей и снижением темпа роста полезного отпуска электрической энергии.

16.5.4. Прогноз розничных цен на электрическую энергию в Московской области по группам потребителей

Розничная цена на электрическую энергию (с учетом мощности) для конечного потребителя состоит из цены покупки электрической энергии и мощности на оптовом рынке электрической энергии (мощности) (далее - ОРЭМ), тарифа на услуги на передачу электрической энергии, оплаты услуг инфраструктурных организаций ОРЭМ, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии (мощности) потребителям (далее - прочие услуги), а также сбытовой надбавки. При этом составляющая затрат, приходящаяся на прочие услуги и сбытовую надбавку, невелика - всего в районе 5% в структуре розничной цены.

При выполнении прогноза розничной цены для категории "прочие потребители" принимались следующие исходные параметры и допущения:

1) Цена покупки электрической энергии и мощности на ОРЭМ определена как средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию и мощность для 1 ценовой категории потребителей Московской области для базового 2020 года по данным гарантирующего поставщика - АО "Мосэнергосбыт".

2) На прогнозный период рост средневзвешенной нерегулируемой цены на электрическую энергию принят на основании прогноза НП Совета рынка ожидаемого уровня индексов цен рынка на сутки вперед на покупку по ОЭС Центра на 2021 - 2026 годы;

3) На прогнозный период рост средневзвешенной нерегулируемой цены на мощность принят на основании прогноза НП Совета рынка ожидаемого уровня нерегулируемой цены на мощность по ОЭС Центра на 2021 - 2026 годы (по сценарию N 1 "базовый" - учитывает все принятые решения, а также непринятые, реализация которых планируется с большой долей вероятности);

4) Затраты на оплату прочих услуг определены на основании:

- приказа Федеральной антимонопольной службы (далее - ФАС) от 16.12.2020 N 1225/20 "Об утверждении тарифа на услуги коммерческого оператора, оказываемые АО "АТС" субъектам оптового рынка электрической энергии (мощности), на 2021 год";

- приказа ФАС от 24.12.2020 N 1263/20 "Об утверждении тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, обеспечения функционирования технологической инфраструктуры оптового и розничных рынков и предельного максимального уровня цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по формированию технологического резерва мощностей, оказываемые АО "СО ЕЭС", на 2021 год;

- протокола заседания Наблюдательного совета НП Совет рынка от 22.06.2020 N 16/2020 об установлении размера платы за комплексную услугу АО "ЦФР";

5) Сбытовая надбавка принята на 2021 год на основании распоряжения Комитета по ценам и тарифам Московской области от 16.12.2020 N 257-Р как среднегодовая сбытовая надбавка АО "Мосэнергосбыт" для группы "прочие потребители" с максимальной мощностью энергопринимающих устройств от 670 кВ до 10 МВт;

6) Затраты на оплату прочих услуг и сбытовая надбавка на период 2022 - 2026 годов определены с учетом прогнозируемых индексов роста потребительских цен, принятых в соответствии с прогнозами социально-экономического развития Российской Федерации, указанных в разделе 1.1.

Цена (тариф) на электрическую энергию для населения и приравненных к нему категорий потребителей Московской области на 2021 год принята на основании распоряжения Комитета по ценам и тарифам Московской области от 16.12.2020 N 256-Р как среднегодовая средневзвешенная цена (тариф) исходя из тарифов, установленных для тарифных подгрупп группы "население и приравненные к нему категории потребителей", и соответствующих плановых значений полезного отпуска этим подгруппам. При выполнении прогноза на 2022 - 2026 годы принято, что цена (тариф) на электрическую энергию для населения растет ежегодно в соответствии с прогнозируемыми Минэкономразвития индексами роста потребительских цен (см. раздел 1.1).

Прогноз розничных цен на электрическую энергию в Московской области по группам потребителей на 2022 - 2026 годы представлен в таблице 81.

Таблица 81

Прогноз розничных цен на электрическую энергию в Московской области по группам потребителей на 2022 - 2026 годы (без НДС)

Наименование	Единицы измерения	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Средняя розничная одноставочная цена на покупку э/э для категории "прочие потребители"
ВН	руб./кВтч	4,26	4,30	4,40	4,47	4,52	4,72
темп роста	%		101%	102%	102%	101%	104%
СН-I	руб./кВтч	4,76	4,79	4,89	4,97	5,05	5,26
темп роста	%		101%	102%	102%	102%	104%
СН-II	руб./кВтч	5,05	5,06	5,17	5,25	5,34	5,57
темп роста	%		100%	102%	102%	102%	104%
НН	руб./кВтч	5,49	5,48	5,59	5,69	5,80	6,03
темп роста	%		100%	102%	102%	102%	104%
Средняя цена (тариф) на э/э для группы "население и приравненные к нему категории потребителей"	руб./кВтч	4,04	4,20	4,37	4,54	4,72	4,91
темп роста	%		104%	104%	104%	104%	104%
Прирост розничной цены на э/э для всех категорий потребителей (с учетом мероприятий СиПР)	%		100,8%	100,7%	100,5%	101,0%	101,0%

XVII. Расчеты электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше Московской области на период до 2026 года

Целью выполнения расчетов электроэнергетических режимов является подтверждение работоспособности актуализированной схемы развития электрических сетей 110 кВ и выше энергосистемы Московской области с учетом обеспечения надежности электроснабжения потребителей на период до 2026 года.

Расчетная нагрузка подстанций, генерация мощности электростанций и транзитные перетоки соответствуют приведенному в работе балансу мощности по энергосистеме города Москвы и Московской области на рассматриваемую перспективу.

Расчеты электроэнергетических режимов работы энергосистемы Московской области выполнялись в программе RastrWin3 на базе расчетной схемы 110 - 750 кВ с учетом сети ОЭС Центра в соответствии с "Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем", утвержденными приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 года N 281, "Методическими указаниями по устойчивости энергосистем", утвержденные приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630 и требованиями ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования".

Электрические нагрузки подстанций 110 (35) кВ и выше и электростанций Московской области с учетом перспективного развития представлены в приложении 5. Расчет произведен с учетом перспективного развития на период до 2026 года на основании раздела по прогнозу потребления электрической энергии и мощности и представленной информации.

В приложении 11 представлены результаты расчетов электроэнергетических режимов 2022 - 2026 годов энергосистемы Московской области по сетевым предприятиям для базового варианта электропотребления при следующих условиях:

- режим зимних максимальных и минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха энергосистемы Московской области -26 °C;

- режим зимних максимальных и минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха энергосистемы Московской области +5 °C;

- режим летних максимальных нагрузок (период экстремально высоких температур) - при температуре наружного воздуха энергосистемы Московской области +30 °C;

- летний режим максимальных и минимальных нагрузок - при температуре наружного воздуха энергосистемы Московской области +18 °C.

По результатам анализа выполненных расчетов, выявлено, что загрузка всех элементов электрической сети и напряжения на подстанциях находятся в области допустимых значений, перегрузки ЛЭП и оборудования отсутствуют.

XVIII. Расчеты токов КЗ в электрической сети 110 кВ и выше Московской области на период до 2026 года с разработкой предложений по ограничению токов КЗ в сети 110 кВ и выше, замене коммутационной аппаратуры, применению технических решений по ограничению токов КЗ

Для определения требований к коммутационной аппаратуре были проведены расчеты токов к.з. в электрической сети 110 кВ и выше Московской области. В расчетах были учтены вновь вводимые генерирующие мощности и вводы на перспективу новых подстанций, а также реконструкция существующих подстанций до 2026 года.

Существующая схема сети 110 кВ и выше принята по материалам филиала АО "СО ЕЭС" Московское РДУ и соответствует режиму работы сети Московской энергосистемы на 01.01.2021. Перспективная схема сети на 2022 - 2026 года соответствует расчетной схеме режимов электрической сети, представленной в данном томе.

При проведении расчетов токов к.з. учтены следующие мероприятия по ограничению уровней токов к.з.:

На уровне 2022 - 2026 годов установка токоограничивающих реакторов:

- ТОР 4 Ом в КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Новобратцево N 1, N 2;

- ТОР 3 Ом в КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 1;

- ВТСП ТОУ в КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 1;

- ТОР 2 Ом в КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская N 2;

- ТОР 0,56 Ом в КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2;

- ТОР 2 Ом в ВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Щедрино;

- ТОР 4 Ом в КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ленинградская I, II цепь;

- ТОР 6 Ом в ВЛ 110 кВ Пахра - Грач.

Из-за высокого уровня токов к.з. на подстанциях Московской энергосистемы и, в частности, для снижения токов к.з. на шинах ПС 500 кВ Очаково, ПС 500 кВ Бескудниково и на других подстанциях, необходимо осуществить разрыв транзита на следующих ЛЭП:

- КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Кожевническая N 1;

- КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 2;

- КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 1;

- КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская N 2;

- КЛ 220 кВ Белорусская - Магистральная N 2;

- КЛ 220 кВ Белорусская - Бутырки N 1;

- КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 1;

- КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 2;

- КЛ 220 кВ Никулино - Хованская N 1 (КЛ 220 кВ Никулино - Саларьево N 1);

- КЛ 220 кВ Очаково - Никулино N 2 (КЛ 220 кВ Хованская - Саларьево N 2).

Кроме того, шины 220 кВ ПС Очаково и Бескудниково должны работать четырьмя секциями из-за высоких уровней токов к.з. на них.

На уровне 2022 года выполнено отключение ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Теплый Стан в связи с вводом в работу заходов 110 кВ на ПС 220 кВ Хованская.

Результаты расчетов токов к.з. на 2022 - 2026 годы на шинах энергообъектов Восточных, Западных, Северных и Южных электрических сетей Московской области приведены в таблицах 82 - 89.

В таблицах приняты следующие обозначения:

- Iоткл выключателя, кА - номинальный ток отключения выключателя;

- I(3), кА - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном к.з.;

- I(1), кА - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ при однофазном к.з.

По реконструируемым ПС 500 кВ Московского кольца указаны значения отключающей способности выключателей, устанавливаемых в соответствии с выполненными проектами. По остальным ПС и РУ электростанций указаны существующие значения отключающей способности выключателей (что связано с недостаточностью информации по выполненным проектам).

18.1. Восточные электрические сети

В результате анализа расчетов токов к.з. выявлено, что отключающая способность выключателей, установленных на шинах следующих подстанций Восточных электрических сетей, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 110 кВ ПС 220 кВ Восточная;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Афанасово;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Прогресс.

Для определения величин максимально-возможных токов к.з. на каждом присоединении ПС 220 кВ Восточная, ПС 110 кВ Афанасово и ПС 110 кВ Прогресс, а также проверки соответствия отключающей способности выключателей этих присоединений уровням токов к.з. был выполнен дополнительный расчет токов к.з. в формате "для проверки аппаратуры" при к.з. на шинах и за выключателем этих присоединений. Результаты расчета представлены в таблице 83.

ПС 220 кВ Восточная

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 110 кВ ПС 220 кВ Восточная установлено, что отключающая способность выключателей КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I, II цепь, КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная и АТ-1 не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з. Таким образом, в 2022 году необходимо заменить вышеуказанные выключатели на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА.

ПС 110 кВ Афанасово

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 110 кВ ПС 110 кВ Афанасово установлено, что отключающая способность выключателя СМВ 110 кВ не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з. Таким образом, в 2022 году необходимо заменить СМВ 110 кВ на выключатель с отключающей способностью не менее 25 кА.

ПС 110 кВ Прогресс

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 110 кВ ПС 110 кВ Прогресс превышения отключающей способности выключателей не выявлено. Таким образом, замена выключателей 110 кВ ПС 110 кВ Прогресс не требуется.

Таблица 82

Результаты расчетов токов к.з. на шинах энергообъектов восточных электрических сетей для 2022 - 2026 гг.

Номер ПС	Наименование энергообъекта	U, кВ	Номер сек. (с.ш.)	I. откл. выключателя, кА	2022 г., ток к.з.		2023 г., ток к.з.		2024 г., ток к.з.		2025 г., ток к.з.		2026 г., ток к.з.
					I.(3), кА	I.(1), кА	I.(3), кА	I.(1), кА	I.(3), кА	I.(1), кА	I.(3), кА	I.(1), кА	I.(3), кА	I.(1), кА
005	ПС 110 кВ Балашиха	110	1	31,5; 40	17,6	14,3	17,7	14,4	17,7	14,4	17,7	14,4	17,7	14,4
			2		17,5	14,5	17,3	14,3	17,3	14,3	17,3	14,3	17,3	14,3
016	ПС 110 кВ Дятлово	110	1	25	8,0	6,1	7,9	6,1	7,9	6,1	7,9	6,1	7,9	6,1
			2		8,0	6,1	7,9	6,1	7,9	6,1	7,9	6,1	7,9	6,1
021	ПС 110 кВ Афанасово тяг.	110	1	18,4; 40	22,3	21,7	23,3	22,3	23,3	22,3	23,3	22,3	23,3	22,3
			2		22,3	21,7	23,3	22,3	23,3	22,3	23,3	22,3	23,3	22,3
022	ПС 110 кВ Кучино	110	1	31,5	24,8	21,0	23,8	21,1	23,8	21,1	23,7	21,0	23,7	21,0
			2		24,8	21,0	23,8	21,1	23,8	21,1	23,7	21,0	23,7	21,0
026	ПС 110 кВ Монино	110	1	18,3; 20; 26; 26,3; 40	14,0	12,4	16,7	13,8	16,7	13,8	16,7	13,8	16,7	13,8
			2		14,0	12,4	16,7	13,8	16,7	13,8	16,7	13,8	16,7	13,8
029	ПС 110 кВ Тепловозная	110	1	-	18,7	16,3	15,2	14,4	15,2	14,4	15,2	14,4	15,2	14,4
			2		18,7	16,3	15,2	14,4	15,2	14,4	15,2	14,4	15,2	14,4
038	ПС 110 кВ Бережки	110	1	25	7,4	7,3	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4
			2		7,4	7,3	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4
043	ПС 110 кВ Истомкино	110	1	25; 31,5	12,0	12,6	17,4	17,3	17,4	17,3	17,4	17,3	17,4	17,3
			2		11,2	12,0	17,0	16,9	17,0	16,9	17,0	16,9	17,0	16,9
047	ПС 110 кВ Щелково	110	1	40	10,8	8,5	10,9	8,6	10,9	8,6	10,9	8,6	10,9	8,6
			2		19,4	14,8	20,1	15,1	20,1	15,1	20,1	15,1	20,1	15,1
051	ПС 110 кВ Егорьевск	110	1	40	10,6	11,6	10,5	12,1	10,5	12,1	10,5	12,1	10,5	12,1
			2		10,6	11,6	10,5	12,1	10,5	12,1	10,5	12,1	10,5	12,1
052	ПС 110 кВ Двойня	110	1	20	5,5	5,1	5,5	5,1	5,5	5,1	5,5	5,1	5,5	5,1
			2		5,5	5,1	5,5	5,1	5,5	5,1	5,5	5,1	5,5	5,1
062	ПС 110 кВ Зарайск	110	1	18,4; 40	13,6	11,5	13,3	11,4	13,3	11,4	13,3	11,4	13,3	11,4
			2		13,6	11,5	13,3	11,4	13,3	11,4	13,3	11,4	13,3	11,4
073	ПС 110 кВ Озеры	110	1	18,4; 20; 26,3	9,2	7,6	8,9	7,5	8,9	7,5	8,9	7,5	8,9	7,5
			2		9,2	7,6	8,9	7,5	8,9	7,5	8,9	7,5	8,9	7,5
074	ПС 110 кВ Непецино	110	1	40	9,5	7,6	9,4	7,6	9,4	7,6	9,4	7,6	9,4	7,6
			2		9,5	7,6	9,4	7,6	9,4	7,6	9,4	7,6	9,4	7,6
075	ПС 110 кВ Коломна	110	1	26,3; 31,5; 40	21,3	19,4	16,8	16,7	16,8	16,7	16,8	16,7	16,8	16,7
			2		21,3	19,4	16,8	16,7	16,8	16,7	16,8	16,7	16,8	16,7
079	ПС 110 кВ Ловцы	110	1	25; 40	3,9	3,0	3,9	3,0	3,9	3,0	3,9	3,0	3,9	3,0
			2		3,9	3,0	3,9	3,0	3,9	3,0	3,9	3,0	3,9	3,0
083	ПС 110 кВ Райки	110	1	20	14,4	11,3	15,4	11,7	15,4	11,7	15,4	11,7	15,4	11,7
			2		14,4	11,3	15,4	11,7	15,4	11,7	15,4	11,7	15,4	11,7
084	ПС 110 кВ Глухово	110	1	40	7,7	7,0	9,7	8,3	9,7	8,3	9,7	8,3	9,7	8,3
			2		8,3	6,8	12,1	8,8	12,2	8,8	12,1	8,8	12,1	8,8
085	ПС 110 кВ Куровская	110	1	20	8,1	6,5	8,1	6,5	8,1	6,5	8,1	6,5	8,1	6,5
			2		8,1	6,4	8,1	6,4	8,1	6,4	8,1	6,4	8,1	6,4
086	ПС 110 кВ Рошаль	110	1	20; 40	12,0	8,3	12,0	8,3	12,0	8,3	12,0	8,3	12,0	8,3
			2		12,0	8,3	12,0	8,3	12,0	8,3	12,0	8,3	12,0	8,3
088	ПС 110 кВ Крутое	110	1	40	16,0	14,3	16,3	14,4	16,3	14,4	16,3	14,4	16,3	14,4
			2		15,4	14,0	15,7	14,2	15,7	14,2	15,7	14,2	15,7	14,2
089	ПС 110 кВ Авсюнино	110	1	20	7,8	6,4	7,8	6,4	7,8	6,4	7,8	6,4	7,8	6,4
			2		7,8	6,4	7,8	6,4	7,8	6,4	7,8	6,4	7,8	6,4
100	ПС 110 кВ Купавна	110	1	25	14,4	11,0	14,7	11,1	14,7	11,1	14,6	11,0	14,6	11,0
			2		14,4	11,0	14,7	11,1	14,7	11,1	14,6	11,0	14,6	11,0
102	ПС 110 кВ Шиферная	110	1	40	17,6	14,5	17,1	14,2	17,1	14,2	17,1	14,2	17,1	14,2
			2		17,6	14,1	17,1	13,9	17,1	13,9	17,1	13,9	17,1	13,9
113	ПС 110 кВ Колыберово	110	1	40	18,6	15,1	18,0	14,9	18,0	14,9	18,0	14,9	18,0	14,9
			2		18,6	15,0	18,0	14,8	18,0	14,8	18,0	14,8	18,0	14,8
130	ПС 110 кВ Электросталь	110	1	26,3	11,2	10,0	11,5	10,1	11,5	10,2	11,5	10,1	11,5	10,1
			2		12,9	13,0	21,5	18,7	21,5	18,7	21,5	18,7	21,5	18,7
153	ПС 110 кВ Рубин	110	1	40	9,2	7,6	8,9	7,5	8,9	7,5	8,9	7,5	8,9	7,5
			2		9,2	7,6	8,9	7,5	8,9	7,5	8,9	7,5	8,9	7,5
154	ПС 110 кВ Суворово	110	1	26,3; 31,5; 40	24,1	21,1	23,0	20,6	23,0	20,6	23,0	20,6	23,0	20,6
			2		24,1	21,1	23,0	20,6	23,0	20,6	23,0	20,6	23,0	20,6
155	ПС 110 кВ Радовицы	110	1	20	4,9	4,1	4,9	4,1	4,9	4,1	4,9	4,1	4,9	4,1
			2		4,9	4,1	4,9	4,1	4,9	4,1	4,9	4,1	4,9	4,1
157	ПС 220 кВ Горенки	220	1	50	29,0	26,1	29,1	26,2	29,1	26,2	29,0	26,2	29,0	26,2
			2		29,0	26,1	29,1	26,2	29,1	26,2	29,0	26,2	29,0	26,2
		110	1	50	32,5	35,9	33,0	36,4	33,0	36,4	33,0	36,3	33,0	36,3
			2		32,5	35,9	33,0	36,4	33,0	36,4	33,0	36,3	33,0	36,3
168	ПС 110 кВ Фаустово	110	1	-	8,6	8,1	8,6	8,1	8,6	8,1	8,6	8,1	8,6	8,1
			2		9,4	12,2	9,4	12,2	9,4	12,2	9,4	12,2	9,4	12,2
172	ПС 110 кВ Тимохово	110	1	20	13,8	10,7	14,0	10,8	14,0	10,8	14,0	10,8	14,0	10,8
			2		12,6	9,5	12,8	9,8	12,8	9,8	12,7	9,8	12,7	9,8
177	ПС 110 кВ Орехово	110	1	25; 26,3; 40	19,3	18,7	19,7	19,0	19,7	19,0	19,7	19,0	19,7	19,0
			2		19,3	18,7	19,7	19,0	19,7	19,0	19,7	19,0	19,7	19,0
194	ПС 110 кВ Кислородная	110	1	25; 40	21,0	18,9	21,2	19,0	21,2	19,0	21,2	19,0	21,2	19,0
			2		17,5	15,8	17,6	15,9	17,6	15,9	17,6	15,9	17,6	15,9
201	ПС 110 кВ Серная	110	1	50	5,1	4,9	5,1	4,9	5,1	4,9	5,1	4,9	5,1	4,9
			2		6,9	6,7	6,8	6,6	6,8	6,6	6,8	6,6	6,8	6,6
206	ПС 110 кВ Фрязино	110	1	40	29,1	23,8	29,0	24,9	29,0	24,9	29,0	24,9	29,0	24,9
			2		29,1	23,8	29,0	24,9	29,0	24,9	29,0	24,9	29,0	24,9
212	ПС 220 кВ Восточная	220	1	40	26,9	24,6	26,9	24,7	26,9	24,7	26,9	24,6	26,9	24,6
			3		34,8	34,7	34,8	34,8	34,8	34,8	34,8	34,8	34,8	34,8
		110	1	26,3	32,4	31,1	31,8	30,6	31,8	30,6	31,9	30,6	31,9	30,6
			2		17,2	15,9	17,1	15,9	17,1	15,9	17,1	15,8	17,1	15,8
			3		5,8	6,9	5,8	7,1	5,8	7,1	5,7	7,2	5,7	7,2
216	ПС 110 кВ Губино	110	1	-	6,5	4,6	6,5	4,6	6,5	4,6	6,5	4,6	6,5	4,6
			2		8,0	5,6	8,0	5,6	8,0	5,6	8,0	5,6	8,0	5,6
242	ПС 110 кВ Булгаково	110	1	20; 40	15,4	12,0	15,8	12,1	15,8	12,1	15,7	12,1	15,7	12,1
			2		13,2	10,3	13,5	10,4	13,5	10,4	13,5	10,4	13,5	10,4
251	ПС 110 кВ Водовод	110	1	50	16,1	13,9	16,6	14,1	16,6	14,1	16,6	14,1	16,6	14,1
			2		16,1	13,9	16,6	14,1	16,6	14,1	16,6	14,1	16,6	14,1
258	ПС 110 кВ Демихово	110	1	40	13,0	11,8	13,5	12,1	13,5	12,1	13,5	12,1	13,5	12,1
			2		14,0	11,7	14,2	11,8	14,2	11,8	14,2	11,8	14,2	11,8
270	ПС 110 кВ Дулево	110	1	42	10,0	7,6	10,1	7,7	10,1	7,7	10,1	7,7	10,1	7,7
			2		10,0	7,6	10,1	7,7	10,1	7,7	10,1	7,7	10,1	7,7
297	ПС 110 кВ Затишье	110	1	31,5; 40	13,6	10,4	17,7	14,7	17,7	14,7	17,7	14,7	17,7	14,7
			2		13,5	10,3	17,6	14,5	17,6	14,5	17,6	14,5	17,6	14,5
306	ПС 110 кВ Дроздово	110	1	20	17,1	14,2	17,5	14,4	17,5	14,4	17,5	14,4	17,5	14,4
			2		13,3	11,9	13,9	12,2	13,9	12,2	13,9	12,2	13,9	12,2
317	ПС 110 кВ Мисцево	110	1	-	7,8	6,2	7,8	6,2	7,8	6,2	7,8	6,2	7,8	6,2
			2		7,8	6,2	7,8	6,2	7,8	6,2	7,8	6,2	7,8	6,2
333	ПС 110 кВ Ельня	110	1	31,5; 40	10,0	8,1	12,9	9,6	12,9	9,6	12,9	9,5	12,9	9,5
			2		8,7	7,7	11,0	9,0	11,0	9,0	11,0	9,0	11,0	9,0
340	ПС 110 кВ Дуговая	110	1	40; 42	13,5	11,8	13,8	12,0	13,8	12,0	13,8	12,0	13,8	12,0
			2		9,4	9,2	15,3	12,8	15,3	12,8	15,3	12,8	15,3	12,8
356	ПС 110 кВ Павлово	110	1	26,3	18,7	16,0	21,7	18,3	21,7	18,3	21,7	18,3	21,7	18,3
			2		18,7	16,0	21,7	18,3	21,7	18,3	21,7	18,3	21,7	18,3
360	ПС 110 кВ Белоомут	110	1	25	4,0	3,0	4,0	3,1	4,0	3,1	4,0	3,1	4,0	3,1
			2		4,0	3,0	4,0	3,1	4,0	3,1	4,0	3,1	4,0	3,1
375	ПС 220 кВ Стачка	220	1	25	14,9	12,2	15,0	12,3	15,0	12,3	15,0	12,3	15,0	12,3
			2		14,9	12,2	15,0	12,3	15,0	12,3	15,0	12,3	15,0	12,3
		110	1	31,5	21,2	22,2	21,7	22,6	21,7	22,6	21,7	22,6	21,7	22,6
			2		21,2	22,2	21,7	22,6	21,7	22,6	21,7	22,6	21,7	22,6
380	ПС 110 кВ Захарово	110	1	40	6,4	6,2	7,9	7,2	7,9	7,2	7,9	7,2	7,9	7,2
			2		9,8	8,8	16,0	12,5	16,0	12,5	16,0	12,5	16,0	12,5
401	ПС 220 кВ Голутвин	220	1	40; 50	17,7	15,9	16,3	15,0	16,3	15,0	16,3	15,0	16,3	15,0
			2		17,7	15,9	16,3	15,0	16,3	15,0	16,3	15,0	16,3	15,0
		110	1	40	30,6	32,6	21,4	24,6	21,4	24,6	21,4	24,6	21,4	24,6
			2		30,6	32,6	21,4	24,6	21,4	24,6	21,4	24,6	21,4	24,6
403	ПС 110 кВ Воскресенск тяговая	110	1	20	10,2	8,7	10,1	8,6	10,1	8,6	10,1	8,6	10,1	8,6
			2		7,8	7,2	7,7	7,1	7,7	7,1	7,7	7,1	7,7	7,1
404	ПС 110 кВ Луховицы тяговая	110	1	40	10,2	8,2	9,8	8,1	9,8	8,1	9,8	8,1	9,8	8,1
			2		10,2	8,2	9,8	8,1	9,8	8,1	9,8	8,1	9,8	8,1
413	ПС 110 кВ Алпатьево тяговая	110	1	20	11,7	9,4	11,5	9,3	11,5	9,3	11,5	9,3	11,5	9,3
			2		11,7	9,4	11,5	9,3	11,5	9,3	11,5	9,3	11,5	9,3
414	ПС 110 кВ Кудиново	110	1	26,3	20,9	18,9	21,6	19,3	21,6	19,3	21,6	19,3	21,6	19,3
			2		20,9	18,9	21,6	19,3	21,6	19,3	21,6	19,3	21,6	19,3
415	ПС 110 кВ Ликино	110	1		14,5	12,4	14,7	12,5	14,7	12,5	14,7	12,5	14,7	12,5
			2		14,5	12,4	14,7	12,5	14,7	12,5	14,7	12,5	14,7	12,5
419	ПС 110 кВ Минеральная	110	1	40	27,1	23,3	27,1	23,7	27,1	23,7	27,0	23,6	27,0	23,6
			2		27,1	23,3	27,1	23,7	27,1	23,7	27,0	23,6	27,0	23,6
430	ПС 110 кВ Лопатино	110	1	20; 40	13,6	12,5	13,4	12,4	13,4	12,4	13,4	12,4	13,4	12,4
			2		13,6	12,5	13,4	12,4	13,4	12,4	13,4	12,4	13,4	12,4
450	ПС 220 кВ Пески	220	1	25	19,8	16,5	19,1	16,1	19,1	16,1	19,1	16,1	19,1	16,1
			2		19,8	16,5	19,1	16,1	19,1	16,1	19,1	16,1	19,1	16,1
		110	1	40; 42; 50	24,5	24,7	23,4	23,9	23,4	23,9	23,4	23,9	23,4	23,9
			2		24,5	24,7	23,4	23,9	23,4	23,9	23,4	23,9	23,4	23,9
451	ПС 110 кВ Кривандино	110	1	18,4	10,5	8,0	10,5	8,0	10,5	8,0	10,5	8,0	10,5	8,0
			2		10,5	8,0	10,5	8,0	10,5	8,0	10,5	8,0	10,5	8,0
452	ПС 110 кВ Черусти тяг.	110	1	18,4	6,3	4,8	6,3	4,8	6,3	4,8	6,3	4,8	6,3	4,8
			2		6,3	4,8	6,3	4,8	6,3	4,8	6,3	4,8	6,3	4,8
453	ПС 110 кВ Запутная	110	1	18,4	9,4	8,0	9,4	8,0	9,4	8,0	9,4	8,0	9,4	8,0
			2		9,4	8,0	9,4	8,0	9,4	8,0	9,4	8,0	9,4	8,0
456	ПС 110 кВ Маслово	110	1	18,4; 20	7,0	6,0	7,0	6,0	7,0	6,0	7,0	6,0	7,0	6,0
			2		7,0	6,0	7,0	6,0	7,0	6,0	7,0	6,0	7,0	6,0
469	ПС 110 кВ Кукшево	110	1	-	9,1	9,4	9,0	9,5	9,0	9,5	9,0	9,5	9,0	9,5
			2		9,1	9,4	9,0	9,5	9,0	9,5	9,0	9,5	9,0	9,5
477	ПС 110 кВ Бруски	110	1	40	9,4	8,2	9,4	8,3	9,4	8,3	9,4	8,3	9,4	8,3
			2		9,4	8,2	9,4	8,3	9,4	8,3	9,4	8,3	9,4	8,3
486	ПС 110 кВ Макеево тяговая	110	1	20	5,4	5,1	5,4	5,1	5,4	5,1	5,4	5,1	5,4	5,1
			2		5,4	5,1	5,4	5,1	5,4	5,1	5,4	5,1	5,4	5,1
488	ПС 110 кВ Ткач	110	1	-	8,2	8,5	8,1	8,6	8,1	8,6	8,1	8,6	8,1	8,6
			2		8,2	8,5	8,1	8,6	8,1	8,6	8,1	8,6	8,1	8,6
490	ПС 110 кВ Ясная	110	1	-	27,2	25,5	26,4	24,8	26,4	24,8	26,3	24,7	26,3	24,7
			2		28,9	27,2	28,6	27,0	28,6	27,0	28,6	26,9	28,6	26,9
495	ПС 110 кВ Щурово	110	1	-	20,8	18,8	16,5	16,2	16,5	16,2	16,5	16,2	16,5	16,2
			2		20,8	18,8	16,5	16,2	16,5	16,2	16,5	16,2	16,5	16,2
504	ПС 500 кВ Ногинск	500	1	63	31,1	25,6	31,1	25,8	31,1	25,9	31,1	25,8	31,1	25,8
		220	1	63	45,2	46,2	45,7	48,0	45,7	48,0	45,7	48,0	45,7	48,0
			2		45,2	46,2	45,7	48,0	45,7	48,0	45,7	48,0	45,7	48,0
		110	1	63	17,2	11,8	29,8	34,0	29,8	34,0	29,8	34,0	29,8	34,0
			2		13,2	15,4	29,8	34,0	29,8	34,0	29,8	34,0	29,8	34,0
			3		15,5	18,3	29,9	34,6	29,9	34,6	29,9	34,6	29,9	34,6
			4		14,0	16,7	29,9	34,6	29,9	34,6	29,9	34,6	29,9	34,6
530	ПС 110 кВ Фосфоритная	110	1	40	8,6	6,1	8,5	6,2	8,5	6,2	8,5	6,2	8,5	6,2
			2		8,6	6,1	8,5	6,2	8,5	6,2	8,5	6,2	8,5	6,2
535	ПС 110 кВ Азотная	110	1	40	14,6	13,6	14,4	13,5	14,4	13,5	14,4	13,5	14,4	13,5
			2		7,2	7,0	7,1	7,0	7,1	7,0	7,1	7,0	7,1	7,0
537	ПС 110 кВ Виноградово тяговая	110	1	20; 40	7,9	7,0	7,9	7,0	7,9	7,0	7,9	7,0	7,9	7,0
			2		7,9	7,0	7,9	7,0	7,9	7,0	7,9	7,0	7,9	7,0
565	ПС 110 кВ Берендино тяговая	110	1	20	9,0	8,0	9,0	8,0	9,0	8,0	9,0	8,0	9,0	8,0
			2		9,0	8,0	9,0	8,0	9,0	8,0	9,0	8,0	9,0	8,0
566	ПС 110 кВ Шарово тяг.	110	1	20	15,2	13,0	15,5	13,1	15,5	13,1	15,5	13,1	15,5	13,1
			2		15,2	13,0	15,5	13,1	15,5	13,1	15,5	13,1	15,5	13,1
570	ПС 110 кВ Сетовка тяговая	110	1	20	7,9	6,8	7,8	6,8	7,8	6,8	7,8	6,8	7,8	6,8
			2		7,9	6,8	7,8	6,8	7,8	6,8	7,8	6,8	7,8	6,8
571	ПС 110 кВ Клишино	110	1	40	9,2	6,3	9,1	6,2	9,1	6,2	9,1	6,2	9,1	6,2
			2		9,2	6,3	9,1	6,2	9,1	6,2	9,1	6,2	9,1	6,2
579	ПС 110 кВ Черноголовка	110	1	26,3	8,4	7,0	9,8	7,6	9,8	7,6	9,8	7,6	9,8	7,6
			2		8,4	7,0	9,8	7,6	9,8	7,6	9,8	7,6	9,8	7,6
588	ПС 110 кВ Ива	110	1	18,4	10,5	8,3	9,9	8,1	9,9	8,1	9,9	8,1	9,9	8,1
			2		10,5	8,3	9,9	8,1	9,9	8,1	9,9	8,1	9,9	8,1
590	ПС 220 кВ Федино	220	1	25; 26,3	18,5	15,6	18,1	15,5	18,1	15,5	18,1	15,5	18,1	15,5
			2		18,5	15,6	18,1	15,5	18,1	15,5	18,1	15,5	18,1	15,5
		110	1	26,3; 42	21,8	22,4	21,3	22,0	21,3	22,0	21,3	22,0	21,3	22,0
			2		21,8	22,4	21,3	22,0	21,3	22,0	21,3	22,0	21,3	22,0
601	ПС 110 кВ Дружба	110	1	20	14,1	11,7	14,4	11,9	14,4	11,9	14,4	11,9	14,4	11,9
			2		14,1	11,7	14,4	11,9	14,4	11,9	14,4	11,9	14,4	11,9
602	ПС 110 кВ Боровое	110	1	40	10,4	8,6	12,3	10,0	12,3	10,0	12,3	10,0	12,3	10,0
			2		9,3	8,0	11,1	9,3	11,1	9,3	11,1	9,3	11,1	9,3
608	ПС 110 кВ Карьер	110	1	20; 40	18,8	15,4	18,2	15,2	18,2	15,2	18,2	15,2	18,2	15,2
			2		18,8	15,4	18,2	15,2	18,2	15,2	18,2	15,2	18,2	15,2
609	ПС 110 кВ Карболит	110	1	-	16,5	15,0	16,8	15,2	16,9	15,2	16,8	15,2	16,8	15,2
			2		17,1	16,0	17,5	16,2	17,5	16,2	17,5	16,2	17,5	16,2
611	ПС 110 кВ Городна	110	1	40	9,3	7,7	8,6	7,4	8,6	7,4	8,6	7,4	8,6	7,4
			2		9,3	7,7	8,6	7,4	8,6	7,4	8,6	7,4	8,6	7,4
626	ПС 110 кВ Экситон	110	1	40; 50	10,7	8,7	10,9	8,8	10,9	8,8	10,9	8,8	10,9	8,8
			2		7,6	6,5	7,6	6,5	7,6	6,5	7,6	6,5	7,6	6,5
640	ПС 110 кВ Агат	110	1	40	16,2	12,8	16,6	12,9	16,6	12,9	16,6	12,9	16,6	12,9
			2		15,6	12,8	15,9	12,9	15,9	12,9	15,9	12,9	15,9	12,9
641	ПС 110 кВ Гранит	110	1	40	4,9	4,0	6,6	5,4	6,6	5,4	6,6	5,4	6,6	5,4
			2		4,9	4,0	6,6	5,4	6,6	5,4	6,6	5,4	6,6	5,4
644	ПС 110 кВ Электроугли тяг.	110	1	20; 40	18,7	16,2	19,2	16,4	19,2	16,4	19,2	16,4	19,2	16,4
			2		18,7	16,2	19,2	16,4	19,2	16,4	19,2	16,4	19,2	16,4
650	ПС 110 кВ Юдино	110	1	40	6,7	5,8	7,3	6,0	7,3	6,1	7,2	6,0	7,2	6,0
			2		6,8	6,1	7,4	6,4	7,4	6,4	7,4	6,4	7,4	6,4
652	ПС 110 кВ Шульгино	110	1	25; 40	21,0	18,1	22,5	18,9	22,5	18,9	22,5	18,9	22,5	18,9
			2		21,0	18,1	22,5	18,9	22,5	18,9	22,5	18,9	22,5	18,9
656	ПС 110 кВ Митяево	110	1	20; 25	13,4	12,1	11,3	10,9	11,3	10,9	11,3	10,9	11,3	10,9
			2		13,4	12,1	11,3	10,9	11,3	10,9	11,3	10,9	11,3	10,9
659	ПС 110 кВ Бочманово	110	1	-	28,1	28,1	16,9	17,3	16,9	17,3	16,9	17,3	16,9	17,3
			2		28,1	28,1	16,9	17,3	16,9	17,3	16,9	17,3	16,9	17,3
660	ПС 110 кВ Шерна	110	1	20	6,6	5,0	7,8	5,5	7,8	5,5	7,8	5,5	7,8	5,5
			2		6,6	5,0	7,8	5,5	7,8	5,5	7,8	5,5	7,8	5,5
666	ПС 220 кВ Шибаново	220	1	35,5	27,3	23,4	27,4	23,5	27,4	23,5	27,4	23,5	27,4	23,5
			2		27,3	23,4	27,4	23,5	27,4	23,5	27,4	23,5	27,4	23,5
		110	1	40	27,9	31,5	29,4	32,9	29,4	32,9	29,4	32,9	29,4	32,9
			2		27,9	31,5	29,4	32,9	29,4	32,9	29,4	32,9	29,4	32,9
674	ПС 110 кВ Кашино тяг.	110	1	18,4; 40	9,3	8,8	10,7	9,6	10,7	9,6	10,7	9,6	10,7	9,6
			2		9,3	8,8	10,7	9,6	10,7	9,6	10,7	9,6	10,7	9,6
678	ПС 110 кВ Ларино	110	1	25; 40	14,8	13,7	14,1	13,3	14,1	13,3	14,1	13,3	14,1	13,3
			2		14,8	13,7	14,1	13,3	14,1	13,3	14,1	13,3	14,1	13,3
681	ПС 110 кВ Алмазово	110	1	40	15,1	12,0	15,1	12,1	15,1	12,1	15,1	12,1	15,1	12,1
			2		15,1	12,0	15,1	12,1	15,1	12,1	15,1	12,1	15,1	12,1
693	ПС 110 кВ Мох	110	1	40	4,0	3,1	4,0	3,1	4,0	3,1	4,0	3,1	4,0	3,1
			2		4,0	3,1	4,0	3,1	4,0	3,1	4,0	3,1	4,0	3,1
696	ПС 110 кВ Прогресс	110	1	18,4	24,9	21,9	24,9	22,0	24,9	22,0	24,8	22,0	24,8	22,0
			2		24,9	21,9	24,9	22,0	24,9	22,0	24,8	22,0	24,8	22,0
703	ПС 110 кВ Туменская	110	1	18,4	6,3	5,1	6,3	5,1	6,3	5,1	6,3	5,1	6,3	5,1
			2		6,3	5,1	6,3	5,1	6,3	5,1	6,3	5,1	6,3	5,1
705	ПС 110 кВ Жегалово	110	1	20; 25; 26,3; 50	16,9	14,1	17,0	14,1	17,0	14,1	17,0	14,1	17,0	14,1
			2		10,6	9,2	10,6	9,2	10,6	9,2	10,6	9,2	10,6	9,2
712	ПС 220 кВ Осетр	220	1	25; 40	11,8	9,2	11,5	9,1	11,5	9,1	11,5	9,1	11,5	9,1
			2		11,8	9,2	11,5	9,1	11,5	9,1	11,5	9,1	11,5	9,1
		110	1	20; 25	17,1	16,5	16,7	16,3	16,7	16,3	16,7	16,3	16,7	16,3
			2		17,1	16,5	16,7	16,3	16,7	16,3	16,7	16,3	16,7	16,3
715	ПС 110 кВ Старт	110	1	42	8,4	7,6	8,4	7,6	8,4	7,6	8,4	7,6	8,4	7,6
			2		8,4	7,6	8,4	7,6	8,4	7,6	8,4	7,6	8,4	7,6
722	ПС 110 кВ Чанки	110	1	18,4	16,2	12,5	13,8	11,5	13,8	11,5	13,8	11,5	13,8	11,5
			2		16,2	12,5	13,8	11,5	13,8	11,5	13,8	11,5	13,8	11,5
726	ПС 110 кВ Комплекс	110	1	-	11,1	9,7	11,0	9,6	11,0	9,6	11,0	9,6	11,0	9,6
			2		11,1	9,7	11,0	9,7	11,0	9,7	11,0	9,7	11,0	9,7
730	ПС 110 кВ Гребнево	110	1	26,3; 31,5; 40	21,7	16,7	22,6	17,1	22,6	17,1	22,6	17,1	22,6	17,1
			2		21,7	16,7	22,6	17,1	22,6	17,1	22,6	17,1	22,6	17,1
734	ПС 110 кВ Сирена	110	1	34; 40	9,7	10,6	9,7	10,7	9,7	10,7	9,7	10,7	9,7	10,7
			2		9,7	10,6	9,7	10,7	9,7	10,7	9,7	10,7	9,7	10,7
735	ПС 110 кВ Сосны	110	1	40	25,9	25,2	13,4	13,7	13,4	13,7	13,4	13,7	13,4	13,7
			2		25,9	25,2	13,4	13,7	13,4	13,7	13,4	13,7	13,4	13,7
736	ПС 110 кВ Бакунино	110	1	25	14,8	10,3	13,5	9,9	13,5	9,9	13,5	9,9	13,5	9,9
			2		14,8	10,3	13,5	9,9	13,5	9,9	13,5	9,9	13,5	9,9
737	ПС 110 кВ Неверово	110	1	40	11,2	10,3	11,1	10,3	11,1	10,3	11,1	10,3	11,1	10,3
			2		8,0	7,9	7,9	7,9	7,9	7,9	7,9	7,9	7,9	7,9
740	ПС 110 кВ Анциферово тяг.	110	1	20	12,2	9,2	12,2	9,2	12,2	9,2	12,2	9,2	12,2	9,2
			2		12,2	9,2	12,2	9,2	12,2	9,2	12,2	9,2	12,2	9,2
742	ПС 110 кВ Орбита	110	1	40	15,4	12,3	17,0	13,1	17,0	13,1	17,0	13,1	17,0	13,1
			2		15,4	12,3	17,0	13,1	17,0	13,1	17,0	13,1	17,0	13,1
753	ПС 110 кВ Прокат	110	1	-	13,0	11,4	13,3	11,6	13,3	11,6	13,3	11,6	13,3	11,6
			2		9,1	9,0	14,7	12,3	14,7	12,3	14,7	12,3	14,7	12,3
763	ПС 110 кВ Фабричная	110	1	18,4	10,2	8,5	10,1	8,5	10,1	8,5	10,1	8,5	10,1	8,5
			2		10,2	8,5	10,1	8,5	10,1	8,5	10,1	8,5	10,1	8,5
767	ПС 110 кВ Зуево	110	1	-	11,0	10,6	11,1	10,7	11,1	10,7	11,1	10,7	11,1	10,7
			2		15,2	13,8	15,5	14,0	15,5	14,0	15,5	14,0	15,5	14,0
768	ПС 110 кВ Гавриловская	110	1	18,4	9,7	8,5	9,5	8,4	9,5	8,4	9,5	8,4	9,5	8,4
			2		9,7	8,5	9,5	8,4	9,5	8,4	9,5	8,4	9,5	8,4
797	ПС 110 кВ Дизель	110	1	-	12,3	11,0	10,5	10,0	10,5	10,0	10,5	10,0	10,5	10,0
			2		12,3	10,9	10,5	9,9	10,5	9,9	10,5	9,9	10,5	9,9
808	ПС 110 кВ Вокзальная тяг.	110	1	20	7,4	5,5	7,4	5,5	7,4	5,5	7,4	5,5	7,4	5,5
			2		7,4	5,5	7,4	5,5	7,4	5,5	7,4	5,5	7,4	5,5
812	ПС 110 кВ Бисерово	110	1	-	8,5	6,9	8,5	6,9	8,5	6,9	8,5	6,9	8,5	6,9
			2		8,5	6,9	8,5	6,9	8,5	6,9	8,5	6,9	8,5	6,9
817	ПС 110 кВ Спортивная	110	1	40	22,7	21,6	22,7	21,6	22,7	21,6	22,7	21,6	22,7	21,6
			2		22,6	21,6	22,6	21,6	22,6	21,6	22,6	21,6	22,6	21,6
818	ПС 110 кВ Ботино	110	1	40	17,4	24,6	17,4	24,6	17,4	24,6	17,4	24,6	17,4	24,6
			2		17,4	24,6	17,4	24,6	17,4	24,6	17,4	24,6	17,4	24,6
819	ПС 110 кВ Мишеронь	110	1	20; 40	8,3	5,5	8,3	5,5	8,3	5,5	8,3	5,5	8,3	5,5
			2		8,3	5,5	8,3	5,5	8,3	5,5	8,3	5,5	8,3	5,5
821	ПС 110 кВ Гребчиха	110	1	40	9,0	6,6	9,0	6,6	9,0	6,6	9,0	6,6	9,0	6,6
			2		9,0	6,6	9,0	6,6	9,0	6,6	9,0	6,6	9,0	6,6
822	ПС 110 кВ Гуслица	110	1	20	8,9	7,0	8,9	7,0	8,9	7,0	8,9	7,0	8,9	7,0
			2		8,9	7,0	8,9	7,0	8,9	7,0	8,9	7,0	8,9	7,0
827	ПС 110 кВ Городок	110	1	40	8,8	7,3	9,9	8,0	9,9	8,0	9,9	8,0	9,9	8,0
			2		8,8	7,3	9,9	8,0	9,9	8,0	9,9	8,0	9,9	8,0
831	ПС 220 кВ Крона	220	1	40	11,0	8,7	10,9	8,6	10,9	8,6	10,9	8,6	10,9	8,6
			2		11,0	8,7	10,9	8,6	10,9	8,6	10,9	8,6	10,9	8,6
871	ПС 220 кВ Кроношпан	220	1	63	13,5	13,0	13,6	13,0	13,6	13,0	13,6	13,0	13,6	13,0
			2		13,5	13,0	13,6	13,0	13,6	13,0	13,6	13,0	13,6	13,0
-	ГРЭС-3	220	1	25	17,6	17,0	17,6	17,1	17,6	17,1	17,6	17,1	17,6	17,1
			2		17,5	16,7	17,6	16,8	17,6	16,8	17,6	16,8	17,6	16,8
		110	1	18,4; 20; 50	13,5	12,8	14,9	13,7	14,9	13,7	14,9	13,7	14,9	13,7
-	Шатурская ГРЭС	220	1	40; 50	33,8	38,8	33,7	38,6	33,7	38,6	33,7	38,6	33,7	38,6
			2		33,8	38,8	33,7	38,6	33,7	38,6	33,7	38,6	33,7	38,6
			3		33,8	38,8	33,7	38,6	33,7	38,6	33,7	38,6	33,7	38,6
			4		33,8	38,8	33,7	38,6	33,7	38,6	33,7	38,6	33,7	38,6
		110	1	40	31,9	37,8	31,9	37,8	31,9	37,8	31,9	37,8	31,9	37,8
			2		31,9	37,8	31,9	37,8	31,9	37,8	31,9	37,8	31,9	37,8
			3		31,9	37,8	31,9	37,8	31,9	37,8	31,9	37,8	31,9	37,8
-	ТЭЦ-29	110	1	25; 40	23,2	23,3	24,0	23,8	24,0	23,8	24,0	23,8	24,0	23,8
			2		23,2	23,3	24,0	23,8	24,0	23,8	24,0	23,8	24,0	23,8
-	ТЭЦ Аксеново (проект)	110	1	40	12,8	10,4	13,0	10,4	13,0	10,4	13,0	10,4	13,0	10,4
			2		12,8	10,4	13,0	10,4	13,0	10,4	13,0	10,4	13,0	10,4
-	ПС 110 кВ Реутов (проект)	110	1	-	-	-	5,4	6,4	5,4	6,4	5,4	6,5	5,4	6,5
			2		-	-	17,8	14,7	17,8	14,7	17,8	14,7	17,8	14,7
-	ПС 110 кВ Борилово (проект)	110	1	-	10,9	9,4	13,5	10,8	13,5	10,8	13,5	10,8	13,5	10,8
			2		10,9	9,4	13,5	10,8	13,5	10,8	13,5	10,8	13,5	10,8

Таблица 83

Результаты расчетов максимальных токов к.з. на шинах энергообъектов восточных электрических сетей, на которых значения токов к.з. превышают отключающую способность выключателей, для 2022 - 2026 гг.

Наименование энергообъекта	Наименование выключателя	I.откл. выкл., кА	2022 г., макс. ток к.з.		2023 г., макс. ток к.з.		2024 г., макс. ток к.з.		2025 г., макс. ток к.з.		2026 г., макс. ток к.з.
			I.(3), кА	I.(1), кА	I.(3), кА	I.(1), кА	I.(3), кА	I.(1), кА	I.(3), кА	I.(1), кА	I.(3), кА	I.(1), кА
РУ 110 кВ ПС 220 кВ Восточная	АТ-1	26,3	27,4	25,0	26,8	24,6	26,8	24,6	26,9	24,5	26,9	24,5
	Восточная - Баскаково I цепь	26,3	26,3 30,4 <*>	25,5 29,3 <*>	25,7 29,8 <*>	25,0 28,9 <*>	25,7 29,8 <*>	25,0 28,9 <*>	25,7 29,8 <*>	25,0 28,8 <*>	25,7 29,8 <*>	25,0 28,8 <*>
	Восточная - Баскаково II цепь	26,3	26,3 30,4 <*>	25,5 29,3 <*>	25,7 29,8 <*>	25,0 28,9 <*>	25,7 29,8 <*>	25,0 28,9 <*>	25,7 29,8 <*>	25,0 28,8 <*>	25,7 29,8 <*>	25,0 28,8 <*>
	Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная	26,3	26,3	25,4	26,5	25,6	26,5	25,6	26,5	25,5	26,5	25,5
	Каскадная - Восточная с отпайкой на ПС Ясная	26,3	23,5	22,9	22,7	22,4	22,7	22,4	22,8	22,3	22,8	22,3
РУ 110 кВ ПС 110 кВ Афанасово	СМВ 1-2с	18,4	19,7	19,0	20,6	19,6	20,6	19,6	20,6	19,6	20,6	19,6
	Т-1	40	22,3	21,2	23,3	21,8	23,3	21,8	23,3	21,8	23,3	21,8
	Т-2	40	22,3	21,2	23,3	21,8	23,3	21,8	23,3	21,8	23,3	21,8
РУ 110 кВ ПС 110 кВ Прогресс	Минеральная - Прогресс	18,4	14,3	13,4	14,3	13,4	14,3	13,4	14,2	13,4	14,2	13,4
	СМВ 1-2с (мост)	18,4	14,3	13,4	14,3	13,4	14,3	13,4	14,2	13,4	14,2	13,4
	Каскадная - Прогресс	18,4	14,3	12,1	14,3	12,1	14,3	12,1	14,2	12,1	14,2	12,1

___________________________________

<*> С учетом каскадного отключения ЛЭП.

18.2. Западные электрические сети

В результате анализа расчетов токов к.з. установлено, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях Западных электрических сетей, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 110 и 220 кВ ПС 220 кВ Кедрово;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Железнодорожная;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Кольцевая;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Успенская.

Для определения величин максимально-возможных токов к.з. на каждом присоединении ПС 220 кВ Кедрово, ПС 110 кВ Железнодорожная, ПС 110 кВ Кольцевая и ПС 110 кВ Успенская, а также проверки соответствия отключающей способности выключателей этих присоединений уровням токов к.з. был выполнен дополнительный расчет токов к.з. в формате "для проверки аппаратуры" при к.з. на шинах и за выключателем этих присоединений. Результаты расчетов представлены в таблице.

ПС 220 кВ Кедрово

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 110 кВ и 220 кВ ПС 220 кВ Кедрово установлено, что отключающая способность выключателей РУ 220 кВ Т-1 и Т-3 не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з. Таким образом, в 2022 году необходимо заменить вышеуказанные выключатели на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА.

ПС 110 кВ Железнодорожная

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 110 кВ ПС 110 кВ Железнодорожная установлено, что отключающая способность выключателей Т-1 и Т-2 не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з. Таким образом, в 2022 году необходимо заменить вышеуказанные выключатели на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА.

ПС 110 кВ Кольцевая

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 110 кВ ПС 110 кВ Кольцевая установлено, что отключающая способность выключателей Т-1 и Т-2 не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з. Таким образом, в 2022 году необходимо заменить вышеуказанные выключатели на выключатели с отключающей способностью не менее 25 кА.

ПС 110 кВ Успенская

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 110 кВ ПС 110 кВ Успенская превышения отключающей способности выключателей не выявлено. Таким образом, замена выключателей 110 кВ ПС 110 кВ Успенская не требуется.

Таблица 84

Результаты расчетов токов к.з. на шинах энергообъектов западных электрических сетей для 2022 - 2026 гг.

Номер ПС	Наименование энергообъекта	U, кВ	Номер сек. (с.ш.)	I. откл. выключателя, кА	2022 г., ток к.з.		2023 г., ток к.з.		2024 г., ток к.з.		2025 г., ток к.з.		2026 г., ток к.з.
					I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I. (1), кА
011	ПС 110 кВ Соловьево	110	1	-	15,6	13,2	17,7	14,3	17,7	14,3	17,7	14,3	17,7	14,3
			2		16,6	13,7	18,1	14,4	18,1	14,4	18,1	14,4	18,1	14,4
025	ПС 220 кВ Встреча	220	1	40; 50	27,0	21,6	27,5	21,8	27,5	21,8	27,5	21,8	27,5	21,8
			2		27,0	21,6	27,5	21,8	27,5	21,8	27,5	21,8	27,5	21,8
		110	1	40	27,6	28,9	29,2	30,1	29,2	30,1	29,2	30,1	29,2	30,1
			2		27,6	28,9	29,2	30,1	29,2	30,1	29,2	30,1	29,2	30,1
064	ПС 110 кВ Барвиха	110	1	31,5	21,7	19,9	21,7	19,9	21,8	19,9	21,8	19,9	21,8	19,9
			2		21,7	19,9	21,7	19,9	21,8	19,9	21,8	19,9	21,8	19,9
067	ПС 110 кВ Усово	110	1	25	9,4	8,8	9,6	8,9	9,6	8,9	9,6	8,9	9,6	8,9
			2		12,7	11,8	14,4	12,9	14,4	12,9	14,4	12,9	14,4	12,9
107	ПС 220 кВ Кедрово	220	1	26,3; 31,5; 40; 50	26,7	21,5	26,7	21,5	26,7	21,5	26,7	21,5	26,7	21,5
			2		26,7	21,5	26,7	21,5	26,7	21,5	26,7	21,5	26,7	21,5
		110	1	26,3; 35,5; 40	27,3	26,3	27,7	26,6	27,7	26,6	27,7	26,6	27,7	26,6
			2		27,3	26,3	27,7	26,6	27,7	26,6	27,7	26,6	27,7	26,6
117	ПС 110 кВ Голицыно	110	1	40	26,0	24,2	32,5	28,1	32,5	28,1	32,5	28,1	32,5	28,1
			2		26,0	24,2	32,5	28,1	32,5	28,1	32,5	28,1	32,5	28,1
118	ПС 110 кВ Кубинка	110	1	40	24,0	18,6	25,0	19,0	25,1	19,0	25,1	19,0	25,1	19,0
			2		24,0	18,6	25,0	19,0	25,1	19,0	25,1	19,0	25,1	19,0
151	ПС 220 кВ Шмелево	220	3	26,3; 40; 50	16,1	16,1	16,2	16,2	16,3	16,3	16,3	16,3	16,3	16,3
			4		16,1	16,1	16,2	16,2	16,3	16,3	16,3	16,3	16,3	16,3
158	ПС 110 кВ Мишуково	110	1	20; 40	15,3	12,7	15,4	12,8	15,4	12,8	15,4	12,8	15,4	12,8
			2		15,3	12,7	15,4	12,8	15,4	12,8	15,4	12,8	15,4	12,8
171	ПС 110 кВ Сычи	110	1	20	8,1	6,8	8,6	7,4	8,6	7,5	8,6	7,5	8,6	7,5
			2		8,1	6,8	8,6	7,4	8,6	7,5	8,6	7,5	8,6	7,5
178	ПС 110 кВ Вяземы	110	1	25	20,3	18,3	23,8	20,3	23,9	20,3	23,9	20,3	23,9	20,3
			2		20,3	18,3	23,8	20,3	23,9	20,3	23,9	20,3	23,9	20,3
188	ПС 110 кВ Одинцово	110	1	40	25,2	26,8	27,4	28,4	27,4	28,4	27,4	28,4	27,4	28,4
			2		25,2	26,8	27,4	28,4	27,4	28,4	27,4	28,4	27,4	28,4
			3		25,2	26,8	27,4	28,4	27,4	28,4	27,4	28,4	27,4	28,4
			4		25,2	26,8	27,4	28,4	27,4	28,4	27,4	28,4	27,4	28,4
189	ПС 110 кВ Успенская	110	2	20	15,8	14,2	25,7	23,1	25,7	23,1	25,7	23,1	25,7	23,1
218	ПС 110 кВ Газовая	110	1	-	20,5	24,1	20,6	24,3	20,7	24,3	20,7	24,3	20,7	24,3
			2		20,5	24,1	20,6	24,3	20,7	24,3	20,7	24,3	20,7	24,3
249	ПС 110 кВ Шевардино	110	1	18,4	6,8	5,6	6,8	5,6	6,8	5,6	6,8	5,6	6,8	5,6
			2		6,8	5,6	6,8	5,6	6,8	5,6	6,8	5,6	6,8	5,6
260	ПС 110 кВ Дедово	110	1	40	20,4	19,7	20,6	19,8	21,1	20,2	21,1	20,2	21,1	20,2
			2		20,4	19,7	20,6	19,8	21,1	20,2	21,1	20,2	21,1	20,2
302	ПС 110 кВ Анино	110	1	-	8,8	6,9	8,9	7,0	8,9	7,0	8,9	7,0	8,9	7,0
308	ПС 110 кВ Наро-Фоминск	110	1	40	21,9	18,8	22,2	18,9	22,2	18,9	22,2	18,9	22,2	18,9
			2		21,9	18,8	22,2	18,9	22,2	18,9	22,2	18,9	22,2	18,9
316	ПС 110 кВ Дарьино	110	1	31,5	20,3	20,5	25,3	24,3	25,3	24,3	25,3	24,4	25,3	24,4
			2		20,3	20,5	25,3	24,3	25,3	24,3	25,3	24,4	25,3	24,4
331	ПС 110 кВ Бородино	110	1	18,4; 31,5	6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5
			2		6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5
355	ПС 110 кВ Можайск	110	1	18,4; 31,5; 40	9,7	10,2	9,7	10,2	9,7	10,2	9,7	10,2	9,7	10,2
			2		9,7	10,2	9,7	10,2	9,7	10,2	9,7	10,2	9,7	10,2
381	ПС 110 кВ Хващевская	110	1	25	7,5	6,2	7,5	6,2	7,5	6,2	7,5	6,2	7,5	6,2
			2		7,5	6,6	7,5	6,6	7,5	6,6	7,5	6,6	7,5	6,6
390	ПС 110 кВ Тучково	110	1	20	6,7	5,3	6,8	5,3	6,8	5,3	6,8	5,3	6,8	5,3
			2		6,7	5,9	6,7	5,9	6,7	5,9	6,7	5,9	6,7	5,9
392	ПС 110 кВ Верея	110	1	25; 40	4,3	3,7	4,3	3,7	4,3	3,7	4,3	3,7	4,3	3,7
			2		4,3	3,8	4,3	3,8	4,3	3,8	4,3	3,8	4,3	3,8
395	ПС 110 кВ Панфиловская	110	1	40	12,7	11,1	14,9	14,2	15,0	14,2	15,0	14,2	15,0	14,2
			2		12,7	11,1	14,9	14,2	15,0	14,2	15,0	14,2	15,0	14,2
405	ПС 110 кВ Волоколамск	110	1	18,4; 40	16,7	15,5	17,0	16,1	17,0	16,1	17,0	16,1	17,0	16,1
			2		16,7	15,5	17,0	16,1	17,0	16,1	17,0	16,1	17,0	16,1
406	ПС 110 кВ Шаховская	110	1	20	7,4	5,8	7,5	5,8	7,5	5,8	7,5	5,8	7,5	5,8
			2		6,1	5,3	6,1	5,3	6,1	5,3	6,1	5,3	6,1	5,3
409	ПС 110 кВ Лотошино	110	1	-	6,6	4,3	6,6	4,3	6,6	4,3	6,6	4,3	6,6	4,3
			2		4,8	3,7	4,8	3,7	4,8	3,7	4,8	3,7	4,8	3,7
418	ПС 110 кВ Руза	110	1	31,5; 40	6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5
			2		6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5	6,8	5,5
422	ПС 110 кВ Манихино	110	1	20; 40	14,5	12,5	14,5	12,3	14,7	12,7	14,7	12,7	14,7	12,7
			2		14,5	12,5	14,5	12,3	14,7	12,7	14,7	12,7	14,7	12,7
423	ПС 110 кВ Румянцево	110	1	20	8,4	7,9	8,5	8,0	8,7	8,1	8,7	8,1	8,7	8,1
			2		8,4	7,9	8,5	8,0	8,7	8,1	8,7	8,1	8,7	8,1
424	ПС 110 кВ Чисмена	110	1	18,4; 40	7,6	6,8	8,0	6,9	8,1	7,0	8,1	7,0	8,1	7,0
			2		7,6	6,8	8,0	6,9	8,1	7,0	8,1	7,0	8,1	7,0
435	ПС 110 кВ Полянка	110	1	40	14,0	12,7	14,2	13,2	14,2	13,2	14,2	13,2	14,2	13,2
			2		14,0	12,7	14,2	13,2	14,2	13,2	14,2	13,2	14,2	13,2
441	ПС 110 кВ Железнодорожная	110	1	20	25,8	25,5	27,3	26,4	27,3	26,4	27,3	26,4	27,3	26,4
			2		25,8	25,5	27,3	26,4	27,3	26,4	27,3	26,4	27,3	26,4
468	ПС 110 кВ Шелковка	110	1	40	6,6	5,8	6,6	5,8	6,6	5,8	6,6	5,8	6,6	5,8
			2		6,6	5,8	6,6	5,8	6,6	5,8	6,6	5,8	6,6	5,8
475	ПС 220 кВ Луч	220	1	25; 50 (замена 40)	13,3	14,2	13,3	14,3	13,6	14,5	13,6	14,5	13,6	14,5
			2		13,3	14,2	13,3	14,3	13,6	14,5	13,6	14,5	13,6	14,5
		110	1	18,4; 20; 31,5; 40 (замена 40)	16,8	19,7	16,8	19,8	18,1	21,1	18,1	21,1	18,1	21,1
			2		16,8	19,7	16,8	19,8	18,1	21,1	18,1	21,1	18,1	21,1
483	ПС 110 кВ Ивановская	110	1	40	13,3	11,2	13,3	11,2	13,4	11,3	13,4	11,3	13,4	11,3
			2		13,3	11,2	13,3	11,2	13,4	11,3	13,4	11,3	13,4	11,3
515	ПС 500 кВ Дорохово	500	1	40	8,9	8,8	9,1	9,1	9,1	9,1	9,1	9,1	9,1	9,1
		220	1	40	21,6	23,7	22,7	24,9	22,7	24,9	22,7	24,9	22,7	24,9
			2		21,6	23,7	22,7	24,9	22,7	24,9	22,7	24,9	22,7	24,9
521	ПС 110 кВ Кольцевая	110	1	18,4	20,3	17,1	20,9	17,4	20,9	17,4	20,9	17,4	20,9	17,4
			2		20,3	17,1	20,9	17,4	20,9	17,4	20,9	17,4	20,9	17,4
526	ПС 110 кВ Акулово	110	1	-	17,6	13,8	17,9	13,9	17,9	13,9	17,9	13,9	17,9	13,9
			2		17,6	13,6	17,9	13,7	17,9	13,8	17,9	13,8	17,9	13,8
534	ПС 750 кВ Грибово	750	1	40	7,4	7,8	7,5	7,9	7,5	7,9	7,5	7,9	7,5	7,9
		500	1	40	10,9	12,8	11,1	13,0	11,1	13,0	11,1	13,0	11,1	13,0
		220	1	40	19,4	23,5	19,6	23,7	19,6	23,7	19,6	23,7	19,6	23,7
			2		19,4	23,5	19,6	23,7	19,6	23,7	19,6	23,7	19,6	23,7
		110	1	40	22,5	29,0	22,6	29,2	22,6	29,2	22,6	29,2	22,6	29,2
			2		22,5	29,0	22,6	29,2	22,6	29,2	22,6	29,2	22,6	29,2
544	ПС 110 кВ Дюдьково	110	1	20	10,8	7,9	10,9	7,9	10,9	8,0	10,9	8,0	10,9	8,0
			2		10,8	7,9	10,9	7,9	10,9	8,0	10,9	8,0	10,9	8,0
550	ПС 110 кВ Каринская	110	1	-	15,2	13,4	15,4	13,5	15,4	13,5	15,4	13,5	15,4	13,5
			2		15,2	13,4	15,4	13,5	15,4	13,5	15,4	13,5	15,4	13,5
551	ПС 110 кВ Пернатово	110	1	20	10,5	11,7	10,5	11,7	10,9	12,1	10,9	12,1	10,9	12,1
			2		10,5	11,7	10,5	11,7	10,9	12,1	10,9	12,1	10,9	12,1
552	ПС 110 кВ Чеховская	110	1	20	14,2	14,8	14,2	14,8	15,1	15,5	15,1	15,5	15,1	15,5
556	ПС 110 кВ Кукарино	110	1	25; 40	7,1	6,1	7,1	6,1	7,1	6,1	7,1	6,1	7,1	6,1
			2		7,1	6,1	7,1	6,1	7,1	6,1	7,1	6,1	7,1	6,1
575	ПС 110 кВ Селятино	110	1	18,4; 40	14,8	12,8	15,2	12,9	15,2	12,9	15,2	12,9	15,2	12,9
			2		14,8	12,8	15,2	12,9	15,2	12,9	15,2	12,9	15,2	12,9
582	ПС 220 кВ Котово	220	1	40	15,8	15,4	15,7	15,4	15,7	15,4	15,7	15,4	15,7	15,4
			2		15,8	15,4	15,7	15,4	15,7	15,4	15,7	15,4	15,7	15,4
584	ПС 110 кВ Звенигород	110	1	25	5,6	5,3	23,1	21,4	23,1	21,4	23,1	21,4	23,1	21,4
			2		5,3	5,5	23,0	21,7	23,0	21,7	23,0	21,7	23,0	21,7
595	ПС 110 кВ Лидино	110	1	40; 50	7,6	7,4	7,6	7,4	7,6	7,4	7,6	7,4	7,6	7,4
			2		7,6	7,4	7,6	7,4	7,6	7,4	7,6	7,4	7,6	7,4
645	ПС 110 кВ Сушкинская	110	1	-	22,2	16,8	24,5	17,7	24,6	17,7	24,6	17,7	24,6	17,7
			2		22,2	16,8	24,5	17,7	24,6	17,7	24,6	17,7	24,6	17,7
683	ПС 110 кВ Ядрошино	110	1	20; 25; 40	10,6	12,0	10,7	12,1	11,0	12,4	11,0	12,4	11,0	12,4
			2		10,6	12,0	10,7	12,1	11,0	12,4	11,0	12,4	11,0	12,4
700	ПС 220 кВ Дровнино	220	1	25; 40	12,1	10,3	12,2	10,4	12,2	10,4	12,2	10,4	12,2	10,4
			2		12,1	10,3	12,2	10,4	12,2	10,4	12,2	10,4	12,2	10,4
		110	1	20; 31,5; 50	13,8	14,3	13,8	14,3	13,8	14,3	13,8	14,3	13,8	14,3
			2		13,8	14,3	13,8	14,3	13,8	14,3	13,8	14,3	13,8	14,3
701	ПС 110 кВ Сухарево	110	1	31,5; 40	7,9	6,4	7,9	6,4	7,9	6,4	7,9	6,4	7,9	6,4
			2		7,9	6,4	7,9	6,4	7,9	6,4	7,9	6,4	7,9	6,4
704	ПС 110 кВ Макарово	110	1	18,4; 40	8,0	7,7	8,0	7,7	8,0	7,7	8,0	7,7	8,0	7,7
			2		8,0	7,7	8,0	7,7	8,0	7,7	8,0	7,7	8,0	7,7
714	ПС 110 кВ Давыдково	110	1	-	7,3	6,1	7,5	6,2	7,6	6,2	7,6	6,2	7,6	6,2
			2		7,3	6,1	7,5	6,2	7,6	6,2	7,6	6,2	7,6	6,2
732	ПС 110 кВ Мухино	110	1	20; 25	8,6	7,4	8,6	7,4	8,6	7,4	8,6	7,4	8,6	7,4
			2		8,6	7,4	8,6	7,4	8,6	7,4	8,6	7,4	8,6	7,4
757	ПС 110 кВ Медведевская	110	1	40	23,0	22,5	24,1	23,2	24,1	23,2	24,1	23,3	24,1	23,3
			2		23,0	22,5	24,1	23,2	24,1	23,2	24,1	23,3	24,1	23,3
772	ПС 220 кВ Латышская	220	1	40	16,0	13,5	16,0	13,5	16,0	13,5	16,0	13,5	16,0	13,5
			2		16,0	13,5	16,0	13,5	16,0	13,5	16,0	13,5	16,0	13,5
782	ПС 110 кВ Мамоново	110	1	40	21,2	20,2	22,3	20,9	22,3	20,9	22,3	20,9	22,3	20,9
			2		21,2	20,2	22,3	20,9	22,3	20,9	22,3	20,9	22,3	20,9
783	ПС 110 кВ Отрадное	110	1	40	22,5	22,3	24,1	23,3	24,1	23,3	24,1	23,3	24,1	23,3
			2		22,5	22,3	24,1	23,3	24,1	23,3	24,1	23,3	24,1	23,3
789	ПС 110 кВ Наро-Осаново	110	1	-	17,4	13,4	17,7	13,6	17,7	13,6	17,7	13,6	17,7	13,6
			2		17,4	13,3	17,7	13,5	17,7	13,5	17,7	13,5	17,7	13,5
802	ПС 110 кВ Духанино	110	1	20	10,5	7,2	10,5	7,2	13,0	9,4	13,0	9,4	13,0	9,4
			2		10,5	7,2	10,5	7,2	13,0	9,4	13,0	9,4	13,0	9,4
836	ПС 220 кВ Слобода	220	1	50	32,0	29,2	33,4	30,6	33,4	30,6	33,4	30,6	33,4	30,6
			2		32,0	29,2	33,4	30,6	33,4	30,6	33,4	30,6	33,4	30,6
		110	1	50	31,9	34,3	32,2	34,7	32,6	35,1	32,6	35,1	32,6	35,1
			2		31,9	34,3	32,2	34,7	32,6	35,1	32,6	35,1	32,6	35,1
842	ПС 220 кВ Подушкино	220	1	50	30,3	28,8	30,5	28,9	30,5	28,9	30,5	28,9	30,5	28,9
			2		30,3	28,8	30,5	28,9	30,5	28,9	30,5	28,9	30,5	28,9
873	ПС 110 кВ Звездочка (проект)	110	1	-	13,5	10,0	13,7	10,0	13,7	10,0	13,7	10,0	13,7	10,0
-	ПС 220 кВ Назарьево (проект)	220	1	-	17,3	15,4	17,4	15,5	17,5	15,6	17,5	15,6	17,5	15,6
			2		17,3	15,4	17,4	15,5	17,5	15,6	17,5	15,6	17,5	15,6

Таблица 85

Результаты расчетов максимальных токов к.з. на шинах энергообъектов западных электрических сетей, на которых значения токов к.з. превышают отключающую способность выключателей, для 2022 - 2026 гг.

Наименование энергообъекта	Наименование выключателя	I.откл. выкл., кА	2022 г., макс. ток к.з.		2023 г., макс. ток к.з.		2024 г., макс. ток к.з.		2025 г., макс. ток к.з.		2026 г., макс. ток к.з.
			I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I. (1), кА
РУ 220 кВ ПС 220 кВ Кедрово	АТ-4	26,3	25,7	20,5	25,7	20,5	25,7	20,5	25,7	20,5	25,7	20,5
	АТ-5	26,3	25,3	20,0	25,3	20,0	25,3	20,0	25,3	20,0	25,3	20,0
	АТ-6	50	25,6	20,3	25,6	20,4	25,6	20,4	25,6	20,4	25,6	20,4
	Кедрово - Встреча пл. Б	26,3	22,6	18,7	22,6	18,7	22,6	18,7	22,6	18,7	22,6	18,7
	Кедрово - Встреча пл. А	40	22,6	18,7	22,6	18,7	22,6	18,7	22,6	18,7	22,6	18,7
	Кедрово - Котово	26,3	22,9	18,6	22,9	18,6	22,9	18,6	22,9	18,6	22,9	18,6
	Кедрово - Лесная	26,3	23,8	19,6	23,8	19,6	23,8	19,6	23,8	19,6	23,8	19,6
	Латышская - Кедрово	26,3	23,7	19,2	23,7	19,2	23,7	19,2	23,7	19,2	23,7	19,2
	МВ ВЛ 220 кВ Дорохово - Кедрово плечо А	25	21,8	17,6	21,9	17,6	21,9	17,6	21,9	17,6	21,9	17,6
	СМВ 4-5 сш.	26,3	18,8	14,7	18,8	14,7	18,8	14,7	18,8	14,7	0,0	0,0
	СЭВ 1-2 СШ 220 кВ	40	22,9	18,6	22,9	18,6	22,9	18,6	22,9	18,6	22,9	18,6
	Т-1	26,3	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1
	Т-3 3сш	26,3	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1
	Т-3 4сш	26,3	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1
	ШСМВ-1 (1-3сш)	26,3	22,9	18,6	22,9	18,6	22,9	18,6	22,9	18,6	22,9	18,6
	ШСМВ-2 (1-4сш)	26,3	18,8	14,7	18,8	14,7	18,8	14,7	18,8	14,7	18,8	14,7
	ШСМВ-3 (2-5сш)	26,3	13,8	11,4	13,8	11,4	13,8	11,4	13,8	11,4	13,8	11,4
	ЭВ 220 кВ Т-2	40	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1	26,7	21,1
	ЭВ ВЛ 220 кВ Дорохово - Кедрово плечо Б	40	21,8	17,6	21,9	17,6	21,9	17,6	21,9	17,6	21,9	17,6
	ЭВ ВЛ 220 кВ Метзавод - Кедрово	40	22,2	18,4	22,2	18,4	22,2	18,4	22,2	18,4	22,2	18,4
РУ 110 кВ ПС 220 кВ Кедрово	АТ-4	26,3	23,6	21,9	24,0	22,1	24,0	22,1	24,0	22,1	24,0	22,1
	АТ-5	26,3	22,1	21,0	22,6	21,2	22,6	21,2	22,6	21,2	22,6	21,2
	АТ-6	40	23,3	21,4	23,7	21,6	23,7	21,6	23,7	21,6	23,7	21,6
	Кедрово - Наро-Фоминск I	35,5	23,9	23,7	24,3	23,9	24,3	23,9	24,3	23,9	24,3	23,9
	Кедрово - Наро-Фоминск II	40	23,9	23,7	24,3	23,9	24,3	23,9	24,3	23,9	24,3	23,9
	Кубинка - Кедрово I отп. 521, 526, 789	35,5	23,5	23,2	23,7	23,4	23,7	23,4	23,7	23,4	23,7	23,4
	Кубинка - Кедрово II отп. 521, 526, 789	35,5	23,5	23,2	23,7	23,4	23,7	23,4	23,7	23,4	23,7	23,4
	ОМВ	35,5	27,3	26,3	27,7	26,6	27,7	26,6	27,7	26,6	27,7	26,6
	ШСМВ 1-2сш	35,5	14,9	15,2	15,1	15,3	15,1	15,3	15,1	15,3	15,1	15,3
РУ 110 кВ ПС 110 кВ Наро-Фоминск	Кедрово - Наро-Фоминск I цепь	40	17,0	15,2	17,3	15,3	17,3	15,3	17,3	15,3	17,3	15,3
	Кедрово - Наро-Фоминск II цепь	40	17,0	15,2	17,3	15,3	17,3	15,3	17,3	15,3	17,3	15,3
	Наро-Фоминск - Мишуково I цепь	40	19,5	16,8	19,8	16,9	19,8	16,9	19,8	16,9	19,8	16,9
	Наро-Фоминск - Мишуково II цепь	40	19,5	16,9	19,9	17,0	19,9	17,0	19,9	17,0	19,9	17,0
	Наро-Фоминск - Селятино II цепь с отпайками	40	18,5	16,2	18,7	16,3	18,7	16,3	18,7	16,3	18,7	16,3
	Т-1	40	21,9	18,8	22,2	18,9	22,2	18,9	22,2	18,9	22,2	18,9
	Т-2	40	21,5	17,7	21,8	17,8	21,8	17,8	21,8	17,8	21,8	17,8
	Т-3	40	21,9	17,4	22,2	17,5	22,2	17,5	22,2	17,5	22,2	17,5
	ШСМВ 110 кВ	40	11,2	9,5	11,3	9,6	11,3	9,6	11,3	9,6	11,3	9,6
	ЭВ ВЛ 110 кВ Наро-Фоминск - Селятино I цепь с отпайками	40	18,5	16,2	18,7	16,3	18,7	16,3	18,7	16,3	18,7	16,3
РУ 110 кВ ПС 110 кВ Железнодорожная	Т-1	20	25,8	25,5	27,3	26,4	27,3	26,4	27,3	26,4	27,3	26,4
	Т-2	20	25,8	25,5	27,3	26,4	27,3	26,4	27,3	26,4	27,3	26,4
РУ 110 кВ ПС 110 кВ Кольцевая	Т-1	18,4	20,3	17,1	20,9	17,4	20,9	17,4	20,9	17,4	20,9	17,4
	Т-2	18,4	20,3	17,3	20,9	17,6	20,9	17,6	20,9	17,6	20,9	17,6
РУ 110 кВ ПС 110 кВ Успенская	Дарьино - Успенская	20	9,0	7,6	17,2	15,8	17,2	15,8	17,2	15,8	17,2	15,8

18.3. Северные электрические сети

В результате анализа расчетов токов к.з. установлено, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях Северных электрических сетей не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

- РУ 220 и 110 кВ ПС 220 кВ Радищево;

- РУ 220 кВ ПС 220 кВ Новософрино;

- РУ 110 кВ ПС 220 кВ Омега;

- РУ 110 кВ ПС 110 кВ Икша 2.

Для определения величин максимально-возможных токов к.з. на каждом присоединении ПС 220 кВ Радищево, ПС 220 кВ ПС Новософрино, ПС 220 кВ Омега и ПС 110 кВ Икша II, а также проверки соответствия отключающей способности выключателей этих присоединений уровням токов к.з. был выполнен дополнительный расчет токов к.з. в формате "для проверки аппаратуры" при к.з. на шинах и за выключателем этих присоединений. Результаты расчетов представлены в таблице 87.

ПС 220 кВ Радищево

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 110 кВ и 220 кВ ПС 220 кВ Радищево установлено, что отключающая способность выключателей в РУ 220 кВ: ВЛ 220 кВ Сигма - Радищево I, II цепь не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з. Отключающая способность выключателей в РУ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Радищево - Клин I, II цепь, ВЛ 110 кВ Радищево - Ямуга I, II цепь, ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево I, II цепь с отпайкой на ПС Ожогино и ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Радищево с отпайкой на ПС Ожогино не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.

Таким образом, в 2022 году необходимо заменить вышеуказанные выключатели на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА.

ПС 220 кВ Новософрино

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 220 кВ ПС 220 кВ Новософрино превышения отключающей способности выключателей не выявлено. Таким образом, замена выключателей 220 кВ ПС 220 кВ Новософрино не требуется.

ПС 220 кВ Омега

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 110 кВ ПС 220 кВ Омега установлено, что отключающая способность выключателей в РУ 110 кВ ВЛ 110 кВ Омега - Эра I, II цепь не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.

Таким образом, в 2022 году необходимо заменить вышеуказанные выключатели на выключатели с отключающей способностью не менее 50 кА.

ПС 110 кВ Икша II

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 110 кВ ПС 110 кВ Икша II установлено, что отключающая способность выключателя в РУ 110 кВ Т-1 не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.

Таким образом, в 2022 году необходимо заменить выключатель Т-1 на выключатель с отключающей способностью не менее 25 кА.

Таблица 86

Результаты расчетов токов к.з. на шинах энергообъектов северных электрических сетей для 2022 - 2026 гг.

Номер ПС	Наименование энергообъекта	U, кВ	Номер сек. (с.ш.)	I.откл. выключателя, кА	2022 г., ток к.з.		2023 г., ток к.з.		2024 г., ток к.з.		2025 г., ток к.з.		2026 г., ток к.з.
					I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА
009	ПС 110 кВ Подлипки	110	1	-	27,2	25,2	26,8	24,8	26,8	24,8	26,8	24,8	26,8	24,8
			2		17,5	15,9	19,2	18,4	19,2	18,4	19,2	18,4	19,2	18,4
015	ПС 110 кВ Роса	110	1	40	19,0	13,9	19,4	15,2	19,4	15,2	19,4	15,2	19,4	15,2
			2		19,0	13,9	19,4	15,2	19,4	15,2	19,4	15,2	19,4	15,2
020	ПС 110 кВ Алабушево	110	1	40	30,2	30,5	30,2	30,5	30,2	30,5	30,2	30,5	30,2	30,5
			2		30,2	30,5	30,2	30,5	30,2	30,5	30,2	30,5	30,2	30,5
028	ПС 110 кВ Ангелово	110	1	40	35,2	30,1	35,2	30,2	35,2	30,2	35,2	30,2	35,2	30,2
			2		35,2	30,1	35,2	30,2	35,2	30,2	35,2	30,2	35,2	30,2
035	ПС 110 кВ Октябрьская	110	1	40	39,1	36,0	39,1	36,0	39,2	36,0	39,2	36,0	39,2	36,0
			2		39,1	36,0	39,1	36,0	39,2	36,0	39,2	36,0	39,2	36,0
071	ПС 110 кВ Поварово	110	1	40	19,3	17,7	19,3	17,7	19,3	17,7	19,3	17,7	19,3	17,7
			2		19,3	17,7	19,3	17,7	19,3	17,7	19,3	17,7	19,3	17,7
082	ПС 110 кВ Павшино	110	1	40; 50	16,6	13,7	16,6	13,8	16,6	13,8	16,6	13,8	16,6	13,8
			2		6,7	7,1	6,7	7,1	6,7	7,1	6,7	7,1	6,7	7,1
094	ПС 110 кВ Загорск	110	1	20; 40	14,5	13,2	14,5	13,2	14,5	13,2	14,5	13,2	14,5	13,2
			2		14,5	13,2	14,5	13,2	14,5	13,2	14,5	13,2	14,5	13,2
103	ПС 110 кВ Полевая	110	1	-	5,3	4,7	5,3	4,7	5,3	4,7	5,3	4,7	5,3	4,7
			2		8,5	7,9	8,5	7,9	8,5	7,9	8,5	7,9	8,5	7,9
105	ПС 110 кВ Смена	110	1	18,4	16,4	14,0	16,4	14,0	16,4	14,0	16,4	14,0	16,4	14,0
			2		16,4	14,0	16,4	14,0	16,4	14,0	16,4	14,0	16,4	14,0
106	ПС 110 кВ Колонцово	110	1	25	23,7	21,6	25,9	23,5	25,9	23,5	25,9	23,5	25,9	23,5
			2		26,4	23,8	22,7	20,9	22,7	20,9	22,7	20,9	22,7	20,9
114	ПС 110 кВ Софрино	110	1	40	26,6	25,8	26,5	24,2	26,5	24,2	26,5	24,2	26,5	24,2
			2		26,6	25,8	26,5	24,2	26,5	24,2	26,5	24,2	26,5	24,2
116	ПС 110 кВ Солнечногорск	110	1	40	27,2	22,3	27,2	22,3	27,3	22,4	27,2	22,3	27,2	22,3
			2		27,2	22,3	27,2	22,3	27,3	22,4	27,2	22,3	27,2	22,3
127	ПС 110 кВ Яхрома	110	1	40	23,8	22,3	23,7	20,0	23,8	20,1	23,7	20,0	23,7	20,0
			2		23,8	22,3	23,7	20,0	23,8	20,1	23,7	20,0	23,7	20,0
129	ПС 110 кВ Талдом I	110	1	20; 26,3	8,7	7,6	8,6	7,5	8,6	7,5	8,6	7,5	8,6	7,5
			2		8,7	7,6	8,6	7,5	8,6	7,5	8,6	7,5	8,6	7,5
134	ПС 110 кВ Дубна	110	1	13,2	6,6	5,5	6,5	5,5	6,5	5,5	6,5	5,5	6,5	5,5
			2		6,4	5,4	6,3	5,4	6,3	5,4	6,3	5,4	6,3	5,4
140	ПС 220 кВ Радищево	220	1	25; 31,5; 50	29,8	24,7	29,9	24,8	30,0	24,8	30,0	24,8	30,0	24,8
			2		29,8	24,7	29,9	24,8	30,0	24,8	30,0	24,8	30,0	24,8
			3		29,8	24,7	29,9	24,8	30,0	24,8	30,0	24,8	30,0	24,8
			4		29,8	24,7	29,9	24,8	30,0	24,8	30,0	24,8	30,0	24,8
		110	1	26,3; 40	28,8	28,0	28,8	28,1	28,9	28,1	28,8	28,1	28,8	28,1
			2		28,8	28,0	28,8	28,1	28,9	28,1	28,8	28,1	28,8	28,1
145	ПС 110 кВ Нахабино	110	1	40	24,6	20,6	24,8	20,7	24,9	20,8	24,9	20,8	24,9	20,8
			2		24,6	20,6	24,8	20,7	24,9	20,8	24,9	20,8	24,9	20,8
150	ПС 110 кВ Смолино	110	1	40	8,6	8,1	8,6	8,2	8,6	8,2	8,6	8,2	8,6	8,2
			2		8,6	8,1	8,6	8,2	8,6	8,2	8,6	8,2	8,6	8,2
152	ПС 110 кВ Экран	110	1	20; 40	9,3	8,0	9,2	8,0	9,2	8,0	9,2	8,0	9,2	8,0
			2		9,3	8,0	9,2	8,0	9,2	8,0	9,2	8,0	9,2	8,0
156	ПС 110 кВ Химки	110	1	40	27,5	22,9	27,5	22,9	27,5	22,9	27,5	22,9	27,5	22,9
			2		27,5	22,9	27,5	22,9	27,5	22,9	27,5	22,9	27,5	22,9
159	ПС 110 кВ Бужаниново	110	1	18,4	12,1	9,9	12,1	9,9	12,1	9,9	12,1	9,9	12,1	9,9
			2		12,1	9,9	12,1	9,9	12,1	9,9	12,1	9,9	12,1	9,9
160	ПС 110 кВ Перемилово	110	1	40	19,6	17,1	19,8	16,6	19,8	16,7	19,8	16,6	19,8	16,6
			2		19,6	17,1	19,8	16,6	19,8	16,7	19,8	16,6	19,8	16,6
161	ПС 110 кВ Вашутино	110	1	-	19,0	14,8	19,0	14,8	19,0	14,8	19,0	14,8	19,0	14,8
			2		25,3	21,4	25,3	21,4	25,3	21,4	25,3	21,4	25,3	21,4
163	ПС 110 кВ Басово	110	1	40	24,9	21,0	24,9	21,0	24,9	21,0	24,9	21,0	24,9	21,0
166	ПС 110 кВ Жостово	110	1	50	12,9	10,7	13,0	10,7	13,1	10,8	13,0	10,7	13,0	10,7
			2		12,9	10,7	13,0	10,7	13,1	10,8	13,0	10,7	13,0	10,7
169	ПС 110 кВ Константиново	110	1	40	11,8	10,7	11,7	10,6	11,8	10,6	11,7	10,6	11,7	10,6
			2		11,8	10,5	11,7	10,4	11,8	10,5	11,7	10,4	11,7	10,4
181	ПС 110 кВ Клин	110	1	31,5; 40	13,5	12,3	13,5	12,3	13,5	12,3	13,5	12,3	13,5	12,3
			2		13,5	12,3	13,5	12,3	13,5	12,3	13,5	12,3	13,5	12,3
186	ПС 110 кВ Реммаш	110	1	40	6,3	5,3	6,3	5,4	6,3	5,4	6,3	5,4	6,3	5,4
			2		6,5	5,6	6,6	5,7	6,6	5,7	6,6	5,7	6,6	5,7
197	ПС 110 кВ Хотьково	110	1	20	18,1	14,6	18,1	14,6	18,1	14,6	18,1	14,6	18,1	14,6
			2		18,1	14,6	18,1	14,6	18,1	14,6	18,1	14,6	18,1	14,6
198	ПС 110 кВ Новые Подлипки	110	1	40; 50	21,7	21,5	21,8	22,2	21,8	22,2	21,8	22,2	21,8	22,2
			2		28,5	28,9	28,1	28,5	28,1	28,5	28,1	28,5	28,1	28,5
209	ПС 110 кВ Ярославская	110	1	40	9,4	7,6	9,5	7,6	9,5	7,6	9,5	7,6	9,5	7,6
			2		9,4	7,6	9,5	7,6	9,5	7,6	9,5	7,6	9,5	7,6
211	ПС 110 кВ Пионерская	110	1	-	17,0	14,9	17,1	15,3	17,1	15,3	17,1	15,3	17,1	15,3
			2		21,0	18,1	20,7	17,9	20,7	17,9	20,7	17,9	20,7	17,9
215	ПС 220 кВ Новософрино	220	1	26,3; 31,5; 40; 50	28,8	23,4	28,8	23,2	28,8	23,2	28,8	23,2	28,8	23,2
			2		28,8	23,4	28,8	23,2	28,8	23,2	28,8	23,2	28,8	23,2
		110	1	40	28,3	29,4	28,2	27,3	28,2	27,3	28,2	27,3	28,2	27,3
			2		28,3	29,4	28,2	27,3	28,2	27,3	28,2	27,3	28,2	27,3
220	ПС 110 кВ Ельдигино	110	1	-	9,3	7,2	9,3	6,9	9,3	6,9	9,3	6,9	9,3	6,9
			2		9,3	7,2	9,3	6,9	9,3	6,9	9,3	6,9	9,3	6,9
228	ПС 110 кВ Зеленоградская	110	1	20; 40	15,0	12,7	15,4	13,3	15,4	13,3	15,4	13,3	15,4	13,3
			2		15,0	12,7	15,4	13,3	15,4	13,3	15,4	13,3	15,4	13,3
229	ПС 220 кВ Темпы	220	1	25; 26,3; 40; 50	24,2	19,2	24,2	19,5	24,2	19,5	24,2	19,5	24,2	19,5
			2		24,2	19,2	24,2	19,5	24,2	19,5	24,2	19,5	24,2	19,5
		110	1	31,5	18,6	20,4	18,4	21,1	18,4	21,1	18,4	21,1	18,4	21,1
			2		18,6	20,4	18,4	21,1	18,4	21,1	18,4	21,1	18,4	21,1
230	ПС 110 кВ Комсомольская	110	1	20; 40	17,3	13,4	17,3	13,2	17,4	13,2	17,3	13,2	17,3	13,2
			2		17,3	13,4	17,3	13,2	17,4	13,2	17,3	13,2	17,3	13,2
231	ПС 110 кВ Икша I	110	1	40	27,1	20,8	27,1	21,1	27,6	21,3	27,1	21,1	27,1	21,1
			2		27,1	20,8	27,1	21,1	27,6	21,3	27,1	21,1	27,1	21,1
232	ПС 110 кВ Икша II	110	1	20	20,9	15,5	20,9	15,5	21,1	15,6	20,9	15,5	20,9	15,5
			2		20,9	15,5	20,9	15,5	21,1	15,6	20,9	15,5	20,9	15,5
239	ПС 110 кВ Пушкино	110	1	40; 50	24,8	22,8	25,3	24,4	25,3	24,4	25,3	24,4	25,3	24,4
			2		24,8	22,8	25,3	24,4	25,3	24,4	25,3	24,4	25,3	24,4
255	ПС 110 кВ Костино	110	1	20; 40; 42	12,9	13,6	12,9	13,7	12,9	13,7	12,9	13,7	12,9	13,7
			2		12,9	13,6	12,9	13,7	12,9	13,7	12,9	13,7	12,9	13,7
257	ПС 220 кВ Хвойная	220	1	50	31,4	26,2	31,2	23,5	31,3	23,5	31,2	23,5	31,2	23,5
			2		31,4	26,2	31,2	23,5	31,3	23,5	31,2	23,5	31,2	23,5
		110	1	40	32,2	35,1	31,4	34,2	31,4	34,2	31,4	34,2	31,4	34,2
264	ПС 110 кВ Мцыри	110	1	26,3	17,9	13,8	17,9	13,8	17,9	13,8	17,9	13,8	17,9	13,8
			2		17,9	13,8	17,9	13,8	17,9	13,8	17,9	13,8	17,9	13,8
311	ПС 220 кВ Шуколово	220	1	40	10,0	8,6	10,1	8,6	10,1	8,6	10,1	8,6	10,1	8,6
			2		10,0	8,6	10,1	8,6	10,1	8,6	10,1	8,6	10,1	8,6
325	ПС 110 кВ Луговая	110	1	26,3; 40	21,2	18,0	21,0	17,9	24,9	21,4	21,0	17,9	21,0	17,9
			2		21,2	18,0	21,0	17,9	24,9	21,4	21,0	17,9	21,0	17,9
328	ПС 110 кВ Ожогино	110	1	-	16,8	14,9	16,9	14,9	16,9	15,0	16,9	14,9	16,9	14,9
			2		16,9	14,5	17,0	14,5	17,0	14,5	17,0	14,5	17,0	14,5
329	ПС 110 кВ Осиновка	110	1	-	10,1	9,5	10,1	9,5	10,1	9,5	10,1	9,5	10,1	9,5
			2		10,1	9,5	10,1	9,5	10,1	9,5	10,1	9,5	10,1	9,5
336	ПС 110 кВ Клязьма	110	1	50	32,5	28,2	32,6	28,0	32,6	28,0	32,6	28,0	32,6	28,0
			2		32,5	28,2	32,6	28,0	32,6	28,0	32,6	28,0	32,6	28,0
367	ПС 110 кВ Талдом II	110	1	20; 26,3; 40	8,7	7,6	8,6	7,5	8,6	7,5	8,6	7,5	8,6	7,5
			2		8,7	7,6	8,6	7,5	8,6	7,5	8,6	7,5	8,6	7,5
387	ПС 110 кВ Подрезково	110	1	40	23,4	18,3	23,4	18,3	23,4	18,4	23,4	18,4	23,4	18,4
			2		23,4	18,3	23,4	18,3	23,4	18,4	23,4	18,4	23,4	18,4
391	ПС 110 кВ Подсосино	110	1	40	11,2	8,8	11,2	8,9	11,2	8,9	11,2	8,9	11,2	8,9
			2		11,2	8,8	11,2	8,9	11,2	8,9	11,2	8,9	11,2	8,9
420	ПС 110 кВ Долгопрудная	110	1	40; 50	30,9	25,8	30,9	25,9	31,1	25,9	30,9	25,8	30,9	25,8
			2		30,9	25,8	30,9	25,9	31,1	25,9	30,9	25,8	30,9	25,8
429	ПС 110 кВ Шереметьево	110	1	63	16,8	15,6	16,8	15,5	17,9	16,4	16,8	15,5	16,8	15,5
			2		16,8	15,6	16,8	15,5	17,9	16,4	16,8	15,5	16,8	15,5
444	ПС 110 кВ Бутаково	110	1	40	34,8	31,6	34,8	31,6	34,9	31,6	34,8	31,6	34,8	31,6
			2		34,8	31,6	34,8	31,6	34,9	31,6	34,8	31,6	34,8	31,6
455	ПС 110 кВ Лобаново	110	1	-	19,2	15,0	19,3	15,0	19,3	15,0	19,3	15,0	19,3	15,0
			2		24,6	20,7	24,7	20,7	24,7	20,8	24,7	20,7	24,7	20,7
485	ПС 220 кВ Радуга	220	1	25	9,7	9,5	9,8	9,5	9,8	9,5	9,8	9,5	9,8	9,5
			2		9,7	9,5	9,8	9,5	9,8	9,5	9,8	9,5	9,8	9,5
511	ПС 750 кВ Белый Раст	750	1	40	16,7	15,5	16,8	15,5	16,8	15,5	16,8	15,5	16,8	15,5
		500	1	40	36,8	33,1	36,8	33,2	36,9	33,2	36,8	33,2	36,8	33,2
		110	1	40	36,3	39,1	36,3	39,2	37,4	40,1	36,3	39,2	36,3	39,2
			2		36,3	39,1	36,3	39,2	37,4	40,0	36,3	39,2	36,3	39,2
514	ПС 500 кВ Трубино	500	1	63	32,6	26,5	32,6	26,6	32,6	26,6	32,6	26,6	32,6	26,6
		220	1	63	42,8	43,5	42,9	43,7	42,9	43,7	42,9	43,7	42,9	43,7
			2		42,8	43,5	42,9	43,7	42,9	43,7	42,9	43,7	42,9	43,7
		110	1	63	43,0	45,0	43,4	45,8	43,4	45,8	43,4	45,8	43,4	45,8
			2		43,0	45,0	43,4	45,8	43,4	45,8	43,4	45,8	43,4	45,8
517	ПС 500 кВ Западная	500	1	63	34,0	28,6	34,0	28,7	34,0	28,7	34,0	28,7	34,0	28,7
		220	1	63	43,4	43,9	43,6	44,1	43,7	44,1	43,7	44,1	43,7	44,1
			3		41,4	42,1	41,6	42,3	41,7	42,3	41,7	42,3	41,7	42,3
533	ПС 110 кВ Вихрево	110	1	40	13,2	11,7	13,2	11,7	13,2	11,7	13,2	11,7	13,2	11,7
			2		13,2	11,7	13,2	11,7	13,2	11,7	13,2	11,7	13,2	11,7
540	ПС 220 кВ Ярцево	220	1	50	27,4	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6
			2		27,4	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6
			3		27,4	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6
			4		27,4	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6	27,5	21,6
		110	1	50	24,3	25,9	24,4	26,0	24,4	26,0	24,4	26,0	24,4	26,0
			2		24,3	25,9	24,4	26,0	24,4	26,0	24,4	26,0	24,4	26,0
541	ПС 110 кВ Речная	110	1	40	24,4	19,6	24,5	14,1	24,5	14,1	24,5	14,1	24,5	14,1
			2		24,5	19,3	24,5	7,4	24,5	7,4	24,5	7,4	24,5	7,4
547	ПС 110 кВ Желтиково	110	1	-	17,8	17,6	17,8	17,6	17,8	17,6	17,8	17,6	17,8	17,6
			2		17,8	17,6	17,8	17,6	17,8	17,6	17,8	17,6	17,8	17,6
555	ПС 110 кВ Игнатово	110	1	40	15,9	14,3	15,9	14,2	15,9	14,3	15,9	14,2	15,9	14,2
			2		15,9	14,3	15,9	14,2	15,9	14,3	15,9	14,2	15,9	14,2
562	ПС 110 кВ Тетерино (проект)	110	1	-	10,3	8,7	10,3	8,7	10,4	8,7	10,4	8,7	10,4	8,7
			2		10,3	8,7	10,3	8,7	10,4	8,7	10,4	8,7	10,4	8,7
585	ПС 220 кВ Дмитров	220	1	40	18,8	14,8	18,8	14,9	18,8	14,9	18,8	14,9	18,8	14,9
			2		18,8	14,8	18,8	14,9	18,8	14,9	18,8	14,9	18,8	14,9
		110	1	40	19,5	20,2	19,5	20,1	19,5	20,1	19,5	20,1	19,5	20,1
			2		19,5	20,2	19,5	20,1	19,5	20,1	19,5	20,1	19,5	20,1
587	ПС 110 кВ Решетниково	110	1	40	12,0	8,8	12,0	8,8	12,0	8,8	12,0	8,8	12,0	8,8
			2		12,0	8,8	12,0	8,8	12,0	8,8	12,0	8,8	12,0	8,8
600	ПС 110 кВ Трудовая	110	1	-	20,1	11,9	20,4	15,0	20,6	15,1	20,4	15,0	20,4	15,0
			2		20,2	14,1	20,1	12,0	20,4	12,1	20,1	12,0	20,1	12,0
610	ПС 110 кВ Орево	110	1	20	8,9	6,9	8,9	6,9	8,9	6,9	8,9	6,9	8,9	6,9
			2		8,9	6,9	8,9	6,9	8,9	6,9	8,9	6,9	8,9	6,9
612	ПС 110 кВ Круг	110	1	40	3,1	2,4	3,1	2,4	3,1	2,4	3,1	2,4	3,1	2,4
			2		3,1	2,4	3,1	2,4	3,1	2,4	3,1	2,4	3,1	2,4
620	ПС 110 кВ Сестра	110	1	18,4	6,6	5,5	6,5	5,5	6,5	5,5	6,5	5,5	6,5	5,5
			2		6,4	5,4	6,3	5,4	6,3	5,4	6,3	5,4	6,3	5,4
625	ПС 110 кВ Залесье 1	110	1	-	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
			2		8,7	7,1	8,6	7,1	8,6	7,1	8,6	7,1	8,6	7,1
629	ПС 110 кВ Бурцево	110	1	-	16,5	12,9	16,5	12,9	16,5	12,9	16,5	12,9	16,5	12,9
			2		31,5	28,9	31,6	28,9	31,6	28,9	31,6	28,9	31,6	28,9
637	ПС 220 кВ Тютчево (проект)	220	1	-	24,1	19,5	24,1	19,7	24,1	19,7	24,1	19,7	24,1	19,7
			2		24,1	19,5	24,1	19,7	24,1	19,7	24,1	19,7	24,1	19,7
		110	1	-	20,1	20,6	20,3	21,6	20,3	21,6	20,3	21,6	20,3	21,6
			2		20,1	20,6	20,3	21,6	20,3	21,6	20,3	21,6	20,3	21,6
664	ПС 110 кВ Аксаково	110	1	40	11,4	9,2	11,3	9,2	12,0	9,6	11,3	9,2	11,3	9,2
			2		7,6	6,5	7,6	6,5	7,7	6,5	7,6	6,5	7,6	6,5
668	ПС 110 кВ Флагман	110	1	40	11,5	10,1	14,4	14,3	14,4	14,3	14,4	14,3	14,4	14,3
			2		11,5	10,1	14,4	14,3	14,4	14,3	14,4	14,3	14,4	14,3
669	ПС 110 кВ Рогачево	110	1	-	7,4	6,4	7,3	6,3	7,3	6,3	7,3	6,3	7,3	6,3
			2		7,4	6,3	7,3	6,3	7,3	6,3	7,3	6,3	7,3	6,3
670	ПС 110 кВ Вербилки	110	1	40	5,9	4,4	5,9	4,4	5,9	4,4	5,9	4,4	5,9	4,4
			2		5,9	4,4	5,9	4,4	5,9	4,4	5,9	4,4	5,9	4,4
671	ПС 220 кВ Старбеево	220	1	31,5; 40	28,2	26,7	28,3	26,7	28,3	26,7	28,3	26,7	28,3	26,7
			2		28,0	26,7	28,0	26,7	28,1	26,7	28,0	26,7	28,0	26,7
		110	1	50	42,2	44,9	42,2	45,0	42,3	45,0	42,2	45,0	42,2	45,0
			2		42,2	44,9	42,2	45,0	42,3	45,0	42,2	45,0	42,2	45,0
672	ПС 110 кВ Лешково	110	1	-	14,7	10,8	14,7	10,6	14,7	10,6	14,7	10,6	14,7	10,6
			2		14,3	10,8	14,2	10,7	14,2	10,7	14,2	10,7	14,2	10,7
675	ПС 110 кВ Голубая	110	1	-	12,4	9,2	12,4	9,2	12,4	9,2	12,4	9,2	12,4	9,2
			2		12,4	9,2	12,4	9,2	12,4	9,2	12,4	9,2	12,4	9,2
676	ПС 220 кВ Уча	220	1	40; 50	26,0	21,7	26,1	21,6	26,1	21,6	26,1	21,6	26,1	21,6
			2		26,0	21,7	26,1	21,6	26,1	21,6	26,1	21,6	26,1	21,6
		110	1	40; 50	29,6	31,3	30,3	32,0	30,3	32,0	30,3	32,0	30,3	32,0
			2		29,6	31,3	30,3	32,0	30,3	32,0	30,3	32,0	30,3	32,0
685	ПС 110 кВ Мамонтовская	110	1	18,4; 40	16,9	15,9	16,5	16,2	16,5	16,2	16,5	16,2	16,5	16,2
			2		16,9	15,9	16,5	16,2	16,5	16,2	16,5	16,2	16,5	16,2
688	ПС 110 кВ Планерная	110	1	40; 50	39,0	38,7	39,1	38,8	39,1	38,8	39,1	38,8	39,1	38,8
			2		39,0	38,7	39,1	38,8	39,1	38,8	39,1	38,8	39,1	38,8
709	ПС 110 кВ Чирково	110	1	40	14,0	12,8	14,0	12,8	14,0	12,8	14,0	12,8	14,0	12,8
			2		14,0	12,8	14,0	12,8	14,0	12,8	14,0	12,8	14,0	12,8
711	ПС 110 кВ Тополь	110	1	40; 50	25,4	22,6	25,0	22,3	25,0	22,3	25,0	22,3	25,0	22,3
			2		25,4	22,6	25,0	22,3	25,0	22,3	25,0	22,3	25,0	22,3
720	ПС 220 кВ Заря	220	1	25	17,5	14,2	17,6	14,3	17,6	14,3	17,6	14,3	17,6	14,3
			2		17,5	14,2	17,6	14,3	17,6	14,3	17,6	14,3	17,6	14,3
		110	1	40	12,7	14,6	12,8	14,7	12,8	14,7	12,8	14,7	12,8	14,7
			2		12,7	14,6	12,8	14,7	12,8	14,7	12,8	14,7	12,8	14,7
759	ПС 110 кВ Ямуга	110	1	20; 40	11,6	11,0	11,6	11,0	11,6	11,0	11,6	11,0	11,6	11,0
			2		11,6	11,0	11,6	11,0	11,6	11,0	11,6	11,0	11,6	11,0
765	ПС 110 кВ Сенеж	110	1	40	26,1	22,7	26,1	22,7	26,1	22,7	26,1	22,7	26,1	22,7
			2		26,1	22,7	26,1	22,7	26,1	22,7	26,1	22,7	26,1	22,7
769	ПС 110 кВ Алферово	110	1	25	10,7	7,9	10,8	7,9	10,8	7,9	10,8	7,9	10,8	7,9
			2		10,7	7,9	10,8	7,9	10,8	7,9	10,8	7,9	10,8	7,9
777	ПС 110 кВ Север	110	1	-	30,4	31,8	29,7	31,0	29,7	31,0	29,7	31,0	29,7	31,0
			2		30,4	31,8	29,7	31,0	29,7	31,0	29,7	31,0	29,7	31,0
778	ПС 110 кВ Зеркальная	110	1	40	9,4	6,5	9,4	6,6	9,4	6,6	9,4	6,6	9,4	6,6
			2		9,4	6,5	9,4	6,6	9,4	6,6	9,4	6,6	9,4	6,6
787	ПС 110 кВ Раменье	110	1	40	6,8	4,8	6,7	4,8	6,7	4,8	6,7	4,8	6,7	4,8
			2		6,8	4,8	6,7	4,8	6,7	4,8	6,7	4,8	6,7	4,8
794	ПС 110 кВ Верхняя	110	1	-	7,7	6,0	7,7	6,0	7,7	6,0	7,7	6,0	7,7	6,0
			2		7,7	6,0	7,7	6,0	7,7	6,0	7,7	6,0	7,7	6,0
800	ПС 110 кВ Аэропорт	110	1	50	31,5	26,2	31,6	26,2	31,8	26,3	31,6	26,2	31,6	26,2
			2		31,5	26,2	31,6	26,2	31,8	26,3	31,6	26,2	31,6	26,2
803	ПС 110 кВ Юркино	110	1	-	7,6	5,8	7,5	5,7	7,5	5,7	7,5	5,7	7,5	5,7
			2		7,4	5,6	7,4	5,5	7,4	5,5	7,4	5,5	7,4	5,5
823	ПС 110 кВ Кунья	110	1	20	9,3	7,8	9,3	7,8	9,3	7,8	9,3	7,8	9,3	7,8
			2		9,3	7,8	9,3	7,8	9,3	7,8	9,3	7,8	9,3	7,8
824	ПС 110 кВ Юрьево	110	1	18,4; 40	11,5	9,4	11,4	9,3	11,4	9,3	11,4	9,3	11,4	9,3
			2		11,5	9,4	11,4	9,3	11,4	9,3	11,4	9,3	11,4	9,3
826	ПС 110 кВ Гальцово	110	1	-	15,9	11,9	15,9	11,7	15,9	11,7	15,9	11,7	15,9	11,7
			2		15,9	11,9	15,9	11,7	15,9	11,7	15,9	11,7	15,9	11,7
829	ПС 110 кВ Время	110	1	40	13,2	10,0	13,2	10,0	13,2	10,0	13,2	10,0	13,2	10,0
			2		15,0	11,1	15,0	11,1	15,0	11,1	15,0	11,1	15,0	11,1
830	ПС 220 кВ Красногорская	220	1	50	31,2	29,6	31,2	29,7	31,2	29,7	31,2	29,7	31,2	29,7
			2		31,6	28,3	31,6	28,3	31,6	28,3	31,7	28,3	31,7	28,3
		110	1	40	24,9	25,1	25,0	25,1	25,0	25,2	25,0	25,2	25,0	25,2
			2		8,9	10,8	8,9	10,8	8,9	10,8	8,9	10,8	8,9	10,8
837	ПС 220 кВ Куркино	220	1	40	37,4	34,9	37,5	35,0	37,5	35,0	37,5	35,0	37,5	35,0
			2		37,8	34,4	37,8	34,5	37,8	34,5	37,8	34,5	37,8	34,5
840	ПС 220 кВ Омега	220	1	40	26,6	24,8	26,7	24,8	26,7	24,8	26,7	24,8	26,7	24,8
			2		26,6	24,8	26,6	24,8	26,6	24,8	26,6	24,8	26,6	24,8
		110	1	40	38,3	41,2	38,4	41,2	38,4	41,2	38,4	41,2	38,4	41,2
			2		38,3	41,2	38,4	41,2	38,4	41,2	38,4	41,2	38,4	41,2
860	ПС 220 кВ Ильинская	220	1	50	33,7	32,1	33,7	32,1	33,7	32,1	33,7	32,1	33,7	32,1
			2		34,5	32,2	34,6	32,2	34,6	32,2	34,6	32,2	34,6	32,2
877	ПС 110 кВ Мичурино	110	1	40	36,0	31,9	36,0	31,9	36,0	31,9	36,0	31,9	36,0	31,9
			2		36,0	31,9	36,0	31,9	36,0	31,9	36,0	31,9	36,0	31,9
-	Загорская ГАЭС	500	1	40	16,7	16,9	16,8	17,0	16,8	17,0	16,8	17,0	16,8	17,0
-	ТЭЦ-27	220	1	50	31,5	31,2	31,6	31,2	31,6	31,2	31,6	31,2	31,6	31,2
			2		44,2	41,4	44,2	42,0	44,2	42,0	44,1	41,9	44,1	41,9
			3		31,4	31,9	31,5	32,0	31,5	32,0	31,5	31,9	31,5	31,9
			4		45,5	46,5	45,5	47,5	45,6	47,5	45,5	47,5	45,5	47,5
-	Хметьево	110	1	40	17,3	14,9	17,3	14,9	17,3	14,9	17,3	14,9	17,3	14,9
			2		17,3	14,9	17,3	14,9	17,3	14,9	17,3	14,9	17,3	14,9
-	ПС 110 кВ Долино (проект)	110	1	-	8,2	8,0	8,1	7,9	8,1	7,9	8,1	7,9	8,1	7,9
			2		8,2	8,0	8,1	7,9	8,1	7,9	8,1	7,9	8,1	7,9

Таблица 87

Результаты расчетов максимальных токов к.з. на шинах энергообъектов северных электрических сетей, на которых значения токов к.з. превышают отключающую способность выключателей, для 2022 - 2026 гг.

Наименование энергообъекта	Наименование выключателя	I.откл. выкл., кА	2022 г., макс. ток к.з.		2023 г., макс. ток к.з.		2024 г., макс. ток к.з.		2025 г., макс. ток к.з.		2026 г., макс. ток к.з.
			I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I. (1), кА	I. (3), кА	I.(1), кА
РУ 110 кВ ПС 220 кВ Радищево	АТ-3	26,3	23,5	22,4	23,5	22,5	23,5	22,5	23,5	22,5	23,5	22,5
	АТ-4	26,3	23,5	22,4	23,5	22,4	23,5	22,5	23,5	22,4	23,5	22,4
	АТ-5	26,2	24,6	22,9	24,6	22,9	24,6	23,0	24,6	22,9	24,6	22,9
	Радищево - Клин Вост.	26,3	28,0	27,2	28,0	27,2	28,1	27,3	28,0	27,2	28,0	27,2
	Радищево - Клин Зап.	26,3	28,0	27,2	28,0	27,2	28,1	27,3	28,0	27,3	28,0	27,3
	Радищево - Ямуга 1	26,3	28,1	27,3	28,1	27,4	28,2	27,4	28,2	27,4	28,2	27,4
	Радищево - Ямуга 2	26,3	28,1	27,3	28,1	27,4	28,2	27,4	28,2	27,4	28,2	27,4
	Сенеж - Радищево 1	26,3	26,3 28,0 <*>	26,0 27,4 <*>	26,4 28,0 <*>	26,1 27,4 <*>	26,4 28,0 <*>	26,1 27,4 <*>	26,4 28,0 <*>	26,1 27,4 <*>	26,4 28,0 <*>	26,1 27,4 <*>
	Сенеж - Радищево 2 с отп.	26,3	24,5 28,0 <*>	24,7 27,4 <*>	24,5 28,0 <*>	24,8 27,4 <*>	24,6 28,0 <*>	24,8 27,4 <*>	24,6 28,0 <*>	24,8 27,4 <*>	24,6 28,0 <*>	24,8 27,4 <*>
	Солнечногорск - Радищево с отп.	26,3	24,5 28,0 <*>	24,8 27,4 <*>	24,6 28,0 <*>	24,9 27,4 <*>	24,6 28,0 <*>	24,9 27,4 <*>	24,6 28,0 <*>	24,9 27,4 <*>	24,6 28,0 <*>	24,9 27,4 <*>
	ШСМВ	26,3	28,8	28,0	28,8	28,1	28,9	28,1	28,8	28,1	28,8	28,1
	ОМВ (нормально отключен)	26,3	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.
РУ 220 кВ ПС 220 кВ Радищево	АТ-3	31,5	28,5	23,3	28,6	23,4	28,7	23,4	28,7	23,4	28,7	23,4
	АТ-4	31,5	28,5	23,3	28,6	23,4	28,7	23,4	28,7	23,4	28,7	23,4
	АТ-5	31,5	28,8	23,6	28,9	23,7	28,9	23,7	28,9	23,7	28,9	23,7
	Западная - Радищево	31,5	25,4	21,4	25,5	21,5	25,6	21,5	25,6	21,5	25,6	21,5
	КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево I цепь	25	26,3	21,9	26,4	22,0	26,5	22,0	26,5	22,0	26,5	22,0
	КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево II цепь	25	26,3	21,9	26,4	22,0	26,5	22,0	26,5	22,0	26,5	22,0
	Конаково - Радищево 1	50	26,0	22,1	26,0	22,2	26,1	22,2	26,1	22,2	26,1	22,2
	Конаково - Радищево 2	31,5	26,0	22,1	26,0	22,2	26,1	22,2	26,1	22,2	26,1	22,2
	Радищево - Шмелево	50	27,4	23,3	27,5	23,3	27,5	23,3	27,5	23,3	27,5	23,3
	Радищево - Шуколово	50	27,5	22,7	27,6	22,8	27,7	22,8	27,7	22,8	27,7	22,8
	СМВ 1-3 сек.	31,5	16,5	14,0	16,5	14,0	16,6	14,0	16,6	14,0	16,6	14,0
	СМВ 2-4 сек.	31,5	16,5	14,0	16,5	14,0	16,6	14,0	16,6	14,0	16,6	14,0
	Т-1	31,5	29,8	24,3	29,8	24,4	29,9	24,4	29,9	24,4	29,9	24,4
	Т-2	31,5	29,8	24,4	29,9	24,4	30,0	24,5	30,0	24,5	30,0	24,5
	ШСМВ 1-2 сек.	31,5	16,5	14,0	16,5	14,0	16,6	14,0	16,6	14,0	16,6	14,0
	ШСМВ 3-4 сек.	31,5	16,5	14,0	16,5	14,0	16,6	14,0	16,6	14,0	16,6	14,0
	Радищево - Луч	50	27,4	23,3	27,5	23,3	27,5	23,3	27,5	23,3	27,5	23,3
РУ 220 кВ ПС 220 кВ Новософрино	АТ-1	50	27,5	21,9	27,5	21,8	27,5	21,8	27,5	21,8	27,5	21,8
	АТ-2	50	27,5	21,9	27,5	21,8	27,5	21,8	27,5	21,8	27,5	21,8
	Новософрино - Трубино	31,5	19,6	16,2	19,6	16,0	19,6	16,0	19,6	16,0	19,6	16,0
	Новософрино - Уча	50	20,6	16,8	20,7	16,5	20,7	16,5	20,7	16,5	20,7	16,5
	ШСМВ 1-2сш	26,3	14,8	12,0	14,9	11,8	14,9	11,8	14,9	11,8	14,9	11,8
	Ярцево - Новософрино II цепь	26,3	24,3 26,3 <*>	20,1 21,7 <*>	24,3 26,3 <*>	19,9 21,7 <*>	24,3 26,3 <*>	19,9 21,7 <*>	24,3 26,3 <*>	19,9 21,7 <*>	24,3 26,3 <*>	19,9 21,7 <*>
	Ярцево - Новософрино I цепь	50	24,4 26,3 <*>	20,2 21,7 <*>	24,4 26,3 <*>	20,0 21,7 <*>	24,5 26,3 <*>	20,0 21,7 <*>	24,4 26,3 <*>	20,0 21,7 <*>	24,4 26,3 <*>	20,0 21,7 <*>
РУ 110 кВ ПС 220 кВ Омега	AТ-2	40	32,0	32,7	32,0	32,7	32,0	32,7	32,0	32,7	32,0	32,7
	АТ-1	40	32,0	32,7	32,0	32,7	32,0	32,7	32,0	32,7	32,0	32,7
	Октябрьская - Омега	40	25,9	30,0	26,0	30,1	26,0	30,1	26,0	30,1	26,0	30,1
	Омега - Бакеево I	40	35,8	38,3	35,8	38,3	35,8	38,3	35,8	38,3	35,8	38,3
	Омега - Бакеево II	40	33,2	36,4	33,2	36,5	33,2	36,5	33,2	36,5	33,2	36,5
	Омега - Эра I	40	35,6 37,9 <*>	38,9 40,8 <*>	35,7 37,9 <*>	38,9 40,8 <*>	35,7 37,9 <*>	38,9 40,8 <*>	35,7 37,9 <*>	38,9 40,8 <*>	35,7 37,9 <*>	38,9 40,8 <*>
	Омега - Эра II	40	35,6 37,9 <*>	38,3 40,8 <*>	35,7 37,9 <*>	38,3 40,8 <*>	35,7 37,9 <*>	38,3 40,8 <*>	35,7 37,9 <*>	38,3 40,8 <*>	35,7 37,9 <*>	38,3 40,8 <*>
	ОЭВ	40	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.	Откл.
	ШСЭВ 1-2сш	40	24,1	25,0	24,1	25,0	24,1	25,0	24,1	25,0	24,1	25,0
РУ 110 кВ ПС 110 кВ Икша II	Икша I - Икша II	20	15,4	11,0	15,4	11,1	15,6	11,2	15,4	11,1	15,4	11,1
	Т-1	20	20,6	14,9	20,6	14,9	20,9	15,0	20,6	14,9	20,6	14,9
	Яхрома - Икша II	20	15,7	11,5	15,7	11,6	15,9	11,7	15,7	11,6	15,7	11,6

___________________________________

<*> С учетом каскадного отключения ЛЭП.

18.4. Южные электрические сети

В результате анализа расчетов токов к.з. установлено, что отключающая способность выключателей, установленных на следующих подстанциях Южных электрических сетей, не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.:

РУ 110 кВ ПС 220 кВ Мячково.

Для определения величин максимально-возможных токов к.з. на присоединениях 110 кВ ПС 220 кВ Мячково, а также проверки соответствия отключающей способности выключателей этих присоединений уровням токов к.з. был выполнен дополнительный расчет токов к.з. в формате "для проверки аппаратуры" при к.з. на шинах и за выключателем этих присоединений. Результаты расчетов представлены в таблице 89.

ПС 220 кВ Мячково

В результате анализа расчетов максимально-возможных токов к.з на каждом присоединении 110 кВ ПС 220 кВ Мячково установлено, что отключающая способность выключателя в РУ 110 кВ Т-3 не удовлетворяет расчетным значениям тока к.з.

Таким образом, в 2022 году необходимо заменить выключатель Т-3 на выключатель с отключающей способностью не менее 40 кА.

Таблица 88

Результаты расчетов токов к.з. на шинах энергообъектов южных электрических сетей для 2022 - 2026 гг.

Номер ПС	Наименование энергообъекта	U, кВ	Номер сек. (с.ш.)	Iоткл. выключателя, кА	2022 г., ток к.з.		2023 г., ток к.з.		2024 г., ток к.з.		2025 г., ток к.з.		2026 г., ток к.з.
					I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА
002	ПС 110 кВ Красково	110	1	40	33,2	35,1	33,2	35,1	33,2	35,1	33,1	35,1	33,1	35,1
			2		34,8	36,4	34,8	36,4	34,8	36,4	34,8	36,4	34,8	36,4
014	ПС 110 кВ Апаренки	110	1	40	16,7	14,3	16,6	14,2	16,6	14,2	16,6	14,2	16,6	14,2
			2		16,7	14,3	16,6	14,2	16,6	14,2	16,6	14,2	16,6	14,2
023	ПС 110 кВ Кварц	110	1	20; 50	14,1	11,1	14,1	11,1	14,1	11,1	14,1	11,1	14,1	11,1
			2		12,6	10,7	12,6	10,7	12,6	10,7	12,6	10,6	12,6	10,6
044	ПС 110 кВ Серпухов	110	1	26,3; 31,5	14,4	13,1	10,5	10,2	10,5	10,2	10,5	10,2	10,5	10,2
			2		14,4	13,1	10,5	10,2	10,5	10,2	10,5	10,2	10,5	10,2
061	ПС 110 кВ Подольск	110	1	40	34,6	34,2	34,4	34,1	34,4	34,1	34,4	34,1	34,4	34,1
			2		34,6	34,2	34,4	34,1	34,4	34,1	34,4	34,1	34,4	34,1
065	ПС 110 кВ Транспортная	110	1	25	8,1	5,6	8,1	5,6	8,1	5,6	8,1	5,6	8,1	5,6
			2		3,1	3,0	3,1	3,0	3,1	3,0	3,1	3,0	3,1	3,0
069	ПС 110 кВ Котельники	110	1	-	20,5	18,1	20,5	18,1	20,5	18,1	20,4	18,0	20,4	18,0
			2		20,5	18,1	20,5	18,1	20,5	18,1	20,4	18,0	20,4	18,0
104	ПС 110 кВ Климовская	110	1	-	12,7	9,9	12,7	9,9	12,7	9,9	12,7	9,9	12,7	9,9
			2		12,4	9,9	12,4	9,9	12,4	9,9	12,4	9,9	12,4	9,9
173	ПС 110 кВ Цементная	110	1	31,5; 40	15,1	11,2	15,1	11,1	15,1	11,1	15,1	11,1	15,1	11,1
			2		13,3	9,0	13,3	8,9	13,3	9,0	13,3	9,0	13,3	9,0
174	ПС 110 кВ Лыткарино	110	1	31,5	19,3	17,9	19,3	17,9	19,3	17,9	19,3	17,9	19,3	17,9
			2		26,7	25,0	26,7	25,0	26,7	25,1	26,6	25,0	26,6	25,0
175	ПС 220 кВ ЦАГИ	220	1	25	9,2	8,4	9,2	8,4	9,2	8,4	9,2	8,4	9,2	8,4
			2		8,8	7,5	8,8	7,5	8,8	7,5	8,8	7,5	8,8	7,5
			3		16,4	13,8	16,4	13,8	16,4	13,8	16,4	13,8	16,4	13,8
		110	1	26,3; 40; 42	20,8	24,9	20,8	24,9	20,8	24,9	20,8	24,9	20,8	24,9
			2		20,8	24,9	20,8	24,9	20,8	24,9	20,8	24,9	20,8	24,9
182	ПС 220 кВ Гулево	220	1	35,5; 40	19,7	16,1	19,6	16,1	19,6	16,1	19,6	16,1	19,6	16,1
			2		20,1	16,4	20,0	16,3	20,0	16,3	20,0	16,4	20,0	16,4
		110	1	40	35,6	38,7	35,5	38,5	35,5	38,5	35,5	38,5	35,5	38,5
			2		35,6	38,7	35,5	38,5	35,5	38,5	35,5	38,5	35,5	38,5
187	ПС 110 кВ Лопасня	110	1	26,3; 31,5	12,0	11,1	11,6	10,9	11,6	10,9	11,6	10,9	11,6	10,9
			2		12,0	11,1	11,6	10,9	11,6	10,9	11,6	10,9	11,6	10,9
191	ПС 110 кВ Алеево	110	1	18,4	11,0	11,5	11,0	11,5	11,0	11,5	11,0	11,5	11,0	11,5
			2		5,1	5,0	5,1	4,9	5,1	4,9	5,1	4,9	5,1	4,9
195	ПС 110 кВ Раменская	110	1	40	17,3	13,9	17,3	13,9	17,3	13,9	17,3	13,9	17,3	13,9
			2		17,3	13,9	17,3	13,9	17,3	13,9	17,3	13,9	17,3	13,9
217	ПС 110 кВ Компрессорная	110	1	-	6,9	6,4	5,8	5,7	5,8	5,7	5,8	5,7	5,8	5,7
219	ПС 220 кВ Стекольная	220	1	40	17,6	20,7	17,6	20,7	17,6	20,7	17,6	20,7	17,6	20,7
			2		17,6	20,7	17,6	20,7	17,6	20,7	17,6	20,7	17,6	20,7
227	ПС 110 кВ ЦРП	110	1	-	16,0	16,8	16,0	16,8	16,0	16,8	16,0	16,8	16,0	16,8
			2		16,0	16,1	16,0	16,2	16,0	16,2	16,0	16,2	16,0	16,2
243	ПС 110 кВ Нащекино	110	1	25; 40	6,5	5,6	6,5	5,6	6,5	5,6	6,5	5,6	6,5	5,6
			2		6,7	6,2	6,7	6,2	6,7	6,2	6,7	6,2	6,7	6,2
244	ПС 110 кВ Глубокое	110	1	-	7,3	5,6	7,3	5,6	7,3	5,6	7,3	5,6	7,3	5,6
			2		7,3	5,6	7,2	5,6	7,2	5,6	7,2	5,6	7,2	5,6
245	ПС 110 кВ Пятницкая	110	1	25	7,8	6,3	7,8	6,3	7,8	6,3	7,8	6,3	7,8	6,3
			2		7,8	6,3	7,8	6,3	7,8	6,3	7,8	6,3	7,8	6,3
246	ПС 110 кВ Ляхово	110	1	40	5,2	4,4	5,1	4,4	5,1	4,4	5,1	4,4	5,1	4,4
			2		5,2	4,4	5,1	4,4	5,1	4,4	5,1	4,4	5,1	4,4
263	ПС 220 кВ Нежино	220	1	25; 26,3; 35,5	23,5	17,5	23,5	17,4	23,5	17,4	23,5	17,4	23,5	17,4
			2		23,5	17,5	23,5	17,4	23,5	17,4	23,5	17,4	23,5	17,4
		110	1	26,3; 31,5	16,6	17,4	16,6	17,4	16,6	17,4	16,6	17,4	16,6	17,4
			2		16,6	17,4	16,6	17,4	16,6	17,4	16,6	17,4	16,6	17,4
266	ПС 110 кВ Бор	110	1	40	16,8	15,6	16,7	15,5	16,7	15,5	16,7	15,5	16,7	15,5
			2		16,8	15,6	16,7	15,5	16,7	15,5	16,7	15,5	16,7	15,5
300	ПС 110 кВ Дворики	110	1	40	12,9	10,8	9,3	8,7	9,4	8,7	9,4	8,7	9,4	8,7
			2		12,9	11,4	9,3	9,1	9,3	9,1	9,4	9,1	9,4	9,1
309	ПС 110 кВ Болятино	110	1	40; 42; 50	32,9	26,0	32,9	26,2	32,9	26,2	32,9	26,1	32,9	26,1
			2		32,9	26,0	32,9	26,2	32,9	26,2	32,9	26,1	32,9	26,1
318	ПС 110 кВ Тураево	110	1	40	27,9	23,8	27,9	23,8	27,9	23,8	27,9	23,8	27,9	23,8
			2		27,9	23,8	27,9	23,8	27,9	23,8	27,9	23,8	27,9	23,8
319	ПС 110 кВ Лаговская	110	1	20; 26,3; 40	19,1	16,5	19,0	16,5	19,0	16,5	19,0	16,5	19,0	16,5
			2		19,1	16,5	19,0	16,5	19,0	16,5	19,0	16,5	19,0	16,5
320	ПС 110 кВ Новодомодедово	110	1	26,3; 31,5; 50	18,1	19,2	18,1	19,2	18,1	19,2	18,1	19,2	18,1	19,2
			2		12,1	13,6	12,1	13,6	12,1	13,6	12,1	13,6	12,1	13,6
322	ПС 110 кВ Барыбино	110	1	18,4; 20	10,5	9,6	10,5	9,6	10,5	9,6	10,5	9,4	10,5	9,4
			2		10,5	9,6	10,5	9,6	10,5	9,6	10,5	9,4	10,5	9,4
323	ПС 110 кВ Жилево	110	1	18,4; 20; 40	5,6	4,9	5,6	4,9	5,6	4,9	5,6	4,9	5,6	4,9
			2		5,6	4,9	5,6	4,9	5,6	4,9	5,6	4,9	5,6	4,9
339	ПС 110 кВ Ожерелье	110	1	18,4; 20	14,5	13,7	14,4	13,6	14,4	13,6	14,4	13,6	14,4	13,6
			2		14,5	13,7	14,4	13,6	14,4	13,6	14,4	13,6	14,4	13,6
341	ПС 220 кВ Мячково	220	1	25	20,1	17,1	20,1	17,1	20,1	17,1	20,1	17,1	20,1	17,1
			2		20,1	17,1	20,1	17,1	20,1	17,1	20,1	17,1	20,1	17,1
		110	1	26,3; 40	27,4	27,1	27,4	27,1	27,4	27,1	27,4	27,1	27,4	27,1
			2		24,4	23,6	24,3	23,6	24,3	23,6	24,3	23,6	24,3	23,6
352	ПС 110 кВ Гжель	110	1	18,4; 31,5	11,7	9,9	11,7	9,9	11,7	9,9	11,7	9,9	11,7	9,9
			2		11,7	9,9	11,7	9,9	11,7	9,9	11,7	9,9	11,7	9,9
354	ПС 110 кВ Никоново	110	1	31,5; 40	14,2	12,4	14,1	12,3	14,1	12,3	14,1	12,3	14,1	12,3
			2		14,2	12,4	14,1	12,3	14,1	12,3	14,1	12,3	14,1	12,3
362	ПС 110 кВ Таруса	110	1	20	4,5	4,0	3,7	3,5	3,7	3,5	3,7	3,5	3,7	3,5
			2		4,5	4,1	3,7	3,5	3,7	3,5	3,7	3,5	3,7	3,5
364	ПС 110 кВ Богатищево	110	1	40	7,3	6,5	7,3	6,5	7,3	6,5	7,3	6,5	7,3	6,5
			2		7,3	6,5	7,3	6,5	7,3	6,5	7,3	6,5	7,3	6,5
366	ПС 110 кВ Донино	110	1	40	15,2	13,4	15,2	13,4	15,2	13,4	15,2	13,4	15,2	13,4
			2		15,2	13,4	15,2	13,4	15,2	13,4	15,2	13,4	15,2	13,4
379	ПС 110 кВ Хомутово	110	1	40	8,8	9,2	8,8	9,2	8,8	9,2	8,8	9,2	8,8	9,2
			2		8,8	9,2	8,8	9,2	8,8	9,2	8,8	9,2	8,8	9,2
382	ПС 110 кВ Венюково	110	1	-	12,3	10,8	12,1	10,7	12,1	10,7	12,1	10,7	12,1	10,7
			2		12,3	10,8	12,1	10,7	12,1	10,7	12,1	10,7	12,1	10,7
383	ПС 110 кВ Бронницы тяговая	110	1	20	10,1	8,9	10,1	8,9	10,1	8,9	10,1	8,9	10,1	8,9
			2		10,1	8,9	10,1	8,9	10,1	8,9	10,1	8,9	10,1	8,9
399	ПС 110 кВ Добрыниха	110	1	50	8,2	6,8	8,1	6,8	8,1	6,8	8,1	6,8	8,1	6,8
			2		8,2	7,1	8,2	7,1	8,2	7,1	8,2	7,1	8,2	7,1
400	ПС 220 кВ Ока	220	1	25; 63	23,5	20,6	21,2	18,9	21,2	18,9	21,2	18,9	21,2	18,9
			2		23,5	20,6	21,2	18,9	21,2	18,9	21,2	18,9	21,2	18,9
		110	1	31,5	27,6	30,3	15,2	17,8	15,2	17,8	15,2	17,8	15,2	17,8
			2		27,6	30,3	15,2	17,8	15,2	17,8	15,2	17,8	15,2	17,8
410	ПС 110 кВ Коксогаз	110	1	-	15,0	12,5	14,9	12,5	14,9	12,5	14,9	12,5	14,9	12,5
			2		16,1	13,2	16,1	13,1	16,1	13,1	16,1	13,1	16,1	13,1
425	ПС 110 кВ Яковлево	110	1	31,5	9,1	9,3	9,1	9,3	9,1	9,3	9,1	9,3	9,1	9,3
			2		9,1	9,3	9,1	9,3	9,1	9,3	9,1	9,3	9,1	9,3
432	ПС 110 кВ Пурлово	110	1	40	13,1	9,5	13,0	9,4	13,0	9,4	13,0	9,4	13,0	9,4
			2		13,1	9,5	13,0	9,4	13,0	9,4	13,0	9,4	13,0	9,4
433	ПС 110 кВ Узуново	110	1	20	6,5	6,0	6,4	6,0	6,4	6,0	6,4	6,0	6,4	6,0
			2		6,5	6,0	6,4	6,0	6,4	6,0	6,4	6,0	6,4	6,0
434	ПС 110 кВ Малаховка	110	1	31,5	14,6	11,4	14,7	11,7	14,7	11,7	14,7	11,7	14,7	11,7
			2		16,5	12,4	16,5	12,5	16,5	12,5	16,5	12,5	16,5	12,5
436	ПС 110 кВ Степная	110	1	-	6,2	4,6	6,2	4,6	6,2	4,6	6,2	4,6	6,2	4,6
447	ПС 110 кВ Пущино	110	1	26,3; 31,5; 40	9,2	9,7	6,4	7,2	6,4	7,2	6,4	7,2	6,4	7,2
			2		9,2	9,7	6,4	7,2	6,4	7,2	6,4	7,2	6,4	7,2
448	ПС 110 кВ Овражки	110	1	20	13,7	10,5	13,8	10,7	13,8	10,7	13,7	10,7	13,7	10,7
			2		16,6	12,2	16,6	12,0	16,6	12,0	16,5	12,0	16,5	12,0
454	ПС 110 кВ Расторгуево	110	1	25	14,2	9,9	14,1	9,8	14,1	9,8	14,1	9,8	14,1	9,8
			2		14,2	9,9	14,1	9,8	14,1	9,8	14,1	9,8	14,1	9,8
459	ПС 110 кВ Калиново	110	1	-	10,3	7,7	7,9	6,5	7,9	6,5	7,9	6,5	7,9	6,5
470	ПС 110 кВ Томилино	110	1	40	33,0	31,5	33,0	31,5	33,0	31,5	32,9	31,4	32,9	31,4
			2		33,0	31,5	33,0	31,5	33,0	31,5	32,9	31,4	32,9	31,4
478	ПС 110 кВ Талеж	110	1	25	5,8	4,9	5,7	4,8	5,8	4,8	5,8	4,8	5,8	4,8
			2		5,8	4,9	5,7	4,8	5,7	4,8	5,8	4,8	5,8	4,8
480	ПС 110 кВ Северово	110	1	-	9,2	8,0	9,1	8,0	9,1	8,0	9,2	8,0	9,2	8,0
			2		9,0	8,0	9,0	8,0	9,0	8,0	9,0	8,0	9,0	8,0
491	ПС 110 кВ Прудная	110	1	-	8,9	6,9	8,8	6,9	8,8	6,9	8,8	6,9	8,8	6,9
			2		8,7	7,2	8,7	7,1	8,7	7,1	8,7	7,1	8,7	7,1
497	ПС 110 кВ Протвино	110	1	-	6,1	6,7	6,1	6,7	6,1	6,7	6,1	6,7	6,1	6,7
			2		6,1	6,7	6,1	6,7	6,1	6,7	6,1	6,7	6,1	6,7
509	ПС 500 кВ Пахра	500	1	50	38,4	33,0	38,4	33,0	38,4	33,0	38,4	33,0	38,4	33,0
		220	1	63	46,7	49,0	46,7	49,0	46,7	49,0	46,7	49,0	46,7	49,0
			2		46,7	49,0	46,7	49,0	46,7	49,0	46,7	49,0	46,7	49,0
		110	1	50	20,9	23,5	20,8	23,5	20,8	23,5	20,8	23,4	20,8	23,4
			2		20,9	23,5	20,8	23,5	20,8	23,5	20,8	23,4	20,8	23,4
			3		41,5	41,2	41,5	41,1	41,5	41,1	41,5	41,2	41,5	41,2
			4		41,5	41,2	41,5	41,1	41,5	41,1	41,5	41,2	41,5	41,2
522	ПС 110 кВ Повадино	110	1	-	8,0	6,6	8,0	6,5	8,0	6,5	8,0	6,5	8,0	6,5
			2		7,2	5,7	7,2	5,6	7,2	5,6	7,2	5,6	7,2	5,6
525	ПС 110 кВ Сорокино	110	1	-	9,9	9,7	9,9	9,7	9,9	9,7	9,9	9,7	9,9	9,7
			2		11,8	10,5	11,7	10,5	11,7	10,5	11,7	10,5	11,7	10,5
529	ПС 110 кВ Сидорово	110	1	25; 40; 42	11,3	9,5	11,2	9,5	11,2	9,5	11,2	9,5	11,2	9,5
			2		11,3	9,5	11,2	9,5	11,2	9,5	11,2	9,5	11,2	9,5
531	ПС 110 кВ Ваулово	110	1	50	8,6	7,1	8,5	7,1	8,5	7,1	8,5	7,1	8,5	7,1
			2		13,8	11,6	13,6	11,5	13,6	11,5	13,6	11,5	13,6	11,5
546	ПС 110 кВ Фетищево	110	1	50	8,4	9,2	8,4	9,2	8,4	9,2	8,4	9,2	8,4	9,2
			2		8,4	9,2	8,4	9,2	8,4	9,2	8,4	9,2	8,4	9,2
567	ПС 110 кВ Полиграф	110	1	20	15,2	13,5	15,1	13,4	15,1	13,4	15,1	13,4	15,1	13,4
			2		15,2	13,5	15,1	13,4	15,1	13,4	15,1	13,4	15,1	13,4
569	ПС 110 кВ Лужники	110	1	20	13,7	15,3	13,7	15,3	13,7	15,3	13,7	15,3	13,7	15,3
			2		13,7	15,3	13,7	15,3	13,7	15,3	13,7	15,3	13,7	15,3
572	ПС 110 кВ Стрелецкая	110	1	20	11,7	11,3	11,2	10,9	11,2	10,9	11,2	10,9	11,2	10,9
			2		11,7	11,3	11,2	10,9	11,2	10,9	11,2	10,9	11,2	10,9
573	ПС 110 кВ Новоселки	110	1	40	13,4	13,7	11,0	10,4	11,0	10,4	11,0	10,4	11,0	10,4
580	ПС 110 кВ Яганово	110	1	20; 31,5	7,0	6,7	6,9	6,7	6,9	6,7	6,9	6,7	6,9	6,7
			2		7,0	6,7	6,9	6,7	6,9	6,7	6,9	6,7	6,9	6,7
591	ПС 110 кВ Топканово	110	1	-	7,6	6,2	7,6	6,2	7,6	6,2	7,6	6,2	7,6	6,2
			2		7,5	6,7	7,5	6,7	7,5	6,7	7,5	6,7	7,5	6,7
596	ПС 110 кВ Красногорка	110	1	40	10,7	9,4	10,7	9,4	10,7	9,4	10,7	9,4	10,7	9,4
			2		13,0	10,3	13,0	10,3	13,0	10,3	13,0	10,3	13,0	10,3
605	ПС 110 кВ Бронницы	110	1	20; 40	6,4	7,4	6,4	7,4	6,4	7,4	6,4	7,4	6,4	7,4
			2		6,4	7,4	6,4	7,4	6,4	7,4	6,4	7,4	6,4	7,4
607	ПС 110 кВ Рыболово	110	1	20	6,7	4,7	6,7	4,7	6,7	4,7	6,7	4,7	6,7	4,7
			2		6,7	4,7	6,7	4,7	6,7	4,7	6,7	4,7	6,7	4,7
613	ПС 110 кВ Пролетарий	110	1	20	8,6	7,4	8,0	7,1	8,0	7,1	8,0	7,1	8,0	7,1
			2		8,6	7,4	8,0	7,1	8,0	7,1	8,0	7,1	8,0	7,1
615	ПС 220 кВ Бугры	220	1	31,5; 35,5; 40	28,2	21,4	27,3	21,0	27,3	21,0	27,3	21,0	27,3	21,0
			2		28,2	21,4	27,3	21,0	27,3	21,0	27,3	21,0	27,3	21,0
		110	1	40	20,4	21,0	20,0	20,7	20,0	20,7	20,0	20,7	20,0	20,7
			2		20,4	21,0	20,0	20,7	20,0	20,7	20,0	20,7	20,0	20,7
621	ПС 110 кВ Ступино	220	1	40	8,7	8,2	8,7	8,3	8,7	8,3	8,7	8,3	8,7	8,3
			2		8,7	8,2	8,7	8,3	8,7	8,3	8,7	8,3	8,7	8,3
624	ПС 110 кВ Столбовая	110	1	20	13,9	11,5	13,8	11,4	13,8	11,4	13,8	11,4	13,8	11,4
			2		13,9	11,5	13,8	11,4	13,8	11,4	13,8	11,4	13,8	11,4
634	ПС 110 кВ Сафоново	110	1	-	9,5	8,0	9,5	8,0	9,5	8,0	9,5	8,0	9,5	8,0
			2		9,5	8,0	9,5	8,0	9,5	8,0	9,5	8,0	9,5	8,0
658	ПС 110 кВ Заповедник	110	1	18,4	9,8	8,6	7,9	7,5	7,9	7,5	7,9	7,5	7,9	7,5
			2		9,8	8,6	7,9	7,5	7,9	7,5	7,9	7,5	7,9	7,5
663	ПС 110 кВ Взлетная	110	1	40	6,9	6,9	6,9	6,9	6,9	6,9	6,9	6,9	6,9	6,9
			2		3,0	3,2	3,0	3,1	3,0	3,1	3,0	3,1	3,0	3,1
680	ПС 110 кВ Дзержинская	110	1	-	16,2	16,7	16,2	16,7	16,2	16,7	16,2	16,7	16,2	16,7
			2		17,7	16,9	17,7	16,9	17,7	16,9	17,7	16,9	17,7	16,9
684	ПС 110 кВ Видное	110	1	20	16,9	13,8	16,8	13,7	16,8	13,7	16,8	13,7	16,8	13,7
			2		13,8	12,0	13,8	11,9	13,8	11,9	13,8	12,0	13,8	12,0
695	ПС 110 кВ Крутыши	110	1	20	11,3	11,6	11,3	11,6	11,3	11,6	11,3	11,6	11,3	11,6
			2		11,3	11,6	11,3	11,6	11,3	11,6	11,3	11,6	11,3	11,6
698	ПС 110 кВ Ситня	110	1	20; 25; 40	9,8	8,4	9,8	8,3	9,8	8,3	9,8	8,3	9,8	8,3
			2		9,4	8,1	9,4	8,1	9,4	8,1	9,4	8,1	9,4	8,1
702	ПС 110 кВ Гришенки	110	1	18,4; 20	9,4	7,9	9,0	7,7	9,0	7,7	9,0	7,7	9,0	7,7
			2		9,4	7,9	9,0	7,7	9,0	7,7	9,0	7,7	9,0	7,7
708	ПС 110 кВ Санаторная	110	1	50	10,4	8,4	10,4	8,4	10,4	8,4	10,4	8,1	10,4	8,1
			2		6,9	5,7	6,9	5,7	6,9	5,7	6,9	5,7	6,9	5,7
718	ПС 110 кВ Якимовская	110	1	-	9,8	6,8	9,8	6,8	9,8	6,8	9,8	6,8	9,8	6,8
721	ПС 110 кВ Ям	110	1	-	18,9	16,3	18,9	16,3	18,9	16,3	18,9	16,3	18,9	16,3
			2		17,6	15,7	17,6	15,6	17,6	15,6	17,6	15,6	17,6	15,6
741	ПС 110 кВ Жуковская	110	1	-	17,0	17,8	17,0	17,8	17,0	17,8	17,0	17,8	17,0	17,8
			2		17,1	17,9	17,1	17,9	17,1	17,9	17,1	17,9	17,1	17,9
747	ПС 110 кВ Весенняя	110	1	40; 50	24,5	22,0	24,3	21,9	24,3	21,9	24,4	21,9	24,4	21,9
			2		24,5	22,0	24,3	21,9	24,3	21,9	24,4	21,9	24,4	21,9
748	ПС 110 кВ Лазарево	110	1	20	7,7	6,4	6,3	5,6	6,3	5,6	6,3	5,6	6,3	5,6
			2		7,7	6,4	6,3	5,6	6,3	5,6	6,3	5,6	6,3	5,6
755	ПС 110 кВ Молоково	110	1	-	9,2	6,4	9,2	6,4	9,2	6,4	9,2	6,3	9,2	6,3
			2		7,8	5,8	7,8	5,8	7,8	5,8	7,8	5,8	7,8	5,8
756	ПС 110 кВ Головлинка	110	1	-	8,0	6,6	8,0	6,6	8,0	6,6	8,0	6,6	8,0	6,6
			2		8,0	6,6	8,0	6,6	8,0	6,6	8,0	6,6	8,0	6,6
764	ПС 110 кВ Загорново	110	1	-	8,6	6,9	8,6	6,9	8,6	6,9	8,6	6,9	8,6	6,9
			2		8,6	6,9	8,6	6,9	8,6	6,9	8,6	6,9	8,6	6,9
771	ПС 110 кВ Малино	110	1	25; 40	8,0	7,1	8,0	7,0	8,0	7,0	8,0	7,0	8,0	7,0
			2		8,0	7,1	8,0	7,0	8,0	7,0	8,0	7,0	8,0	7,0
776	ПС 110 кВ Юбилейная	110	1	40	24,6	22,6	24,6	22,6	24,6	22,6	24,6	22,6	24,6	22,6
			2		24,6	22,6	24,6	22,6	24,6	22,6	24,6	22,6	24,6	22,6
791	ПС 110 кВ Шепчинки	110	1	-	34,1	33,6	33,9	33,5	33,9	33,5	33,9	33,5	33,9	33,5
			2		34,1	33,6	33,9	33,5	33,9	33,5	33,9	33,5	33,9	33,5
799	ПС 110 кВ Рощинская	110	1	-	5,4	5,2	5,4	5,2	5,4	5,2	5,4	5,2	5,4	5,2
			2		25,7	23,1	25,5	23,0	25,5	23,0	25,6	23,0	25,6	23,0
807	ПС 110 кВ Калугино	110	1	40	16,1	10,6	11,5	8,8	11,5	8,8	11,5	8,8	11,5	8,8
			2		16,1	10,6	11,5	8,8	11,5	8,8	11,5	8,8	11,5	8,8
846	ПС 220 кВ Образцово	220	1	40	10,0	8,0	10,0	8,0	10,0	8,0	10,0	8,0	10,0	8,0
			2		10,0	8,0	10,0	8,0	10,0	8,0	10,0	8,0	10,0	8,0
853	ПС 110 кВ Садовая	110	1	40	36,7	34,6	36,7	34,5	36,7	34,5	36,7	34,5	36,7	34,5
			2		36,7	34,6	36,7	34,5	36,7	34,5	36,7	34,5	36,7	34,5
874	ПС 220 кВ Сельская	220	1	40	11,9	10,9	11,8	10,9	11,8	10,9	11,8	10,9	11,8	10,9
			2		15,3	13,6	15,3	13,6	15,3	13,6	15,3	13,6	15,3	13,6
-	Каширская ГРЭС	500	1	50	16,7	12,3	16,7	12,3	16,7	12,3	16,7	12,3	16,7	12,3
		220	1	31,5; 35,5; 40	21,8	21,3	21,8	21,2	21,8	21,2	21,8	21,2	21,8	21,2
			2		14,5	14,1	14,4	14,1	14,4	14,1	14,4	14,1	14,4	14,1
			3		21,8	21,3	21,8	21,2	21,8	21,2	21,8	21,2	21,8	21,2
			4		14,5	14,1	14,4	14,1	14,4	14,1	14,4	14,1	14,4	14,1
		110	1	40	13,4	14,1	12,9	13,7	12,9	13,7	12,9	13,7	12,9	13,7
			2		13,4	14,1	12,9	13,7	12,9	13,7	12,9	13,7	12,9	13,7
			3		18,3	20,4	18,2	20,2	18,2	20,2	18,2	20,2	18,2	20,2
			4		18,3	20,4	18,2	20,2	18,2	20,2	18,2	20,2	18,2	20,2
-	ТЭЦ-17	110	1	26,3; 40; 50	14,1	16,5	14,1	16,5	14,1	16,5	14,1	16,5	14,1	16,5
			2		14,1	16,5	14,1	16,5	14,1	16,5	14,1	16,5	14,1	16,5
-	ПС 220 кВ Тепличная (проект)	220	1	-	11,1	9,4	11,1	9,4	11,1	9,4	11,1	9,4	11,1	9,4
			2		11,1	9,4	11,1	9,4	11,1	9,4	11,1	9,4	11,1	9,4
-	ТЭС Заводская (проект)	220	1	40	14,2	11,5	14,2	11,5	14,2	11,5	14,2	11,5	14,2	11,5
			2		14,2	11,5	14,2	11,5	14,2	11,5	14,2	11,5	14,2	11,5
-	ТЭС Свистягино (проект)	110	1	40	7,3	6,0	7,3	6,0	7,3	6,0	7,3	6,0	7,3	6,0
			2		7,3	6,0	7,3	6,0	7,3	6,0	7,3	6,0	7,3	6,0

Таблица 89

Результаты расчетов максимальных токов к.з. на шинах энергообъектов южных электрических сетей, на которых значения токов к.з. превышают отключающую способность выключателей, для 2022 - 2026 гг.

Наименование энергообъекта	Наименование выключателя	Iоткл. выкл., кА	2022 г., макс. ток к.з.		2023 г., макс. ток к.з.		2024 г., макс. ток к.з.		2025 г., макс. ток к.з.		2026 г., макс. ток к.з.
			I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА	I (3), кА	I (1), кА
РУ 110 кВ ПС 220 кВ Мячково	АТ-5	40	23,2	21,9	23,3	21,9	23,3	21,9	23,2	21,8	23,2	21,8
	Лыткарино - Мячково	40	16,6	17,1	16,6	17,1	16,6	17,1	16,6	17,1	16,6	17,1
	Мячково - Тураево I	26,3	15,1	15,9	15,1	15,9	15,1	15,9	15,1	15,9	15,1	15,9
	Т-3	26,3	27,4	26,5	27,4	26,5	27,4	26,5	27,4	26,4	27,4	26,4

18.5. Итоговый перечень энергообъектов энергосистемы Московской области, на которых необходима замена выключателей

Итоговый перечень энергообъектов энергосистемы Московской области, на которых необходима замена выключателей представлен в таблице 41.

ГАРАНТ:

По-видимому, в предыдущем абзаце допущена опечатка. Вместо "представлен в таблице 41" имеется в виду "представлен в таблице 90"

Таблица 90

Итоговый перечень энергообъектов энергосистемы Московской области, на которых необходима замена выключателей

N п/п	Наименование энергообъекта	Наименования выключателя, требующего замены	Требуемая отключающая способность новых выключателей, не менее кА	Рекомендуемый год замены выключателя
1	РУ 110 кВ ПС 220 кВ Восточная	КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная	40	2022
2		КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I цепь	40	2022
3		КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково II цепь	40	2022
4		АТ-1	40	2022
5	РУ 110 кВ ПС 110 кВ Афанасово	СМВ 110 кВ	25	2022
6	РУ 220 кВ ПС 220 кВ Кедрово	Т-1	40	2022
7		Т-3	40	2022
8	РУ 110 кВ ПС 110 кВ Железнодорожная	Т-1	40	2022
9		Т-2	40	2022
10	РУ 110 кВ ПС 110 кВ Кольцевая	Т-1	25	2022
11		Т-2	25	2022
12	РУ 220 кВ ПС 220 кВ Радищево	ВЛ 220 кВ Сигма - Радищево I цепь	40	2022
13		ВЛ 220 кВ Сигма - Радищево II цепь	40	2022
14		ВЛ 110 кВ Радищево - Клин I цепь	40	2022
15		ВЛ 110 кВ Радищево - Клин II цепь	40	2022
16		ВЛ 110 кВ Радищево - Ямуга I цепь	40	2022
17		ВЛ 110 кВ Радищево - Ямуга II цепь	40	2022
18		ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево I цепь с отпайкой на ПС Ожогино	40	2022
19		ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево II цепь с отпайкой на ПС Ожогино	40	2022
20		ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Радищево с отпайкой на ПС Ожогино	40	2022
21	РУ 110 кВ ПС 220 кВ Омега	ВЛ 110 кВ Омега - Эра I цепь	50	2022
22		ВЛ 110 кВ Омега - Эра II цепь	50	2022
23	РУ 110 кВ ПС 110 кВ Икша II	Т-1	25	2022
24	РУ 110 кВ ПС 220 кВ Мячково	Т-3	40	2022

XIX. Анализ баланса реактивной мощности в электрической сети Московской области на период до 2026 года. Предложения по установке средств компенсации реактивной мощности. Предложения по снижению потерь электрической энергии на период до 2026 года

В работе произведен анализ балансов реактивной мощности для электрических сетей энергосистемы Московской области, а также определена необходимость установки дополнительных средств компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше.

Источниками реактивной мощности в электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Московской области являются батареи статических конденсаторов (Q _БСК), зарядная мощность ЛЭП, а также генераторы электрических станций (Qr).

Потребление реактивной мощности складывается из потребления реактивной мощности в узлах нагрузки (:b _нагр), потребления УШР (:b _УШР), а также из потерь реактивной мощности. Суммарные потери реактивной мощности (:b _нагр), - это алгебраическая сумма потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях воздушных и кабельных ЛЭП (:b _лэп), трансформаторах (:b _тр).

В балансе реактивной мощности также учтен внешний переток реактивной мощности (:b _внеш).

Таким образом, уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

:b _генер = :b _потр + :b _внеш,

где: :b _генер = :b _r + :b _БСК, :b _потр = :b _нагр + :b _УШР + :b _нагр = :b _нагр + :b _УШР + :b _ЛЭП + :b _тр.

Результаты расчета баланса реактивной мощности для периода зимних максимальных, зимних минимальных, (температура окружающей среды минус 26 °C) а также летних максимальных (температура окружающей среды плюс 30 °C) и летних минимальных (температура окружающей среды плюс 18 °C) нагрузок 2022 - 2026 годов для энергосистемы Московской области, представлены в таблице 91.

Расчет баланса реактивной мощности показал, что во всех рассмотренных режимах 2022 - 2026 годов в нормальной схеме электрической сети энергосистема Московской области является сбалансированной по реактивной мощности. Баланс реактивной мощности имеет избыточный характер. При этом расчет режимов нормальных, ремонтных и послеаварийных схем не выявил снижения/повышения напряжения на шинах станций и подстанций 110 кВ и выше энергосистемы Московской области ниже/выше допустимых пределов. Таким образом, дополнительных мер по компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше не требуется.

Таблица 91

Баланс реактивной мощности в подсистеме Московской области на период 2022 и 2026 годов, кв

Показатель	2022 г.				2023 г.				2024 г.				2025 г.				2026 г.
	Зима макс.	Зима мин.	Лето макс.	Лето мин.	Зима макс.	Зима мин.	Лето макс.	Лето мин.	Зима макс.	Зима мин.	Лето макс.	Лето мин.	Зима макс.	Зима мин.	Лето макс.	Лето мин.	Зима макс.	Зима мин.	Лето макс.	Лето мин.
Реактивная мощность нагрузки	5259	3988	4406	3009	5312	4038	4441	3030	5334	4031	4480	3099	5375	4050	4528	3122	5405	4091	4539	3134
Нагрузочные потери	4755	2268	2327	1581	4801	2251	2350	1568	5052	2599	2468	1435	5033	2647	2415	1401	4842	2289	2429	1391
в т.ч. потери в ЛЭП	1930	944	871	838	1939	921	925	808	2087	1164	979	660	2036	1188	931	615	1890	927	934	603
потери в АТ	2825	1324	1455	744	2862	1330	1426	760	2965	1435	1489	775	2997	1459	1484	787	2952	1362	1495	789
Потребление ШР	491	516	584	864	484	515	578	863	475	507	575	875	482	506	579	871	489	516	578	872
Потери в шунтах	83	91	156	164	82	91	155	165	82	90	156	167	81	88	157	167	81	89	157	167
Суммарное потребление реактивной мощности	10588	6863	7472	5619	10679	6894	7525	5626	10943	7227	7679	5576	10971	7291	7679	5562	10817	6984	7703	5564
Генерация реактивной мощности электростанциями, БСК	3893	441	1138	-717	3973	424	1187	-736	4177	605	1149	-951	4135	679	1100	-904	4057	506	1153	-906
Зарядная мощность ЛЭП	7083	7678	7992	8417	7066	7684	7977	8431	7087	7686	8051	8612	7103	7665	8083	8586	7123	7723	8072	8588
Суммарная генерация реактивной мощности	10976	8119	9130	7700	11039	8108	9164	7695	11264	8291	9200	7661	11238	8344	9183	7682	11180	8229	9225	7682
Внешний переток реактивной мощности (избыток)	388	1256	1658	2081	360	1213	1639	2069	321	1064	1521	2085	266	1053	1504	2120	364	1244	1522	2118

Таблица 92

Уровни напряжения в подсистеме Московской области на период 2022 и 2026 годов, кв

Наименование ЭС	Московская область
	2022 г				2026 г
	Зима макс.	Зима мин.	Лето макс.	Лето мин.	Зима макс.	Зима мин.	Лето макс.	Лето мин.
110 кВ
Мин. напряжение	102,5	113,8	103,7	109,3	101,8	111,2	108,7	108,0
Ср. напряжение	111,0	117,2	114,7	119,1	110,9	117,1	115,0	119,9
Макс. напряжение	118,6	125,5	123,5	127,8	118,7	123,2	123,4	128,2
СКО напряжения	2,7	1,9	2,5	2,0	2,7	1,9	2,8	2,0
220 кВ
Мин. напряжение	211,5	237,2	225,1	228,7	213,8	226,9	224,8	224,1
Ср. напряжение	231,8	240,3	233,9	241,5	237,3	237,7	234,0	242,9
Макс. напряжение	238,0	249,3	241,9	248,9	237,7	250,7	242,6	247,0
СКО напряжения	4,2	4,9	3,8	5,0	5,4	4,9	4,5	4,7
500 кВ
Мин. напряжение	490,7	500,4	503,6	504,8	493,1	510,1	514,7	514,4
Ср. напряжение	499,2	516,1	508,9	516,5	501,3	517,3	514,1	519,7
Макс. напряжение	505,6	524,1	516,4	524,1	509,8	523,1	518,4	529,6
СКО напряжения	3,1	4,2	2,1	6,0	3,3	3,3	1,9	4,2
750 кВ
ПС 750 кВ Грибово	743,4	759,6	765,7	778,1	747,1	746,7	771,1	774,8
ПС 750 кВ Белый Раст	746,7	764,7	761,2	774,9	757,0	755,1	768,1	770,6

В таблице 93 приведены результаты расчетов оценки эффективности различных мероприятий по нормализации напряжения в подсистеме Московской области. В числе таких мероприятий были рассмотрены:

- Мероприятие 1 - снижение установок по напряжению на генераторах города Москвы и Московской области до 0,95 от номинального значения и регулирование коэффициентов трансформации на всех автотрансформаторах 500/220 кВ и 220/110 кВ в пределах +/- 5% от номинального значения;

- Мероприятие 2 - дополнительно к мерам, указанным для мероприятия 1, включение ШР в подсистеме города Москвы суммарной установленной мощностью 700 Мвар.

Таблица 93

Уровни напряжения в подсистеме Московской области на период 2022 и 2026 годов с учетом мероприятий по нормализации напряжений, кв

Наименование ЭС	Московская область
	Мероприятие 1					Мероприятие 2
	2022		2026			2022		2026
	Зима макс.	Зима мин.		Лето макс.	Лето мин.	Зима макс.	Зима мин.		Лето макс.	Лето мин.
110 кВ
Мин. напряжение	114,3	110,5		109,0	107,7	111,5	109,2		109,5	106,7
Ср. напряжение	116,5	115,0		115,5	117,8	113,4	115,7		114,6	115,6
Макс. напряжение	123,9	122,6		124,0	126,3	121,5	120,5		122,4	124,9
СКО напряжения	2,3	2,5		2,7	2,1	2,4	1,9		2,0	1,8
220 кВ
Мин. напряжение	209,9	228,8		224,9	231,4	222,8	225,1		223,7	221,0
Ср. напряжение	236,4	234,8		234,8	236,8	225,9	233,6		233,5	234,4
Макс. напряжение	247,7	243,2		245,6	246,2	243,2	238,9		240,1	237,8
СКО напряжения	4,9	4,5		4,0	4,7	4,1	5,1		3,8	4,0
500 кВ
Мин. напряжение	510,0	496,0		509,6	509,1	497,7	503,5		508,7	509,4
Ср. напряжение	508,9	508,3		507,6	516,8	506,2	508,9		510,3	515,6
Макс. напряжение	516,5	519,3		519,9	522,5	512,7	516,5		511,2	519,6
СКО напряжения	3,8	4,1		1,3	3,1	3,1	3,9		1,7	2,3

По данным ПАО "Россети Московский регион", потери электроэнергии в сетях в 2017 году составили 9,24% от величины поступления электроэнергии в сеть, в 2018 году - 8,90%, в 2019 году - 8,27%, потери электроэнергии в 2020 году составили 9,6%. Фактические значения уровня потерь имеют в целом положительную динамику за исключением 2020 года.

Для снижения технологических потерь предлагается использовать следующие организационные и технические мероприятия:

- оптимизация установившихся режимов электрических сетей по активной и реактивной мощности;

- оптимизация мест размыкания сети 6 - 35 кВ с двухсторонним питанием;

- оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениями;

- уменьшение ограничения мощности генераторов;

- оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей;

- разукрупнение распределительных линий 0,4 - 35 кВ;

- отключение линий и трансформаторов в режимах малых нагрузок;

- отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой;

- замена перегруженных и ввод в работу дополнительных силовых трансформаторов;

- повышением пропускной способности сети заменой проводов ЛЭП на большее сечение или на провода из композитных материалов с повышенной пропускной способностью, в том числе с использованием самонесущего изолированного провода в сетях 0,4 - 6 - 10 кВ;

- замена недогруженных силовых трансформаторов;

- ввод в работу средств АРКТ на трансформаторах с РПН;

- сокращение продолжительности ремонта основного оборудования;

- выполнение работ под напряжением на ВЛ;

- снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;

- выравнивание нагрузок по фазам в сетях 0,4 кВ;

- стимулирование потребителей к выравниванию графиков нагрузки.

В таблице 94 приведены мероприятия по снижению уровня потерь на период до 2026 года.

Таблица 94

Мероприятия по снижению потерь в сети Московской области на период 2022 - 2026 годов

Мероприятие	Объем	Год
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Прогресс	2 x 40 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Храпуново	2 x 4 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Туменская	1 x 10 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Дубки	2 x 4 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Черусти	1 x 4 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Румянцево	2 x 25 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Соловьево	2 x 16 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Голицыно	1 x 40 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Сухарево	2 x 25 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Никольское	1 x 6,3 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Рогачево	2 x 16 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Ветрово	1 x 6,3 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Катуар	1 x 10 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 N Ивантеевка	2 x 10 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Павшино	2 x 63 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Роса	2 x 40 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Правда	2 x 16 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Ченцы	2 x 10 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Солнечногорск	1 x 40 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Алабушево	1 x 40 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Воробьево	1 x 6,3 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Хомутово	2 x 25 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Ялфимово	2 x 10 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Ерино	2 x 16 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Елисеево	2 x 10 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Луговая	2 x 63 МВА	2022
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Лобня	2 x 16 МВА	2023
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Мамонтовская	2 x 40 МВА	2023
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Прудная	2 x 25 МВА	2023
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 N Лопасня	2 x 63 МВА	2023
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Красный	3,2 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Полбино	2 x 4 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Трофимово	1 x 4 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Мелихово	2 x 6,3 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Речная	2 x 40 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Тополь	2 x 63 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Талицы	2 x 10 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Торгашино	1 x 2,5 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Бужаниново	2 x 4 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Время	2 x 25 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Дзержинская	1 x 25 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Красково	1 x 40 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Климовская	2 x 40 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 N Лаговская	2 x 40 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Гжель	2 x 40 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Асаново	2 x 6.3 МВА	2024
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Пичурино	2 x 6,3 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 N Осташево	2 x 10 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Судниково	2 x 2,5 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Вышгород	2 x 6,3 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Кленово	2 x 6,3	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Васькино	2 x 2,5 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Лифаново	2 x 6,3 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Бабайки	2 x 10 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Венцы	2 x 2,5 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Нудоль	2 x 6,3 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Борщево	2 x 4	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Першутино	2 x 10 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 Т-2 Луговая	1 x 40 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Орлово	2 x 16 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 110 Малаховка	2 x 25	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 110/6 кВ Раменская	2 x 40 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Нащекино	2 x 25 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Сидорово	1 x 40 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Полиграф	2 x 40 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Елохово	2 x 10 МВА	2025
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Вахромеево	2 x 10 МВА	2026
Замена трансформаторного оборудования на ПС 35 кВ Парус	1 x 16 МВА	2026
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Бронницы	2 x 63 МВА	2026
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 110 Кварц	2 x 63 МВА	2026
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 110 Пущино	2 x 40 МВА	2026
Замена трансформаторного оборудования на ПС 110 110 Стрелецкая	2 x 40 МВА	2026

Снижение технологических потерь электроэнергии также одна из задач перспективного развития электрической сети. Кроме вышеуказанных мероприятий в перспективе до 2035 года при проектировании или реконструкции сетей задача снижения потерь может решаться путем рационального построения сети, а именно:

- сокращением ступеней трансформации при передаче электроэнергии от источников к потребителям;

- переводом электрических сетей на более высокое номинальное напряжение;

- применением средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения, в том числе устройств FACTS;

- применением трансформаторов со сниженными потерями за счет применения высококачественной электротехнической стали с уровнем удельных потерь 1,0 Вт/кг при индукции 1,5 Тл, применения стали толщиной 0,23 - 0,3 мм, сборки магнитопроводов по технологии с косым стыком "Step Lap" (согласно Положению ПАО "Россети" "О единой технической политике в электросетевом комплексе" от 08.11.2019 N 378);

- переходом к построению интеллектуальных электрических сетей и развитию распределенной генерации.

Реализация указанных в данном разделе мероприятий позволит снизить уровень потерь электроэнергии в сетях.

XX. Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории Московской области

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2009 года N 1220 "Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг", приказом Минэнерго России от 29 ноября 2016 года N 1256 утверждены Методические указания по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций (далее - Методические указания).

Согласно Методическим указаниям для сетевых организаций показатели надежности и качества услуг определяются в отношении оказываемых сетевыми организациями услуг по передаче электрической энергии потребителям услуг по передаче электрической энергии, в том числе потребителям электрической энергии, обслуживаемым сбытовыми организациями и гарантирующими поставщиками, в интересах которых заключены договоры об оказании услуг по передаче электрической энергии, непосредственно или опосредованно присоединенным к объектам электросетевого хозяйства данной сетевой организации, за исключением коммунальных потребителей, проживающих в многоквартирных жилых домах, а также осуществляемого технологического присоединения к объектам электросетевого хозяйства соответствующей сетевой организации энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства сетевых организаций и иных лиц.

Согласно Методическим указаниям показателями надежности и качества услуг являются:

- показателя уровня надежности оказываемых услуг, который определяется продолжительностью и частотой прекращений передачи электрической энергии;

- показатель уровня качества оказываемых услуг, который определяется показателем уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети.

Плановые значения показателей надежности и качества услуг устанавливаются регулирующими органами на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования.

Сетевыми компаниями, эксплуатирующими электрические сети напряжением 35 кВ и выше на территории Московской области, являются ПАО "Россети Московский регион", Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Центра, а также прочие организации и лица, владеющие абонентскими и тяговыми объектами электросетевого хозяйства.

ПАО "Россети Московский регион" обслуживает электросетевые объекты напряжением 220 кВ и ниже и осуществляет свою деятельность на территории Московской области посредством следующих филиалов: Северные электрические сети (СЭС), Южные электрические сети (ЮЭС), Западные электрические сети (ЗЭС), Восточные электрические сети (ВЭС).

На территории Московской области расположены электросетевые объекты 220-750 кВ, которые находятся в собственности ПАО "ФСК ЕЭС" и обслуживаются филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Центра (Московское ПМЭС).

На территории Московской области органом государственной власти, устанавливающим, в том числе цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии, является Комитет по ценам и тарифам Московской области.

Распоряжением Комитета по ценам и тарифам Московской области от 20 декабря 2017 года N 326-Р "Об установлении долгосрочных параметров регулирования деятельности территориальных сетевых организаций на 2018 - 2022 годы" установлены долгосрочные параметры регулирования деятельности ПАО "Россети Московский регион" на территории Московской области на период 2018 - 2022 годов, в частности:

уровень качества реализуемых товаров (услуг);

уровень надежности реализуемых товаров (услуг): показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi), час, и показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaifi), шт.

Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки в каждом расчетном периоде регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования (Пsaidi) определяется по формуле:

ГАРАНТ:

Текст формулы к настоящему документу не приводится

Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки в каждом расчетном периоде регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования (Пsaifi) определяется по формуле:

ГАРАНТ:

Текст формулы к настоящему документу не приводится

В таблице 95 представлены утвержденные плановые показатели уровня надежности реализуемых товаров (услуг) для ПАО "Россети Московский регион" на территории Московской области на 2018 - 2022 годы.

Таблица 95

Утвержденные плановые значения показателей уровня надежности реализуемых товаров (услуг) для ПАО "Россети Московский регион" на территории Московской области на период 2018 - 2022 годов

Наименование сетевой организации	Год	Уровень надежности реализуемых товаров (услуг)
		Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки	Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки
1	2	3	4
ПАО "Россети Московский регион"	2018	0,65600	0,29053
	2019	0,64616	0,28617
	2020	0,63647	0,28188
	2021	0,62692	0,27765
	2022	0,61752	0,27349

Плановые значения показателей уровня надежности и качества реализуемых товаров (услуг) для ПАО "Россети Московский регион" на период 2023 - 2025 годов утверждены приказом Минэнерго России от 26 декабря 2019 года N 33 "Об утверждении изменений, вносимых в инвестиционную программу ПАО "МОЭСК", утвержденную приказом Минэнерго России от 16.10.2014 N 735, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 26.12.2018 N 31". В таблице 96 приведены утвержденные плановые значения показателей надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии ПАО "Россети Московский регион" на период 2021 - 2025 годов, а также оценка этих показателей на 2026 год в соответствии с требованиями Методических указаний.

Таблица 96

Плановые значения показателей надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии ПАО "Россети Московский регион" на территории Московской области на период 2021 - 2026 годов

Наименование сетевой организации	Год	Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки	Показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии на точку поставки
1	2	3	4
ПАО "Россети Московский регион"	2021	0,62692	0,27765
	2022	0,61752	0,27349
	2023	0,60825	0,26938
	2024	0,59913	0,26534
	2025	0,59014	0,26136
	2026	0,58129	0,25744

Показатели надежности и качества услуг по передаче электрической энергии ПАО "ФСК ЕЭС" на период 2021 - 2024 годов утверждены приказом ФАС России от 01 декабря 2020 года N 1176/20 в составе:

- уровень качества оказываемых услуг;

- уровень надежности реализуемых товаров и услуг: показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (ПП), час.

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (ПП) определяется по формуле:

,

где - фактическая суммарная продолжительность всех прекращений передачи электрической энергии в отношении потребителей услуг сетевой организации за расчетный период регулирования, час; b _тп - максимальное за расчетный период регулирования число точек присоединения потребителей услуг сетевой организации к электрической сети сетевой организации, шт.

В таблице 97 представлены утвержденные плановые значения показателя уровня надежности реализуемых товаров и услуг для ПАО "ФСК ЕЭС" на 2021 - 2024 годы.

Таблица 97

Утвержденные плановые значения показателя уровня надежности реализуемых товаров и услуг для ПАО "ФСК ЕЭС" на период 2021 - 2024 годов

Наименование показателя	Значение показателя, годы
	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)	0,03290	0,03241	0,03192	0,03144

В таблице 98 приведены утвержденные плановые значения показателя уровня надежности реализуемых товаров и услуг для ПАО "ФСК ЕЭС" на период 2021 - 2024 годов, а также оценка этих показателей на период 2025 - 2026 годов в соответствии с требованиями Методических указаний.

Таблица 98

Плановые значения показателей надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии ПАО "ФСК ЕЭС" на период 2021 - 2026 годов

Наименование показателя	Значение показателя, годы
	2021	2022	2023	2024	2025	2026
1	2	3	4	5	6	7
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)	0,03290	0,03241	0,03192	0,03144	0,03097	0,03050

В таблице 99 и на рисунок 33 представлены фактические значения показателей средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки и средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки для ПАО "Россети Московский регион" за период 2018 - 2020 годов на территории Московской области.

Таблица 99

Фактические значения показателей средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки и средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки для ПАО "Россети Московский регион" за период 2018 - 2020 годов на территории Московской области

Наименование сетевой организации	2018 год		2019 год		2020 год
	план	факт	план	факт	план	факт
1	2	3	4	5	6	7
Средняя продолжительность прекращения передачи электрической энергии на точку поставки, Пsaidi, час
ПАО "Россети Московский регион"	0,65600	0,25771	0,64616	0,37488	0,63647	н/д
Средняя частота прекращений передачи электрической энергии на точку поставки, Пsaifi, ед.
ПАО "Россети Московский регион"	0,29053	0,20060	0,28617	0,31253	0,28188	н/д

Примечание - Данные за 2020 год будут предоставлены ПАО "Россети Московский регион" после 31.03.2021.

По данным таблицы 99 следует, что фактические значения показателей средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки и средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки для ПАО "Россети Московский регион" за 2019 год выросли по отношению к показателям за 2018 год. Данные по показателям за 2020 год будут предоставлены ПАО "Россети Московский регион" после 31.03.2021.

Рисунок 33. Фактические и плановые значения показателей средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки и средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки для ПАО "Россети Московский регион" за период 2018 - 2020 годов на территории Московской области

На величину показателей надежности поставляемых товаров и оказываемых услуг сетевыми компаниями на территории Московской области оказывают влияние следующие факторы:

- схемная надежность Московской области (радиальный тип схем, наличие тупиковых схем и низкая степень резервирования электроснабжения потребителей);

- проектно заложенная категорийность потребителей (в основном третья категория надежности электроснабжения);

- тариф на оказание услуг по передаче электроэнергии, который не позволяет в необходимом объеме выполнять реконструкцию и строительство сетей на территории Московской области;

- высокая протяженность воздушных линий, в том числе проходящих по лесным массивам, выполненных неизолированным проводом (отключения по причине перекрытия проводов ВЛ сторонней техникой, работающей без разрешения, падения деревьев из лесных массивов);

- большое количество абонентских сетей, недостаточная эксплуатация которых со стороны абонента оказывает негативное влияние на ресурс электросетевого оборудования филиалов, что косвенно приводит к снижению надежности электроснабжения потребителей;

- городские поселения в Московской области обслуживаются муниципальными предприятиями электрических сетей, которые не входят в состав ПАО "Россети Московский регион".

- Анализ причин технологических нарушений электроснабжения потребителей на сетевых объектах напряжением 35-220 кВ ПАО "Россети Московский регион" на территории Московской области выявил следующие факторы (в процентах от общего количества нарушений):

- износ оборудования - 42,3%;

- воздействие посторонних лиц и организаций - 11,5%;

- природно-климатические воздействия - 5,8%;

- дефект изготовления, конструкции, проекта - 5,8%;

- дефект монтажа - 3,8%.

Мероприятия по развитию электрических сетей 110 кВ и выше Московской области, разработанные в Схеме и программе развития электроэнергетики Московской области на период 2022 - 2026 годов, могут оказывать воздействие в основном на снижение аварийности из-за износа оборудования из всего спектра причин технологических нарушений электроснабжения потребителей.

Уменьшение количества технологических нарушений электроснабжения потребителей по причине износа и перегрузки оборудования, окажет положительное влияние динамику показателей надежности и качества электроснабжения.

Обозначения и сокращения

АИИС КУЭ	Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии
АРНТ	Автоматическое регулирование напряжения трансформаторов
АТ	Автотрансформатор
АЭС	Атомная электростанция
АДТН	Аварийно-допустимая токовая нагрузка
БСК	Батарея статических конденсаторов
ВЛ	Воздушная линия
ВПП	Взлетно-посадочная полоса
ВРП	Валовой региональный продукт
ВЭД	Вид экономической деятельности
ГВО/ГОП	График временного отключения потребления
г.о.	Городской округ
ГАЭС	Гидроаккумулирующая электростанция
ГРЭС	Государственная районная электростанция
ГТ ТЭЦ	Газотурбинная теплоэлектроцентраль
ГТУ	Газотурбинная установка
ГТЭС	Газотурбинная электростанция
ГЭС	Гидроэлектростанция
ДДТН	Длительно-допустимая токовая нагрузка
ЕНЭС	Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть
ЕЭС	Единая энергетическая система
ЖКХ	Жилищно-коммунальное хозяйство
ИП	Индустриальные парки
ИРМ	Источник реактивной мощности
КВЛ	Кабельно-воздушная линия
КЗ	Короткое замыкание
КИУМ	Коэффициент использования установленной мощности
КЛ	Кабельная линия
КУ	Котел-утилизатор
ЛЭП	Линия электропередачи
МКАД	Московская кольцевая автомобильная дорога
ММК	Московское малое кольцо
НВИЭ	Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии
о.е.	Относительная единица
ОДУ	Объединенное диспетчерское управление
ОПК	Оборонно-промышленный комплекс
ОЭЗ ТВТ	Особая экономическая зона технико-внедренческого типа
ОЭС	Объединенная энергетическая система
ПА	Противоаварийная автоматика
ПАР	Послеаварийный режим
ПБВ	Переключение без возбуждения
пгт	Поселки городского типа
ПГУ	Парогазовая установка
ПМЭС	Предприятие магистральных электрических сетей
ПС	Подстанция
ПСУ (Т/К)	Паросиловая установка (теплофикационная/конденсационная)
ПСМТ	Период среднемесячных температур наружного воздуха
ПЭВТ	Период экстремально высоких температур наружного воздуха
РДУ	Региональное диспетчерское управление
РП	Распределительный пункт
РПН	Регулирование под нагрузкой
с.п.	Сельское поселение
СКРМ	Средство компенсации реактивной мощности
СНТ	Садовое некоммерческое товарищество
СО	Системный оператор
ТНВ	Температура наружного воздуха
ТП	Технологическое присоединение
ТУ	Технические условия
ТЭС	Тепловая электростанция
ТЭЦ	Теплоэлектроцентраль
ЦКАД	Центральная кольцевая автомобильная дорога
ЦРП	Центральный распределительный пункт
ЦФО	Центральный федеральный округ
ШР	Шунтирующий реактор
ШСМВ	Шиносоединительный масляный выключатель
ЭЭ	Электрическая энергия

Приложение 1
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Таблица 1

Перечень
существующих крупных потребителей Московской области

Наименование потребителя	Место расположения	Максимум нагрузки по годам, МВт
		2015	2016	2017	2018	2019	2020
АО "Акрихин"	Московская обл., Богородский городской округ, Старая Купавна г., Кирова ул., 29	1,521	1,436	1,452	1,570	1,609	3,662
АО "МУЛТОН"	Московская обл., г. Щелково, Фруктовый проезд, дом 1	3,652	2,997	3,112	2,984	2,738	5,698
АО "АРХБУМ"	Московская обл., Истра городской округ, Лешково дер.	1,938	1,767	1,832	2,230	2,081	3,338
АО "Буньковский экспериментальный завод"	Московская обл., Богородский городской округ, Буньковское с.п., Буньково Б. дер.	1,897	1,748	1,715	1,875	1,929	3,949
АО "КБАЛ им. Л.Н. Кошкина"	Московская обл., Подольск городской округ, Климовск мкр., 50 лет Октября просп., 21А	5,595	4,750	4,520	4,354	3,885	8,792
АО "Металлургический завод "Электросталь"	Московская обл., Электросталь городской округ, Электросталь г., Железнодорожная ул., 1	12,183	10,573	12,640	14,232	11,788	42,751
АО "ПРОПЛЕКС"	Московская обл., Подольск городской округ, Подольск г., Вишневая ул., 3	2,057	1,921	2,019	1,901	1,684	4,92
АО "РЕТАЛ"	Московская обл., Мытищи городской округ, Мытищи г., Олимпийский просп., 46 корп. 4	4,450	4,144	3,922	3,994	3,532	7,602
ЗАО "Арика Инвестментс Б.В." Нидерланды	Московская обл., Сергиево-Посадский городской округ, Хотьково г., Художественный пр.	2,529	2,201	1,763	1,617	1,823	4,595
ЗАО "Гласс Технолоджис"	Московская обл., Электросталь городской округ, Электросталь г., Красная ул., 13А	1,893	1,653	1,720	1,422	1,795	4,124
АО "Керамогранитный завод"	Московская обл., Ступино городской округ, Ступино г., Староситненское шоссе, влад. 32	5,405	5,057	4,813	4,771	4,448	9,801
АО "Кулон-Истра"	Московская обл., Истра городской округ, Давыдовское дер., Дачная ул., стр. 2	2,288	1,940	2,011	2,174	2,038	4,21
ЗАО "Мансуровское карьероуправление"	Московская обл., Истра городской округ, Алексеевка дер., ЗАО "Мансуровское карьероуправление"	2,382	2,181	2,054	2,428	2,294	3,016
ЗАО "Международный аэропорт "Домодедово"	г.о. Домодедово	17,796	16,261	16,600	17,480	17,198	н/д
ООО "Птицефабрика "Элинар-Бройлер"	Московская обл., Наро-Фоминский городской округ, Новая Ольховка пст	4,698	3,970	4,085	4,159	4,629	9,12
ООО "ПТК "Прогресс"	Московская обл., Сергиево-Посадский городской округ, Лесхоз пос., 30, корп. 1	4,008	3,926	3,950	3,853	3,717	7,705
АО "ТОРОС"	Московская обл., городской округ Пушкинский, Пушкино г.	2,572	2,118	2,040	1,769	1,671	3,933
АО СОЛНЕЧНОГОРСКИЙ ЗАВОД "ЕВРОПЛАСТ"	Московская обл., Солнечногорск городской округ, Радумля дер., б/н	3,634	3,152	2,917	2,867	3,418	11,54
ЗАО "Завод Новых полимеров "Сенеж"	Московская обл., Солнечногорск городской округ, Солнечногорск г., Рекинцо промзона, стр. 1	5,285	5,106	4,706	4,844	5,170	10,875
ООО "Май"	Московская обл., Фрязино городской округ, Фрязино г., Озерная ул., д. 1а	1,456	1,443	1,483	1,360	1,314	2,707
ПАО "Электроизолит"	Московская обл., Сергиево-Посадский городской округ, Хотьково г., Заводская ул.	1,973	1,701	1,663	2,111	2,282	4,43
МУП "Межрайонный Щелковский Водоканал"	Московская обл., Щелково городской округ, Щелково г., Заречная ул., 137	1,845	1,710	1,616	1,853	1,552	5,551
МФТИ	Московская обл., Долгопрудный городской округ, Долгопрудный г., Научный пер., 5	2,560	2,580	2,427	2,493	2,184	4,731
ОАО "Мосстройпластмасс"	Московская обл., Мытищи городской округ, Мытищи г., Силикатная ул.	5,287	4,637	5,193	5,834	5,638	10,584
ОАО "Караваево"	Московская обл., Богородский городской округ, Ногинск г., Караваево	2,236	2,037	2,007	2,065	2,010	3,954
ОАО "Завод Микропровод"	Московская обл., Подольск городской округ, Подольск г., Бронницкая ул., 3	2,472	2,362	2,417	2,257	1,227	3,664
ОАО "ЗЭЛТА-ТВ"	Московская обл., Талдомский городской округ, Запрудня пгт, Ленина ул., 1	2,580	2,276	2,310	2,472	2,134	4,784
ОАО "Ивнить"	Московская обл., Ивантеевка г., Заречная ул., 1	5,488	4,843	4,775	5,619	5,329	11,051
АО "Мебельная компания "Шатура"	Московская обл., Шатура городской округ, Шатура г., Ботинский пр., 37	7,090	6,133	6,146	6,311	5,612	12,09
АО "НПО Стеклопластик"	Московская обл., Солнечногорский р-н, пос. Андреевка, стр. 3-А	4,413	4,042	4,135	4,276	4,638	8,511
ОАО "Раменский ГОК"	Московская обл., Раменский городской округ, Еганово дер., б/н	3,350	2,930	2,982	2,928	3,263	6,016
ОАО "Раменский текстиль"	Московская обл. Раменское г. Карла Маркса ул. 5	1,772	1,777	1,788	1,977	1,597	4,408
ООО "ЧРЗ"	Московская обл., Чехов городской округ, Чехов г., Чехова ул., 20Б	3,296	3,285	2,825	2,579	2,026	4,89
ОАО ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНО-МЕХАНИЧЕСКИЙ ЗАВОД	Московская обл., Химки городской округ, Химки г., Нагорное шоссе, 2	1,553	1,387	1,468	1,606	1,392	2,745
ООО "ЛГ ЭЛЕКТРОНИКС РУС"	Московская обл., Рузский городской округ, Минское шоссе, 86 км	12,432	11,200	11,236	11,679	11,695	26,933
ООО "Международная Алюминиевая Компания"	Московская обл., Павловский Посад городской округ, Павловский Посад г., 1 Мая ул., 105	1,573	1,354	1,518	1,634	1,671	3,988
ООО "МЕГА Белая Дача"	Московская обл., Котельники городской округ, Котельники г., Яничкин пр., 2	11,939	10,462	10,038	9,009	9,209	18,681
ООО "Аккорд Директ Групп"	Московская обл., Климовск г., Индустриальная ул., 11	1,179	1,031	1,175	1,119	1,025	2,098
ООО "Богаевский карьер"	Московская обл., Рузский городской округ	3,103	2,876	3,324	3,744	4,538	2,829
ООО "Бытпласт"	Московская обл., Егорьевский городской округ, Егорьевск г., Смычка ул., 58	1,299	1,183	1,232	1,284	1,289	3,062
ООО "Валио Центр Одинцово"	Московская обл., Одинцовский городской округ, Ершово с., 121	0,717	0,677	0,729	0,764	0,771	1,692
ООО "Винтек Пластик"	Московская обл., Серпухов городской округ, Васильевское дер., 3Б	1,602	1,531	1,640	1,739	1,543	4,059
ООО "ИСРАТЭК С"	Московская обл., Ступино городской округ, Ступино г., Старокаширское шоссе, б/н	3,487	3,207	3,083	3,027	2,960	6,275
ООО "Калорис"	Московская обл., Лосино-Петровский городской округ, Лосино-Петровский г., Первомайская ул., 1 стр. 17	3,290	2,623	2,450	2,550	2,781	6,045
ООО "Керама Марацци"	Московская обл., Ступинский р-н пос. Малино ул. Горького, 37	5,062	5,041	6,273	6,386	6,364	15,097
ООО "Кетра"	Московская обл., Черноголовка городской округ, Черноголовка г., Соединительная ул., 2	1,559	1,444	1,723	1,847	1,743	3,9
ООО "КНАУФ ГИПС"	Московская обл., Красногорск городской округ, Красногорск г., Центральная ул., 139	5,190	4,667	4,531	4,341	4,191	8,257
ООО "ЛИГА Девелопмент"	Московская обл., Химки городской округ, Химки г., Ленинградское шоссе, влад. 5	1,619	1,415	1,364	1,352	1,314	2,762
ООО "ЛОГОПАРК МЕНЕДЖМЕНТ"	Московская обл., Раменский городской округ, Быково пгт, Аэропортовская ул.	6,043	5,600	4,948	4,949	5,264	11,055
ООО "Маревен Фуд Сэнтрал"	Московская обл., Серпухов городской округ, Ивановское дер., б/н	3,206	2,920	3,013	2,852	2,716	5,541
ООО "Марс"	Московская обл., Ступино городской округ, Ступино г., Ситенка ул., 12	6,921	5,416	6,264	6,319	6,615	21,816
ООО "Метадинеа"	Московская обл., Орехово-Зуевский городской округ, Орехово-Зуево г., Дзержинского ул., 34	2,163	2,004	2,164	3,275	3,434	7,493
ООО "Мишлен Русская компания по производству шин"	Московская обл., Орехово-Зуево городской округ, Давыдово дер., Заводская ул., 1	3,774	3,336	3,531	3,481	3,360	6,334
ООО "НАНОТЕКС"	Московская обл., Балашиха городской округ, Соболиха дер., Липовый 1-й пер., вл. 4	1,593	1,267	1,429	1,396	1,367	2,618
ООО "Народный пластик"	Московская обл., Климовск г., Ленина ул., 1	2,655	2,308	2,418	2,347	2,472	6,679
ООО "Ногинский комбинат строительных изделий"	Московская обл., Богородский городской округ, Ногинск г., Бетонная ул., 1	4,579	4,782	4,855	4,749	4,650	10,224
ООО "ОПОЧНО (РУС)"	Московская обл., Щелково городской округ, Фряново р.п., Молодежная ул., 15	1,622	1,595	1,788	1,666	1,653	6,62
ООО "Первый полиграфический комбинат"	Московская обл., Красногорск городской округ, Красногорск г., Циолковского ул., 17	2,775	2,544	2,480	2,314	2,290	4,274
ООО "Пет. Рус."	Московская обл., Богородский городской округ, Большое Буньково дер., Ленинская ул., 126А	6,214	6,000	5,781	6,149	5,623	14,026
ООО "Птицефабрика "Элинар-Бройлер"	Московская обл., Наро-Фоминский городской округ, Новая Ольховка пст	1,993	2,530	4,212	4,600	4,629	9,12
ООО "РоллАгро"	Московская обл., городской округ Пушкинский, Пушкино г., Кудринское шоссе, 2	3,178	3,410	3,742	2,869	3,306	7,7
ООО "РостАгроКомплекс"	Московская обл., городской округ Пушкинский, Братовщина - Ельдигино шоссе, 6 км	2,133	2,027	2,145	2,256	2,329	5,091
ООО РУССКАЯ ПРОМЫШЛЕННАЯ КОМПАНИЯ "ЭЛЬТ"	Московская обл., Красногорск городской округ, Отрадное п/о, Пятницкое шоссе, 7 км	3,747	3,357	3,176	3,009	2,911	6,01
ООО "Склады 104"	Московская обл., Домодедово городской округ, Домодедово г., Белые Столбы мкр., владение "Склады 104"	4,156	3,851	3,228	3,964	3,083	7,898
ООО "Солнечногорский стекольный завод"	Московская обл., Солнечногорск городской округ, Солнечногорск г., Стеклозаводская ул., 1	2,704	2,506	2,504	2,391	2,279	5,167
ООО "СОЮЗ-ИНВЕСТ"	Московская обл., Подольск городской округ, Подольск г., Климовск мкр., Коммунальная ул., 23А	2,193	2,070	1,821	1,980	2,024	4,257
ООО "Тиера"	Московская обл., Мытищи городской округ, Вешки пос.	2,634	2,441	2,834	2,881	2,666	5,613
ООО "Топ Лайн"	Московская обл., Серпухов городской округ, Серпухов г., Северное шоссе, 1	2,127	1,971	2,031	2,196	2,131	4,889
ООО "Трио-Инвест"	Московская обл., Домодедово городской округ, Домодедово г., Центральный мкр., Трио-Инвест-Ям, территория стр. 3	1,741	1,663	1,652	1,373	2,007	8,469
ООО "УРСА Евразия"	Московская обл., Серпухов городской округ, Серпухов г., Московское шоссе, 96	4,690	4,102	4,566	4,073	4,517	9,318
ООО "Фрито Лей Мануфактуринг"	Московская обл., Кашира городской округ, Кашира г., Меженинова ул., 5	3,308	2,954	3,229	3,370	3,566	8,371
ООО "ФЭС"	Московская обл., Люберцы городской округ, Малаховка р.п., Маяковского ул., 18А	1,828	1,721	1,826	1,913	1,707	3,54
ООО "Хухтамаки С.Н.Г"	Московская обл., городской округ Пушкинский, Ивантеевка г., Железнодорожная ул., 1	4,417	4,099	4,202	4,257	4,324	9,422
ООО Производственная компания "Химпэк"	Московская обл., Истра городской округ, Дедовск г., Гагарина ул., 18А	3,875	3,629	3,751	3,791	3,997	8,918
ООО СП "Витраж"	Московская обл., Солнечногорск городской округ, Дурыкино дер., стр. 71С	1,544	1,423	1,670	1,841	1,676	5,209
ООО "Кэн-Пак Завод Упаковки"	Московская обл., Волоколамский р-н, Волоколамск г., Ямская ул., 25	2,164	2,005	2,013	2,059	2,047	4,353
ПАО "ГОФРОН"	Московская обл., Кашира городской округ, Кашира г., Клубная ул., 16	3,946	3,612	3,682	3,663	3,571	7,128

Приложение 2
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Таблица 1

Перечень
ЛЭП 750 - 35 кВ на территории Московской области с данными по срокам эксплуатации по состоянию на 01.01.2021

Диспетчерское наименование ЛЭП	Эксплуатирующая организация	Марка провода/кабеля	Протяженность, км по территории Московской области	Год ввода в эксплуатацию/реконструкции	Срок эксплуатации на 01.01.2021, лет
ЛЭП 750 кВ
ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Грибово	ПАО "ФСК ЕЭС"	5хАС 300/39	56,300	2011	10
ВЛ 750 кВ Опытная - Белый Раст	ПАО "ФСК ЕЭС"	4хАС 600/72	52,387	1967	54
ЛЭП 500 кВ
КВЛ 500 кВ Белый Раст - Бескудниково	ПАО "ФСК ЕЭС"	3*АСО-500, 2XS(FL)2Y 1х2500/265289/500(550)	41,729	1966/1980	55
ВЛ 500 кВ Белый Раст - Западная	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАСО 500	41,153	1966/1991/2008	55
ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАС 330/43	73,05	2012	9
ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС - Трубино	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАСО 500/64	54,671	1973	48
КВЛ 500 кВ Западная - Очаково	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАСО-500, 2XS(FL)2Y 1x2500RMS/300289/500	13,652	1966/2007/2008/2012	55
ВЛ 500 кВ Каскадная - Чагино	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАС 330/43	0,74	1958/1970/2005/2013	63
ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Белый Раст	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАСО 500/64	54,667	1965	56
ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Трубино	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАС 300/39	102,011	1985	36
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Загорская ГАЭС	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАС 400/51	12,670	1973	48
ВЛ 500 кВ Михайловская - Чагино с отпайкой на ПС Калужская	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАС 500/64	97,92	1959	62
ВЛ 500 кВ Михайловская - Новокаширская	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАСО-480	н/д	н/д	н/д
ВЛ 500 кВ Новокаширская - Пахра	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАСО-480/60	103,45	1960	61
ВЛ 500 кВ Ногинск - Владимирская	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАС 500/64	39,625	1955	66
КВЛ 500 кВ Ногинск - Бескудниково	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАСО 332, 2XS(FL)2Y 1х2500/265289/500(550)	74,097	1956/2000	65
ВЛ 500 кВ Ногинск - Каскадная	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАС 330/43	37,675	1958/2013	63
ВЛ 500 кВ Пахра - ТЭЦ-26	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАС 480/60	9,146	1961/1977	60
ВЛ 500 кВ Пахра - Чагино	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАС 480/60	30,000	1963/1982	58
ВЛ 500 кВ Трубино - Владимирская	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАС 500/64	81,576	1956	65
КВЛ 500 кВ Трубино - Бескудниково	ПАО "ФСК ЕЭС"	3хАС-480/60, 2XS(FL)2Y 1х2500/265289/500(550)	32,490	1956/1980	65
ЛЭП 220 кВ
ВЛ 220 кВ Голутвин - Осетр	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/64	37,42	1988	33
ВЛ 220 кВ ГРЭС-3 - Дальняя	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	35,9	1959	62
ВЛ 220 кВ ГРЭС-3 - Ногинск I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	25,6	1963	58
ВЛ 220 кВ ГРЭС-3 - Стачка	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	18,92	1987	34
ВЛ 220 кВ Крона - Пески	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	33,4	1980	41
ВЛ 220 кВ Михайловская - Осетр	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	24,83	1959	62
ВЛ 220 кВ Нежино - Федино	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 300/48	35,1	1959	62
ВЛ 220 кВ Ногинск - Шибаново	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	15	1978	43
ВЛ 220 кВ Пески - Голутвин	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	24,83	1980	41
ВЛ 220 кВ Пески - Федино	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	26,09	1959	62
ВЛ 220 кВ Кроношпан - Стачка	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО 400	9,27	1977	44
ВЛ 220 кВ Шибаново - Кроношпан	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО 400	17,71	1977	44
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Крона	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	53,22	1980	41
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Ногинск	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	84,21	1978	43
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Пески	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	82,7	1984	37
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Шибаново	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	81,61	1978	43
ВЛ 220 кВ Шибаново - Нежино	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	33	1959	62
ВЛ 220 кВ Ярцево - Дальняя	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСУ-400	34,8	1972	49
ВЛ 220 кВ Баскаково - Восточная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,84	1971	50
ВЛ 220 кВ Жулебино - Восточная	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-500	1,77	1953	68
ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино	ПАО "Россети Московский регион"	МП-240	3,31	1936	85
ВЛ 220 кВ Ногинск - Руднево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	39,31	1956	65
ВЛ 220 кВ Руднево - Восточная	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	3,33	1955	66
ВЛ 220 кВ Цагинская I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	20,79	1970	51
ВЛ 220 кВ Цагинская II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	20,8	1970	51
ВЛ 220 кВ ЦАГИ - Руднево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	12,81	1956	65
ВЛ 220 кВ Горенки - Восточная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	6,37	1976	45
ВЛ 220 кВ Трубино - Горенки	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	30,1	1976	45
ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	13,36	1949	72
ВЛ 220 кВ Гулево - Бугры I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/93	41,42	1952	69
ВЛ 220 кВ Гулево - Бугры II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/93	41,2	1951	70
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Голутвин с отпайкой на ПС Сельская	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО 400	37,59	1977/2017	44
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Образцово	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО 400	29,14	1936, 2006	85
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Ока I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 500/64	67,6	1974	47
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Ока II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 500/64	67,6	1974	47
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Ступино	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/51	44,361	1936/2016	85
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Федино	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	72,65	1976	45
ВЛ 220 кВ Лесная - Пахра	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/51	10,56	1986	35
ВЛ 220 кВ Нежино - Федино	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 300/48	3,6	1959	62
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/51	22,639	1936	85
ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСУ 300	81,546	1936, 2006	85
ВЛ 220 кВ Ока - Бугры I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	43,801	1949	72
ВЛ 220 кВ Ока - Бугры II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	43,801	1949	72
ВЛ 220 кВ Пахра - Ступино	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/51	54,64	1936/2016	85
ВЛ 220 кВ Приокская - Бугры	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	47,704	1952	69
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/51	21,916	1938	83
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Нежино I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	68,83	1971	50
ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС - Нежино II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	68,83	1971	50
ВЛ 220 кВ Шибаново - Нежино	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	3,6	1959	62
ВЛ 220 кВ Шипово - Ока	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	13,91	1951	70
ВЛ 220 кВ Бугры - ГТЭС Коломенское	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	59,7	1949	72
ВЛ 220 кВ Пахра - Борисово (Борисовская) с отп.	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	22,8	1934	87
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Гулево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	22,3	1950	71
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Гулево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	20,4	1950	71
ВЛ 220 кВ Цаги - Нежино I цепь (Цагинская I)	ПАО "Россети Московский регион"	АСО 400	14,7	1969	52
ВЛ 220 кВ Цаги - Нежино II цепь (Цагинская II)	ПАО "Россети Московский регион"	АСО 400	14,7	1969	52
ВЛ 220 кВ ЦАГИ - Руднево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	12,81	1956	65
ВЛ 220 кВ Пахра - Мячково	ПАО "Россети Московский регион"	АС-400	22,8
ВЛ 220 кВ Пахра - Стекольная	ПАО "Россети Московский регион"	АС-400	24,5
ВЛ 220 кВ Стекольная - Мячково	ПАО "Россети Московский регион"	АС-400	11,4
ВЛ 220 кВ Дмитров - Темпы I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 300/39	50,46	1983	38
ВЛ 220 кВ Дмитров - Темпы II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 300/39	50,46	1983	38
ВЛ 220 кВ Заря - Ярцево I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51, АС 400/93	19,5	1940/1978/2008	81
ВЛ 220 кВ Заря - Ярцево II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51, АС 400/93	19,5	1940/1978/2008	81
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Радищево I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	43,968	1968	53
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Радищево II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	43,854	1977	44
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	0,56	1966	55
ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	0,56	1966	55
ВЛ 220 кВ Радищево - Шуколово	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/93	42,61	1965	56
ВЛ 220 кВ Угличская ГЭС - Заря I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51, АС 400/93	38,5	1943/1978	78
ВЛ 220 кВ Угличская ГЭС - Заря II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 300/66, АС 400/51	38,5	1942/1978	79
ВЛ 220 кВ Шуколово - Радуга	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51, АС 400/93	17,14	1983/2003	38
ВЛ 220 кВ Ярцево - Новософрино I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСУ 400	30,6	1942/1970	79
ВЛ 220 кВ Ярцево - Новософрино II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/93, АС 300/66	30,6	1939/1970	82
ВЛ 220 кВ Ярцево - Радуга	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/93	37	1982	39
ВЛ 220 кВ Ярцево - Темпы I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	81,75	1962	59
ВЛ 220 кВ Ярцево - Темпы II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	81,75	1962	59
ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино	ПАО "Россети Московский регион"	МП-240	19,45	1939	82
ВЛ 220 кВ Новософрино - Уча	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	26,18	1942	79
ВЛ 220 кВ Радищево - Шуколово	ПАО "Россети Московский регион"	АС400/51	2,77	2003	18
ВЛ 220 кВ Старбеево - Омега I	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	13,66	1986	35
ВЛ 220 кВ Старбеево - Омега II	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	13,66	1986	35
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Хвойная	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	13,232	1975	46
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Уча I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	19,229	1989	32
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Уча II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	17,612	1942	79
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Хвойная	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	12,348	1975	46
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Щедрино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	4,138	1965	56
ВЛ 220 кВ Шуколово - Радуга	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	2,722	2003	18
ВЛ 220 кВ Куркино - ТЭЦ-21 I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-400	8,7	1965	56
ВЛ 220 кВ Куркино - ТЭЦ-21 II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-400	8,7	1965	56
ВЛ 220 кВ Дорохово - Кедрово	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	46,091	1981/2012	40
ВЛ 220 кВ Дровнино - Грибово	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	68,28	1974/2013	47
ВЛ 220 кВ Дровнино - Дорохово	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	65,112	1981/2012	40
ВЛ 220 кВ Латышская - Кедрово	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/93	15,616	1964	57
ВЛ 220 кВ Луч - Шмелево	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/51	44,64	1968	53
ВЛ 220 кВ Метзавод - Кедрово	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/93	30,47	1956	65
ВЛ 220 кВ Метзавод - Латышская	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСУ 400	14,383	1956	65
ВЛ 220 кВ Радищево - Луч	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51	57,372	1977	44
ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/51	77,312	1971	50
ВЛ 220 кВ Шмелево - Грибово	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	50,202	1971/2011	50
ВЛ 220 кВ Встреча - Лесная	ПАО "Россети Московский регион"	АС400/51	15,82	1954	67
ВЛ 220 кВ Кедрово - Встреча	ПАО "Россети Московский регион"	АС400/51	42,65	1954	67
ВЛ 220 кВ Кедрово - Лесная	ПАО "Россети Московский регион"	АС400/51	47,21	1954	67
КВЛ 220 кВ ГРЭС-3 - Ногинск II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	28,3	1959	62
		2XS(FL)2Y-LWL-1X1000RM/235127/220 kV	0,17	2012	9
КВЛ 220 кВ Ногинск - Дальняя	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСУ-400	28,3	1963	58
		2XS(FL)1*1000	0,28	2012	9
КВЛ 220 кВ Баскаково - Парковая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	4,14	1940	81
		HXCHBMK-HF-220-1х1200	0,14	1998	23
КВЛ 220 кВ Парковая - Восточная	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	6,9	1976	45
		HXCHBMK-HF-220-1х1200		1996	25
КВЛ 220 кВ Трубино - ТЭЦ 23	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	21,9	1976	45
		МВДТк 1200		2005	16
КВЛ 220 кВ ТЭЦ 22 - Восточная	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	42	1976	45
		МВДТк 1х1200		1988	33
КВЛ 220 кВ ЦАГИ - Ногинск	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	34,27	1959	62
		2XS(FL) 1х1000	0,13	2007	14
КВЛ 220 кВ Руднево - ТЭЦ 23	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	9,6	1956	65
		МВДТк 1х1200		1988	33
КВЛ 220 кВ Цаги - Ногинск	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400, 2XS(FL) 2Y LWL-1x1000 RMS/235127/220kV	0,13	2012	9
КВЛ 220 кВ Пахра - Чагино	ПАО "Россети Московский регион"	АСО 400 XLPE 1х2000	19	1936	85
КВЛ 220 кВ ТЭЦ 22 - Восточная	ПАО "Россети Московский регион"	АСО 500 МВДТк 1200	1,3	1974	47
КВЛ 220 кВ ТЭЦ 22 - Чагино 10	ПАО "Россети Московский регион"	АС 600 XLPE 1х2000	1,3	1973	48
КВЛ 220 кВ ТЭЦ 22 - Чагино 7, 8	ПАО "Россети Московский регион"	АСО 600 XLPE 1х2000	1,8	1965	56
КВЛ 220 кВ ТЭЦ 22 - Чагино 9	ПАО "Россети Московский регион"	АСО 600 XLPE 1х2000	1,8	1965	56
КВЛ 220 кВ ТЭЦ 26 - Бутово 1 цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400 2XS(FL) 1х1600	3,7	1984	37
КВЛ 220 кВ ТЭЦ 26 - Чертаново 1	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400 2XS(FL) 1х1200	3,94	1981	40
КВЛ 220 кВ ТЭЦ 26 - Чертаново 2	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400 2XS(FL) 1х1200	3,94	1981	40
КВЛ 220 кВ ЦАГИ - Ногинск	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400 2XS(FL) 1х1000	12,5	1959	62
КВЛ 220 кВ Западная - Герцево I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51,	0,88	2008	13
		HXCHBMK-H4F 1x2000/220 кВ	0,5
КВЛ 220 кВ Западная - Герцево II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51,	0,88	2008	13
		HXCHBMK-H4F 1x2000/220 кВ	0,42
КВЛ 220 кВ Западная - Куркино	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51,		2008	13
		HXCHBMK-H4F 1x2000/220 кВ	0,465
КВЛ 220 кВ Западная - Пенягино	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51,
		HXCHBMK-H4F 1x2000/220 кВ	0,445
КВЛ 220 кВ Западная - Радищево	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51, HXCHBMK-H4F 1x2000/220 кВ	14,59	2008	13
КВЛ 220 кВ Омега - Сигма I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51, FXLJ 1х2000	1,76	1987/2012	34
КВЛ 220 кВ Омега - Сигма II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51, FXLJ 1х2000	1,76	1987/2012	34
КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51, 2XS(FL) 1х2000	54,622	1987/2012	34
КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС 400/51, 2XS(FL) 1х2000	54,64	1987/2012	34
КВЛ 220 кВ Западная - Куркино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	4,67	1965	56
		HXCHBMK-HF-220-1x2000	0,21
КВЛ 220 кВ Западная - Пенягино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	2,502	1966	55
		HXCHBMK-HF-220-1x2000	0,1
КВЛ 220 кВ Западная - Радищево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	45,939	1965	56
		HXCHBMK-H4F 1x2000/220 кВ	0,179
КВЛ 220 кВ Красногорская - Ильинская I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	6,857	1954	67
		НХСНВМК-4F 1х1200/265	0,087
КВЛ 220 кВ Куркино - Герцево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/22	1,974	2007	14
		XLPE 1х1200	0,126
КВЛ 220 кВ Левобережная - Старбеево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	8,694	1977	44
		HXCHBMK-4F1x1200	0,324
КВЛ 220 кВ Левобережная - Старбеево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51 HXCHBMK-4F 1x1200	8,694	1977	44
КВЛ 220 кВ Очаково - Красногорская	ПАО "Россети Московский регион"	АС400/51	3,944	1956	65
		НХСНВМК-HF-220-1х2000	2,344
КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Бабушкин	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	4,66	1975	46
		2XS(FL) 1х2000	2,176
КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Бутырки с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС500/64	6,3	2007	14
		2XS(FL) 2Y-1200	2	2007
КВЛ 220 кВ Ильинская - Герцево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-400 НХСНВМК-4F 1х1200/265		1957	64
КВЛ 220 кВ Ильинская - Герцево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-400 НХСНВМК-4F 1х1200/265		2011	10
КВЛ 220 кВ Омега - Сигма I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-4002XS(FL) 1х2000		2012	9
КВЛ 220 кВ Омега - Сигма II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-4002XS(FL) 1х2000		2012	9
КВЛ 220 кВ Дорохово - Слобода I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/64	73	2012	9
		N 2XS(FL)2Y 1x2000RMS 210/127/220	7,2	2012	9
КВЛ 220 кВ Дорохово - Слобода II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/64	73	2012	9
		N 2XS(FL)2Y 1x2000RMS 210/127/220	7,2	2012	9
КВЛ 220 кВ Западная - Слобода I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/51 HXCHBMK-HF-220-1x2000/303	27,996	2008/2012	13
		2XS(FL)2Y-1*2000RMS/210127*220kV	8,4
КВЛ 220 кВ Западная - Слобода II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/51 HXCHBMK-HF-220-1x2000/303	27,996	2008/2012	50
		2XS(FL)2Y-1*2000RMS/210127*220kV	8,4
КВЛ 220 кВ Кедрово - Котово	ПАО "ФСК ЕЭС"	АСО-400	11,281	1971/2014	50
			4,72	2014	7
КВЛ 220 кВ Котово - Бугры	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС0-400/51	12,889	1971/2014	50
			39,81	2014	7
КВЛ 220 кВ Очаково - Красногорская	ПАО "ФСК ЕЭС"	HXCHBMK-H4F 1x1600/300220 kV HXCHBMK-H4F 1x2000/300220 kV	2,885	2012	9
КВЛ 220 кВ Очаково - Подушкино	ПАО "ФСК ЕЭС"	(F)2XS (FL)2Y+1x1600RMS/300+2x4MM127/220 (245)kV; (F)2XS (FL)2Y+1x2000RMS/300+2x4MM127/220 (245)kV; HXCHBMK-H4F 1x2000/300220 kV	2,846	2012	9
КВЛ 220 кВ Слобода - Шмелево	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-400/51 2XS(FL)2Y-1*2000RMS/210	8,43	2008	13
КВЛ 220 кВ ТЭС Лыково - Сколково	ПАО "ФСК ЕЭС"	HXCHBMK-H4F 1x2000/300220 kV; HXCHBMK-H4F 1x1600/300220 kV	2,595	2012	9
КВЛ 220 кВ ТЭС Лыково - Сколково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51 НХСНВМК-4F-1х1600	10,359	2006	15
КВЛ 220 кВ Нововнуково - Встреча I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51, АС 500/27	10,525	1956	65
		FXLJ 1х1200	3,445	1956	65
КВЛ 220 кВ Нововнуково - Встреча II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51, АС 500/27	10,575	1956	65
		FXLJ 1х1200	3,395	1956	65
КВЛ 220 кВ Очаково - Красногорская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51 НХСНВМК-HF-220-1х2000	10,35	2006	15
КВЛ 220 кВ Очаково - Подушкино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 500/27 2ХS2Y-LWL 1х1600	5,855	1956	65
КВЛ 220 кВ Подушкино - Нововнуково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 500/27, АС 400/51	3,716	1956	65
		FXLJ 1х1200		2010	11
КВЛ 220 кВ Слобода - Шмелево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 400/51	51,5	1967	54
		2XS(FL) 2Y-1х2000	8,43	2008	13
КВЛ 220 кВ Союз - Нововнуково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 500/27, НХСНВМК 1х2000, 2XS(FL) 2Y-LWL 1х1200/210-127/220 кВ	9,439	1956	65
КЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Хлебниково I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	2XS(FL) 2Y-1x1200RMS/300	12,308	2008	13
КЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Хлебниково II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	2XS(FL) 2Y-1x1200RMS/300	13,504	2008	13
КЛ 220 кВ Очаково - Союз	ПАО "ФСК ЕЭС"	HXCHBMK-H4F 1x2000/300220kV Prysmian (F)2XS(FL)2Y+1x1600RMS/300+2x4MM127/220(245)kV Nexans	2,864	2012	9
КЛ 220 кВ Сколково - Очаково	ПАО "ФСК ЕЭС"	HXCHBMK-H4F 1x2000/300220kV Prysmian и HXCHBMK-H4F 1x1600/300220kV Prysmian	3,031	2012	9
КЛ 220 кВ Восточная - Абрамово N 1	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	0.15	1976	45
		2XS(FL)1х1200	10.166	2007	14
КЛ 220 кВ Восточная - Абрамово N 2	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	0.13	1976	45
		2XS(FL)1х1200	10.145	2007	14
ЛЭП 110 кВ
ВЛ 110 кВ Авсюнино - Вокзальная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,96	1989	32
ВЛ 110 кВ Анциферово - Нежино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,78	1965	56
ВЛ 110 кВ Анциферово - Нежино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,78	1965	56
ВЛ 110 кВ Бакунино - Голутвин	ПАО "Россети Московский регион"	М 70	13	1930	91
ВЛ 110 кВ Бакунино - Суворово	ПАО "Россети Московский регион"	М 70	12,8	1930	91
ВЛ 110 кВ Белоомут - Есенино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,73	2008	13
ВЛ 110 кВ Бережки - Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,66	1966	55
ВЛ 110 кВ Берендино - Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	17,7	1966	55
ВЛ 110 кВ Боровое - Городок	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,71	1980	41
ВЛ 110 кВ Боровое - ГРЭС-3	ПАО "Россети Московский регион"	АС-1501-16, МГ-9517-67	14,9	1957	64
ВЛ 110 кВ Бронницы - Виноградово с отпайкой на ПС Фаустово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	15,05	1961	60
ВЛ 110 кВ Бронницы - Старт с отпайкой на ПС Фаустово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	13,97	1961	60
ВЛ 110 кВ Бруски - Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	АС 300/39	11,48	2010	11
ВЛ 110 кВ Булгаково - Кудиново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,48	1993	28
ВЛ 110 кВ Булгаково - Шульгино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,64	1985	36
ВЛ 110 кВ Вешняковская С (резервная)	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	1,2	1938	83
ВЛ 110 кВ Вешняковская Ю (резервная)	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	1,2	1938	83
ВЛ 110 кВ Водовод - Усад	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,34	1986	35
ВЛ 110 кВ Вокзальная - Куровская	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	8,66	1989	32
ВЛ 110 кВ Гавриловская - Алпатьево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,98	1959	62
ВЛ 110 кВ Голутвин - Бочманово I цепь с отпайкой на ПС Сосны	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,09	1974	47
ВЛ 110 кВ Голутвин - Бочманово II цепь с отпайкой на ПС Сосны	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,09	1974	47
ВЛ 110 кВ Голутвин - Городна	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	22,13	1959	62
ВЛ 110 кВ Голутвин - Ива	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	30,94	1959	62
ВЛ 110 кВ Голутвин - Митяево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,6	1977	44
ВЛ 110 кВ Голутвин - Митяево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,3	1977	44
ВЛ 110 кВ Голутвин - Рубин	ПАО "Россети Московский регион"	М-95	27,9	1929	92
ВЛ 110 кВ Городна - Луховицы	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	18,29	1959	62
ВЛ 110 кВ Городок - ГРЭС 3	ПАО "Россети Московский регион"	М 95	16,85	1957	64
ВЛ 110 кВ Гребнево - Орбита	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,6	1971	50
ВЛ 110 кВ Гребнево - Райки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,3	1971	50
ВЛ 110 кВ Гребнево - Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	0,78	1980	41
ВЛ 110 кВ Гуслица - Анциферово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,7	1974	47
ВЛ 110 кВ Двойня - Бережки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,99	1966	55
ВЛ 110 кВ Демихово - Шарово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,8	1969	52
ВЛ 110 кВ Дулево - Ликино	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150, МГ-95	9,5	1928	93
ВЛ 110 кВ Дятлово - Узуново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	23,4	1988	33
ВЛ 110 кВ Егорьевск - Сирена	ПАО "Россети Московский регион"	М-95, АС-150/24	3,2	1932	89
ВЛ 110 кВ Загорново - Бронницы тяговая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	15,05	1961	60
ВЛ 110 кВ Запутное - Мисцево	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	13,64	1988	33
ВЛ 110 кВ Ногинск - Затишье I цепь (Затишье Северная)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	7,025	1956	65
ВЛ 110 кВ Ногинск - Затишье II цепь (Затишье Южная)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	7,182	1956	65
ВЛ 110 кВ Затишье - Павлово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,315	1957	64
ВЛ 110 кВ Затишье - Павлово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,167	1957	64
ВЛ 110 Измайлово - Восточная I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	1,4	1938	83
ВЛ 110 кВ Измайлово - Восточная II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	1,4	1938	83
ВЛ 110 кВ Истодники - Алпатьево	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	22,4	1959	62
ВЛ 110 кВ Истомкино - Глухово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	7,37	1971	50
ВЛ 110 кВ Истомкино - Захарово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,34	1971	50
ВЛ 110 кВ Истомкино - Кашино с отпайкой на ПС Ельня	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,27	1972	49
ВЛ 110 кВ Истомкино - Монино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	19,61	1991	30
ВЛ 110 кВ Истомкинская I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	6,24	1991	30
ВЛ 110 кВ Истомкинская II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-240	6,5	1960	61
ВЛ 110 кВ Карьер - Непецино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,74	2012	9
ВЛ 110 кВ Карьер - Суворово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,18	2012	9
ВЛ 110 кВ Кашино - Дроздово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,51	1994	27
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Клишино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	14,26	1994	27
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Малино	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	17,44	1950	71
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Озеры	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	14,26	1994	27
ВЛ 110 кВ ГРЭС-3 - Водовод	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	23,1	1989	32
ВЛ 110 кВ ГРЭС-3 - Демихово	ПАО "Россети Московский регион"	АС-120, АС-150	21,2	1953	68
ВЛ 110 кВ Клепики - Мох	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,53	1972	49
ВЛ 110 кВ Клишино - Зарайск	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	22,1	1994	27
ВЛ 110 кВ Коломна - Голутвин I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 185/24	6,3	1995	26
ВЛ 110 кВ Коломна - Голутвин II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 185/24	6,3	1995	26
ВЛ 110 кВ Коломна - Чанки	ПАО "Россети Московский регион"	АСКС150/34	3,8	1975	46
ВЛ 110 кВ Коломна - Тепловозная I цепь с отпайкой на ПС Щурово	ПАО "Россети Московский регион"	АС-120	4,4	1960	61
ВЛ 110 кВ Коломна - Тепловозная II цепь с отпайкой на ПС Щурово	ПАО "Россети Московский регион"	АС-120	4,4	1960	61
ВЛ 110 кВ Ногинск - Электросталь I цепь (Краматорская I)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,53	1955	66
ВЛ 110 кВ Ногинск - Электросталь II цепь Краматорская II)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,48	1955	66
ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	39,88	2011	10
ВЛ 110 кВ Кудиново - Минеральная с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	27,16	1971	50
ВЛ 110 кВ Кудиново - Шульгино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,62	1960	61
ВЛ 110 кВ Кудиново - Электроугли	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,37	1971	50
ВЛ 110 кВ Куровская - Анциферово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,06	1974	47
ВЛ 110 кВ Куровская - Гуслица	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,4	1978	43
ВЛ 110 кВ Ларино - Алпатьево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	21,1	1959	62
ВЛ 110 кВ Ларино - Гавриловская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	25,2	1959	62
ВЛ 110 кВ Ларино - Ива	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,8	1959	62
ВЛ 110 кВ Ликино - Экситон	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	18,74	1987	34
ВЛ 110 кВ Ловцы - Белоомут	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,91	2006	15
ВЛ 110 кВ Ловцы - Радовицы	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	34,24	2006	15
ВЛ 110 кВ Лопатино - Берендино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,94	1964	57
ВЛ 110 кВ Лопатино - Комплекс I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,6	1976	45
ВЛ 110 кВ Лопатино - Комплекс II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,6	1976	45
ВЛ 110 кВ Луховицы - Ларино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,4	1959	62
ВЛ 110 кВ Макеево - Житово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,48	1988	33
ВЛ 110 кВ Макеево - Маслово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	16,29	1988	33
ВЛ 110 кВ Малаховка - Минеральная	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	9,42	1925	96
ВЛ 110 кВ Минеральная - Некрасовка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,37	1995	26
ВЛ 110 кВ Минеральная - Прогресс	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	4,11	1983	38
ВЛ 110 кВ Мисцево - Куровская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,13	1990	31
ВЛ 110 кВ Митяево - Дизель I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,12	1979	42
ВЛ 110 кВ Митяево - Дизель II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,12	1979	42
ВЛ 110 кВ Мишеронь - Ун/дол с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	21,88	1983	38
ВЛ 110 кВ Нежино - Бисерово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,35	1980	41
ВЛ 110 кВ Нежино - Бисерово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,35	1980	41
ВЛ 110 кВ Нежино - Виноградово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	25,12	1966	55
ВЛ 110 кВ Нежино - Гжель	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,43	1965	56
ВЛ 110 кВ Нежино - Донино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,43	1965	56
ВЛ 110 кВ Нежино - Старт	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	21,15	1966	55
ВЛ 110 кВ Некрасовка - Кучино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	7,72	1979	42
ВЛ 110 кВ Ногинск - Боровое I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,39	1957	64
ВЛ 110 кВ Ногинск - Боровое II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,32	1957	64
ВЛ 110 кВ Ногинск - Дуговая II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 185/24	11,14	1963	58
ВЛ 110 кВ Ногинск - Дуговая III цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 185/24	10,94	1963	58
ВЛ 110 кВ Ногинск - Монино с отпайкой на ПС Ельня	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	25,02	1991	30
ВЛ 110 кВ Ногинск - Черноголовка с отпайкой на ПС Глухово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	39,6	1967	54
ВЛ 110 кВ Ногинск - Шерна с отпайкой на ПС Захарово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	37,7	1958	63
ВЛ 110 кВ Ногинск - Шульгино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	22,56	1955	66
ВЛ 110 кВ Озеры - Рубин	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,07	1985	36
ВЛ 110 кВ Орбита - Монино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,25	1971	50
ВЛ 110 кВ Орбита - Монино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,25	1971	50
ВЛ 110 кВ Орехово - Гребчиха	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	31,48	2002	19
ВЛ 110 кВ Орехово - Демихово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,39	1969	52
ВЛ 110 кВ Орехово - Зуево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,23	1962	59
ВЛ 110 кВ Орехово - Шарово с отпайкой на ПС Карболит	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,64	1969	52
ВЛ 110 кВ Осетр - Дятлово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,98	1988	33
ВЛ 110 кВ Осетр - Зарайск	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,83	1974	47
ВЛ 110 кВ Осетр - Ларино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	26,94	1989	32
ВЛ 110 кВ Осетр - Ларино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	27	1989	32
ВЛ 110 кВ Осетр - Маслово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	18,4	1931	90
ВЛ 110 кВ Осетр - Пурлово с отпайкой на ПС 110 кВ Степная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	34,8	1988	33
ВЛ 110 кВ Пески - Азотная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	16,08	1976	45
ВЛ 110 кВ Пески - Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,86	1974	47
ВЛ 110 кВ Пески - Лопатино	ПАО "Россети Московский регион"	АСКС150/24	26,8	1969	52
ВЛ 110 кВ Пески - Неверово	ПАО "Россети Московский регион"	АСКС150/24	11,56	1976	45
ВЛ 110 кВ Пески - Серная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,62	1983	38
ВЛ 110 кВ Пески - Суворово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,58	1983	38
ВЛ 110 кВ Пески - Суворово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,58	1983	38
ВЛ 110 кВ Пески - Фабричная	ПАО "Россети Московский регион"	АСКС150/24	23,1	1933	88
ВЛ 110 кВ Прогресс - Некрасовка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	6,04	1983	38
ВЛ 110 кВ Радовицы - Двойня	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	29,46	1993	28
ВЛ 110 кВ Радовицы - Мох	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	18,97	1960	61
ВЛ 110 кВ Райки - Орбита	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	4,6	1971	50
ВЛ 110 кВ Рошаль - Мишеронь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	11,59	1983	38
ВЛ 110 кВ Рошаль Восточная с отпайкой	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24, АС-185	25,35	1979	42
ВЛ 110 кВ Рошаль Западная с отпайкой	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24, АС-185	25,35	1979	42
ВЛ 110 кВ Рыбное - Алпатьево	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	22,40	1959	62
ВЛ 110 кВ Сетовка - Непецино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,68	1966	55
ВЛ 110 кВ Сирена - Кукшево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	5,50	1971	50
ВЛ 110 кВ Сирена - Кукшево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	5,50	1971	50
ВЛ 110 кВ Сирена - Ткач I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	7,50	1971	50
ВЛ 110 кВ Сирена - Ткач II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	М 70	7,50	1959	62
ВЛ 110 кВ Софрино - Фрязино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	19,05	2000	21
ВЛ 110 кВ Спортивная - Авсюнино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	24,23	1988	33
ВЛ 110 кВ Спортивная - Запутная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,98	1988	33
ВЛ 110 кВ Стачка - Водовод I цепь с отпайкой на ПС Крутое	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,83	1958	63
ВЛ 110 кВ Стачка - Водовод II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,55	1986	35
ВЛ 110 кВ Стачка - Демихово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,43	1987	34
ВЛ 110 кВ Стачка - Крутое с отпайкой на ПС Зуево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,05	1987	34
ВЛ 110 кВ Стачка - Орехово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,49	1962	59
ВЛ 110 кВ Стачка - Орехово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,26	1962	59
ВЛ 110 кВ Стачка - Орехово N 3 с отпайкой на ПС Карболит	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	9,64	1987	34
ВЛ 110 кВ Стачка - Санино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,19	1986	35
ВЛ 110 кВ Суворово - Шиферная I цепь с отпайкой на ПС Колыберово	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	4,6	1960	61
ВЛ 110 кВ Суворово - Шиферная II цепь с отпайкой на ПС Колыберово	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	4,6	1960	61
ВЛ 110 кВ Тимохово - Булгаково I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,53	1985	36
ВЛ 110 кВ Тимохово - Булгаково II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,47	1979	42
ВЛ 110 кВ Трубино - Алмазово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	20,27	1975	46
ВЛ 110 кВ Трубино - Гребнево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,17	1972	49
ВЛ 110 кВ Трубино - Гребнево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,17	1972	49
ВЛ 110 кВ Трубино - Жегалово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,7	1971	50
ВЛ 110 кВ Трубино - Жегалово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,32	1971	50
ВЛ 110 кВ Трубино - Костино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,97	1975	46
ВЛ 110 кВ Трубино - Фрязино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,75	1971	50
ВЛ 110 кВ Трубино - Фрязино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,75	1971	50
ВЛ 110 кВ Трубино - Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,75	1971	50
ВЛ 110 кВ Туменская - Суворово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	35,95	2011	10
ВЛ 110 кВ Туменская - Яганово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	21,45	2011	10
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-29 - Тимохово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,95	1979	42
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-29 - Тимохово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,91	1979	42
ВЛ 110 кВ Фабричная - Лопатино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,9	1964	57
ВЛ 110 кВ Федино - Азотная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 185/24	3,35	1974	47
ВЛ 110 кВ Федино - Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	АСКС150/24	10,02	1974	47
ВЛ 110 кВ Федино - Лопатино	ПАО "Россети Московский регион"	АСКС150/24	18,06	1976	45
ВЛ 110 кВ Федино - Неверово	ПАО "Россети Московский регион"	АСКС150/24	6,81	1976	45
ВЛ 110 кВ Федино - Рыболово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	19	1959	62
ВЛ 110 кВ Федино - Серная	ПАО "Россети Московский регион"	АСКС150/24	20,59	1976	45
ВЛ 110 кВ Федино - Шиферная I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8	1974	47
ВЛ 110 кВ Федино - Шиферная II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8	1974	47
ВЛ 110 кВ Фосфоритная - Пески	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	25,55	2013	8
ВЛ 110 кВ Фосфоритная - Сирена	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,84	1970	51
ВЛ 110 кВ Фрязино - Гранит I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	19,07	1977	44
ВЛ 110 кВ Фрязино - Гранит II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	19,25	1977	44
ВЛ 110 кВ Чанки - Пески	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	27,4	1929	92
ВЛ 110 кВ Черноголовка - Дальняя I цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	28,94	1969	52
ВЛ 110 кВ Черноголовка - Дальняя II цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	39,32	1969	52
ВЛ 110 кВ Черусти - Кривандино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	22,59	1960	61
ВЛ 110 кВ Черусти - Новомезиново с отпайкой на ПС Ильичево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,46	1960	61
ВЛ 110 кВ Шарово - Ликино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,42	1966	55
ВЛ 110 кВ Шарово - Ликино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,41	1966	55
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Бруски	ПАО "Россети Московский регион"	АС-300/39	31,7	1928	93
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Гребчиха	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	23,9	1940	81
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Дулево с отпайкой на ПС Губино	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	45,9	1929	92
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Кривандино	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	13,27	1960	61
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Рошаль I цепь с отпайкой на ПС Ботино	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	н/д	1991	30
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Спортивная I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	2,3	1991	30
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Спортивная II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	2,3	1991	30
ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Экситон с отпайкой на ПС Губино	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/25	63,22	1928	93
ВЛ 110 кВ Шерна - Черноголовка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	16,14	1984	37
ВЛ 110 кВ Шибаново - Афанасово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,86	1977	44
ВЛ 110 кВ Шибаново - Дружба	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,77	1983	38
ВЛ 110 кВ Шибаново - Дуговая I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,89	1963	58
ВЛ 110 кВ Шибаново - Дуговая II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,89	1963	58
ВЛ 110 кВ Шибаново - Павлово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,88	1977	44
ВЛ 110 кВ Шибаново - Павлово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,88	1980	41
ВЛ 110 кВ Шибаново - ТЭЦ-29 I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,08	1979	42
ВЛ 110 кВ Шибаново - ТЭЦ-29 II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,08	1979	42
ВЛ 110 кВ Шибаново - Электросталь I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,01	1963	58
ВЛ 110 кВ Шибаново - Электросталь II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	16,97	1963	58
ВЛ 110 кВ Шульгино - Дроздово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,7	1994	27
ВЛ 110 кВ Экситон - Афанасово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,37	1982	39
ВЛ 110 кВ Экситон - Дружба	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,75	1982	39
ВЛ 110 кВ Электроугли - Малаховка с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,42	1971	50
ВЛ 110 кВ Апаренки - Гоголево с отпайкой на ПС Каширская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,39	1981	40
ВЛ 110 кВ Барыбино - Пахра	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	35,42	1984	37
ВЛ 110 кВ Бирюлево - Битца	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,6	1972	49
ВЛ 110 кВ Богатищево - Пурлово с отпайкой на ПС Глубокое	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	42,94	1975	46
ВЛ 110 кВ Бор - Добрыниха с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	33,35	1956	65
ВЛ 110 кВ Бор - Лужники с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	57,94	1951	70
ВЛ 110 кВ Бронницы - Загорново с отпайкой на БСК (ВЛ 110 кВ Бронницкая с отпайкой)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120	17,41	1979	42
ВЛ 110 кВ Бронницы - Нащекино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	16,9	1986	35
ВЛ 110 кВ Бронницы тяговая - Гжель	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	15	1960	61
ВЛ 110 кВ Бугры - Ваулово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,5	1988	33
ВЛ 110 кВ Бугры - Ваулово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,7	1988	33
ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I цепь с отпайкой на ПС Венюково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	19,03	1967	54
ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня II цепь с отпайкой на ПС Венюково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	19,38	1967	54
ВЛ 110 кВ Бугры - Полиграф	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,9	1971	50
ВЛ 110 кВ Бугры - Столбовая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/25	24	1971	50
ВЛ 110 кВ Ваулово - Кресты с отпайкой на ПС Вороново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,8	1964	57
ВЛ 110 кВ Ваулово - Лебедево с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,9	1964	57
ВЛ 110 кВ Взлетная - Хомутово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,5	1983	38
ВЛ 110 кВ Видное - Пахра	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,93	1927	94
ВЛ 110 кВ Видное - Расторгуево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,2	1927	94
ВЛ 110 кВ Гжель - Донино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	21	1965	56
ВЛ 110 кВ Гулево - Бор I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14	1951	70
ВЛ 110 кВ Гулево - Бор II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14	1951	70
ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя (резервная)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	5,8	1984	37
ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	5,8	1984	37
ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I цепь с отпайкой на ПС Шепчинки	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	2,7	1978	43
ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск II цепь с отпайкой на ПС Шепчинки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,7	1978	43
ВЛ 110 кВ Гулево - Рощинская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,7	1984	37
ВЛ 110 кВ Гулево - Северово I с отпайкой на ПС Климовская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,3	1964	57
ВЛ 110 кВ Гулево - Северово II с отпайкой на ПС Климовская	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	13,3	1964	57
ВЛ 110 кВ Добрыниха - Столбовая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,9	1988	33
ВЛ 110 кВ Донино - Цаги I цепь с отпайкой на ПС Раменская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	14,9	1963	58
ВЛ 110 кВ Донино - Цаги II цепь с отпайкой на ПС Раменская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	14,9	1984	37
ВЛ 110 кВ Дятлово - Узуново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,13	1987	34
ВЛ 110 кВ Жилево - Ляхово	ПАО "Россети Московский регион"	М 95	44,6	1981	40
ВЛ 110 кВ ЦАГИ - Жуковская I (Жуковская I)	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-300	2,4	1975	46
ВЛ 110 кВ ЦАГИ - Жуковская II (Жуковская II)	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-300	2,4	1975	46
ВЛ 110 кВ Загорново - Бронницы тяговая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	4,7	1984	37
ВЛ 110 кВ Заповедник - Пущино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	13,8	1927	94
ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	36,2	1930	91
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Алеево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	18,6	1939	82
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Жилево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	26,54	1934	87
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Клишино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	14,26	1994	27
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Малино	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	17,44	1950	71
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Мордвес	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	32,74	1932	89
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Ожерелье I цепь с отпайкой на ПС Сорокино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	16,4	1953	68
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Ожерелье II цепь с отпайкой на ПС Сорокино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,5	1953	68
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Озеры	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	14,26	1994	27
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Сидорово с отпайкой на ПС Марс	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	42,28	1934	87
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Стрелецкая I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС240/32	6,04	1976	45
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Стрелецкая II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС240/32	6,04	1976	45
ВЛ 110 кВ Красково - Болятино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	8,51	1973	48
ВЛ 110 кВ Красково - Лыткарино с отпайкой на ПС Дзержинская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	20,26	1963	58
ВЛ 110 кВ Красково - Мячково с отпайкой на ПС Дзержинская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	18,41	1963	58
ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	20,2	1958	63
ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя (резервная)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	7,7	1957	64
ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,7	1957	64
ВЛ 110 кВ Лаговская - Никоново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,73	1931	90
ВЛ 110 кВ Никоново - Столбовая	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	6,77	1931	90
ВЛ 110 кВ Лопасня - Гришенки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8	1930	91
ВЛ 110 кВ Лопасня - Талеж I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,6	1989	32
ВЛ 110 кВ Лопасня - Талеж II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,6	1989	32
ВЛ 110 кВ Лужники - Головлинка I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,39	1976	45
ВЛ 110 кВ Лужники - Головлинка II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,39	1976	45
ВЛ 110 кВ Лужники - Добрыниха с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	54,61	1956	65
ВЛ 110 кВ Лыткарино - Болятино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,43	1982	39
ВЛ 110 кВ Лыткарино - Болятино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	5,43	1982	39
ВЛ 110 кВ Ляхово - Новодомодедово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	37	1930	91
ВЛ 110 кВ Малаховка - Болятино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	10,9	1995	26
ВЛ 110 кВ Малаховка - Болятино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	10,9	1995	26
ВЛ 110 кВ Малаховка - Минеральная с отпайкой на ПС Овражки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	3,6	1989	32
ВЛ 110 кВ Михайловская - Пурлово I цепь с отпайкой на ПС Якимовская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	32,05	1985	36
ВЛ 110 кВ Михайловская - Пурлово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	30,8	1985	36
ВЛ 110 кВ Мячково - Лыткарино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	1,34	1963	58
ВЛ 110 кВ Новодомодедово - Рощинская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,8	1964	57
ВЛ 110 кВ Новодомодедово - Санаторная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14	1963	58
ВЛ 110 кВ Нащекино - Барыбино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	18,81	1988	33
ВЛ 110 кВ Нащекино - Барыбино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	18,81	1988	33
ВЛ 110 кВ Нежино - Гжель	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	4,4	1965	56
ВЛ 110 кВ Нежино - Донино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	16,7	1965	56
ВЛ 110 кВ Чистая - Красково I цепь с отпайкой на ПС Томилино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	9,16	1963	58
ВЛ 110 кВ Чистая - Красково II цепь с отпайкой на ПС Томилино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	9,16	1963	58
ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	6,78	1963	58
ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	6,78	1963	58
ВЛ 110 кВ Ожерелье - Богатищево с отпайкой на ПС Топканово	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/АС120	20,23	1975	46
ВЛ 110 кВ Ожерелье - Пурлово с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	61,95	1975	46
ВЛ 110 кВ Ожерелье - Пятницкая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,97	1929	92
ВЛ 110 кВ Ока - Калиново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	9,8	1940	81
ВЛ 110 кВ Ока - Калугино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,1	1982	39
ВЛ 110 кВ Ока - Калугино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,1	1982	39
ВЛ 110 кВ Ока - Компрессорная с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,7	1977	44
ВЛ 110 кВ Ока - Лазарево с отпайкой на ПС Дворики	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,9	1978	43
ВЛ 110 кВ Ока - Протвино (резервная)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	15,2	1964	57
ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,8	1940	81
ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,5	1930	91
ВЛ 110 кВ Осетр - Пурлово с отпайкой на ПС Степная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	30,3	1987	34
ВЛ 110 кВ Пахра - Апаренки с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	18,64	1921	100
ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	22,8	1934	87
ВЛ 110 кВ Пахра - Грач	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,28	1964	57
ВЛ 110 кВ Пахра - Новодомодедово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,3	1963	58
ВЛ 110 кВ Пахра - Новодомодедово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,3	1963	58
ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,1	1964	57
ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отпайкой на ПС Новоцементная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,8	1964	57
ВЛ 110 кВ Пахра - Сырово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,18	1964	57
ВЛ 110 кВ Пахра - Яковлево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	20,2	1956	65
ВЛ 110 кВ Полиграф - Добрыниха	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,2	1971	50
ВЛ 110 кВ Пурлово - Узуново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	25,35	1987	34
ВЛ 110 кВ Пущино - Таруса I	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/19	17	1957	64
ВЛ 110 кВ Пущино - Таруса II	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/19	17	1957	64
ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск	ПАО "Россети Московский регион"	М 70	20,82	1929	92
ВЛ 110 кВ Расторгуево - Пахра	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,36	1927	94
ВЛ 110 кВ Рыболово - Нащекино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	26,98	1959	62
ВЛ 110 кВ Сабурово - Видное I цепь с отпайкой на ПС Каширская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,1	1927	94
ВЛ 110 кВ Сабурово - Видное II цепь с отпайкой на ПС Сенная	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	6,1	1927	94
ВЛ 110 кВ Донино - Сафоново I цепь (Сафоновская I)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,52	1963	58
ВЛ 110 кВ Донино - Сафоново II цепь (Сафоновская II)	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	6,52	1963	58
ВЛ 110 кВ Серпухов - Заповедник с отпайкой на ПС Компрессорная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,7	1927	94
ВЛ 110 кВ Сидорово - Барыбино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	25,68	1922	99
ВЛ 110 кВ Сидорово - Взлетная с отпайкой на ПС Транспортная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	41,9	1934	87
ВЛ 110 кВ Сидорово - Малино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	26,86	1997	24
ВЛ 110 кВ Стрелецкая - Пущино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	44,4	1928	93
ВЛ 110 кВ Тишково - Пахра с отпайкой на ПС Транспортная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	63,4	1951	70
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Алеево	ПАО "Россети Московский регион"	М 95	3,18	1950	71
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Крутыши	ПАО "Россети Московский регион"	АС240/39	3,71	1950	71
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Лужники I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	1,91	1951	70
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Лужники II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,82	1951	70
ВЛ 110 кВ Сидорово - ТЭЦ-17	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	29,14	1922	99
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Тишково с отпайкой на ПС Марс	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	7,58	1934	87
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Красково N 3-4 с отпайкой на Т-60Р2	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	7,45	1962	59
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Красково N 5-6 с отпайкой на Т-60Р1	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/39	7,45	1962	59
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Нефтезавод I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	0,25	1963	58
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Нефтезавод II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	0,25	1963	58
ВЛ 110 кВ Федино - Рыболово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	6,55	1959	62
ВЛ 110 кВ Хомутово - Новодомодедово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,25	1987	34
ВЛ 110 кВ ЦРП-I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	2,48	1937	84
ВЛ 110 кВ ЦРП-II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	2,48	1937	84
ВЛ 110 кВ Чагино - Болятино с отпайкой на ПС Котельники	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	13,23	1952	69
ВЛ 110 кВ Чагино - Юбилейная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	1,6	1977	44
ВЛ 110 кВ Электроугли - Малаховка с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	6,4	1925	96
ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отпайкой на ПС Котельники	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	4,9	1952	69
ВЛ 110 кВ Яганово - Малино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	8,08	1994	27
отпайка на ПС Санаторная от ВЛ 110 кВ Барыбино - Пахра с отпайкой на ПС Санаторная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,05	1984	37
отпайка на ПС Венюково от ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I цепь с отпайкой на ПС Венюково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	1,98	1967	54
отпайка на ПС Венюково от ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня II цепь с отпайкой на ПС Венюково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	1,98	1967	54
отпайка на ПС Шепчинки от ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	1,4	1978	43
отпайка на ПС Шепчинки от ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	1,4	1978	43
отпайка на ПС Климовская от ВЛ 110 кВ Гулево - Северово I цепь с отпайкой на ПС Климовская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	1,1	1964	57
отпайка на ПС Климовская от ВЛ 110 кВ Гулево - Северово II цепь с отпайкой на ПС Климовская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	1,1	1964	57
отпайка на ПС Раменская от ВЛ 110 кВ Донино - ЦАГИ I цепь с отпайкой на ПС Раменская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,06	1963	58
отпайка на ПС Раменская от ВЛ 110 кВ Донино - ЦАГИ II цепь с отпайкой на ПС Раменская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,06	1963	58
отпайка на ПС Пролетарий от ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,7	1930	91
отпайка на ПС Дзержинская от ВЛ 110 кВ Красково - Лыткарино с отпайкой на ПС Дзержинская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,16	1963	58
отпайка на ПС Дзержинская от ВЛ 110 кВ Красково - Мячково с отпайкой на ПС Дзержинская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,22	1963	58
отпайка на ПС Овражки от ВЛ 110 кВ Малаховка - Минеральная с отпайкой на ПС Овражки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,1	1989	32
отпайка на ПС Томилино от ВЛ 110 кВ Некрасовка - Красково I цепь с отпайками на ПС Чистая, ПС Томилино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,06	1963	58
отпайка на ПС Чистая от ВЛ 110 кВ Некрасовка - Красково I цепь с отпайками на ПС Чистая, ПС Томилино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,44	1963	58
отпайка на ПС Томилино от ВЛ 110 кВ Некрасовка - Красково II цепь с отпайками на ПС Чистая, ПС Томилино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,06	1963	58
отпайка на ПС Чистая от ВЛ 110 кВ Некрасовка - Красково II цепь с отпайками на ПС Чистая, ПС Томилино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,44	1963	58
отпайка на ПС Дворики от ВЛ 110 кВ Ока - Компрессорная с отпайками на ПС Дворики, ПС Лазарево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,14	1963	58
отпайка на ПС Лазарево от ВЛ 110 кВ Ока - Компрессорная с отпайками на ПС Дворики, ПС Лазарево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	1,8	1963	58
отпайка на ПС Дворики от ВЛ 110 кВ Ока - Лазарево с отпайка на ПС Дворики	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,12	1978	43
отпайка на ПС Ям от ВЛ 110 кВ Пахра - Апаренки с отпайками на ПС Ям, ПС Коксогаз	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,55	1921	100
отпайка на ПС Коксогаз от ВЛ 110 кВ Пахра - Апаренки с отпайками на ПС Ям, ПС Коксогаз	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240	0,8	1921	100
отпайка на ПС Коксогаз от ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками на ПС Ям, ПС Коксогаз	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240	1,3	1934	87
отпайка на ПС Ям от ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками на ПС Ям, ПС Коксогаз	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	1,5	1934	87
отпайка на ПС Новоцементная от ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отпайкой на ПС Новоцементная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	5,7	1964	57
отпайка на ПС Молоково от ВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отпайками на ПС Молоково, ПС Кварц	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	4,26	1956	65
отпайка на ПС Кварц от ВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отпайками на ПС Молоково, ПС Кварц	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,05	1956	65
отпайка на ПС Компрессорная от ВЛ 110 кВ Серпухов - Заповедник с отпайкой на ПС Компрессорная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	2,19	1927	94
отпайка на ПС Транспортная от ВЛ 110 кВ Сидорово - Взлетная с отпайкой на ПС Транспортная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 185	0	1994	27
отпайка на ПС N Новоцементная от ВЛ 110 кВ Сырово - Красногорка I цепь с отпайкой на ПС Новоцементная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	4,3	1964	57
отпайка на ПС Транспортная от ВЛ 110 кВ Тишково - Пахра с отпайкой на ПС Транспортная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 185	0	1994	27
отпайка на ПС Котельники от ВЛ 110 кВ Чагино - Болятино с отпайкой на ПС Котельники	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,05	1952	69
отпайка на ПС Овражки от ВЛ 110 кВ Электроугли - Малаховка с отпайкой на ПС Овражки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,1	1925	96
отпайка на ПС Молоково от ВЛ 110 кВ Яковлево - Тураево с отпайками на ПС Кварц, ПС Молоково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	4,26	1956	65
отпайка на ПС Кварц от ВЛ 110 кВ Яковлево - Тураево с отпайками на ПС Кварц, ПС Молоково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150	0,05	1956	65
ВЛ 110 кВ Нежино - Бисерово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	4,1	1979/2008	42
ВЛ 110 кВ Нежино - Бисерово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	4,1	1979/2008	42
ВЛ 110 кВ Анциферово - Нежино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,78	1965	56
ВЛ 110 кВ Анциферово - Нежино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,78	1965	56
ВЛ 110 кВ Нежино - Старт	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	21,15	1966	55
ВЛ 110 кВ Нежино - Виноградово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	25,12	1966	55
ВЛ 110 кВ Бронницы - Виноградово с отпайкой на ПС Фаустово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	15,05	1961	60
ВЛ 110 кВ Бронницы - Старт с отпайкой на ПС Фаустово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	13,97	1961	60
ВЛ 110 кВ Сырово - Красногорка I цепь с отпайкой на ПС Новоцементная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,3	1976	45
ВЛ 110 кВ Сырово - Красногорка II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,3	1976	45
ВЛ 110 кВ Красногорка - Гавриково I цепь с отпайкой на ПС Щербинка	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	17,2	1977	44
ВЛ 110 кВ Красногорка - Гавриково II цепь с отпайкой на ПС Щербинка	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	17,2	1977	44
ВЛ 110 кВ Туменская - Яганово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	21,45	2011	10
ВЛ 110 кВ Алабушево - Голубая I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	7,807	1979	42
ВЛ 110 кВ Алабушево - Голубая II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	7,807	1979	42
ВЛ 110 кВ Алабушево - Поварово	ПАО "Россети Московский регион"	АС240/32	11,865	1951	70
ВЛ 110 кВ Ангелово - Октябрьская I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,726	2007	14
ВЛ 110 кВ Ангелово - Октябрьская II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,444	2007	14
ВЛ 110 кВ Бужаниново - Арсаки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,585	1960	61
ВЛ 110 кВ Бужаниново - Ярославская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	10,19	1961	60
ВЛ 110 кВ Бутаково - Бурцево I цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	4,734	1959	62
ВЛ 110 кВ Бутаково - Бурцево II цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	4,934	1959	62
ВЛ 110 кВ Бутаково - Старбеево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,145	1977	44
ВЛ 110 кВ Бутаково - Старбеево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,074	1977	44
ВЛ 110 кВ Вербилки - Дмитров	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	38,307	1955	66
ВЛ 110 кВ Вербилки - Талдом II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	36,173	1955	66
ВЛ 110 кВ Вихрево - Чирково	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	4,085	1952	69
ВЛ 110 кВ Дмитров - Игнатово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,272	1988	33
ВЛ 110 кВ Дмитров - Игнатово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,271	1988	33
ВЛ 110 кВ Заря - Кунья I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,18	1965	56
ВЛ 110 кВ Заря - Кунья II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,18	1965	56
ВЛ 110 кВ Заря - Полевая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,889	1965	56
ВЛ 110 кВ Заря - Смолино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,273	1965	56
ВЛ 110 кВ Зеленоградская - Мамонтовская с отпайкой на ПС Флагман	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,302	1972	49
ВЛ 110 кВ Икша - Белый Раст I цепь с отпайкой на ПС Трудовая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,456	1952	69
ВЛ 110 кВ Икша - Белый Раст II цепь с отпайкой на ПС Трудовая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,436	1952	69
ВЛ 110 кВ Икша - Белый Раст N 3	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,208	1967	54
ВЛ 110 кВ Клин - Круг I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	35,206	1984	37
ВЛ 110 кВ Клин - Круг II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	35,207	1984	37
ВЛ 110 кВ Клязьма - Пушкино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	5,5	1964	57
ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	11,615	1964	57
ВЛ 110 кВ Константиново - Игнатово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,408	1988	33
ВЛ 110 кВ Константиново - Игнатово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,4	1988	33
ВЛ 110 кВ Константиново - Юрьево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,639	1988	33
ВЛ 110 кВ Константиново - Юрьево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,63	1988	33
ВЛ 110 кВ Красногорская - Нахабино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС240/32	12,579	1958	63
ВЛ 110 кВ Красногорская - Нахабино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС240/32	12,582	1958	63
ВЛ 110 кВ Красногорская - Павшино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	6,03	1937	84
ВЛ 110 кВ Красногорская - Строгино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/39	4,858	1982	39
ВЛ 110 кВ Красногорская - Строгино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/39	4,858	1982	39
ВЛ 110 кВ Красногорская - Рублево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,776	1951	70
ВЛ 110 кВ Красногорская - Рублево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,776	1951	70
ВЛ 110 кВ Кунья - Реммаш I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,449	1965	56
ВЛ 110 кВ Кунья - Реммаш II с отпайкой на ПС Верхняя	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,627	1965	56
ВЛ 110 кВ Луговая - Белый Раст с отпайкой на ПС Аксаково	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	21,39	1968	53
ВЛ 110 кВ Луговая - Шереметьево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,236	1999	22
ВЛ 110 кВ Новософрино - Софрино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,225	1964	57
ВЛ 110 кВ Новософрино - Софрино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,191	1964	57
ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча с отпайкой на ПС Флагман	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	7,782	1984	37
ВЛ 110 кВ Менделеево - Эра с отпайкой на ПС Время	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	29,099	1968	53
ВЛ 110 кВ Мцыри - Алабушево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	12,285	1981	40
ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,645	1975	46
ВЛ 110 кВ Новософрино - Вихрево с отпайкой на ПС Лешково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	18,995	1954	67
ВЛ 110 кВ Новософрино - Зеленоградская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,94	1958	63
ВЛ 110 кВ Новософрино - Хотьково с отпайкой на ПС Лешково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	24,479	1968	53
ВЛ 110 кВ Новософрино - Яхрома I цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	42,39	1955	66
ВЛ 110 кВ Новософрино - Яхрома II цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	42,35	1955	66
ВЛ 110 кВ Октябрьская - Омега	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,406	1960	61
ВЛ 110 кВ Октябрьская - Эра	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,252	1952	69
ВЛ 110 кВ Омега - Эра I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,109	1973	48
ВЛ 110 кВ Омега - Эра II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,109	1973	48
ВЛ 110 кВ Орево - Перемилово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	15,642	1936	85
ВЛ 110 кВ Орево - Экран	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	25,309	1936	85
ВЛ 110 кВ Пионерская I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,124	1959	62
ВЛ 110 кВ Пионерская II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,124	1959	62
ВЛ 110 кВ Планерная - Октябрьская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	12,847	2010	11
ВЛ 110 кВ Планерная - Подрезково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	8,609	1961	60
ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Подлипки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	0,935	1965	56
ВЛ 110 кВ Подрезково - Октябрьская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	8,173	1961	60
ВЛ 110 кВ Подсосино - Загорск	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,061	1952	69
ВЛ 110 кВ Подсосино - Хотьково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,395	1954	67
ВЛ 110 кВ Пушкино - Роса	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,185	1971	50
ВЛ 110 кВ Радищево - Клин I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС240/32	21,315	1957/2015	6
ВЛ 110 кВ Радищево - Клин II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС240/32	21,315	1957/2015	6
ВЛ 110 кВ Радищево - Ямуга I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	26,64	1982	39
ВЛ 110 кВ Радищево - Ямуга II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	26,64	1982	39
ВЛ 110 кВ Решетниково - Клин I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	25,477	1957	64
ВЛ 110 кВ Решетниково - Клин II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	25,481	1957	64
ВЛ 110 кВ Север I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	0,325	2006	15
ВЛ 110 кВ Север II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	0,325	2006	15
ВЛ 110 кВ Сенеж - Осиновка I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	9,363	1970	51
ВЛ 110 кВ Сенеж - Осиновка II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	9,342	1970	51
ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС120/19	14,426	1973	48
ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево II цепь с отпайкой на ПС Ожогино	ПАО "Россети Московский регион"	АС120/19	14,472	1957	64
ВЛ 110 кВ Смена - Бужаниново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,838	2006	15
ВЛ 110 кВ Смена - Загорск	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	7,068	1978	43
ВЛ 110 кВ Сокольники - Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	7,046	1953	68
ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Белый Раст I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	35,528	2006	15
ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Белый Раст II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	35,537	2006	15
ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Поварово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,079	2006	15
ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Поварово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,779	2006	15
ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Радищево с отпайкой на ПС Ожогино	ПАО "Россети Московский регион"	АС120/19	16,276	1957	64
ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Сенеж	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	1,829	1957	64
ВЛ 110 кВ Софрино - Фрязино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	19,045	2000	21
ВЛ 110 кВ Старбеево - Аэропорт I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	7,693	1978	43
ВЛ 110 кВ Старбеево - Аэропорт II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	7,364	1978	43
ВЛ 110 кВ Старбеево - Бурцево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	1,442	1985	36
ВЛ 110 кВ Старбеево - Бурцево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АСО-400	1,442	1985	36
ВЛ 110 кВ Старбеево - Планерная I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	1,613	2009	12
ВЛ 110 кВ Старбеево - Планерная II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	1,6	2009	12
ВЛ 110 кВ Талдом I - Талдом II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	0,45	1955	66
ВЛ 110 кВ Темпы - Волга "Восточная" с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150, АС-120, АС-185, АС-240	15,952	1996	25
ВЛ 110 кВ Темпы - Волга "Западная" с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150, АС-120, АС-185, АС-240	15,985	1936	85
ВЛ 110 кВ Темпы - Дубна I с отпайкой на ПС Сестра	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	20,565	1954	67
ВЛ 110 кВ Темпы - Дубна II с отпайкой на ПС Сестра	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	20,575	1954	67
ВЛ 110 кВ Темпы - Талдом I с отпайкой на ПС Юркино II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	27,712	1955	66
ВЛ 110 кВ Темпы - Талдом II с отпайкой на ПС Юркино II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	30,093	1955	66
ВЛ 110 кВ Темпы - Экран	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	14,633	1936	85
ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма I цепь с отпайкой на ПС Речная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,883	1975	46
ВЛ 110 кВ Трубино - Клязьма II цепь с отпайкой на ПС Речная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,775	1975	46
ВЛ 110 кВ Трубино - Костино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,111	1972	49
ВЛ 110 кВ Уча - Жостово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	11,6	2007	14
ВЛ 110 кВ Уча - Роса	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	6,605	1982	39
ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	М 95	2,405	1940	81
ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	М 95	2,382	1940	81
ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки N 3 с отпайкой на ПС Колонцово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,476	1953	68
ВЛ 110 кВ Чирково - Загорск	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	0,95	1952	69
ВЛ 110 кВ Шереметьево - Белый Раст	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	21,27	1968	53
ВЛ 110 кВ Юрьево - Темпы I цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	50,078	1971	50
ВЛ 110 кВ Юрьево - Темпы II цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	50,033	1971	50
ВЛ 110 кВ Ямуга - Решетниково I цепь с отпайкой на ПС Зеркальная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,42	1999	22
ВЛ 110 кВ Ямуга - Решетниково II цепь с отпайкой на ПС Зеркальная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,429	1999	22
ВЛ 110 кВ Ярцево - Полевая с отпайкой на ПС Смолино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	27,578	1968	53
ВЛ 110 кВ Ярцево - Хотьково I цепь с отпайкой на ПС Желтиково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,503	1970	51
ВЛ 110 кВ Ярцево - Хотьково II цепь с отпайкой на ПС Желтиково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,503	1970	51
ВЛ 110 кВ Ярцево - Ярославская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	27,287	1966	55
ВЛ 110 кВ Ярцево - Смена I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,6	1970	51
ВЛ 110 кВ Ярцево - Смена II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,6	1970	51
ВЛ 110 кВ Яхрома - Дмитров	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,592	1955	66
ВЛ 110 кВ Яхрома - Перемилово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,49	1936	85
ВЛ 110 кВ Яхрома - Перемилово (резервная)	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	1,437	1936	85
отпайка на ПС Флагман от ВЛ 110 кВ Зеленоградская - Мамонтовская с отпайкой на ПС Флагман	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	3,65	2016	5
отпайка на ПС Флагман от ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча с отпайкой на ПС Флагман	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	3,65	2016	5
отпайка на ПС Ожогино от ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево II цепь с отпайкой на ПС Ожогино	ПАО "Россети Московский регион"	АС-120	2,4	1957	64
отпайка на ПС Ожогино от ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Радищево с отпайкой на ПС Ожогино	ПАО "Россети Московский регион"	АС-120	2,4	1957	64
отпайка от ВЛ 110 кВ Темпы - Волга "Восточная" с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС150	1,635	1996	25
отпайка от ВЛ 110 кВ Темпы - Волга "Восточная" с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС150	0,64	1996	25
отпайка от ВЛ 110 кВ Темпы - Волга "Западная" с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС150	1,648	1936	85
отпайка от ВЛ 110 кВ Темпы - Волга "Западная" с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС150	0,604	1936	85
отпайка от ВЛ 110 кВ Темпы - Талдом II цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС-120	2,93	1955	66
отпайка от ВЛ 110 кВ Темпы - Талдом II цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС-120	2,93	1955	66
отпайка от ВЛ 110 кВ Юрьево - Темпы I цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС-70	5,315	1971	50
отпайка от ВЛ 110 кВ Юрьево - Темпы I цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС-70	9,061	1971	50
отпайка от ВЛ 110 кВ Юрьево - Темпы I цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС-70	2,998	1971	50
отпайка от ВЛ 110 кВ Юрьево - Темпы II цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС-70	5,3015	1971	50
отпайка от ВЛ 110 кВ Юрьево - Темпы II цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС-70	9,06	1971	50
отпайка от ВЛ 110 кВ Юрьево - Темпы II цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС-70	3	1971	50
отпайка на ПС Зеркальная от ВЛ 110 кВ Ямуга - Решетниково I цепь с отпайкой на ПС Зеркальная	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	3,5	1999	22
отпайка на ПС Зеркальная от ВЛ 110 кВ Ямуга - Решетниково II цепь с отпайкой на ПС Зеркальная	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	3,5	1999	22
ВЛ 110 кВ Бородино - Дровнино с отпайкой на ПС Хващевская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	33,2	1973	48
ВЛ 110 кВ Волоколамск - Панфиловская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,24	1957	64
ВЛ 110 кВ Волоколамск - Сычи с отпайкой на ПС Анино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	21,78	1988	33
ВЛ 110 кВ Вяземы - Дарьино с отпайкой на ПС Соловьево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	16,112	2007	14
ВЛ 110 кВ Голицыно - Звенигород I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	24,7	1967	54
ВЛ 110 кВ Голицыно - Звенигород II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	24,7	1967	54
ВЛ 110 кВ Голицыно - Встреча I цепь с отпайкой на ПС Железнодорожная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,484	2006	15
ВЛ 110 кВ Голицыно - Встреча II цепь с отпайкой на ПС Железнодорожная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	15,484	2006	15
ВЛ 110 кВ Голицыно - Вяземы	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	2,682	2007	14
ВЛ 110 кВ Грибово - Волоколамск I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	5,42	1962	59
ВЛ 110 кВ Грибово - Волоколамск II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	5,42	1962	59
ВЛ 110 кВ Грибово - Газовая I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	4,2	1962	59
ВЛ 110 кВ Грибово - Газовая II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/39	4,2	1962	59
ВЛ 110 кВ Грибово - Лидино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	39,25	1959	62
ВЛ 110 кВ Грибово - Лотошино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	30,1	1979	42
ВЛ 110 кВ Грибово - Лотошино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	29,87	1979	42
ВЛ 110 кВ Грибово - Сычи	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	27,46	1988	33
ВЛ 110 кВ Грибово - Шаховская I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	23,9	1972	49
ВЛ 110 кВ Грибово - Шаховская II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	23,9	1972	49
ВЛ 110 кВ Дарьино - Успенская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,002	1989	32
ВЛ 110 кВ Дедово - Духанино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	24	1958	63
ВЛ 110 кВ Духанино - Манихино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,5	1958	63
ВЛ 110 кВ Ивановская - Манихино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	7,34	1967	54
ВЛ 110 кВ Ивановская - Манихино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	7,34	1967	54
ВЛ 110 кВ Кедрово - Наро-Фоминск I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	14,25	1966	55
ВЛ 110 кВ Кедрово - Наро-Фоминск II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	14,25	1966	55
ВЛ 110 кВ Кубинка - Ивановская I цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	43,2	1967	54
ВЛ 110 кВ Кубинка - Ивановская II цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	43,2	1967	54
ВЛ 110 кВ Кубинка - Кедрово I цепь с отпайками на ПС Кольцевая, Акулово, Нароосаново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	24,95	1954	67
ВЛ 110 кВ Кубинка - Кедрово II цепь с отпайками на ПС Кольцевая, Акулово, Нароосаново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	24,95	1954	67
ВЛ 110 кВ Кубинка - Мухино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	19,4	1954	67
ВЛ 110 кВ Кубинка - Сухарево с отпайкой на ПС Тучково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	38,07	1954	67
ВЛ 110 кВ Кубинская I цепь с отпайкой на ПС Сушкинская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19, АС 240/32	18,74	1952	69
ВЛ 110 кВ Кубинская II цепь с отпайкой на ПС Сушкинская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19, АС 240/32	18,74	1952	69
ВЛ 110 кВ Кукарино - Лидино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	34,31	1959	62
ВЛ 110 кВ Лидино - Руза	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	20,9	2003	18
ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	12,33	1959	62
ВЛ 110 кВ Луч - Полянка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,16	1959	62
ВЛ 110 кВ Макарово - Кукарино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,69	1991	30
ВЛ 110 кВ Можайск - Бородино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	22,72	1955	66
ВЛ 110 кВ Можайск - Верея I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	20,64	1988	33
ВЛ 110 кВ Можайск - Верея II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	20,64	1988	33
ВЛ 110 кВ Можайск - Макарово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	3,7	1959	62
ВЛ 110 кВ Можайск - Шевардино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	26,96	1955	66
ВЛ 110 кВ Можайск - Шелковка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	21,6	1955	66
ВЛ 110 кВ Мухино - Можайск с отпайкой на ПС Тучково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	33,71	1955	66
ВЛ 110 кВ Наро-Фоминск - Мишуково I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,87	1954	67
ВЛ 110 кВ Наро-Фоминск - Мишуково II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	17,99	1954	67
ВЛ 110 кВ Наро-Фоминск - Селятино I с отпайками на ПС Бекасово, Кузнецово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	14,55	1954	67
ВЛ 110 кВ Наро-Фоминск - Селятино II с отпайками на ПС Бекасово, Кузнецово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	14,41	1954	67
ВЛ 110 кВ Одинцово - Отрадное	ПАО "Россети Московский регион"	АС 300/39	2,08	2007	14
ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	21,09	2007	14
ВЛ 110 кВ Полянка - Манихино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,88	1959	62
ВЛ 110 кВ Румянцево - Чисмена с отпайкой на ПС Давыдково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	24,72	1959	62
ВЛ 110 кВ Румянцево - Ядрошино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,39	1959	62
ВЛ 110 кВ Селятино - Встреча I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	8,19	1966	55
ВЛ 110 кВ Селятино - Встреча II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	8,19	1966	55
ВЛ 110 кВ Слобода - Дедово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,63	1958	63
ВЛ 110 кВ Созвездие - Мишуково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	10,98	1954	67
ВЛ 110 кВ Сухарево - Руза I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/19	23,23	1986	35
ВЛ 110 кВ Сухарево - Руза II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/19	23,14	1986	35
ВЛ 110 кВ Сухарево - Шелковка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	17,98	1955	66
ВЛ 110 кВ Шевардино - Дровнино с отпайкой на ПС Хващевская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	30,31	1973	48
ВЛ 110 кВ Ядрошино - Пернатово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	6,51	1958	63
КВЛ 110 кВ Ногинск - Истомкино I цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-240,
		2XS(FL) 2Y 1x1000 RM/23564/110kV	0,215	2015	6
КВЛ 110 кВ Ногинск - Истомкино II цепь	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-240,
		2XS(FL) 2Y 1x1000 RM/23564/110kV	0,185	2015	6
КВЛ 110 кВ Ногинск - Монино с отпайкой на ПС Ельня	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-150,
		2XS(FL) 2Y 1x1000 RM/23564/110kV	0,205	2015	6
КВЛ 110 кВ Ногинск - Шульгино	ПАО "ФСК ЕЭС"	АС-150,
		2XS(FL) 2Y 1x1000 RM/23564/110kV	0,18	2015	6
КВЛ 110 кВ Алмазово - Горенки с отпайкой на ПС Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	11,4	1975/2005	16
		ПвПу2гх1000/265-64/110	0,3
КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	М-95, АС-150	5	1946/2007	14
		АПвПу 1х350	0	1988	33
КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	М-95, АС-150	5	1946/2007	14
		АПвПу 1х350		1988	33
КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150, М-95 ПвПу2г1х630	10,3	1946/2002	19
КВЛ 110 кВ Восточная - Некрасовка с отпайкой на ПС Ясная	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	12	1946/2006	15
		М-95, ПвПу2г1х630	1,4
КВЛ 110 кВ Восточная - Черкизово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150, М-95	2,1	1938/2006	15
		МНСА 1х270	0,9	1942	79
КВЛ 110 кВ Восточная - Черкизово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150, М-95	2,1	1938/2006	15
		МНСА 1х270	0,9	1942	79
КВЛ 110 кВ Горенки - Кислородная I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-240	4,32	2008	13
		N 2XS (FL)2Y1х1200/265-64/110	0,1	1963	58
КВЛ 110 кВ Горенки - Кислородная II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-240	4,32	2008	13
		N 2XS (FL)2Y1х1200/265-64/110	0,1	1963	58
КВЛ 110 кВ Дроздово - Горенки I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	МГ-95, АС-150	9,8	2003	18
		ПвПу2г1х1000(гж)/265ов-64/110 кВ	0,1	1940/2009	12
КВЛ 110 кВ Дроздово - Горенки II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	МГ-95, АС-150	9,8	2003	18
		ПвПу2г1х1000(гж)/265ов-64/110 кВ	0,1	1940/2009	12
КВЛ 110 кВ Кислородная - Жегалово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	7,6	1994	27
		АПвПу 1х350		2000	21
КВЛ 110 кВ Кислородная - Жегалово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	7,6	1994	27
		АПвПу 1х350		2000	21
КВЛ 110 кВ Костино - Горенки с отпайкой на ПС Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150/24	16,2	1975	46
		ПвПу2гх1000	5,5	2005	16
КВЛ 110 кВ Мячково - Тураево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	2,57	1963	58
КВЛ 110 кВ Мячково - Тураево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	2,57	1963	58
КВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	41,16	1956	65
КВЛ 110 кВ Яковлево - Тураево с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	42,5	1956	65
КВЛ 110 кВ Фетищево - Щапово	ПАО "Россети Московский регион"	АС-240/39	7,21	2012	9
		ПвПу 2гх1000	0,05	2012
КВЛ 110 кВ Лебедево - Фетищево	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	25,31	2012	9
		ПвПу 2гх1000	0,05	2012
КВЛ 110 кВ Костино - Горенки с отпайкой на ПС Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	5,09	1972	49
КВЛ 110 кВ Хлебниково - Долгопрудная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,687	1969	52
КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,542	1969	52
КВЛ 110 кВ Бакеево - Мцыри	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,976	1974	47
				1974
КВЛ 110 кВ Бакеево - Сигма	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	7,229	1974	47
КВЛ 110 кВ Герцево - Павшино с отпайкой на ПС Трикотажная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,745	1937	84
КВЛ 110 кВ Омега - Бакеево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,66	1974	47
				1974	47
КВЛ 110 кВ Омега - Бакеево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32	3,65	1974	47
				1974	47
КВЛ 110 кВ Сигма - Алабушево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	4,041	1973	48
КВЛ 110 кВ Сигма - Алабушево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,293	1983	38
КВЛ 110 кВ Сигма - Менделеево	ПАО "Россети Московский регион"	АС240/32	4,474	1982	39
КВЛ 110 кВ Сигма - Сенеж	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	26,583	1986	35
КВЛ 110 кВ Сигма - Эра с отпайкой на ПС Время	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	27,389	1987	34
КВЛ 110 кВ Ангелово - Герцево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150 2XS(FL) 2Y1х1400RMS/265	4,4	2009	12
КВЛ 110 кВ Ангелово - Герцево II цепь с отпайкой на ПС Трикотажная	ПАО "Россети Московский регион"	АС-240	25,7	2009	12
		2XS(FL) 2Y1х1400RMS/265
КВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,424	1958; 1998/2008	63
КВЛ 110 кВ Уча - Долгопрудная	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150 (АС-120, АПвПу2г 1х630(гж)/265ов-64/110 кВ)	25,905
КВЛ 110 кВ Голицыно - Полет с отпайкой на ПС Соловьево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32, ПвПу2г 1х630	19,5	2007	14
КВЛ 110 кВ Дарьино - Полет	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32, ПвПу2г 1х630	15,912	2007	14
КВЛ 110 кВ Дарьино - Усово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24, АС 240/32	4,7	1964	57
КВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	7,6	1958	63
КВЛ 110 кВ Немчиновка - Барвиха I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24, 2XS(FL) 2Y 1х800	6,2	1934	87
КВЛ 110 кВ Немчиновка - Барвиха II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24, 2XS(FL) 2Y 1х800	6,2	1934	87
КВЛ 110 кВ Одинцово - Дарьино с отпайкой на ПС Усово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 240/32, АС 150/24, 2XS(FL) 2Y 1х1200 RMS	13,154	2007	14
КВЛ 110 кВ Одинцово - Полет	ПАО "Россети Московский регион"	АС 300/39, ПвПу2г 1х630	6,482	2007	14
КВЛ 110 кВ Отрадное - Полет	ПАО "Россети Московский регион"	АС 300/39, ПвПу2г 1х630	4,496	2007	14
КВЛ 110 кВ Очаково - Одинцово I цепь с отпайкой на ПС Мамоново	ПАО "Россети Московский регион"	477-T16 HAWK, 2XS(FL)H+ 1x1200 RMS/23564/110 kV, 2XS(FL) 2Y 1х1200, 2XS(FL) 2Y 1х1400	5,678	1992	29
КВЛ 110 кВ Слобода - Дедово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,7	1958	63
КВЛ 110 кВ Очаково - Одинцово II цепь с отпайкой на ПС Мамоново	ПАО "Россети Московский регион"	477-T16 HAWK, 2XS(FL)H+ 1x1200 RMS/23564/110 kV, 2XS(FL) 2Y 1х1200, 2XS(FL) 2Y 1х1400	5,843	1992	29
КВЛ 110 кВ Рублево - Барвиха I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,12	1984	37
КВЛ 110 кВ Рублево - Барвиха II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,12	1984	37
КЛ 110 кВ Дуговая - Прокат N 1	ПАО "Россети Московский регион"	3-МСАВУ-1х150	21,9	1976	45
КЛ 110 кВ Дуговая - Прокат N 2	ПАО "Россети Московский регион"	3-МСАВУ-1х150	2	1976	45
КЛ 110 кВ Рублево - Сетунь N 1	ПАО "Россети Московский регион"	FXLJ 1х1200	8,5	1962/2009	59
КЛ 110 кВ Рублево - Сетунь N 2	ПАО "Россети Московский регион"	FXLJ 1х1200	8,5	1962/2009	59
ЛЭП 35 кВ
ВЛ 35 кВ Акрихин - Кудиново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	7,14	1960	61
ВЛ 35 кВ Большой Двор - Буньково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	5,98	1969	52
ВЛ 35 кВ Ботино - Долгуша	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	11,27	1995	26
ВЛ 35 кВ Ботино - Керва	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,85	1995	26
ВЛ 35 кВ Ботино - Крушина I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	13,88	1988	33
ВЛ 35 кВ Ботино - Крушина II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	13,88	1988	33
ВЛ 35 кВ Ботино - Туголес I с отпайкой на ПС Поля - Насосные	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	16,85	1986	35
ВЛ 35 кВ Ботино - Туголес II с отпайкой на ПС Поля - Насосные	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	16,8	1986	35
ВЛ 35 кВ Васютино - Красный Угол	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	12,81	2004	17
ВЛ 35 кВ Глебово - Голубино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	8,4	1952	69
ВЛ 35 кВ Голубино - Горелово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	13,46	1952	69
ВЛ 35 кВ Городищи - Монино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	7,07	1957	64
ВЛ 35 кВ Гранит - Огуднево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,73	1981	40
ВЛ 35 кВ Гранит - Огуднево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,73	1981	40
ВЛ 35 кВ Двойня - Гридино I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	22,02	1974	47
ВЛ 35 кВ Двойня - Гридино II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	22,02	1974	47
ВЛ 35 кВ Двойня - Михали I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	9,24	1974	47
ВЛ 35 кВ Двойня - Михали II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	9,24	1974	47
ВЛ 35 кВ Двойня - Починки I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	14,88	1981	40
ВЛ 35 кВ Двойня - Починки II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	14,88	1981	40
ВЛ 35 кВ Дединово - Пойма	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/72	8,1	1967	54
ВЛ 35 кВ Дединово - Сельниково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	8,73	1967	54
ВЛ 35 кВ Дрезна - Ликино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6	1953	68
ВЛ 35 кВ Дубки - Красный Угол	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	14,41	2004	17
ВЛ 35 кВ Дубровка - Добрая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	9,43	1952	69
ВЛ 35 кВ Егорьевск - Пичурино I с отпайкой на ПС Тепличная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	11,69	1970	51
ВЛ 35 кВ Егорьевск - Пичурино II с отпайкой на ПС Тепличная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	11,67	1970	51
ВЛ 35 кВ Ельня - Храпуново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	11,18	1997	24
ВЛ 35 кВ Жаворонки - Сетовка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	14,2	1983	38
ВЛ 35 кВ Жаворонки - Степановская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	3,68	1983	38
ВЛ 35 кВ Жадино - Жаворонки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	18,5	1952	69
ВЛ 35 кВ Жегалово - Соколовская I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	3,44	1997	24
ВЛ 35 кВ Жегалово - Соколовская II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	3,38	1997	24
ВЛ 35 кВ Жерновка - Жуковка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	13,8	1952	69
ВЛ 35 кВ Жерновка - Лопатино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	7,47	1952	69
ВЛ 35 кВ Жуковка - Добрая	ПАО "Россети Московский регион"	АС-70	20,85	1959	62
ВЛ 35 кВ Зарайск - Третьяково	ПАО "Россети Московский регион"	М 25	14,81	1951	70
ВЛ 35 кВ Керва - Долгуша	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	4,48	1995	26
ВЛ 35 кВ Классон - Большой Двор с отпайкой на ПС Павлово	ПАО "Россети Московский регион"	М 70	20,35	1912	109
ВЛ 35 кВ Классон - Васютино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,05	2006	15
ВЛ 35 кВ Классон - Дубки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	5,76	2006	15
ВЛ 35 кВ Клепики - Пышлицы с отпайкой на ПС Санаторий	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	20,74	1968	53
ВЛ 35 кВ Коробово - Пышлицы	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	18,32	1972	49
ВЛ 35 кВ Красный Угол - Мележи	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	5,82	2006	15
ВЛ 35 кВ Краф - Гранит	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	3,41	1953	68
ВЛ 35 кВ Крутое - ТЭЦ-6 I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	0,76	1971	50
ВЛ 35 кВ Крутое - ТЭЦ-6 II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	0,71	1971	50
ВЛ 35 кВ Кудиново - Купавна I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	3,87	1956	65
ВЛ 35 кВ Кудиново - Купавна II с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	10,76	1956	65
ВЛ 35 кВ Кучино - Черное I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	9,37	1952	69
ВЛ 35 кВ Ликино - Дубровка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	6,4	1952	69
ВЛ 35 кВ Луховицкая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	0,61	1967	54
ВЛ 35 кВ Луховицы - Пойма	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	4,3	1967	54
ВЛ 35 кВ Малиново I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	4,41	1958	63
ВЛ 35 кВ Малиново II с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	7,74	1958	63
ВЛ 35 кВ Мележи - Головино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	5,94	1940	81
ВЛ 35 кВ Минеральная - Черное	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	3,22	1956	65
ВЛ 35 кВ Павлово - Большой Двор	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,9	1957	64
ВЛ 35 кВ Полбино - Двойня	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,31	1993	28
ВЛ 35 кВ Радовицы - Коробово с отпайкой на ПС Спартак	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	28,02	1999	22
ВЛ 35 кВ Радовицы - Полбино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	23,29	1993	28
ВЛ 35 кВ Радовицы - Спартак	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	16,24	1999	22
ВЛ 35 кВ Рошаль - Бакшеево I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	4,48	1973	48
ВЛ 35 кВ Рошаль - Бакшеево II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	4,48	1973	48
ВЛ 35 кВ Сельниково - Двойня I с отпайкой на ПС Трофимово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	25,64	1982	39
ВЛ 35 кВ Сельниково - Двойня II с отпайкой на ПС Трофимово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	25,67	1999	22
ВЛ 35 кВ Софрино - Гранит	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	2,66	1953	68
ВЛ 35 кВ Софрино - Краф	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	0,39	1953	68
ВЛ 35 кВ Спортивная - Город	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/19	1,83	1988	33
ВЛ 35 кВ Спортивная - Поселок с отпайкой на ПС Шатура - Город	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	11,97	1925	96
ВЛ 35 кВ Торфяная - Сосниха	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	7,68	1998	23
ВЛ 35 кВ Третьяково - Луховицы с отпайкой на ПС Новиково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	22,09	1954	67
ВЛ 35 кВ Туголес - Черусти	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	16,21	1998	23
ВЛ 35 кВ ТЭЦ-6 - Сосниха	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	8,78	2004	17
ВЛ 35 кВ ТЭЦ-6 - Торфяная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	1,09	1955	66
ВЛ 35 кВ Черусти Тяговая - Черусти	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	0,9	1998	23
ВЛ 35 кВ Воскресенск - Фетровая I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	1,34	1977	44
ВЛ 35 кВ Фетровая - Фетровая II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	1,35	1977	44
ВЛ 35 кВ Фрязино - Глебово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	18,32	1952	69
ВЛ 35 кВ Храпуново - Кудиново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	10,69	2001	20
ВЛ 35 кВ Цюрупа - Лопатино I цепь Зеленая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	23,02	1978	43
ВЛ 35 кВ Цюрупа - Лопатино II цепь Красная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	20,7	1953	68
ВЛ 35 кВ Чкалово - Городищи	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	5,22	1938	83
ВЛ 35 кВ Щелково - Тяговая Восточная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	3,53	1930	91
ВЛ 35 кВ Щелково - Тяговая Западная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	3,53	1930	91
ВЛ 35 кВ Щелково - Чкалово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	5,2	1938	83
ВЛ 35 кВ Юдино - Фряново I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	1,87	1971	50
ВЛ 35 кВ Юдино - Фряново II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	1,82	1971	50
ВЛ 35 кВ Рошаль - Пластмасс I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-95	н/д	н/д	н/д
ВЛ 35 кВ Рошаль - Пластмасс II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС-95	н/д	н/д	н/д
ВЛ 35 кВ Алешино - Асаново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	14,7	1951	70
ВЛ 35 кВ Бронницы тяговая - Степановская	ПАО "Россети Московский регион"	АС95/16	30,94	1965	56
ВЛ 35 кВ Виленки - Серебряные Пруды с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	30,29	1970	51
ВЛ 35 кВ Гжель - Андреево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	9,9	1958	63
ВЛ 35 кВ Домодедовская	ПАО "Россети Московский регион"	АС70/11	1,7	1958	63
ВЛ 35 кВ Евдокимово - Елкино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	18,6	1952	69
ВЛ 35 кВ Егоровка - Ермилово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70	19,2	1952	69
ВЛ 35 кВ Егудино - Малино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	22,67	1997	24
ВЛ 35 кВ Елизарово - Асаново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	13,1	1959	62
ВЛ 35 кВ Ерино - Елисеево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	13,4	1961	60
ВЛ 35 кВ Елкино - Егудино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	12,3	1952	69
ВЛ 35 кВ Епифановка - Ершовка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	9,04	1952	69
ВЛ 35 кВ Ершовка - Елизарово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	12,82	1954	67
ВЛ 35 кВ Ефремово - Елохово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	6,8	1960	61
ВЛ 35 кВ Жаворонки - Степановская	ПАО "Россети Московский регион"	АС70/11	2,8	1970	51
ВЛ 35 кВ Жерехово - Жадино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	12,89	1952	69
ВЛ 35 кВ Кашира - город I цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	7,2	1950	71
ВЛ 35 кВ Кашира - город II цепь с отпайками	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	7,2	1950	71
ВЛ 35 кВ Кварц - Алешино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	11,38	1951	70
ВЛ 35 кВ Кварц - Наливная I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	7,43	1971	50
ВЛ 35 кВ Кварц - Наливная II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	7,43	1971	50
ВЛ 35 кВ Климовская - Есино	ПАО "Россети Московский регион"	АС50/8	7,6	1952	69
ВЛ 35 кВ Климовская - Молчаново I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	10	1960	61
ВЛ 35 кВ Климовская - Молчаново II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	10	1960	61
ВЛ 35 кВ Коксогаз - МКГЗ I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	1,5	1966	55
ВЛ 35 кВ Коксогаз - МКГЗ II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	1,5	1966	55
ВЛ 35 кВ Лаговская - Ежовка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	7,6	1970	51
ВЛ 35 кВ Лаговская - Елисеево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	13,4	1960	61
ВЛ 35 кВ Лаговская - Епифановка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	6	1963	58
ВЛ 35 кВ Лаговская - Сандарово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	14,9	1960	61
ВЛ 35 кВ Лопасня - Вентилятор	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	6,9	1955	66
ВЛ 35 кВ Лопасня - Елохово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	13,7	1957	64
ВЛ 35 кВ Лопасня - Ерино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	7,5	1957	64
ВЛ 35 кВ Лопасня - Поповка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	18,9	1955	66
ВЛ 35 кВ Малино - Жерехово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,83	1997	24
ВЛ 35 кВ Малино - Мартыново I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	23,06	1980	41
ВЛ 35 кВ Малино - Мартыново II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	23,09	1980	41
ВЛ 35 кВ Ленинская - МКГЗ I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,8	1940	81
ВЛ 35 кВ Ленинская - МКГЗ II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,8	1940	81
ВЛ 35 кВ Новодомодедово - Елизарово с отпайкой на ПС Домодедовская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	23,3	1958	63
ВЛ 35 кВ Поповка - Елкино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	5,6	1957	64
ВЛ 35 кВ Пурлово - Сер. Пруды	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	4,98	1964	57
ВЛ 35 кВ Гжель - Гжель тяговая I цепь (ВЛ 35 кВ Речицы I)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	3,74	1960	61
ВЛ 35 кВ Гжель - Гжель тяговая II цепь (ВЛ 35 кВ Речицы II)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	3,74	1960	61
ВЛ 35 кВ Сандарово - Ефремово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	16,1	1960	61
ВЛ 35 кВ Серпухов - Евдокимово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	13	1952	69
ВЛ 35 кВ Серпухов - Егоровка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	23,7	1952	69
ВЛ 35 кВ Серпухов - Река I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	4,6	1952	69
ВЛ 35 кВ Серпухов - Река II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	4,6	1952	69
ВЛ 35 кВ Сетовка - Ялфимово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	14,8	1972	49
ВЛ 35 кВ Яганово - Малино (старая)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	6,7	1974	47
ВЛ 35 кВ Яганово - Ялфимово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	13,8	1957	64
отпайка на ПС Домодедовская от ВЛ 35 кВ Новодомодедово - Елизарово с отпайкой на ПС Домодедовская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70	0,2	1958	63
ВЛ 35 кВ Бабайки - Борщево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	9,346	1982	39
ВЛ 35 кВ Бабайки - Борщево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	9,346	1982	39
ВЛ 35 кВ Базарово - Икша	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,009	1953	68
ВЛ 35 кВ Базарово - Катуар	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,754	1953	68
ВЛ 35 кВ Бужаниново - Горбуново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	6,975	1952	69
ВЛ 35 кВ Валуйки - Ванино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	12,858	1959	62
ВЛ 35 кВ Вахромеево - Васильково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	14,411	1957	64
ВЛ 35 кВ Венцы - Васькино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,193	2010	11
ВЛ 35 кВ Ветрово - Горохово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	14,925	1952	69
ВЛ 35 кВ Ветрово - Игнатово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	12,976	1952	69
ВЛ 35 кВ Водники - Лобня	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	7,31	1952	69
ВЛ 35 кВ Волково - Венцы	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	11,99	1952	69
ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	18,407	1957	64
ВЛ 35 кВ Воронино - Володино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	11,845	1952	69
ВЛ 35 кВ Высоково - Елгозино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	17,08	1981	40
ВЛ 35 кВ Высоково - Клин I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	13,497	2011	10
ВЛ 35 кВ Высоково - Клин II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	13,332	2011	10
ВЛ 35 кВ Высоково - Подорки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	17,995	1982	39
ВЛ 35 кВ Вязовка - Ветрово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	30,064	1953	68
ВЛ 35 кВ Головино - Горлово - Фряново	ПАО "Россети Московский регион"	АС70/11	31,515	1952	69
ВЛ 35 кВ Горбуново - Горлово	ПАО "Россети Московский регион"	АС95/16	18,494	1952	69
ВЛ 35 кВ Горелово - Гудово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	13,25	1952	69
ВЛ 35 кВ Горохово - Грачево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	12,97	1982	39
ВЛ 35 кВ Грачево - Гвоздево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	20,794	1959	62
ВЛ 35 кВ Громово - Васильково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	16,963	1957	64
ВЛ 35 кВ Дмитров - Игнатово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	2,83	1952	69
ВЛ 35 кВ Дмитров - Титово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	1,582	1965	56
ВЛ 35 кВ Драчево - Игнатово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	9,605	1969	52
ВЛ 35 кВ Драчево - Игнатово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	9,606	1969	52
ВЛ 35 кВ Драчево - Лаврово I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,333	1972	49
ВЛ 35 кВ Драчево - Лаврово II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,333	1972	49
ВЛ 35 кВ Елгозино - Подорки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	16,623	1986	35
ВЛ 35 кВ Запрудня - Мельчевская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 185/24	11,562	1954	67
ВЛ 35 кВ Запрудня - Растовцы	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	14,898	1935	86
ВЛ 35 кВ Запрудня - Фарфоровая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	14,436	1962	59
ВЛ 35 кВ Игнатово - Лифаново с отпайкой на ПС Дмитров	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	27,828	1982	39
ВЛ 35 кВ Игнатово - Якоть	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	7,522	1984	37
ВЛ 35 кВ Икша I - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	6,497	1957	64
ВЛ 35 кВ Икша - Мелихово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	10,362	1973	48
ВЛ 35 кВ Клин - Бабайки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	12,966	1958	63
ВЛ 35 кВ Клин - Малеевка I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	16,509	1975	46
ВЛ 35 кВ Клин - Малеевка II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	16,509	1975	46
ВЛ 35 кВ Красная Поляна - Лобня	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	4,7	1959	62
ВЛ 35 кВ Кунья - Ченцы Восточная с отпайкой на ПС Богородская	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	6,7	1973	48
ВЛ 35 кВ Кунья - Ченцы Западная с отпайкой на ПС Богородская	ПАО "Россети Московский регион"	АС-150	6,5	1973	48
ВЛ 35 кВ Лобня - Луговая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	2,12	1956	65
ВЛ 35 кВ Луговая - Катуар	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	9,36	1962	59
ВЛ 35 кВ Мытищи Восточная	ПАО "Россети Московский регион"	АС95/16	2,765	1951	70
ВЛ 35 кВ Мытищи - Тяговая Северная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	1,655	1928	93
ВЛ 35 кВ Мытищи - Тяговая Южная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	1,655	1928	93
ВЛ 35 кВ Нахабино - Опалиха I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/27	6,865	1958	63
ВЛ 35 кВ Нахабино - Опалиха II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,89	1958	63
ВЛ 35 кВ Орево - Мельчевская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	7,241	1982	39
ВЛ 35 кВ Орлово - Гвоздево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	1,902	1964	57
ВЛ 35 кВ Орлово - Полевая с отпайкой на ПС Сватково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	11,254	1952	69
ВЛ 35 кВ Першутино - Клин I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,313	1973	48
ВЛ 35 кВ Першутино - Клин II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	6,313	1973	48
ВЛ 35 кВ Поварово - Берсень I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	6,146	1976	45
ВЛ 35 кВ Поварово - Берсень II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	6,146	1976	45
ВЛ 35 кВ Поварово - Воробьево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	9,321	1952	69
ВЛ 35 кВ Поварово - Воронино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	8,536	1952	69
ВЛ 35 кВ Подъячево - Юрьево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,687	1994	27
ВЛ 35 кВ Подъячево - Юрьево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	14,7	1994	27
ВЛ 35 кВ Пушкино - Правда	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	12,765	1996	25
ВЛ 35 кВ Растовцы - Юркино II с отпайкой на ПС Юркино I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	13,848	1935	86
ВЛ 35 кВ Речная - Ивантеевка Желтая с отпайкой на ПС Ивантеевка тяговая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	1,024	1973	48
ВЛ 35 кВ Речная - Ивантеевка Красная с отпайкой на ПС Ивантеевка тяговая	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	0,964	1973	48
ВЛ 35 кВ Рогачево - Бабайки	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	19,257	1979	42
ВЛ 35 кВ Рогачево - Васькино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	14,723	1952	69
ВЛ 35 кВ Рогачево - Вязовка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	3,025	1970	51
ВЛ 35 кВ Смена - Гвоздево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	4,505	1952	69
ВЛ 35 кВ Смена - Сватково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	8,879	1952	69
ВЛ 35 кВ Солнечногорск - Ванино	ПАО "Россети Московский регион"	АС95/16	32,99	1952	69
ВЛ 35 кВ Солнечногорск - Волково	ПАО "Россети Московский регион"	АС120/19	24,721	2002	19
ВЛ 35 кВ Софрино - Гранит	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	12,344	1959	62
ВЛ 35 кВ Софрино - Громово	ПАО "Россети Московский регион"	АС50/8	6,596	1952	69
ВЛ 35 кВ Софрино - Гудово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	12,176	1952	69
ВЛ 35 кВ Софрино - Краф	ПАО "Россети Московский регион"	М 70	12,512	1959	62
ВЛ 35 кВ Софрино - Талицы I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	0,363	2010	11
ВЛ 35 кВ Софрино - Талицы II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	0,363	2010	11
ВЛ 35 кВ Талдом - Станки I с отпайкой на Станки II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	18,695	1958	63
ВЛ 35 кВ Талдом - Станки II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	25,258	1974	47
ВЛ 35 кВ Талдом - Юркино II с отпайкой на ПС Юркино I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	4,812	1959	62
ВЛ 35 кВ Торбеево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	10,538	1952	69
ВЛ 35 кВ Торбеево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	10,522	1952	69
ВЛ 35 кВ Хлебниково - Водники	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	2,181	1952	69
ВЛ 35 кВ Хлебниково - Красная Поляна с отпайкой на ПС Парус	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	13,771	1955	66
ВЛ 35 кВ Ченцы - Кузьмино I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	16,665	1970	51
ВЛ 35 кВ Ченцы - Кузьмино II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС70/11	16,829	1970	51
ВЛ 35 кВ Ченцы - Торгашино I	ПАО "Россети Московский регион"	АС70/11	12,58	1968	53
ВЛ 35 кВ Ченцы - Торгашино II	ПАО "Россети Московский регион"	АС70/11	12,58	1968	53
ВЛ 35 кВ Якоть - Лифаново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	16,381	1984	37
ВЛ 35 кВ Яхрома - Подъячево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	16,203	1966	55
отпайка на ПС Дмитров от ВЛ 35 кВ Игнатово - Лифаново с отпайкой на ПС Дмитров	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	4,218	1982	39
отпайка ПС Сватково от ВЛ 35 кВ Орлово - Полевая с отпайкой на ПС Сватково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	4,42	1952	69
отпайка на ПС Юркино I от ВЛ 35 кВ Растовцы - Юркино II с отпайкой на ПС Юркино I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	0,015	1935	86
отпайка на ПС Станки II от ВЛ 35 кВ Талдом II - Станки I с отпайкой на ПС Станки II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	18,576	1958	63
отпайка на ПС Юркино I от ВЛ 35 кВ Талдом II - Юркино II с отпайкой на ПС Юркино I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	0,008	1959	62
ВЛ 35 кВ Апрелевка - Первомайская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11, СИП 3-2 (аналог АС 95)	3,964	1961	60
ВЛ 35 кВ Валуйки - Ванино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	3,89	1961	60
ВЛ 35 кВ Валуйки - Веревкино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	12,86	1958	63
ВЛ 35 кВ Верея - Вышгород I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	19,67	1952	69
ВЛ 35 кВ Верея - Вышгород II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	15,96	1973	48
ВЛ 35 кВ Верея - Колодкино I с отпайкой на ПС Субботино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	15,9	1973	48
ВЛ 35 кВ Верея - Колодкино II с отпайкой на ПС Субботино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	24,07	1981	40
ВЛ 35 кВ Володино - Выползово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	11,68	1952	69
ВЛ 35 кВ Волоколамск - Лама	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	17,14	1976	45
ВЛ 35 кВ Волоколамск - Спасс с отпайкой на ПС Холстниково	ПАО "Россети Московский регион"	АС120/19	9,14	1973	48
ВЛ 35 кВ Волоколамск - Теряево I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	22,95	1972	49
ВЛ 35 кВ Волоколамск - Теряево II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	22,89	1972	49
ВЛ 35 кВ Волоколамск - Холстниково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	9,66	1973	48
ВЛ 35 кВ Выползово - Крылово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	15,03	1957	64
ВЛ 35 кВ Голицыно - Каменская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	9,89	1952	69
ВЛ 35 кВ Голицыно - Комарово	ПАО "Россети Московский регион"	АС95/16	6,19	1952	69
ВЛ 35 кВ Дорохово - Кожино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	11,45	1971	50
ВЛ 35 кВ Железнодорожная - Апрелевка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	0,58	1964	57
ВЛ 35 кВ Звенигород - Дачная	ПАО "Россети Московский регион"	АС150/24	10,78	1982	39
ВЛ 35 кВ Каменская - Звенигород	ПАО "Россети Московский регион"	АС95/16	13,76	1952	69
ВЛ 35 кВ Истра - Манихино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	12,49	1952	69
ВЛ 35 кВ Истра - Устиново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	22,9	1952	69
ВЛ 35 кВ Кирилловка - Коврово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	12,8	1953	68
ВЛ 35 кВ Кирилловка - Кожино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	6,07	1961	60
ВЛ 35 кВ Кирилловка - Руза	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	13,51	1965	56
ВЛ 35 кВ Кленово - Емцово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	8,11	1957	64
ВЛ 35 кВ Коврово - Веревкино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	17,72	1952	69
ВЛ 35 кВ Комарово - Кленово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	15,07	1952	69
ВЛ 35 кВ Корытово - Каменка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	12,15	1952	69
ВЛ 35 кВ Кубинка - Каменка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	26,1	1952	69
ВЛ 35 кВ Лама - Лотошино	ПАО "Россети Московский регион"	АС95/16	23,29	1958	63
ВЛ 35 кВ Лама - Шишково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	7,58	1982	39
ВЛ 35 кВ Леоново - Первомайская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	0,71	1998	23
ВЛ 35 кВ Лидино - Збышки I (в габ. 110 кВ)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	19,35	1983	38
ВЛ 35 кВ Лидино - Збышки II (в габ. 110 кВ)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	19,35	1983	38
ВЛ 35 кВ Лидино - Осташево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	12,39	1968	53
ВЛ 35 кВ Лидино - Ракитино (в габ. 110 кВ)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,97	1966	55
ВЛ 35 кВ Лотошино - Введенское I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	15,91	1967	54
ВЛ 35 кВ Лотошино - Введенское II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	15,97	1967	54
ВЛ 35 кВ Лотошино - Ошейкино I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	16,4	1980	41
ВЛ 35 кВ Лотошино - Ошейкино II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	15,99	1980	41
ВЛ 35 кВ Лыщево - Петровская I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	22,37	1971	50
ВЛ 35 кВ Лыщево - Петровская II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	22,37	1971	50
ВЛ 35 кВ Манеж - Лотошино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	15,09	1967	54
ВЛ 35 кВ Марфинская I с отпайкой на ПС Колочь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/11, АС 150/24, АС 50/8	11,6	1955	66
ВЛ 35 кВ Марфинская II с отпайкой на ПС Колочь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8	11,6	1955	66
ВЛ 35 кВ Мишуково - Колосово с отпайкой на ПС Каурцево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11, АС 120/19	4,2	1952	69
ВЛ 35 кВ Мишуково - Корытово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	12,63	1952	69
ВЛ 35 кВ Можайск - Верея - Колодкино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	18,15	1969	52
ВЛ 35 кВ Можайск - Мордвиново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	21,84	1960	61
ВЛ 35 кВ Одинцово - Внуково	ПАО "Россети Московский регион"	АС95/16	1,51	2013	8
ВЛ 35 кВ Мордвиново - Цезаревская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	14,49	1962	59
ВЛ 35 кВ Осташево - Федосьино I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	16,15	1972	49
ВЛ 35 кВ Осташево - Федосьино II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	17,04	1972	49
ВЛ 35 кВ Панфиловская - Дубосеково I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	1,35	1962	59
ВЛ 35 кВ Панфиловская - Дубосеково II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	1,35	1962	59
ВЛ 35 кВ Петровская - Нудоль I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	8,79	1969	52
ВЛ 35 кВ Петровская - Нудоль II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	7,76	1970	51
ВЛ 35 кВ Ракитино - Палашкинская ГЭС	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	0,8	1965	56
ВЛ 35 кВ Ракитино - Филатово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 50/8,0	4,15	1966	55
ВЛ 35 кВ Руза - Карповка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	10	1965	56
ВЛ 35 кВ Руза - Северная (в габ. 110 кВ)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	3,5	1991	30
ВЛ 35 кВ Румянцево - Никольское	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	17,79	1965	56
ВЛ 35 кВ Румянцево - Петровская I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	6,15	1969	52
ВЛ 35 кВ Румянцево - Петровская II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	6,15	1969	52
ВЛ 35 кВ Румянцево - Устиново с отпайкой на ПС Никольское	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	21,9	1964	57
ВЛ 35 кВ Северная - Ракитино с отпайкой на ПС Васильевская ГЭС (в габ. 110 кВ)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	8,53	1991	30
ВЛ 35 кВ Середа - Глядково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	23,8	2003	18
ВЛ 35 кВ Снегири - Манихино с отпайкой на ПС Победа	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	11,64	1952	69
ВЛ 35 кВ Спасс - Осташево	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	7,68	1980	41
ВЛ 35 кВ Тучково - Дорохово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	6,99	1962	59
ВЛ 35 кВ Тучково - Кирилловка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	12,59	1959	62
ВЛ 35 кВ Успенская - Голицыно (в габ. 110 кВ)	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	13,336	1982	39
ВЛ 35 кВ Успенская - Дачная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	9,63	1948	73
ВЛ 35 кВ Филатово - Карповка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	11,9	1979	42
ВЛ 35 кВ Хващевская - Киселево I цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	17,49	1976	45
ВЛ 35 кВ Хващевская - Киселево II цепь	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11 + АС 70/11	17,49	1976	45
ВЛ 35 кВ Панфиловская - Холстниково I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,03	2008	13
ВЛ 35 кВ Панфиловская - Холстниково II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 150/24	2,03	2008	13
ВЛ 35 кВ Холстниково - Судниково I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	11,22	1976	45
ВЛ 35 кВ Холстниково - Судниково II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	11,27	1976	45
ВЛ 35 кВ Цезаревская - Хващевская	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	23,49	1978	43
ВЛ 35 кВ Чисмена - Устиновка	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	1,4	н/д	н/д
ВЛ 35 кВ Чисмена - Устиново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	16,48	1952	69
ВЛ 35 кВ Шаховская - Волочаново I с отпайкой на ПС Промбаза и ПС Паново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	20,65	1992	29
ВЛ 35 кВ Шаховская - Волочаново II с отпайкой на ПС Паново	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	19,68	1992	29
ВЛ 35 кВ Шаховская - Манеж	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	14,38	1967	54
ВЛ 35 кВ Шаховская - Насосная I с отпайкой на ПС Черленково	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	37,63	1977	44
ВЛ 35 кВ Шаховская - Насосная II с отпайкой на ПС Перепадная	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	34,46	1977	44
ВЛ 35 кВ Шаховская - Середа I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	16,83	1977	44
ВЛ 35 кВ Шаховская - Середа II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	16,91	1977	44
ВЛ 35 кВ Шевардино - Глядковская с отпайкой на ЛР-6	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	40,18	1958	63
ВЛ 35 кВ Шишково - Ошейкино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	12,81	1983	38
ВЛ 35 кВ Наро-Фоминск - Слюдинит I	ПАО "Россети Московский регион"	АС - 120	н/д	н/д	н/д
ВЛ 35 кВ Наро-Фоминск - Слюдинит II	ПАО "Россети Московский регион"	АС - 120	н/д	н/д	н/д
КВЛ 35 кВ Городищи - Монино	ПАО "Россети Московский регион"	АПвП2уг 1х300/50-35	1,7	2015	6
КВЛ 35 кВ Кучино - Салтыковская 1 цепь Восточная	ПАО "Россети Московский регион"	АС-95, АС-120	2,3	1938	83
		АПвП2уг 1х300/50-35	0,97	2015	6
КВЛ 35 кВ Кучино - Салтыковская 2 цепь Западная	ПАО "Россети Московский регион"	АС-95, АС-120	2,3	1938	83
		АПвП2уг 1х300/50-35	0,97	2015	6
КВЛ 35 кВ Орбита - Космос II	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ-35120	0,87	1975	46
КВЛ 35 кВ Орбита - Космос III	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ-35120	0,87	1975	46
КВЛ 35 кВ Кварц - Юсупово	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95	8,88	1932	90
		ОСБ 3х120	0,4	1973	49
КВЛ 35 кВ Отдых I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95	0,51	1940	82
		ОСБ 3х120	0,2	1973	48
КВЛ 35 кВ Отдых II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95	0,51	1940	81
		ОСБ 3х120	0,2	1973	48
КВЛ 35 кВ Панки I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95	2,45	1938	83
		ОСБ 3х120	2	1965	56
КВЛ 35 кВ Панки II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95	2,45	1938	83
		ОСБ 3х120	2	1965	56
КВЛ 35 кВ Пушкино - Тяговая I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	3,865	1959	62
КВЛ 35 кВ Пушкино - Тяговая II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	3,865	1959	62
КВЛ 35 кВ Кубинка - Кирилловка с отпайкой на Д.О. Полушкино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	14,4	2006	15
КВЛ 35 кВ Кубинка - Кирилловка с отпайкой на ПС Полушкино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	10,47	1952	69
		АОСБ 120	5,03	1989	32
КВЛ 35 кВ Одинцово - Тяговая I	ПАО "Россети Московский регион"	АС120/19	2,15	1950	71
КВЛ 35 кВ Одинцово - Тяговая II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	2,15	1950	71
КВЛ 35 кВ Крылово - Звенигород	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	8,56	1952	69
		АОСБ 120	4,4	1991	30
КВЛ 35 кВ Нахабино - Снегири	ПАО "Россети Московский регион"	АС 95/16	14,7	1952	69
		АПвПуг 1х400/70-35 кВ	1,1	2016	5
КВЛ 35 кВ Одинцово - Кокошкино	ПАО "Россети Московский регион"	АС 120/19	13,3	1958	63
		ПвПу2г 1х240/70	0,085	2014	7
КВЛ 35 кВ Внуково - Тяговая I	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	1,86	1959	62
		ПвПу2г 1х240/70	0,047	2014	7
КВЛ 35 кВ Внуково - Тяговая II	ПАО "Россети Московский регион"	АС 70/11	1,86	1959	62
		ПвПу2г 1х240/70	0,064	2014	7
КЛ 35 кВ Демино N 1	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 3х120	17,9	1965	56
КЛ 35 кВ Демино N 2	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 3х120	16,86	1965	56
КЛ 35 кВ Дивная N 1 кабель А и Б	ПАО "Россети Московский регион"	АОСБ 3х150	23,1	1993	28
КЛ 35 кВ Дивная N 2 кабель А и Б	ПАО "Россети Московский регион"	АОСБ 3х150	21,6	1994	27
КЛ 35 кВ Дивная N 3	ПАО "Россети Московский регион"	АОСБ 3х150	3,6	1988	33
КЛ 35 кВ Бугры - Лосево I	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 3х120	25,54	1971	50
КЛ 35 кВ Бугры - Лосево II	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 3х120	27,4	1971	50
КЛ 35 кВ Бугры - Барсуки I	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 3х120	26,7	1973	48
КЛ 35 кВ Бугры - Барсуки II	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 3х120	27,3	1973	48
КЛ 35 кВ Лосево - Барсуки	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 3х120	0,61	1978	43
КЛ 35 кВ Демино - Рюмино	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 120	24,34	1965	56
КЛ 35 кВ Ярцево - Рюмино	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 120	25,44	1972	49
КЛ 35 кВ Березки - Рогово	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 120	38,63	1966	55
КЛ 35 кВ Радищево - Березки I	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 120	24,3	1966	55
КЛ 35 кВ Радищево - Березки II	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 120	24,2	1966	55
КЛ 35 кВ Шмелево - Рогово I	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 120	34,7	1971	50
КЛ 35 кВ Шмелево - Рогово II	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 120	34,53	1971	50
КЛ 35 кВ Кедрово - Карская N 1	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 3х120	21,83	1967	54
КЛ 35 кВ Кедрово - Карская N 2	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 3х120	18,8	1967	54
КЛ 35 кВ Карская - Лосево	ПАО "Россети Московский регион"	ОСБ 3х120	58,1	1967	54
Перемычка 35 кВ Т2-КРУ 35	ПАО "Россети Московский регион"	ПвПу2г 1х240/70	0,145	2013	8
Перемычка 35 кВ Т3-КРУ 35	ПАО "Россети Московский регион"	ПвПу2г 1х240/70	0,145	2013	8

Приложение 3
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Таблица 1

Перечень
точек деления электрической сети в операционной зоне филиала АО "СО ЕЭС" Московское РДУ на 2021 год

N п/п	Наименование объекта электроэнергетики, на котором выполнено деление	Диспетчерское наименование ЛЭП, АТ, СШ, секция шин	Наименование оборудования, на котором выполнено деление	Причина выполнения деления	Указания по включению нормально отключенных сетевых элементов
1	ПС 220 кВ Алмаз	ВЛ 110 кВ Алмаз - Радуга I цепь (ВЛ 110 кВ Алмаз - Радуга (левая)	МВ-110 кВ Радуга-лев	На ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы I, II цепь с отпайками не предусмотрены устройства РЗА для режима замыкания транзита.	ОЗ Тверского РДУ При отключении (выводе в ремонт): 1. ВЛ 110 кВ Алмаз - Радуга II цепь (ВЛ 110 кВ Алмаз - Радуга (правая); 2. 2 сек. ш. 110 кВ на ПС 220 кВ Алмаз. ОЗ Московского РДУ В нормальной схеме в период прохождения ОЗП. При отключении (выводе в ремонт): 1. ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы I (II) цепь; 2. ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы I, II цепь; 3. ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Радищево I и II цепь; 4. 1 (2) СШ 220 кВ ПС 220 кВ Темпы; 5. ВЛ 220 кВ Дмитров - Темпы I (II) цепь; 6. 1 (2) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Дмитров; 7. АТ-1 (2) ПС 220 кВ Дмитров; 8. 1 (2) сек. 220 кВ ПС 220 кВ Дмитров. При замыкании транзита 110 кВ Алмаз - Радуга - Темпы для обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования Иваньковской ГЭС при ликвидации короткого замыкания с отказом выключателя на ВЛ 110 кВ Алмаз - Радуга (левая/правая) необходимо на Иваньковской ГЭС отключать ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы I цепь с отпайками (или ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы II цепь с отпайками)
2	ПС 110 кВ Берсеневская	1 СШ 110 кВ - 2 СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-12 (МВ-140Р-110 кВ Т-60Р, МВ-108 КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Зубовская N 1), ПС 220 кВ Павелецкая (ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Таганская N 1 и N 2, ЭВ КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Павелецкая), ПС 110 кВ Зубовская (все выключатели 1 сек 110 кВ)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - при отключении КЛ 110 кВ Павелецкая - Берсеневская; - при отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Берсеневская N 1 и N 2
3	ПС 110 кВ Бутаково	ВЛ 110 кВ Бутаково - Бурцево II цепь с отпайками	ВВ ВЛ 110 кВ Бутаково - Бурцево II с отпайками	установлены защиты тупика	Включение возможно при отключении ВЛ 110 кВ Старбеево - Бурцево II цепь
4	ПС 110 кВ Взлетная	1-2 сек. 110 кВ	СЭВ 110 кВ	перегрузка ВЛ 110 кВ Пахра - Новодомодедово II цепь	Замыкание возможно при отключении ВЛ 110 кВ Хомутово - Новодомодедово или СЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Хомутово или ВЛ 110 кВ Взлетная - Хомутово или ВЛ 110 кВ Сидорово - Взлетная с отпайкой на ПС Транспортная.
5	ПС 110 кВ Выхино	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Восточная (МВ 110 кВ АТ-1, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Некрасовка с отпайкой на ПС Ясная, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I цепь, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково II цепь)	Замыкание возможно при отключении КЛ 110 кВ Косино - Выхино N 1 или КЛ 110 кВ Косино - Выхино N 2 и КЛ 110 кВ Карачарово - Выхино N 2
6	ПС 110 кВ Динамо	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	по условиям РЗА Возможность излишней работы ДЗШ 110 кВ на ПС 110 кВ Динамо	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 110 кВ Динамо - Гражданская N 1 и КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 1; - отключении КЛ 110 кВ Динамо - Гражданская N 2 и КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 2; - отключении КЛ 110 кВ Динамо - Гражданская N 1 (Nс2) и КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 2 (N 1)
7	ПС 110 кВ Дуговая	1-2 сек. 110 кВ	СМВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Афанасово (СВ 110 кВ)	Возможно замыкание при отключении ВЛ 110 кВ Ногинск - Дуговая II и III цепь или при отключении ВЛ 110 кВ Шибаново - Дуговая I и II цепь
8	ПС 110 кВ Затишье	I-II СШ, III-IV СШ 110 кВ	ШСЭВ I-II и ШСМВ III-IV СШ 110 кВ	по условиям РЗА Потеря дальнего резервирования присоединений ПС 110 кВ Затишье, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений 110 кВ ПС 500 кВ Ногинск, ПС 110 кВ Павлово, потеря селективности резервных защит присоединений 110 кв ПС 500 кВ Ногинск, ПС 110 кВ Затишье, ПС 110 кВ Павлово, ПС 220 кВ Шибаново	Возможно замыкание при отключении любой ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Затишье
9	ПС 110 кВ Измайлово	I-II СШ 110 кВ	ШСМВ 110 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-11 (МВ-132 Т-2, МВ-133 Т-3, МВ 110 кВ КЛ ТЭЦ-11 - Прожектор N 1, ЭВ 110 кВ КЛ ТЭЦ-11 - Прожектор N 2), ТЭЦ-23 (все присоединения 110 кВ), ПС 110 кВ Измайлово (все присоединения 110 кВ), ПС 110 кВ Сокольники (МВ 110 кВ Т-1), ПС 110 кВ Черкизово (МВ 110 кВ Т-1 + Т-4), ПС 110 кВ Стромынка (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 220 кВ Восточная (МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Некрасовка с отпайкой на ПС Ясная), ПС 110 кВ Метростроевская (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 220 кВ Баскаково (ЭВ КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино I цепь)	Замыкание возможно при отключении КВЛ 110 кВ Измайлово - ТЭЦ-23 I и II цепь
10	ПС 110 кВ Истомкино	I-II СШ 110 кВ	ШСМВ 110 кВ	по условиям РЗА Возможность излишней работы ДЗШ 110 кВ на ПС 110 кВ Монино, ПС 110 кВ Истомкино, ПС 110 кВ Кудиново, ПС 500 кВ Ногинск, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений 110 кВ ПС 220 кВ Монино, ПС 500 кВ Ногинск, ПС 110 кВ Кашино, ПС 110 кВ Шульгино, ПС 110 кВ Орбита, ПС 110 кВ Райки, ПС 110 кВ Электросталь, потеря дальнего резервирования для присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Истомкино, ПС 110 кВ Монино, ПС 110 Кашино, ПС 110 кВ, потеря селективности резервных защит присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Истомкино, ПС 110 кВ Монино, ПС 110 кВ Кашино, ПС 110 кВ Шульгино, ПС 110 кВ Орбита, ПС 110 кВ Райки.	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КВЛ 110 кВ Ногинск - Истомкино I (II) цепь, - отключении ВЛ 110 кВ Гребнево - Райки (или ВЛ 110 кВ Гребнево - Орбита или ВЛ 110 кВ Райки - Орбита), - отключении ВЛ 110 кВ Трубино - Гребнево I (II) цепь, - отключении ВЛ 110 кВ Ногинск - Электросталь I и II цепь и включении ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Электросталь
11	ПС 110 кВ Карачарово	КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 1	ЭВ КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 1	ТКЗ на Карачарово (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-3), ПС 110 кВ Рижская (ЭВ-1, ЭВ-3, ЭВ-4, ЭВ-6, ЭВ-2, ЭВ-5), ПС 220 кВ Елоховская (ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Лефортово N 1,2, ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Рижская N 1,2), ПС 110 кВ Яузская (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 110 кВ Андроньевская (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-8 - Андроньевская N 1, 2 с перемычкой)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 1 и N 2 с отпайкой на ПС Яузская; - отключении КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 1 с отпайкой на ПС Яузская и ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Андроньевская. Замыкание одновременно КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 1 и КЛ 110 кВ Карачарово - Выхино N 1 возможно при включении ШСЭВ Юг 110 кВ ПС 110 кВ Карачарово и отключении КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 1 и N 2 с отпайкой на ПС Яузская и отключении КВЛ 110 кВ Косино - Выхино I цепь (или КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино I цепь) и остановом ТГ-8 (ТГ-10) и ТГ-11 на ТЭЦ-8
12	ПС 110 кВ Карачарово	КЛ 110 кВ Карачарово - Выхино N 1	ЭВ КЛ 110 кВ Карачарово - Выхино N 1	ТКЗ на ПС 220 кВ Восточная (МВ 110 кВ АТ-1, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Некрасовка с отпайкой на ПС Ясная, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I цепь, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково II цепь)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КВЛ 110 кВ Косино - Выхино I цепь; - отключении КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино I цепь - отключении КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 1 и N 2 с отпайкой на ПС Яузская, КЛ 110 кВ ТЭЦ-11 - Баскаково, остановленном одном ТГ из состава ТГ-8, ТГ-9, ТГ-10, ТГ-11 на ТЭЦ-8; - отключении КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 1 и N 2 с отпайкой на ПС Яузская, останове ТГ-11 на ТЭЦ-8 и выполнении одного из следующих условий: - останов ТГ-10 на ТЭЦ-11; - останов ТГ-7 и ТГ-8 (ТГ-9) на ТЭЦ-11. Замыкание одновременно КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 1 и КЛ 110 кВ Карачарово - Выхино N 1 возможно при включении ШСЭВ Юг 110 кВ ПС 110 кВ Карачарово и отключении КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 1 и N 2 с отпайкой на ПС Яузская и отключении КВЛ 110 кВ Косино - Выхино I цепь (или КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино I цепь) при остановленных ТГ-8 (ТГ-10) и ТГ-11 на ТЭЦ-8
13	ПС 110 кВ Карачарово	СШ Север 110 кВ - СШ Трансфер 110 кВ	ШСЭВ Севера 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Карачарово (ЭВ 110 кВ Т-4, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КЛ 110 кВ Чухлинка - Карачарово N 1, ЭВ КЛ 110 кВ Чухлинка - Карачарово N 2, ЭВ КВЛ 110 кВ Фрезер - Карачарово I цепь, ЭВ КВЛ 110 кВ Фрезер - Карачарово II цепь, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-8 - Карачарово N 2 с отпайкой на ПС Подшипник), ПС 110 кВ Чухлинка (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 110 кВ Фрезер (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 110 кВ Андроньевская (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 1, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-8 - Андроньевская N 1 с перемычкой, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-8 - Андроньевская N 2 с перемычкой), ТЭЦ-11 (ЭВ-131, МВ-134, МВ-135, ЭВ-109), ПС 110 кВ Яузская (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 220 кВ Елоховская (ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Лефортово N 1, ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Лефортово N 2, ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Рижская N 1, ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Рижская N 2), ПС 110 кВ Рижская (ЭВ-1, ЭВ-2, ЭВ-3, ЭВ-4, ЭВ-5, ЭВ-6)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 2; - отключении КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 2, включении КЛ 110 кВ Карачарово - Выхино N 1 и отключении КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино I цепь (или КВЛ 110 кВ Косино - Выхино I цепь); - отключении КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино II цепь (или КВЛ 110 кВ Косино - Выхино II цепь) и КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 2 и выполнении переключений в следующей последовательности: на ПС 110 кВ Карачарово: 1. отключить ЭВ КЛ 110 кВ КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 2; 2. включить ШСЭВ 110 кВ Юга; 3. переключить КЛ 110 кВ Карачарово - Выхино N 2 на СШ Трансфер 110 кВ; 4. включить ШСЭВ 110 кВ Севера; 5. отключить ШСЭВ 110 кВ Юга
14	ПС 110 кВ Карачарово	СШ Юг 110 кВ - СШ Трансфер 110 кВ	ШСЭВ Юга 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Карачарово (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-3), ПС 110 кВ Яузская (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 110 кВ Андроньеская (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 1, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-8 - Андроньевская N 1 с перемычкой, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-8 - Андроньевская N 2 с перемычкой), ПС 220 кВ Елоховская (ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Рижская N 1 и 2, ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Лефортово N 1 и 2), ПС 110 кВ Рижская (ЭВ-1, ЭВ-3, ЭВ-4, ЭВ-6, ЭВ-2, ЭВ-5)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 2; - одновременном включении КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 1 и КЛ 110 кВ Карачарово - Выхино N 1 и отключении КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 1 и N 2 с отпайкой на ПС Яузская и отключении КВЛ 110 кВ Косино - Выхино I цепь (или КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино I цепь) и остановом ТГ-8 (ТГ-10) и ТГ-11 на ТЭЦ-8
15	ПС 110 кВ Кислородная	КВЛ 110 кВ Кислородная - Жегалово II цепь	МВ КВЛ 110 кВ Кислородная - Жегалово II цепь	по условиям РЗА не допускаются 3 параллельных транзита Потеря дальнего резервирования для присоединений ПС 110 кВ Жегалово, ПС 110 кВ Кислородная, ПС 500 кВ Трубино, ПС 220 кВ Горенки, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений ПС 110 кВ Жегалово, ПС 110 кВ Кислородная, ПС 110 кВ Костино, ПС 110 кВ Алмазово, потеря селективности резервных защит присоединений ПС 110 кВ Жегалово, ПС 110 кВ Кислородная, ПС 500 кВ Трубино, ПС 220 кВ Горенки, ПС 110 кВ Алмазово, ПС 110 кВ Костино, ПС 110 кВ Дроздово.	Возможно замыкание при отключении одной из других цепей транзита 110 кВ от ПС 220 кВ Горенки до ПС 500 кВ Трубино (через ПС 110 кВ Алмазово, Костино). Также возможен перенос точки деления на ПС 500 кВ Трубино (или ПС 110 кВ Жегалово или ПС 220 кВ Горенки)
16	ПС 110 кВ Кожухово	I-II СШ 110 кВ	ШСМВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Кожухово (МВ КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Кожухово, МВ КВЛ 110 кВ Кожухово - Чертаново с отп. на ПС Царицыно, МВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Кожухово N 1, МВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Кожухово N 6, ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-3, ЭВ 110 кВ Т-4), ПС 110 кВ Царицыно (МВ 110 кВ Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 110 кВ Кожухово - Автозаводская; - отключении КВЛ 110 кВ Кожухово - Чертаново с отпайкой на ПС Царицыно и КВЛ 110 кВ Кожухово - Южная
17	ПС 110 кВ Коптево	КВЛ 110 кВ Новобратцево - Коптево I цепь	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Коптево I цепь	установлены защиты тупика	Включение возможно при отключении КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 1
18	ПС 110 кВ Коптево	КВЛ 110 кВ Новобратцево - Коптево II цепь	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Коптево II цепь	ТКЗ на ПС 110 кВ Коптево (ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 110 кВ Тушино (МВ 110 кВ Т-1, МВ 110 кВ Т-2, ЭВ 110 кВ Т-3, МВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I цепь, МВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС II цепь), ПС 110 кВ Динамо (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2), ТЭЦ-16 (все выключатели ОРУ 110 кВ и КРУЭ 110 кВ), ПС 220 кВ Гражданская (ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Войковская N 1, ЭВ 110 кВ АТ-1)	Включение возможно при отключении КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 2
19	ПС 110 кВ Красково	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	по условиям РЗА Возможность излишней работы ДЗШ 110 кВ на ПС 110 кВ Красково, ПС 110 кВ Болятино, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений 110 кВ ПС 220 кВ Нефтезавод, ПС 220 кВ Мячково, ПС 110 кВ Юбилейная, ПС 110 кВ Болятино, ПС 110 кВ Лыткарино, ПС 110 кВ Тураево, ПС 110 кВ Яковлево, ПС 500 кВ Пахра, потеря дальнего резервирования для присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Красково, потеря селективности резервных защит присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Красково, ПС 110 кВ Болятино, ПС 110 кВ Лыткарино	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении ВЛ 110 кВ Красково - Мячково с отпайкой на ПС Дзержинская, АТ-3 на ПС 220 кВ Нефтезавод и одного ТГ на ТЭЦ-22 из состава ТГ-1, 2, 3, 4, 5, 6; - отключении ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково I, II цепь; - отключении ВЛ 110 кВ Чистая - Красково I и II цепь с отпайкой на ПС Томилино; - отключении ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково на ПС Котельники и трех ТГ на ТЭЦ-22 из состава ТГ-1, 2, 3, 4, 5, 6; - отключении ВЛ 110 кВ Красково - Болятино, ВЛ 110 кВ Красково - Лыткарино с отпайкой на ПС Дзержинская и трех ТГ на ТЭЦ-22 из состава ТГ-1, 2, 3, 4, 5, 6
20	ПС 110 кВ Красные Горки	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-5 на ПС 500 кВ Бескудниково, - отключении КВЛ 110 кВ Хлебниково - Красные Горки или КВЛ 110 кВ Бескудниково - Красные Горки.
21	ПС 110 кВ Красногорка	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Сырово (МВ 110 кВ Т-2), ПС 500 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении ВЛ 110 кВ Сырово - Красногорка I цепь с отпайкой на ПС Новоцементная; - отключении ВЛ 110 кВ Сырово - Красногорка II цепь и ВЛ 110 кВ Красногорка - Гавриково I цепь с отпайкой на ПС Щербинка; - отключении КВЛ 110 кВ Ясенево - Гавриково I и II цепь и ЭВ 110 кВ АТ-1 (АТ-2) на ПС 220 кВ Бутово; - отключении ВЛ 110 кВ Красногорка - Гавриково I и II цепь с отпайкой на ПС Щербинка и ЭВ 110 кВ АТ-1 (АТ-2) на ПС 220 кВ Бутово. Дополнительно на ПС 500 кВ Пахра выполнить отключение ВВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками
22	ПС 110 кВ Курьяново	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	по условиям РЗА Потеря дальнего резервирования для присоединений ПС 110 кВ Курьяново, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений ПС 110 кВ Ленинская, потеря селективности резервных защит присоединений ПС 110 кВ Ленинская, ПС 220 кВ Сабурово, ПС 110 кВ Курьяново	Замыкание возможно при включении ВЛ 110 кВ Курьяново - Ленинская I цепь с отпайкой на ПС Люблино и отключении КЛ 110 кВ Донецкая - Ленинская N 1 (или КВЛ 110 кВ Чагино - Донецкая I цепь)
23	ПС 110 кВ Ленинская	I-II СШ 110 кВ	ШСМВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Ленинская (МВ ВЛ 110 кВ Борисово - Ленинская II цепь, МВ 110 кВ Т-1, МВ 110 кВ Т-2, МВ 110 кВ Т-3, МВ 110 кВ Т-4), ПС 110 кВ Люблино (ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 500 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра), ПС 220 кВ Сабурово (ЭВ ВЛ 110 кВ Южная - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево, МВ ВЛ 110 кВ Курьяново - Сабурово I цепь) при включении В 124 КВЛ 110 кВ Чагино - Донецкая II цепь на ПС 500 кВ Чагино	Включение возможно при отключении КЛ 110 кВ Донецкая - Ленинская N 1 или КВЛ 110 кВ Чагино - Донецкая I цепь. Дополнительно на ПС 500 кВ Пахра выполнить отключение ВВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками
24	ПС 110 кВ Ленинская	ВЛ 110 кВ Курьяново - Ленинская I с отпайкой на ПС Люблино	МВ ВЛ 110 кВ Курьяново - Ленинская I с отпайкой на ПС Люблино	ТКЗ на ПС 220 кВ Сабурово (ЭВ ВЛ 110 кВ Южная - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево, ПС 500 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра); при включении В 124 КВЛ 110 кВ Чагино - Донецкая II цепь на ПС 500 кВ Чагино дополнительно ТКЗ на ПС 220 кВ Сабурово (МВ ВЛ 110 кВ Сабурово - Видное II цепь с отпайкой на ПС Сенная, МВ ВЛ 110 кВ Сабурово - Гоголево с отпайкой на ПС Сенная, ЭВ ВЛ 110 кВ Сабурово - Видное I цепь с отпайкой на ПС Каширская)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении ВЛ 110 кВ Курьяново - Сабурово I цепь; - отключении ВЛ 110 кВ Борисово - Ленинская I цепь; - отключении КЛ 110 кВ Донецкая - Ленинская N 1; - отключении КВЛ 110 кВ Чагино - Донецкая I цепь. Дополнительно на ПС 500 кВ Пахра выполнить отключение ВВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками
25	ПС 110 кВ Мазилово	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Мазилово (все присоединения кроме ШСЭВ 110 кВ), ПС 110 кВ Фили (все присоединения I СШ 110 кВ)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-1 ПС 220 кВ Пресня и АТ-11 ПС 500 кВ Очаково по 110 кВ, при этом дополнительно для снижения т.к.з. необходимо на ПС 220 кВ Красногорская включить МВ КВЛ 110 кВ Красногорская - Строгино I цепь, на ПС 110 кВ Мазилово отключить ЭВ КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 1, на ПС 110 кВ Фили переключить Т-2 на II СШ 110 кВ, на ПС 110 кВ Мазилово отключить ЗН N 110 кВ Т-3 (Т-4). - отключении АТ-2 ПС 220 кВ Пресня и АТ-7 ПС 500 кВ Очаково по 110 кВ; - отключении АТ-2 ПС 220 кВ Пресня и АТ-11 ПС 500 кВ Очаково по 110 кВ. При этом на ПС 110 кВ Фили необходимо переключить Т-2 на II СШ 110 кВ
26	ПС 110 кВ Мазилово	КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 2	ЭВ КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 2	ТКЗ на ПС 110 кВ Фили (МВ 110 кВ Т-2, Т-3, МВ КВЛ 110 кВ Фили - Мазилово I цепь, МВ КВЛ 110 кВ Фили - Мазилово II цепь)	Включение возможно при отключении КВЛ 110 кВ Красногорская - Строгино II цепь или КЛ 110 кВ Крылатская - Строгино N 2
27	ПС 110 кВ Некрасовка	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	По условиям РЗА возможность излишней работы ДЗШ на ПС Некрасовка, нарушение селективности защит ПС 220 кВ Восточная, ПС 110 кВ Кучино, ПС 110 кВ Чистая, ПС 110 кВ Прогресс, ПС 110 кВ Минеральная, потеря дальнего резервироная ПС Минеральная	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении ВЛ 110 кВ Некрасовка - Чистая I и II цепь; - отключении ВЛ 110 кВ Минеральная - Некрасовка и отключении на ПС 110 кВ Прогресс МВ моста 110 кВ или ВЛ 110 кВ Прогресс - Некрасовка; - отключении ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Чистая, ВЛ 110 кВ Некрасовка - Чистая II цепь, МВ Моста 110 кВ на ПС 110 кВ Прогресс, при этом должно быть в работе не более 4 ТГ из состава ТГ-1, ТГ-2, ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-6 на ТЭЦ-22; - отключении ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Чистая, ВЛ 110 кВ Некрасовка - Чистая II цепь, ВЛ 110 кВ Минеральная - Некрасовка, при этом должно быть в работе не более 4 ТГ из состава ТГ-1, ТГ-2, ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-6 на ТЭЦ-22
28	ПС 110 кВ Новодомодедово	I-II СШ 110 кВ	ШСМВ 110 кВ	перегрузка ВЛ 110 кВ Пахра - Новодомодедово II цепь	Возможно замыкание при отключении ВЛ 110 кВ Пахра - Новодомодедово II цепь
29	ПС 110 кВ Новокунцево	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Чоботы (МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1, N 2, МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Солнцево N 1, МВ КВЛ 110 кВ Чоботы - Передельцы I, II цепь), ПС Мазилово (ЭВ 110 кВ Т-3, ЭВ КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 1), ПС Профсоюзная (ЭВ 110 кВ Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении ВЛ 110 кВ Новокунцево - Солнцево II цепь; - включении КВЛ 110 кВ Очаково - Новокунцево II цепь, отключении ВЛ 110 кВ Новокунцево - Солнцево II цепь и отключении АТ-7 или АТ-11 по 110 кВ на ПС 500 кВ Очаково; - включении ВЛ 110 кВ Новокунцево - Солнцево I цепь и отключении КВЛ 110 кВ Очаково - Новокунцево I цепь
30	ПС 110 кВ Новокунцево	КВЛ 110 кВ Сетунь - Новокунцево I цепь	ЭВ КВЛ 110 кВ Сетунь - Новокунцево I цепь	ТКЗ на ПС 110 кВ Мазилово (ЭВ 110 кВ Т-3, ЭВ КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 1)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 110 кВ Рублево - Сетунь N 1; - отключении КВЛ 110 кВ Очаково - Новокунцево I цепь
31	ПС 110 кВ Новокунцево	КВЛ 110 кВ Очаково - Новокунцево II цепь	ЭВ КВЛ 110 кВ Очаково - Новокунцево II цепь	ТКЗ на ПС 220 кВ Чоботы (МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1, N 2, МВ КВЛ 110 кВ Чоботы - Передельцы I, II цепь, МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Солнцево N 1), ПС 110 кВ Мазилово (ЭВ 110 кВ Т-3, ЭВ КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 1), ПС Новокунцево (ЭВ ВЛ 110 кВ Новокунцево - Сетунь II цепь, ЭВ 110 кВ Т-2), ПС Профсоюзная (ЭВ 110 кВ Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении ВЛ 110 кВ Новокунцево - Солнцево II цепь; - отключении КЛ 110 кВ Чоботы - Солнцево N 2; - включении ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Новокунцево и отключении ВЛ 110 кВ Новокунцево - Солнцево II цепь, АТ-7 (АТ-11) по 110 кВ на ПС 500 кВ Очаково
32	ПС 110 кВ Новокунцево	ВЛ 110 кВ Новокунцево - Солнцево I цепь	ЭВ ВЛ 110 кВ Новокунцево - Солнцево I цепь	ТКЗ на ПС 220 кВ Чоботы (МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1, N 2, МВ КВЛ 110 кВ Чоботы - Передельцы I, II, МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Солнцево N 2), ПС 110 кВ Мазилово (ЭВ 110 кВ Т-3, ЭВ КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 1), ПС Профсоюзная (ЭВ 110 кВ Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КВЛ 110 кВ Очаково - Новокунцево I цепь; - отключении КЛ 110 кВ Чоботы - Солнцево N 1; - включении ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Новокунцево и отключении КВЛ 110 кВ Очаково - Новокунцево I цепь
33	ПС 110 кВ Новые Подлипки	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	По условиям РЗА не допускается три параллельных транзита с потерей чувствительности существующих основных защит и оперативно-ускоряемой ступени ТЗНП ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки N 3 с отпайкой на ПС Колонцово.	Возможно замыкание при отключении одной из ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки I, II цепь, N 3 с отпайкой на ПС Колонцово
34	ПС 110 кВ Павшино	1-2 сек 110 кВ	СЭВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Октябрьская (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ 110 кВ Т-3)	Замыкание возможно при отключении КВЛ 110 кВ Герцево - Павшино с отпайкой на ПС Трикотажная или ВЛ 110 кВ Красногорская - Павшино
35	ПС 110 кВ Полет	КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1	ЭВ КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1	ТКЗ на ПС 220 кВ Чоботы (МВ КВЛ 110 кВ Чоботы - Передельцы I, II цепь, МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Солнцево N 1, 2, ЭВ КЛ 110 кВ ГЭС Терешково - Чоботы N 1, 2, МВ 110 кВ АТ-1, МВ 110 кВ АТ-2), ПС 110 кВ Полет (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 2)	Замыкание возможно при размыкании шин 110 кВ ПС 220 кВ Чоботы и ГТЭС Терешково. Одновременное включение КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1 и N 2 возможно при отключении КВЛ 110 кВ Очаково - Медведевская I и II цепь (КВЛ 110 кВ Медведевская - Одинцово I и II цепь с отпайкой на ПС Мамоново) и выполнении всех перечисленных условий в указанной последовательности: - перевести на ПС 220 кВ Чоботы КЛ 110 кВ ГТЭС Терешково - Чоботы N 2, КВЛ 110 кВ Чоботы - Передельцы II цепь на I СШ 110 кВ, КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1 на II СШ 110 кВ (с перефиксацией в цепях ДЗШ), - отключить на ПС 220 кВ Чоботы КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1, - включить на ПС 110 кВ Полет КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1, - включить на ПС 220 кВ Чоботы КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1 и N 2, отключить ШСМВ 110 кВ. Все вышеперечисленные мероприятия требуют дополнительной проверки по режиму на конкретное потребление
36	ПС 110 кВ Радуга *	ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы II цепь с отпайками	В 110 кВ Темпы, 2 цепь	по условиям РЗА На ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы I, II цепь с отпайками не предусмотрены устройства РЗА для режима замыкания транзита.	ОЗ Тверского РДУ При отключении (выводе в ремонт): 1. ВЛ 110 кВ Алмаз - Радуга II цепь (ВЛ 110 кВ Алмаз - Радуга (правая); 2. 2 сек.ш. 110 кВ на ПС 220 кВ Алмаз. ОЗ Московского РДУ В нормальной схеме в период прохождения ОЗП. При отключении (выводе в ремонт): 1. ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы I (II) цепь; 2. ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Темпы I, II цепь; 3. ВЛ 220 кВ Конаковская ГРЭС - Радищево I и II цепь; 4. 1 (2) СШ 220 кВ ПС 220 кВ Темпы; 5. ВЛ 220 кВ Дмитров - Темпы I (II) цепь; 6. 1 (2) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Дмитров; 7. АТ-1 (2) ПС 220 кВ Дмитров; 8. 1 (2) сек. 220 кВ ПС 220 кВ Дмитров. При замыкании транзита 110 кВ Алмаз - Радуга - Темпы для обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования Иваньковской ГЭС при ликвидации короткого замыкания с отказом выключателя на ВЛ 110 кВ Алмаз - Радуга (левая/правая) необходимо на Иваньковской ГЭС отключать ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы I цепь с отпайками (или ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы II цепь с отпайками)
37	ПС 110 кВ Рублево	КЛ 110 кВ Рублево - Сетунь N 2	МВ КЛ 110 кВ Рублево - Сетунь N 2	ТКЗ на ПС 220 кВ Чоботы (МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1, N 2, МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Солнцево N 1, МВ КВЛ 110 кВ Чоботы - Передельцы I, II)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении ВЛ 110 кВ Новокунцево - Солнцево II цепь; - отключении КВЛ 110 кВ Сетунь - Новокунцево II цепь; - отключении КВЛ 110 кВ Немчиновка - Барвиха I цепь и КВЛ 110 кВ Немчиновка - Барвиха II цепь (или КВЛ 110 кВ Рублево - Барвиха I и КВЛ 110 кВ Рублево - Барвиха II цепь), отключении на ПС 220 кВ Чоботы МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1, включении ВЛ 110 кВ Новокунцево - Солнцево I цепь и отключении КЛ 110 кВ Чоботы - Солнцево N 1
38	ПС 110 кВ Самарская	КЛ 110 кВ Самарская - Рижская N 1	ЭВ КЛ 110 кВ Самарская - Рижская N 1	ТКЗ на ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ ВЛ 110 кВ Ростокино - Бутырки I, II цепь с отпайкой на ПС Останкино, ЭВ КВЛ 110 кВ Бутырки - Центральная I, II цепь, ЭВ 110 кВ Т-4, ЭВ 110 кВ АТ-1), ПС 110 кВ Сокольники (МВ 110 кВ Т-2, МВ 110 кВ Т-3), ПС 220 кВ Елоховская (ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 1,2 с отпайкой на ПС Яузская, ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Лефортово N 1, 2, ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Рижская N 1, 2), ПС 110 кВ Яузская (ЭВ Т-1, ЭВ Т-2), ПС 110 кВ Рижская (ЭВ-1, ЭВ-2, ЭВ-3, ЭВ-4, ЭВ-5, ЭВ-6)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 110 кВ Бутырки - Самарская N 1; - отключении ЭВ-1 и ЭВ-5 на ПС 110 кВ Рижская. одновременное замыкание КЛ 110 кВ Самарская - Рижская N 1 и N 2 возможно при выполнении одного из условий: - отключении ЭВ-1 и ЭВ-2 и ЭВ-4 и ЭВ-5; - отключении КЛ 110 кВ Бутырки - Самарская N 1 и 2.
39	ПС 110 кВ Самарская	КЛ 110 кВ Самарская - Рижская N 2	ЭВ КЛ 110 кВ Самарская - Рижская N 2	ТКЗ на ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ ВЛ 110 кВ Ростокино - Бутырки I, II цепь с отпайкой на ПС Останкино, ЭВ КВЛ 110 кВ Бутырки - Центральная I, II цепь, ЭВ 110 кВ Т-3), ПС 110 кВ Сокольники (МВ 110 кВ Т-2, МВ 110 кВ Т-3), ПС 220 кВ Елоховская (ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 1,2 с отпайкой на ПС Яузская, ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Лефортово N 1,2, ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Рижская N 1,2), ПС 110 кВ Яузская (ЭВ Т-1, ЭВ Т-2), ПС 110 кВ Рижская (ЭВ-1, ЭВ-2, ЭВ-3, ЭВ-4, ЭВ-5, ЭВ-6)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 110 кВ Бутырки - Самарская N 2; - отключении ЭВ-2 и ЭВ-4 на ПС 110 кВ Рижская. Одновременное замыкание КЛ 110 кВ Самарская - Рижская N 1 и N 2 возможно при выполнении одного из условий: - отключении ЭВ-1 и ЭВ-2 и ЭВ-4 и ЭВ-5; - отключении КЛ 110 кВ Бутырки - Самарская N 1 и 2
40	ПС 110 кВ Сити	КЛ 110 кВ Пресня - Сити N 2	ЭВ КЛ 110 кВ Пресня - Сити N 2	ТКЗ на ПС 110 кВ Сити (ЭВ КЛ 110 кВ Маяковская - Сити N 1, N 2, ЭВ КЛ 110 кВ Пресня - Сити N 1, N 2, ЭВ Т-1 110 кВ, ЭВ Т-2 110 кВ), ПС 110 кВ Фили (МВ 110 кВ Т-2, МВ 110 кВ Т-3, МВ КВЛ 110 кВ Фили - Мазилово I, II цепь), ПС 220 кВ Пресня (ЭВ КЛ 110 кВ Фили - Пресня N 1, N 2), ТЭС Международная (ЭВ-123 Т-23, ЭВ-124 Т-24, ЭВ-194 Г-4, ЭВ-195 Г-5)	Замыкание возможно при отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити N 1 и N 2 и КЛ 110 кВ Маяковская - Сити N 1 и N 2
41	ПС 110 кВ Сокольники	I-II СШ 110 кВ	ШСМВ 110 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-23 (ЭВ-102 110 кВ КВЛ 110 кВ Измайлово - ТЭЦ-23 I цепь, ЭВ-101 110 кВ КВЛ 110 кВ Измайлово - ТЭЦ-23 II цепь, ЭВ-104 110 кВ КВЛ 110 кВ ТЭЦ-23 - Электрозаводская I цепь, ЭВ-105 110 кВ КВЛ 110 кВ ТЭЦ-23 - Электрозаводская II цепь, МВ-194 110 кВ Т-94, ЭВ-195-I 110 кВ Т-95-I, ЭВ-195-II 110 кВ Т-95-II), ПС 220 кВ Свиблово (ЭВ ВЛ 110 кВ Свиблово - Ростокино I, II цепь, ЭВ КЛ 110 кВ Свиблово - Лосинка N 1,2, ЭВ ВЛ 110 кВ Свиблово - Сокольники I, II цепь), ПС 110 кВ Сокольники (все присоединения), ПС 110 кВ Стромынка (все присоединения), ПС 110 кВ Измайлово (МВ 110 кВ Т-1, Т-2), ПС 110 кВ Черкизово (МВ 110 кВ Т-2, МВ 110 кВ Т-1 + Т-4), ПС 110 кВ Метростроевская (ЭВ 110 кВ Т-1, Т-2)	Замыкание возможно при отключении двух ЛЭП транзита 110 кВ от ПС 110 кВ Сокольники до ТЭЦ-23 и отключении ЭВ 110 кВ АТ-1 (ЭВ 110 кВ АТ-2) на ПС 220 кВ Свиблово. Выбор отключаемых ЛЭП производится исходя из конкретной схемно-режимной ситуации
42	ПС 110 кВ Сырово	I-II СШ 110 кВ	ШСМВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Сырово (все присоединения, кроме МВ КВЛ 110 кВ Грач - Сырово), ПС 500 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп.)	Замыкание возможно при отключении КВЛ 110 кВ Грач - Сырово. Дополнительно на ПС 220 кВ Бутово возможно включение ЭВ 110 кВ АТ-1 (АТ-2) Дополнительно на ПС 500 кВ Пахра выполнить отключение ВВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками
43	ПС 110 кВ Таганская	КЛ 110 кВ Таганская - Новоспасская N 1	ЭВ КЛ 110 кВ Таганская - Новоспасская N 1	ТКЗ на ПС 220 кВ Павелецкая (ЭВ КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Павелецкая, ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Берсеневская, ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Таганская N 2), ПС 110 кВ Новоспасская (МВ 110 кВ Т-1), ПС 110 кВ Таганская (ЭВ 110 кВ Т-1), ПС 110 кВ Угреша (ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-8 - Угреша, ЭВ КЛ 110 кВ АЗЛК - Угреша N 1, N 2, ЭВ 110 кВ Т-1, Т-2, Т-3, Т-4, ЭВ КЛ 110 кВ Угреша - Новоспасская N 2, ЭВ КВЛ 110 кВ Угреша - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 110 кВ Таганская - Павелецкая N 1; - отключении КЛ 110 кВ Угреша - Новоспасская N 1
44	ПС 110 кВ Таганская	КЛ 110 кВ Таганская - Новоспасская N 2	ЭВ КЛ 110 кВ Таганская - Новоспасская N 2	ТКЗ на ПС 220 кВ Мячково (МВ 110 кВ Т-3)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 110 кВ Таганская - Павелецкая N 2; - отключении КВЛ 110 кВ Чагино - Новоспасская; - отключении ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Чистая; - остановленном одном ТГ из состава ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-6 на ТЭЦ-22
45	ПС 110 кВ Тушино	КВЛ 110 кВ Новобратцево - Тушино	МВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Тушино	ТКЗ на ПС 110 кВ Тушино (МВ 110 кВ Т-2), ПС 110 кВ Октябрьская (ЭВ 110 кВ Т-1 ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ 110 кВ Т-3), Сходненская ГЭС (МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I цепь, МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС II цепь)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - разрыве транзита 110 кВ Тушино - Свобода - Новобратцево по обеим цепям. При этом дополнительно на ПС 220 кВ Новобратцево включить ШСЭВ 1 сек. 110 кВ и ШСЭВ 2 сек. 110 кВ и отключить АТ-1 (АТ-2) по 110 кВ, для снижения т.к.з. на ПС 220 кВ Новобратцево отключить ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ленинградская I (II) цепь и на ПС 220 кВ Гражданская отключить ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Ленинградская N 2 (N 1); - отключении ШОМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Тушино и отключении КВЛ 110 кВ Герцево - Тушино I или II цепь; - отключении КВЛ 110 кВ Герцево - Тушино I и II цепь
46	ПС 110 кВ Фили	I-II СШ 110 кВ	ШСМВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Фили (МВ 110 кВ Т-2, МВ 110 кВ Т-3, 1 МВ 110 кВ Т-2, МВ КВЛ 110 кВ Фили - Мазилово I цепь, МВ КВЛ 110 кВ Фили - Мазилово II цепь)	Замыкание возможно при одновременном отключении КВЛ 110 кВ Очаково - Фили, Т-4 ПС 110 кВ Фили
47	ПС 110 кВ Фили	КЛ 110 кВ Фили - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха	МВ КЛ 110 кВ Фили - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха	ТКЗ на ТЭЦ-16 (ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 1 (ЭВ 108), ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 2 (ЭВ 107), ЭВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Токамак, ЭВ 110 кВ Т-3 (ЭВ 103), МВ 110 кВ Т-2 (МВ 102), МВ 110 кВ Т-4 (МВ 104)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении АТ-1 ПС 220 кВ Гражданская и останове ТГ-5, ТГ-6, ТГ-7 на ТЭЦ-16, дополнительно возможно включение КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 I цепь; - отключении КВЛ 110 кВ Очаково - Фили; - отключении КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 II цепь, при этом необходимо включить КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 I цепь, отключить КВЛ 110 кВ Очаково - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха (для надежного питания потребителей ПС 110 кВ Ходынка); - включении КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 I цепь, отключении ШСЭВ 110 кВ и ШСВ 110 кВ (МВ 112) на ТЭЦ-16, отключении КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 1 (2) (или КВЛ 220 кВ Бескудниково - Гражданская N 1 (2) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 2 (1) (или КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 2 (1). Дополнительно необходимо на ПС 220 кВ Новобратцево включить КЛ 110 кВ Новобратцево - Войковская N 1, на ПС 220 кВ Гражданская отключить КЛ 110 кВ Гражданская - Войковская N 1 (возможно при потреблении в ОЗ Московского РДУ не более 15500 МВт); - включении КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 I цепь, отключении ШСЭВ 110 кВ и ШСВ 110 кВ (МВ 112) на ТЭЦ-16. Дополнительно необходимо включить КЛ 110 кВ Новобратцево - Коптево N 2 и отключить КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 2, включить КЛ 110 кВ Новобратцево - Войковская N 1 и отключить КЛ 110 кВ Гражданская - Войковская N 1 (возможно при потреблении в ОЗ Московского РДУ не более 15500 МВт)
48	ПС 110 кВ Фрезер	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	По условиям РЗА не допускаются 3 параллельных транзита. Потеря дальнего резервирования для присоединений ПС 110 кВ Фрезер, ТЭЦ-11, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений ПС 110 кВ Фрезер, ТЭЦ-11, потеря селективности резервных защит присоединений ПС 110 кВ Фрезер, ТЭЦ-11, ПС 110 кВ Карачарово, ПС 220 кВ Баскаково	Возможно замыкание при отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-11 - Фрезер N 1 или КЛ 110 кВ ТЭЦ-11 - Фрезер N 2 или КЛ 110 кВ ТЭЦ-11 - Фрезер N 3
49	ПС 110 кВ Черкизово	I-II СШ 110 кВ	ШСМВ 110 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-23 (ЭВ-102 110 кВ КВЛ 110 кВ Измайлово - ТЭЦ-23 I, ЭВ-101 110 кВ КВЛ 110 кВ Измайлово - ТЭЦ-23 II, МВ-161 110 кВ Т-60р1, МВ-162 110 кВ Т-60р2, МВ-163 110 кВ Т-60р3), ПС 110 кВ Черкизово (МВ 110 кВ Т-1 + Т-4, МВ 110 кВ Т-2, МВ 110 кВ Т-3, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Черкизово I, II цепь)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КВЛ 110 кВ Восточная - Черкизово I и II цепь; - отключении КВЛ 110 кВ ТЭЦ-23 - Электрозаводская I и II цепь с отключением АТ-2 (АТ-3) по 110 кВ на ПС 220 кВ Восточная с включением ШСМВ 2 сек. 110 кВ ПС 220 кВ Восточная
50	ПС 110 кВ Электросталь	I-II СШ 110 кВ	ШСМВ 110 кВ	по условиям РЗА Потеря дальнего резервирования присоединений ПС 110 кВ Электросталь, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений 110 кВ ПС 500 кВ Ногинск, ПС 220 кВ Шибаново, возможность излишней работы ДЗШ 110 кВ на ПС 500 кВ Ногинск, ПС 220 кВ Шибаново, ПС 110 кВ Электросталь, потеря селективности резервных защит присоединений 110 кВ ПС 500 кВ Ногинск, ПС 220 кВ Шибаново	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении ВЛ 110 кВ Ногинск - Электросталь I и II цепь; - отключении ВЛ 110 кВ Шибаново - Электросталь I и II цепь
51	ПС 220 кВ Автозаводская	I, II СШ 1-2 секции 110 кВ	ШСЭВ 1 сек 110 кВ, ШСЭВ 2 сек 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Кожухово (ЭВ 110 кВ Т-3, МВ КЛ 110 кВ Кожухово - Автозаводская)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении СЭВ I и II СШ 110 кВ ПС 220 кВ Автозаводская; - отключении АТ-1(2) (полностью или односторонне по 110 или 220 кВ) на ПС 220 кВ Автозаводская; - отключении КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 4 или КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 5; - включении КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь и КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь (КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1), отключении АТ-1 по 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская, КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная и останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9
52	ПС 220 кВ Автозаводская	I, II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Южная (все присоединения 220 кВ)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 4; - отключении КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 5
53	ПС 220 кВ Автозаводская	КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1	ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1	ТКЗ на ПС 110 кВ Черемушки (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 2, ЭВ КВЛ 110 кВ Зюзино - Черемушки I цепь, ЭВ КВЛ 110 кВ Зюзино - Черемушки II цепь), ТЭЦ-20 (ЭВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, ЭВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 2)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-2 по 110 кВ ПС 220 кВ Южная; - отключении АТ-1 ПС 220 кВ Южная, включении ШСЭВ 1 сек 110 кВ, ШСЭВ 2 сек 110 кВ на ПС 220 кВ Южная и отключении КВЛ 110 кВ Кожухово - Южная; - отключении КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная; - останове ТГ-8 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2 на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая); - останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5 на ТЭЦ-9. Включение ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1 при замкнутых ШСЭВ 1 сек 110 кВ, ШСЭВ 2 сек 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключение АТ-1 по 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская, КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная и ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9; - отключение СЭВ I и II СШ 110 кВ ПС 220 кВ Автозаводская, останов ТГ-8 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2 на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая), ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9 и ТГ-6, ТГ-7 на ТЭЦ-8; - отключение СЭВ I и II СШ 110 кВ ПС 220 кВ Автозаводская, АТ-2 по 110 кВ на ПС 220 кВ Южная, а также при выполнении одного из следующих условий: - останов ТГ-8 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2 на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая); - останов двух генераторов из состава (ТГ-1, ТГ-4, ТГ-7) на ТЭЦ-9; - останов ТГ-6, ТГ-7 на ТЭЦ-8 и ТГ-1 (ТГ-4) на ТЭЦ-9. Включение ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1 и ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь (ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь) при замкнутых ШСЭВ 1 сек 110 кВ, ШСЭВ 2 сек 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская возможно при отключении АТ-1 по 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская, КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная и ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9; Одновременное включение КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1 и КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь и КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь возможно при отключении КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная, останове ТГ-5, ТГ-7, ТГ-8 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая), отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Автозаводская N 7 (или Т-7 на ТЭЦ-9 или останове ТГ-7 на ТЭЦ-9)
54	ПС 220 кВ Автозаводская	КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь	ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь	ТКЗ на ПС 110 кВ Черемушки (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 2, ЭВ КВЛ 110 кВ Зюзино - Черемушки I цепь, ЭВ КВЛ 110 кВ Зюзино - Черемушки II цепь), ТЭЦ-20 (МВ 110 кВ Т-2, МВ 110 кВ Т-8, ЭВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, ЭВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 2), ПС 110 кВ Кожуховская (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-4)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: 1. Отключении КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная; 2. Отключении 4 сек 110 кВ на ПС 500 кВ Чагино и КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 4 (или АТ-2 Автозаводская), отключении КВЛ 110 кВ Угреша - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево со стороны ПС 110 кВ Угреша и включении со стороны ПС 220 кВ Сабурово), отключении ТГ-7 на ТЭЦ-9 (или КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Автозаводская N 7 или Т-7) и останове ТГ-8, ТГ-7 и ТГ-5 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2 на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая); 3. Отключении СЭВ II СШ 110 кВ ПС 220 кВ Автозаводская и останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9; 4. Отключении АТ-2 по 110 кВ на ПС 220 кВ Южная и останове ТГ-8 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2 на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая); 5. Отключении АТ-2 по 110 кВ на ПС 220 кВ Южная и останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9; 6. Отключении АТ-2 по 110 кВ на ПС 220 кВ Южная и останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5 на ТЭЦ-9 и ТГ-6, ТГ-7 на ТЭЦ-8. Включение ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь при замкнутых ШСЭВ 1 сек 110 кВ, ШСЭВ 2 сек 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская возможно при: - отключение АТ-1 по 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская, КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная и останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9; - отключении СЭВ I и II СШ 110 кВ ПС 220 кВ Автозаводская и останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9, ТГ-6, ТГ-7 на ТЭЦ-8, ТГ-8 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2 на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая); - отключении СЭВ I и II СШ 110 кВ ПС 220 кВ Автозаводская, АТ-2 по 110 кВ на ПС 220 кВ Южная и останове ТГ-8 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2 на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая) или ТГ-7 и ТГ-1 (ТГ-4) на ТЭЦ-9 или ТГ-6, ТГ-7 на ТЭЦ-8 и одном из состава (ТГ-1, ТГ-4, ТГ-7) на ТЭЦ-9. Одновременное включение КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1 и КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь (КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь) при замкнутых ШСЭВ 1 сек 110 кВ, ШСЭВ 2 сек 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская возможно при отключении АТ-1 по 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская, КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная и останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9. Одновременное включение КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1 и КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь и КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь возможно при отключении КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная, останове ТГ-5, ТГ-7, ТГ-8 на ТЭЦ-20, отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Автозаводская N 7 (или Т-7 на ТЭЦ-9 или останове ТГ-7 на ТЭЦ-9)
55	ПС 220 кВ Абрамово	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-23 ((МВ-293 220 кВ Т-93, МВ-291 220 кВ АТ-91), ПС 220 кВ, Абрамово (ЭВ Т-1, Т-2, Т-3), ПС 220 кВ Восточная (все присоединения 220 кВ кроме ЭВ КЛ 220 кВ Восточная - Абрамово N 1, ЭВ КЛ 220 кВ Восточная - Абрамово N 2, ЭВ КВЛ 220 кВ Парковая - Восточная), ПС 220 кВ Абрамово (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3), ПС 220 кВ Баскаково (все присоединения 2 сек 220 кВ)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 220 кВ Восточная - Абрамово N 1; - отключении КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 2 и КЛ 220 кВ Восточная - Абрамово N 1 и включении КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 1
56	ПС 220 кВ Абрамово	КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 1	ЭВ КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 1	ТКЗ на ТЭЦ-23 (МВ Т-93, МВ-291 220 кВ АТ-91), ПС 220 кВ Баскаково (МВ КВЛ 220 кВ Борисово - Баскаково)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 220 кВ Восточная - Абрамово N 1 или КЛ 220 кВ Чагино - Цимлянская N 1 или КЛ 220 кВ Цимлянская - Горьковская N 1; - отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Гольяново I цепь (или ВЛ 220 кВ Гольянов - Парковая I цепь или ВЛ 220 кВ Парковая - Восточная)
57	ПС 220 кВ Баскаково	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-11 (все присоединения II СШ 110 кВ, кроме ЭВ 110 кВ КЛ ТЭЦ-11 - Фрезер III), ПС 220 кВ Баскаково (ЭВ КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I, II цепь, ЭВ КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино I, II цепь, ЭВ 110 кВ АТ-1, АТ-2, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-11 - Баскаково), ПС 220 кВ Восточная (все присоединения 1 сек 110 кВ), ПС 110 кВ Фрезер (ЭВ 110 кВ Т-1), ПС 110 кВ Измайлово (МВ ВЛ 110 кВ Измайлово - Восточная I, II цепь, МВ 110 кВ Т-3)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-1 по 110 кВ на ПС 220 кВ Баскаково, КЛ 110 кВ Баскаково - Фрезер и КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I (II) цепь; - отключении АТ-1 по 110 кВ на ПС 220 кВ Баскаково, КЛ 110 кВ Баскаково - Фрезер и КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино II цепь (или КВЛ 110 кВ Косино - Выхино II цепь или КЛ 110 кВ Карачарово - Выхино N 2)
58	ПС 220 кВ Белорусская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Очаково (В 2173 Т-9), ТКЗ на ПС 220 кВ Матвеевская (ЭВ-220 кВ Т-2, Т3)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 220 кВ Очаково - Магистральная N 1 (N 2); - отключении КЛ 220 кВ Магистральная - Белорусская N 1 (N 2); - отключении АТ-7 (или АТ-2 или АТ-3) ПС 500 кВ Очаково
59	ПС 220 кВ Борисово	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп.), ПС 110 кВ Сырово (МВ 110 кВ Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками на ПС 500 кВ Пахра - отключении АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Борисово и отключении КВЛ 110 кВ Пахра - Грач (при включенной ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками); - отключении АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Борисово и отключении КЛ 110 кВ Бутово - Грач N 1 и N 2 (при включенной ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками); - отключении АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Борисово и отключении КЛ 110 кВ Бутово - Грач N 1 и ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Грач (при включенной ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками)
60	ПС 220 кВ Бутырки	I-II СШ 220 кВ	ЭВ II СШ КЛ 220 кВ Бутырки - Центральная ЭВ II СШ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Бутырки с отпайкой на ТСН-ВК-61 ЭВ I СШ КЛ 220 кВ Бутырки - Владыкино ЭВ II СШ КВЛ 220 кВ Бескудниково - Бутырки ЭВ I СШ КВЛ 220 кВ Бутырки - Марфино ЭВ II СШ 220 кВ АТ-1 ЭВ I СШ 220 кВ АТ-2	ТКЗ на ПС 220 кВ Мещанская (все выключатели I СШ 220 кВ), ПС 220 кВ Бутырки (все присоединения 220 кВ), ПС 220 кВ Владыкино (все присоединения 2 сек 220 кВ), ПС 220 кВ Марфино (все присоединения 2 СШ 220 кВ), ТЭЦ-23 (МВ-293 220 кВ Т-93)	Замыкание возможно при отключении КВЛ 220 кВ Бутырки - Марфино, КЛ 220 кВ Бутырки - Владыкино, КЛ 220 кВ Бутырки - Центральная и ЭВ II СШ 220 кВ Т-5 на ПС 220 кВ Бутырки
61	ПС 220 кВ Бутырки	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Бутырки (все присоединения, кроме ШСМВ 110 кВ), ПС 220 кВ Гражданская (ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 1, ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Ленинградская N 1, 2), ПС 110 кВ Ленинградская (МВ 110 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-2)	Замыкание возможно при отключении АТ-1 или АТ-2 на ПС 220 кВ Бутырки и КВЛ 110 кВ Бутырки - Гражданская I и II цепь с отпайкой на ПС Миусская (возможно отключение на ПС 220 кВ Гражданская ЭВ КВЛ 110 кВ Бутырки - Гражданская I (II) цепь с отпайкой на ПС Миусская и на ПС 220 кВ Бутырки ЭВ КВЛ 110 кВ Бутырки - Гражданская II (I) цепь с отпайкой на ПС Миусская
62	ПС 220 кВ Ваганьковская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1), ПС 220 кВ Мневники (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3), ПС 220 кВ Ваганьковская (все присоединения 220 кВ, кроме ШСЭВ), ТЭЦ-16 (ЭВ 220 кВ АТ-1, ЭВ 220 кВ Т-8Б)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КВЛ 220 кВ Бескудниково - Гражданская N 1, N 2; - отключении КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 1 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская N 1; - отключении КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 2 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская N 2; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская N 1 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская N 2
63	ПС 220 кВ Восточная	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Восточная (все присоединения 220 кВ), ТЭЦ-23 (МВ-291 220 кВ АТ-91, МВ-293 220 кВ Т-93, МВ-298 220 кВ Т-98), ПС 220 кВ Баскаково (МВ КВЛ 220 кВ Борисово - Баскаково)	Замыкание возможно при отключении двух отходящих ЛЭП 220 кВ (кроме ВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Восточная) и при размыкании транзита 220 кВ Восточная - Абрамово - Горьковская - Цимлянская - Чагино II цепь, дополнительно на ТЭЦ-23 должен быть отключен ТГ-3 (или Блок 7)
64	ПС 220 кВ Восточная	1 сек 110 кВ - Трансфер 110 кВ,	ШСМВ 1 сек 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Восточная (МВ 110 кВ АТ-1, МВ 110 кВ АТ-3, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Некрасовка с отпайкой на ПС Ясная, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I, II цепь, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Черкизово I, II цепь)	Замыкание возможно при отключении АТ-1 на ПС 220 кВ Восточная и отключении КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I и II цепь
65	ПС 220 кВ Восточная	1-2 сек 110 кВ	СМВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Восточная (МВ 110 кВ АТ-1, МВ 110 кВ АТ-2, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Некрасовка с отпайкой на ПС Ясная, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I, II цепь, МВ ВЛ 110 кВ Измайлово - Восточная I, II цепь)	Замыкание возможно при отключении АТ-1 на ПС 220 кВ Восточная и отключении КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I (II) цепь и ВЛ 110 кВ Измайлово - Восточная I (II) цепь
66	ПС 220 кВ Восточная	2 сек 110 кВ - Трансфер 110 кВ	ШСМВ 2 сек 110 кВ	по условиям РЗА Потеря дальнего резервирования для присоединений 2 сек. 110 кВ и трансфера 110 кВ ПС 220 кВ Восточная, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений АТ-2 и АТ-3 ПС 220 кВ Восточная, ПС 110 кВ Измайлово, ТЭЦ-11, ПС 220 кВ Баскаково, потеря селективности резервных защит присоединений ПС 220 кВ Восточная	Замыкание возможно при отключении АТ-2 или АТ-3 ПС 220 кВ Восточная
67	ПС 220 кВ Герцево	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Герцево (все присоединения 220 кВ, кроме ШСЭВ 220 кВ), ПС 220 кВ Куркино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Дубнинская (ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Пенягино (все присоединения 220 кВ), Сходненской ГЭС (МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I цепь, МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС II цепь), ПС 220 кВ Радищево (МВ КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево I цепь, МВ КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево II цепь)	Замыкание возможно при одновременном отключении КВЛ 220 кВ Пенягино - Герцево, КВЛ 220 кВ Яшино - Герцево, КВЛ 220 кВ Куркино - Герцево, АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Герцево
68	ПС 220 кВ Герцево	I-II СШ 1 сек. 110 кВ	ШСЭВ 1 сек. 110 кВ	ТКЗ на Сходненской ГЭС (МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I цепь, МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС II цепь)	Замыкание ШСЭВ 1 сек. 110 кВ на ПС 220 кВ Герцево возможно при отключении СЭВ II СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Герцево, отключении ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Ангелово, отключении ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Тушино, включении КВЛ 110 кВ Новобратцево - Тушино. При этом дополнительно на ПС 220 кВ Новобратцево необходимо включить ШСЭВ 1 сек. 110 кВ и ШСЭВ 2 сек. 110 кВ и отключить АТ-1 (АТ-2) по 110 кВ, отключить ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ленинградская I (II) цепь и на ПС 220 кВ Гражданская отключить ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Ленинградская N 2 (N 1). Одновременное замыкание ШСЭВ 1 сек. 110 кВ и ШСЭВ 2 сек. 110 кВ на ПС 220 кВ Герцево возможно при выполнении одного из условий: - отключении АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Герцево, отключении КЛ 110 кВ Свобода - Тушино N 1 (N 2), отключении КВЛ 110 кВ Новобратцево - Свобода II (I) цепь, отключении ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Тушино, включении КВЛ 110 кВ Новобратцево - Тушино. При этом дополнительно на ПС 220 кВ Новобратцево необходимо включить ШСЭВ 1 сек. 110 кВ и ШСЭВ 2 сек. 110 кВ и отключить АТ-1 (АТ-2) по 110 кВ, отключить ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ленинградская I (II) цепь и на ПС 220 кВ Гражданская отключить ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Ленинградская N 2 (N 1); - отключении АТ-1 и АТ-2 ПС 220 кВ Герцево (возможно при потреблении в ОЗ Московского РДУ не более 10000 МВт при температуре не выше 25 °C)
69	ПС 220 кВ Герцево	I-II СШ 2 сек. 110 кВ	ШСЭВ 2 сек. 110 кВ	ТКЗ на Сходненской ГЭС (МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I цепь, МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС II цепь)	Замыкание ШСЭВ 2 сек. 110 кВ на ПС 220 кВ Герцево возможно при выполнении одного из условий: - отключении СЭВ II СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Герцево, отключении ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Тушино, включении КВЛ 110 кВ Новобратцево - Тушино. При этом дополнительно на ПС 220 кВ Новобратцево необходимо включить ШСЭВ 1 сек. 110 кВ и ШСЭВ 2 сек. 110 кВ и отключить АТ-1 (АТ-2) по 110 кВ, отключить ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ленинградская I (II) цепь и на ПС 220 кВ Гражданская отключить ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Ленинградская N 2 (N 1); - отключении СЭВ I СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Герцево и отключении ЭВ 110 кВ АТ-2 ПС 220 кВ Герцево; - отключении СЭВ I СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Герцево и отключении СЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Хуторская. Одновременное замыкание ШСЭВ 1 сек. 110 кВ и ШСЭВ 2 сек. 110 кВ на ПС 220 кВ Герцево возможно при выполнении одного из условий: - отключении АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Герцево, отключении КЛ 110 кВ Свобода - Тушино N 1 (N 2), отключении КВЛ 110 кВ Новобратцево - Свобода II (I) цепь, отключении ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Тушино, включении КВЛ 110 кВ Новобратцево - Тушино. При этом дополнительно на ПС 220 кВ Новобратцево необходимо включить ШСЭВ 1 сек. 110 кВ и ШСЭВ 2 сек. 110 кВ и отключить АТ-1 (АТ-2) по 110 кВ, отключить ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ленинградская I (II) цепь и на ПС 220 кВ Гражданская отключить ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Ленинградская N 2 (N 1); - отключении АТ-1 и АТ-2 ПС 220 кВ Герцево (возможно при потреблении в ОЗ Московского РДУ не более 10000 МВт при температуре не выше 25 °C)
70	ПС 220 кВ Говорово	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Профсоюзная (ЭВ 110 кВ Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КВЛ 220 кВ Чоботы - Говорово I цепь; - отключении КВЛ 220 кВ Чоботы - Говорово II цепь и АТ-1 по 110 кВ на ПС 220 кВ Чоботы; - отключении КВЛ 220 кВ Очаково - Говорово I цепь
71	ПС 220 кВ Горьковская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Абрамово (ЭВ 220 кВ Т-2, Т-3), ПС 220 кВ Горьковская (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2, Т-3, ЭВ КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 1), ПС 220 кВ Цимлянская (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Иловайская (МВ 220 кВ Т-1, Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ Цимлянская - Горьковская N 1; - отключении КЛ 220 кВ Цимлянская - Горьковская N 2 и КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 2
72	ПС 220 кВ Гражданская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Ваганьковская (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1), ПС 220 кВ Мневники (ЭВ 220 кВ Т-1), ПС 220 кВ Гражданская (ЭВ 220 кВ АТ-1, ЭВ 220 кВ АТ-2)	Замыкание возможно при: - отключении КВЛ 220 кВ Бескудниково - Гражданская N 2 и КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 1; - отключении КВЛ 220 кВ Бескудниково - Гражданская N 1 и N 2, включении В 253, В 234, отключении В 250, В 230 на ПС 500 кВ Бескудниково.
73	ПС 220 кВ Гражданская	I СШ 1-2 сек. 110 кВ	СЭВ I СШ 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Гражданская (все присоединения, кроме ШСЭВ 1 сек 110 кВ, СЭВ II СШ, СЭВ I СШ 110 кВ, ШСЭВ 2 сек. 110 кВ), ПС 110 кВ Ленинградская (все присоединения 110 кВ), ТЭЦ-16 (ЭВ 110 кВ Т-3 (ЭВ 103), ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 1, (ЭВ 108), N 2 (ЭВ 107), ЭВ КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 II цепь (ЭВ 106), ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Токамак (ЭВ 109), МВ 110 кВ Т-1 (МВ 101), МВ 110 кВ Т-2 (МВ 102), МВ 110 кВ Т-4 (МВ 104), ЭВ 110 кВ Т-6, ЭВ 110 кВ Т-5 (ЭВ 105), ЭВ 110 кВ РТСН-8), ПС 110 кВ Динамо (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КЛ 110 кВ Динамо - Гражданская N 1, N 2), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 110 кВ Коптево (ЭВ 110 кВ Т-1, Т-2, Т-3, Т-4, ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 1, N 2), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-2), Сходненская ГЭС (МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I, II цепь)	Замыкание возможно при отключении АТ-1 (АТ-2) по 110 кВ и ШСЭВ 1 сек 110 кВ ПС 220 кВ Гражданская, размыкании транзита 110 кВ Гражданская - Ленинградская - Новобратцево N 1 и N 2, отключении КВЛ 110 кВ Бутырки - Гражданская I и II цепь с отпайкой на ПС Миусская и КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 1 (на ПС 110 кВ Коптево КВЛ 110 кВ Новобратцево - Коптево I цепь должна быть включена)
74	ПС 220 кВ Гражданская	II СШ 1-2 сек. 110 кВ	СЭВ II СШ 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Гражданская (все присоединения, кроме ШСЭВ 1 сек 110 кВ, СЭВ II СШ, СЭВ I СШ 110 кВ, ШСЭВ 2 сек. 110 кВ), ПС 110 кВ Ленинградская (все присоединения 110 кВ), ТЭЦ-16 (ЭВ 110 кВ Т-3 (ЭВ 103), ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 1, (ЭВ 108), N 2 (ЭВ 107), ЭВ КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 II цепь (ЭВ 106), ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Токамак (ЭВ 109), МВ 110 кВ Т-1 (МВ 101), МВ 110 кВ Т-2 (МВ 102), МВ 110 кВ Т-4 (МВ 104), ЭВ 110 кВ Т-6, ЭВ 110 кВ Т-5 (ЭВ 105), ЭВ 110 кВ РТСН-8), ПС 110 кВ Динамо (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КЛ 110 кВ Динамо - Гражданская N 1,2), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 110 кВ Коптево (ЭВ 110 кВ Т-1, Т-2, Т-3, Т-4, ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 1, N 2) ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-2), Сходненская ГЭС (МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I, II цепь)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении АТ-1 (АТ-2) по 110 кВ и ШСЭВ 1 сек 110 кВ ПС 220 кВ Гражданская, КВЛ 110 кВ Бутырки - Гражданская I, II цепь с отпайкой на ПС Миусская и размыкании транзита 110 кВ Гражданская - Ленинградская - Новобратцево N 1 и N 2; - отключении ШСЭВ 1 сек 110 кВ ПС 220 кВ Гражданская и КЛ 110 кВ Динамо - Гражданская N 2 и КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 1
75	ПС 220 кВ Гражданская	КЛ 110 кВ Гражданская - Войковская N 2	ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Войковская N 2	ТКЗ на ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 110 кВ Коптево (ЭВ 110 кВ Т-2, Т-3, ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 2), ПС 110 кВ Динамо (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 220 кВ Гражданская (ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 2, ЭВ КЛ 110 кВ Динамо - Гражданская N 1 и N 2, ЭВ 110 кВ АТ-1, ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Войковская N 1, ШСЭВ 1 сек 110 кВ), ТЭЦ-16 (ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 1 (ЭВ 108), ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 2 (ЭВ 107), ЭВ КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 II цепь (ЭВ 106), ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Токамак (ЭВ 109), МВ 110 кВ Т-1 (МВ 101), МВ 110 кВ Т-2 (МВ 102), ЭВ 110 кВ Т-3 (ЭВ 103), МВ 110 кВ Т-4 (МВ 104), ЭВ 110 кВ Т-6, ЭВ 110 кВ Т-5 (ЭВ 105), ЭВ 110 кВ РТСН-8), Сходненская ГЭС (МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I, II цепь), ПС 110 кВ Тушино (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-3, МВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I цепь, МВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС II цепь)	Замыкание возможно при отключении ЭВ КЛ 110 кВ Новобратцево - Войковская N 2 на ПС Новобратцево
76	ПС 220 кВ Дубнинская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Дубнинская (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2), ТЭЦ-21 (все присоединения, кроме ЭВ-221 КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 1, ЭВ-222 КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2, СВ-213, СВ-215), ПС 220 кВ Щедрино (все присоединения), ПС 220 кВ Левобережная (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Куркино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 1; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2
77	ПС 220 кВ Золотаревская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Матвеевская (ЭВ-220 кВ Т-1, ЭВ-220 кВ Т-2, ЭВ-220 кВ Т-3), ПС 220 кВ Золотаревская (ЭВ Т-1, Т-2, Т-3), ТЭЦ-12 (ЭВ-201А 220 кВ Т-1А, ЭВ-201Б 220 кВ Т-1Б)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 1 и N 2 или при отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золотаревская N 1 и N 2; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 1 (N 2) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золотаревская N 2 (N 1)
78	ПС 220 кВ Ильинская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Ильинская (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Герцево (ЭВ 220 кВ Т-3, Т-4), ПС 220 кВ Пенягино (ЭВ 220 кВ Т-3)	Замыкание возможно при отключении КВЛ 220 кВ Ильинская - Герцево II цепь
79	ПС 220 кВ Капотня	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Чагино (В 221, В 220, В 222, В 230, В 232, В 241, В 240, В 250, В 252, В 270, В 273, В 2113, В 2110, В 2114), ПС 220 кВ Капотня (ЭВ КЛ 220 кВ Капотня - Нефтезавод, ЭВ КЛ 220 кВ Капотня - Крекинг N 1,2, ЭВ КЛ 220 кВ Капотня - Битум N 1,2), ПС 220 кВ Крекинг (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Иловайская (МВ 220 кВ Т-1, Т-2, СМВ 220 кВ, МВ ВЛ 220 кВ Сабурово - Иловайская, МВ КВЛ 220 кВ Иловайская - Чагино), ПС Восточная (ЭВ 220 кВ АТ-1, ЭВ 220 кВ АТ-3, ЭВ ВЛ 220 кВ Руднево - Восточная, ЭВ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Восточная)	Замыкание возможно при отключении КЛ 220 кВ Чагино - Капотня N 1 или КЛ 220 кВ Чагино - Капотня N 2
80	ПС 220 кВ Кожевническая	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ II СШ 220 кВ Т-5), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Красносельская (ЭВ 220 кВ Т-3), ТЭЦ-23 (МВ-203 220 кВ КВЛ 220 кВ Трубино - ТЭЦ-23, МВ-291 220 кВ АТ-91, МВ-293 220 кВ Т-93)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Кожевничевская N 2; - отключении КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 1
81	ПС 220 кВ Кожевническая	КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Кожевническая N 1	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Кожевническая N 1	ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ II СШ 220 кВ Т-5) ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-2) ПС 220 кВ Красносельская (ЭВ 220 кВ Т-3) ТЭЦ-23 (МВ-203 220 кВ КВЛ 220 кВ Трубино - ТЭЦ-23, МВ-291 220 кВ АТ-91, МВ-293 220 кВ Т-93)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 1; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 1. Одновременное включение КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Кожевническая N 1 и КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 2 возможно при отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 1 и N 2
82	ПС 220 кВ Котловка	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Матвеевская (ЭВ 220 кВ Т-1)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Котловка N 1 и КВЛ 220 кВ Котловка - Академическая (или ВЛ 220 кВ Академическая - Южная); - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Котловка N 2 и КВЛ 220 кВ Котловка - Коньково (или КВЛ 220 кВ Коньково - Очаково); - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Котловка N 1 (или КВЛ 220 кВ Котловка - Академическая или ВЛ 220 кВ Академическая - Южная) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Котловка N 2 (или КВЛ 220 кВ Котловка - Коньково или КВЛ 220 кВ Коньково - Очаково); - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 1 и N 2 (КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золотаревская N 1 и N 2); - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Пресня N 1 и N 2; - отключении КЛ 220 кВ Матвеевская - Пресня N 1(2) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 2(1) (КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золотаревская N 2 (1); - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Пресня N 1 (N 2) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 2(1) (КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золотаревская N 2 (1); - отключении КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 1; - отключении КВЛ 220 кВ Очаково - Говорово I цепь; - останове Блока 6 на ТЭЦ-25
83	ПС 220 кВ Красногорская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Красногорская (ЭВ 220 кВ АТ-2), ПС 220 кВ Пенягино (ЭВ 220 кВ Т-3)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КВЛ 220 кВ Красногорская - Ильинская II цепь; - отключении КВЛ 220 кВ Очаково - Красногорская
84	ПС 220 кВ Красногорская	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	по условиям РЗА Потеря дальнего резервирования для присоединений ПС 220 кВ Красногорская, ПС 110 кВ Рублево, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений ПС 110 кВ Рублево, ПС 110 кВ Барвиха, ПС 110 кВ Немчиновка, возможность излишней работы ДЗШ 110 кВ на ПС 110 кВ Нахабино, ПС 110 кВ Барвиха, ПС 110 кВ Рублево, потеря селективности резервных защит присоединений ПС 220 кВ Красногорская, ПС 110 кВ Рублево, ПС 110 кВ Барвиха, ПС 110 кВ Нахабино	Замыкание возможно при отключении АТ-1 или АТ-2 на ПС 220 кВ Красногорская
85	ПС 220 кВ Красногорская	КВЛ 110 кВ Красногорская - Строгино I цепь	МВ КВЛ 110 кВ Красногорская - Строгино I цепь	ТКЗ на ПС 110 кВ Мазилово (ЭВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-3), установлены защиты тупика	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 1; - отключении КЛ 110 кВ Крылатская - Строгино N 1
86	ПС 220 кВ Красносельская	КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 1	ЭВ КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 1	ТКЗ на ТЭЦ-23 (все присоединения 1 сек 220 кВ, кроме ЭВ-205 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Елоховская N 1, СЭВ-213 220 кВ I-III сек. 220 кВ), ПС 220 кВ Мещанская (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-3), ПС 220 кВ Красносельская (ЭВ 220 кВ Т-3, ЭВ КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 1), ПС 220 кВ Бутырки (все присоединения 1 СШ 220 кВ, кроме ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская N 1)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 1; - отключении КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская N 1
87	ПС 220 кВ Красносельская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-23 (МВ-203 220 кВ КВЛ 220 кВ Трубино - ТЭЦ-23, МВ-291 220 кВ АТ-91, МВ-292 220 кВ АТ-92, МВ-293 220 кВ Т-93, МВ-298 220 кВ Т-98), ПС 220 кВ Красносельская (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2, Т-3, ЭВ КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 2, ЭВ КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 1), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2)	Замыкание возможно при отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 1 или N 2
88	ПС 220 кВ Красносельская	КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 2	ЭВ КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 2	ТКЗ на ТЭЦ-23 (МВ-292 220 кВ АТ-92, МВ-293 220 кВ Т-93, МВ-298 220 кВ Т-98), ПС 220 кВ Красносельская (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2, Т-3, ЭВ КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 2), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Кожевническая N 2; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 2 Одновременное включение КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 2 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Кожевническая N 1 возможно при отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 1 и N 2
89	ПС 220 кВ Магистральная	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Очаково (В 2173 Т-9, В 2292 Т-13, В 253 АТ-5, В 2103 АТ-7, В 2342 КЛ 220 кВ Очаково - Никулино N 1, В 2123 КВЛ 220 кВ ТЭЦ-25 - Очаково N 4), ПС 220 кВ Магистральная (ЭВ КЛ 220 кВ Белорусская - Магистральная N 1, N 2, ЭВ 220 кВ АТ-1, АТ-2, ЭВ 220 кВ Т-3, Т-4, Т-5), ТКЗ на ПС 220 кВ Матвеевская (ЭВ-220 кВ Т-2, Т3)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ Очаково - Магистральная N 1 или N 2; - отключении АТ-7 ПС 500 кВ Очаково и останове Блока 4 или Блока 5 на ТЭЦ-25
90	ПС 220 кВ Марфино	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-23 (МВ-293 220 кВ Т-93, МВ-292 220 кВ АТ-92), ПС 220 кВ Марфино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3, ЭВ КВЛ 220 кВ Марфино - Свиблово I, II цепь), ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская N 2, ЭВ II СШ 220 кВ АТ-2, ЭВ II СШ 220 кВ Т-5, ЭВ II СШ КЛ 220 кВ Бутырки - Владыкино), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ КВЛ 220 кВ Владыкино - Бескудниково N 2)	Замыкание возможно при одновременном отключении КВЛ 220 кВ Владыкино - Бескудниково I цепь (или КЛ 220 кВ Владыкино - Марфино) и КВЛ 220 кВ Бутырки - Марфино
91	ПС 220 кВ Матвеевская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Очаково (все присоединения 3 и 4 сек 220 кВ, кроме В 2214 КВЛ 220 кВ Очаково-Матвеевская I цепь, В 2214 КВЛ 220 кВ Очаково - Матвеевская II цепь, В 2324 КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 1), ПС 220 кВ Матвеевская (ЭВ-220 кВ Т-1, Т-2, Т-3, ЭВ КЛ 220 кВ Матвеевская - Пресня N 1, ЭВ КЛ 220 кВ Матвеевская - Пресня N 2)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КВЛ 220 кВ Очаково-Матвеевская I цепь и II цепь; - отключении КВЛ 220 кВ Очаково-Матвеевская I (II) цепь и КЛ 220 кВ Матвеевская - Пресня N 2 (N 1)
92	ПС 220 кВ Мещанская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-23 (МВ-292 220 кВ АТ-92, МВ-298 220 кВ Т-98), ПС 220 кВ Мещанская (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2, Т-3, ЭВ КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 1), ПС 220 кВ Красносельская (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Бутырки (все присоединения I СШ 220 кВ, кроме ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская N 1), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Дубнинская (ЭВ-220 кВ Т-2, ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 110 кВ Сокольники (МВ 110 кВ Т-1, Т-2, Т-3)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 2; - отключении КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская N 1; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 2
93	ПС 220 кВ Мещанская	КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская N 2	ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская N 2	ТКЗ на ТЭЦ-23 (МВ-292 220 кВ АТ-92, МВ-298 220 кВ Т-98), ПС 220 кВ Мещанская (ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Красносельская (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ II СШ 220 кВ Т-5, ЭВ II СШ 220 кВ АТ-2), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Марфино (ЭВ 220 кВ Т-2, Т-3)	Замыкание возможно при отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 2 или КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 2 и одновременном выполнении одного из условий: - отключении Т-2 на ПС 220 кВ Владыкино; - останове Блока 7 на ТЭЦ-23
94	ПС 220 кВ Мневники	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Ваганьковская (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-3), ПС 220 кВ Мневники (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2, Т-3, ЭВ КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 1, N 2, ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 1, N 2), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1)	Замыкание возможно при - отключении КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 1 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 2, - отключении КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 2 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 1, - отключении КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 1 и N 2
95	ПС 220 кВ Молжаниновка	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Дубнинская (ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2, ЭВ-220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Старбеево (МВ 220 кВ Т-3, МВ 220 кВ Т-4, МВ 220 кВ АТ-1, МВ 220 кВ АТ-2), ПС 220 кВ Левобережная (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2)	Замыкание возможно при: - отключении КВЛ 220 кВ Молжаниновка - Омега I и II цепь или КВЛ 220 кВ Молжаниновка - Старбеево I и II цепь; - отключении КВЛ 220 кВ Молжаниновка - Омега I (II) цепь и Молжаниновка - Старбеево II (I) цепь
96	ПС 220 кВ Мячково	I-II СШ 110 кВ	ШСМВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Мячково (МВ 110 кВ Т-3, МВ КВЛ 110 кВ Мячково - Тураево I цепь, МВ КВЛ 110 кВ Мячково - Тураево II цепь)	Замыкание возможно при отключении АТ-4 (полностью или МВ 110 кВ АТ-4) или АТ-5 (полностью или МВ 110 кВ АТ-5) на ПС 220 кВ Мячково
97	ПС 220 кВ Никулино	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС Никулино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3, ЭВ 220 кВ Т-4), ПС 220 кВ Мневники (ЭВ 220 кВ Т-2, Т-3), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1)	Замыкание возможно при отключении КЛ 220 кВ Очаково - Никулино N 1 или N 2
98	ПС 220 кВ Новобратцево	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-21 (ЭВ-222 КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2, ЭВ-218 Т-18, ЭВ-293 АТ-93, ЭВ-294 АТ-94, ЭВ-296 Т-96, ЭВ-220 Т-20), ПС 220 кВ Яшино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Новобратцево (ЭВ 220 кВ Т-3, ЭВ 220 кВ Т-4, ЭВ 220 кВ АТ-1, ЭВ 220 кВ АТ-2), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Дубнинская (все присоединения), ПС 220 кВ Мещанская (все присоединения I СШ 220 кВ), Сходненская ГЭС (МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I, II цепь), ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ I СШ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Бутырки с отп.), ПС 220 кВ Куркино (ЭВ 220 кВ Т-1)	Замыкание возможно при выполнении следующих условий: - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Новобратцево N 1 и N 2, отключении Т-98 ТЭЦ-21, остановом одного из ТГ-3 и ТГ-4 или Т-96 на ТЭЦ-21; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Новобратцево N 1 и N 2 и АТ-6 на ПС 500 кВ Бескудниково; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Новобратцево N 1 и N 2 и отключении ВЛ 110 кВ Ростокино - Бутырки I и II цепь с отпайкой на ПС Останкино; - отключение КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Новобратцево N 2 и КЛ 220 кВ Яшино - Новобратцево N 1. Дополнительно для снижения ТКЗ должно быть выполнено одно из следующих мероприятий: - на ТЭЦ-21 остановлены ТГ-11А, ТГ-11Б, ТГ-11В; - на ТЭЦ-21 остановлены Блок 8 и ТГ-6 (или ТГ-3, или ТГ-4); - на ТЭЦ-21 остановлены Блок 8 и два любых генератора из состава ТГ-1, ТГ-2, ТГ-5, ТГ-7, ТГ-10; - на ТЭЦ-21 остановлены Блок 9, ТГ-5(6) и два любых генератора из состава ТГ-1, ТГ-2, ТГ-7, ТГ-10; - на ТЭЦ-27 остановлена ПГУ-4 и на ТЭЦ-21 Блок 8 (Блок 9) или на ТЭЦ-27 ПГУ-3; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Новобратцево N 1 и КЛ 220 кВ Яшино - Новобратцево N 2. Дополнительно для снижения ТКЗ должно быть выполнено одно из следующих мероприятий: - на ТЭЦ-21 остановлены ТГ-11А, ТГ-11Б, ТГ-11В и один генератор из состава ТГ-3, ТГ-4, ТГ-6; - на ТЭЦ-21 остановлены ТГ-11А, ТГ-11Б, ТГ-11В и на ТЭЦ-27 остановлен Г-31 или Г-41; - на ТЭЦ-21 остановлены Блок 8 и один из состава ТГ-1, ТГ-2, ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-6, ТГ-11Б, ТГ-11В; - на ТЭЦ-27 остановлена ПГУ-4; - на ТЭЦ-27 остановлена ПГУ-3 и на ТЭЦ-21 остановлен один генератор из состава ТГ-3, ТГ-4, ТГ-6, Блок 8, ТГ-11Б. - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Новобратцево N 2, КЛ 220 кВ Яшино - Новобратцево N 1, КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 1, включении В 234, В 253 и отключении В 230, В 250 на ПС 500 кВ Бескудниково; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Новобратцево N 1, КЛ 220 кВ Яшино - Новобратцево N 2, КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 1, включении В 234, В 253 и отключении В 230, В 250 на ПС 500 кВ Бескудниково. Дополнительно для снижения ТКЗ должно быть выполнено одно из следующих мероприятий: - на ТЭЦ-21 остановлены ТГ-11А, ТГ-11Б, ТГ-11В и один генератор из состава ТГ-1, ТГ-2, ТГ-5, ТГ-7, ТГ-10, Блок 9; - на ТЭЦ-21 остановлены ТГ-11Б и один из состава ТГ-3, ТГ-4, ТГ-6; - на ТЭЦ-21 остановлен Блок 8; - на ТЭЦ-21 остановлен ТГ-11Б и на ТЭЦ-27 остановлен один генератор из состава Г-31, Г-41; - на ТЭЦ-27 остановлена ПГУ-4; - на ТЭЦ-27 остановлена ПГУ-3 и на ТЭЦ-21 остановлен один любой генератор
99	ПС 220 кВ Новобратцево	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 1 секции 110 кВ, ШСЭВ 2 секции 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Новобратцево (ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Тушино, ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Коптево I, II цепь, ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ховрино I, II цепь, ЭВ 110 кВ Т-1, КЛ 110 кВ Новобратцево - Войковская N 2), ПС 110 кВ Тушино (МВ 110 кВ Т-1, Т-2, Т-3, МВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I, II цепь), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), Сходненская ГЭС (МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I, II цепь)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении АТ-2 ПС 220 кВ Новобратцево и размыкании транзита 110 кВ Тушино - Свобода - Новобратцево по обеим цепям - отключении АТ-1 ПС 220 кВ Новобратцево, размыкании транзита 110 кВ Тушино - Свобода - Новобратцево по обеим цепям, отключении одного генератора из состава ТГ3, ТГ4, ТГ10, ТГ11Б или одного из блочных трансформаторов из состава Т-96, Т-98 ТЭЦ-21; - отключении АТ-1 по 110 (220 кВ) ПС 220 кВ Новобратцево, размыкании транзита 110 кВ Тушино - Свобода - Новобратцево по обеим цепям, размыкании транзита 110 кВ Новобратцево - Ленинградская - Гражданская по обеим цепям
100	ПС 220 кВ Новобратцево	КЛ 110 кВ Новобратцево - Войковская N 1	ЭВ КЛ 110 кВ Новобратцево - Войковская N 1	ТКЗ на ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 110 кВ Коптево (ЭВ 110 кВ Т-2, Т-3, ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 2), ПС 220 кВ Новобратцево (ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Тушино, ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Коптево I цепь, ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ховрино I цепь, ЭВ 110 кВ Т-1), ПС 110 кВ Динамо (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 220 кВ Гражданская (ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 2, ЭВ КЛ 110 кВ Динамо - Гражданская N 1 и N 2, ЭВ 110 кВ АТ-1), ТЭЦ-16 (ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 1 (ЭВ 108), N 2 (ЭВ 107), ЭВ КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 II цепь (ЭВ 106), ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Токамак (ЭВ 109), МВ 110 кВ Т-1 (МВ 101), МВ 110 кВ Т-2 (МВ 102), ЭВ 110 кВ Т-3 (ЭВ 103), МВ 110 кВ Т-4 (МВ 104), ЭВ 110 кВ Т-6, ЭВ 110 кВ Т-5 (ЭВ 105), ЭВ 110 кВ РТСН-8), Сходненская ГЭС (МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I, II цепь)	Замыкание возможно при отключении ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Войковская N 1 на ПС 220 кВ Гражданская
101	ПС 220 кВ Нововнуково	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	по условиям РЗА Потеря дальнего резервирования для присоединений 220 кВ ПС 110 кВ Нововнуково, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений 220 кВ ПС 220 кВ Союз, ПС 220 кВ Встреча, ПС 220 кВ Подушкино, возможность излишней работы ДЗШ 110 кВ и 220 кВ на ПС 220 кВ Нововнуково, потеря селективности резервных защит присоединений 220 кВ ПС 220 кВ Нововнуково, ПС 220 кВ Союз, ПС 220 кВ Встреча, ПС 220 кВ Подушкино	Возможно замыкание при отключении КВЛ 220 кВ Очаково - Союз или КЛ 220 кВ Очаково - Подушкино или КВЛ 220 кВ Подушкино - Нововнуково или КВЛ 220 кВ Союз - Нововнуково
102	ПС 220 кВ Павелецкая	КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 1	ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 1	ТКЗ на ПС 110 кВ Даниловская (МВ 110 кВ Т-1), ПС 220 кВ Павелецкая (ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Таганская N 1, N 2, ЭВ КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Павелецкая, ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Берсеневская)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 1; - отключении КЛ 110 кВ Москворецкая - Даниловская N 1; - отключении АТ-1 или АТ-2 ПС 220 кВ Павелецкая (или 1(2) сек. 220 кВ ПС 220 кВ Павелецкая или КЛ 220 кВ Южная - Павелецкая N 1 (N 2) и разрыве транзита ТЭЦ-20 - Семеновская - Вернадская - Очаково по обеим цепям
103	ПС 220 кВ Павелецкая	КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2	ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2	ТКЗ на ПС 110 кВ Даниловская (МВ 110 кВ Т-2), ТЭЦ-20 (МВ 110 кВ Т-8, МВ 110 кВ Т-2, ЭВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1 и N 2), ПС 110 кВ Черемушки (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КВЛ 110 кВ Зюзино - Черемушки I, II цепь, ЭВ КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, N 2), ПС 220 кВ Павелецкая (ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Таганская N 1,2, ЭВ КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Павелецкая, ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Берсеньевская)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2; - отключении КЛ 110 кВ Москворецкая - Даниловская N 2; - отключении АТ-1 или АТ-2 ПС 220 кВ Павелецкая (или 1(2) сек. 220 кВ ПС 220 кВ Павелецкая или КЛ 220 кВ Южная - Павелецкая N 1 (N 2) и отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, 2
104	ПС 220 кВ Парковая	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-23 (МВ-291 220 кВ АТ-91, МВ-292 220 кВ АТ-92, МВ-293 220 кВ Т-93, МВ-298 220 кВ Т-98, МВ-203 КВЛ 220 кВ Трубино - ТЭЦ-23), ПС 220 кВ Парковая (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2, Т-3), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2)	Замыкание возможно при отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Гольяново I и II цепь или КВЛ 220 кВ Парковая - Гольяново I и II цепь. При этом выполнить переключения в прилегающей сети в следующей последовательности 1. отключить ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Гольяново I цепь (или КВЛ 220 кВ Парковая - Гольяново I цепь), 2. на ПС 220 кВ Горенки отключить ШСЭВ 220 кВ, 3. на ПС 220 кВ Восточная включить ШСЭВ 220 кВ и отключить КЛ 220 кВ Восточная - Абрамово N 2 (все для снижения т.к.з. на время операций), 4. на ПС 220 кВ Восточная переключить с перефиксацией в ДЗШ 2 комплект 220 кВ (REB670) КВЛ 220 кВ Парковая - Восточная на 2 СШ 220 кВ, КВЛ 220 кВ Горенки - Восточная на 1 СШ 220 кВ, ВЛ 220 кВ Руднево - Восточная на 1 СШ 220 кВ (все для предупреждения перегрузок по КВЛ 220 кВ Трубино - Горенки в ремонтной схеме), 5. на ПС 220 кВ Восточная включить КЛ 220 кВ Восточная - Абрамово N 2 и отключить ШСЭВ 220 кВ, 6. на ПС 220 кВ Горенки включить ШСЭВ 220 кВ, 7. отключить ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Гольяново II цепь (или КВЛ 220 кВ Парковая - Гольяново II цепь), 8. на ПС 220 кВ Парковая включить ШСЭВ 220 кВ, 9. вывести в ремонт ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Гольяново I и II цепь (или КВЛ 220 кВ Парковая - Гольяново I и II цепь)
105	ПС 220 кВ Пресня	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Матвеевская (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2, Т-3), ПС 220 кВ Пресня (ЭВ 220 кВ АТ-1, АТ-2, ЭВ 220 кВ Т-3, ЭВ 220 кВ Т-4), ПС 500 кВ Очаково (ЭВ 220 кВ Т-12)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Пресня N 2; - отключении КЛ 220 кВ Матвеевская - Пресня N 1; - отключении КЛ 220 кВ Матвеевская - Пресня N 2 и останове Блока 1 на ТЭЦ-12 или Блока 11 на ТЭЦ-20 или Блока 6 на ТЭЦ-25 или при одновременном останове ТГ-5, ТГ-7, ТГ-9 на ТЭЦ-12 и ТГ-2, ТГ-3, ТГ-5, ТГ-6, ТГ-7, ТГ-10 на ТЭЦ-20
106	ПС 220 кВ Пресня	КЛ 110 кВ Пресня - Сити N 1	ЭВ КЛ 110 кВ Пресня - Сити N 1	ТКЗ на ТЭЦ-12 (МВ-109 КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Зубовская N 2, ЭВ-106 КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Никитская N 2), ПС 110 кВ Сити (ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити N 1,2, ЭВ КЛ 110 кВ Маяковская - Сити N 1,2, ЭВ Т-1, 2 110 кВ, ШСЭВ 110 кВ), ПС 110 кВ Фили (МВ КВЛ 110 кВ Фили - Мазилово I и II цепь, МВ 110 кВ Т-2, МВ 110 кВ Т-3, МВ КЛ 110 кВ Фили - Пресня N 2, МВ КЛ 110 кВ Фили - Пресня N 1), ПС 220 кВ Пресня (ЭВ КЛ 110 кВ Фили - Пресня N 1, 2, ЭВ КЛ 110 кВ Пресня - Ткацкая N 1, 2, ЭВ КЛ 110 кВ Пресня - Сити N 2, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭС Международная - Пресня N 1,2), ТЭС Международная (ЭВ-123, ЭВ-124, ЭВ-194, ЭВ-195, ЭВ-196), ПС 220 кВ Центральная (ЭВ КЛ 110 кВ Центральная - Маяковская N 1, ЭВ КЛ 110 кВ Центральная - Маяковская N 2), ПС 110 кВ Зубовская (ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Зубовская N 2, ЭВ 110 кВ Т-2)	Замыкание возможно при отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити N 1 и N 2 и КЛ 110 кВ Маяковская - Сити N 1 и N 2
107	ПС 220 кВ Руднево	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Восточная (ЭВ 220 кВ АТ-3), ТЭЦ-23 (МВ-292 220 кВ АТ-92, МВ-298 220 кВ Т-98)	Замыкание возможно при отключении КВЛ 220 кВ Руднево - ТЭЦ-23
108	ПС 220 кВ Сабурово	КВЛ 110 кВ Угреша - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево	ЭВ КВЛ 110 кВ Угреша - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево	ТКЗ на ПС 220 кВ Сабурово (МВ ВЛ 110 кВ Сабурово - Видное II цепь с отпайкой на ПС Сенная, МВ ВЛ 110 кВ Курьяново - Сабурово I цепь, ЭВ ВЛ 110 кВ Южная - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево), ПС 500 кВ Пахра (ПС 500 кВ Пахра ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп.)	Замыкание возможно при отключении ЭВ КВЛ 110 кВ Угреша - Сабурово с отпайкой на ПС 110 кВ Беляево на ПС 110 кВ Угреша
109	ПС 220 кВ Свиблово	1-2 сек 220 кВ	СЭВ 220 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-23 (МВ-293 220 кВ Т-93, МВ-298 220 кВ Т-98, МВ-291 220 кВ АТ-91, МВ-292 220 кВ АТ-92), ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ II СШ 220 кВ АТ-2, ЭВ II СШ 220 кВ Т-5), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Марфино (ЭВ 220 кВ Т-1)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КВЛ 220 кВ Марфино - Свиблово I цепь и II цепь; - отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Свиблово I цепь и II цепь
110	ПС 220 кВ Старбеево	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Старбеево (МВ 220 кВ АТ-1, МВ 220 кВ АТ-2, МВ 220 кВ Т-3, МВ 220 кВ Т-4), ПС 220 кВ Дубнинская (ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Левобережная (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Левобережная I и II цепь; - отключении КВЛ 220 кВ Левобережная - Старбеево I и II цепь; - отключении КВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Левобережная II цепь (КВЛ 220 кВ Левобережная - Старбеево II цепь), КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 1, включении В 234, В 253 и отключении В 230, В 250 на ПС 500 кВ Бескудниково, останове на ТЭЦ-27 ПГУ-3, останове на ТЭЦ-21 ТГ-5, Блок 9, Блок 11, ТГ-7 и ТГ-2 (или ТГ-1 и ТГ-4 (ТГ-3) при включенных ТГ-7 и ТГ-2)
111	ПС 220 кВ Старбеево	ВЛ 110 кВ Старбеево - Бурцево I цепь	МВ ВЛ 110 кВ Старбеево - Бурцево I цепь	по условиям РЗА установлены защиты тупика	Включение возможно при отключении ВЛ 110 кВ Бутаково - Бурцево I цепь с отпайками
112	ПС 220 кВ Хлебниково	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-27 (ЭВ 220 кВ Т-92, ЭВ 220 кВ ТСН-ВК-62, ЭВ 220 кВ РТСН-60Р-2, СЭВ-222 II с.ш. 1 и 2 сек., ЭВ 220 кВ Т-942, ЭВ 220 кВ Т-931, ЭВ 220 кВ Т-3Ф, ЭВ 220 кВ Т-4Ф, ЭВ 220 кВ Т-932, ЭВ 220 кВ Т-933, ЭВ 220 кВ Т-941, ЭВ 220 кВ Т-943), ПС 220 кВ Хлебниково (ЭВ 220 кВ АТ-1, ЭВ 220 кВ АТ-2), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2)	Замыкание возможно при отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Хлебниково N 1 или N 2
113	ПС 220 кВ Хованская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	по условиям РЗА: На ПС 220 кВ Лесная установлены защиты тупика, на ПС 220 кВ Хованская отсутствуют резервные защиты КЛ 220 кВ Лесная - Хованская, на АТ-1(2) отсутствуют защиты по стороне 220 кВ	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключение КЛ 220 кВ Лесная - Хованская N 1; - отключение КЛ 220 кВ Лесная - Хованская N 2
114	ПС 220 кВ Хованская	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	по условиям РЗА: Защиты по стороне 110 кВ АТ-1(2) не допускают замыкания ШСЭВ 110 кВ	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключение АТ-1 ПС 220 кВ Хованская; - отключение АТ-2 ПС 220 кВ Хованская.
115	ПС 220 кВ Центральная	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Центральная (ЭВ КВЛ 110 кВ Бутырки - Центральная I, II цепь, ЭВ 110 кВ АТ-3, АТ-4, ЭВ КЛ 110 кВ Центральная - Маяковская I, II цепь), ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ 110 кВ Т-4, МВ КЛ 110 кВ Бутырки - Самарская N 1, ЭВ ВЛ 110 кВ Ростокино - Бутырки I, II цепь с отпайкой на ПС Останкино), ПС 110 кВ Останкино (ЭВ-1 Т-1, ЭВ-2 Т-2), ПС 110 кВ Сити (ЭВ 110 кВ Т-1, Т-2, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити I, II цепь, ЭВ КЛ 110 кВ Пресня - Сити I цепь), ПС 110 кВ Маяковская (все выключатели)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-4 (АТ-3) ПС 220 кВ Центральная, ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Ростокино, ВЛ 110 кВ Ростокино - Бутырки I (II) цепь с отпайкой на ПС Останкино на ПС 220 кВ Бутырки, ВЛ 110 кВ Свиблово - Ростокино (II) I цепь на ПС 220 кВ Свиблово; - отключении АТ-6 на ТЭЦ-12 и отключении КВЛ 110 кВ Бутырки - Центральная I и II цепь; - отключении АТ-4 (АТ-3) ПС 220 кВ Центральная, отключении на ПС 220 кВ Центральная ЭВ КВЛ 110 кВ Бутырки - Центральная I цепь и ЭВ КВЛ 110 кВ Бутырки - Центральная II цепь
116	ПС 220 кВ Цимлянская	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Цимлянская (ЭВ КЛ 220 кВ Цимлянская - Горьковская N 1, N 2, ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Иловайская (МВ 220 кВ Т-1, Т-2)	Замыкание возможно при отключении КЛ 220 кВ Чагино - Цимлянская N 1 или КЛ 220 кВ Чагино - Цимлянская N 2 и КЛ 220 кВ Цимлянская - Горьковская N 2
117	ПС 220 кВ Чертаново	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	по условиям РЗА Потеря дальнего резервирования для присоединений 1 и 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Чертаново, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит для присоединений ПС 220 кВ Чертаново, ПС 220 кВ Южная, ПС 220 кВ Сабурово, ТЭЦ-26, потеря селективности резервных защит ПС 220 кВ Чертаново.	Замыкание возможно при отключении одной из ЛЭП 220 кВ, отходящих от ПС 220 кВ Чертаново
118	ПС 220 кВ Чоботы	КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 2	МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 2	ТКЗ на ПС 220 кВ Чоботы (МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Солнцево N 1,2, МВ КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1, МВ КВЛ 110 кВ Чоботы - Передельцы I, II цепь, МВ 110 кВ АТ-1, АТ-2), ПС 110 кВ Полет (ЭВ 110 кВ Т-1, Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - размыкании шин 110 кВ ПС 220 кВ Чоботы и ГТЭС Терешково с одновременным отключением АТ-2 по 110 кВ на ПС 220 кВ Чоботы; - размыкании шин 110 кВ ПС 220 кВ Чоботы и ГТЭС Терешково с одновременным остановом Г-2 и Г-4 на ГТЭС Терешково. Одновременное включение КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1 и N 2 возможно при отключении КВЛ 110 кВ Очаково - Медведевская I и II цепь (КВЛ 110 кВ Медведевская - Одинцово I и II цепь с отпайкой на ПС Мамоново) и выполнении всех перечисленных условий в указанной последовательности: - перевести на ПС 220 кВ Чоботы КЛ 110 кВ ГТЭС Терешково - Чоботы N 2, КВЛ 110 кВ Чоботы - Передельцы II цепь на I СШ 110 кВ, КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1 на II СШ 110 кВ (с перефиксацией в цепях ДЗШ), - отключить на ПС 220 кВ Чоботы КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1, - включить на ПС 110 кВ Полет КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1, - включить на ПС 220 кВ Чоботы КЛ 110 кВ Чоботы - Полет N 1 и N 2, отключить ШСМВ 110 кВ. Все вышеперечисленные мероприятия требуют дополнительной проверки по режиму на конкретное потребление
119	ПС 220 кВ Южная	КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь	ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь	ПС 110 кВ Черемушки (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, N 2, ЭВ КВЛ 110 кВ Зюзино - Черемушки I, II цепь), ТЭЦ-20 (МВ 110 кВ Т-2, ЭВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, N 2)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная; - отключении 4 сек 110 кВ на ПС 500 кВ Чагино и КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 4 (или АТ-2 Автозаводская), отключении КВЛ 110 кВ Угреша - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево со стороны ПС 110 кВ Угреша (и включении ее со стороны ПС 220 кВ Сабурово), останове ТГ-7 на ТЭЦ-9 (или отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Автозаводская N 7 или Т-7), останове ТГ-8, ТГ-7 и ТГ-5 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2 на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая); - отключении АТ-2 по 110 кВ на ПС 220 кВ Южная и останове ТГ-8 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2 на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая); - отключении АТ-2 по 110 кВ на ПС 220 кВ Южная и останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9; - отключении АТ-2 по 110 кВ на ПС 220 кВ Южная и останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5 на ТЭЦ-9 и ТГ-6, ТГ-7 на ТЭЦ-8. Включение ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь при замкнутых ШСЭВ 1 сек 110 кВ, ШСЭВ 2 сек 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-1 по 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская, КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная и останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9; - отключении СЭВ I и II СШ 110 кВ ПС 220 кВ Автозаводская, останове ТГ-8 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2 на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая), ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9 и ТГ-6, ТГ-7 на ТЭЦ-8; - отключении СЭВ I и II СШ 110 кВ ПС 220 кВ Автозаводская, АТ-2 по 110 кВ на ПС 220 кВ Южная и выполнении одного из следующих условий: - останов ТГ-8 на ТЭЦ-20 (при отключенном МВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Москворецкая N 2 на ТЭЦ-20 или ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2 на ПС 220 кВ Павелецкая), - останов ТГ-7 и ТГ-1 (ТГ-4) на ТЭЦ-9, - останов ТГ-6, ТГ-7 на ТЭЦ-8 и останов одного из состава ТГ-1, ТГ-4, ТГ-7 на ТЭЦ-9. Включение ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь и ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь (ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1) при замкнутых ШСЭВ 1 сек 110 кВ, ШСЭВ 2 сек 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская возможно при отключении АТ-1 по 110 кВ на ПС 220 кВ Автозаводская, КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная и останове ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9. Одновременное включение КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1 и КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь и КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь возможно при отключении КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная, останове ТГ-5, ТГ-7, ТГ-8 на ТЭЦ-20, отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Автозаводская N 7 (или Т-7 на ТЭЦ-9 или останове ТГ-7 на ТЭЦ-9)
120	ПС 220 кВ Южная	ВЛ 110 кВ Южная - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево	ЭВ ВЛ 110 кВ Южная - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево	ТКЗ на ПС 220 кВ Сабурово (ЭВ ВЛ 110 кВ Сабурово - Видное I цепь с отпайкой на ПС Каширская, МВ ВЛ 110 кВ Сабурово - Видное II цепь с отпайкой на ПС Сенная, МВ ВЛ 110 кВ Сабурово - Гоголево с отпайкой на ПС Сенная, МВ ВЛ 110 кВ Курьяново - Сабурово I цепь), ПС 110 кВ Черемушки (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2, ЭВ КВЛ 110 кВ Зюзино - Черемушки I, II цепь, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, N 2), ТЭЦ-20 (МВ 110 кВ Т-2, ЭВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, N 2)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении ЭВ ВЛ 110 кВ Южная - Сабурово с отпайкой на ПС 110 кВ Беляево на ПС 220 кВ Сабурово; - отключении АТ-1 на ПС 220 кВ Южная и выполнении всех перечисленных условий: - останове ТГ-1 (ТГ-4) на ТЭЦ-9, - отключении ШСМВ 110 кВ на ПС 220 кВ Сабурово, - переводе АТ-2 ПС 220 кВ Южная на 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Южная. - отключении АТ-2 на ПС 220 кВ Южная и отключении ШСМВ 110 кВ на ПС 220 кВ Сабурово
121	ПС 220 кВ Южная	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ 1 сек. 110 кВ, ШСЭВ 2 сек. 110 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Южная (ЭВ КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная I цепь с отпайкой на ПС Нагорная, ЭВ КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II цепь с отпайкой на ПС Нагорная, ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1, ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь), ПС 110 кВ Кожухово (МВ 110 кВ Т-4), ПС 110 кВ Царицыно (МВ 110 кВ Т-2).	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-1 по любой стороне или полностью на ПС 220 кВ Южная; - отключении АТ-2 ПС 220 кВ Южная, отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, 2 и отключении КВЛ 110 кВ Кожухово - Южная. Дополнительно допустимо включение двух любых ЛЭП из состава КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1, КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь, КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III цепь при выполнении одного из следующих условий: 1. останов ТГ-1, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9; 2. останов ТГ-6, ТГ-7 на ТЭЦ-8, ТГ-1 и одного из состава ТГ-4, ТГ-5, ТГ-7 на ТЭЦ-9; - отключении АТ-1 на ПС 220 кВ Южная, отключении КВЛ 110 кВ Кожухово - Южная и включении КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1
122	ПС 220 кВ Ясенево	1-2 сек. 220 кВ	СМВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Профсоюзная (ЭВ 110 кВ Т-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КВЛ 220 кВ Бутово - Ясенево I цепь; - отключении ВЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Ясенево; - отключении ВЛ 220 кВ Чоботы - Ясенево II цепь; - отключении КВЛ 220 кВ Чоботы - Говорово II цепь; - отключении КВЛ 220 кВ Очаково - Говорово I цепь; - отключении КВЛ 220 кВ КВЛ ТЭЦ-26 - Бутово I цепь
123	ПС 220 кВ Яшино	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Новобратцево (ЭВ 220 кВ Т-3, Т-4, ЭВ 220 кВ АТ-1, АТ-2), ПС 220 кВ Яшино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Дубнинская (ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2), ПС 220 кВ Куркино (ЭВ 220 кВ Т-1), ПС 220 кВ Мещанская (все присоединения I СШ 220 кВ), ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ I СШ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Бутырки с отпайкой на ТСН-ВК-61), ТЭЦ-21 (ЭВ-222 КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2, Сходненская ГЭС (МВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I, II цепь)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 220 кВ Яшино - Новобратцево N 1 и N 2 - отключении КЛ 220 кВ Яшино - Новобратцево N 2 и КВЛ 220 кВ Центральная - Яшино - при отключенной КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2 и замкнутом ШСЭВ 220 кВ ПС 220 кВ Дубнинская при отключении КЛ 220 кВ Яшино - Новобратцево N 1 и КВЛ 220 кВ Яшино - Герцево
124	ПС 500 кВ Бескудниково	1-2 сек. 220 кВ	В-282, В-271, В-292, В-2100, В-2110	ТКЗ на ПС 500 кВ Бескудниково (все присоединения 1 сек 220 кВ и 2 сек 220 кВ), ПС 220 кВ Бутырки (все присоединения I СШ 220 кВ), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ КВЛ 220 кВ Владыкино - Бескудниково N 1, ЭВ КЛ 220 кВ Владыкино - Марфино), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Дубнинская (ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2), ПС 220 кВ Ваганьковская (ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Марфино (ЭВ 220 кВ Т-1), ПС 220 кВ Мещанская (все присоединения I СШ 220 кВ)	Замыкание возможно при отключении КВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Бескудниково II цепь и КВЛ 220 кВ Бескудниково - Бутырки и Т-1 на ПС 220 кВ Владыкино
125	ПС 500 кВ Бескудниково	3-4 сек. 220 кВ	В-210, В-234, В-240, В-220, В-253	ТКЗ на ПС 500 кВ Бескудниково (все присоединения 3 сек 220 кВ и 4 сек 220 кВ), ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ II СШ 220 кВ Т-5, ЭВ II СШ АТ-2), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ КВЛ 220 кВ Владыкино - Бескудниково N 2, ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Владыкино), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Марфино (ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3)	Замыкание возможно при отключении КВЛ 220 кВ Владыкино - Бескудниково N 2 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Бескудниково N 1
126	ПС 500 кВ Бескудниково	1-3 сек. 220 кВ	СВ 1-3 сек. 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Бескудниково (В 213, В 243, В280, 2101), ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ I СШ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Бутырки с отпайкой на ТСН-ВК-61, ЭВ I СШ КЛ 220 кВ Бутырки - Центральная, ЭВ II СШ 220 кВ Т-5, ЭВ II СШ 220 кВ АТ-2), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Владыкино, ЭВ КВЛ 220 кВ Владыкино - Бескудниково N 2), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Дубнинская (ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 2), ПС 220 кВ Марфино (ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3), ПС 220 кВ Мещанская (ЭВ КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 1, ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-3, ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская N 1)	Замыкание возможно при отключении КВЛ 220 кВ Владыкино - Бескудниково N 2 и КЛ 220 кВ Бутырки - Центральная (или КВЛ 220 кВ Бескудниково - Бутырки) и выполнении одного из условий: - на ПС 220 кВ Щедрино отключен СЭВ 220 кВ, - на ТЭЦ-21 остановлен один из ТГ-6, Блок 8, ТГ-11Б, - на ТЭЦ-21 одновременно остановлены ТГ-3 (ТГ-4) и ТГ-1 (ТГ-2, ТГ-7, ТГ-10)
127	ПС 500 кВ Бескудниково	2-4 сек. 220 кВ	СВ 2-4 сек. 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Бескудниково (В 224, В 2112, В 214), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ КЛ 220 кВ Владыкино - Марфино), ПС 220 кВ Ваганьковская (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-3), ПС 220 кВ Марфино (ЭВ 220 кВ Т-1)	Замыкание возможно при отключении КВЛ 220 кВ Владыкино - Бескудниково N 1 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Новобратцево N 1
128	ПС 500 кВ Западная	1-3 сек. 220 кВ, 2-4 сек. 220 кВ	СВ 1-3 сек. 220 кВ и СВ 2-4 сек. 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Западная (все выключатели 220 кВ), ПС 220 кВ Герцево (ЭВ 220 кВ Т-4, ЭВ 220 кВ АТ-2, ЭВ КВЛ 220 кВ Пенягино - Герцево), ПС 220 кВ Куркино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Радищево (МВ КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево I цепь), ПС 220 кВ Пенягино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3)	Замыкание возможно при отключении АТ-1 или АТ-2 ПС 500 кВ Западная и ВЛ 220 кВ Западная - Радищево и КВЛ 220 кВ Пенягино - Герцево на ПС 220 кВ Герцево. При этом должны быть выполнены следующие мероприятия: - на ПС 220 кВ Радищево отключен МВ ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево I цепь; - на ПС 500 кВ Бескудниково включены В 253, В 234 отключены В 250, В 230, В 281 и на ПС 220 кВ Гражданская отключен ЭВ КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 1; - на ТЭЦ-21 (при включенных ТГ-3 и ТГ-4) АТ-94 переключен на I СШ ОРУ-220 кВ N 1; - на ПС 220 кВ Сигма отключен ШСЭВ 220 кВ
129	ПС 500 кВ Ногинск	I-II СШ 220 кВ	ВВ 2 СШ ВЛ 220 кВ ЦАГИ - Ногинск, ВВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Ногинск - Руднево, ВВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Ногинск - Шибаново, ВВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Ногинск - Дальняя, ВВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Электрогорская I, ВВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Электрогорская II, ВВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Шатура - Ногинск	по условиям РЗА Потеря дальнего резервирования присоединений 220 кВ ПС 500 кВ Ногинск, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений 220 кВ ПС 220 кВ Дальняя, ПС 220 кВ Шибаново, ПС 220 кВ Руднево, ПС 220 кВ ЦАГИ, ГРЭС-3, Шатурской ГРЭС. Возможность излишней работы ДЗШ 110 кВ, 220 кВ на ПС 500 кВ Ногинск, ПС 220 кВ Шибаново, ПС 220 кВ Руднево, ПС 220 кВ ЦАГИ, ПС 110 кВ Истомкино, ПС 110 кВ Шульгино, ПС 110 кВ Электросталь, ПС 110 кВ Дуговая, ПС 110 кВ Затишье, ПС 110 кВ Павлово, ПС 110 кВ Шерна, ПС 110 кВ Черноголовка. Селективность резервных защит присоединений обеспечивается только с быстродействующими защитами элементов прилегающей сети (потеря селективности резервных защит присоединений 220 кВ, 110 кВ ПС 500 кВ Ногинск, ПС 220 кВ Дальняя, ГРЭС-3, ПС 220 кВ Шибаново, ПС 220 кВ ЦАГИ, ПС 220 кВ Руднево, Шатурской ГРЭС, ПС 220 кВ Стачка, ПС 110 кВ Боровое, ПС 110 кВ Городок, ПС 110 кВ Затишье, ПС 110 кВ Павлово, ПС 110 кВ Истомкино, ПС 110 кВ Шерна, ПС 110 кВ Черноголовка, ПС 110 кВ Шульгино)	Возможно замыкание при отключении одной из отходящих ЛЭП 220 кВ
130	ПС 500 кВ Ногинск	I-II СШ 1 сек. 110 кВ	ВВ 1 СШ 110 кВ АТ-1, ВВ 2 СШ 110 кВ Т-3	ТКЗ на ПС 500 кВ Ногинск (все присоединения I СШ 1 сек 110 кВ, все присоединения II СШ 1 сек 110 кВ, кроме ВВ 2 СШ 110 кВ АТ-1)	Замыкание возможно при отключении АТ-1 ПС 500 кВ Ногинск
131	ПС 500 кВ Ногинск	I СШ 1-2 сек. 110 кВ	СВВ 1 СШ 1-2 сек. 110 кВ	по условиям РЗА Возможность излишней работы ДЗШ 110 кВ на ПС 110 кВ Монино, ПС 110 кВ Истомкино, ПС 500 кВ Ногинск, ПС 110 кВ Боровое, ПС 110 кВ Городок, ГРЭС-3, ПС 110 кВ Затишье потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений 110 кВ ПС 220 кВ Монино, ПС 500 кВ Ногинск, ПС 110 кВ Кашино, ПС 110 кВ Орбита, ПС 110 кВ Боровое, ПС 110 кВ Боровое, ПС 110 кВ Затишье потеря дальнего резервирования для присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Истомкино, ПС 110 кВ Монино, ПС 110 кВ Боровое, ПС 110 кВ Городок, ПС 110 кВ Затишье потеря селективности резервных защит присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Истомкино, ПС 110 кВ Монино, ПС 110 кВ Орбита, ПС 110 кВ Райки, ПС 110 кВ Затишье, ПС 110 кВ Боровое, ПС 110 кВ Городок	Замыкание возможно при отключении АТ-2 ПС500 кВ Ногинск
132	ПС 500 кВ Ногинск	I-II СШ 2 сек. 110 кВ	ВВ 2 СШ 110 кВ АТ-2, ВВ 1 СШ 110 кВ Т-4	по условиям РЗА Возможность излишней работы ДЗШ 110 кВ на ПС 110 кВ Монино, ПС 110 кВ Истомкино, ПС 110 кВ Кудиново, ПС 500 кВ Ногинск, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений 110 кВ ПС 220 кВ Монино, ПС 500 кВ Ногинск, ПС 110 кВ Кашино, ПС 110 кВ Шульгино, ПС 110 кВ Орбита, ПС 110 кВ Райки, ПС 110 кВ Электросталь, потеря дальнего резервирования для присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Истомкино, ПС 110 кВ Монино, ПС 110 Кашино, ПС 110 кВ, потеря селективности резервных защит присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Истомкино, ПС 110 кВ Монино, ПС 110 кВ Кашино, ПС 110 кВ Шульгино, ПС 110 кВ Орбита, ПС 110 кВ Райки.	Замыкание возможно при отключении Т-4 или АТ-2 ПС 500 кВ Ногинск
133	ПС 500 кВ Ногинск	II СШ 1-2 сек 110 кВ	СВВ 2 СШ 1-2 сек. 110 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Ногинск (все присоединения II СШ 1 сек 110 кВ, кроме ВВ 2 СШ 110 кВ АТ-1, все присоединения II СШ 2 сек 110 кВ, кроме ВВ 220 кВ Т-4)	Замыкание возможно при отключении Т-4 или АТ-1 ПС 500 кВ Ногинск
134	ПС 500 кВ Очаково	1-2 сек. 220 кВ	СВ 1-2 сек. 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Очаково (все присоединения 1 и 2 сек 220 кВ кроме В-231, В-291, В-2192, В-2272), ПС 220 кВ Мневники (ЭВ 220 кВ Т-2, Т-3) ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1), ПС 220 кВ Никулино (все присоединения)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 2; - отключении АТ-1 (АТ-3) по 220 кВ на ПС 500 кВ Очаково и остановленных Блоке 3 и Блоке 5 на ТЭЦ-25
135	ПС 500 кВ Очаково	3-4 сек. 220 кВ	СЭВ 3-4 сек. 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Очаково (все присоединения 3 и 4 сек 220 кВ), ПС 220 кВ Матвеевская (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2, Т-3), ПС 220 кВ Магистральная (ЭВ КЛ 220 кВ Белорусская - Магистральная N 2, ЭВ 220 кВ Т-4)	Замыкание возможно при отключении КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 1 и выполнении одного из следующих условий: - разрыве транзита 220 кВ Очаково - Матвеевская - Пресня по обеим цепям и отключении КЛ 220 кВ Очаково - Магистральная N 2; - отключении КВЛ 220 кВ Очаково - Красногорская, КЛ 220 кВ Очаково - Магистральная N 2 и АТ-2 (АТ-4) ПС 500 кВ Очаково)
136	ПС 500 кВ Очаково	1-3 сек. 220 кВ	В-251, В-261, В-273, В-283, В-293, В-2101, В-2121 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Очаково (все присоединения 1 сек 220 кВ, все присоединения 3 сек 220 кВ), ПС 220 кВ Мневники (ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3), ПС 220 кВ Матвеевская (ЭВ 220 кВ Т-2, Т-3), ПС 220 кВ Никулино (все выключатели присоединений I СШ 220 кВ)	Замыкание возможно при отключении КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 2 и выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-1 или АТ-2 на ПС 500 кВ Очаково; - отключении КВЛ 220 кВ Очаково - Красногорская (или КЛ 220 кВ Очаково - Союз или КВЛ 220 кВ Союз - Нововнуково) и АТ-1 (или АТ-2 или АТ-5 или АТ-6 или АТ-7) на ПС 500 кВ Очаково; - отключении КВЛ 220 кВ Очаково-Матвеевская II цепь
137	ПС 500 кВ Очаково	2-4 сек. 220 кВ	В-2232, В-2332, В-2252, В-2262, В-2194, В-2224, В-2244 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Очаково (все присоединения 2, 4 сек 220 кВ), ПС 220 кВ Матвеевская (ЭВ 220 кВ Т-1), ПС 220 кВ Никулино (все выключатели присоединений I СШ 220 кВ)	Замыкание возможно при отключении АТ-3 или АТ-4 ПС 500 кВ Очаково и КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 1 и останове Блока 5 или Блока 6 на ТЭЦ-25
138	ПС 500 кВ Очаково	1-2 сек. 110 кВ	СВ 1-2 сек. 110 кВ секции	ТКЗ на ПС 110 кВ Мазилово (ЭВ 110 кВ Т-3, КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 1), ТЭЦ-25 (ЭВ-101 Т-91, МВ-103 Т-60Р-1, ЭВ-102 Т-92, МВ-104 Т-60Р-2)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-5 (или АТ-7 или АТ-11 ПС 500 кВ Очаково) и КЛ 110 кВ Очаково - Мазилово N 1 или N 2; - отключении АТ-5 (или АТ-7 или АТ-11 ПС 500 кВ Очаково) и разрыве транзита 110 кВ МГУ - Очаково - ТЭЦ-12 по обеим цепям
139	ПС 500 кВ Очаково	4-5 сек. 110 кВ	СВ 4-5 сек. 110 кВ секции	ТКЗ на ПС 110 кВ Мазилово (ЭВ 110 кВ Т-3, ЭВ КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 1), ТЭЦ-25 (МВ-104 Т-60Р-2)	Замыкание возможно при отключении АТ-6 (или АТ-7 или АТ-11) и разрыве транзита 110 кВ Очаково - МГУ - ТЭЦ-12 по обеим цепям
140	ПС 500 кВ Очаково	2-3 сек. 110 кВ, 5-6 сек. 110 кВ	СВ 2-3 сек. 110 кВ секции, СВ 5-6 сек. 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Мазилово (ЭВ 110 кВ Т-3, ЭВ КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 1), ТЭЦ-25 (ЭВ-102 Т-92)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-7 (или АТ-10 или АТ-11 ПС 500 кВ Очаково) и разрыве транзита 110 кВ Очаково - МГУ - ТЭЦ-12 по обеим цепям, при этом ТГ-1 и ТГ-2 на ТЭЦ-25 должны быть в работе; - отключении АТ-7 по 110 кВ и АТ-10 по 110 кВ ПС 500 кВ Очаково, включении КВЛ 110 кВ Красногорская - Строгино I цепь и отключении КЛ 110 кВ Мазилово - Крылатская N 1
141	ПС 500 кВ Очаково	1-4 сек. 110 кВ	В-154 АТ-5, В-181 АТ-6, В-164 КВЛ 110 кВ ТЭЦ 25 - Очаково I с отп.	ТКЗ на ТЭЦ-25 (МВ-103)	1. Включение В-154 АТ-5 возможно при отключении В-184 АТ-6 ПС 500 кВ Очаково. 2. Включение В-181 АТ-6 ПС 500 кВ Очаково возможно при отключении В-151 АТ-5 ПС 500 кВ Очаково
142	ПС 500 кВ Пахра	1-2 СШ 1 сек. 110 кВ	ШСВВ 1 сек. 110 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Пахра (все присоединения 1-2 СШ 1 сек. 110 кВ), ПС 110 кВ Сырово (МВ 110 кВ Т-2), ПС 110 кВ Садовая (ЭВ ВЛ 110 кВ Пахра - Садовая I и II цепь)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-3 (АТ-3 (ст.) ПС 500 кВ Пахра, ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отпайкой на ПС Новоцементная, ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Подольск, ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I цепь с отпайкой на ПС Шепчинки, ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками, АТ-2 (АТ-1) по 110 кВ на ПС 220 кВ Бутово; - отключении АТ-3 (АТ-3 (ст.) ПС 500 кВ Пахра, ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Подольск, ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск II цепь с отпайкой на ПС Шепчинки, ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками, АТ-2 (АТ-1) по 110 кВ на ПС 220 кВ Бутово; - отключении АТ-3 (АТ-3 (ст.) ПС 500 кВ Пахра, ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отпайкой на ПС Новоцементная, ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Подольск, ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I цепь с отпайкой на ПС Шепчинки, КВЛ 110 кВ Пахра - Грач (при включенной ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками); - отключении АТ-3 (АТ-3 (ст.) ПС 500 кВ Пахра, ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Подольск, ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск II цепь с отпайкой на ПС Шепчинки, КВЛ 110 кВ Пахра - Грач (при включенной ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками)
143	ПС 500 кВ Пахра	1-2 СШ 2 сек. 110 кВ	ШСВВ 2 сек. 110 кВ	по условиям РЗА Возможно излишнее срабатывание ДЗШ 110 кВ 2 сек. 220 кВ ПС 110 кВ Новодомодедово. Потеря дальнего резервирования для присоединений 2 сек. 110 кВ ПС 500 кВ Пахра, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит для присоединений 2 сек. 110 кВ ПС 500 кВ Пахра, ПС 110 кВ Яковлево, ПС 110 кВ Тураево, ПС 110 кВ Барыбино, ПС 110 кВ Сидорово, ПС 110 кВ Тишково, ТЭЦ-17, потеря селективности резервных защит присоединений 2 сек 500 кВ Пахра, ПС 110 кВ Яковлево, ПС 110 кВ Тураево, ПС 110 кВ Барыбино, ПС 110 кВ Сидорово, ПС 110 кВ Тишково, ТЭЦ-17	Замыкание возможно при отключении АТ-4 (ст.) или АТ-4 ПС 500 кВ Пахра
144	ПС 500 кВ Пахра	1 СШ 1-2 сек. 110 кВ	СВВ 1 СШ 110 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Расторгуево - Пахра, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Сырово, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Апаренки с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Тишково - Пахра с отпайкой, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Новодомодедово I цепь, ВВ КВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отп., ОВВ 1 сек. 110 кВ, ОВВ 2 сек. 110 кВ), ПС 110 кВ Новодомодедово (МВ ВЛ 110 кВ Ляхово - Новодомодедово, МВ ВЛ 110 кВ Пахра - Новодомодедово I цепь, МВ ВЛ 110 кВ Новодомодедово - Санаторная), ПС 220 Мячково (МВ 110 кВ Т-3)	Замыкание возможно при отключении АТ-3 (ст.) ПС 500 кВ Пахра и ВЛ 110 кВ Пахра - Апаренки с отпайками (или ВЛ 110 кВ Расторгуево - Пахра или ВЛ 110 кВ Пахра - Сырово или ВЛ 110 кВ Тишково - Пахра с отпайкой на ПС Транспортная)
145	ПС 500 кВ Пахра	2 СШ 1-2 сек. 110 кВ	СВВ 2 СШ 110 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Пахра (все присоединения 2 СШ 1-2 сек. 110 кВ), ПС 110 кВ Сырово (МВ 110 кВ Т-2), ПС 110 кВ Садовая (ЭВ ВЛ 110 кВ Пахра - Садовая II цепь)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-4 (ст.) ПС 500 кВ Пахра (по 110 кВ или полностью), ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II с отпайкой на ПС Новоцементная, ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Подольск, ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I цепь с отпайкой на ПС Шепчинки, АТ-1 (АТ-2) по 110 кВ на ПС 220 кВ Бутово; - отключении АТ-3 ПС 500 кВ Пахра (по 110 кВ или полностью), ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II с отпайкой на ПС Новоцементная, ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Подольск, ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I цепь с отпайкой на ПС Шепчинки, ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово на ПС 500 кВ Пахра, АТ-1 (АТ-2) по 110 кВ на ПС 220 кВ Бутово; - отключении АТ-4 (ст.) ПС 500 кВ Пахра (по 110 кВ или полностью), ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Подольск, ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск II цепь с отпайкой на ПС Шепчинки, АТ-1 (АТ-2) по 110 кВ на ПС 220 кВ Бутово; - отключении АТ-3 ПС 500 кВ Пахра (по 110 кВ или полностью), ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ШСМВ 110 кВ на ПС 110 кВ Подольск, ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск II цепь с отпайкой на ПС Шепчинки, ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово на ПС 500 кВ Пахра, АТ-1 (АТ-2) по 110 кВ на ПС 220 кВ Бутово
146	ПС 500 кВ Трубино	I-II СШ 220 кВ	ШСВВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Трубино (все присоединения I, II СШ 220 кВ, кроме МВ 220 кВ АТ-1 и ШСВВ 220 кВ)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-1 или АТ-2 ПС 500 кВ Трубино и ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино (или КВЛ 220 кВ Трубино - Горенки); - отключении АТ-1 и АТ-2 ПС 500 кВ Трубино; - отключении АТ-2 ПС 500 кВ Трубино и ШСЭВ 220 кВ ПС 220 кВ Горенки; - отключении КВЛ 220 кВ Трубино - ТЭЦ-23, ВЛ 220 кВ Новософрино - Трубино и ШСЭВ 220 кВ на ПС 220 кВ Горенки
147	ПС 500 кВ Трубино	I-II СШ 110 кВ	ШСВВ 110 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Трубино (все присоединения I, II СШ 110 кВ)	Замыкание возможно при отключении АТ-3 (АТ-4) ПС 500 кВ Трубино, отключении двух цепей транзита 110 кВ от ПС 220 кВ Горенки до ПС 500 кВ Трубино (дополнительно к отключенной КВЛ 110 кВ Кислородная - Жегалово II цепь)
148	ПС 500 кВ Чагино	1-3 сек., 2-4 сек. 220 кВ	СВ 1-3 сек. 220 кВ и СВ 2-4 сек. 220 кВ	ТКЗ на ПС 500 кВ Чагино (все присоединения 220 кВ), ПС 220 кВ Иловайская (все присоединения 220 кВ), ПС 220 кВ Восточная (ЭВ 220 кВ АТ-1, ЭВ 220 кВ АТ-3, ЭВ ВЛ 220 кВ Руднево - Восточная, ЭВ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Восточная), ПС 220 кВ Цимлянская (ЭВ 220 кВ Т-2), ПС 500 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра)	Замыкание возможно при отключении КЛ 220 кВ Чагино - Цимлянская N 2 и КВЛ 220 кВ Иловайская - Чагино. Замыкание СВ 2-4 сек 220 кВ возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении В 284, В 270, В-294, В 2114, В-2104 на ПС 500 кВ Чагино; - отключении В 2104, В 2114, В 274, В 284, В 290
149	ПС 500 кВ Чагино	КВЛ 110 кВ Чагино - Донецкая II цепь	В 124 КВЛ 110 кВ Чагино - Донецкая II цепь	ТКЗ на ПС 500 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра). По условиям РЗА Потеря дальнего резервирования для присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Ленинская, ПС 500 кВ Чагино, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Ленинская, ПС 500 кВ Чагино, возможность излишней работы ДЗШ 110 кВ на ПС 110 кВ Ленинская, потеря селективности резервных защит присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Ленинская, ПС 500 кВ Чагино, ПС 220 кВ Борисово, ПС 110 кВ Курьяново, ПС 220 кВ Сабурово, ПС 110 кВ Угреша	Возможно замыкание при отключении ВЛ 110 кВ Борисово - Ленинская II цепь или при размыкании транзита 110 кВ Сабурово - Курьяново - Ленинская II. Дополнительно на ПС 500 кВ Пахра выполнить отключение ВВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками
150	ПС 500 кВ Чагино	1-2 сек. 110 кВ	В 1101 АТ-6, В 1152 АТ-4	ТКЗ на ПС 220 кВ Мячково (МВ 110 кВ Т-3), ПС 500 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра)	Включение В 1152 АТ-4 возможно при отключении В 1102 АТ-6, на ТЭЦ-22 должно быть в работе не более пяти ТГ из состава ТГ-1, ТГ-2, ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-6. Включение В 1101 АТ-6 возможно при отключении В 1151 АТ-4, на ТЭЦ-22 должно быть в работе не более четырех ТГ из состава ТГ-1, ТГ-2, ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-6
151	ПС 500 кВ Чагино	3-4 сек. 110 кВ	В 133 АТ-3, В 154 АТ-5	ТКЗ на ПС 110 кВ Карачарово (ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 500 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра)	Включение В 133 АТ-3 возможно при отключении В 153 АТ-5 и КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино II цепь (или КВЛ 110 кВ Косино - Выхино II цепь или КЛ 110 кВ Карачарово - Выхино N 2), останове ТГ-9 на ТЭЦ-11, при этом ТГ-9 на ТЭЦ-8 должен быть в работе. Включение В 154 АТ-5 возможно при отключении В 134 АТ-3 и КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино II цепь (или КВЛ 110 кВ Косино - Выхино II цепь или КЛ 110 кВ Карачарово - Выхино N 2) и выполнении одного из условий: - останов ТГ-9 на ТЭЦ-11; - останов ТГ-7 и ТГ-8 на ТЭЦ-11; - останов ТГ-8 и ТГ-10 на ТЭЦ-11
152	ПС 500 кВ Чагино	1-3 сек. 110 кВ	СВ 1-3 сек. 110	ТКЗ на ПС 110 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп.)	Замыкание возможно при отключении АТ-4 или АТ-5 ПС 500 кВ Чагино Дополнительно на ПС 500 кВ Пахра выполнить отключение ВВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками
153	ПС 500 кВ Чагино	2-4 сек. 110 кВ	СВ 2-4 сек. 110	ТКЗ на ПС 220 кВ Мячково (МВ 110 кВ Т-3), ПС 500 кВ Пахра (ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I цепь, ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск II цепь с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отп., ВВ ВЛ 110 кВ Видное - Пахра	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-6 (по 110 кВ или полностью) на ПС 500 кВ Чагино и останове одного ТГ из состава ТГ-1, ТГ-2, ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5, ТГ-6 на ТЭЦ-22. Дополнительно на ПС 220 кВ Сабурово включить КВЛ 110 кВ Угреша - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево, на ПС 110 кВ Угреша отключить КВЛ 110 кв Угреша - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево (для предупреждения недопустимой перегрузки КВЛ 110 кВ Угреша - Автозаводская при АО АТ-3 ПС 500 кВ Чагино); Дополнительно на ПС 500 кВ Пахра выполнить отключение ВВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками; - отключении АТ-3 (по 110 кВ или полностью) на ПС 500 кВ Чагино и останове одного ТГ из состава ТГ-1, ТГ-5, ТГ-6 на ТЭЦ-22 или любых двух ТГ из состава ТГ-2, ТГ-3, ТГ-4 на ТЭЦ-22. Дополнительно на ПС 220 кВ Сабурово включить КВЛ 110 кВ Угреша - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево, на ПС 110 кВ Угреша отключить КВЛ 110 кв Угреша - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево (для предупреждения недопустимой перегрузки КВЛ 110 кВ Угреша - Автозаводская при АО АТ-6 ПС 500 кВ Чагино) Дополнительно на ПС 500 кВ Пахра выполнить отключение ВВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками
154	ПС 750 кВ Белый Раст	ВЛ 110 кВ Икша - Белый Раст N 3	ЭВ ВЛ 110 кВ Икша - Белый Раст N 3	ТКЗ на ПС 110 кВ Икша II (МВ 110 кВ Трансформаторной группы) по условиям РЗА не допускается включение 3-х параллельных транзитов. Потеря дальнего резервирования для присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Икша I, ПС 500 кВ Белый Раст, потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит ВЛ 110 кВ Икша - Белый Раст I, II цепь с отпайкой на ПС Трудовая, ВЛ 110 кВ Икша - Белый Раст N 3, потеря селективности резервных защит присоединений 110 кВ ПС 110 кВ Икша I, ПС 500 кВ Белый Раст, ПС 110 кВ Шереметьево, ПС 110 кВ Луговая, ПС 110 кВ Икша II, ПС 110 кВ Комсомольская, ПС 110 кВ Яхрома	Возможно замыкание при отключении ВЛ 110 кВ Икша - Белый Раст I (II) цепь с отпайкой на ПС Трудовая или при отключении ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Икша I
155	ТЭС Международная	КЛ 110 кВ "Перемычка ТЭС" - 1, КЛ 110 кВ "Перемычка ТЭС" - 2	ЭВ-103 КЛ 110 кВ "Перемычка ТЭС" - 1, ЭВ-104 КЛ 110 кВ "Перемычка ТЭС" - 2	ТКЗ на ПС 110 кВ Фили (МВ 110 кВ Т-2, Т-3, МВ КВЛ 110 кВ Фили - Мазилово I, II цепь), ТЭС Международная (ЭВ-121, ЭВ-122, ЭВ-123, ЭВ-124, ЭВ-191, ЭВ-192, ЭВ-193, ЭВ-194, ЭВ-195, ЭВ-196)	Замыкание возможно при отключении КЛ 110 кВ ТЭС Международная - Пресня N 1 и 2 или КЛ 110 кВ ТЭС Международная - Магистральная N 1 и 2
156	ГТЭС Коломенское	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 211	ТКЗ на ПС 220 кВ Южная (все присоединения Киевской секции 220 кВ и Ждановской секции 220 кВ), ГТЭС Коломенское (все присоединения 1 и 2 СШ 220 кВ, кроме ЭВ 251 ВЛ 220 кВ ГТЭС Коломенское - Южная I, ЭВ 252 ВЛ 220 кВ ГТЭС Коломенское - Южная II цепь, КВЛ 220 кВ Чертаново - ГТЭС Коломенское и ШСЭВ 211)	Замыкание возможно при отключении ВЛ 220 кВ ГТЭС Коломенское - Южная I цепь и ВЛ 220 кВ Бугры - ГТЭС Коломенское или при отключении ВЛ 220 кВ ГТЭС Коломенское - Южная I и II цепь
157	ГЭС-1	Северная сек. 110 кВ - Южная сек. 110 кВ ПС Центральная	СМВ 110 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-12 (МВ-108 КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Зубовская N 1, МВ-140Р-110 кВ Т-60Р), ГЭС-1 (МВ-131 Т-1, МВ-134 Т-4), ПС 220 кВ Павелецкая (ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Таганская N 1, N 2, ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Берсеневская), ПС 110 кВ Таганская (ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Таганская N 1, ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Таганская N 2, ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ 110 кВ Т-2), ПС 110 кВ Зубовская (ЭВ 110 кВ Т-1, ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Зубовская N 1)	Замыкание возможно при отключении КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Берсеневская или КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Павелецкая
158	ГЭС-1	Северная сек. 110 кВ - Трансферная СШ 110 кВ и Южная сек. - Трансферная СШ 110 кВ ПС Раушская (2 точки разрыва)	ШСМВ-110 и ШСМВ-111 110 кВ	ТКЗ на ПС 110 кВ Кожухово (ЭВ 110 кВ Т-1, МВ 110 кВ Т-4, МВ КВЛ 110 кВ Кожухово - Чертаново с отпайкой на ПС Царицыно, МВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Кожухово N 1, МВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Кожухово N 6)	Замыкание возможно при отключении КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Автозаводская или КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Кожухово
159	ГЭС-1	Северный мост 110 кВ	МВ 110 кВ Северного моста	ТКЗ на ТЭЦ-12 (МВ-108 КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Зубовская N 1, МВ-140Р-110 кВ Т-60Р), ГЭС-1 (МВ-131 Т-1, МВ-133 Т-3), ПС 110 кВ Зубовская (ЭВ 110 кВ Т-1)	Замыкание возможно при отключении КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Автозаводская или КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Берсеневская
160	ГЭС-1	Южный мост 110 кВ	МВ 110 кВ Южного моста	ТКЗ на ПС 110 кВ Кожухово (МВ 110 кВ Т-4, МВ КВЛ 110 кВ Кожухово - Чертаново с отпайкой на ПС Царицыно, МВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Кожухово N 1, МВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Кожухово N 6)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Кожухово; - отключении КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Павелецкая
161	Каширская ГРЭС	1-3 сек. 110 кВ, 2-4 сек. 110 кВ	ЭВ 110 кВ СВ 1-3 и ЭВ 110 кВ СВ 2-4	ТКЗ на ПС 110 кВ Ожерелье (МВ 110 кВ Т-1, Т-2), ПС 110 кВ Стрелецкая (МВ 110 кВ Т-1, Т-2, МВ ВЛ 110 кВ Стрелецкая - Пущино)	Одновременное замыкание ЭВ 110 кВ СВ 1-3 и ЭВ 110 кВ СВ 2-4 возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-7 Каширской ГРЭС (по условиям т.к.з) и ШСОМВ 110 кВ на ПС Стрелецкая (по условиям РЗ); - отключении АТ-8 Каширской ГРЭС (по условиям т.к.з.), ШСОМВ 110 кВ на ПС Стрелецкая, ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Ожерелье I или II цепь с отпайкой на ПС Сорокино (по условиям РЗ); - отключении ЭВ 110 кВ ШСВ 1-2 и ЭВ 110 кВ ШСВ 3-4 на Каширской ГРЭС, ШСОМВ 110 кВ на ПС Стрелецкая, ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Ожерелье I или II цепь с отпайкой на ПС Сорокино (по условиям т.к.з). Замыкание ЭВ 110 кВ СВ 1-3 возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении ЭВ 110 кВ ШСВ 1-2 на Каширской ГРЭС и ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Ожерелье I или II цепь с отпайкой на ПС Сорокино и ШОСМВ 110 кВ на ПС Стрелецкая; - отключении ЭВ 110 кВ ШСВ 3-4 на Каширской ГРЭС и ШСОМВ 110 кВ на ПС Стрелецкая (по условиям т.к.з) и ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Ожерелье I цепь с отпайкой на ПС Сорокино (по условиям РЗ). Замыкание ЭВ 110 кВ СВ 2-4 возможно при отключении ЭВ 110 кВ ШСВ 3-4 на Каширской ГРЭС, ШСОМВ 110 кВ на ПС Стрелецкая и ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Ожерелье I или II цепь с отпайкой на ПС Сорокино (по условиям т.к.з)
162	Каширская ГРЭС	1-2 сек. 220 кВ	МВ 220 кВ ШОВ	По условиям РЗА. Возможно излишнее отключение от ДЗШ 1-2 сек 220 кВ. Потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит и селективности резервных защит присоединений 220 кВ ПС 220 кВ Образцово, ПС 220 кВ Ступино, ПС 220 кВ Лесная, ПС 220 кВ Ока, ПС 220 кВ Голутвин, ПС 220 кВ Федино, ПС 500 кВ Пахра. Потеря дальнего резервирования для присоединений Каширской ГРЭС	Замыкание МВ 220 кВ ШОВ Каширской ГРЭС возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-9 ПС 500 кВ Новокаширская (односторонне или с двух сторон); - отключении ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Федино с отпайкой на ПС Сельская (односторонне или с двух сторон); - отключении ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС и ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая
163	Каширская ГРЭС	3-4 сек. 220 кВ	МВ 220 кВ ШСВ 3-4	По условиям РЗА. Потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит и селективности резервных защит присоединений 220 кВ ПС 220 кВ Образцово, ПС 220 кВ Ступино, ПС 220 кВ Лесная, ПС 220 кВ Ока, ПС 220 кВ Голутвин, ПС 220 кВ Федино, ПС 500 кВ Пахра. Потеря дальнего резервирования для присоединений Каширской ГРЭС	Замыкание МВ 220 кВ ШСВ 3-4 Каширской ГРЭС возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении АТ-9 ПС 500 кВ Новокаширская (односторонне или с двух сторон); - отключении ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Федино с отпайкой на ПС Сельская (односторонне или с двух сторон); - отключении ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС и ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая
164	Каширская ГРЭС	1-2 сек. 220 кВ 3-4 сек. 220 кВ	МВ 220 кВ ШОВ МВ 220 кВ ШСВ 3-4	По условиям РЗА. Потеря чувствительности оперативно ускоряемых ступеней резервных защит и селективности резервных защит присоединений 220 кВ ПС 220 кВ Образцово, ПС 220 кВ Ступино, ПС 220 кВ Лесная, ПС 220 кВ Ока, ПС 220 кВ Голутвин, ПС 220 кВ Федино, ПС 500 кВ Пахра. Потеря дальнего резервирования для присоединений Каширской ГРЭС	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении МВ 220 кВ СВ 1-3 и МВ 220 кВ СВ 2-4 Каширской ГРЭС; - отключении АТ-9 ПС 500 кВ Новокаширская (односторонне или с двух сторон); - отключении ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Федино с отпайкой на ПС Сельская (односторонне или с двух сторон); - отключении ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС и ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая
165	ТЭЦ-11	I-II СШ 110 кВ	ШСВ-111	ТКЗ на ТЭЦ-11 (все присоединения I, II СШ 110 кВ), ПС 110 кВ Фрезер (ЭВ 110 кВ Т-1, Т-2), ПС 110 кВ Измайлово (МВ 110 кВ Т-3, МВ ВЛ 110 кВ Измайлово - Восточная I, II цепь), ПС 110 кВ Карачарово (ЭВ 110 кВ Т-2, Т-4), ПС 220 кВ Баскаково (ЭВ КВЛ 110 кВ Баскаково - Косино I цепь, ЭВ КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково I цепь, ЭВ КВЛ 110 кВ Восточная - Баскаково II цепь), ПС 220 кВ Восточная (МВ 110 кВ АТ-1, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Некрасовка с отпайкой на ПС Ясная, МВ КВЛ 110 кВ Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная)	Замыкание возможно при выполнении одного из следующих условий: - отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-11 - Баскаково и КЛ 110 кВ Баскаково - Фрезер, - отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-11 - Баскаково и КЛ 110 кВ ТЭЦ-11 - Фрезер N 3 (ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Фрезер должен быть отключен)
166	ТЭЦ-12	I-II СШ 1, 2, 3 сек. 110 кВ	ШСЭВ-111 1 сек. 110 кВ, ШСМВ-112 2 сек. 110 кВ, ШСЭВ-113 3 сек 110 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-12 (все присоединения 110 кВ, кроме присоединений 3 сек I и II СШ 110 кВ), ПС 110 кВ Сити (ЭВ 110 кВ Т-1,2, ЭВ КЛ 110 кВ Пресня - Сити N 1, N 2, ЭВ КЛ 110 кВ Маяковская - Сити N 1, N 2), ПС 110 кВ Маяковская (ЭВ-1, 6 Т-1, ЭВ-3, 4 Т-2, ЭВ-1, 2 КЛ 110 кВ Центральная - Маяковская N 1, ЭВ-4, 5 КЛ 110 кВ Центральная - Маяковская N 2), ПС 110 кВ Зубовская (ЭВ 110 кВ Т-1, 2)	Замыкание ШСЭВ-111 1 сек. 110 кВ, ШСМВ-112 2 сек. 110 кВ и ШСЭВ-113 3 сек 110 кВ возможно при выполнении одного из условий: - отключении ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ МГУ, КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - МГУ I (II) цепь, КВЛ 110 кВ МГУ - Очаково II (I) цепь с отпайкой на ПС Ломоносово и отключении ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Сити, КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити N 1(2), КЛ 110 кВ Маяковская - Сити N 2(1); - отключении ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ МГУ, КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - МГУ I (II) цепь, КВЛ 110 кВ МГУ - Очаково II (I) цепь с отпайкой на ПС Ломоносово, ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Сити, КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити N 1 и ЭВ-2, ЭВ-4 на ПС 110 кВ Маяковская; - отключении ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ МГУ, КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - МГУ I (II) цепь, КВЛ 110 кВ МГУ - Очаково II (I) цепь с отпайкой на ПС Ломоносово, ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Сити, КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити N 2 и ЭВ-1, ЭВ-5 на ПС 110 кВ Маяковская; - отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - МГУ I и II цепь (КВЛ 110 кВ МГУ - Очаково I и II цепь с отпайкой на ПС Ломоносово) и КЛ 110 кВ Маяковская - Сити N 1 и N 2 (КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити N 1 и N 2); - отключении ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ МГУ, КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - МГУ I (II) цепь, КВЛ 110 кВ МГУ - Очаково II (I) цепь с отпайкой на ПС Ломоносово и АТ-6 (АТ-7) ТЭЦ-12; - отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - МГУ I и II цепь (КВЛ 110 кВ МГУ - Очаково I и II цепь с отпайкой на ПС Ломоносово) и АТ-6 (АТ-7) ТЭЦ-12; - отключении ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Сити, КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити N 1(2), КЛ 110 кВ Маяковская - Сити N 2(1) или КЛ 110 кВ Маяковская - Сити N 1 и N 2 (КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити N 1 и N 2), АТ-6 (АТ-7) ТЭЦ-12 и останове 2 ТГ из состава ТГ-5, 6, 7, 8, 9 на ТЭЦ-12. Включение ШСЭВ-112 2 сек 110 кВ возможно при отключении СЭВ-121 I СШ 1 и 2 сек 110 кВ на ТЭЦ-12 при потреблении в ОЗ Московского РДУ до 16500 МВт. Необходимое количество ТГ из состава ТГ-5, 6, 8, 9 на ТЭЦ-12 определяется, исходя из прогноза потребления в ОЗ Московского РДУ: - при потреблении менее 13000 МВт должен быть в работе ТГ-9 и 2 ТГ из состава ТГ-5, 6, 8 на ТЭЦ-12, - при потреблении менее от 13000 МВт до 14500 МВт должны быть в работе ТГ-5, 8, 9 на ТЭЦ-12, - при потреблении менее от 14500 МВт до 16500 МВт должны быть в работе ТГ-5, 6, 8, 9 на ТЭЦ-12. Включение ШСЭВ-111 1 сек 110 кВ возможно при отключении СЭВ-122 II СШ 1 и 2 сек. 110 кВ на ТЭЦ-12
167	ТЭЦ-12	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-12 (ЭВ-236 220 кВ АТ-6, ЭВ-237 110 кВ АТ-7, ЭВ-201А 220 кВ Т-1А, ЭВ-201Б 220 кВ Т-1Б), ПС 220 кВ Матвеевская (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3), ПС 220 кВ Золотаревская (ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3), ПС 220 кВ Пресня (ЭВ 220 кВ АТ-1, ЭВ 220 кВ Т-3, ЭВ 220 кВ Т-4), ПС 500 кВ Очаково (В2284)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 1 и N 2, - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Пресня N 1 и N 2, - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 2 (КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золотаревская N 2) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Пресня N 1 (КЛ 220 кВ Матвеевская - Пресня N 1)
168	ТЭЦ-16	I-II СШ 220 кВ	ШСЭВ 220 кВ	ТКЗ на ПС 220 кВ Ваганьковская (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-3, ЭВ КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 1), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1), ПС 220 кВ Мневники (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2, ЭВ 220 кВ Т-3), ТЭЦ-16 (ЭВ 220 кВ АТ-1, ЭВ 220 кВ АТ-2, ЭВ 220 кВ Т-8А, ЭВ 220 кВ Т-8Б)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 1 (или КВЛ 220 кВ Бескудниково - Гражданская N 1 или КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская N 1) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 2 (или КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 2); - отключении КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 2 (или КВЛ 220 кВ Бескудниково - Гражданская N 2 или КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская N 2) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 1 (или КЛ 220 кВ Очаково - Мневники N 1); - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 1 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская N 1; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 2 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская N 2
169	ТЭЦ-16	КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 I цепь	ЭВ КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 I цепь	ТКЗ на ТЭЦ-16 (ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 1 (ЭВ 108), ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Динамо N 2 (ЭВ 107), ЭВ КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 II цепь, ЭВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Токамак, ЭВ 110 кВ Т-3 (ЭВ 103), МВ 110 кВ Т-2 (МВ 102), МВ 110 кВ Т-4 (МВ 104)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении АТ-1 на ПС 220 кВ Гражданская, останове ТГ-5, ТГ-6, ТГ-7 на ТЭЦ-16, дополнительно возможно включение КЛ 110 кВ Фили - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха; - отключении КВЛ 110 кВ Очаково - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха, при этом на ПС 110 кВ Фили включить МВ КЛ 110 кВ Фили - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха и на ТЭЦ-16 отключить ЭВ КВЛ 110 кВ Ходынка - ТЭЦ-16 II цепь (для надежного питания потребителей ПС 110 кВ Ходынка); - включении КЛ 110 кВ Фили - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха, отключении ШСЭВ 110 кВ и ШСВ 110 кВ (МВ 112) на ТЭЦ-16, отключении КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 1 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 2. Дополнительно необходимо на ПС 220 кВ Новобратцево включить КЛ 110 кВ Новобратцево - Войковская N 1, на ПС 220 кВ Гражданская отключить КЛ 110 кВ Гражданская - Войковская N 1 (возможно при потреблении в ОЗ Московского РДУ не более 15500 МВт); - включении КЛ 110 кВ Фили - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха, отключении ШСЭВ 110 кВ и ШСВ 110 кВ (МВ 112) на ТЭЦ-16. Дополнительно необходимо включить КЛ 110 кВ Новобратцево - Коптево N 2 и отключить КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 2, включить КЛ 110 кВ Новобратцево - Войковская N 1 и отключить КЛ 110 кВ Гражданская - Войковская N 1 (возможно при потреблении в ОЗ Московского РДУ не более 15500 МВт)
170	ТЭЦ-20	I-II СШ 110 кВ	ШСЭВ I-II СШ 110 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-20 (все присоединения I, II СШ 110 кВ, кроме ЭВ 110 кВ АТ-2 и ШСЭВ I-II СШ 110 кВ), ПС 110 кВ Семеновская (ЭВ КВЛ 110 кВ Вернадская - Семеновская I, II цепь, ЭВ 110 кВ Т-1, Т-2, Т-3), ПС 110 кВ Черемушки (ЭВ КВЛ 110 кВ Зюзино - Черемушки I, II цепь, ЭВ КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная I, II цепь с отпайкой на ПС Нагорная, ЭВ 110 кВ Т-1, Т-2), ПС 110 кВ Кожухово (МВ 110 кВ Т-4, МВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Кожухово N 6)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, 2 и отключении АТ-1 на ТЭЦ-20, отключении ШСЭВ 110 кВ на ПС 110 кВ Семеновская (по условиям РЗ); - отключении КЛ 110 кВ ТЭЦ-20 - Черемушки N 1, 2 и отключении АТ-2 на ТЭЦ-20
171	ТЭЦ-20	I-II СШ 220 кВ	СЭВ 1-2 сек I СШ 220 кВ, СЭВ 1-2 сек II СШ 220 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-20 (все присоединения 220 кВ, кроме ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золотаревская N 1, N 2, ЭВ 220 кВ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Котловка N 1, СЭВ 1-2 сек I СШ 220 кВ, СЭВ 1-2 сек. II СШ 220 кВ, ШСЭВ 1 сек I-II СШ 220 кВ, ШСЭВ 2 сек. I-II СШ 220 кВ), ПС 220 кВ Матвеевская (ЭВ-220 кВ Т-1, ЭВ-220 кВ Т-2, ЭВ-220 кВ Т-3)	Замыкание возможно при выполнении одного из условий: - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 1 и N 2 (КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золотаревская N 1 и N 2); - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Пресня N 1 и N 2; - отключении КЛ 220 кВ Матвеевская - Пресня N 1 (2) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 2 (1) (КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золотаревская N 2 (1); - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Пресня N 1 (N 2) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 2 (1) (КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золотаревская N 2 (1); - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Котловка N 1 (или КВЛ 220 кВ Котловка - Академическая или ВЛ 220 кВ Академическая - Южная) и КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Котловка N 2 (или КВЛ 220 кВ Котловка - Коньково или КВЛ 220 кВ Коньково - Очаково). Дополнительно для снижения т.к.з необходимо выполнение одного из условий: 1. на ТЭЦ-20 остановлен ТГ-11А и ТГ-11Б, 2. на ТЭЦ-20 остановлен ТГ-11Б, ТГ-7 (ТГ-6) и один из состава ТГ-6 (ТГ-7), ТГ-8, ТГ-9, ТГ-10, 3. на ТЭЦ-20 остановлен ТГ-2, ТГ-3, ТГ-5, ТГ-6, ТГ-7, ТГ-8, ТГ-9, ТГ-10; - отключении КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Котловка N 1 и КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Котловка N 2. Дополнительно для снижения т.к.з необходимо выполнение одного из условий: 1. На ТЭЦ-20 остановлены ТГ-6, ТГ-7, ТГ-8, ТГ-9, 2. На ТЭЦ-20 остановлены ТГ-6, ТГ-7, ТГ-8 (ТГ-9), ТГ-10 и один из состава ТГ-2, ТГ-3, ТГ-5, 3. на ТЭЦ-20 остановлен ТГ-11Б и один из состава ТГ-6, ТГ-7, 4. На ТЭЦ-20 остановлены ТГ-11Б, ТГ-8, ТГ-9, 5. На ТЭЦ-20 остановлены ТГ-11Б, ТГ-8 (ТГ-9) и два из состава ТГ-2, ТГ-3, ТГ-5, ТГ-10, 6. На ТЭЦ-12 остановлены ТГ-1А и ТГ-1Б
172	ТЭЦ-21	I-II СШ ОРУ-220 кВ N 1, N 2	ШСВ-212 и ШСВ-216	ТКЗ на ТЭЦ-21 (все присоединения 220 кВ кроме СВ-213, СВ-215, ШСВ-212, ШСВ-216), ПС 220 кВ Щедрино (все присоединения 220 кВ), ПС 220 кВ Дубнинская (ЭВ-220 кВ Т-1, Т-2, ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - Дубнинская N 1, N 2), ПС 220 кВ Куркино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Левобережная (все присоединения 220 кВ), ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ I СШ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Бутырки с отпайками)	Замыкание возможно при отключении СВ-213 и СВ-215 на ТЭЦ-21
173	ТЭЦ-23	1-2 сек. 220 кВ, 3-4 сек. 220 кВ	СОМВ-212 220 кВ I-II сек. 220 кВ и СОМВ-234 220 кВ III-IV сек. 220 кВ	ТКЗ на ТЭЦ-23 (все присоединения, кроме ЭВ-201 и ЭВ-206 220 кВ ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Свиблово I и II цепь, СЭВ-213 220 кВ I-III сек. 220 кВ, СЭВ-224 220 кВ II-IV сек. 220 кВ, ЭВ-296 220 кВ Т-96, ЭВ-208 220 кВ ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Гольяново I цепь, ЭВ-209 220 кВ ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Гольяново II цепь), ПС 220 кВ Бутырки (ЭВ II СШ 220 кВ Т-5), ПС 220 кВ Елоховская (ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Елоховская N 1, ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Елоховская N 2), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-1, ЭВ 220 кВ Т-2)	Замыкание возможно при отключении СЭВ-213 и СЭВ-224 ТЭЦ-23. Дополнительно для снижения т.к.з необходимо выполнение одного из условий: - на ТЭЦ-23 остановлен Блок 6 или Блок 7 или Блок 8; - на ТЭЦ-21 остановлен Блок 8 или ТГ-11 Б или ТГ-6 или ТГ-3; - на ПС 500 кВ Бескудниково отключен АТ-2; - на ПС 500 кВ Бескудниково отключен АТ-5, на ПС 110 кВ Красные Горки включен ШСЭВ 110 кВ
174	ТЭЦ-26	I-II СШ 1, 2 сек. 220 кВ	ШОЭВ-211 и ШОЭВ-212	ТКЗ на ТЭЦ-26 (все присоединения 220 кВ)	Замыкание возможно при отключении СЭВ-12 1СШ и СЭВ-22 2СШ на ТЭЦ-26
175	ТЭЦ-27	I-II СШ 1, 2, 3, 4 сек. 220 кВ	ШСЭВ-210 I и II с.ш. 1 сек., ШСЭВ-220 I и I I с.ш. 2 сек., ШСЭВ-230 I и II с.ш. 3 сек. и ШСЭВ-240 I и II с.ш. 4 сек.	ТКЗ на ТЭЦ-27 (все присоединения 220 кВ кроме ШСЭВ-210 I и II СШ 1 сек., ШСЭВ-220 I и II СШ 2 сек.), ПС 220 кВ Щедрино (ЭВ 220 кВ Т-1, Т-2), ПС 220 кВ Владыкино (ЭВ 220 кВ Т-2)	Включение ШСЭВ-210 I и II с.ш. 1 сек., ШСЭВ-220 I и II с.ш. 2 сек., ШСЭВ-230 I и II с.ш. 3 сек. и ШСЭВ-240 I и II с.ш. 4 сек. возможно с отключением СЭВ-223 СКЛ 220 кВ I с.ш. 2 и 3 сек. (СЭВ-225 СКЛ 220 кВ I с.ш. 3 и 2 сек.), СЭВ-224 СКЛ 220 кВ II с.ш. 2 и 3 сек. (СЭВ-226 СКЛ 220 кВ II с.ш. 3 и 2 сек.). Дополнительно необходимо отключить КВЛ 220 кВ ТЭЦ 27 - Бабушкин (или ШСЭВ-220 на ПС 220 кВ Бабушкин). Замыкание ШСЭВ-210 I и II с.ш. 1 сек. возможно при отключении СЭВ-222 II с.ш. 1 и 2 сек. на ТЭЦ-27. Замыкание ШСЭВ-240 I и II СШ 4 сек. и ШСЭВ-210 I и II СШ 1 сек. возможно при отключении СКЛ-1 и СКЛ-2, отключении ПГУ-3 и одного генератора из состава Блок 1, Блок 2, Г-41, Г-42 на ТЭЦ-27, включении В 253, В 234, отключении В 250, В 230 на ПС 500 кВ Бескудниково, отключении ЭВ КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская N 1 на ПС 220 кВ Гражданская

Таблица 2

Отключающая способность выключателей энергообъектов энергосистемы г. Москвы и Московской области 110 кВ и выше

N п/ст	Наименование подстанции/станции	Наименование выключателя	U ном, кВ	I откл., кА
511	Белый Раст	АТ-1	750	40
511	Белый Раст	АТ-2	750	40
534	Грибово	В 711 (Калининская АЭС - Грибово)	750	40
534	Грибово	В 712 (Калининская АЭС - Грибово)	750	40
534	Грибово	В 722 (ШСВ)	750	40
534	Грибово	В 750 (Реактор 1)	750	40
511	Белый Раст	АТ-2	500	40
511	Белый Раст	Белый Раст - Бескудниково (1 СШ)	500	40
511	Белый Раст	Белый Раст - Бескудниково (2 СШ)	500	40
511	Белый Раст	Белый Раст - Западная (2 СШ)	500	40
511	Белый Раст	Конаково - Белый Раст (1 СШ)	500	40
511	Белый Раст	Конаково - Белый Раст (2 СШ)	500	40
511	Белый Раст	ЭВ 1 СШ ВЛ 500 кВ Белый Раст - Западная	500	40
511	Белый Раст	ЭВ 1 СШ КВЛ 500 кВ Белый Раст - Бескудниково	500	40
505	Бескудниково	В 510 (Трубино - Бескудниково, резерв)	500	63
505	Бескудниково	В 511 (резерв)	500	63
505	Бескудниково	В 512 (Трубино - Бескудниково)	500	63
505	Бескудниково	В 520 (Ногинск - Бескудниково, АТ-4)	500	63
505	Бескудниково	В 521 (Ногинск - Бескудниково)	500	63
505	Бескудниково	В 522 (АТ-4)	500	63
505	Бескудниково	В 530 (АТ-1, Белый Раст - Бескудниково)	500	63
505	Бескудниково	В 531 (АТ-1)	500	63
505	Бескудниково	В 532 (Белый Раст - Бескудниково)	500	63
534	Грибово	В 510 (1 СШ АТ-2)	500	40
534	Грибово	В 512 (2 СШ АТ-2)	500	40
534	Грибово	В 520 (1 СШ Грибово - Дорохово)	500	40
534	Грибово	В 522 (2 СШ Грибово - Дорохово)	500	40
534	Грибово	В 530 (2 СШ АТ-1)	500	40
534	Грибово	В 531 (1 СШ АТ-1)	500	40
515	Дорохово	В 511 (1 СШ Грибово - Дорохово)	500	40
515	Дорохово	В 512 (2 СШ Грибово - Дорохово)	500	40
515	Дорохово	В 521 (2 1 СШ АТ-2)	500	40
С13	Загорская ГАЭС	В-1 ЗаГАЭС - Трубино	500	40
С13	Загорская ГАЭС	В-2 ЗаГАЭС - Трубино	500	40
С13	Загорская ГАЭС	Кострома - ЗАГАЭС (ВВ-1)	500	40
С13	Загорская ГАЭС	Кострома - ЗАГАЭС (ВВ-2)	500	40
517	Западная	В 510 (Западная - Очаково, АТ-3 резерв)	500	63
517	Западная	В 511 (АТ-3 резерв)	500	63
517	Западная	В 512 (Западная - Очаково)	500	63
517	Западная	В 520 (Белый Раст - Западная, АТ-4 резерв)	500	63
517	Западная	В 521 (Белый Раст - Западная)	500	63
517	Западная	В 522 (АТ-4 резерв)	500	63
519	Каскадная	500 кВ	500	50
518	Новокаширская	В-510	500	63
518	Новокаширская	В-511	500	63
518	Новокаширская	В-512	500	63
518	Новокаширская	В-521	500	63
518	Новокаширская	В-522	500	63
504	Ногинск	АТ-1 1 сш	500	31,5
504	Ногинск	АТ-1 2 сш	500	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Бескудниково (1 с.ш.)	500	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Бескудниково (2 с.ш.)	500	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Владимирская (1 с.ш.)	500	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Владимирская (2 с.ш.)	500	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Каскадная (1 с.ш.)	500	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Каскадная (2 с.ш.)	500	31,5
214	Очаково	В-510 (ТЭЦ 26 - Очаково, ТЭЦ 25 - Очаково VII)	500	63
214	Очаково	В-511 (ТЭЦ 26 - Очаково)	500	63
214	Очаково	В-512 (ТЭЦ 25 - Очаково VII)	500	63
214	Очаково	В-520 (Западная - Очаково, АТ-2)	500	63
214	Очаково	В-521 (Западная - Очаково)	500	63
214	Очаково	В-522 (АТ-2)	500	63
214	Очаково	В-540 (резерв, АТ-4)	500	63
214	Очаково	В-541 (резерв)	500	63
214	Очаково	В-542 (АТ-4)	500	63
509	Пахра	Новокаширская - Пахра	500	31,5
509	Пахра	Новокаширская - Пахра	500	31,5
509	Пахра	Пахра - ТЭЦ 26	500	31,5
509	Пахра	Пахра - ТЭЦ 26	500	31,5
509	Пахра	Пахра - Чагино	500	31,5
509	Пахра	Пахра - Чагино	500	31,5
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-510	500	50
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-511	500	50
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-522	500	50
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-530	500	50
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-531	500	50
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-542	500	50
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-550	500	50
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-551	500	50
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-562	500	50
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-570	500	50
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-571	500	50
С26	ТЭЦ-26	ЭВ-582	500	50
514	Трубино	ЗаГАЭС - Трубино 1 сш.	500	31,5
514	Трубино	ЗаГАЭС - Трубино 2 сш.	500	31,5
514	Трубино	Конаково - Трубино 1 сш.	500	31,5
514	Трубино	Конаково - Трубино 2 сш.	500	31,5
514	Трубино	Трубино - Бескудниково 1 сш.	500	31,5
514	Трубино	Трубино - Бескудниково 2 сш.	500	31,5
514	Трубино	Трубино - Владимирская 1 сш.	500	31,5
514	Трубино	Трубино - Владимирская 2 сш.	500	31,5
510	Чагино	ЭВ 1 СШ 500 кВ АТ-5 (ст.)	500	40
510	Чагино	ЭВ 1 СШ ВЛ 500 кВ Каскадная - Чагино	500	50
510	Чагино	ЭВ 1 СШ ВЛ 500 кВ Михайловская - Чагино с отп.	500	40
510	Чагино	ЭВ 1 СШ ВЛ 500 кВ Пахра - Чагино	500	50
510	Чагино	ЭВ 2 СШ 500 кВ АТ-6	500	50
510	Чагино	ЭВ 2 СШ ВЛ 500 кВ Каскадная - Чагино	500	50
510	Чагино	ЭВ 2 СШ ВЛ 500 кВ Михайловская - Чагино с отп.	500	50
510	Чагино	ЭВ 2 СШ ВЛ 500 кВ Пахра - Чагино	500	50
540	Ярцево	В 510 (проект)	500	50
540	Ярцево	В 511 (проект)	500	50
540	Ярцево	В 512 (проект)	500	50
540	Ярцево	В 520 (проект)	500	50
540	Ярцево	В 521 (проект)	500	50
540	Ярцево	В 522 (проект)	500	50
132	Абрамово	1 Резервная ячейка (проект)	220	50
132	Абрамово	2 Резервная ячейка (проект)	220	50
132	Абрамово	Восточная - Абрамово N 1	220	50
132	Абрамово	Восточная - Абрамово N 2	220	50
132	Абрамово	Т-1	220	50
132	Абрамово	Т-2	220	50
132	Абрамово	Т-3	220	50
132	Абрамово	ШСЭВ	220	50
132	Абрамово	ЭВ КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 1	220	50
132	Абрамово	ЭВ КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 2	220	50
536	Автозаводская	ШСЭВ 220 кВ (проект)	220	63
536	Автозаводская	ЭВ 220 кВ АТ-1	220	63
536	Автозаводская	ЭВ 220 кВ АТ-2	220	63
536	Автозаводская	ЭВ 220 кВ Т-3 (проект)	220	63
536	Автозаводская	ЭВ 220 кВ Т-4 (проект)	220	63
536	Автозаводская	ЭВ КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 4 (проект)	220	63
536	Автозаводская	ЭВ КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 5 (проект)	220	63
838	Академическая	Академическая - Южная	220	50
838	Академическая	СЭВ 1-2с	220	50
838	Академическая	Т-1	220	50
838	Академическая	Т-2	220	50
838	Академическая	ТЭЦ 20 - Академическая	220	50
018	Бабушкин	ШСЭВ 220 кВ	220	63
018	Бабушкин	ЭВ 220 кВ Т-1	220	63
018	Бабушкин	ЭВ 220 кВ Т-2	220	63
018	Бабушкин	ЭВ 220 кВ Т-3	220	63
018	Бабушкин	ЭВ 220 кВ Т-4	220	63
018	Бабушкин	ЭВ КВЛ 220 кВ Бабушкин - Бескудниково	220	63
018	Бабушкин	ЭВ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Бабушкин	220	63
692	Баскаково	Баскаково - Восточная	220	25
692	Баскаково	Баскаково - Парковая	220	25
692	Баскаково	Борисово - Баскаково	220	25
692	Баскаково	Перерва - Баскаково	220	25
692	Баскаково	ЭВ 220 кВ АТ-1 (проект)	220	50
692	Баскаково	ЭВ 220 кВ АТ-2 (проект)	220	50
692	Баскаково	ЭВ 220 кВ ВЛ Баскаково - Восточная (проект)	220	50
692	Баскаково	ЭВ 220 кВ КВЛ Баскаково - Парковая (проект)	220	50
692	Баскаково	ЭВ 220 кВ КВЛ Борисово - Баскаково (проект)	220	50
692	Баскаково	ЭВ 220 кВ КВЛ Перерва - Баскаково (проект)	220	50
758	Белорусская	ШСЭВ 220 кВ	220	63
758	Белорусская	ЭВ 220 кВ Т-1	220	63
758	Белорусская	ЭВ 220 кВ Т-2	220	63
758	Белорусская	ЭВ 220 кВ Т-3	220	63
758	Белорусская	ЭВ 220 кВ Т-4	220	63
758	Белорусская	ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Беларусская I (Проект)	220	63
758	Белорусская	ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Беларусская II (Проект)	220	63
758	Белорусская	ЭВ КЛ 220 кВ Магистральная - Беларусская I	220	63
758	Белорусская	ЭВ КЛ 220 кВ Магистральная - Беларусская II	220	63
505	Бескудниково	В 210 (Т-2, резерв)	220	63
505	Бескудниково	В 2100 (Т-4, Владыкино - Бескудниково I)	220	63
505	Бескудниково	В 2101 (Т-4)	220	63
505	Бескудниково	В 2102 (Владыкино - Бескудниково I)	220	63
505	Бескудниково	В 2110 (Т-3, резерв)	220	63
505	Бескудниково	В 2111 (резерв)	220	63
505	Бескудниково	В 2112 (Т-3)	220	63
505	Бескудниково	В 213 (Т-2)	220	63
505	Бескудниково	В 214 (резерв)	220	63
505	Бескудниково	В 220 (Бескудниково - ТЭЦ 27, Т-1)	220	63
505	Бескудниково	В 223 (Бескудниково - ТЭЦ 27)	220	63
505	Бескудниково	В 224 (Т-1)	220	63
505	Бескудниково	В 230 (АТ-2, Владыкино - Бескудниково II)	220	63
505	Бескудниково	В 233 (АТ-2)	220	63
505	Бескудниково	В 234 (Владыкино - Бескудниково II)	220	63
505	Бескудниково	В 240 (АТ-5, Бескудниково - Гражданская I)	220	63
505	Бескудниково	В 243 (АТ-5)	220	63
505	Бескудниково	В 244 (Бескудниково - Гражданская I)	220	63
505	Бескудниково	В 250 (ТЭЦ 21 - Бескудниково I цепь, АТ-4)	220	63
505	Бескудниково	В 253 (ТЭЦ 21 - Бескудниково I цепь)	220	63
505	Бескудниково	В 254 (АТ-4)	220	63
505	Бескудниково	В 270 (Бескудниково - Гражданская II, АТ-3)	220	63
505	Бескудниково	В 271 (Бескудниково - Гражданская II)	220	63
505	Бескудниково	В 272 (АТ-3)	220	63
505	Бескудниково	В 280 (ТЭЦ 21 - Бескудниково II цепь, АТ-6)	220	63
505	Бескудниково	В 281 (ТЭЦ 21 - Бескудниково II цепь)	220	63
505	Бескудниково	В 282 (АТ-6)	220	63
505	Бескудниково	В 290 (АТ-1, Бескудниково - Бутырки)	220	63
505	Бескудниково	В 291 (АТ-1)	220	63
505	Бескудниково	В 292 (Бескудниково - Бутырки)	220	63
505	Бескудниково	СВ 1-3 сек.	220	63
505	Бескудниково	СВ 2-4 сек.	220	63
558	Битум (Проект)	ЭВ 220 кВ Т-1 (проект)	220	63
558	Битум (Проект)	ЭВ 220 кВ Т-2 (проект)	220	63
637	Боброво (ДЕМОНТАЖ)	СМВ 1-2 с.	220	40
637	Боброво (ДЕМОНТАЖ)	Т-1	220	40
637	Боброво (ДЕМОНТАЖ)	Т-2	220	40
785	Борисово	МВ 220 кВ АТ-1	220	40
785	Борисово	МВ 220 кВ АТ-2	220	40
785	Борисово	СЭВ 220	220	40
785	Борисово	ЭВ 220 кВ Борисово - Баскаково	220	40
785	Борисово	ЭВ ВЛ 220 кВ Борисовская	220	40
615	Бугры	АТ-4	220	35,5
615	Бугры	АТ-5	220	40
615	Бугры	Гулево - Бугры I	220	31,5
615	Бугры	Гулево - Бугры II	220	31,5
615	Бугры	Ока - Бугры I	220	31,5
615	Бугры	Ока - Бугры II	220	31,5
615	Бугры	Приокская - Бугры	220	31,5
615	Бугры	СМВ 4-5 сш	220	31,5
615	Бугры	Т-1	220	35,5
615	Бугры	Т-2	220	35,5
615	Бугры	Т-3 пл. А	220	35,5
615	Бугры	Т-3 пл. Б	220	35,5
615	Бугры	ШСМВ 1-3 сш	220	31,5
615	Бугры	ШСМВ 1-4 сш	220	31,5
615	Бугры	ШСМВ 2-5 сш	220	31,5
615	Бугры	ЭВ ВЛ 220 кВ Бугры - ГТЭС Коломенская	220	50
615	Бугры	ЭВ КВЛ 220 кВ Котово - Бугры	220	40
859	Бутово	АТ-1	220	63
859	Бутово	АТ-2	220	63
859	Бутово	Бутово - Ясенево I цепь	220	63
859	Бутово	Бутово - Ясенево II цепь (проект)	220	63
859	Бутово	ТЭЦ 26 - Бутово I цепь	220	63
859	Бутово	ТЭЦ 26 - Бутово II цепь (проект)	220	63
859	Бутово	ШСЭВ	220	63
046	Бутырки	ЭВ I СШ 220 кВ АТ-1	220	63
046	Бутырки	ЭВ I СШ 220 кВ АТ-2	220	40
046	Бутырки	ЭВ I СШ 220 кВ Т-5	220	40
046	Бутырки	ЭВ I СШ КВЛ 220 кВ Бескудниково - Бутырки	220	40
046	Бутырки	ЭВ I СШ КВЛ 220 кВ Бутырки - Марфино	220	63
046	Бутырки	ЭВ I СШ КВЛ 220 кВ ТЭЦ 27 - Бутырки с отп.	220	40
046	Бутырки	ЭВ I СШ КЛ 220 кВ Бутырки - Владыкино	220	40
046	Бутырки	ЭВ I СШ КЛ 220 кВ Бутырки - Центральная	220	40
046	Бутырки	ЭВ II СШ 220 кВ АТ-1	220	40
046	Бутырки	ЭВ II СШ 220 кВ АТ-2	220	40
046	Бутырки	ЭВ II СШ 220 кВ Т-5	220	40
046	Бутырки	ЭВ II СШ КВЛ 220 кВ Бескудниково - Бутырки	220	40
046	Бутырки	ЭВ II СШ КВЛ 220 кВ Бутырки - Марфино	220	63
046	Бутырки	ЭВ II СШ КВЛ 220 кВ ТЭЦ 27 - Бутырки с отп.	220	40
046	Бутырки	ЭВ II СШ КЛ 220 кВ Бутырки - Владыкино	220	40
046	Бутырки	ЭВ II СШ КЛ 220 кВ Бутырки - Центральная	220	40
046	Бутырки	ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская N 1	220	63
046	Бутырки	ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская N 2	220	63
848	Ваганьковская	ШСЭВ 220 кВ	220	50
848	Ваганьковская	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская 1	220	50
848	Ваганьковская	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ Гражданская - Ваганьковская 2	220	50
848	Ваганьковская	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская 1	220	50
848	Ваганьковская	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская 2	220	50
848	Ваганьковская	ЭВ 220 кВ Т1 (Проект)	220	50
848	Ваганьковская	ЭВ 220 кВ Т2 (Проект)	220	50
848	Ваганьковская	ЭВ 220 кВ Т3 (Проект)	220	50
806	Владыкино	Бутырки - Владыкино	220	40
806	Владыкино	Владыкино - Бескудниково I	220	40
806	Владыкино	Владыкино - Бескудниково II	220	40
806	Владыкино	Владыкино - Марфино	220	40
806	Владыкино	Т-1	220	40
806	Владыкино	Т-2	220	40
212	Восточная	АТ-1	220	40
212	Восточная	АТ-2	220	40
212	Восточная	АТ-3	220	40
212	Восточная	Баскаково - Восточная	220	40
212	Восточная	Горенки - Восточная	220	40
212	Восточная	Жулебино - Восточная	220	40
212	Восточная	Парковая - Восточная	220	40
212	Восточная	Руднево - Восточная	220	40
212	Восточная	ТЭЦ 22 - Восточная	220	40
212	Восточная	ШСЭВ 1с-Тр	220	40
212	Восточная	ШСЭВ 2с-Тр	220	40
212	Восточная	ЭВ КЛ 220 кВ Восточная - Абрамово N 1	220	50
212	Восточная	ЭВ КЛ 220 кВ Восточная - Абрамово N 2	220	50
025	Встреча	АТ-2	220	50
025	Встреча	Встреча - Лесная	220	40
025	Встреча	Кедрово - Встреча	220	40
025	Встреча	ОЭВ 220 кВ	220	40
025	Встреча	ШСЭВ 220 кВ	220	40
025	Встреча	ЭВ 220 кВ АТ-1	220	50
025	Встреча	ЭВ КВЛ 220 кВ Нововнуково - Встреча I цепь	220	40
025	Встреча	ЭВ КВЛ 220 кВ Нововнуково - Встреча II цепь	220	40
С03	ГРЭС-3	В-12	220	25
С03	ГРЭС-3	В-24	220	25
С03	ГРЭС-3	В-25	220	25
С03	ГРЭС-3	В-34	220	25
С03	ГРЭС-3	СМВ В-10	220	25
С03	ГРЭС-3	СМВ В-20	220	25
С44	ГТЭС Коломенское	Бугры - ГТЭС Коломенское	220	50
С44	ГТЭС Коломенское	ГТЭС Коломенское - Южная I	220	50
С44	ГТЭС Коломенское	ГТЭС Коломенское - Южная II	220	50
С44	ГТЭС Коломенское	Чертаново - ГТЭС Коломенское	220	50
С44	ГТЭС Коломенское	ШСВ	220	50
С44	ГТЭС Коломенское	ЭВ-1 (1T)	220	50
С44	ГТЭС Коломенское	ЭВ-2 (2T)	220	50
С44	ГТЭС Коломенское	ЭВ-3 (3T)	220	50
	ГЭС Можайская	длжлор	220
053	Герцево	АТ-1	220	50
053	Герцево	АТ-2	220	50
053	Герцево	Западная - Герцево I цепь	220	50
053	Герцево	Западная - Герцево II цепь	220	50
053	Герцево	Ильинская - Герцево I цепь	220	50
053	Герцево	Ильинская - Герцево II цепь	220	50
053	Герцево	Куркино - Герцево	220	50
053	Герцево	Пенягино - Герцево	220	50
053	Герцево	Т-3	220	50
053	Герцево	Т-4	220	50
053	Герцево	ШСЭВ (1-2 сш)	220	50
053	Герцево	Яшино - Герцево	220	50
843	Говорово	Говорово - Чоботы II (проект)	220	50
843	Говорово	Очаково - Говорово	220	50
843	Говорово	Т-1	220	50
843	Говорово	Т-2	220	50
843	Говорово	Т-3	220	50
843	Говорово	ШСЭВ	220	50
843	Говорово	ЭВ КВЛ 220 кВ Чоботы - Говорово I цепь	220	50
843	Говорово	ЭВ КВЛ 220 кВ Очаково - Говорово (Проект)	220	50
401	Голутвин	АТ-1	220	50
401	Голутвин	АТ-2	220	40
401	Голутвин	АТ-3	220	50
401	Голутвин	Голутвин - Осетр	220	40
401	Голутвин	Кашира - Голутвин	220	50
401	Голутвин	Пески - Голутвин	220	40
401	Голутвин	ШСЭВ 220 кВ	220	40
795	Гольяново	Парковая - Гольяново I цепь	220	25
795	Гольяново	Парковая - Гольяново II цепь	220	25
795	Гольяново	ТЭЦ 23 - Гольяново I цепь	220	25
795	Гольяново	ТЭЦ 23 - Гольяново II цепь	220	25
795	Гольяново	ЭВ 220 кВ Т-1 (Проект)	220	50
795	Гольяново	ЭВ 220 кВ Т-2	220	50
795	Гольяново	ЭВ ВЛ 220 кВ ТЭЦ 23 - Гольяново I цепь	220	50
795	Гольяново	ЭВ ВЛ 220 кВ ТЭЦ 23 - Гольяново II цепь	220	50
795	Гольяново	ЭВ КВЛ 220 кВ Парковая - Гольяново I цепь	220	50
795	Гольяново	ЭВ КВЛ 220 кВ Парковая - Гольяново II цепь	220	50
157	Горенки	АТ-3	220	50
157	Горенки	АТ-4	220	50
157	Горенки	АТ-5	220	50
157	Горенки	Горенки - Восточная	220	50
157	Горенки	Трубино - Горенки	220	50
157	Горенки	ШСЭВ	220	50
466	Горьковская	ЭВ 220 кВ (резерв)	220	50
466	Горьковская	ЭВ 220 кВ Т-1	220	50
466	Горьковская	ЭВ 220 кВ Т-2	220	50
466	Горьковская	ЭВ 220 кВ Т-3	220	50
466	Горьковская	ЭВ 220 кВ ШСЭВ	220	50
466	Горьковская	ЭВ КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 1	220	50
466	Горьковская	ЭВ КЛ 220 кВ Абрамово - Горьковская N 2	220	50
466	Горьковская	ЭВ КЛ 220 кВ Цимлянская - Горьковская N 1	220	50
466	Горьковская	ЭВ КЛ 220 кВ Цимлянская - Горьковская N 2	220	50
835	Гражданская	ШСЭВ 220 кВ	220	63
835	Гражданская	ЭВ 220 кВ АТ-1	220	63
835	Гражданская	ЭВ 220 кВ АТ-2	220	63
835	Гражданская	ЭВ КЛ 220 кВ Бескудниково - Гражданская I	220	63
835	Гражданская	ЭВ КЛ 220 кВ Бескудниково - Гражданская II	220	63
835	Гражданская	ЭВ КЛ 220 кВ Ваганьковская - Гражданская I	220	63
835	Гражданская	ЭВ КЛ 220 кВ Ваганьковская - Гражданская II	220	63
534	Грибово	В 210	220	40
534	Грибово	В 212	220	40
534	Грибово	В 220	220	40
534	Грибово	В 221	220	40
534	Грибово	В 230	220	40
534	Грибово	В 231	220	40
534	Грибово	В 232	220	40
534	Грибово	В 240	220	40
534	Грибово	В 241	220	40
534	Грибово	В 242	220	40
182	Гулево	АТ-1	220	40
182	Гулево	АТ-2	220	40
182	Гулево	Гулево - Бугры I цепь	220	35,5
182	Гулево	Гулево - Бугры II цепь	220	35,5
182	Гулево	ТЭЦ 26 - Гулево I цепь	220	35,5
182	Гулево	ТЭЦ 26 - Гулево II цепь	220	35,5
183	Дальняя	АТ-3	220	25
183	Дальняя	Дальняя - Александров	220	25
183	Дальняя	Классон - Дальняя	220	25
183	Дальняя	Ногинск - Дальняя	220	26,3
183	Дальняя	СМВ 1-3 СШ	220	25
183	Дальняя	Т-1	220	26,3
183	Дальняя	Т-2	220	26,3
183	Дальняя	ШСМВ 1-2 сш	220	26,3
183	Дальняя	ШСМВ 3-4 сш	220	25
183	Дальняя	Ярцево - Дальняя	220	26,3
515	Дорохово	В 230	220	40
515	Дорохово	В 231	220	40
515	Дорохово	В 232	220	40
515	Дорохово	В 240	220	40
515	Дорохово	В 241	220	40
515	Дорохово	В 242	220	40
515	Дорохово	В 250	220	40
515	Дорохово	В 251	220	40
515	Дорохово	В 252	220	40
515	Дорохово	В 260	220	40
515	Дорохово	В 261	220	40
515	Дорохово	В 262	220	40
700	Дровнино	АТ-1	220	25
700	Дровнино	АТ-2	220	25
700	Дровнино	ШСМВ 1-2 сш	220	25
700	Дровнино	ЭВ 220 кВ Дровнино - Дорохово	220	40
700	Дровнино	ЭВ ВЛ 220 кВ Дровнино - Грибово	220	40
054	Дубнинская	Т-1	220	50
054	Дубнинская	Т-2	220	50
054	Дубнинская	ТЭЦ 21 - Дубнинская I	220	50
054	Дубнинская	ТЭЦ 21 - Дубнинская II	220	50
054	Дубнинская	ШСЭВ	220	50
780	Елоховская	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ 23 - Елоховская I	220	40
780	Елоховская	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ 23 - Елоховская II	220	40
597	Жулебино	Жулебино - Восточная	220	50
597	Жулебино	СЭВ 1-2с.	220	50
597	Жулебино	Т-1	220	50
597	Жулебино	Т-2	220	50
597	Жулебино	Чагино - Жулебино	220	50
517	Западная	В 2100 (Резерв 2)	220	63
517	Западная	В 2104 (Резерв 2)	220	63
517	Западная	В 220 (Резерв 1)	220	63
517	Западная	В 221 (Резерв 1)	220	63
517	Западная	В 231 (Западная - Герцево I цепь)	220	63
517	Западная	В 232 (Западная - Герцево I цепь)	220	63
517	Западная	В 240 (Т-1)	220	63
517	Западная	В 241 (Резерв)	220	63
517	Западная	В 242 (Т-1)	220	63
517	Западная	В 250 (АТ-2, Западная - Куркино)	220	63
517	Западная	В 251 (АТ-2)	220	63
517	Западная	В 252 (Западная - Куркино)	220	63
517	Западная	В 270 (Западная - Пенягино, АТ-1)	220	63
517	Западная	В 273 (Западная - Пенягино)	220	63
517	Западная	В 274 (АТ-1)	220	63
517	Западная	В 280 (Т-2, Западная - Герцево II цепь)	220	63
517	Западная	В 283 (Т-2)	220	63
517	Западная	В 284 (Западная - Герцево II цепь)	220	63
517	Западная	В 293 (Западная - Радищево)	220	63
517	Западная	В 294 (Западная - Радищево)	220	63
517	Западная	СВ 1-3 сек.	220	63
517	Западная	СВ 2-4 сек.	220	63
720	Заря	АТ-1	220	25
720	Заря	АТ-2	220	25
720	Заря	Заря - Ярцево восточная	220	25
720	Заря	Заря - Ярцево западная	220	25
720	Заря	Углич - Заря восточная	220	25
720	Заря	Углич - Заря западная	220	25
720	Заря	ШСМВ 1-2 сш	220	25
786	Золотаревская	ШСЭВ 220 кВ	220	63
786	Золотаревская	ЭВ 220 кВ Т-1	220	63
786	Золотаревская	ЭВ 220 кВ Т-2	220	63
786	Золотаревская	ЭВ 220 кВ Т-3	220	63
786	Золотаревская	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 1	220	63
786	Золотаревская	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 2	220	63
786	Золотаревская	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золоторевская 1	220	63
786	Золотаревская	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Золоторевская 2	220	63
689	Иловайская	Иловайская - Чагино	220	40
689	Иловайская	СМВ 1-2с	220	40
689	Иловайская	Сабурово - Иловайская	220	40
689	Иловайская	Т-1	220	40
689	Иловайская	Т-2	220	40
860	Ильинская	Ильинская - Герцево I цепь	220	50
860	Ильинская	Ильинская - Герцево II цепь	220	50
860	Ильинская	Красногорская - Ильинская I цепь	220	50
860	Ильинская	Красногорская - Ильинская II цепь	220	50
860	Ильинская	Т-1	220	50
860	Ильинская	Т-2	220	50
860	Ильинская	ШСЭВ	220	50
775	Капотня	ШСЭВ 220 кВ	220	63
775	Капотня	ЭВ ВЛ 220 кВ Капотня - Битум 1	220	63
775	Капотня	ЭВ ВЛ 220 кВ Капотня - Битум 2	220	63
775	Капотня	ЭВ ВЛ 220 кВ Капотня - Крекинг 1	220	63
775	Капотня	ЭВ ВЛ 220 кВ Капотня - Крекинг 2 (проект)	220	63
775	Капотня	ЭВ ВЛ 220 кВ Капотня - Нефтезавод	220	63
775	Капотня	ЭВ ВЛ 220 кВ Чагино - Капотня 1	220	63
775	Капотня	ЭВ ВЛ 220 кВ Чагино - Капотня 2 (проект)	220	63
519	Каскадная	В 220 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 221 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 222 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 230 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 231 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 232 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 240 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 241 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 242 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 250 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 253 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 254 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 260 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 263 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 264 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 270 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 273 (Проект)	220	63
519	Каскадная	В 274 (Проект)	220	63
С04	Каширская ГРЭС	МВ 220 кВ АТ-7	220	40
С04	Каширская ГРЭС	МВ 220 кВ АТ-8	220	35,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ 220 кВ Блок 1	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ 220 кВ Блок 4	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ 220 кВ Блок 5	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ 220 кВ Блок 6	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ 220 кВ ОВ 3-4	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ 220 кВ СВ 1-3	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ 220 кВ СВ 2-4	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ 220 кВ ШОВ 1-2	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ 220 кВ ШСВ 3-4	220	35,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ ВЛ 220 кВ Кашира - Голутвин	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ ВЛ 220 кВ Кашира - Образцово	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ ВЛ 220 кВ Кашира - Ока I	220	35,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ ВЛ 220 кВ Кашира - Ока II	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ ВЛ 220 кВ Кашира - Ступино	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ ВЛ 220 кВ Кашира - Федино	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ ВЛ 220 кВ Новомосковск - Кашира	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	МВ ВЛ 220 кВ Химическая - Кашира	220	31,5
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 220 кВ АТ-9	220	40
107	Кедрово	АТ-4	220	26,3
107	Кедрово	АТ-5	220	26,3
107	Кедрово	АТ-6	220	50
107	Кедрово	Кедрово - Встреча пл. Б	220	26,3
107	Кедрово	Кедрово - Встреча пл. А	220	40
107	Кедрово	Кедрово - Котово	220	26,3
107	Кедрово	Кедрово - Лесная	220	26,3
107	Кедрово	Латышская - Кедрово	220	26,3
107	Кедрово	СМВ 4-5 сш.	220	26,3
107	Кедрово	СЭВ 1-2 СШ 220 кВ	220	40
107	Кедрово	Т-1	220	26,3
107	Кедрово	Т-3 3 сш	220	26,3
107	Кедрово	Т-3 4 сш	220	26,3
107	Кедрово	ШСМВ-1 (1-3 сш)	220	26,3
107	Кедрово	ШСМВ-2 (1-4 сш)	220	26,3
107	Кедрово	ШСМВ-3 (2-5 сш)	220	26,3
107	Кедрово	ЭВ 220 кВ Т-2	220	40
107	Кедрово	ЭВ ВЛ 220 кВ Дорохово - Кедрово плечо Б	220	40
107	Кедрово	ЭВ ВЛ 220 кВ Метзавод - Кедрово	220	40
716	Кожевническая	ШСЭВ 220 кВ	220	63
716	Кожевническая	ЭВ 220 кВ Т-1	220	63
716	Кожевническая	ЭВ 220 кВ Т-2	220	63
716	Кожевническая	ЭВ КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 1	220	63
716	Кожевническая	ЭВ КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 2	220	63
716	Кожевническая	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Кожевническая I	220	63
716	Кожевническая	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Кожевническая II	220	63
841	Коньково	Коньково - Очаково	220	50
841	Коньково	Т-1	220	50
841	Коньково	Т-2	220	50
841	Коньково	ТЭЦ 20 - Коньково	220	50
841	Коньково	ШСЭВ 1-2 с.ш.	220	50
862	Котловка	ШСЭВ 220 кВ	220	63
862	Котловка	ЭВ 220 кВ Т-1	220	63
862	Котловка	ЭВ 220 кВ Т-2	220	63
862	Котловка	ЭВ КЛ 220 кВ Котловка - Академическая	220	63
862	Котловка	ЭВ КЛ 220 кВ Котловка - Коньково	220	63
862	Котловка	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Котловка N 1	220	63
862	Котловка	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Котловка N 2	220	63
582	Котово	ЭВ 1 КВЛ 220 кВ Кедрово - Котово	220	40
582	Котово	ЭВ 1 КВЛ 220 кВ Котово - Бугры	220	40
582	Котово	ЭВ 2 КВЛ 220 кВ Кедрово - Котово	220	40
582	Котово	ЭВ 2 КВЛ 220 кВ Котово - Бугры	220	40
830	Красногорская	ШСЭВ 220 кВ	220	50
830	Красногорская	ЭВ 220 кВ АТ-1	220	50
830	Красногорская	ЭВ 220 кВ АТ-2	220	50
830	Красногорская	ЭВ КВЛ 220 кВ Красногорская - Ильинская I	220	50
830	Красногорская	ЭВ КВЛ 220 кВ Красногорская - Ильинская II	220	50
830	Красногорская	ЭВ КВЛ 220 кВ Очаково - Красногорская	220	50
830	Красногорская	ЭВ КВЛ 220 кВ ТЭС Лыково - Красногорская	220	50
868	Красносельская	ШСЭВ 220 кВ	220	50
868	Красносельская	ЭВ 220 кВ Т-1	220	50
868	Красносельская	ЭВ 220 кВ Т-2	220	50
868	Красносельская	ЭВ 220 кВ Т-3	220	50
868	Красносельская	ЭВ КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 1 (проект)	220	50
868	Красносельская	ЭВ КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 2 (проект)	220	50
868	Красносельская	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 1	220	50
868	Красносельская	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 2	220	50
868	Красносельская	ЭВ КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 1	220	50
868	Красносельская	ЭВ КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 2	220	50
557	Крекинг	ЭВ 220 кВ Т-1	220	63
557	Крекинг	ЭВ 220 кВ Т-2	220	63
831	Крона	Крона - Пески	220	40
831	Крона	СЭВ	220	40
831	Крона	Т-1	220	40
831	Крона	Т-2	220	40
831	Крона	Шатурская ГРЭС - Крона	220	40
871	Кроношпан	В-1-220 Стачка	220	63
871	Кроношпан	В-1-220 Шибаново	220	63
871	Кроношпан	В-2-220 Стачка	220	63
871	Кроношпан	В-2-220 Шибаново	220	63
837	Куркино	Западная - Куркино	220	40
837	Куркино	Куркино - Герцево	220	40
837	Куркино	Куркино - ТЭЦ21 I	220	40
837	Куркино	Куркино - ТЭЦ21 II	220	40
837	Куркино	Т-1	220	40
837	Куркино	Т-2	220	40
837	Куркино	ЭВ 220 кВ Т-1 (Проект)	220	40
837	Куркино	ЭВ ВЛ 220 кВ Куркино - ТЭЦ-21 I цепь (проект)	220	50
772	Латышская	МВ ВЛ 220 кВ Метзавод - Латышская	220	40
772	Латышская	СЭВ 220 кВ	220	40
772	Латышская	Т-1	220	40
772	Латышская	Т-2	220	40
772	Латышская	ЭВ 220 кВ Т-1	220	40
772	Латышская	ЭВ 220 кВ Т-2 (Проект)	220	40
772	Латышская	ЭВ ВЛ 220 кВ Латышская - Кедрово	220	40
772	Латышская	ЭВ ВЛ 220 кВ Метзавод - Латышская (Проект)	220	40
839	Левобережная	Левобережная - Старбеево I	220	40
839	Левобережная	Левобережная - Старбеево II	220	40
839	Левобережная	Т-1	220	40
839	Левобережная	Т-2	220	40
839	Левобережная	ТЭЦ 21 - Левобережная I	220	40
839	Левобережная	ТЭЦ 21 - Левобережная II	220	40
377	Лесная	АТ-1	220	25
377	Лесная	АТ-2	220	25
377	Лесная	Встреча - Лесная	220	25
377	Лесная	Кедрово - Лесная	220	25
377	Лесная	Лесная - Пахра	220	25
377	Лесная	ОМВ	220	25
377	Лесная	ОЭВ 220 кВ (Проект)	220	50
377	Лесная	Образцово - Лесная	220	25
377	Лесная	ШСМВ 1-2 сш	220	25
377	Лесная	ШСЭВ 220 кВ (Проект)	220	50
377	Лесная	ЭВ 220 кВ АТ-1 (Проект)	220	50
377	Лесная	ЭВ 220 кВ АТ-2 (Проект)	220	50
377	Лесная	ЭВ ВЛ 220 кВ Встреча - Лесная (Проект)	220	50
377	Лесная	ЭВ ВЛ 220 кВ Кедрово - Лесная	220	50
377	Лесная	ЭВ ВЛ 220 кВ Лесная - Пахра (Проект)	220	50
377	Лесная	ЭВ ВЛ 220 кВ Образцово - Лесная (Проект)	220	50
377	Лесная	ЭВ КЛ 220 кВ Лесная - Хованская I	220	50
377	Лесная	ЭВ КЛ 220 кВ Лесная - Хованская II	220	50
475	Луч	СМВ 1-2с	220	25
475	Луч	ЭВ ВЛ 220 кВ Луч - Шмелево	220	50
475	Луч	ЭВ ВЛ 220 кВ Радищево - Луч	220	50
844	Магистральная	АТ-1	220	63
844	Магистральная	АТ-2	220	63
844	Магистральная	Очаково - Магистральная N 1	220	63
844	Магистральная	Очаково - Магистральная N 2	220	63
844	Магистральная	Т-3	220	63
844	Магистральная	Т-4	220	63
844	Магистральная	Т-5	220	63
844	Магистральная	ШСЭВ	220	63
844	Магистральная	ЭВ КЛ 220 кВ Белорусская - Магистральная N 1	220	63
844	Магистральная	ЭВ КЛ 220 кВ Белорусская - Магистральная N 2	220	63
855	Марфино	Бутырки - Марфино	220	50
855	Марфино	Владыкино - Марфино	220	50
855	Марфино	Марфино - Свиблово I	220	50
855	Марфино	Марфино - Свиблово II	220	50
855	Марфино	Т-1	220	50
855	Марфино	Т-2	220	50
855	Марфино	Т-3	220	50
855	Марфино	ШСЭВ	220	50
845	Матвеевская	Матвеевская - Пресня I	220	50
845	Матвеевская	Матвеевская - Пресня II	220	50
845	Матвеевская	Очаково - Матвеевская I	220	50
845	Матвеевская	Очаково - Матвеевская II	220	50
845	Матвеевская	Т-1	220	50
845	Матвеевская	Т-2	220	50
845	Матвеевская	Т-3	220	50
845	Матвеевская	ШСЭВ	220	50
864	Мещанская	ШСЭВ 220 кВ	220	50
864	Мещанская	ЭВ 220 кВ Т-1	220	50
864	Мещанская	ЭВ 220 кВ Т-2	220	50
864	Мещанская	ЭВ 220 кВ Т-3	220	50
864	Мещанская	ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская I	220	50
864	Мещанская	ЭВ КЛ 220 кВ Бутырки - Мещанская II	220	50
864	Мещанская	ЭВ КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 1	220	50
864	Мещанская	ЭВ КЛ 220 кВ Мещанская - Красносельская N 2	220	50
238	Мневники	ШСЭВ 220 кВ	220	50
238	Мневники	ЭВ 220 кВ Очаково - Мневники N 1	220	50
238	Мневники	ЭВ 220 кВ Очаково - Мневники N 2	220	50
238	Мневники	ЭВ 220 кВ Т-1	220	50
238	Мневники	ЭВ 220 кВ Т-2	220	50
238	Мневники	ЭВ 220 кВ Т-3	220	50
238	Мневники	ЭВ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 1	220	50
238	Мневники	ЭВ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 2	220	50
876	Молжаниновка	СЭВ I-III СШ 220 кВ	220	63
876	Молжаниновка	СЭВ II-IV СШ 220 кВ	220	63
876	Молжаниновка	ШСЭВ 220 кВ	220	63
876	Молжаниновка	ЭВ 220 кВ Т-1	220	63
876	Молжаниновка	ЭВ 220 кВ Т-2	220	63
876	Молжаниновка	ЭВ 220 кВ ТОСН	220
876	Молжаниновка	ЭВ КВЛ 220 кВ Молжаниновка - Старбеево I цепь	220	63
876	Молжаниновка	ЭВ КВЛ 220 кВ Молжаниновка - Старбеево II цепь	220	63
876	Молжаниновка	ЭВ КВЛ 220 кВ Молжаниновка - Омега I цепь	220	63
876	Молжаниновка	ЭВ КВЛ 220 кВ Молжаниновка - Омега II цепь	220	63
341	Мячково	АТ-4	220	25
341	Мячково	АТ-5	220	25
341	Мячково	ОМВ	220	25
341	Мячково	Пахра - Мячково	220	25
341	Мячково	Стекольная - Мячково	220	25
341	Мячково	Т-6	220	25
341	Мячково	Т-7	220	25
341	Мячково	ШСМВ 1-2 сш	220	25
263	Нежино	АТ-1	220	26,3
263	Нежино	АТ-2	220	25
263	Нежино	Нежино - Федино	220	35,5
263	Нежино	Цагинская I	220	35,5
263	Нежино	Цагинская II	220	35,5
263	Нежино	ШСМВ 1-2 сш	220	35,5
263	Нежино	Шатура - Нежино I	220	35,5
263	Нежино	Шатура - Нежино II	220	35,5
263	Нежино	Шибаново - Нежино	220	26,3
303	Нефтезавод	ЭВ 220 кВ АТ-3	220	63
857	Никулино	Очаково - Никулино N 1	220	50
857	Никулино	Очаково - Никулино N 2	220	50
857	Никулино	Т-1	220	50
857	Никулино	Т-2	220	50
857	Никулино	Т-3	220	50
857	Никулино	Т-4	220	50
857	Никулино	ШСЭВ	220	50
305	Новобратцево	АТ-1	220	50
305	Новобратцево	АТ-2	220	50
305	Новобратцево	ТЭЦ 21 - Новобратцево I	220	50
305	Новобратцево	ТЭЦ 21 - Новобратцево II	220	50
305	Новобратцево	ШСЭВ	220	50
305	Новобратцево	ЭВ 220 кВ Т-3	220	50
305	Новобратцево	ЭВ 220 кВ Т-4	220	50
305	Новобратцево	Яшино - Новобратцево I	220	50
305	Новобратцево	Яшино - Новобратцево II	220	50
850	Нововнуково	АТ-1	220	50
850	Нововнуково	АТ-2	220	50
850	Нововнуково	Нововнуково - Встреча 1	220	50
850	Нововнуково	Нововнуково - Встреча 2	220	50
850	Нововнуково	Подушкино - Нововнуково	220	50
850	Нововнуково	Союз - Нововнуково	220	50
850	Нововнуково	ШСЭВ	220	50
215	Новософрино	АТ-1	220	50
215	Новософрино	АТ-2	220	50
215	Новософрино	Новософрино - Трубино	220	31,5
215	Новософрино	Новософрино - Уча	220	50
215	Новософрино	ШСМВ 220 кВ	220	40
215	Новософрино	Ярцево - Новософрино I цепь	220	50
215	Новософрино	Ярцево - Новософрино II цепь	220	26,3
504	Ногинск	В 210	220	63
504	Ногинск	В 211	220	63
504	Ногинск	В 212	220	63
504	Ногинск	В 220	220	63
504	Ногинск	В 221	220	63
504	Ногинск	В 221	220	63
504	Ногинск	В 222	220	63
504	Ногинск	В 230	220	63
504	Ногинск	В 231	220	63
504	Ногинск	В 232	220	63
504	Ногинск	В 240	220	63
504	Ногинск	В 241	220	63
504	Ногинск	В 242	220	63
504	Ногинск	В 250	220	63
504	Ногинск	В 253	220	63
504	Ногинск	В 254	220	63
504	Ногинск	В 260	220	63
504	Ногинск	В 263	220	63
504	Ногинск	В 264	220	63
504	Ногинск	В 270	220	63
504	Ногинск	В 273	220	63
504	Ногинск	В 274	220	63
504	Ногинск	В 280	220	63
504	Ногинск	В 284	220	63
504	Ногинск	НД	220
504	Ногинск	НД	220
504	Ногинск	Ногинск - Дальняя 1 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Дальняя 2 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Руднево 1 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Руднево 2 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Шибаново 1 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Шибаново 2 сш.	220	31,5
504	Ногинск	СВ-13-220	220	63
504	Ногинск	СВ-24-220	220	63
504	Ногинск	Т-3	220	26,2
504	Ногинск	Т-4	220	26,2
504	Ногинск	Цаги - Ногинск 1 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Цаги - Ногинск 2 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Шатура - Ногинск 1 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Шатура - Ногинск 2 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Электрогорская I 1 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Электрогорская I 2 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Электрогорская II 1 сш.	220	31,5
504	Ногинск	Электрогорская II 2 сш.	220	31,5
846	Образцово	Кашира - Образцово	220	40
846	Образцово	Образцово - Лесная	220	40
846	Образцово	СЭВ	220	40
846	Образцово	Т-1	220	40
846	Образцово	Т-2	220	40
400	Ока	АТ-1	220	25
400	Ока	АТ-2	220	25
400	Ока	АТ-3	220	25
400	Ока	В 220 Алексинская ТЭЦ	220	63
400	Ока	В 220 Бугры I	220	63
400	Ока	В 220 Бугры II (проект)	220	63
400	Ока	В 220 Каширская ГРЭС I (проект)	220	63
400	Ока	В 220 Каширская ГРЭС II (проект)	220	63
400	Ока	В 220 Т-3 (проект)	220	63
400	Ока	В 220 Т-4 (проект)	220	63
400	Ока	В 220 Шипово (проект)	220	63
400	Ока	В-1-220 АТ-1	220	63
400	Ока	В-1-220 АТ-1 (проект)	220	63
400	Ока	В-1-220 АТ-2	220	63
400	Ока	В-2-220 АТ-1	220	63
400	Ока	В-2-220 АТ-1 (проект)	220	63
400	Ока	В-2-220 АТ-2	220	63
400	Ока	Кашира - Ока I	220	25
400	Ока	Кашира - Ока II	220	25
400	Ока	ОМВ	220	25
400	Ока	Ока - Бугры I	220	25
400	Ока	Ока - Бугры II	220	25
400	Ока	СМВ 1-2 с	220	25
400	Ока	Шипово - Ока	220	25
840	Омега	АТ-1	220	40
840	Омега	АТ-2	220	40
840	Омега	КВЛ 220 кВ Омега - Сигма I цепь	220	40
840	Омега	КВЛ 220 кВ Омега - Сигма II цепь	220	40
840	Омега	Старбеево - Омега I	220	40
840	Омега	Старбеево - Омега II	220	40
712	Осетр	Михайлов - Осетр	220	25
712	Осетр	СМВ 1-2 с	220	25
712	Осетр	ЭВ ВЛ 220 кВ Голутвин - Осетр	220	40
214	Очаково	В-2101 (АТ-7)	220	63
214	Очаково	В-2103 (АТ-7)	220	63
214	Очаково	В-2113 (Очаково - Красногорская)	220	63
214	Очаково	В-2121 (ТЭЦ-25 - Очаково IV)	220	63
214	Очаково	В-2123 (ТЭЦ-25 - Очаково IV)	220	63
214	Очаково	В-2131 (Т-8)	220	63
214	Очаково	В-2143 (Очаково - Говорово II)	220	63
214	Очаково	В-2153 (Очаково - Матвеевская II)	220	63
214	Очаково	В-2161 (Очаково - Нововнуково)	220	63
214	Очаково	В-2173 (Т-9)	220	63
214	Очаково	В-2192 (АТ-3)	220	63
214	Очаково	В-2194 (АТ-3)	220	63
214	Очаково	В-2202 (Очаково - Подушкино)	220	63
214	Очаково	В-221 (Очаково - Никулино II)	220	63
214	Очаково	В-2214 (Очаково - Матвеевская I)	220	63
214	Очаково	В-2222 (АТ-10)	220	63
214	Очаково	В-2224 (АТ-10)	220	63
214	Очаково	В-2232 (Коньково - Очаково)	220	63
214	Очаково	В-2234 (Коньково - Очаково)	220	63
214	Очаково	В-2242 (ТЭЦ-25 - Очаково V)	220	63
214	Очаково	В-2244 (ТЭЦ-25 - Очаково V)	220	63
214	Очаково	В-2252 (АТ-11)	220	63
214	Очаково	В-2254 (АТ-11)	220	63
214	Очаково	В-2262 (ТЭЦ-25 - Очаково VI)	220	63
214	Очаково	В-2264 (ТЭЦ-25 - Очаково VI)	220	63
214	Очаково	В-2272 (Сколково - Очаково)	220	63
214	Очаково	В-2284 (Т-12)	220	63
214	Очаково	В-2292 (Т-13)	220	63
214	Очаково	В-2304 (Очаково - Говорово I)	220	63
214	Очаково	В-231 (Очаково - Мневники II)	220	63
214	Очаково	В-2312 (Очаково - Магистральная I)	220	63
214	Очаково	В-2324 (Очаково - Мневники I)	220	63
214	Очаково	В-2332 (АТ-4)	220	63
214	Очаково	В-2334 (АТ-4)	220	63
214	Очаково	В-2342 (Очаково - Никулино I)	220	63
214	Очаково	В-243 (Очаково - Магистральная II)	220	63
214	Очаково	В-251 (АТ-5)	220	63
214	Очаково	В-253 (АТ-5)	220	63
214	Очаково	В-261 (АТ-2)	220	63
214	Очаково	В-263 (АТ-2)	220	63
214	Очаково	В-271 (ТЭЦ-25 - Очаково III)	220	63
214	Очаково	В-273 (ТЭЦ-25 - Очаково III)	220	63
214	Очаково	В-281 (АТ-6)	220	63
214	Очаково	В-283 (АТ-6)	220	63
214	Очаково	В-291 (АТ-1)	220	63
214	Очаково	В-293 (АТ-1)	220	63
214	Очаково	СВ 1-2 сек.	220	63
214	Очаково	СВ 3-4 сек.	220	63
750	Павелецкая	СЭВ 220 кВ (Проект)	220	50
750	Павелецкая	ЭВ 220 кВ АТ-1 (Проект)	220	50
750	Павелецкая	ЭВ 220 кВ АТ-2 (Проект)	220	50
750	Павелецкая	ЭВ КЛ 220 кВ Южная - Павелецкая N 1	220	50
750	Павелецкая	ЭВ КЛ 220 кВ Южная - Павелецкая N 2	220	50
861	Парковая	Баскаково - Парковая	220	50
861	Парковая	Парковая - Восточная	220	50
861	Парковая	Парковая - Гольяново I цепь	220	50
861	Парковая	Парковая - Гольяново II цепь	220	50
861	Парковая	Т-1	220	50
861	Парковая	Т-2	220	50
861	Парковая	Т-3	220	50
861	Парковая	ШСЭВ	220	50
509	Пахра	Пахра - Ступино	220	31,5
509	Пахра	АТ-1	220	31,5
509	Пахра	АТ-2	220	31,5
509	Пахра	Борисовская	220	31,5
509	Пахра	В 220	220	63
509	Пахра	В 221	220	63
509	Пахра	В 223	220	63
509	Пахра	В 230	220	63
509	Пахра	В 231	220	63
509	Пахра	В 233	220	63
509	Пахра	В 240	220	63
509	Пахра	В 241	220	63
509	Пахра	В 243	220	63
509	Пахра	В 250	220	63
509	Пахра	В 252	220	63
509	Пахра	В 254	220	63
509	Пахра	В 260	220	63
509	Пахра	В 262	220	63
509	Пахра	В 264	220	63
509	Пахра	В 270	220	63
509	Пахра	В 272	220	63
509	Пахра	В 274	220	63
509	Пахра	Лесная - Пахра	220	31,5
509	Пахра	ОВВ	220	31,5
509	Пахра	Пахра - Мячково	220	31,5
509	Пахра	Пахра - Стекольная	220	31,5
509	Пахра	Чагинская	220	31,5
509	Пахра	ШСВ-14-220	220	63
509	Пахра	ШСВ-23-220	220	63
509	Пахра	ШСВВ 1-2 сш	220	31,5
578	Пенягино	СЭВ-1 220 кВ	220	40
578	Пенягино	СЭВ-2 220 кВ	220	40
578	Пенягино	Т-2	220	50
578	Пенягино	ЭВ 220 кВ Т-1	220	50
578	Пенягино	ЭВ 220 кВ Т-3	220	40
866	Перерва	Перерва - Баскаково	220	50
866	Перерва	Сабурово - Перерва	220	50
866	Перерва	Т-1	220	50
866	Перерва	Т-2	220	50
866	Перерва	ШСЭВ	220	50
450	Пески	АТ-1	220	25
450	Пески	АТ-2	220	25
450	Пески	Крона - Пески	220	25
450	Пески	ОМВ-220	220	25
450	Пески	Пески - Голутвин	220	25
450	Пески	Пески - Федино	220	25
450	Пески	Шатура - Пески	220	25
842	Подушкино	Очаково - Подушкино	220	50
842	Подушкино	Подушкино - Нововнуково	220	50
842	Подушкино	Т-1	220	50
842	Подушкино	Т-2	220	50
842	Подушкино	Т-3	220	50
842	Подушкино	ШСЭВ	220	50
805	Пресня	ШСЭВ 220 кВ	220	63
805	Пресня	ЭВ 220 кВ АТ-1	220	63
805	Пресня	ЭВ 220 кВ АТ-2	220	63
805	Пресня	ЭВ 220 кВ КВЛ Матвеевская - Пресня I	220	63
805	Пресня	ЭВ 220 кВ КВЛ Матвеевская - Пресня II	220	63
805	Пресня	ЭВ 220 кВ Т-3 (Проект)	220	63
805	Пресня	ЭВ 220 кВ Т-4 (Проект)	220	63
805	Пресня	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Пресня N 1	220	63
805	Пресня	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Пресня N 2	220	63
140	Радищево	АТ-3	220	31,5
140	Радищево	АТ-4	220	31,5
140	Радищево	АТ-5	220	31,5
140	Радищево	Западная - Радищево	220	31,5
140	Радищево	КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево I цепь	220	25
140	Радищево	КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево II цепь	220	25
140	Радищево	Конаково - Радищево 1	220	50
140	Радищево	Конаково - Радищево 2	220	31,5
140	Радищево	Радищево - Луч	220	50
140	Радищево	Радищево - Шмелево	220	50
140	Радищево	Радищево - Шуколово	220	50
140	Радищево	СМВ 1-3 сек.	220	31,5
140	Радищево	СМВ 2-4 сек.	220	31,5
140	Радищево	Т-1	220	31,5
140	Радищево	Т-2	220	31,5
140	Радищево	ШСМВ 1-2 сек.	220	31,5
140	Радищево	ШСМВ 3-4 сек.	220	31,5
485	Радуга	ОМВ-1	220	25
485	Радуга	ОМВ-2	220	25
485	Радуга	Т-1	220	25
485	Радуга	Т-2	220	25
485	Радуга	Т-3 1-3 сш	220	25
485	Радуга	Т-3 2-4 сш	220	25
485	Радуга	ШСМВ 1-3 сш	220	25
485	Радуга	ШСМВ 2-4 сш	220	25
485	Радуга	Шуколово - Радуга	220	25
485	Радуга	Ярцево - Радуга	220	25
643	Руднево	Ногинск - Руднево	220	50
643	Руднево	Руднево - Восточная	220	50
643	Руднево	Руднево - ТЭЦ-23	220	50
643	Руднево	Т-1	220	50
643	Руднево	Т-2	220	50
643	Руднево	Цаги - Руднево	220	50
643	Руднево	ШСЭВ	220	50
369	Сабурово	Сабурово - Перерва	220	50
369	Сабурово	Сабурово - Южная	220	50
369	Сабурово	ЭВ ВЛ 220 кВ Сабурово - Иловайская	220	40
369	Сабурово	ЭВ ВЛ 220 кВ Чертаново - Сабурово	220	40
790	Свиблово	СЭВ 220 кВ	220	63
790	Свиблово	ЭВ 220 кВ АТ-1	220	63
790	Свиблово	ЭВ 220 кВ АТ-2	220	63
790	Свиблово	ЭВ ВЛ 220 кВ Марфино - Свиблово I цепь	220	63
790	Свиблово	ЭВ ВЛ 220 кВ Марфино - Свиблово II цепь	220	63
790	Свиблово	ЭВ ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Свиблово I цепь	220	63
790	Свиблово	ЭВ ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Свиблово II цепь	220	63
874	Сельская	В 220 Т-1	220	40
874	Сельская	В 220 Т-2	220	40
445	Сигма	ШСЭВ 220 кВ	220	50
445	Сигма	ЭВ 220 кВ АТ-3	220	50
445	Сигма	ЭВ 220 кВ АТ-4	220	50
445	Сигма	ЭВ КВЛ 220 кВ Омега - Сигма I цепь	220	50
445	Сигма	ЭВ КВЛ 220 кВ Омега - Сигма II цепь	220	50
445	Сигма	ЭВ КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево I цепь	220	50
445	Сигма	ЭВ КВЛ 220 кВ Сигма - Радищево II цепь	220	50
489	Сколково	В-1-220 Очаково	220	63
489	Сколково	В-1-220 ТЭС Лыково	220	63
489	Сколково	В-2-220 Очаково	220	63
489	Сколково	В-2-220 ТЭС Лыково	220	63
836	Слобода	АТ-1	220	50
836	Слобода	АТ-2	220	50
836	Слобода	Дорохово - Слобода I цепь	220	50
836	Слобода	Дорохово - Слобода II цепь	220	50
836	Слобода	Западная - Слобода I цепь	220	50
836	Слобода	Западная - Слобода II цепь	220	50
836	Слобода	Слобода - Шмелево	220	50
836	Слобода	Т-1	220	50
836	Слобода	Т-2	220	50
836	Слобода	ШСЭВ	220	50
496	Союз	В-1-220 Нововнуково	220	63
496	Союз	В-1-220 Очаково	220	63
496	Союз	В-2-220 Нововнуково	220	63
496	Союз	В-2-220 Очаково	220	63
671	Старбеево	АТ-2	220	31,5
671	Старбеево	Левобережная - Старбеево I	220	40
671	Старбеево	Левобережная - Старбеево II	220	40
671	Старбеево	МВ 220 кВАТ-1	220	31,5
671	Старбеево	ОМВ	220	40
671	Старбеево	Т-3	220	31,5
671	Старбеево	Т-4	220	31,5
671	Старбеево	ШСЭВ	220	40
671	Старбеево	ЭВ КВЛ 220 кВ Молжаниновка - Старбеево I цепь	220	40
671	Старбеево	ЭВ КВЛ 220 кВ Молжаниновка - Старбеево II цепь	220	40
375	Стачка	Классон - Стачка	220	25
375	Стачка	Кроношпан - Стачка	220	25
375	Стачка	СМВ 1-2с	220	25
219	Стекольная	СЭВ 220 кВ	220	40
219	Стекольная	ЭВ 220 кВ Т-1	220	40
219	Стекольная	ЭВ 220 кВ Т-2	220	40
219	Стекольная	ЭВ ВЛ 220 кВ Пахра - Стекольная	220	40
219	Стекольная	ЭВ ВЛ 220 кВ Стекольная - Мячково	220	40
621	Ступино	В-1-220 Каширская ГРЭС	220	40
621	Ступино	В-1-220 Пахра	220	40
621	Ступино	В-2-220 Каширская ГРЭС	220	40
621	Ступино	В-2-220 Пахра	220	40
С40	ТЭС Лыково	Лыково - Красногорская	220	50
С40	ТЭС Лыково	Лыково - Очаково	220	50
С40	ТЭС Лыково	Т-1	220	50
С40	ТЭС Лыково	Т-2	220	50
С40	ТЭС Лыково	Т-60Р	220	50
С40	ТЭС Лыково	ШСЭВ	220	50
С12	ТЭЦ-12	ШСЭВ-211 (Проект)	220	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-201А 220 кВ Т-1А	220	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-201Б 220 кВ Т-1Б	220	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-203 КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Пресня N 1	220	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-204 КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 1	220	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-205 КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Пресня N 2	220	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-206 КЛ 220 кВ ТЭЦ-12 - Золотаревская N 2	220	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-236 220 кВ АТ-6	220	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-237 220 кВ АТ-7	220	63
С16	ТЭЦ-16	ШСЭВ 220 кВ	220	63
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 220 кВ Т-8А 400 МВА	220	63
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 220 кВ АТ-1 200 МВА	220	63
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 220 кВ АТ-2 200 МВА	220	63
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская N 1	220	63
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Ваганьковская N 2	220	63
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 1	220	63
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 - Мневники N 2	220	63
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 220 кВ Т-8Б 200 МВА	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ АТ-1	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ АТ-2	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-20 Академическая	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 Золотаревская 1	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 Золотаревская 2	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 Кожевническая 1 (проект)	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 Кожевническая 2 (проект)	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 Коньково	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ РТСН-11 (проект)	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ Т-11А	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ Т-11Б	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ Т-4 (проект)	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ Т-6	220	63
С20	ТЭЦ-20	В 220 кВ Т-7	220	63
С20	ТЭЦ-20	ОЭВ 220 кВ I ОСШ	220	63
С20	ТЭЦ-20	ОЭВ 220 кВ II ОСШ	220	63
С20	ТЭЦ-20	СЭВ 1-2 сек I СШ 220 кВ	220	63
С20	ТЭЦ-20	СЭВ 1-2 сек II СШ 220 кВ	220	63
С20	ТЭЦ-20	ШСЭВ 1 сек I-II СШ 220 кВ	220	63
С20	ТЭЦ-20	ШСЭВ 2 сек I-II СШ 220 кВ	220	63
С21	ТЭЦ-21	АТ-92	220	63
С21	ТЭЦ-21	АТ-93	220	63
С21	ТЭЦ-21	АТ-94	220	63
С21	ТЭЦ-21	Ижорская	220	63
С21	ТЭЦ-21	Куркино - ТЭЦ21 I	220	63
С21	ТЭЦ-21	Куркино - ТЭЦ21 II	220	63
С21	ТЭЦ-21	ОЭВ-200	220	63
С21	ТЭЦ-21	ОЭВ-214	220	63
С21	ТЭЦ-21	СЭВ-213	220	63
С21	ТЭЦ-21	СЭВ-215	220	63
С21	ТЭЦ-21	Т-17	220	63
С21	ТЭЦ-21	Т-18	220	63
С21	ТЭЦ-21	Т-20	220	63
С21	ТЭЦ-21	Т-911А (211А)	220	63
С21	ТЭЦ-21	Т-911Б (211Б)	220	63
С21	ТЭЦ-21	Т-911В (211В)	220	63
С21	ТЭЦ-21	Т-95	220	63
С21	ТЭЦ-21	Т-96	220	63
С21	ТЭЦ-21	Т-97	220	63
С21	ТЭЦ-21	Т-98	220	63
С21	ТЭЦ-21	Т-99	220	63
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Бескудниково I	220	63
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Бескудниково II	220	63
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Дубнинская I	220	63
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Дубнинская II	220	63
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Левобережная I	220	63
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Левобережная II	220	63
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Новобратцево I	220	63
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Новобратцево II	220	63
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Щедрино	220	63
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ-21 - Хвойная	220	63
С21	ТЭЦ-21	ШСЭВ I и II сш - 216	220	63
С21	ТЭЦ-21	ШСЭВ-212	220	63
С22	ТЭЦ-22	МВ-209	220	31,5
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-207	220	40
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-208	220	40
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-210	220	50
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-211 КВЛ 220 кВ ТЭЦ-22 - Восточная	220	50
С23	ТЭЦ-23	АТ-91	220	40
С23	ТЭЦ-23	Руднево - ТЭЦ 23	220	40
С23	ТЭЦ-23	СОМВ-212 220 кВ I-II сек.	220	40
С23	ТЭЦ-23	СОМВ-234 220 кВ III-IV сек.	220	40
С23	ТЭЦ-23	СЭВ-213	220	63
С23	ТЭЦ-23	СЭВ-224	220	63
С23	ТЭЦ-23	Т-93	220	40
С23	ТЭЦ-23	Т-96	220	63
С23	ТЭЦ-23	Т-97	220	63
С23	ТЭЦ-23	Т-98	220	40
С23	ТЭЦ-23	ТЭЦ 23 - Елоховская II	220	40
С23	ТЭЦ-23	ТЭЦ 23 - Свиблово II	220	63
С23	ТЭЦ-23	Трубино - ТЭЦ 23	220	40
С23	ТЭЦ-23	ЭВ-201 220 кВ ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Свиблово I цепь	220	63
С23	ТЭЦ-23	ЭВ-205 КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Елоховская I	220	63
С23	ТЭЦ-23	ЭВ-208 ВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Гольяново I цепь (проект)	220	63
С23	ТЭЦ-23	ЭВ-209 220 кВ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Гольяново II	220	63
С23	ТЭЦ-23	ЭВ-210 КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 1	220	63
С23	ТЭЦ-23	ЭВ-211 КЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Красносельская N 2	220	63
С26	ТЭЦ-26	АТ-1	220	50
С26	ТЭЦ-26	АТ-2	220	50
С26	ТЭЦ-26	СЭВ-12 1СШ	220	50
С26	ТЭЦ-26	СЭВ-22	220	50
С26	ТЭЦ-26	Т-91 (ЭВ-291)	220	50
С26	ТЭЦ-26	Т-92 (ЭВ-292)	220	50
С26	ТЭЦ-26	Т-93	220	50
С26	ТЭЦ-26	Т-94	220	50
С26	ТЭЦ-26	ТЭЦ 26 - Бутово I цепь	220	50
С26	ТЭЦ-26	ТЭЦ 26 - Гулево I	220	50
С26	ТЭЦ-26	ТЭЦ 26 - Чертаново I	220	50
С26	ТЭЦ-26	ТЭЦ 26 - Чертаново II	220	50
С26	ТЭЦ-26	ТЭЦ 26 - Ясенево	220	50
С26	ТЭЦ-26	ТЭЦ-26 - Гулево II	220	50
С26	ТЭЦ-26	ШОЭВ-211	220	50
С26	ТЭЦ-26	ШОЭВ-212	220	50
С27	ТЭЦ-27	ОЭВ-201	220	50
С27	ТЭЦ-27	ОЭВ-202	220	50
С27	ТЭЦ-27	ОЭВ-203	220	50
С27	ТЭЦ-27	ОЭВ-204	220	50
С27	ТЭЦ-27	СЭВ-221	220	50
С27	ТЭЦ-27	СЭВ-222	220	50
С27	ТЭЦ-27	СЭВ-223	220	50
С27	ТЭЦ-27	СЭВ-224	220	50
С27	ТЭЦ-27	СЭВ-225	220	50
С27	ТЭЦ-27	СЭВ-226	220	50
С27	ТЭЦ-27	СЭВ-227	220	50
С27	ТЭЦ-27	СЭВ-228	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т 60-Р1	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т 60-Р2	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т-3Ф	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т-4Ф	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т-91	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т-92	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т-931	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т-932	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т-933	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т-941	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т-942	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т-943	220	50
С27	ТЭЦ-27	Т-ВК-62 (ЭВ)	220	50
С27	ТЭЦ-27	ТЭЦ 27 - Бутырки с отп.	220	50
С27	ТЭЦ-27	ТЭЦ 27 - Уча I	220	50
С27	ТЭЦ-27	ТЭЦ 27 - Уча II	220	50
С27	ТЭЦ-27	ТЭЦ 27 - Хвойная	220	50
С27	ТЭЦ-27	ТЭЦ 27 - Хлебниково I	220	50
С27	ТЭЦ-27	ТЭЦ 27 - Хлебниково II	220	50
С27	ТЭЦ-27	ТЭЦ 27 - Щедрино	220	50
С27	ТЭЦ-27	ШСЭВ-210	220	50
С27	ТЭЦ-27	ШСЭВ-220	220	50
С27	ТЭЦ-27	ШСЭВ-230	220	50
С27	ТЭЦ-27	ШСЭВ-240	220	50
С27	ТЭЦ-27	ЭВ КВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Бабушкин	220	50
С27	ТЭЦ-27	ЭВ-261 220 кВ ТСН-ВК-61	220	50
С28	ТЭЦ-28	Ижорская (ЭВ-212)	220	50
229	Темпы	АТ-1	220	26,3
229	Темпы	АТ-2	220	26,3
229	Темпы	Дмитров - Темпы 1	220	50
229	Темпы	Конаково - Темпы I	220	25
229	Темпы	Конаково - Темпы II	220	25
229	Темпы	ОМВ	220	25
229	Темпы	ШСЭВ 220 кВ	220	50
229	Темпы	ЭВ ВЛ 220 кВ Дмитров - Темпы 2	220	40
229	Темпы	ЭВ ВЛ 220 кВ Ярцево - Темпы II цепь	220	40
229	Темпы	Ярцево - Темпы I цепь	220	40
514	Трубино	АТ-1	220	40
514	Трубино	АТ-2	220	31,5
514	Трубино	АТ-3	220	31,5
514	Трубино	АТ-4	220	31,5
514	Трубино	ВВ КВЛ 220 кВ Трубино - ТЭЦ-23	220	31,5
514	Трубино	Новософрино - Трубино	220	31,5
514	Трубино	Трубино - Горенки	220	31,5
514	Трубино	ШСВВ 1-2 сш	220	31,5
676	Уча	ШСЭВ 220 кВ	220	40
676	Уча	ЭВ 220 кВ АТ-1	220	50
676	Уча	ЭВ 220 кВ АТ-2	220	50
676	Уча	ЭВ ВЛ 220 кВ Новософрино - Уча	220	50
676	Уча	ЭВ ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Уча I цепь	220	50
676	Уча	ЭВ ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 - Уча II цепь	220	50
590	Федино	АТ-1	220	26,3
590	Федино	АТ-2	220	26,3
590	Федино	Кашира - Федино	220	26,3
590	Федино	Нежино - Федино	220	26,3
590	Федино	ОМВ	220	26,3
590	Федино	Пески - Федино	220	25
590	Федино	ШСМВ 1-2 сш	220	26,3
257	Хвойная	АТ-1	220	50
257	Хвойная	СЭВ	220	50
257	Хвойная	ТЭЦ 21 - Хвойная	220	50
257	Хвойная	ТЭЦ 27 - Хвойная	220	50
257	Хвойная	ЭВ 220 кВ АТ-2	220	50
176	Хлебниково	АТ-1	220	50
176	Хлебниково	АТ-2	220	50
176	Хлебниково	ТЭЦ 27 - Хлебниково I	220	50
176	Хлебниково	ТЭЦ 27 - Хлебниково II	220	50
176	Хлебниково	ШСЭВ	220	50
870	Хованская	ШСЭВ 220 кВ	220	50
870	Хованская	ЭВ 220 кВ АТ-1	220	50
870	Хованская	ЭВ 220 кВ АТ-2	220	50
870	Хованская	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ Лесная - Хованская N 1	220	50
870	Хованская	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ Лесная - Хованская N 2	220	50
870	Хованская	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ Никулино - Хованская N 1 (проект)	220	50
870	Хованская	ЭВ 220 кВ КЛ 220 кВ Никулино - Хованская N 2 (проект)	220	50
870	Хованская	ЭВ 220 кВ Т-3	220	50
870	Хованская	ЭВ 220 кВ Т-4	220	50
175	ЦАГИ	Цаги - Руднево	220	25
175	ЦАГИ	Цагинская II	220	25
378	Центральная	ШСЭВ 220 кВ	220	63
378	Центральная	ЭВ 220 кВ АТ-3	220	63
378	Центральная	ЭВ 220 кВ АТ-4	220	63
378	Центральная	ЭВ 220 кВ Т-1	220	63
378	Центральная	ЭВ 220 кВ Т-2	220	63
378	Центральная	ЭВ КВЛ 220 кВ Бутырки - Центральная	220	63
378	Центральная	ЭВ КВЛ 220 кВ Центральная - Яшино	220	63
867	Цимлянская	Цимлянская - Горьковская N 1	220	50
867	Цимлянская	Цимлянская - Горьковская N 2	220	50
867	Цимлянская	Чагино - Цимлянская N 1	220	50
867	Цимлянская	Чагино - Цимлянская N 2	220	50
867	Цимлянская	ШСЭВ 220 кВ	220	50
867	Цимлянская	ЭВ 220 кВ Т-1	220	50
867	Цимлянская	ЭВ 220 кВ Т-2	220	50
510	Чагино	В 210	220	63
510	Чагино	В 2100	220	63
510	Чагино	В 2103	220	63
510	Чагино	В 2104	220	63
510	Чагино	В 211	220	63
510	Чагино	В 2110	220	63
510	Чагино	В 2113	220	63
510	Чагино	В 2114	220	63
510	Чагино	В 212	220	63
510	Чагино	В 220	220	63
510	Чагино	В 221	220	63
510	Чагино	В 222	220	63
510	Чагино	В 230	220	63
510	Чагино	В 231	220	63
510	Чагино	В 232	220	63
510	Чагино	В 240	220	63
510	Чагино	В 241	220	63
510	Чагино	В 242	220	63
510	Чагино	В 250	220	63
510	Чагино	В 251	220	63
510	Чагино	В 252	220	63
510	Чагино	В 270	220	63
510	Чагино	В 273	220	63
510	Чагино	В 274	220	63
510	Чагино	В 280	220	63
510	Чагино	В 283	220	63
510	Чагино	В 284	220	63
510	Чагино	В 290	220	63
510	Чагино	В 293	220	63
510	Чагино	В 294	220	63
370	Чертаново	ШСЭВ 220 кВ	220	63
370	Чертаново	ЭВ 220 кВ АТ-1	220	63
370	Чертаново	ЭВ 220 кВ АТ-2	220	63
370	Чертаново	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Чертаново I	220	63
370	Чертаново	ЭВ КЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Чертаново II	220	63
370	Чертаново	ЭВ КЛ 220 кВ Чертаново - ГТЭС Коломенская	220	63
370	Чертаново	ЭВ КЛ 220 кВ Чертаново - Сабурово	220	63
554	Чоботы	Чоботы - Ясенево I цепь	220	40
554	Чоботы	Чоботы - Ясенево II цепь	220	40
554	Чоботы	ЭВ КВЛ 220 кВ Чоботы - Говорово I цепь	220	63
С05	Шатурская ГРЭС	1АТ	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	2АТ	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	3АТ	220	50
С05	Шатурская ГРЭС	МВ-220 кВ блока N 1	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	МВ-220 кВ блока N 2	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	МВ-220 кВ блока N 3	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	МВ-220 кВ блока N 4	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	МВ-220 кВ блока N 5	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	МВ-220 кВ блока N 6	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	СМВ-1сш (1-2 с)	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	СМВ-2сш (1-2 с)	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	ШОМВ-1с	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	ШОМВ-2с	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Крона	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Нежино I	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Нежино II	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Ногинск	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Пески	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Шибаново	220	40
С05	Шатурская ГРЭС	ЭВ 220 кВ Блока 7	220	50
666	Шибаново	АТ-1	220	35,5
666	Шибаново	АТ-2	220	35,5
666	Шибаново	Ногинск - Шибаново	220	35,5
666	Шибаново	ШОМВ 5 Об. сш	220	35,5
666	Шибаново	ШОМВ 6 Об. сш	220	35,5
666	Шибаново	Шатура - Шибаново	220	35,5
666	Шибаново	Шибаново - Кроношпан	220	35,5
666	Шибаново	Шибаново - Нежино	220	35,5
151	Шмелево	Луч - Шмелево	220	50
151	Шмелево	Радищево - Шмелево	220	50
151	Шмелево	Слобода - Шмелево пл. Б	220	26,3
151	Шмелево	Т-1	220	26,3
151	Шмелево	Т-2	220	26,3
151	Шмелево	Т-3 3 сш.	220	26,3
151	Шмелево	Т-3 4 сш.	220	26,3
151	Шмелево	ШСМВ-1 (1-3 сш)	220	26,3
151	Шмелево	ШСМВ-2 (1-4 сш)	220	26,3
151	Шмелево	Шмелево - Грибово	220	50
151	Шмелево	ЭВ КВЛ 220 кВ Слобода - Шмелево плечо А	220	40
311	Шуколово	СЭВ 220 кВ	220	40
311	Шуколово	ЭВ ВЛ 220 кВ Радищево - Шуколово	220	40
311	Шуколово	ЭВ ВЛ 220 кВ Шуколово - Радуга	220	40
311	Шуколово	ЭВ-220 кВ Т-1	220	40
311	Шуколово	ЭВ-220 кВ Т-2	220	40
087	Щедрино	Т-1	220	40
087	Щедрино	Т-2	220	40
087	Щедрино	ТЭЦ 21 - Щедрино	220	40
087	Щедрино	ТЭЦ 27 - Щедрино	220	40
087	Щедрино	ШСЭВ	220	40
213	Южная	ЭВ I СШ 220 кВ АТ-1	220	40
213	Южная	ЭВ I СШ 220 кВ АТ-2	220	50
213	Южная	ЭВ I СШ ВЛ 220 кВ Академическая - Южная	220	50
213	Южная	ЭВ I СШ ВЛ 220 кВ ГТЭС Коломенская - Южная I цепь	220	50
213	Южная	ЭВ I СШ ВЛ 220 кВ ГТЭС Коломенское - Южная II	220	50
213	Южная	ЭВ I СШ ВЛ 220 кВ Южная - Сабурово	220	50
213	Южная	ЭВ I СШ КВЛ 220 кВ Чагино - Южная	220	50
213	Южная	ЭВ I СШ КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 4	220	50
213	Южная	ЭВ I СШ КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 5	220	50
213	Южная	ЭВ I СШ КЛ 220 кВ Южная - Павелецкая N 1	220	50
213	Южная	ЭВ I СШ КЛ 220 кВ Южная - Павелецкая N 2	220	50
213	Южная	ЭВ II СШ 220 кВ АТ-1	220	50
213	Южная	ЭВ II СШ 220 кВ АТ-2	220	50
213	Южная	ЭВ II СШ ВЛ 220 кВ Академическая - Южная	220	50
213	Южная	ЭВ II СШ ВЛ 220 кВ ГТЭС Коломенская - Южная I цепь	220	50
213	Южная	ЭВ II СШ ВЛ 220 кВ ГТЭС Коломенское - Южная II	220	50
213	Южная	ЭВ II СШ ВЛ 220 кВ Южная - Сабурово	220	50
213	Южная	ЭВ II СШ КВЛ 220 кВ Чагино - Южная	220	50
213	Южная	ЭВ II СШ КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 4	220	50
213	Южная	ЭВ II СШ КЛ 220 кВ Автозаводская - Южная N 5	220	50
213	Южная	ЭВ II СШ КЛ 220 кВ Южная - Павелецкая N 1	220	50
213	Южная	ЭВ II СШ КЛ 220 кВ Южная - Павелецкая N 2	220	50
540	Ярцево	В 220 АТ-1 (проект)	220	50
540	Ярцево	В 220 АТ-2 (проект)	220	50
540	Ярцево	В 220 АТ-3	220	50
540	Ярцево	В 220 АТ-4	220	50
540	Ярцево	В 220 Дальняя	220	50
540	Ярцево	В 220 Заря I цепь	220	50
540	Ярцево	В 220 Заря II цепь	220	50
540	Ярцево	В 220 Новософрино I цепь	220	50
540	Ярцево	В 220 Новософрино II цепь	220	50
540	Ярцево	В 220 Радуга	220	50
540	Ярцево	В 220 Темпы I цепь	220	50
540	Ярцево	В 220 Темпы II цепь	220	50
540	Ярцево	СВ-13-220	220	50
540	Ярцево	СВ-24-220	220	50
540	Ярцево	ШСВ-14-220	220	50
540	Ярцево	ШСВ-23-220	220	50
760	Ясенево	Бутово - Ясенево I цепь	220	35,5
760	Ясенево	СМВ 1-2с	220	35,5
760	Ясенево	Чоботы - Ясенево I цепь	220	40
760	Ясенево	Чоботы - Ясенево II цепь	220	35,5
760	Ясенево	ЭВ 220 кВ АТ-1	220	50
760	Ясенево	ЭВ 220 кВ АТ-2	220	50
760	Ясенево	ЭВ ВЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Ясенево	220	50
653	Яшино	Т-1	220	50
653	Яшино	Т-2	220	50
653	Яшино	Центральная - Яшино	220	50
653	Яшино	ШСЭВ	220	50
653	Яшино	Яшино - Герцево	220	50
653	Яшино	Яшино - Новобратцево I	220	50
653	Яшино	Яшино - Новобратцево II	220	50
089	Авсюнино	МВ 110 кВ Т-1	110	20
089	Авсюнино	МВ ВЛ 110 кВ Авсюнино - Вокзальная	110	20
089	Авсюнино	МВ ВЛ 110 кВ Спортивная - Авсюнино	110	20
536	Автозаводская	СЭВ I СШ 110 кВ	110	50
536	Автозаводская	СЭВ II СШ 110 кВ	110	50
536	Автозаводская	ШСЭВ 1 сек 110 кВ	110	50
536	Автозаводская	ШСЭВ 2 сек 110 кВ	110	50
536	Автозаводская	ЭВ 110 кВ АТ-1	110	50
536	Автозаводская	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	50
536	Автозаводская	ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II	110	50
536	Автозаводская	ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III	110	50
536	Автозаводская	ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1	110	50
536	Автозаводская	ЭВ КВЛ 110 кВ Угреша - Автозаводская	110	50
536	Автозаводская	ЭВ КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Автозаводская	110	50
536	Автозаводская	ЭВ КЛ 110 кВ Кожухово - Автозаводская	110	50
536	Автозаводская	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ ЗИЛ - Автозаводская N 1	110	50
536	Автозаводская	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ ЗИЛ - Автозаводская N 2	110	50
536	Автозаводская	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Автозаводская N 2	110	50
536	Автозаводская	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Автозаводская N 7	110	50
640	Агат	ЭВ ВЛ 110 кВ Кудиново - Минеральная с отпайками	110	40
640	Агат	ЭВ ВЛ 110 кВ Электроугли - Малаховка с отпайками	110	40
535	Азотная	Пески - Азотная	110	40
535	Азотная	СМВ 1-2с	110	40
535	Азотная	Федино - Азотная	110	40
664	Аксаково	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
664	Аксаково	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
664	Аксаково	ЭВ КВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово с отп. на ПС Аксаково	110	40
020	Алабушево	Сигма - Алабушево I	110	40
020	Алабушево	Сигма - Алабушево II	110	40
020	Алабушево	Т-2	110	40
020	Алабушево	ШСЭВ 110 кВ	110	40
020	Алабушево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
020	Алабушево	ЭВ ВЛ 110 кВ Алабушево - Голубая I цепь	110	40
020	Алабушево	ЭВ ВЛ 110 кВ Алабушево - Голубая II цепь	110	40
020	Алабушево	ЭВ ВЛ 110 кВ Алабушево - Поварово	110	40
020	Алабушево	ЭВ ВЛ 110 кВ Мцыри - Алабушево	110	40
191	Алеево аб.	Т-2/110	110
191	Алеево аб.	Т-3	110	18,4
191	Алеево аб.	Т-4	110	18,4
191	Алеево аб.	ШСМВ 1-2сш	110	18,4
271	Аленино	Черноголовка - Дальняя I отп. 650, 271	110	40
271	Аленино	Черноголовка - Дальняя II отп. 650, 271	110	40
681	Алмазово	СЭВ 110 кВ	110	40
681	Алмазово	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
681	Алмазово	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
681	Алмазово	ЭВ ВЛ 110 кВ Трубино - Алмазово	110	40
681	Алмазово	ЭВ КВЛ 110 кВ Алмазово - Горенки с отп.	110	40
413	Алпатьево	Гавриловская - Алпатьево	110	20
413	Алпатьево	Истодники - Алпатьево	110	20
413	Алпатьево	Ларино - Алпатьево	110	20
413	Алпатьево	Рыбное - Алпатьево	110	20
413	Алпатьево	Т-1	110	20
413	Алпатьево	Т-2	110	20
413	Алпатьево	ШСМВ 1-2 сш	110	20
769	Алферово аб.	Т-1	110	25
769	Алферово аб.	Т-2	110	25
028	Ангелово	Ангелово - Герцево I	110	40
028	Ангелово	Ангелово - Герцево II с отп.	110	40
028	Ангелово	Ангелово - Октябрьская I	110	40
028	Ангелово	Ангелово - Октябрьская II	110	40
028	Ангелово	Т-1	110	40
028	Ангелово	Т-2	110	40
028	Ангелово	ШСЭВ	110	40
770	Андроньевская	ОЭВ 110 кВ	110	40
770	Андроньевская	ШСЭВ 110 кВ	110	40
770	Андроньевская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
770	Андроньевская	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
770	Андроньевская	ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 1 с отпайкой на ПС Яузская	110	40
770	Андроньевская	ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 2 с отпайкой на ПС Яузская	110	40
770	Андроньевская	ЭВ КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 1	110	40
770	Андроньевская	ЭВ КЛ 110 кВ Карачарово - Андроньевская N 2	110	40
770	Андроньевская	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-8 - Андроньевская I с перемычкой	110	40
770	Андроньевская	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-8 - Андроньевская II с перемычкой	110	40
740	Анциферово	Анциферово - Нежино I	110	20
740	Анциферово	Анциферово - Нежино II	110	20
740	Анциферово	Гуслица - Анциферово	110	20
740	Анциферово	Куровская - Анциферово	110	20
740	Анциферово	Т-1	110	20
740	Анциферово	Т-2	110	20
740	Анциферово	ШОМВ	110	20
740	Анциферово	ШСМВ 1-2сш	110	20
014	Апаренки	СЭВ 110 кВ	110	40
014	Апаренки	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
014	Апаренки	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
014	Апаренки	ЭВ ВЛ 110 кВ Апаренки - Гоголевская с отп.	110	40
014	Апаренки	ЭВ ВЛ 110 кВ Пахра - Аперенки с отп.	110	40
021	Афанасово	СМВ 1-2с	110	18,4
021	Афанасово	Т-1	110	40
021	Афанасово	Т-2	110	40
800	Аэропорт	ОЭВ	110	50
800	Аэропорт	Старбеево - Аэропорт I	110	50
800	Аэропорт	Старбеево - Аэропорт II	110	50
800	Аэропорт	Т-1	110	50
800	Аэропорт	Т-2	110	50
800	Аэропорт	Т-3	110	50
800	Аэропорт	Т-4	110	50
800	Аэропорт	ШСЭВ	110	50
800	Аэропорт	ЭВ КЛ 110 кВ Аэропорт - Долгопрудная N 1	110	50
800	Аэропорт	ЭВ КЛ 110 кВ Аэропорт - Долгопрудная N 2	110	50
018	Бабушкин	Бескудниково - Бабушкин I	110	18,4
018	Бабушкин	Бескудниково - Бабушкин II	110	26,3
018	Бабушкин	СМВ 1-2с	110	26,3
438	Бакеево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
438	Бакеево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
438	Бакеево	ЭВ КВЛ 110 кВ Бакеево - Мцыри	110	40
438	Бакеево	ЭВ КВЛ 110 кВ Бакеево - Сигма	110	40
438	Бакеево	ЭВ КВЛ 110 кВ Омега - Бакеево I	110	40
438	Бакеево	ЭВ КВЛ 110 кВ Омега - Бакеево II	110	40
736	Бакунино	ММВ 1-2с	110	25
005	Балашиха	Т-1	110	31,5
005	Балашиха	Т-2	110	31,5
005	Балашиха	ЭВ 110 кВ Т-1 (проект)	110	40
005	Балашиха	ЭВ 110 кВ Т-2 (проект)	110	40
064	Барвиха	МВ КВЛ 110 кВ Немчиновка - Барвиха I цепь	110	31,5
064	Барвиха	МВ КВЛ 110 кВ Немчиновка - Барвиха II цепь	110	31,5
064	Барвиха	МВ КВЛ 110 кВ Рублево - Барвиха I цепь	110	31,5
064	Барвиха	МВ КВЛ 110 кВ Рублево - Барвиха II цепь	110	31,5
064	Барвиха	ОМВ	110	31,5
064	Барвиха	Т-1	110	31,5
064	Барвиха	Т-2	110	31,5
064	Барвиха	ШСМВ 110 кВ	110	31,5
322	Барыбино	Барыбино - Пахра с отпайкой на ПС Санаторная	110	18,4
322	Барыбино	Барыбино - Сидорово	110	18,4
322	Барыбино	Нащекино - Барыбино I цепь	110	20
322	Барыбино	Нащекино - Барыбино II цепь	110	20
322	Барыбино	ПТ-1	110	18,4
322	Барыбино	ПТ-2	110	18,4
322	Барыбино	ШСМВ 1-2 сш	110	18,4
692	Баскаково	АТ-1	110	40
692	Баскаково	АТ-2	110	40
692	Баскаково	Баскаково - Косино I цепь	110	40
692	Баскаково	Баскаково - Косино II цепь	110	40
692	Баскаково	Баскаково - Фрезер	110	40
692	Баскаково	Восточная - Баскаково I цепь	110	40
692	Баскаково	Восточная - Баскаково II цепь	110	40
692	Баскаково	ТЭЦ 11 - Баскаково	110	40
692	Баскаково	ШСЭВ 1-2 сш	110	40
163	Басово	ЭВ 110 кВ Т-1 (проект)	110	40
360	Белоомут	ММВ 110 кВ	110	25
511	Белый Раст	АТ-4 (1 сек.)	110	40
511	Белый Раст	АТ-4 (2 сек.)	110	40
511	Белый Раст	АТ-5 (1 сек.)	110	40
511	Белый Раст	АТ-5 (2 сек.)	110	40
511	Белый Раст	Икша - Белый Раст 1 с отп.	110	40
511	Белый Раст	Икша - Белый Раст 2 с отп.	110	40
511	Белый Раст	Икша - Белый Раст 3.	110	40
511	Белый Раст	Луговая - Белый Раст с отп.	110	40
511	Белый Раст	Солнечногорск - Белый Раст 1	110	40
511	Белый Раст	Солнечногорск - Белый Раст 2	110	40
511	Белый Раст	Т-6	110	40
511	Белый Раст	Т-7	110	40
511	Белый Раст	Шереметьево - Белый Раст с отп.	110	40
056	Беляево	СЭВ 110 кВ	110	40
056	Беляево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
056	Беляево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
038	Бережки	МВ ВЛ 110 кВ Бережки - Егорьевск	110	25
038	Бережки	МВ ВЛ 110 кВ Двойня - Бережки	110	25
038	Бережки	СМВ 110 кВ	110	25
565	Берендино	СМВ 1-2с	110	20
565	Берендино	Т-1	110	20
565	Берендино	Т-2	110	20
869	Берсеневская	ШСЭВ 110 кВ	110	50
869	Берсеневская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	50
869	Берсеневская	ЭВ 110 кВ Т-2	110	50
869	Берсеневская	ЭВ КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Берсеневская	110	50
869	Берсеневская	ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Берсеневская	110	50
869	Берсеневская	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Берсеневская N 1	110	50
869	Берсеневская	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Берсеневская N 2	110	50
505	Бескудниково	В 112 (АТ-5)	110	40
505	Бескудниково	В 122 (Бескудниково - Бабушкин II)	110	40
505	Бескудниково	В 141 (АТ-6)	110	40
505	Бескудниково	В 151 (Бескудниково - Красные Горки)	110	40
505	Бескудниково	В 161 (Бескудниково - Бабушкин I)	110	40
505	Бескудниково	СВ 110	110	40
394	Бирюлево	ОЭВ 110 кВ	110	40
394	Бирюлево	ШСЭВ 110 кВ	110	40
394	Бирюлево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
394	Бирюлево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
394	Бирюлево	ЭВ ВЛ 110 кВ Бирюлево - Битца	110	40
394	Бирюлево	ЭВ ВЛ 110 кВ Бирюлево - Чертаново I цепь	110	40
394	Бирюлево	ЭВ ВЛ 110 кВ Бирюлево - Чертаново II цепь	110	40
068	Битца	СЭВ 1-2 сек.	110	50
068	Битца	Т-1	110	50
068	Битца	Т-2	110	50
068	Битца	ЭВ ВЛ 110 кВ Бирюлево - Битца	110	40
068	Битца	ЭВ ВЛ 110 кВ Битца - Ясенево с отпайкой на ПС Профсоюзная	110	40
068	Битца	ЭВ ремонтная перемычка 110 кВ	110	40
364	Богатищево	СМВ-110	110	40
309	Болятино	Красково - Болятино	110	42
309	Болятино	Лыткарино - Болятино I	110	40
309	Болятино	Лыткарино - Болятино II	110	40
309	Болятино	МВ ВЛ 110 кВ Красково - Болятино (Проект)	110	40
309	Болятино	Малаховка - Болятино I	110	50
309	Болятино	Малаховка - Болятино II	110	50
309	Болятино	ОМВ	110	40
309	Болятино	ОМВ 110 кВ (Проект)	110	40
309	Болятино	Т-1	110	42
309	Болятино	Чагино - Болятино отп. 69	110	42
309	Болятино	ШСМВ 1-2сш	110	42
309	Болятино	ШСЭВ 110 кВ (Проект)	110	40
309	Болятино	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
309	Болятино	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
309	Болятино	ЭВ ВЛ 110 кВ Красково - Болятино (Проект)	110	40
309	Болятино	ЭВ ВЛ 110 кВ Лыткарино - Болятино I цепь (Проект)	110	40
309	Болятино	ЭВ ВЛ 110 кВ Лыткарино - Болятино II цепь (Проект)	110	40
309	Болятино	ЭВ КВЛ 110 кВ Чагино - Болятино с отпайкой на ПС Котельники (Проект)	110	40
266	Бор	Бор - Лужники с отп. 491,698	110	40
266	Бор	Бор - Добрыниха с отп. 491,522	110	40
266	Бор	Гулево - Бор I	110	40
266	Бор	Гулево - Бор II	110	40
266	Бор	Т-1	110	40
266	Бор	Т-2	110	40
266	Бор	ШСЭВ 1-2сш	110	40
785	Борисово	АТ-2	110	50
785	Борисово	МВ ВЛ 110 кВ Борисово - Ленинская I	110	50
785	Борисово	МВ ВЛ 110 кВ Борисово - Ленинская II	110	50
785	Борисово	ОЭВ 110 кВ	110	40
785	Борисово	ШСЭВ 110 кВ	110	40
785	Борисово	ЭВ 110 кВ АТ-1	110	40
785	Борисово	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	40
785	Борисово	ЭВ ВЛ 110 кВ Борисово - Ленинская I цепь (Проект)	110	40
785	Борисово	ЭВ ВЛ 110 кВ Борисово - Ленинская II цепь (Проект)	110	40
785	Борисово	ЭВ ВЛ 110 кВ Пахра - Борисово с отпайками	110	40
785	Борисово	ЭВ КЛ 110 кВ Борисово - Шипиловская N 1	110	50
785	Борисово	ЭВ КЛ 110 кВ Борисово - Шипиловская N 2	110	50
602	Боровое	Боровое - Городок	110	40
602	Боровое	Боровое - Классон	110	40
602	Боровое	Ногинск - Боровое I	110	40
602	Боровое	Ногинск - Боровое II	110	40
331	Бородино	Бородино - Дровнино отп. 381	110	18,4
331	Бородино	Можайск - Бородино	110	18,4
331	Бородино	Т-1	110	31,5
331	Бородино	Т-2	110	31,5
331	Бородино	ШСМВ 110 кВ	110	18,4
818	Ботино	МВ ВЛ 110 кВ Рошаль - Восточная с отпайкой	110	40
818	Ботино	МВ ВЛ 110 кВ Рошаль - Западная с отпайкой	110	40
818	Ботино	СМВ 110 кВ	110	40
605	Бронницы	БСК-1	110	40
605	Бронницы	Бронницкая	110	20
605	Бронницы	Бронницы - Нащекино	110	20
605	Бронницы	СМВ 1-2с	110	20
383	Бронницы тяговая	Бронницы - Виноградово отп. 168	110	20
383	Бронницы тяговая	Бронницы - Старт отп. 168	110	20
383	Бронницы тяговая	Бронницы тяговая - Гжель	110	20
383	Бронницы тяговая	Загорново - Бронницы тяг.	110	20
383	Бронницы тяговая	ОМВ 2 раб. сек - Обх. сш	110	20
383	Бронницы тяговая	Т-1	110	20
383	Бронницы тяговая	Т-2	110	20
477	Бруски	Бруски - Егорьевск	110	40
477	Бруски	СЭВ	110	40
477	Бруски	Шатурская ГРЭС - Бруски	110	40
615	Бугры	АТ-4	110	40
615	Бугры	АТ-5	110	40
615	Бугры	Бугры - Ваулово I	110	40
615	Бугры	Бугры - Ваулово II	110	40
615	Бугры	Бугры - Лопасня I отп. 382	110	40
615	Бугры	Бугры - Лопасня II отп. 382	110	40
615	Бугры	Бугры - Полиграф	110	40
615	Бугры	Бугры - Столбовая	110	40
615	Бугры	ШОМВ	110	40
615	Бугры	ШСМВ 1-2 сш	110	40
159	Бужаниново	Бужаниново - Арсаки	110	18,4
159	Бужаниново	Бужаниново - Ярославская	110	18,4
159	Бужаниново	СМВ 1-2с	110	18,4
159	Бужаниново	Смена - Бужениново	110	18,4
159	Бужаниново	Т-1	110	18,4
242	Булгаково	МВ 110 кВ Булгаково - Шульгино	110	20
242	Булгаково	МВ ВЛ 10 кВ Тимохово - Булгаково I	110	20
242	Булгаково	МВ ВЛ 10 кВ Тимохово - Булгаково II	110	20
242	Булгаково	МВ ВЛ 110 кВ Булгаково - Кудиново	110	20
242	Булгаково	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
242	Булгаково	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
444	Бутаково	Т-3	110	40
444	Бутаково	Химки - Бутаково	110	40
444	Бутаково	ШОЭВ 110 кВ	110	40
444	Бутаково	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
444	Бутаково	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
444	Бутаково	ЭВ 110 кВ Т-4	110	40
444	Бутаково	ЭВ ВЛ 110 кВ Бутаково - Бурцево I цепь	110	40
444	Бутаково	ЭВ ВЛ 110 кВ Бутаково - Бурцево II цепь	110	40
444	Бутаково	ЭВ ВЛ 110 кВ Бутаково - Старбеево I цепь	110	40
444	Бутаково	ЭВ ВЛ 110 кВ Бутаково - Старбеево II цепь	110	40
444	Бутаково	ЭВ ВЛ 110 кВ ТЭЦ-21 - Бутаково	110	40
859	Бутово	АТ-1	110	50
859	Бутово	АТ-2	110	50
859	Бутово	Бутово - Грач 1	110	50
859	Бутово	Бутово - Грач 2	110	50
859	Бутово	ШСЭВ	110	50
046	Бутырки	МВ 110 кВ АТ-1	110	40
046	Бутырки	МВ 110 кВ АТ-2	110	40
046	Бутырки	МВ КЛ 110 кВ Бутырки - Самарская А	110	40
046	Бутырки	МВ КЛ 110 кВ Бутырки - Самарская Б	110	40
046	Бутырки	ОМВ 110 кВ	110	40
046	Бутырки	ШСМВ 110 кВ	110	40
046	Бутырки	ЭВ 110 кВ Т-3	110	40
046	Бутырки	ЭВ 110 кВ Т-4	110	40
046	Бутырки	ЭВ ВЛ 110 кВ Ростокино - Бутырки I цепь с отпайкой на ПС Останкино	110	40
046	Бутырки	ЭВ ВЛ 110 кВ Ростокино - Бутырки II цепь с отпайкой на ПС Останкино	110	40
046	Бутырки	ЭВ КВЛ 110 кВ Бутырки - Центральная I	110	40
046	Бутырки	ЭВ КВЛ 110 кВ Бутырки - Центральная II	110	40
046	Бутырки	ЭВ КВЛ 110 кВ Бутырки - Гражданская I цепь с отп.	110	40
046	Бутырки	ЭВ КВЛ 110 кВ Бутырки - Гражданская II цепь с отп.	110	40
773	Былово	СЭВ 110 кВ (Проект)	110	40
773	Былово	Т-1	110	40
773	Былово	Т-2	110	40
773	Былово	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
773	Былово	ЭВ 110 кВ Т-2 (Проект)	110	40
773	Былово	ЭВ ВЛ 110 кВ Ваулово - Лебедево с отпайками (Проект)	110	40
773	Былово	ЭВ ВЛ 110 кВ Лебедево - Вороново с отпайкой на ПС Былово (Проект)	110	40
531	Ваулово	Бугры - Ваулово I	110	50
531	Ваулово	Бугры - Ваулово II	110	50
531	Ваулово	Ваулово - Кресты отп. 59 (773)	110	50
531	Ваулово	Ваулово - Лебедево отп. 527, 59,7 73	110	50
531	Ваулово	МВ пл. А 110 кВ Т-3	110	50
531	Ваулово	МВ пл. Б 110 кВ Т-3	110	50
670	Вербилки	СЭВ 110 кВ	110	40
392	Верея	СЭВ 110 кВ	110	40
392	Верея	Т-1	110	25
392	Верея	Т-2	110	25
713	Вернадская	Вернадская - Семеновская I цепь с отпайкой на ПС Семеновская старая	110	40
713	Вернадская	Вернадская - Семеновская II цепь с отпайкой на ПС Семеновская старая	110	40
713	Вернадская	Очаково - Вернадская I цепь	110	40
713	Вернадская	Очаково - Вернадская II цепь	110	40
713	Вернадская	СЭВ 1-2с	110	40
713	Вернадская	Т-1	110	40
713	Вернадская	Т-2	110	40
747	Весенняя	Гулево - Весенняя	110	50
747	Весенняя	Лаговская - Весенняя	110	50
747	Весенняя	СМВ 1-2с	110	50
747	Весенняя	ЭВ ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя (Проект)	110	40
747	Весенняя	ЭВ ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя (Проект)	110	40
663	Взлетная	СЭВ 110 кВ	110	40
663	Взлетная	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
663	Взлетная	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
663	Взлетная	ЭВ БСК 110 кВ	110	40
663	Взлетная	ЭВ ВЛ 110 кВ Взлетная - Хомутово	110	40
663	Взлетная	ЭВ ВЛ 110 кВ Сидорово - Взлетная с отпайкой на ПС Транспортная	110	40
684	Видное	Видное - Пахра	110	20
684	Видное	Видное - Расторгуево	110	20
684	Видное	Сабурово - Видное I отп. 221	110	20
684	Видное	Сабурово - Видное II отп. 344	110	20
537	Виноградово	СМВ 1-2с	110	20
537	Виноградово	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
537	Виноградово	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
533	Вихрево	Вихрево - Чирково	110	40
533	Вихрево	Новософрино - Вихрево отп. 672	110	40
533	Вихрево	СМВ 1-2с	110	40
533	Вихрево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
533	Вихрево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
251	Водовод	Водовод - Усад	110	50
251	Водовод	Классон - Водовод	110	50
251	Водовод	Стачка - Водовод I отп. 88	110	50
251	Водовод	Стачка - Водовод II	110	50
251	Водовод	ШОМВ	110	50
808	Вокзальная	СМВ 1-2с	110	20
808	Вокзальная	Т-1	110	20
808	Вокзальная	Т-2	110	20
405	Волоколамск	Волоколамск - Панфиловская	110	18,4
405	Волоколамск	Волоколамск - Сычи с отпайкой на ПС Анино	110	18,4
405	Волоколамск	СМВ 1-2с	110	18,4
405	Волоколамск	Т-1	110	18,4
405	Волоколамск	Т-2	110	18,4
405	Волоколамск	ШСЭВ 110 кВ	110	40
405	Волоколамск	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
405	Волоколамск	ЭВ 110 кВ Т-2 (Проект)	110	40
405	Волоколамск	ЭВ ВЛ 110 кВ Волоколамск - Панфиловская (Проект)	110	40
405	Волоколамск	ЭВ ВЛ 110 кВ Волоколамск - Сычи с отпайкой на ПС Анино	110	40
405	Волоколамск	ЭВ ВЛ 110 кВ Грибово - Волоколамск I	110	40
405	Волоколамск	ЭВ ВЛ 110 кВ Грибово - Волоколамск II	110	40
403	Воскресенск тяговая	Пески - Воскресенск	110	20
403	Воскресенск тяговая	Федино - Воскресенск	110	20
212	Восточная	АТ-1	110	26,3
212	Восточная	АТ-2	110	26,3
212	Восточная	АТ-3	110	26,3
212	Восточная	Вешняковская северная резерв	110	26,3
212	Восточная	Вешняковская южная резерв	110	26,3
212	Восточная	Восточная - Баскаково I цепь	110	26,3
212	Восточная	Восточная - Баскаково II цепь	110	26,3
212	Восточная	Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная	110	26,3
212	Восточная	Восточная - Некрасовка с отпайкой на ПС Ясная	110	26,3
212	Восточная	Восточная - Черкизово I цепь	110	26,3
212	Восточная	Восточная - Черкизово II цепь	110	26,3
212	Восточная	Измайлово - Восточная I цепь	110	26,3
212	Восточная	Измайлово - Восточная II цепь	110	26,3
212	Восточная	СМВ 1-2с	110	26,3
212	Восточная	ШСМВ 1с-Тр	110	26,3
212	Восточная	ШСМВ 2с-Тр	110	26,3
829	Время	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
829	Время	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
025	Встреча	АТ-1	110	40
025	Встреча	ВЛ 110 кВ Селятино - Встреча I цепь	110	40
025	Встреча	ВЛ 110 кВ Селятино - Встреча II цепь	110	40
025	Встреча	Голицыно - Встреча I цепь с отпайкой на ПС Железнодорожная	110	40
025	Встреча	Голицыно - Встреча II цепь с отпайкой на ПС Железнодорожная	110	40
025	Встреча	ОЭВ 110 кВ	110	40
025	Встреча	Т-3	110	40
025	Встреча	Т-4	110	40
025	Встреча	ШСЭВ 110 кВ	110	40
025	Встреча	ЭВ 220 кВ АТ-2	110	40
710	Выхино	Карачарово - Выхино I	110	40
710	Выхино	Карачарово - Выхино II	110	40
710	Выхино	Косино - Выхино I	110	40
710	Выхино	Косино - Выхино II	110	40
710	Выхино	Т-1	110	40
710	Выхино	Т-2	110	40
710	Выхино	Т-3	110	40
710	Выхино	Т-4	110	40
710	Выхино	ШСЭВ 1-2сш	110	40
178	Вяземы	Вяземы - Дарьино с отпайкой на ПС Соловьево	110	25
178	Вяземы	Голицыно - Вяземы	110	25
178	Вяземы	ОМВ	110	25
178	Вяземы	Т-1	110	25
178	Вяземы	Т-2	110	25
178	Вяземы	ШСМВ 1-2 сш	110	25
С03	ГРЭС-3	Боровое - Классон	110	50
С03	ГРЭС-3	Городок - ГРЭС 3	110	50
С03	ГРЭС-3	Классон - Водовод	110	50
С03	ГРЭС-3	Классон - Демихово	110	50
С03	ГРЭС-3	Т-11	110	20
С03	ГРЭС-3	Т-12	110	18,4
С42	ГТЭС Постниково	ШСЭВ I-II СШ 110 кВ	110	50
С42	ГТЭС Постниково	ЭВ КЛ 110 кВ ГТЭС Постниково - Полет N 1	110	50
С42	ГТЭС Постниково	ЭВ КЛ 110 кВ ГТЭС Постниково - Полет N 2	110	50
С42	ГТЭС Постниково	ЭВ Т-1 110 кВ	110	50
С42	ГТЭС Постниково	ЭВ Т-2 110 кВ	110	50
С46	ГТЭС Терешково	ГТЭС Терешково - Чоботы N 1	110	50
С46	ГТЭС Терешково	ГТЭС Терешково - Чоботы N 2	110	50
С46	ГТЭС Терешково	Т-1	110	50
С46	ГТЭС Терешково	Т-2	110	50
С46	ГТЭС Терешково	Т-3	110	50
С46	ГТЭС Терешково	Т-4	110	50
С46	ГТЭС Терешково	ШСЭВ	110	50
С39	ГЭС Иваньковская	СЭВ 110 кВ	110	40
С39	ГЭС Иваньковская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
С39	ГЭС Иваньковская	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
С39	ГЭС Иваньковская	ЭВ ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы I цепь с отпайками	110	40
С39	ГЭС Иваньковская	ЭВ ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы II цепь с отпайками	110	40
С38	ГЭС Сходня	Сходня I	110	20
С38	ГЭС Сходня	Сходня II	110	20
С01	ГЭС-1	ГЭС - Павелецкая I	110	40
С01	ГЭС-1	ГЭС 1 - Кожухово	110	40
С01	ГЭС-1	ГЭС I - Автозаводская	110	40
С01	ГЭС-1	СМВ Юж. - Сев.	110	40
С01	ГЭС-1	Т-1	110	40
С01	ГЭС-1	Т-2	110	40
С01	ГЭС-1	Т-3	110	40
С01	ГЭС-1	Т-4	110	40
С01	ГЭС-1	ШСМВ Сев. мост	110	31,5
С01	ГЭС-1	ШСМВ Южн. мост	110	31,5
С01	ГЭС-1	ШСМВ-110	110	40
С01	ГЭС-1	ШСМВ-111	110	40
С01	ГЭС-1	ЭВ КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Берсеневская	110	40
С02	ГЭС-2	ГЭС 1 - Павелецкая II	110	31,5
С02	ГЭС-2	ГЭС-2 - Берсеневская N 1	110	31,5
С02	ГЭС-2	ГЭС-2 - Берсеневская N 2	110	31,5
С02	ГЭС-2	Софийская	110	31,5
С02	ГЭС-2	Т-5	110	31,5
С02	ГЭС-2	Т-6	110	31,5
С02	ГЭС-2	Т-7	110	31,5
С02	ГЭС-2	ШСМВ-115	110	31,5
751	Гавриково	Красногорка - Гавриково I с отп. 139	110	40
751	Гавриково	Красногорка - Гавриково II с отп. 139	110	40
751	Гавриково	МВ ВЛ 110 кВ Красногорка - Гавриково I цепь с отпайкой на ПС Щербинка (Проект)	110	40
751	Гавриково	Т-1	110	40
751	Гавриково	Т-2	110	40
751	Гавриково	Ясенево - Гавриково I	110	40
751	Гавриково	Ясенево - Гавриково II	110	40
768	Гавриловская	Гавриловская - Алпатьево	110	18,4
768	Гавриловская	Ларино - Гавриловская	110	18,4
768	Гавриловская	СМВ 110 кВ	110	18,4
053	Герцево	АТ-1	110	50
053	Герцево	АТ-2	110	50
053	Герцево	Ангелово - Герцево I цепь	110	50
053	Герцево	Ангелово - Герцево II цепь с отп. на ПС Трикотажная	110	50
053	Герцево	Герцево - Павшино с отп. на ПС Трикотажная	110	50
053	Герцево	Герцево - Тушино I цепь	110	50
053	Герцево	Герцево - Тушино II цепь	110	50
053	Герцево	Новобратцево - Герцево с отпайкой на ПС Хуторская	110	50
053	Герцево	СЭВ II сш	110	50
053	Герцево	СЭВ I сш	110	50
053	Герцево	ШСЭВ 1 сек.	110	50
053	Герцево	ШСЭВ 2 сек.	110	50
352	Гжель	Гжель - Бронницы тяг.	110	18,4
352	Гжель	Гжель - Донино	110	31,5
352	Гжель	Нежино - Гжель	110	31,5
352	Гжель	Т-1	110	18,4
352	Гжель	Т-2	110	18,4
352	Гжель	ШСМВ 1-2 сш	110	18,4
084	Глухово	СЭВ 110 кВ	110	40
084	Глухово	ЭВ ВЛ 110 кВ Истомкино - Глухово	110	40
084	Глухово	ЭВ ВЛ 110 кВ Ногинск - Черноголовка с отпайкой на ПС Глухово	110	40
117	Голицыно	Голицыно - Встреча I цепь с отпайкой на ПС Железнодорожная	110	40
117	Голицыно	Голицыно - Встреча II цепь с отпайкой на ПС Железнодорожная	110	40
117	Голицыно	Голицыно - Вяземы	110	40
117	Голицыно	Голицыно - Звенигород I	110	40
117	Голицыно	Голицыно - Звенигород II	110	40
117	Голицыно	Голицыно - Кубинка I цепь с отпайкой на ПС Сушкинская	110	40
117	Голицыно	Голицыно - Кубинка II цепь с отпайкой на ПС Сушкинская	110	40
117	Голицыно	Голицыно - Полет с отпайкой на ПС Соловьево	110	40
117	Голицыно	Т-1	110	40
117	Голицыно	Т-2	110	40
117	Голицыно	Т-3	110	40
117	Голицыно	Т-4	110	40
117	Голицыно	ШСЭВ 1-2 сш	110	40
401	Голутвин	АТ-1	110	40
401	Голутвин	АТ-2	110	40
401	Голутвин	АТ-3	110	40
401	Голутвин	Бакунино - Голутвин	110	40
401	Голутвин	Голутвин - Бочманово II отп. 735	110	40
401	Голутвин	Голутвин - Городна	110	40
401	Голутвин	Голутвин - Ива	110	40
401	Голутвин	Голутвин - Митяево II	110	40
401	Голутвин	Коломна - Голутвин II	110	40
401	Голутвин	ОМВ	110	40
401	Голутвин	ШСЭВ 110 кВ	110	40
401	Голутвин	ЭВ 110 кВ АТ-2 (Проект)	110	40
401	Голутвин	ЭВ ВЛ 110 кВ Голутвин - Бочманово I цепь с отп.	110	40
401	Голутвин	ЭВ ВЛ 110 кВ Голутвин - Митяево I цепь	110	40
401	Голутвин	ЭВ ВЛ 110 кВ Голутвин - Рубин	110	40
401	Голутвин	ЭВ ВЛ 110 кВ Коломна - Голутвин I цепь	110	40
157	Горенки	АТ-3	110	50
157	Горенки	АТ-4	110	50
157	Горенки	АТ-5	110	50
157	Горенки	Алмазово - Горенки с отпайкой на ПС Балашиха	110	50
157	Горенки	Горенки - Кислородная I цепь	110	50
157	Горенки	Горенки - Кислородная II цепь	110	50
157	Горенки	Дроздово - Горенки I цепь	110	50
157	Горенки	Дроздово - Горенки II цепь	110	50
157	Горенки	Костино - Горенки с отпайкой на ПС Балашиха	110	50
157	Горенки	Т-1	110	50
157	Горенки	Т-2	110	50
157	Горенки	ШСЭВ 1-2 сш	110	50
611	Городна	ММВ 110 кВ	110	20
611	Городна	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
611	Городна	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
827	Городок	Боровое - Городок	110	40
827	Городок	Городок - ГРЭС 3	110	40
827	Городок	ОМВ	110	40
835	Гражданская	АТ-1	110	40
835	Гражданская	АТ-2	110	40
835	Гражданская	Бутырки - Гражданская I цепь с отп. на ПС Миусская	110	40
835	Гражданская	Бутырки - Гражданская II цепь с отп. на ПС Миусская	110	40
835	Гражданская	Гражданская - Войковская N 1	110	40
835	Гражданская	Гражданская - Войковская N 2	110	40
835	Гражданская	Гражданская - Коптево N 1	110	40
835	Гражданская	Гражданская - Коптево N 2	110	40
835	Гражданская	Гражданская - Ленинградская N 1	110	40
835	Гражданская	Гражданская - Ленинградская N 2	110	40
835	Гражданская	Динамо - Гражданская N 1	110	40
835	Гражданская	Динамо - Гражданская N 2	110	40
835	Гражданская	СЭВ 1сш (1-2с)	110	40
835	Гражданская	СЭВ 2сш (1-2с)	110	40
835	Гражданская	ШСЭВ - 1с (1-2сш)	110	40
835	Гражданская	ШСЭВ - 2с (1-2сш)	110	40
641	Гранит	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
641	Гранит	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
641	Гранит	ЭВ ВЛ 110 кВ Фрязино - Гранит I цепь	110	40
641	Гранит	ЭВ ВЛ 110 кВ Фрязино - Гранит II цепь	110	40
851	Грач	Бутово - Грач I	110	40
851	Грач	Бутово - Грач II	110	40
851	Грач	Грач - Сырово	110	40
851	Грач	Пахра - Грач	110	40
851	Грач	Т-1	110	40
851	Грач	Т-2	110	40
851	Грач	ШСЭВ	110	40
730	Гребнево	Гребнево - Орбита	110	26,3
730	Гребнево	Гребнево - Райки	110	26,3
730	Гребнево	Гребнево - Щелково	110	40
730	Гребнево	Т-1	110	26,3
730	Гребнево	Т-2	110	26,3
730	Гребнево	Трубино - Гребнево I цепь	110	26,3
730	Гребнево	Трубино - Гребнево II цепь	110	26,3
730	Гребнево	ШОМВ	110	26,3
730	Гребнево	ШСМВ 1-2 сш	110	31,5
730	Гребнево	ШСЭВ 110 кВ	110	40
821	Гребчиха	СЭВ 110 кВ	110	40
821	Гребчиха	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
821	Гребчиха	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
821	Гребчиха	ЭВ ВЛ 110 кВ Орехово - Гребчиха (Проект)	110	40
821	Гребчиха	ЭВ ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Гребчиха (Проект)	110	40
534	Грибово	ЭВ 1 сек. 110 АТ-5	110	40
534	Грибово	ЭВ 1 сек. 110 АТ-8	110	40
534	Грибово	ЭВ 110 БСК-2	110	40
534	Грибово	ЭВ 110 БСК-2	110	40
534	Грибово	ЭВ 2 сек. 110 АТ-6	110	40
534	Грибово	ЭВ 2 сек. 110 АТ-8	110	40
534	Грибово	ЭВ 3 сек. 110 АТ-5	110	40
534	Грибово	ЭВ 3 сек. 110 АТ-7	110	40
534	Грибово	ЭВ 4 сек. 110 АТ-6	110	40
534	Грибово	ЭВ 4 сек. 110 АТ-7	110	40
534	Грибово	ЭВ ВЛ 110 Грибово - Волоколамск I	110	40
534	Грибово	ЭВ ВЛ 110 Грибово - Волоколамск II	110	40
534	Грибово	ЭВ ВЛ 110 Грибово - Газовая I (проект)	110	40
534	Грибово	ЭВ ВЛ 110 Грибово - Газовая II (проект)	110	40
534	Грибово	ЭВ ВЛ 110 Грибово - Лидино (проект)	110	40
534	Грибово	ЭВ ВЛ 110 Грибово - Лотошино I (проект)	110	40
534	Грибово	ЭВ ВЛ 110 Грибово - Лотошино II (проект)	110	40
534	Грибово	ЭВ ВЛ 110 Грибово - Сычи (проект)	110	40
534	Грибово	ЭВ ВЛ 110 Грибово - Шаховская I (проект)	110	40
534	Грибово	ЭВ ВЛ 110 Грибово - Шаховская II (проект)	110	40
702	Гришенки	Гришенки - Лопасня	110	18,4
702	Гришенки	Калугино - Гришенки отп. 613	110	18,4
702	Гришенки	СМВ 1-2с	110	20
182	Гулево	Гулево - Бор I цепь	110	40
182	Гулево	Гулево - Бор II цепь	110	40
182	Гулево	Гулево - Весенняя	110	40
182	Гулево	Гулево - Подольск I цепь с отпайкой на ПС Шепчинки	110	40
182	Гулево	Гулево - Подольск II цепь с отпайкой на ПС Шепчинки	110	40
182	Гулево	Гулево - Северово I цепь с отпайкой на ПС Климовская	110	40
182	Гулево	Гулево - Северово II цепь с отпайкой на ПС Климовская	110	40
182	Гулево	МВ АТ-1	110	40
182	Гулево	МВ АТ-2	110	40
182	Гулево	МВ ВЛ 110 кВ Гулево - Рощинская	110	40
182	Гулево	МВ Т-1	110	40
182	Гулево	МВ Т-2	110	40
182	Гулево	МВ Т-3	110	40
182	Гулево	МВ Т-4	110	40
182	Гулево	ОМВ	110	40
182	Гулево	ШСМВ 1-2сш	110	40
822	Гуслица	МВ ВЛ 110 кВ Гуслица - Анциферово	110	20
822	Гуслица	МВ ВЛ 110 кВ Куровская - Гуслица	110	20
822	Гуслица	СМВ 110 кВ	110	20
183	Дальняя	АТ-3	110	20
183	Дальняя	Черноголовка - Дальняя I отп. 650, 271	110	20
183	Дальняя	Черноголовка - Дальняя II отп. 650, 271	110	20
183	Дальняя	ШСМВ 1-2 сш	110	20
458	Даниловская	Т-1	110	31,5
458	Даниловская	Т-2	110	31,5
316	Дарьино	Дарьино - Полет	110	40
316	Дарьино	Дарьино - Усово	110	40
316	Дарьино	Дарьино - Успенская	110	40
316	Дарьино	МВ 110 кВ Т-1	110	40
316	Дарьино	МВ 110 кВ резерв	110	20
316	Дарьино	МВ ВЛ 110 кВ Вяземы - Дарьино с отпайкой на ПС Соловьево	110	40
316	Дарьино	ОМВ Т-5	110	40
316	Дарьино	Одинцово - Дарьино с отп. на ПС Усово	110	40
316	Дарьино	Т-2	110	40
316	Дарьино	ШСМВ 1-2сш	110	40
052	Двойня	МВ ВЛ 110 кВ Двойня - Бережки	110	20
052	Двойня	МВ ВЛ 110 кВ Радовицы - Двойня	110	20
052	Двойня	СМВ 110 кВ	110	20
052	Двойня	ЭВ ВЛ 110 кВ Двойня - Бережки (проект)	110	40
300	Дворики	СЭВ	110	40
300	Дворики	Т-1	110	40
300	Дворики	Т-2	110	40
300	Дворики	ЭВ ВЛ 110 кВ Ока - Компрессорная с отпайками	110	40
300	Дворики	ЭВ ВЛ 110 кВ Ока - Лазарево с отпайкой	110	40
260	Дедово	Демонтирован	110	20
260	Дедово	Т-3	110	40
260	Дедово	ШСЭВ 110 кВ	110	40
260	Дедово	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
260	Дедово	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
260	Дедово	ЭВ КВЛ 110 кВ Дедово - Духанино	110	40
260	Дедово	ЭВ КВЛ 110 кВ Слобода - Дедово	110	40
258	Демихово	Классон - Демихово	110	31,5
258	Демихово	ЭВ ВЛ 110 кВ ГРЭС-3 - Демихово	110	40
258	Демихово	ЭВ ВЛ 110 кВ Демихово - Шарово	110	40
258	Демихово	ЭВ ВЛ 110 кВ Орехово - Демихово	110	40
258	Демихово	ЭВ ВЛ 110 кВ Стачка - Демихово	110	40
494	Десна	ВЛ 110 кВ Лесная - Летово с отпайками	110	40
494	Десна	ВЛ 110 кВ Марьино - Летово с отпайкой на ПС Десна	110	40
494	Десна	СЭВ 110 кВ	110	40
798	Динамо	Динамо - Гражданская I	110	40
798	Динамо	Динамо - Гражданская II	110	40
798	Динамо	Т-1	110	40
798	Динамо	Т-2	110	40
798	Динамо	ТЭЦ 16 - Динамо I	110	40
798	Динамо	ТЭЦ 16 - Динамо II	110	40
798	Динамо	ШСЭВ 1-2 с.ш.	110	40
585	Дмитров	АТ-1	110	40
585	Дмитров	АТ-2	110	31,5
585	Дмитров	Вербилки - Дмитров	110	18,4
585	Дмитров	МВ 110 кВ АТ-1	110	40
585	Дмитров	МВ 110 кВ АТ-2	110	31,5
585	Дмитров	МВ ВЛ 110 кВ Вербилки - Дмитров	110	20
585	Дмитров	МВ ВЛ 110 кВ Дмитров - Игнатово I цепь	110	31,5
585	Дмитров	МВ ВЛ 110 кВ Дмитров - Игнатово II цепь	110	31,5
585	Дмитров	МВ ВЛ 110 кВ Яхрома - Дмитров	110	20
585	Дмитров	ОМВ-110 кВ	110	40
585	Дмитров	ОЭВ 110 кВ	110	40
585	Дмитров	ШСМВ-110 кВ	110	31,5
585	Дмитров	ШСЭВ 110 кВ	110	40
399	Добрыниха	Бор - Добрыниха с отп. 491,522	110	50
399	Добрыниха	Добрыниха - Столбовая	110	50
399	Добрыниха	Лужники - Добрыниха отп. 698,522	110	50
399	Добрыниха	Полиграф - Добрыниха	110	50
399	Добрыниха	СМВ-1 (3 сек.)	110	50
399	Добрыниха	СМВ-2 (3 сек.)	110	50
420	Долгопрудная	СЭВ 110 кВ	110	40
420	Долгопрудная	ЭВ 110 кВ Уча - Долгопрудная	110	40
420	Долгопрудная	ЭВ КВЛ 110 кВ Аэропорт - Долгопрудная N 1	110	50
420	Долгопрудная	ЭВ КВЛ 110 кВ Аэропорт - Долгопрудная N 2	110	50
420	Долгопрудная	ЭВ КВЛ 110 кВ Хлебниково - Долгопрудная	110	40
366	Донино	Гжель - Донино	110	40
366	Донино	Донино - ЦАГИ I отп. 195	110	40
366	Донино	Донино - ЦАГИ II отп. 195	110	40
366	Донино	Нежино - Донино	110	40
366	Донино	ОМВ	110	40
366	Донино	Сафоновская I	110	40
366	Донино	Сафоновская II	110	40
366	Донино	Т-1	110	40
366	Донино	Т-2	110	40
366	Донино	ШСМВ 1-2 сш	110	40
515	Дорохово	В111	110	40
515	Дорохово	В122	110	40
515	Дорохово	В131	110	40
515	Дорохово	В132	110	40
515	Дорохово	В141	110	40
515	Дорохово	В152	110	40
515	Дорохово	В161	110	40
515	Дорохово	В162	110	40
515	Дорохово	В171	110	40
700	Дровнино	АТ-1	110	31,5
700	Дровнино	АТ-2	110	31,5
700	Дровнино	Бородино - Дровнино отп. 381	110	31,5
700	Дровнино	Гагарин - Дровнино I	110	31,5
700	Дровнино	Гагарин - Дровнино II с отп. на п/ст Трубная	110	31,5
700	Дровнино	ОМВ-110	110	20
700	Дровнино	ШСМВ 1-2 сш	110	31,5
700	Дровнино	Шевардино - Дровнино отп. 381	110	31,5
700	Дровнино	ЭВ ВЛ 110 кВ Дровнино - Насосная с отп. на НС-22	110	50
306	Дроздово	Дроздово - Горенки I	110	20
306	Дроздово	Дроздово - Горенки II	110	20
306	Дроздово	Кашино - Дроздово	110	20
306	Дроздово	Шульгино - Дроздово	110	20
601	Дружба	СМВ 1-2с	110	20
601	Дружба	Шибаново - Дружба	110	20
601	Дружба	Экситон - Дружба	110	20
134	Дубна	СМВ 1-2с	110	13,2
134	Дубна	Т-3	110
134	Дубна	Темпы - Дубна I с отп. 620	110	13,2
134	Дубна	Темпы - Дубна II с отп. 620	110	13,2
593	Дубровская	МВ КВЛ 110 кВ Дубровская - Карачарово I	110	40
593	Дубровская	МВ КВЛ 110 кВ Дубровская - Карачарово I	110	40
593	Дубровская	МВ КВЛ 110 кВ Чагино - Дубровская I	110	40
593	Дубровская	МВ КВЛ 110 кВ Чагино - Дубровская II	110	40
593	Дубровская	Т-2	110	40
593	Дубровская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
593	Дубровская	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
340	Дуговая	Дуговая - Прокат I	110	42
340	Дуговая	Дуговая - Прокат II	110	42
340	Дуговая	Ногинск - Дуговая II	110	40
340	Дуговая	Ногинск - Дуговая III	110	42
340	Дуговая	СМВ 1-2с	110	40
340	Дуговая	Т-1	110	42
340	Дуговая	Т-2	110	42
340	Дуговая	Т-3	110	42
340	Дуговая	Т-4	110	42
340	Дуговая	Шибаново - Дуговая I	110	42
340	Дуговая	Шибаново - Дуговая II	110	40
270	Дулево	Дулево - Ликино	110	42
270	Дулево	ШОМВ	110	42
270	Дулево	Шатура - Дулево отп. 216	110	42
802	Духанино	СМВ 1-2с	110	20
544	Дюдьково	Т-1	110	20
544	Дюдьково	Т-2	110	20
016	Дятлово	Дятлово - Узуново	110	25
016	Дятлово	Осетр - Дятлово	110	25
016	Дятлово	СМВ 110 кВ	110	25
051	Егорьевск	МВ ВЛ 110 кВ Бережки - Егорьевск	110	20
051	Егорьевск	ШСЭВ 110 кВ	110	40
051	Егорьевск	ЭВ 110 кВ БСК-1	110	40
051	Егорьевск	ЭВ 110 кВ БСК-2	110	40
051	Егорьевск	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
051	Егорьевск	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
051	Егорьевск	ЭВ ВЛ 110 кВ Бережки - Егорьевск	110	40
051	Егорьевск	ЭВ ВЛ 110 кВ Берендино - Егорьевск	110	40
051	Егорьевск	ЭВ ВЛ 110 кВ Бруски - Егорьевск	110	40
051	Егорьевск	ЭВ ВЛ 110 кВ Егорьевск - Сирена	110	40
051	Егорьевск	ЭВ ВЛ 110 кВ Егорьевск - Сирена	110	40
780	Елоховская	Елоховская - Андроньевская N 2 с отпайкой на ПС Яузская	110	40
780	Елоховская	СЭВ 1-2с 110 кВ	110	40
780	Елоховская	СЭВ 3-4 сек 110 кВ	110	40
780	Елоховская	ШСЭВ 1-3 сек 110 кВ	110	40
780	Елоховская	ШСЭВ 2-4 сек 110 кВ	110	40
780	Елоховская	ЭВ 110 кВ АТ-1	110	40
780	Елоховская	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	40
780	Елоховская	ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Андроньевская N 1 с отпайкой	110	40
780	Елоховская	ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Лефортово N 1	110	40
780	Елоховская	ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Лефортово N 2	110	40
780	Елоховская	ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Рижская N 1	110	40
780	Елоховская	ЭВ КЛ 110 кВ Елоховская - Рижская N 2	110	40
333	Ельня	Т-3	110	31,5
333	Ельня	Т-3 (проект)	110	40
333	Ельня	Т-4	110	31,5
333	Ельня	Т-4 (проект)	110	40
705	Жегалово	Кислородная - Жегалово I цепь	110	25
705	Жегалово	Кислородная - Жегалово II цепь	110	26,3
705	Жегалово	Т-1	110	50
705	Жегалово	Т-2	110	50
705	Жегалово	Т-3	110	50
705	Жегалово	Т-4	110	50
705	Жегалово	Трубино - Жегалово I цепь	110	20
705	Жегалово	Трубино - Жегалово II цепь	110	20
441	Железнодорожная	Т-1	110	20
441	Железнодорожная	Т-2	110	20
323	Жилево	Жилево - Ляхово	110	40
323	Жилево	Каширская ГРЭС - Жилево	110	40
323	Жилево	Т-1	110	18,4
323	Жилево	Т-2	110	18,4
323	Жилево	ШСМВ 1-2 сш	110	20
166	Жостово	СЭВ-110 кВ	110	50
166	Жостово	ЭВ 110 кВ Т-1	110	50
166	Жостово	ЭВ 110 кВ Т-2	110	50
166	Жостово	ЭВ ВЛ 110 кВ Уча - Жостово	110	50
166	Жостово	ЭВ ВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово на ПС Аксаково	110	50
094	Загорск	МВ ВЛ 110 кВ Подсосино - Загорск	110	20
094	Загорск	МВ ВЛ 110 кВ Чирково - Загорск	110	20
094	Загорск	Смена - Загорск	110	20
094	Загорск	Т-2	110	20
094	Загорск	ТГ-1	110	20
094	Загорск	ШСМВ 1-2сш	110	40
739	Залесье II	ЭВ 110 кВ Т-2 (Проект)	110	40
658	Заповедник	Заповедник - Пущино	110	18,4
658	Заповедник	СМВ 1-2с	110	18,4
658	Заповедник	Серпухов - Заповедник отп. 217	110	18,4
453	Запутная	СМВ 1-2с	110	18,4
453	Запутная	Т-1	110	18,4
453	Запутная	Т-2	110	18,4
062	Зарайск	Клишино - Зарайск	110	18,4
062	Зарайск	МВ ВЛ 110 кВ Осетр - Зарайск	110	18,4
062	Зарайск	Т-1	110	18,4
062	Зарайск	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
376	Заречная (Проект)	Заречная - Лыткарино	110	40
376	Заречная (Проект)	Красково - Заречная I с отп.	110	40
376	Заречная (Проект)	Красково - Заречная II с отп.	110	40
376	Заречная (Проект)	Мячково - Заречная	110	40
720	Заря	АТ-1	110	40
720	Заря	АТ-2	110	40
720	Заря	Заря - Кунья I	110	40
720	Заря	Заря - Кунья II	110	40
720	Заря	Заря - Полевая	110	40
720	Заря	Заря - Смолино	110	40
720	Заря	ОШСМВ	110	40
297	Затишье	Затишье - Павлово II	110	31,5
297	Затишье	Затишье северная	110	31,5
297	Затишье	Т-3	110	31,5
297	Затишье	Т-4	110	31,5
297	Затишье	ШСМВ 3-4 сш	110	31,5
297	Затишье	ШСЭВ I-II сш 110 кВ	110	40
297	Затишье	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
297	Затишье	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
297	Затишье	ЭВ ВЛ 110 кВ Затишье - Павлово I цепь	110	40
297	Затишье	ЭВ ВЛ 110 кВ Затишье Южная	110	40
380	Захарово	ЭВ ВЛ 110 кВ Истомкино - Захарово	110	40
380	Захарово	ЭВ ВЛ 110 кВ Ногинск - Шерна с отпайкой на ПС Захарово	110	40
873	Звездочка (Проект)	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
584	Звенигород	Т-3	110	25
228	Зеленоградская	МВ ВЛ 110 кВ Зеленоградская - Мамонтовская	110	20
228	Зеленоградская	МВ ВЛ 110 кВ Новософрино - Зеленоградская	110	20
228	Зеленоградская	СМВ 110 кВ	110	20
228	Зеленоградская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
228	Зеленоградская	ЭВ 110 кВ Т-2 (проект)	110	40
778	Зеркальная	СЭВ 1-2с	110	40
778	Зеркальная	Т-1	110	40
778	Зеркальная	Т-2	110	40
778	Зеркальная	Ямуга - Решетниково I с отп. 778	110	40
778	Зеркальная	Ямуга - Решетниково II с отп. 778	110	40
834	Зубовская	Т-1	110	40
834	Зубовская	Т-2	110	40
834	Зубовская	ТЭЦ 12 - Зубовская N 1	110	40
834	Зубовская	ТЭЦ 12 - Зубовская N 2	110	40
050	Зюзино	Т-1	110	40
050	Зюзино	Т-2	110	40
588	Ива	Голутвин - Ива	110	18,4
588	Ива	Ларино - Ива	110	18,4
588	Ива	СМВ 1-2с	110	18,4
483	Ивановская	Ивановская - Манихино I цепь	110	40
483	Ивановская	Ивановская - Манихино II цепь	110	40
483	Ивановская	Кубинка - Ивановская I цепь с отпайками	110	40
483	Ивановская	Кубинка - Ивановская II цепь с отпайками	110	40
483	Ивановская	ОЭВ	110	40
483	Ивановская	СЭВ	110	40
483	Ивановская	Т-1	110	40
483	Ивановская	Т-2	110	40
555	Игнатово	Дмитров - Игнатово I цепь	110	40
555	Игнатово	Дмитров - Игнатово II цепь	110	40
555	Игнатово	Константиново - Игнатово I цепь	110	40
555	Игнатово	Константиново - Игнатово II цепь	110	40
555	Игнатово	Т-1	110	40
555	Игнатово	Т-2	110	40
555	Игнатово	Т-3	110	40
555	Игнатово	ШСЭВ	110	40
032	Измайлово	Измайлово - Восточная I цепь	110	31,5
032	Измайлово	Измайлово - Восточная II цепь	110	31,5
032	Измайлово	Измайлово - ТЭЦ 23 I цепь	110	31,5
032	Измайлово	Измайлово - ТЭЦ 23 II цепь	110	31,5
032	Измайлово	Прожектор - Измайлово I цепь	110	31,5
032	Измайлово	Прожектор - Измайлово II цепь	110	31,5
032	Измайлово	Т-1	110	31,5
032	Измайлово	Т-2	110	31,5
032	Измайлово	Т-3	110	31,5
032	Измайлово	ШСМВ 1-2 сш	110	31,5
231	Икша I	ОЭВ 110 кВ	110	40
231	Икша I	ШСЭВ 110 кВ	110	40
231	Икша I	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
231	Икша I	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
231	Икша I	ЭВ ВЛ 110 кВ Белый Раст 1 с отп.	110	40
231	Икша I	ЭВ ВЛ 110 кВ Белый Раст 2 с отп.	110	40
231	Икша I	ЭВ ВЛ 110 кВ Белый Раст 3	110	40
231	Икша I	ЭВ ВЛ 110 кВ Икша I - Икша II	110	40
231	Икша I	ЭВ ВЛ 110 кВ Икша II, 2 цепь (проект)	110	40
231	Икша I	ЭВ ВЛ 110 кВ Комсомольская, 1 цепь	110	40
231	Икша I	ЭВ ВЛ 110 кВ Комсомольская, 2 цепь (проект)	110	40
232	Икша II	Икша I - Икша II	110	20
232	Икша II	ТГ-1	110	20
232	Икша II	Яхрома - Икша II	110	20
043	Истомкино	Истомкино - Монино	110	25
043	Истомкино	МВ 110 кВТ-1	110	31,5
043	Истомкино	МВ 110 кВТ-2	110	31,5
043	Истомкино	МВ ВЛ 110 кВ Истомкино - Глухово	110	31,5
043	Истомкино	МВ ВЛ 110 кВ Истомкино - Захарово	110	31,5
043	Истомкино	МВ ВЛ 110 кВ Истомкино - Кашино отп.	110	31,5
043	Истомкино	МВ ВЛ 110 кВ Истомкинская II	110	31,5
043	Истомкино	МВ КВЛ 110 кВ Истомкинская I	110	25
043	Истомкино	ШСМВ 1-2сш	110	31,5
807	Калугино аб.	Калугино - Гришенки отп. 613	110	40
807	Калугино аб.	Ока - Калугино I	110	40
807	Калугино аб.	Ока - Калугино II	110	40
807	Калугино аб.	ШОМВ	110	40
012	Карачарово	Дубровская - Карачарово I	110	40
012	Карачарово	Дубровская - Карачарово II	110	40
012	Карачарово	Карачарово - Андроньевская N 1	110	40
012	Карачарово	Карачарово - Андроньевская N 2	110	40
012	Карачарово	Карачарово - Выхино N 1	110	40
012	Карачарово	Карачарово - Выхино N 2	110	40
012	Карачарово	Т-1	110	40
012	Карачарово	Т-2	110	40
012	Карачарово	Т-3	110	40
012	Карачарово	Т-4	110	40
012	Карачарово	ТЭЦ 8 - Карачарово I отп. 386	110	40
012	Карачарово	ТЭЦ 8 - Карачарово II отп. 386	110	40
012	Карачарово	Фрезер - Карачарово I цепь	110	40
012	Карачарово	Фрезер - Карачарово II цепь	110	40
012	Карачарово	Чухлинка - Карачарово I	110	40
012	Карачарово	Чухлинка - Карачарово II	110	40
012	Карачарово	ШСЭВ Сев.-Тр.	110	40
012	Карачарово	ШСЭВ Южн.-Тр.	110	40
608	Карьер	Карьер - Непецино	110	20
608	Карьер	СЭВ 110 кВ	110	40
608	Карьер	ЭВ ВЛ 110 кВ Карьер - Непецино (Проект)	110	40
608	Карьер	ЭВ ВЛ 110 кВ Карьер - Суворово	110	40
519	Каскадная	В 110 Восточная с отпайкой (Проект)	110	63
519	Каскадная	В 110 Кучино (Проект)	110	63
519	Каскадная	В 110 Минеральная I цепь (Проект)	110	63
519	Каскадная	В 110 Минеральная II цепь (Проект)	110	63
519	Каскадная	В 110 Некрасовка I цепь (Проект)	110	63
519	Каскадная	В 110 Некрасовка II цепь (Проект)	110	63
519	Каскадная	В 110 Некрасовка III цепь (Проект)	110	63
519	Каскадная	В 110 Некрасовка IV цепь (Проект)	110	63
519	Каскадная	В 110 Прогресс I цепь (Проект)	110	63
519	Каскадная	В 110 Прогресс II цепь (Проект)	110	63
519	Каскадная	В-1-110 АТ-3	110	63
519	Каскадная	В-2-110 АТ-3	110	63
519	Каскадная	В-3-110 АТ-4	110	63
519	Каскадная	В-4-110 АТ-4	110	63
519	Каскадная	СВ-13-110	110	63
519	Каскадная	СВ-24-110	110	63
674	Кашино	СМВ 1-2с	110	18,4
674	Кашино	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
674	Кашино	ЭВ-110 Т-2	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ АТ-7	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ АТ-8	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ Восточный тр-р	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ Западный тр-р	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ ОВ 1-2	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ ОВ 3-4	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ СВ 1-3	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ СВ 2-4	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ Т-100	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ Т-200	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ Тр-р N 2 НПО "Энергия"	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ ШСВ 1-2	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ 110 кВ ШСВ 3-4	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ ВЛ 110 кВ Кашира - Алеево	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ ВЛ 110 кВ Кашира - Жилево	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ ВЛ 110 кВ Кашира - Клишино	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ ВЛ 110 кВ Кашира - Малино	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ ВЛ 110 кВ Кашира - Мордвес с отп.	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ ВЛ 110 кВ Кашира - Ожерелье I с отп.	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ ВЛ 110 кВ Кашира - Ожерелье II с отп.	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ ВЛ 110 кВ Кашира - Озеры	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ ВЛ 110 кВ Кашира - Сидорово с отп.	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ ВЛ 110 кВ Кашира - Стрелецкая I	110	40
С04	Каширская ГРЭС	ЭВ ВЛ 110 кВ Кашира - Стрелецкая II	110	40
023	Кварц	Т-1	110	20
023	Кварц	Т-2	110	20
023	Кварц	ШСОМВ	110	20
023	Кварц	ЭВ ВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отпайками	110	50
023	Кварц	Яковлево - Тураево отп. 755, 23	110	20
107	Кедрово	АТ-4	110	26,3
107	Кедрово	АТ-5	110	26,3
107	Кедрово	АТ-6	110	40
107	Кедрово	Кедрово - Наро-Фоминск I	110	35,5
107	Кедрово	Кедрово - Наро-Фоминск II	110	40
107	Кедрово	Кубинка - Кедрово I отп. 521, 526, 789	110	35,5
107	Кедрово	Кубинка - Кедрово II отп. 521, 526, 789	110	35,5
107	Кедрово	ОМВ	110	35,5
107	Кедрово	ШСМВ 1-2сш	110	35,5
194	Кислородная	Горенки - Кислородная I цепь	110	25
194	Кислородная	Кислородная - Жегалово II цепь	110	25
194	Кислородная	Т-1	110	25
194	Кислородная	Т-2	110	25
194	Кислородная	ЭВ ВЛ 110 кВ Горенки - Кислородная II цепь	110	40
194	Кислородная	ЭВ ВЛ 110 кВ Кислородная - Жегалово I цепь	110	40
181	Клин	Радищево - Клин западная	110	31,5
181	Клин	Решетниково - Клин I (демонтаж)	110	31,5
181	Клин	Решетниково - Клин II (демонтаж)	110	31,5
181	Клин	ШСМВ 1-2сш	110	31,5
181	Клин	ШСЭВ (проект)	110	40
181	Клин	ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Клин - Круг I	110	40
181	Клин	ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Радищево - Клин I цепь	110	40
181	Клин	ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Радищево - Клин II цепь	110	40
181	Клин	ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Решетниково - Клин I	110	40
181	Клин	ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Решетниково - Клин II	110	40
181	Клин	ЭВ 110 кВ Клин - Круг II цепь	110	40
181	Клин	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
181	Клин	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
181	Клин	ЭВ ЛЭП резерв 110 кВ I цепь	110	40
181	Клин	ЭВ ЛЭП резерв 110 кВ II цепь	110	40
571	Клишино	СЭВ 110 кВ	110	40
571	Клишино	ЭВ ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Клишино (Проект)	110	40
571	Клишино	ЭВ ВЛ 110 кВ Клишино - Зарайск	110	40
336	Клязьма	Клязьма - Пушкино	110	50
336	Клязьма	Клязьма - Тополь с отп.	110	50
336	Клязьма	Трубино - Клязьма I цепь с отпайкой на ПС Речная	110	50
336	Клязьма	Трубино - Клязьма II цепь с отпайкой на ПС Речная	110	50
336	Клязьма	ШСЭВ 110 кВ	110	50
336	Клязьма	ШСЭВ 110 кВ (Проект)	110	50
336	Клязьма	ЭВ 110 кВ БСК-1	110	50
336	Клязьма	ЭВ 110 кВ БСК-2	110	50
336	Клязьма	ЭВ 110 кВ Т-1	110	50
336	Клязьма	ЭВ 110 кВ Т-2	110	50
006	Кожухово	ГЭС 1 - Кожухово	110	31,5
006	Кожухово	КВЛ 110 кВ Кожухово - Южная	110	31,5
006	Кожухово	Кожухово - Чертаново с отп. 167	110	31,5
006	Кожухово	МВ Кожухово - Автозаводская	110	31,5
006	Кожухово	Т-4	110	31,5
006	Кожухово	ТЭЦ 9 - Кожухово I	110	31,5
006	Кожухово	ТЭЦ 9 - Кожухово VI	110	31,5
006	Кожухово	ШСМВ 1-2сш	110	31,5
006	Кожухово	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
006	Кожухово	ЭВ 110 кВ Т-3	110	40
006	Кожухово	ЭВ 110 кВ Т-5	110	50
075	Коломна	Коломна - Голутвин I	110	31,5
075	Коломна	Коломна - Голутвин II	110	31,5
075	Коломна	Коломна - Чанки	110	31,5
075	Коломна	СМВ 110 кВ	110	31,5
075	Коломна	Т-1	110	26,3
075	Коломна	Т-3	110	26,3
075	Коломна	Тепловозная I отп. 495	110	31,5
075	Коломна	Тепловозная II отп. 495	110	31,5
075	Коломна	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
075	Коломна	ЭВ 110 кВ Т-2 (Проект)	110	40
106	Колонцово	СМВ 1-2с	110	25
106	Колонцово	Сокольники - Хвойная с отп. 106	110	25
106	Колонцово	Хвойная - Н. Подлипки III с отп. 106	110	25
113	Колыберово	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
113	Колыберово	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
113	Колыберово	ЭВ ВЛ 110 кВ Суворово - Шиферная I с отпайкой на ПС Колыберово (Проект)	110	40
521	Кольцевая	Т-1	110	18,4
521	Кольцевая	Т-2	110	18,4
230	Комсомольская	СМВ 1-2с	110	20
230	Комсомольская	СЭВ 110 кВ	110	40
230	Комсомольская	Т-1	110	20
230	Комсомольская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
230	Комсомольская	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
230	Комсомольская	ЭВ ВЛ 110 кВ "Яхрома - Комсомольская"	110	40
230	Комсомольская	ЭВ ВЛ 110 кВ "Икша I Комсомольская"	110	40
169	Константиново	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
169	Константиново	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
169	Константиново	ЭВ ВЛ 110 кВ Константиново - Игнатово I цепь	110	40
169	Константиново	ЭВ ВЛ 110 кВ Константиново - Игнатово II цепь	110	40
169	Константиново	ЭВ ВЛ 110 кВ Константиново - Юрьево I цепь	110	40
169	Константиново	ЭВ ВЛ 110 кВ Константиново - Юрьево II цепь	110	40
299	Коптево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
299	Коптево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
299	Коптево	ЭВ 110 кВ Т-3	110	40
299	Коптево	ЭВ 110 кВ Т-4	110	40
299	Коптево	ЭВ КВЛ Новобратцево - Коптево I цепь	110	40
299	Коптево	ЭВ КВЛ Новобратцево - Коптево II цепь	110	40
299	Коптево	ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 1	110	40
299	Коптево	ЭВ КЛ 110 кВ Гражданская - Коптево N 2	110	40
549	Косино	Баскаково - Косино I цепь	110	40
549	Косино	Баскаково - Косино II цепь	110	40
549	Косино	Косино - Выхино I цепь	110	40
549	Косино	МВ 110 кВ Т-1	110	40
549	Косино	МВ 110 кВ Т-2	110	31,5
549	Косино	ЭВ КВЛ 110 кВ Косино - Выхино II цепь	110	31,5
255	Костино	Костино - Горенки отп. 5	110	20
255	Костино	МВ ВЛ 110 кВ Трубино - Костино	110	42
255	Костино	СМВ 1-2с	110	40
002	Красково	ОЭВ-110 кВ	110	40
002	Красково	Т-4	110	40
002	Красково	ШСЭВ-110 кВ	110	40
002	Красково	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
002	Красково	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
002	Красково	ЭВ 110 кВ Т-3	110	40
002	Красково	ЭВ ВЛ 110 кВ Красково - Болятино	110	40
002	Красково	ЭВ ВЛ 110 кВ Красково - Лыткарино с отп. на ПС Дзержинская	110	40
002	Красково	ЭВ ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково I цепь	110	40
002	Красково	ЭВ ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково II цепь	110	40
002	Красково	ЭВ ВЛ 110 кВ Чистая - Красково I цепь с отпайкой на ПС Томилино	110	40
002	Красково	ЭВ ВЛ 110 кВ Чистая - Красково II цепь с отпайкой на ПС Томилино	110	40
002	Красково	ЭВ ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отпайкой на ПС Котельники	110	40
002	Красково	ЭВ ВЛ-110 Красково - Мячково с отпайкой на ПС Дзержинская	110	40
002	Красково	ЭВ ВЛ-110 "ТЭЦ-22 - Красково 3-4" с отпайкой на Т-60Р2	110	40
002	Красково	ЭВ ВЛ-110 "ТЭЦ-22 - Красково 5-6" с отпайкой на Т-60Р1	110	40
596	Красногорка	ШСЭВ 110 кВ	110	40
596	Красногорка	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
596	Красногорка	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
596	Красногорка	ЭВ ВЛ 110 кВ Красногорка - Гавриково I цепь с отпайкой на ПС Щербинка	110	40
596	Красногорка	ЭВ ВЛ 110 кВ Красногорка - Гавриково II цепь с отпайкой на ПС Щербинка	110	40
596	Красногорка	ЭВ ВЛ 110 кВ Сырово - Красногорка 1	110	40
596	Красногорка	ЭВ ВЛ 110 кВ Сырово - Красногорка 2	110	40
830	Красногорская	АТ-1	110	40
830	Красногорская	Красногорская - Нахабино I	110	40
830	Красногорская	Красногорская - Рублево I	110	40
830	Красногорская	Красногорская - Рублево II	110	40
830	Красногорская	Красногорская - Строгино I	110	40
830	Красногорская	Красногорская - Строгино II	110	40
830	Красногорская	ОМВ	110	40
830	Красногорская	ШСЭВ 110 кВ	110	40
830	Красногорская	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	40
830	Красногорская	ЭВ ВЛ 110 кВ Красногорская - Нахабино II	110	40
830	Красногорская	ЭВ ВЛ 110 кВ Красногорская - Павшино	110	40
416	Красные Горки	ШСЭВ 110 кВ	110	40
416	Красные Горки	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
416	Красные Горки	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
416	Красные Горки	ЭВ КВЛ 110 кВ Бескудниково - Красные Горки	110	40
416	Красные Горки	ЭВ КВЛ 110 кВ Хлебниково - Красные Горки	110	40
527	Кресты тяг. аб.	Т-1	110	40
527	Кресты тяг. аб.	Т-2	110	40
451	Кривандино	Кривандино - Черусти	110	18,4
451	Кривандино	ОМВ 110 кВ	110	18,4
451	Кривандино	Т-1	110	18,4
451	Кривандино	Т-2	110	18,4
451	Кривандино	Шатура - Кривандино	110	18,4
612	Круг	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
612	Круг	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
088	Крутое	СЭВ 110 кВ	110	40
088	Крутое	ЭВ ВЛ 110 кВ Стачка - Крутое с отпайкой на ПС Зуево	110	40
088	Крутое	ЭВ ВЛ 110 кВ Стачка - Водовод I цепь с отпайкой на ПС Крутое	110	40
695	Крутыши	СМВ 1-2с	110	20
833	Крылатская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
833	Крылатская	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
118	Кубинка	БСК-1	110	40
118	Кубинка	БСК-2	110	40
118	Кубинка	Кубинка - Ивановская I цепь с отпайками	110	40
118	Кубинка	Кубинка - Ивановская II цепь с отпайками	110	40
118	Кубинка	Кубинка - Сухарево с отпайкой на ПС Тучково	110	40
118	Кубинка	Т-3	110	40
118	Кубинка	Т-4	110	40
118	Кубинка	Т-5	110	40
118	Кубинка	ШСМВ 1-2 сш	110	40
118	Кубинка	ШСЭВ 110 кВ (Проект)	110	40
118	Кубинка	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
118	Кубинка	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
118	Кубинка	ЭВ ВЛ 110 кВ Голицыно - Кубинка I цепь с отпайкой на ПС Сушкинская	110	40
118	Кубинка	ЭВ ВЛ 110 кВ Голицыно - Кубинка II цепь с отпайкой на ПС Сушкинская	110	40
118	Кубинка	ЭВ ВЛ 110 кВ Кубинка - Кедрово I цепь с отп.	110	40
118	Кубинка	ЭВ ВЛ 110 кВ Кубинка - Кедрово II цепь с отп.	110	40
118	Кубинка	ЭВ ВЛ 110 кВ Кубинка - Мухино	110	40
118	Кубинка	ЭВ ВЛ 110 кВ Кубинка - Сухарево (Проект)	110	40
414	Кудиново	Булгаково - Кудиново	110	26,3
414	Кудиново	Кудиново - Минеральная отп. 640, 100	110	26,3
414	Кудиново	Кудиново - Шульгино	110	26,3
414	Кудиново	Кудиново - Электроугли	110	26,3
414	Кудиново	СМВ 1-3с	110	26,3
414	Кудиново	СМВ 2-4с	110	26,3
414	Кудиново	Т-1	110	26,3
414	Кудиново	Т-2	110	26,3
556	Кукарино	Кукарино - Лидино	110	40
556	Кукарино	Макарово - Кукарино	110	40
556	Кукарино	СЭВ 110 кВ	110	40
556	Кукарино	Т-1	110	25
556	Кукарино	Т-2	110	25
823	Кунья	Заря - Кунья I	110	20
823	Кунья	Заря - Кунья II	110	20
823	Кунья	Кунья - Реммаш I	110	20
823	Кунья	Кунья - Реммаш II с отп. 794	110	20
823	Кунья	ОМВ	110	20
823	Кунья	Т-1	110	20
823	Кунья	Т-2	110	20
823	Кунья	ШСМВ 1-2сш	110	20
100	Купавна	Кудиново - Минеральная отп. 640, 100	110	25
085	Куровская	МВ Т-1 110 кВ	110	20
085	Куровская	МВ Т-2 110 кВ	110	20
085	Куровская	МВ перем. 110 кВ	110	20
665	Курьяново	ОЭВ 110 кВ	110	40
665	Курьяново	ШСЭВ 110 кВ	110	40
665	Курьяново	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
665	Курьяново	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
665	Курьяново	ЭВ ВЛ 110 кВ Курьяново - Ленинская I цепь с отпайкой на ПС Люблино	110	40
665	Курьяново	ЭВ ВЛ 110 кВ Курьяново - Ленинская II цепь с отпайкой на ПС Люблино	110	40
665	Курьяново	ЭВ ВЛ 110 кВ Курьяново - Сабурово I цепь	110	40
665	Курьяново	ЭВ ВЛ 110 кВ Курьяново - Сабурово II цепь	110	40
022	Кучино	Восточная - Кучино с отпайкой на ПС Ясная	110	31,5
022	Кучино	Некрасовка - Кучино	110	31,5
022	Кучино	ОМВ 1с - Об. сш.	110	31,5
022	Кучино	Т-1	110	31,5
022	Кучино	Т-2	110	31,5
319	Лаговская	Весенняя - Лаговская	110	20
319	Лаговская	МВ ВЛ 110 кВ Лаговская - Никоново	110	26,3
319	Лаговская	Т-1	110	26,3
319	Лаговская	Т-2	110	26,3
319	Лаговская	Т-3	110	40
319	Лаговская	Т-4	110	40
319	Лаговская	ШСМВ 1-2 сш	110	26,3
319	Лаговская	ЭВ БСК-110 кВ	110	40
748	Лазарево	СМВ 1-2с	110	20
678	Ларино	Ларино - Алпатьево	110	40
678	Ларино	Ларино - Гавриловская	110	40
678	Ларино	Луховицы - Ларино	110	25
678	Ларино	МВ ВЛ 110 кВ Ларино - Ива	110	25
678	Ларино	ОМВ-110	110	40
678	Ларино	Осетр - Ларино I	110	25
678	Ларино	Осетр - Ларино II	110	25
678	Ларино	Т-1	110	40
678	Ларино	Т-2	110	40
678	Ларино	Т-3	110	40
678	Ларино	ШСМВ 1-2сш	110	40
727	Лебедево	Ваулово - Лебедево с отп. 527, 59, 773	110	40
727	Лебедево	Лебедево - Фетищево	110	31,5
727	Лебедево	ОЭВ-110 кВ	110	40
727	Лебедево	Т-1	110	18,4
727	Лебедево	Т-2	110	18,4
727	Лебедево	ШСМВ 1-2 сш	110	18,4
727	Лебедево	ЭВ ВЛ-110 кВ Лесная - Лебедево	110	40
727	Лебедево	ЭВ-БСК-110 кВ	110	40
810	Ленинградская	Гражданская - Ленинградская I	110	40
810	Ленинградская	Гражданская - Ленинградская II	110	40
810	Ленинградская	Ленинградская А отп. 299	110	40
810	Ленинградская	Ленинградская Б отп. 299	110	40
810	Ленинградская	Т-1	110	40
810	Ленинградская	Т-2	110	40
090	Ленинская	Борисово - Ленинская I	110	40
090	Ленинская	Борисово - Ленинская II	110	40
090	Ленинская	Донецкая - Ленинская I	110	40
090	Ленинская	Донецкая - Ленинская II	110	40
090	Ленинская	Курьяново - Ленинская I отп. 815	110	40
090	Ленинская	Курьяново - Ленинская II отп. 815	110	40
090	Ленинская	Т-1	110	40
090	Ленинская	Т-2	110	40
090	Ленинская	Т-3	110	40
090	Ленинская	Т-4	110	40
090	Ленинская	ШСМВ 1-2 сш	110	40
781	Леоново	ШСЭВ 110 кВ	110	40
781	Леоново	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
781	Леоново	ЭВ 110 кВ Т-2 (Проект)	110	40
781	Леоново	ЭВ ВЛ 110 кВ Леоново - Лесная с отпайкой на ПС Троицкая	110	40
781	Леоново	ЭВ ВЛ 110 кВ Леоново - Лесная с отпайкой на ПС Троицкая (Проект)	110	40
781	Леоново	ЭВ ВЛ 110 кВ Марьино - Леоново	110	40
377	Лесная	АТ-1	110	40
377	Лесная	АТ-2	110	40
377	Лесная	Леоново - Лесная отп. 193	110	40
377	Лесная	Лесная - Летово отп. 193, 494	110	40
377	Лесная	Лесная - Щапово	110	40
377	Лесная	ОМВ	110	40
377	Лесная	ОЭВ 110 кВ (Проект)	110	40
377	Лесная	Т-1	110	40
377	Лесная	ШСМВ 1-2сш	110	40
377	Лесная	ШСЭВ 110 кВ (Проект)	110	40
377	Лесная	ЭВ 110 кВ АТ-1 (Проект)	110	40
377	Лесная	ЭВ 110 кВ АТ-2 (Проект)	110	40
377	Лесная	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
377	Лесная	ЭВ ВЛ 110 кВ Леоново - Лесная с отпайкой на ПС Троицкая (Проект)	110	40
377	Лесная	ЭВ ВЛ-110 кВ Лесная - Лебедево	110	40
377	Лесная	ЭВ КВЛ 110 кВ Лесная - Лебедево (Проект)	110	40
377	Лесная	ЭВ КВЛ 110 кВ Лесная - Хованская с отпайками (Проект)	110	50
377	Лесная	ЭВ КВЛ 110 кВ Лесная - Щапово (Проект)	110	40
687	Летово	МВ ВЛ 110 кВ Лесная - Летово с отпайкой на ПС Десна	110	40
687	Летово	Т-1	110	40
687	Летово	Т-2	110	40
687	Летово	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
687	Летово	ЭВ 110 кВ Т-2 (Проект)	110	40
687	Летово	ЭВ ВЛ 110 кВ Летово - Теплый Стан II	110	40
687	Летово	ЭВ ВЛ 110 кВ Летово - Теплый Стан I цепь	110	40
687	Летово	ЭВ КВЛ 110 кВ Лесная - Летово с отпайками	110	40
687	Летово	ЭВ КВЛ 110 кВ Марьино - Летово с отпайкой на ПС Десна	110	40
595	Лидино	Грибово - Лидино	110	40
595	Лидино	Кукарино - Лидино	110	40
595	Лидино	Лидино - Руза	110	40
595	Лидино	СЭВ 110 кВ	110	40
595	Лидино	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
595	Лидино	ЭВ 110 кВ Т-2	110	50
415	Ликино	Дулево - Ликино	110	26,3
415	Ликино	Ликино - Экситон	110	18,4
415	Ликино	ШСМВ 110 кВ	110	18,4
415	Ликино	Шарово - Ликино I	110	18,4
415	Ликино	Шарово - Ликино II	110	26,3
079	Ловцы	Ловцы - Белоомут	110	25
079	Ловцы	Ловцы - Радовицы	110	25
079	Ловцы	СМВ 1-2с	110	25
079	Ловцы	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
079	Ловцы	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
346	Ломоносово	СЭВ 110 кВ 1-2 сек (Проект)	110	50
346	Ломоносово	ЭВ 110 кВ Т-1	110	50
346	Ломоносово	ЭВ 110 кВ Т-2	110	50
187	Лопасня	Бугры - Лопасня I отп. 382	110	26,3
187	Лопасня	Бугры - Лопасня II отп. 382	110	26,3
187	Лопасня	Гришенки - Лопасня	110	26,3
187	Лопасня	Лопасня - Талеж I	110	31,5
187	Лопасня	Лопасня - Талеж II	110	31,5
187	Лопасня	Т-1	110	26,3
187	Лопасня	Т-2	110	26,3
187	Лопасня	ШСМВ 1-2сш	110	26,3
430	Лопатино	Лопатино - Берендино	110	40
430	Лопатино	Лопатино - Комплекс I	110	20
430	Лопатино	Лопатино - Комплекс II	110	20
430	Лопатино	ОМВ-110	110	20
430	Лопатино	Пески - Лопатино	110	40
430	Лопатино	Т-1	110	40
430	Лопатино	Т-2	110	40
430	Лопатино	Т-3	110	20
430	Лопатино	Фабричная - Лопатино	110	40
430	Лопатино	Федино - Лопатино	110	20
430	Лопатино	ШСМВ 1-2 сш	110	40
325	Луговая	Луговая - Белый Раст с отп. 664	110	40
325	Луговая	МВ 10 кВ Т-1	110	26,3
325	Луговая	МВ 110 кВТ-2	110	26,3
325	Луговая	МВ 110 кВТ-4	110	26,3
325	Луговая	МВ ВЛ 110 кВ Луговая - Шереметьево	110	26,3
325	Луговая	МВ КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая	110	26,3
325	Луговая	Т-3	110	40
325	Луговая	ШСМВ 1-2 сш	110	26,3
569	Лужники	Бор - Лужники с отпайками	110	20
569	Лужники	Лужники - Головлинка I	110	20
569	Лужники	Лужники - Головлинка II	110	20
569	Лужники	Лужники - Добрыниха с отпайками	110	20
569	Лужники	ОМВ	110	20
569	Лужники	Т-1	110	20
569	Лужники	Т-2	110	20
569	Лужники	ТЭЦ 17 - Лужники I цепь	110	20
569	Лужники	ТЭЦ 17 - Лужники II цепь	110	20
569	Лужники	ШСОМВ 1-2сш	110	20
404	Луховицы тяговая	СЭВ 110 кВ	110	40
404	Луховицы тяговая	Т-1	110	40
404	Луховицы тяговая	Т-2	110	40
404	Луховицы тяговая	ЭВ ВЛ 100 кВ Луховицы - Ларино	110	40
404	Луховицы тяговая	ЭВ ВЛ 110 кВ Городна - Луховицы	110	40
475	Луч	АТ-1	110	20
475	Луч	АТ-2	110	20
475	Луч	Луч - Манихино	110	31,5
475	Луч	Т-3	110	18,4
475	Луч	Т-4	110	18,4
475	Луч	ШСМВ 1-2сш	110	18,4
475	Луч	ЭВ ВЛ 110 кВ Луч - Пернатово с отп.	110	40
174	Лыткарино	Красково - Лыткарино с отп. 680	110	31,5
174	Лыткарино	Лыткарино - Болятино I	110	31,5
174	Лыткарино	Лыткарино - Болятино II	110	31,5
174	Лыткарино	Лыткарино - Мячково	110	31,5
815	Люблино	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
815	Люблино	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
246	Ляхово	Жилево - Ляхово	110	40
246	Ляхово	Ляхово - Новодомодедово	110	40
246	Ляхово	Мост. МВ 1-2с	110	40
858	МГУ	МГУ - Очаково I цепь с отпайкой на ПС Ломоносово	110	50
858	МГУ	МГУ - Очаково II цепь с отпайкой на ПС Ломоносово	110	50
858	МГУ	Т-1	110	50
858	МГУ	Т-2	110	50
858	МГУ	ТЭЦ 12 - МГУ I цепь	110	50
858	МГУ	ТЭЦ 12 - МГУ II цепь	110	50
858	МГУ	ШСЭВ	110	50
844	Магистральная	АТ-1	110	50
844	Магистральная	АТ-2	110	50
844	Магистральная	Международная - Магистральная I	110	50
844	Магистральная	Международная - Магистральная II	110	50
844	Магистральная	ШСЭВ	110	63
361	Мазилово	Мазилово - Крылатская N 1	110	40
361	Мазилово	Мазилово - Крылатская N 2	110	40
361	Мазилово	Очаково - Мазилово N 1	110	40
361	Мазилово	Очаково - Мазилово N 2	110	40
361	Мазилово	Т-1	110	40
361	Мазилово	Т-2	110	40
361	Мазилово	Т-3	110	40
361	Мазилово	Т-4	110	40
361	Мазилово	Фили - Мазилово I цепь	110	40
361	Мазилово	Фили - Мазилово II цепь	110	40
361	Мазилово	ШСЭВ 1-2 сш	110	40
704	Макарово	МВ ВЛ 110 кВ Макарово - Кукарино	110	18,4
704	Макарово	МВ ВЛ 110 кВ Можайск - Макарово	110	18,4
704	Макарово	Т-1	110	40
704	Макарово	Т-2	110	40
704	Макарово	ШСМВ 110 кВ	110	18,4
486	Макеево	СМВ 1-2с	110	20
434	Малаховка	Малаховка - Болятино I	110	31,5
434	Малаховка	Малаховка - Болятино II	110	31,5
434	Малаховка	Малаховка - Минеральная отп. 448	110	31,5
434	Малаховка	Электроугли - Малаховка отп. 640, 448	110	31,5
771	Малино	Кашира - Малино	110	25
771	Малино	ОМВ	110	25
771	Малино	ОЭВ 110 кВ	110	40
771	Малино	Сидорово - Малино	110	25
771	Малино	Т-1	110	25
771	Малино	Т-2	110	25
771	Малино	ШСМВ 1-2сш	110	25
771	Малино	Яганово - Малино	110	25
782	Мамоново	Очаково - Одинцово I цепь с отпайкой на ПС Мамоново	110	40
782	Мамоново	Очаково - Одинцово II цепь с отпайкой на ПС Мамоново	110	40
782	Мамоново	СЭВ 1-2с	110	40
782	Мамоново	Т-1	110	40
782	Мамоново	Т-2	110	40
685	Мамонтовская	Зеленоградская - Мамонтовская	110	40
685	Мамонтовская	Мамонтовская - Уча	110	40
685	Мамонтовская	СМВ 110	110	18,4
685	Мамонтовская	ЭВ КВЛ 110 кВ Зеленоградская - Мамонтовская с отпайкой на ПС Флагман (Проект)	110	40
685	Мамонтовская	ЭВ КВЛ 110 кВ Уча - Мамонтовская с отпайкой на ПС Флагман (Проект)	110	40
685	Мамонтовская	ЭВ-110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
685	Мамонтовская	ЭВ-110 кВ Т-2 (Проект)	110	40
422	Манихино	ОМВ 1с - Об. сш.	110	20
422	Манихино	Полянка - Манихино	110	20
422	Манихино	СМВ 1-2с	110	20
422	Манихино	Т-1	110	20
422	Манихино	Т-2	110	20
422	Манихино	ЭВ ВЛ 110 кВ Духанино - Манихино	110	40
422	Манихино	ЭВ ВЛ 110 кВ Ивановская - Манихино 1	110	40
422	Манихино	ЭВ ВЛ 110 кВ Ивановская - Манихино 2	110	40
479	Марс аб.	ЭВ 110 кВ Т-1	110
479	Марс аб.	ЭВ 110 кВ Т-2	110
426	Марьино	МВ ВЛ 110 кВ Марьино - Леоново	110	20
426	Марьино	МВ КВЛ 110 кВ Марьино - Летово с отпайкой на ПС Десна	110	20
426	Марьино	СМВ 1-2с	110	20
456	Маслово	Макеево - Маслово	110	18,4
456	Маслово	Осетр - Маслово	110	18,4
456	Маслово	СМВ 1-2 с	110	20
690	Маяковская	ЭВ-1	110	40
690	Маяковская	ЭВ-2	110	40
690	Маяковская	ЭВ-3	110	40
690	Маяковская	ЭВ-4	110	40
690	Маяковская	ЭВ-5	110	40
690	Маяковская	ЭВ-6	110	40
757	Медведевская	ШСЭВ 110 кВ	110	40
757	Медведевская	ЭВ 110 кВ T-1	110	40
757	Медведевская	ЭВ 110 кВ T-2	110	40
757	Медведевская	ЭВ КВЛ 110 кВ Медведевская - Одинцово II цепь отпайкой на ПС Мамоново (проект)	110	40
757	Медведевская	ЭВ КВЛ 110 кВ Медведевская - Одинцово I цепь с отпайкой на ПС Мамоново	110	40
757	Медведевская	ЭВ КВЛ 110 кВ Очаково - Медведевская I цепь	110	40
757	Медведевская	ЭВ КВЛ 110 кВ Очаково - Медведевская II цепь (Проект)	110	40
330	Менделеево	СЭВ 110 кВ	110	40
330	Менделеево	ШОВ 110 кВ (проект)	110	40
330	Менделеево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
330	Менделеево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
330	Менделеево	ЭВ ВЛ 110 кВ Менделеево - Эра с отпайкой на ПС Время	110	40
330	Менделеево	ЭВ ВЛ 110 кВ Сигма - Менделеево	110	40
417	Метростроевская	Т-1	110	40
417	Метростроевская	Т-2	110	40
419	Минеральная	Кудиново - Минеральная с отпайками	110	40
419	Минеральная	Малаховка - Минеральная с отпайкой	110	40
419	Минеральная	Минеральная - Некрасовка	110	40
419	Минеральная	Минеральная - Прогресс	110	40
419	Минеральная	СМВ 1-2с	110	40
419	Минеральная	Т-1	110	40
419	Минеральная	Т-2, Т-3	110	40
656	Митяево	Голутвин - Митяево I	110	20
656	Митяево	Голутвин - Митяево II	110	20
656	Митяево	Митяево - Дизель I	110	20
656	Митяево	Митяево - Дизель II	110	20
656	Митяево	Т-1	110	20
656	Митяево	Т-2	110	25
656	Митяево	ШСМВ 1-2 сш	110	20
342	Миусская	Бутырки - Гражданская I цепь с отпайкой на ПС Миусская (проект)	110	40
342	Миусская	Бутырки - Гражданская II цепь с отпайкой на ПС Миусская (проект)	110	40
877	Мичурино	ЭВ ВЛ 110 кВ Октябрьская - Омега с отп. на ПС Мичурино (Проект)	110	40
877	Мичурино	ЭВ ВЛ 110 кВ Октябрьская - Эра с отпайкой на ПС Мичурино (Проект)	110	40
819	Мишеронь	МВ ВЛ 110 кВ Мишеронь - Ундол с отпайками	110	20
819	Мишеронь	Рошаль - Мишеронь	110	20
819	Мишеронь	СМВ 110 кВ	110	20
819	Мишеронь	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
819	Мишеронь	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
158	Мишуково	ОМВ	110	20
158	Мишуково	Созвездие - Мишуково	110	20
158	Мишуково	Т-1	110	20
158	Мишуково	Т-2	110	20
158	Мишуково	ШСМВ 1-2 сш	110	20
158	Мишуково	ШСЭВ 110 кВ	110	40
158	Мишуково	ЭВ ВЛ 110 кВ Наро-Фоминск - Мишуково I цепь	110	40
158	Мишуково	ЭВ ВЛ 110 кВ Наро-Фоминск - Мишуково II цепь	110	40
355	Можайск	БСК-1	110	40
355	Можайск	БСК-2	110	40
355	Можайск	МВ 110 кВ Можайск - Шелковка	110	18,4
355	Можайск	МВ 110 кВ Мухино - Можайск отп. 390	110	18,4
355	Можайск	МВ 110 кВ Можайск - Верея I	110	18,4
355	Можайск	МВ 110 кВ Можайск - Верея II	110	18,4
355	Можайск	МВ 110 кВ Можайск - Макарово	110	18,4
355	Можайск	Можайск - Бородино	110	40
355	Можайск	Можайск - Шевардино	110	40
355	Можайск	ОМВ 110 кВ	110	31,5
355	Можайск	Т-1	110	18,4
355	Можайск	Т-2	110	18,4
355	Можайск	ШСМВ 110 кВ	110	18,4
755	Молоково	СЭВ 110 кВ	110	40
755	Молоково	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
755	Молоково	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
755	Молоково	ЭВ ВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отп.	110	40
755	Молоково	ЭВ КВЛ 110 кВ Яковлево - Тураево с отп.	110	40
026	Монино	МВ 110 кВ Т-1Б, Т-1А	110	20
026	Монино	МВ 110 кВ Т-3	110	20
026	Монино	МВ 110 кВ Т-4, Т-2	110	26
026	Монино	МВ ВЛ 110 кВ Истомкино - Монино	110	26
026	Монино	МВ ВЛ 110 кВ Орбита - Монино 2	110	26,3
026	Монино	МВ ВЛ 110 кВ Орбита - Монино 1	110	18,3
026	Монино	МВ КВЛ 110 кВ Ногинск - Монино отп.	110	26
026	Монино	ШСМВ 110 кВ	110	40
693	Мох	СЭВ	110	40
732	Мухино	МВ 110 кВ Кубинка - Мухино	110	20
732	Мухино	МВ 110 кВ Мухино - Можайск	110	20
732	Мухино	СМВ 110 кВ	110	20
732	Мухино	Т-1	110	25
732	Мухино	Т-2	110	25
264	Мцыри	Бакеево - Мцыри	110	26,3
264	Мцыри	Мцыри - Алабушево	110	26,3
264	Мцыри	СМВ 1-2 с	110	26,3
341	Мячково	АТ-4	110	40
341	Мячково	АТ-5	110	40
341	Мячково	Красково - Мячково с отп. 680	110	40
341	Мячково	Лыткарино - Мячково	110	40
341	Мячково	Мячково - Тураево I	110	26,3
341	Мячково	Мячково - Тураево II	110	26,3
341	Мячково	Т-1	110	26,3
341	Мячково	Т-2	110	26,3
341	Мячково	Т-3	110	26,3
341	Мячково	ШСМВ 1-2сш	110	40
308	Наро-Фоминск	МВ 110 кВ Т-1	110	31,5
308	Наро-Фоминск	МВ 110 кВ Т-2	110	31,5
308	Наро-Фоминск	МВ 110 кВ Т-3	110	31,5
308	Наро-Фоминск	Наро-Фоминск - Мишуково I цепь	110	18,4
308	Наро-Фоминск	ШСМВ 110 кВ	110	31,5
308	Наро-Фоминск	ШСЭВ 110 кВ	110	40
308	Наро-Фоминск	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
308	Наро-Фоминск	ЭВ 110 кВ Т-2 (Проект)	110	40
308	Наро-Фоминск	ЭВ 110 кВ Т-3 (Проект)	110	40
308	Наро-Фоминск	ЭВ ВЛ 110 кВ Наро-Фоминск - Селятино I цепь с отпайками	110	40
308	Наро-Фоминск	ЭВ ВЛ 110 кВ Наро-Фоминск - Селятино II цепь с отпайками	110	40
308	Наро-Фоминск	ЭВ ВЛ 110 кВ Кедрово - Наро-Фоминск I цепь	110	40
308	Наро-Фоминск	ЭВ ВЛ 110 кВ Кедрово - Наро-Фоминск II цепь	110	40
308	Наро-Фоминск	ЭВ ВЛ 110 кВ Наро-Фоминск - Мишуково I цепь (Проект)	110	40
308	Наро-Фоминск	ЭВ ВЛ 110 кВ Наро-Фоминск - Мишуково II цепь	110	40
145	Нахабино	ШСЭВ 110 кВ	110	40
145	Нахабино	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
145	Нахабино	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
145	Нахабино	ЭВ ВЛ 110 кВ Красногорская - Нахабино I цепь	110	40
145	Нахабино	ЭВ ВЛ 110 кВ Красногорская - Нахабино II цепь	110	40
145	Нахабино	ЭВ КВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода	110	40
243	Нащекино	БСК-1	110	40
243	Нащекино	Бронницы - Нащекино	110	25
243	Нащекино	Нащекино - Барыбино I	110	25
243	Нащекино	Нащекино - Барыбино II	110	25
243	Нащекино	Рыболово - Нащекино	110	25
737	Неверово	Пески - Неверово	110	40
737	Неверово	СМВ 1-2 с	110	40
737	Неверово	Федино - Неверово	110	40
263	Нежино	АТ-1	110	26,3
263	Нежино	АТ-2	110	31,5
263	Нежино	Анциферово - Нежино I	110	26,3
263	Нежино	Анциферово - Нежино II	110	26,3
263	Нежино	Нежино - Бисерово I	110	31,5
263	Нежино	Нежино - Бисерово II	110	31,5
263	Нежино	Нежино - Виноградово	110	26,3
263	Нежино	Нежино - Гжель	110	26,3
263	Нежино	Нежино - Донино	110	26,3
263	Нежино	Нежино - Старт	110	26,3
263	Нежино	ОМВ	110	26,3
263	Нежино	ШСМВ 1-2 сш	110	26,3
500	Некрасовка	МВ ВЛ 110 кВ Минеральная - Некрасовка	110	26,3
500	Некрасовка	МВ ВЛ 110 кВ Некрасовка - Ухтомская I цепь	110	42
500	Некрасовка	МВ ВЛ 110 кВ Прогресс - Некрасовка	110	26,3
500	Некрасовка	ОЭВ 110 кВ	110	40
500	Некрасовка	ШСЭВ 110 кВ	110	40
500	Некрасовка	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
500	Некрасовка	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
500	Некрасовка	ЭВ ВЛ 110 кВ Минеральная - Некрасовка (Проект)	110	40
500	Некрасовка	ЭВ ВЛ 110 кВ Некрасовка - Кучино	110	40
500	Некрасовка	ЭВ ВЛ 110 кВ Некрасовка - Ухтомская I цепь (Проект)	110	40
500	Некрасовка	ЭВ ВЛ 110 кВ Некрасовка - Ухтомская II цепь	110	40
500	Некрасовка	ЭВ ВЛ 110 кВ Некрасовка - Чистая I	110	40
500	Некрасовка	ЭВ ВЛ 110 кВ Некрасовка - Чистая II	110	40
500	Некрасовка	ЭВ ВЛ 110 кВ Прогресс - Некрасовка (Проект)	110	40
500	Некрасовка	ЭВ КВЛ 110 кВ Восточная - Некрасовка с отпайкой на ПС Ясная	110	40
334	Немчиновка	МВ КВЛ 110 кВ Немчиновка - Барвиха II цепь	110	40
334	Немчиновка	МВ КВЛ 110 кВ Очаково - Немчиновка II цепь	110	40
334	Немчиновка	Очаково - Немчиновка I цепь	110	31,5
334	Немчиновка	ЭВ 110 кВ КВЛ 110 кВ Немчиновка - Барвиха I цепь	110	50
074	Непецино	Карьер - Непецино	110	40
074	Непецино	СМВ 1-2с	110	40
074	Непецино	Сетовка - Непецино	110	40
303	Нефтезавод	ОЭВ 110 кВ	110	40
303	Нефтезавод	ШСВВ 1-2 сш (демонтирован)	110	31,5
303	Нефтезавод	ШСЭВ 110 кВ	110	40
303	Нефтезавод	ЭВ 110 кВ АТ-3	110	40
303	Нефтезавод	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
303	Нефтезавод	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
303	Нефтезавод	ЭВ ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково I	110	40
303	Нефтезавод	ЭВ ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково II	110	40
303	Нефтезавод	ЭВ ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Нефтезавод I	110	40
303	Нефтезавод	ЭВ ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Нефтезавод II	110	40
655	Никитская	СЭВ 1с (1-2с)	110	40
655	Никитская	СЭВ 2с (2-1с)	110	40
655	Никитская	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Никитская N 1	110	40
655	Никитская	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Никитская N 2	110	40
354	Никоново	СЭВ 110 кВ	110	40
354	Никоново	ЭВ 110 кВ Т-1	110	31,5
354	Никоново	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
354	Никоново	ЭВ ВЛ 110 кВ Лаговская - Никоново	110	40
354	Никоново	ЭВ ВЛ 110 кВ Никоново - Столбовая	110	31,5
305	Новобратцево	СЭВ I СШ 110 кВ	110	50
305	Новобратцево	СЭВ II СШ 110 кВ	110	50
305	Новобратцево	Т-3	110	50
305	Новобратцево	ШСЭВ 1 сек. 110 кВ	110	50
305	Новобратцево	ШСЭВ 2 сек. 110 кВ	110	50
305	Новобратцево	ЭВ 110 кВ АТ-1	110	50
305	Новобратцево	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	50
305	Новобратцево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	50
305	Новобратцево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Коптево I цепь	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Коптево II цепь	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ленинградская I цепь	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ленинградская II цепь	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Свобода I цепь	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Свобода II цепь	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Тушино	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ховрино I цепь	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Ховрино II цепь	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Хуторская	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КЛ 110 кВ Новобратцево - Войковская N 1	110	50
305	Новобратцево	ЭВ КЛ 110 кВ Новобратцево - Войковская N 2	110	50
850	Нововнуково	АТ-1	110	50
850	Нововнуково	АТ-2	110	50
850	Нововнуково	Нововнуково - Полет 1	110	50
850	Нововнуково	Нововнуково - Полет 2	110	50
850	Нововнуково	ШСЭВ	110	50
320	Новодомодедово	Ляхово - Новодомодедово	110	26,3
320	Новодомодедово	Новодомодедово - Рощинская	110	26,3
320	Новодомодедово	Новодомодедово - Санаторная	110	26,3
320	Новодомодедово	Пахра - Новодомодедово I цепь	110	26,3
320	Новодомодедово	Т-1	110	31,5
320	Новодомодедово	Т-2	110	31,5
320	Новодомодедово	Т-3	110	31,5
320	Новодомодедово	Хомутово - Новодомодедово	110	26,3
320	Новодомодедово	ШСМВ 1-2 сш	110	26,3
320	Новодомодедово	ЭВ ВЛ 110 кВ Пахра - Новодомодедово II	110	50
180	Новокунцево	Т-1	110	31,5
180	Новокунцево	ШСЭВ 110 кВ	110	40
180	Новокунцево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
180	Новокунцево	ЭВ 110 кВ Т-3	110	40
180	Новокунцево	ЭВ ВЛ 110 кВ Новокунцево - Солнцево I	110	40
180	Новокунцево	ЭВ ВЛ 110 кВ Новокунцево - Солнцево II	110	40
180	Новокунцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Очаково - Новокунцево II	110	40
180	Новокунцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Очаково - Новокунцево I	110	40
180	Новокунцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Сетунь - Новокунцево I	110	40
180	Новокунцево	ЭВ КВЛ 110 кВ Сетунь - Новокунцево II	110	40
573	Новоселки	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
215	Новософрино	ШСЭВ 110 кВ	110	40
215	Новософрино	ЭВ 110 кВ АТ-1	110	40
215	Новософрино	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	40
215	Новософрино	ЭВ 110 кВ Новософрино - Зеленоградская	110	40
215	Новософрино	ЭВ ВЛ 110 кВ Майская I	110	40
215	Новософрино	ЭВ ВЛ 110 кВ Майская II	110	40
215	Новософрино	ЭВ Новософрино - Вихрево отп. 672	110	40
215	Новософрино	ЭВ Новософрино - Хотьково отп. 672	110	40
215	Новософрино	ЭВ Новософрино - Яхрома сев. с отп. 220, 826	110	40
215	Новософрино	ЭВ Новософрино - Яхрома южн. с отп. 220, 826	110	40
343	Новоспасская	Т-1	110	40
343	Новоспасская	Т-2	110	40
343	Новоспасская	Т-3	110	40
343	Новоспасская	ТЭЦ 8 - Новоспасская отп. 386	110	40
343	Новоспасская	Таганская - Новоспасская I	110	40
343	Новоспасская	Таганская - Новоспасская II	110	40
343	Новоспасская	Угреша - Новоспасская I	110	40
343	Новоспасская	Угреша - Новоспасская II	110	40
343	Новоспасская	Чагино - Новоспасская	110	40
173	Новоцементная	Пахра - Подольск II отп. 173	110	31,5
173	Новоцементная	СМВ 1-2с	110	31,5
173	Новоцементная	СЭВ 110 кВ	110	40
173	Новоцементная	Сырово - Красногорка I отп. 173	110	31,5
173	Новоцементная	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
173	Новоцементная	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
198	Новые Подлипки	ШСЭВ 1-2 сш	110	50
198	Новые Подлипки	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
198	Новые Подлипки	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
198	Новые Подлипки	ЭВ 110 кВ Т-3	110	40
198	Новые Подлипки	ЭВ ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Пионерская I цепь	110	40
198	Новые Подлипки	ЭВ ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Пионерская II цепь	110	40
198	Новые Подлипки	ЭВ ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Подлипки	110	40
198	Новые Подлипки	ЭВ ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь	110	40
198	Новые Подлипки	ЭВ ВЛ 110 кВ Хвойная - Н. Подлипки I цепь	110	50
198	Новые Подлипки	ЭВ ВЛ 110 кВ Хвойная - Н. Подлипки N 3 с отп. на ПС Колонцово	110	50
198	Новые Подлипки	ЭВ ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки II цепь	110	40
504	Ногинск	АТ-1 1 сш.	110	31,5
504	Ногинск	АТ-1 2 сш.	110	31,5
504	Ногинск	АТ-2 1 сш	110	31,5
504	Ногинск	АТ-2 2 сш	110	31,5
504	Ногинск	Затишье северная	110	31,5
504	Ногинск	Затишье южная	110	31,5
504	Ногинск	Истомкинская I	110	31,5
504	Ногинск	Истомкинская II	110	31,5
504	Ногинск	Краматорская I	110	31,5
504	Ногинск	Краматорская II	110	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Боровое I	110	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Боровое II	110	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Дуговая II	110	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Дуговая III	110	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Монино отп. 333	110	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Черноголовка отп. 84	110	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Шерна отп. 380	110	31,5
504	Ногинск	Ногинск - Шульгино	110	31,5
504	Ногинск	ОВВ-1с	110	31,5
504	Ногинск	ОВВ-2с	110	31,5
504	Ногинск	СВВ 1сш (1-2 с)	110	31,5
504	Ногинск	СВВ 2сш (1-2 с)	110	31,5
504	Ногинск	Т-3 1 сш.	110	31,5
504	Ногинск	Т-3 2 сш.	110	31,5
504	Ногинск	Т-4 1 сш	110	31,5
504	Ногинск	Т-4 2 сш	110	31,5
448	Овражки аб.	СМВ 1-2 с	110	20
448	Овражки аб.	Т-1	110	20
448	Овражки аб.	Т-2	110	20
188	Одинцово	Т-1 + Т-2	110	40
188	Одинцово	Т-3	110	40
188	Одинцово	ЭВ 110 кВ Т-4	110	50
188	Одинцово	ЭВ 110 кВ ШСЭВ 110 кВ	110	50
188	Одинцово	ЭВ КВЛ 110 кВ Медведевская - Одинцово I цепь с отпайкой на ПС Мамоново	110	40
188	Одинцово	ЭВ КВЛ 110 кВ Медведевская - Одинцово II цепь с отпайкой на ПС Мамоново	110	40
188	Одинцово	ЭВ КВЛ 110 кВ Одинцово - Дарьино	110	40
188	Одинцово	ЭВ КВЛ 110 кВ Одинцово - Отрадное	110	40
188	Одинцово	ЭВ КВЛ 110 кВ Одинцово - Полет	110	40
188	Одинцово	ЭВ КВЛ 110 кВ Одинцово - Усово	110	40
339	Ожерелье	Кашира - Ожерелье I отп. 525	110	20
339	Ожерелье	Кашира - Ожерелье II отп. 525	110	20
339	Ожерелье	Ожерелье - Богатищево отп. 591	110	20
339	Ожерелье	Ожерелье - Пурлово отп. 591,244	110	20
339	Ожерелье	Ожерелье - Пятницкая	110	20
339	Ожерелье	Т-1	110	18,4
339	Ожерелье	Т-2	110	18,4
339	Ожерелье	ШСМВ 1-2 сш	110	20
073	Озеры	МВ 110 кВ Т-1	110	20
073	Озеры	МВ 110 кВ Т-2	110	26,3
073	Озеры	МВ ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Озеры	110	18,4
073	Озеры	Озеры - Рубин	110	18,4
400	Ока	АТ-1	110	31,5
400	Ока	АТ-2	110	31,5
400	Ока	АТ-3	110	31,5
400	Ока	ОВВ	110	31,5
400	Ока	Ока - Калиново	110	31,5
400	Ока	Ока - Калугино I	110	31,5
400	Ока	Ока - Калугино II	110	31,5
400	Ока	Ока - Компрессорная с отп. 300, 748	110	31,5
400	Ока	Ока - Лазарево с отп. 300	110	31,5
400	Ока	Ока - Серпухов I	110	31,5
400	Ока	Ока - Серпухов II	110	31,5
400	Ока	Протвино - Ока I	110	31,5
400	Ока	ШСВВ	110	31,5
400	Ока	резервная яч.	110	31,5
035	Октябрьская	Ангелово - Октябрьская I	110	40
035	Октябрьская	Ангелово - Октябрьская II	110	40
035	Октябрьская	Октябрьская - Омега	110	40
035	Октябрьская	Октябрьская - Эра	110	40
035	Октябрьская	Планерная - Октябрьская	110	40
035	Октябрьская	Подрезково - Октябрьская	110	40
035	Октябрьская	Т-1	110	40
035	Октябрьская	Т-2	110	40
035	Октябрьская	Т-3	110	40
035	Октябрьская	ШСЭВ 1-2 СШ	110	40
840	Омега	АТ-2	110	40
840	Омега	АТ-1	110	40
840	Омега	ОЭВ	110	40
840	Омега	Октябрьская - Омега	110	40
840	Омега	Омега - Бакеево I	110	40
840	Омега	Омега - Бакеево II	110	40
840	Омега	Омега - Эра I	110	40
840	Омега	Омега - Эра II	110	40
840	Омега	ШСЭВ 1-2 сш	110	40
742	Орбита	Гребнево - Орбита	110	40
742	Орбита	Орбита - Монино I цепь	110	40
742	Орбита	Орбита - Монино II цепь	110	40
742	Орбита	Райки - Орбита	110	40
742	Орбита	Т-1	110	40
742	Орбита	Т-2	110	40
742	Орбита	Т-3	110	40
742	Орбита	ШОМВ	110	40
742	Орбита	ШСМВ 1-2 сш	110	40
610	Орево	МВ 110 кВ Т-1	110	20
610	Орево	МВ 110 кВ Т-2	110	20
610	Орево	СМВ 110 кВ	110	20
177	Орехово	МВ ВЛ 110 кВ Орехово - Шарово с отп.	110	26,3
177	Орехово	МВ ВЛ 110 кВ Стачка - Орехово I цепь	110	40
177	Орехово	МВ ВЛ 110 кВ Стачка - Орехово II цепь	110	26,3
177	Орехово	МВ ВЛ 110 кВ Стачка - Орехово III с отп.	110	40
177	Орехово	Орехово - Гребчиха	110	26,3
177	Орехово	Орехово - Демихово	110	40
177	Орехово	Орехово - Зуево	110	40
177	Орехово	Т-1, Т-3	110	25
177	Орехово	Т-2	110	25
177	Орехово	ШСМВ 1-2 сш	110	40
712	Осетр	АТ-1	110	25
712	Осетр	АТ-2	110	25
712	Осетр	ОМВ-110	110	20
712	Осетр	Осетр - Дятлово	110	25
712	Осетр	Осетр - Зарайск	110	20
712	Осетр	Осетр - Ларино I	110	25
712	Осетр	Осетр - Ларино II	110	25
712	Осетр	Осетр - Маслово	110	20
712	Осетр	Осетр - Пурлово отп. 436	110	25
712	Осетр	ШСМВ-110 (1-2 сш)	110	25
651	Останкино	Т-2	110	25
783	Отрадное	СЭВ 110 кВ	110	40
783	Отрадное	Т-4	110
783	Отрадное	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
783	Отрадное	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
783	Отрадное	ЭВ ВЛ 110 кВ Одинцово - Отрадное	110	40
783	Отрадное	ЭВ ВЛ 110 кВ Отрадное - Полет	110	40
214	Очаково	В-1102 (АТ-7)	110	63
214	Очаково	В-1105 (АТ-7)	110	63
214	Очаково	В-111 (Очаково - Одинцово I с отп.)	110	63
214	Очаково	В-1112 (КВЛ 110 кВ МГУ - Очаково I цепь с отпайкой на ПС Ломоносово)	110	63
214	Очаково	В-1125 (КВЛ 110 кВ МГУ - Очаково II цепь с отпайкой на ПС Ломоносово)	110	63
214	Очаково	В-1132 (Очаково - Мазилово I)	110	63
214	Очаково	В-1145 (Очаково - Мазилово II)	110	63
214	Очаково	В-1152 (Очаково - Новокунцево I)	110	63
214	Очаково	В-1165 (Очаково - Новокунцево II)	110	63
214	Очаково	В-1172 (ТЭЦ 25 - Очаково II с отп.)	110	63
214	Очаково	В-1175 (ТЭЦ 25 - Очаково II с отп.)	110	63
214	Очаково	В-1182 (АТ-11)	110	63
214	Очаково	В-1185 (АТ-11)	110	63
214	Очаково	В-1203 (АТ-10)	110	63
214	Очаково	В-1206 (АТ-10)	110	63
214	Очаково	В-1213 (Очаково - Вернадская I)	110	63
214	Очаково	В-1226 (Очаково - Вернадская II)	110	63
214	Очаково	В-1233 (Очаково - Немчиновка I)	110	63
214	Очаково	В-124 (Очаково - Теплый Стан)	110	63
214	Очаково	В-1246 (Очаково - Немчиновка II)	110	63
214	Очаково	В-131 (Очаково - Одинцово II с отп.)	110	63
214	Очаково	В-144 (Очаково - Ходынка с отп.)	110	63
214	Очаково	В-151 (АТ-5)	110	63
214	Очаково	В-154 (АТ-5)	110	63
214	Очаково	В-161 (ТЭЦ 25 - Очаково I с отп.)	110	63
214	Очаково	В-164 (ТЭЦ 25 - Очаково I с отп.)	110	63
214	Очаково	В-174 (Очаково - Фили)	110	63
214	Очаково	В-181 (АТ-6)	110	63
214	Очаково	В-184 (АТ-6)	110	63
214	Очаково	СВ 1-2 сек.	110	63
214	Очаково	СВ 2-3 сек.	110	63
214	Очаково	СВ 4-5 сек.	110	63
214	Очаково	СВ 5-6 сек.	110	63
750	Павелецкая	СЭВ 110 кВ	110	40
750	Павелецкая	ШСЭВ 1 сек 110 кВ	110	40
750	Павелецкая	ШСЭВ 2 сек 110 кВ	110	40
750	Павелецкая	ЭВ 110 кВ АТ-1	110	40
750	Павелецкая	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	40
750	Павелецкая	ЭВ КЛ 110 кВ ГЭС-1 - Павелецкая	110	40
750	Павелецкая	ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 1	110	40
750	Павелецкая	ЭВ КЛ 110 кВ Даниловская - Павелецкая N 2	110	40
750	Павелецкая	ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Таганская	110	40
750	Павелецкая	ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Таганская N 2	110	40
750	Павелецкая	ЭВ КЛ 110 кВ Павелецкая - Берсеневская	110	40
356	Павлово	МВ ВЛ 110 кВ Затишье - Павлово I цепь	110	26,3
356	Павлово	МВ ВЛ 110 кВ Затишье - Павлово II цепь	110	26,3
356	Павлово	МВ ВЛ 110 кВ Шибаново - Павлово I цепь	110	26,3
356	Павлово	Т-1	110	26,3
356	Павлово	Т-2	110	26,3
356	Павлово	ШСМВ 1-2 сш	110	26,3
356	Павлово	Шибаново - Павлово II	110	26,3
082	Павшино	Герцево - Павшино с отп.	110	50
082	Павшино	Красногорская - Павшино	110	40
082	Павшино	СЭВ 1-2с	110	40
082	Павшино	Т-1	110	50
082	Павшино	Т-2	110	50
395	Панфиловская	Волоколамск - Панфиловская	110	40
395	Панфиловская	ОЭВ	110	40
395	Панфиловская	Панфиловская - Чисмена	110	40
395	Панфиловская	Т-1	110	40
395	Панфиловская	Т-2	110	40
509	Пахра	АТ-1, Т-СК1	110	31,5
509	Пахра	АТ-2	110	31,5
509	Пахра	АТ-3	110	31,5
509	Пахра	АТ-4	110	31,5
509	Пахра	Барыбино - Пахра отп. 708	110	31,5
509	Пахра	Видное - Пахра	110	31,5
509	Пахра	ОВВ - 1с	110	31,5
509	Пахра	ОВВ - 2с	110	31,5
509	Пахра	Пахра - Апаренки отп. 721, 410	110	31,5
509	Пахра	Пахра - Борисово отп. 721, 410	110	31,5
509	Пахра	Пахра - Грач	110	31,5
509	Пахра	Пахра - Новодомодедово I	110	31,5
509	Пахра	Пахра - Новодомодедово II	110	31,5
509	Пахра	Пахра - Подольск I	110	31,5
509	Пахра	Пахра - Подольск II отп. 173	110	31,5
509	Пахра	Пахра - Садовая I	110	40
509	Пахра	Пахра - Садовая II	110	40
509	Пахра	Пахра - Сырово	110	31,5
509	Пахра	Пахра - Тураево отп. 755, 023	110	31,5
509	Пахра	Пахра - Яковлево	110	31,5
509	Пахра	Расторгуево - Пахра	110	31,5
509	Пахра	СВВ 1сш (1-2 с)	110	31,5
509	Пахра	СВВ 2сш (1-2 с)	110	31,5
509	Пахра	Тишково - Пахра с отп. 065	110	31,5
509	Пахра	ШСВВ 1с (1-2 сш)	110	31,5
509	Пахра	ШСВВ 2с (1-2 сш)	110	31,5
252	Передельцы	Т-1	110	40
252	Передельцы	Т-2	110	40
252	Передельцы	Теплый Стан - Передельцы I цепь	110	31,5
252	Передельцы	Теплый Стан - Передельцы II цепь	110	40
252	Передельцы	Чоботы - Передельцы I цепь	110	40
252	Передельцы	Чоботы - Передельцы II цепь	110	40
160	Перемилово	Орево - Перемилово	110	40
160	Перемилово	СМВ 1-2с	110	40
160	Перемилово	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
160	Перемилово	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
160	Перемилово	Яхрома - Перемилово	110	40
551	Пернатово	Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская	110	20
551	Пернатово	СМВ 1-2с	110	20
551	Пернатово	Т-1	110	20
551	Пернатово	Т-2	110	20
551	Пернатово	Ядрошино - Пернатово	110	20
450	Пески	ОЭВ 110 кВ	110	40
450	Пески	АТ-1	110	40
450	Пески	АТ-2	110	40
450	Пески	Пески - Азотная	110	40
450	Пески	Пески - Воскресенск	110	50
450	Пески	Пески - Лопатино	110	50
450	Пески	Пески - Неверово	110	40
450	Пески	Пески - Серная	110	50
450	Пески	Пески - Суворово I	110	50
450	Пески	Пески - Суворово II	110	40
450	Пески	Пески - Фабричная	110	50
450	Пески	Фосфоритная - Пески	110	42
450	Пески	Чанки - Пески	110	50
450	Пески	ШСМВ-110	110	40
688	Планерная	ОЭВ 110 кВ	110	40
688	Планерная	Планерная - Октябрьская	110	50
688	Планерная	Планерная - Подрезково	110	40
688	Планерная	Старбеево - Планерная I	110	40
688	Планерная	Старбеево - Планерная II	110	40
688	Планерная	Т-1	110	40
688	Планерная	Т-2	110	40
688	Планерная	Т-3	110	40
688	Планерная	ШСЭВ 110 кВ	110	40
688	Планерная	ЭВ 110 кВ Т-4	110	50
071	Поварово	Солнечногорск - Поварово I	110	40
071	Поварово	Солнечногорск - Поварово II	110	40
071	Поварово	Т-3 (1 с.ш.)	110	40
071	Поварово	Т-3 (2 с.ш.)	110	40
071	Поварово	ШСЭВ 110 кВ	110	40
071	Поварово	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
071	Поварово	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
071	Поварово	ЭВ ВЛ 110 кВ Алабушево - Поварово	110	40
061	Подольск	Гулево - Подольск I отп. 791	110	40
061	Подольск	Гулево - Подольск II отп. 791	110	40
061	Подольск	ОМВ	110	40
061	Подольск	Пахра - Подольск I	110	40
061	Подольск	Пахра - Подольск II отп. 173	110	40
061	Подольск	Т-1	110	40
061	Подольск	Т-2	110	40
061	Подольск	ШСМВ 1-2 сш	110	40
387	Подрезково	Планерная - Подрезково	110	40
387	Подрезково	Подрезково - Октябрьская	110	40
387	Подрезково	СЭВ 1-2с	110	40
387	Подрезково	Т-1	110	40
387	Подрезково	Т-2	110	40
391	Подсосино	Подсосино - Загорск	110	40
391	Подсосино	Подсосино - Хотьково	110	40
391	Подсосино	СМВ 1-2с	110	40
813	Полет	Голицыно - Полет с отпайкой на ПС Соловьево	110	50
813	Полет	Дарьино - Полет	110	50
813	Полет	Нововнуково - Полет N 1	110	50
813	Полет	Нововнуково - Полет N 2	110	50
813	Полет	Одинцово - Полет	110	50
813	Полет	Отрадное - Полет	110	50
813	Полет	Постниково - Полет I	110	50
813	Полет	Постниково - Полет II	110	50
813	Полет	Т-1	110	50
813	Полет	Т-2	110	50
813	Полет	Чоботы - Полет N 1	110	50
813	Полет	Чоботы - Полет N 2	110	50
813	Полет	ШСЭВ	110	50
567	Полиграф	Бугры - Полиграф	110	20
567	Полиграф	Полиграф - Добрыниха	110	20
567	Полиграф	СМВ 1-2с	110	20
435	Полянка	СЭВ	110	40
435	Полянка	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
435	Полянка	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
435	Полянка	ЭВ ВЛ 110 кВ Луч - Полянка	110	40
435	Полянка	ЭВ ВЛ 110 кВ Полянка - Манихино	110	40
805	Пресня	ШСЭВ 110 кВ	110	50
805	Пресня	ЭВ 110 кВ АТ-1	110	50
805	Пресня	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	50
805	Пресня	ЭВ КЛ 110 кВ Пресня - Сити N 1	110	50
805	Пресня	ЭВ КЛ 110 кВ Пресня - Сити N 2	110	50
805	Пресня	ЭВ КЛ 110 кВ Пресня - Ткацкая N 1	110	50
805	Пресня	ЭВ КЛ 110 кВ Пресня - Ткацкая N 2	110	50
805	Пресня	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭС Международная - Пресня N 1	110	50
805	Пресня	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭС Международная - Пресня N 2	110	50
805	Пресня	ЭВ КЛ 110 кВ Фили - Пресня N 2	110	50
805	Пресня	ЭВ КЛ 110 кВ Фили - Пресня N 1	110	50
696	Прогресс	Минеральная - Прогресс	110	18,4
696	Прогресс	Прогресс - Некрасовка	110	18,4
696	Прогресс	СМВ 1-2с (мост)	110	18,4
613	Пролетарий	Калугино - Гришенки отп. 613	110	20
728	Профсоюзная	Битца - Ясенево с отпайкой на ПС Профсоюзная	110	31,5
728	Профсоюзная	СЭВ 1-2с	110	31,5
728	Профсоюзная	Т-1	110	31,5
728	Профсоюзная	Т-2	110	31,5
728	Профсоюзная	Ясенево - Профсоюзная	110	31,5
491	Прудная	ЭВ 110 кВ Т-3 (проект)	110	40
432	Пурлово	Богатищево - Пурлово отп. 244	110	40
432	Пурлово	Михайлов - Пурлово I отп. 718	110	40
432	Пурлово	Михайлов - Пурлово II	110	40
432	Пурлово	ОМВ	110	40
432	Пурлово	Ожерелье - Пурлово отп. 591, 244	110	40
432	Пурлово	Осетр - Пурлово отп. 436	110	31,5
432	Пурлово	Пурлово - Узуново	110	40
432	Пурлово	Т-1	110	40
432	Пурлово	Т-2	110	40
432	Пурлово	ШСМВ 1-2 сш	110	40
239	Пушкино	ОШСЭВ 110 кВ	110	40
239	Пушкино	Т-3	110	40
239	Пушкино	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
239	Пушкино	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
239	Пушкино	ЭВ 110 кВ Т-4	110	50
239	Пушкино	ЭВ ВЛ 110 кВ Клязьма - Пушкино	110	40
239	Пушкино	ЭВ ВЛ 110 кВ Пушкино - Роса	110	40
447	Пущино	БСК-1	110	40
447	Пущино	БСК-2	110	40
447	Пущино	Заповедник - Пущино	110	31,5
447	Пущино	Пущино - Таруса I	110	31,5
447	Пущино	Пущино - Таруса II	110	31,5
447	Пущино	СМВ (1 - 2Б) с	110	35,5
447	Пущино	Стрелецкая - Пущино	110	26,3
447	Пущино	Т-1	110	26,3
447	Пущино	Т-2	110	26,3
245	Пятницкая	СМВ 1-2с	110	25
140	Радищево	АТ-3	110	26,3
140	Радищево	АТ-4	110	26,3
140	Радищево	АТ-5	110	40
140	Радищево	ОМВ	110	26,3
140	Радищево	Радищево - Клин Вост.	110	26,3
140	Радищево	Радищево - Клин Зап.	110	26,3
140	Радищево	Радищево - Ямуга 1	110	26,3
140	Радищево	Радищево - Ямуга 2	110	26,3
140	Радищево	Сенеж - Радищево 1	110	26,3
140	Радищево	Сенеж - Радищево 2 с отп.	110	26,3
140	Радищево	Солнечногорск - Радищево с отп.	110	26,3
140	Радищево	ШСМВ	110	26,3
155	Радовицы	МВ 110 кВ Т-1	110	20
155	Радовицы	МВ 110 кВ Т-2	110	20
155	Радовицы	МВ ВЛ 110 кВ Ловцы - Радовицы	110	20
155	Радовицы	МВ ВЛ 110 кВ Радовицы - Двойня	110	20
155	Радовицы	МВ ВЛ 110 кВ Радовицы - Мох	110	20
155	Радовицы	ШСМВ 110 кВ	110	20
083	Райки	Гребнево - Райки	110	20
083	Райки	Райки - Орбита	110	20
083	Райки	СМВ 1-2с	110	20
787	Раменье	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
787	Раменье	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
454	Расторгуево	Видное - Расторгуево	110	25
454	Расторгуево	Расторгуево - Пахра	110	25
454	Расторгуево	СМВ 1-2с	110	25
454	Расторгуево	Т-1	110	25
454	Расторгуево	Т-2	110	25
186	Реммаш	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
186	Реммаш	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
541	Речная	Т-1	110	40
541	Речная	Т-2	110	40
541	Речная	Т-2 (в архив)	110	31,5
587	Решетниково	ОЭВ 110 кВ	110	40
587	Решетниково	ШСЭВ 110 кВ	110	40
587	Решетниково	ЭВ ВЛ 110 кВ Безбородово - Решетниково I цепь	110	40
587	Решетниково	ЭВ ВЛ 110 кВ Безбородово - Решетниково II цепь	110	40
587	Решетниково	ЭВ ВЛ 110 кВ Решетниково - Алферово 1	110	40
587	Решетниково	ЭВ ВЛ 110 кВ Решетниково - Алферово 2	110	40
587	Решетниково	ЭВ ВЛ 110 кВ Решетниково - Клин 1	110	40
587	Решетниково	ЭВ ВЛ 110 кВ Решетниково - Клин 2	110	40
587	Решетниково	ЭВ Т-1	110	40
587	Решетниково	ЭВ Т-2	110	40
587	Решетниково	ЭВ Ямуга - Решетниково 1 с отп.	110	40
587	Решетниково	ЭВ Ямуга - Решетниково 2 с отп.	110	40
682	Рижская	ЭВ-1 110 кВ	110	40
682	Рижская	ЭВ-2 110 кВ	110	40
682	Рижская	ЭВ-3 110 кВ	110	40
682	Рижская	ЭВ-4	110	40
682	Рижская	ЭВ-5 110 кВ	110	40
682	Рижская	ЭВ-6 110 кВ	110	40
015	Роса	СЭВ 110 кВ	110	40
015	Роса	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
015	Роса	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
015	Роса	ЭВ ВЛ 110 кВ Пушкино - Роса	110	40
015	Роса	ЭВ ВЛ 110 кВ Уча - Роса	110	40
112	Ростокино	ШСЭВ 110 кВ	110	50
112	Ростокино	ЭВ 110 кВ Т-1	110	50
112	Ростокино	ЭВ 110 кВ Т-2	110	50
112	Ростокино	ЭВ 110 кВ Т-3	110	50
112	Ростокино	ЭВ ВЛ 110 кВ Бутырки - Ростокино I цепь с отп.	110	50
112	Ростокино	ЭВ ВЛ 110 кВ Бутырки - Ростокино II цепь с отп.	110	50
112	Ростокино	ЭВ ВЛ 110 кВ Свиблово - Ростокино I	110	50
112	Ростокино	ЭВ ВЛ 110 кВ Свиблово - Ростокино II	110	50
086	Рошаль	МВ ВЛ 110 кВ ВЛ Рошаль Западная с отпайкой	110	20
086	Рошаль	МВ ВЛ 110 кВ Рошаль - Уршель	110	20
086	Рошаль	МВ ВЛ 110 кВ Рошаль Восточная с отпайкой	110	20
086	Рошаль	ШСМВ 110 кВ	110	20
086	Рошаль	ШСЭВ 110 кВ	110	40
086	Рошаль	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
086	Рошаль	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
086	Рошаль	ЭВ ВЛ 110 кВ Рошаль - Мишеронь	110	40
086	Рошаль	ЭВ ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Рошаль I цепь с отпайкой на ПС Ботино	110	40
086	Рошаль	ЭВ ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Рошаль II цепь с отпайкой на ПС Ботино	110	40
153	Рубин	Голутвин - Рубин	110	40
153	Рубин	ОМВ	110	40
153	Рубин	Озеры - Рубин	110	40
153	Рубин	Т-1	110	40
153	Рубин	Т-2	110	40
153	Рубин	ШСМВ 1-2 сш	110	40
153	Рубин	резервная яч. 1	110	40
153	Рубин	резервная яч. 2	110	40
110	Рублево	Красногорская - Рублево I цепь	110	40
110	Рублево	Красногорская - Рублево II цепь	110	40
110	Рублево	ОМВ	110	40
110	Рублево	Рублево - Барвиха I цепь	110	40
110	Рублево	Рублево - Барвиха II цепь	110	40
110	Рублево	Рублево - Сетунь I цепь	110	40
110	Рублево	Рублево - Сетунь II цепь	110	40
110	Рублево	Т-1	110	40
110	Рублево	Т-2	110	40
110	Рублево	ШСМВ 1-2 сш	110	40
418	Руза	Лидино - Руза	110	40
418	Руза	Сухарево - Руза II	110	40
418	Руза	Сухарево - Руза 1	110	40
418	Руза	Т-1	110	31,5
418	Руза	Т-2	110	31,5
418	Руза	ШОЭВ 110 кВ	110	40
423	Румянцево	ОМВ Раб. сш - Об. сш.	110	20
423	Румянцево	Румянцево - Чисмена с отпайкой на ПС Давыдково	110	20
423	Румянцево	Румянцево - Ядрошино	110	20
423	Румянцево	Т-1	110	20
423	Румянцево	Т-2	110	40
607	Рыболово	СМВ 1-2 с	110	20
369	Сабурово	АТ-1	110	40
369	Сабурово	АТ-2	110	40
369	Сабурово	Курьяново - Сабурово I	110	40
369	Сабурово	Курьяново - Сабурово II	110	40
369	Сабурово	ОМВ	110	40
369	Сабурово	Сабурово - Видное II отп. 344	110	40
369	Сабурово	Сабурово - Гоголево отп. 344	110	40
369	Сабурово	ШСМВ 1-2 сш	110	40
369	Сабурово	ЭВ ВЛ 110 кВ Сабурово - Видное I	110	40
369	Сабурово	ЭВ ВЛ 110 кВ Угреша - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево	110	40
369	Сабурово	ЭВ ВЛ 110 кВ Южная - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево	110	40
853	Садовая	МСВ	110	40
853	Садовая	Пахра - Садовая I	110	40
853	Садовая	Пахра - Садовая II	110	40
484	Самарская	Самарская - Рижская N 2	110	40
484	Самарская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
484	Самарская	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
484	Самарская	ЭВ КЛ 110 кВ Бутырки - Самарская N 1	110	40
484	Самарская	ЭВ КЛ 110 кВ Бутырки - Самарская N 2	110	40
484	Самарская	ЭВ КЛ 110 кВ Самарская - Рижская N 1	110	40
708	Санаторная	СЭВ 110 кВ	110	50
708	Санаторная	ЭВ 110 кВ Т-1	110	50
708	Санаторная	ЭВ 110 кВ Т-2	110	50
708	Санаторная	ЭВ ВЛ 110 кВ Новодомодедово - Санаторная	110	50
708	Санаторная	ЭВ ВЛ 110 кВ Пахра - Барыбино с отпайкой на ПС Санаторная	110	50
790	Свиблово	АТ-1	110	40
790	Свиблово	АТ-2	110	40
790	Свиблово	СЭВ 1-2с	110	40
790	Свиблово	Свиблово - Лосинка I	110	40
790	Свиблово	Свиблово - Лосинка II	110	40
790	Свиблово	Свиблово - Ростокино I цепь	110	40
790	Свиблово	Свиблово - Ростокино II цепь	110	40
790	Свиблово	Свиблово - Сокольники I цепь	110	40
790	Свиблово	Свиблово - Сокольники II цепь	110	40
790	Свиблово	ШСЭВ 1-3с	110	40
790	Свиблово	ШСЭВ 2-4с	110	40
480	Северово	СЭВ 110 кВ	110	40
480	Северово	ЭВ ВЛ 110 кВ Гулево - Северово I цепь с отпайкой на ПС Климовская	110	40
480	Северово	ЭВ ВЛ 110 кВ Гулево - Северово II цепь с отпайкой на ПС Климовская	110	40
575	Селятино	Наро-Фоминск - Селятино I цепь с отпайками	110	18,4
575	Селятино	Наро-Фоминск - Селятино II цепь с отпайками	110	18,4
575	Селятино	Селятино - Встреча I цепь	110	18,4
575	Селятино	Селятино - Встреча II цепь	110	18,4
575	Селятино	Т-1	110	40
575	Селятино	Т-2	110	40
397	Семеновская	Вернадская - Семеновская I цепь с отп. на ПС Семеновская старая	110	40
397	Семеновская	Вернадская - Семеновская II цепь с отп. на ПС Семеновская старая	110	40
397	Семеновская	ТЭЦ 20 - Семеновская N 1	110	40
397	Семеновская	ТЭЦ 20 - Семеновская N 2	110	40
397	Семеновская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
397	Семеновская	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
397	Семеновская	ЭВ 110 кВ Т-3	110	40
765	Сенеж	ОЭВ 110 кВ	110	40
765	Сенеж	ШСЭВ 110 кВ	110	40
765	Сенеж	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
765	Сенеж	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
765	Сенеж	ЭВ ВЛ 110 кВ Сенеж - Осиновка I цепь	110	40
765	Сенеж	ЭВ ВЛ 110 кВ Сенеж - Осиновка II цепь	110	40
765	Сенеж	ЭВ ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево I цепь	110	40
765	Сенеж	ЭВ ВЛ 110 кВ Сенеж - Радищево II цепь	110	40
765	Сенеж	ЭВ ВЛ 110 кВ Сигма - Сенеж	110	40
765	Сенеж	ЭВ ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Сенеж	110	40
201	Серная абонентская	Пески - Серная	110	50
201	Серная абонентская	СМВ 1-2с	110	50
201	Серная абонентская	Федино - Серная	110	50
044	Серпухов	Ока - Серпухов I	110	26,3
044	Серпухов	Ока - Серпухов II	110	31,5
044	Серпухов	Серпухов - Заповедник отп. 217	110	26,3
044	Серпухов	Т-1	110	26,3
044	Серпухов	Т-2	110	26,3
044	Серпухов	Т-3	110	26,3
044	Серпухов	Т-4	110	26,3
044	Серпухов	ШСМВ 1-2 сш	110	26,3
620	Сестра	СМВ 1-2с	110	18,4
620	Сестра	Темпы - Дубна I с отп. 620	110	18,4
620	Сестра	Темпы - Дубна II с отп. 620	110	18,4
570	Сетовка	СМВ 1-2 с	110	20
070	Сетунь	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
070	Сетунь	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
070	Сетунь	ЭВ КВЛ 110 кВ Рублево - Сетунь I	110	40
070	Сетунь	ЭВ КВЛ 110 кВ Рублево - Сетунь II	110	40
070	Сетунь	ЭВ КВЛ 110 кВ Сетунь - Новокунцево I	110	40
070	Сетунь	ЭВ КВЛ 110 кВ Сетунь - Новокунцево II	110	40
445	Сигма	ШСЭВ 110 кВ	110	50
445	Сигма	ЭВ 110 кВ АТ-3	110	50
445	Сигма	ЭВ 110 кВ АТ-4	110	50
445	Сигма	ЭВ 110 кВ Т-1	110	50
445	Сигма	ЭВ 110 кВ Т-2	110	50
445	Сигма	ЭВ КВЛ 110 кВ Бакеево - Сигма	110	50
445	Сигма	ЭВ КВЛ 110 кВ Сигма - Алабушево I цепь	110	50
445	Сигма	ЭВ КВЛ 110 кВ Сигма - Алабушево II цепь	110	50
445	Сигма	ЭВ КВЛ 110 кВ Сигма - Менделеево	110	50
445	Сигма	ЭВ КВЛ 110 кВ Сигма - Сенеж	110	50
445	Сигма	ЭВ КВЛ 110 кВ Сигма - Эра с отп. на ПС Время	110	50
445	Сигма	ЭВ КЛ 110 кВ ГТЭС Филаретово - Сигма 1 (проект)	110	50
445	Сигма	ЭВ КЛ 110 кВ ГТЭС Филаретово - Сигма 2 (проект)	110	50
529	Сидорово	Барыбино - Сидорово	110	25
529	Сидорово	Кашира - Сидорово с отп.	110	42
529	Сидорово	ОМВ	110	25
529	Сидорово	Сидорово - Взлетная с отп.	110	25
529	Сидорово	Сидорово - Малино	110	25
529	Сидорово	Сидорово - ТЭЦ-17	110	25
529	Сидорово	Т-1	110	42
529	Сидорово	Т-2	110	42
529	Сидорово	ШСМВ	110	42
529	Сидорово	ЭВ ВЛ 110 кВ Сидорово - Малино	110	40
734	Сирена	Егорьевск - Сирена	110	40
734	Сирена	Сирена - Кукшево I	110	34
734	Сирена	Сирена - Кукшево II	110	34
734	Сирена	Сирена - Ткач I	110	40
734	Сирена	Сирена - Ткач II	110	40
734	Сирена	Т-1	110	40
734	Сирена	Т-2	110	40
734	Сирена	Фосфоритная - Сирена	110	40
734	Сирена	ШОМВ	110	40
734	Сирена	ШСМВ 1-2 сш	110	40
774	Сити	Пресня - Сити N 1	110	40
774	Сити	Пресня - Сити N 2	110	40
774	Сити	Сити - Маяковская I	110	40
774	Сити	Сити - Маяковская II	110	40
774	Сити	Т-1	110	40
774	Сити	Т-2	110	40
774	Сити	ТЭЦ-12 - Сити N 1	110	40
774	Сити	ТЭЦ-12 - Сити N 2	110	40
774	Сити	ШСЭВ 1-2 сш	110	40
774	Сити	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
698	Ситня	Бор - Лужники с отп. 491, 698	110	25
698	Ситня	Лужники - Добрыниха отп. 698, 522	110	20
698	Ситня	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
698	Ситня	ЭВ-110 кВ Т-1	110	40
836	Слобода	АТ-1	110	50
836	Слобода	АТ-2	110	50
836	Слобода	БСК-1	110	50
836	Слобода	Нахабино - Слобода	110	50
836	Слобода	Слобода - Дедово	110	50
836	Слобода	Т-1	110	50
836	Слобода	Т-2	110	50
836	Слобода	ШСЭВ	110	50
105	Смена	МВ ВЛ 110 кВ Смена - Бужаниново	110	18,4
105	Смена	МВ ВЛ 110 кВ Смена - Загорск	110	18,4
105	Смена	МВ ВЛ 110 кВ Ярцево - Смена I цепь	110	18,4
105	Смена	МВ ВЛ 110 кВ Ярцево - Смена II цепь	110	18,4
105	Смена	Т-1	110	18,4
105	Смена	Т-2	110	18,4
105	Смена	ШСМВ 1-2 сш	110	18,4
150	Смолино	ЭВ 110 кВ Т-2 (проект)	110	40
045	Сокольники	ВЛ 110 кВ Свиблово - Сокольники I цепь	110	26,3
045	Сокольники	ВЛ 110 кВ Свиблово - Сокольники II цепь	110	26,3
045	Сокольники	МВ 110 кВ Т-1	110	26,3
045	Сокольники	МВ 110 кВ Т-2	110	26,3
045	Сокольники	МВ 110 кВ Т-3	110	26,3
045	Сокольники	МВ КЛ 110 кВ Стромынка - Сокольники N 1	110	31,5
045	Сокольники	МВ КЛ 110 кВ Стромынка - Сокольники N 1	110	31,5
045	Сокольники	МВ КЛ 110 кВ Стромынка - Сокольники N 2	110	31,5
045	Сокольники	МВ КЛ 110 кВ Стромынка - Сокольники N 2	110	31,5
045	Сокольники	Сокольники - Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово	110	31,5
045	Сокольники	Т-4	110	40
045	Сокольники	ШСМВ 110 кВ	110	26,3
116	Солнечногорск	Солнечногорск - Белый Раст I цепь	110	40
116	Солнечногорск	Солнечногорск - Белый Раст II цепь	110	40
116	Солнечногорск	Солнечногорск - Радищево с отпайкой на ПС Ожогино	110	40
116	Солнечногорск	Солнечногорск - Поварово I цепь	110	40
116	Солнечногорск	Солнечногорск - Поварово II цепь	110	40
116	Солнечногорск	ШСЭВ	110	40
116	Солнечногорск	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
116	Солнечногорск	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
116	Солнечногорск	ЭВ 110 кВ Т-3	110	40
116	Солнечногорск	ЭВ ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Сенеж	110	40
560	Солнцево	Новокунцево - Солнцево I цепь	110	40
560	Солнцево	Новокунцево - Солнцево II цепь	110	40
560	Солнцево	Чоботы - Солнцево N 1	110	40
560	Солнцево	Чоботы - Солнцево N 2	110	40
735	Сосны	СЭВ 110 кВ	110	40
735	Сосны	ЭВ ВЛ 110 кВ Голутвин - Бочманово I с отпайкой	110	40
735	Сосны	ЭВ ВЛ 110 кВ Голутвин - Бочманово II с отпайкой	110	40
114	Софрино	ШСЭВ 110 кВ	110	40
114	Софрино	ЭВ 110 кВ ТрГр-1	110	40
114	Софрино	ЭВ ВЛ 110 кВ Софрино - Фрязино	110	40
114	Софрино	ЭВ ВЛ-110 кВ Новософрино - Софрино 1 цепь	110	40
114	Софрино	ЭВ ВЛ-110 кВ Новософрино - Софрино 2 цепь	110	40
817	Спортивная	Спортивная - Авсюнино	110	40
817	Спортивная	ЭВ ВЛ 110 кВ Спортивная - Запутная	110	40
817	Спортивная	ЭВ ВЛ 110 кВ Шатура - Спортивная I цепь	110	40
817	Спортивная	ЭВ ВЛ 110 кВ Шатура - Спортивная II цепь	110	40
671	Старбеево	АТ-1	110	50
671	Старбеево	Бутаково - Старбеево I	110	50
671	Старбеево	Бутаково - Старбеево II	110	50
671	Старбеево	МВ 220 кВАТ-2	110	50
671	Старбеево	ОМВ	110	50
671	Старбеево	Старбеево - Аэропорт I	110	50
671	Старбеево	Старбеево - Аэропорт II	110	50
671	Старбеево	Старбеево - Бурцево I	110	50
671	Старбеево	Старбеево - Бурцево II	110	50
671	Старбеево	Старбеево - Планерная I	110	50
671	Старбеево	Старбеево - Планерная II	110	50
671	Старбеево	Т-6	110	50
671	Старбеево	Т-7	110	50
671	Старбеево	ШСМВ 1-2 сш	110	50
671	Старбеево	ЭВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Старбеево - Аэропорт I цепь (проект)	110	50
715	Старт аб.	Бронницы - Старт отп. 168	110	42
715	Старт аб.	Нежино - Старт	110	42
715	Старт аб.	СМВ 1-2 с	110	42
375	Стачка	АТ-1	110	31,5
375	Стачка	АТ-2	110	31,5
375	Стачка	ОМВ	110	31,5
375	Стачка	Стачка - Водовод I отп. 88	110	31,5
375	Стачка	Стачка - Водовод II	110	31,5
375	Стачка	Стачка - Демихово	110	31,5
375	Стачка	Стачка - Крутое отп. 67	110	31,5
375	Стачка	Стачка - Орехово I	110	31,5
375	Стачка	Стачка - Орехово II	110	31,5
375	Стачка	Стачка - Орехово III отп. 609	110	31,5
375	Стачка	Стачка - Санино	110	31,5
375	Стачка	ШСМВ 1-2 сш	110	31,5
624	Столбовая	Бугры - Столбовая	110	20
624	Столбовая	Добрыниха - Столбовая	110	20
624	Столбовая	Лаговская - Столбовая с отп. 354	110	20
624	Столбовая	Т-1	110
624	Столбовая	Т-2	110
624	Столбовая	ШСМВ 1-2 сш	110	20
572	Стрелецкая	Кашира - Стрелецкая I	110	20
572	Стрелецкая	Кашира - Стрелецкая II	110	20
572	Стрелецкая	Стрелецкая - Пущино	110	20
572	Стрелецкая	Т-1	110	20
572	Стрелецкая	Т-2	110	20
572	Стрелецкая	ШСОМВ	110	20
809	Строгино	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
809	Строгино	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
048	Стромынка	Метростроевская - Стромынка N 1	110	40
048	Стромынка	Метростроевская - Стромынка N 2	110	40
048	Стромынка	Стромынка - Сокольники N 1	110	40
048	Стромынка	Стромынка - Сокольники N 2	110	40
048	Стромынка	Т-1	110	40
048	Стромынка	Т-2	110	40
154	Суворово	Карьер - Суворово	110	31,5
154	Суворово	Пески - Суворово I	110	31,5
154	Суворово	Пески - Суворово II	110	31,5
154	Суворово	Т-2	110	26,3
154	Суворово	Т-3	110	31,5
154	Суворово	Туменская - Суворово	110	31,5
154	Суворово	ШСМВ 1-2 сш	110	31,5
154	Суворово	Шиферная I отп. 113	110	31,5
154	Суворово	Шиферная II отп. 113	110	31,5
154	Суворово	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
154	Суворово	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
154	Суворово	ЭВ ВЛ 110 кВ Бакунино - Суворово	110	40
561	Сумская	СЭВ-1с	110	40
561	Сумская	СЭВ-2с	110	40
561	Сумская	Т-1	110	40
561	Сумская	Т-2	110	40
561	Сумская	ЭВ КЛ 110 кВ Чертаново - Сумская N 1	110	40
561	Сумская	ЭВ КЛ 110 кВ Чертаново - Сумская N 2	110	40
701	Сухарево	СЭВ 110 кВ	110	40
701	Сухарево	Т-1	110	31,5
701	Сухарево	Т-2	110	31,5
701	Сухарево	ЭВ ВЛ 110 кВ Кубинка - Сухарево с отп.	110	40
701	Сухарево	ЭВ ВЛ 110 кВ Сухарево - Шелковка	110	40
701	Сухарево	ЭВ ВЛ 110 кВ Сухарево - Руза I	110	40
701	Сухарево	ЭВ ВЛ 110 кВ Сухарево - Руза II	110	40
617	Сырово	Грач - Сырово	110	20
617	Сырово	Пахра - Сырово	110	20
617	Сырово	Сырово - Красногорка I отп. 173	110	20
617	Сырово	Сырово - Красногорка II	110	20
617	Сырово	Т-1	110	20
617	Сырово	Т-2	110	20
617	Сырово	ШСМВ 1-2 сш	110	20
171	Сычи	Волоколамск - Сычи с отпайкой на ПС Анино	110	20
171	Сычи	Грибово - Сычи	110	20
171	Сычи	ОМВ	110	20
С43	ТЭС Международная	Международная - Магистральная 1 (ЭВ-105)	110	40
С43	ТЭС Международная	Международная - Магистральная 2 (ЭВ-106)	110	40
С43	ТЭС Международная	Международная - Пресня 1 (ЭВ-107)	110	40
С43	ТЭС Международная	Международная - Пресня 2 (ЭВ-108)	110	40
С43	ТЭС Международная	Перемычка ТЭС-1 (ЭВ-101)	110	40
С43	ТЭС Международная	Перемычка ТЭС-1 (ЭВ-103)	110	40
С43	ТЭС Международная	Перемычка ТЭС-2 (ЭВ-102)	110	40
С43	ТЭС Международная	Перемычка ТЭС-2 (ЭВ-104)	110	40
С43	ТЭС Международная	СЭВ 3-4 сек.	110	40
С43	ТЭС Международная	ШСЭВ-112	110	40
С43	ТЭС Международная	ЭВ-121	110	40
С43	ТЭС Международная	ЭВ-122	110	40
С43	ТЭС Международная	ЭВ-123	110	40
С43	ТЭС Международная	ЭВ-124	110	40
С43	ТЭС Международная	ЭВ-191	110	40
С43	ТЭС Международная	ЭВ-192	110	40
С43	ТЭС Международная	ЭВ-193	110	40
С43	ТЭС Международная	ЭВ-194	110	40
С43	ТЭС Международная	ЭВ-195	110	40
С43	ТЭС Международная	ЭВ-196	110	40
С11	ТЭЦ-11	МВ-132 (Т-2)	110	40
С11	ТЭЦ-11	МВ-133 (Т-3)	110	40
С11	ТЭЦ-11	МВ-134 (Т-4)	110	40
С11	ТЭЦ-11	МВ-135 (Т-5)	110	40
С11	ТЭЦ-11	ТЭЦ 11 - Баскаково	110	40
С11	ТЭЦ-11	ТЭЦ 11 - Прожектор I	110	40
С11	ТЭЦ-11	ТЭЦ 11 - Прожектор II	110	40
С11	ТЭЦ-11	ТЭЦ 11 - Фрезер I	110	40
С11	ТЭЦ-11	ТЭЦ 11 - Фрезер II	110	40
С11	ТЭЦ-11	ТЭЦ 11 - Фрезер III	110	40
С11	ТЭЦ-11	ШСВ-111	110	40
С11	ТЭЦ-11	ЭВ-109 (Т-6)	110	40
С11	ТЭЦ-11	ЭВ-131 (Т-1)	110	40
С12	ТЭЦ-12	СЭВ-121 I СШ 1 и 2 сек. 110 кВ	110	50
С12	ТЭЦ-12	СЭВ-122 II СШ 1 и 2 сек 110 кВ	110	50
С12	ТЭЦ-12	СЭВ-123 СКП 1-3 сек 110 кВ	110	63
С12	ТЭЦ-12	СЭВ-124 СКП 2-3 сек 110 кВ	110	50
С12	ТЭЦ-12	СЭВ-125 СКП 1-3 сек 110 кВ	110	63
С12	ТЭЦ-12	СЭВ-126 СКП 2-3 сек 110 кВ	110	63
С12	ТЭЦ-12	Т-1	110	50
С12	ТЭЦ-12	Т-3	110	50
С12	ТЭЦ-12	Т60Р	110	40
С12	ТЭЦ-12	ТЭЦ 12 - Зубовская I	110	40
С12	ТЭЦ-12	ТЭЦ 12 - Зубовская II	110	40
С12	ТЭЦ-12	ШСМВ-112	110	40
С12	ТЭЦ-12	ШСЭВ-111	110	50
С12	ТЭЦ-12	ШСЭВ-113	110	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-101 КВЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - МГУ I цепь	110	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-102 КВЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - МГУ II цепь	110	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-103 КЛ 110 кВ Берсеневская N 1	110	50
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-104 КЛ 110 кВ Берсеневская N 2	110	50
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-105 КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Никитская N 1	110	50
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-106 КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Никитская N 2	110	50
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-107 110 кВ Т-5 (Г-7)	110	50
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-132 110 кВ Т-2	110	50
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-134 110 кВ Т-4	110	50
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-136 110 кВ АТ-6	110	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-137 110 кВ АТ-7	110	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-141 110 кВ РТСН-1	110	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-151 КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити N 1	110	63
С12	ТЭЦ-12	ЭВ-152 КЛ 110 кВ ТЭЦ-12 - Сити N 2	110	63
С16	ТЭЦ-16	Резерв (Проект)	110	50
С16	ТЭЦ-16	СЭВ 110 кВ I и III СШ	110	50
С16	ТЭЦ-16	СЭВ 110 кВ II и IV СШ	110	50
С16	ТЭЦ-16	Т-1	110	50
С16	ТЭЦ-16	Т-2	110	40
С16	ТЭЦ-16	Т-4	110	40
С16	ТЭЦ-16	Т-5	110	50
С16	ТЭЦ-16	ТЭЦ 16 - Динамо I	110	40
С16	ТЭЦ-16	ТЭЦ 16 - Динамо II	110	40
С16	ТЭЦ-16	Ходынка - ТЭЦ-16 I	110	50
С16	ТЭЦ-16	Ходынка - ТЭЦ-16 II	110	50
С16	ТЭЦ-16	ШСМВ-112	110	40
С16	ТЭЦ-16	ШСЭВ 110 кВ III и IV СШ	110	50
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 110 кВ АТ-1	110	50
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	50
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 110 кВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-16 - Токамак	110	40
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 110 кВ РТСН-8 (Проект)	110	50
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 110 кВ Т-1	110	50
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 110 кВ Т-3	110	40
С16	ТЭЦ-16	ЭВ 110 кВ Т-6 (Проект)	110	50
С17	ТЭЦ-17	МВ 110 кВ Т-1 (МВ-131)	110	40
С17	ТЭЦ-17	МВ 110 кВ Т-2 (МВ-132)	110	40
С17	ТЭЦ-17	Сидорово - ТЭЦ 17	110	40
С17	ТЭЦ-17	Т-3	110	40
С17	ТЭЦ-17	Т-4	110	40
С17	ТЭЦ-17	Т-5	110	40
С17	ТЭЦ-17	ТЭЦ 17 - Крутыши	110	26,3
С17	ТЭЦ-17	ТЭЦ 17 - Крутыши	110	40
С17	ТЭЦ-17	ТЭЦ 17 - Лужники I цепь	110	40
С17	ТЭЦ-17	ТЭЦ 17 - Лужники II цепь	110	40
С17	ТЭЦ-17	ТЭЦ 17 - Тишково с отп. 479	110	26,3
С17	ТЭЦ-17	ТЭЦ 17 - Тишково с отпайкой на ПС Марс	110	40
С17	ТЭЦ-17	ШСЭВ	110	40
С17	ТЭЦ-17	ЭВ-105 кВ ВЛ 110 кВ ТЭЦ-17 - Алеево	110	50
С20	ТЭЦ-20	АТ-1	110	40
С20	ТЭЦ-20	ОМВ-110	110	40
С20	ТЭЦ-20	Т-1	110	40
С20	ТЭЦ-20	Т-2	110	40
С20	ТЭЦ-20	Т-3	110	40
С20	ТЭЦ-20	Т-8	110	40
С20	ТЭЦ-20	Т-9	110	40
С20	ТЭЦ-20	ТЭЦ 20 - Москворецкая II	110	50
С20	ТЭЦ-20	ТЭЦ 20 - Черемушки I	110	40
С20	ТЭЦ-20	ТЭЦ 20 - Черемушки II	110	40
С20	ТЭЦ-20	ШСЭВ 1-2 сш	110	40
С20	ТЭЦ-20	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	50
С20	ТЭЦ-20	ЭВ 110 кВ КЛ ТЭЦ-20 Семеновская N 1	110	40
С20	ТЭЦ-20	ЭВ 110 кВ КЛ ТЭЦ-20 Семеновская N 2	110	40
С20	ТЭЦ-20	ЭВ 110 кВ КЛ ТЭЦ-20 - Москворецкая I	110	50
С21	ТЭЦ-21	АТ-92 (ЭВ-192)	110	40
С21	ТЭЦ-21	МВ-107	110	42
С21	ТЭЦ-21	МВ-108	110	42
С21	ТЭЦ-21	Т-91 (ЭВ-191)	110	40
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Бутаково с отп. на ПС Коровино	110	40
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Новобратцево III	110	26,3
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Новобратцево IV	110	26,3
С21	ТЭЦ-21	ТЭЦ 21 - Химки с отп. на ПС Коровино	110	40
С21	ТЭЦ-21	ЭВ-105	110	40
С21	ТЭЦ-21	ЭВ-106	110	40
С22	ТЭЦ-22	МВ-105	110	26,3
С22	ТЭЦ-22	МВ-106	110	26,3
С22	ТЭЦ-22	МВ-123	110	31,5
С22	ТЭЦ-22	МВ-124	110	26,3
С22	ТЭЦ-22	МВ-126	110	40
С22	ТЭЦ-22	МВ-134	110	40
С22	ТЭЦ-22	МВ125	110	26,3
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-101	110	40
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-102	110	40
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-103	110	40
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-104	110	40
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-105 ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Красково N 5, 6 с отпайкой на Т-60Р1	110	50
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-106 ВЛ 110 кВ ТЭЦ-22 - Красково N 5-6 с отпайкой на Т-60Р1	110	50
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-124 (Проект)	110	50
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-125	110	50
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-126	110	50
С22	ТЭЦ-22	ЭВ-134	110	50
С23	ТЭЦ-23	Измайлово - ТЭЦ 23 I	110	40
С23	ТЭЦ-23	Измайлово - ТЭЦ 23 II	110	40
С23	ТЭЦ-23	ОМВ-110	110	40
С23	ТЭЦ-23	ОМВ-120	110	40
С23	ТЭЦ-23	СМВ-134	110	42
С23	ТЭЦ-23	СЭВ-112	110	50
С23	ТЭЦ-23	СЭВ-113	110	40
С23	ТЭЦ-23	СЭВ-124	110	40
С23	ТЭЦ-23	СЭВ-134 110 кВ III, IV сек. 110 кВ (Проект)	110	50
С23	ТЭЦ-23	Т-60Р1	110	42
С23	ТЭЦ-23	Т-60Р2	110	42
С23	ТЭЦ-23	Т-60Р3	110	40
С23	ТЭЦ-23	Т-94	110	42
С23	ТЭЦ-23	ТЭЦ 23 - Метростроевская I	110	50
С23	ТЭЦ-23	ТЭЦ 23 - Метростроевская II	110	50
С23	ТЭЦ-23	ТЭЦ 23 - Электрозаводская I цепь	110	50
С23	ТЭЦ-23	ТЭЦ 23 - Электрозаводская II цепь	110	50
С23	ТЭЦ-23	ЭВ-191 110 кВ АТ-1	110	50
С23	ТЭЦ-23	ЭВ-192 110 кВ АТ-92	110	50
С23	ТЭЦ-23	ЭВ-195 I 110 кВ Т-95 I	110	50
С23	ТЭЦ-23	ЭВ-195 II 110 кВ Т-95 II	110	50
С25	ТЭЦ-25	Т-60 Р-2	110	40
С25	ТЭЦ-25	Т-60-Р1	110	40
С25	ТЭЦ-25	Т-91 (ЭВ-101)	110	50
С25	ТЭЦ-25	Т-92 (ЭВ-102)	110	50
С28	ТЭЦ-28	Т-1	110	40
С29	ТЭЦ-29	В-110-ТМ2	110	25
С29	ТЭЦ-29	ОМВ-110	110	25
С29	ТЭЦ-29	Т-1	110	25
С29	ТЭЦ-29	Т-2	110	40
С29	ТЭЦ-29	Т-4	110	25
С29	ТЭЦ-29	Т-5	110	25
С29	ТЭЦ-29	ТЭЦ 29 - Тимохово I	110	25
С29	ТЭЦ-29	ТЭЦ 29 - Тимохово II	110	25
С29	ТЭЦ-29	ШСВ-110	110	25
С29	ТЭЦ-29	Шибаново - ТЭЦ 29 I	110	25
С29	ТЭЦ-29	Шибаново - ТЭЦ 29 II	110	25
С08	ТЭЦ-8	ТЭЦ 8 - Угреша	110	40
С09	ТЭЦ-9	ТЭЦ 9 - Автозаводская II	110	40
С09	ТЭЦ-9	ТЭЦ 9 - Кожухово I	110	40
С09	ТЭЦ-9	ЭВ КЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - Автозаводская VII (Проект)	110	40
679	Таганская	Павелецкая - Таганская I	110	40
679	Таганская	Павелецкая - Таганская II	110	40
679	Таганская	Т-1	110	40
679	Таганская	Т-2	110	40
679	Таганская	Таганская - Новоспасская I	110	40
679	Таганская	Таганская - Новоспасская II	110	40
129	Талдом I	Т-1	110	26,3
129	Талдом I	Т-2	110	26,3
129	Талдом I	Талдом I - Борки восточная	110	20
129	Талдом I	Талдом I - Талдом II	110	20
129	Талдом I	Темпы - Талдом I с отпайкой на ПС Юркино II	110	20
367	Талдом II	Вербилки - Талдом II	110	20
367	Талдом II	Т-1	110	26,3
367	Талдом II	Талдом II - Борки западная	110	20
367	Талдом II	Темпы - Талдом II с отпайкой на ПС Юркино II	110	20
367	Талдом II	ЭВ 110 кВ ВЛ Талдом I - Талдом II	110	40
478	Талеж	Лопасня - Талеж I	110	25
478	Талеж	Лопасня - Талеж II	110	25
478	Талеж	СМВ 1-2 с	110	25
362	Таруса тяг. аб.	Пущино - Таруса I	110	20
362	Таруса тяг. аб.	Пущино - Таруса II	110	20
362	Таруса тяг. аб.	Т-1	110	20
362	Таруса тяг. аб.	Т-2	110	20
229	Темпы	АТ-1	110	31,5
229	Темпы	АТ-2	110	31,5
229	Темпы	Темпы - Волга вост. с отп. 625 (РДГ, 739)	110	31,5
229	Темпы	Темпы - Волга запад. с отп. 625 (РДГ, 739)	110	31,5
229	Темпы	Темпы - Дубна I отп. 620	110	31,5
229	Темпы	Темпы - Дубна II отп. 620	110	31,5
229	Темпы	Темпы - Талдом I отп. 803	110	31,5
229	Темпы	Темпы - Талдом II отп. 803	110	31,5
229	Темпы	Темпы - Экран	110	31,5
229	Темпы	ШСМВ 1-2 сш	110	31,5
229	Темпы	Юрьево - Темпы I отп. 669, 787	110	31,5
229	Темпы	Юрьево - Темпы II отп. 669, 152, 787	110	31,5
677	Теплый Стан	Летово - Теплый Стан I цепь	110	40
677	Теплый Стан	Летово - Теплый Стан II цепь	110	40
677	Теплый Стан	ОЭВ	110	40
677	Теплый Стан	Очаково - Теплый Стан	110	40
677	Теплый Стан	Т-1	110	40
677	Теплый Стан	Т-2	110	40
677	Теплый Стан	Т-3	110	40
677	Теплый Стан	Т-4	110	40
677	Теплый Стан	Теплый Стан - Передельцы I цепь	110	40
677	Теплый Стан	Теплый Стан - Передельцы II цепь	110	40
677	Теплый Стан	Теплый Стан - Тропаево I	110	40
677	Теплый Стан	Теплый Стан - Тропаево II (проект)	110	40
677	Теплый Стан	Тропарево - Теплый Стан II	110	40
677	Теплый Стан	ШСЭВ 1-2 сш	110	40
677	Теплый Стан	Ясенево - Теплый Стан	110	40
172	Тимохово	МВ ВЛ 110 кВ ТЭЦ 29 - Тимохово I	110	20
172	Тимохово	МВ ВЛ 110 кВ ТЭЦ 29 - Тимохово II	110	20
172	Тимохово	МВ ВЛ 110 кВ Тимохово - Булгаково I	110	20
172	Тимохово	МВ ВЛ 110 кВ Тимохово - Булгаково II	110	20
439	Тишково аб.	СЭВ 1-2с	110	31,5
439	Тишково аб.	Т-1	110	31,5
439	Тишково аб.	Т-2	110	31,5
439	Тишково аб.	ТЭЦ 17 - Тишково с отп. 479	110	31,5
439	Тишково аб.	Тишково - Пахра с отп. 065	110	31,5
398	Ткацкая	ЭВ 110 кВ КЛ Пресня - Ткацкая 1	110	50
398	Ткацкая	ЭВ 110 кВ КЛ Пресня - Ткацкая 2	110	50
470	Томилино аб.	Т-2	110	40
711	Тополь	Н. Подлипки - Тополь	110	50
711	Тополь	СЭВ 1-2 сек.	110	50
711	Тополь	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
711	Тополь	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
711	Тополь	ЭВ ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отп.	110	50
065	Транспортная	Т-1	110	25
065	Транспортная	Т-2	110	25
193	Троицкая	Леоново - Лесная отп. 193	110	20
193	Троицкая	Лесная - Летово с отп. 193, 494	110	20
193	Троицкая	СМВ 1-2с	110	20
193	Троицкая	СЭВ 110 кВ	110	40
193	Троицкая	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
193	Троицкая	ЭВ 110 кВ Т-2 (Проект)	110	40
193	Троицкая	ЭВ-110 кВ Т-2	110	40
731	Тропарево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
731	Тропарево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
514	Трубино	АТ-3	110	31,5
514	Трубино	АТ-4	110	31,5
514	Трубино	ОВВ	110	31,5
514	Трубино	Т-5	110	31,5
514	Трубино	Т-6	110	31,5
514	Трубино	Трубино - Алмазово	110	31,5
514	Трубино	Трубино - Гребнево I	110	31,5
514	Трубино	Трубино - Гребнево II	110	31,5
514	Трубино	Трубино - Жегалово I	110	31,5
514	Трубино	Трубино - Жегалово II	110	31,5
514	Трубино	Трубино - Клязьма I отп. 541	110	31,5
514	Трубино	Трубино - Клязьма II отп. 541	110	31,5
514	Трубино	Трубино - Костино	110	31,5
514	Трубино	Трубино - Фрязино I	110	31,5
514	Трубино	Трубино - Фрязино II	110	31,5
514	Трубино	Трубино - Щелково	110	31,5
514	Трубино	ШСВВ 1-2 сш	110	31,5
703	Туменская	ММВ 110 кВ	110	18,4
318	Тураево	ШСЭВ 110 кВ	110	40
318	Тураево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
318	Тураево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
318	Тураево	ЭВ 110 кВ Т-3	110	40
318	Тураево	ЭВ 110 кВ Т-4	110	40
318	Тураево	ЭВ КВЛ 110 кВ Мячково - Тураево I цепь	110	40
318	Тураево	ЭВ КВЛ 110 кВ Мячково - Тураево II цепь	110	40
318	Тураево	ЭВ КВЛ 110 кВ Пахра - Тураево с отпайками	110	40
318	Тураево	ЭВ КВЛ 110 кВ Яковлево - Тураево с отпайками	110	40
390	Тучково	Кубинка - Сухарево отп. 390	110	20
390	Тучково	Мухино - Можайск отп. 390	110	20
390	Тучково	СМВ 1-2с	110	20
111	Тушино	Герцево - Тушино I цепь	110	40
111	Тушино	МВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС I цепь	110	40
111	Тушино	МВ ВЛ 110 кВ Тушино - Сходненская ГЭС II цепь	110	40
111	Тушино	МВ Герцево - Тушино II цепь	110	40
111	Тушино	Новобратцево - Тушино с отпайкой на ПС Хуторская	110	40
111	Тушино	Свобода - Тушино N 1	110	40
111	Тушино	Свобода - Тушино N 2	110	40
111	Тушино	Т-1	110	40
111	Тушино	Т-2	110	40
111	Тушино	ШОМВ	110	40
111	Тушино	ЭВ Т-3	110	40
091	Угреша	АЗЛК - Угреша I	110	40
091	Угреша	АЗЛК - Угреша II	110	40
091	Угреша	Т-1	110	40
091	Угреша	Т-2	110	40
091	Угреша	Т-3	110	40
091	Угреша	Т-4	110	40
091	Угреша	ТЭЦ 8 - Угреша	110	40
091	Угреша	Угреша - Автозаводская	110	40
091	Угреша	Угреша - Новоспасская N 1	110	40
091	Угреша	Угреша - Новоспасская N 2	110	40
091	Угреша	Угреша - Сабурово с отп.	110	40
091	Угреша	ШСЭВ 1-2 сш	110	40
433	Узуново	СМВ 1-2 с	110	20
067	Усово	Дарьино - Усово I	110	25
067	Усово	Дарьино - Усово II	110	25
067	Усово	СМВ 1-2 с	110	25
189	Успенская	Дарьино - Успенская	110	20
122	Ухтомская	СМВ 1-2 с	110	20
676	Уча	АТ-1	110	40
676	Уча	АТ-2	110	40
676	Уча	Мамонтовская - Уча	110	40
676	Уча	ОЭВ	110	40
676	Уча	Уча - Роса	110	40
676	Уча	ШСЭВ 110 кВ	110	40
676	Уча	ЭВ 110 кВ Т-3	110	50
676	Уча	ЭВ 110 кВ Т-4 (проект)	110	40
676	Уча	ЭВ ВЛ 110 кВ Уча - Жостово	110	40
676	Уча	ЭВ КВЛ 110 кВ Уча - Долгопрудная	110	40
763	Фабричная	Пески - Фабричная	110	18,4
763	Фабричная	СМВ 110 кВ	110	18,4
763	Фабричная	Фабричная - Лопатино	110	18,4
590	Федино	АТ-1	110	26,3
590	Федино	АТ-2	110	42
590	Федино	ОМВ-110	110	26,3
590	Федино	Федино - Азотная	110	26,3
590	Федино	Федино - Воскресенск	110	26,3
590	Федино	Федино - Лопатино	110	26,3
590	Федино	Федино - Неверово	110	26,3
590	Федино	Федино - Рыболово	110	42
590	Федино	Федино - Серная	110	26,3
590	Федино	Федино - Шиферная I	110	42
590	Федино	Федино - Шиферная II	110	42
590	Федино	ШСМВ-110	110	26,3
590	Федино	резерв	110	42
546	Фетищево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	50
546	Фетищево	ЭВ 110 кВ РЕЗЕРВ	110	50
546	Фетищево	ЭВ 110 кВ РЕЗЕРВ	110	50
546	Фетищево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	50
546	Фетищево	ЭВ КВЛ 110 кВ Лебедево - Фетищево	110	50
546	Фетищево	ЭВ КВЛ 110 кВ Фетищево - Щапово	110	50
017	Фили	Очаково - Фили	110	31,5
017	Фили	Т-2 1 сш	110	31,5
017	Фили	Т-2 2 сш	110	40
017	Фили	Т-3	110	31,5
017	Фили	Т-4	110	26,3
017	Фили	Фили - Мазилово I цепь	110	31,5
017	Фили	Фили - Мазилово II цепь	110	31,5
017	Фили	Фили - Пресня N 1	110	40
017	Фили	Фили - Пресня N 2	110	40
017	Фили	Фили - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха	110	40
017	Фили	ШСМВ 1-2 сш	110	31,5
668	Флагман	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
668	Флагман	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
530	Фосфоритная	Фосфоритная - Пески	110	20
530	Фосфоритная	ЭВ ВЛ 110 кВ Фосфоритная - Пески	110	40
530	Фосфоритная	ЭВ ВЛ 110 кВ Фосфоритная - Сирена	110	40
530	Фосфоритная	ЭВ ВЛ 110 кВ Фосфоритная - Сирена (проект)	110	40
632	Фрезер	Баскаково - Фрезер	110	40
632	Фрезер	Т-1	110	40
632	Фрезер	Т-2	110	40
632	Фрезер	ТЭЦ 11 - Фрезер I цепь	110	40
632	Фрезер	ТЭЦ 11 - Фрезер II цепь	110	40
632	Фрезер	ТЭЦ 11 - Фрезер N 3	110	40
632	Фрезер	Фрезер - Карачарово I цепь	110	40
632	Фрезер	Фрезер - Карачарово II цепь	110	40
632	Фрезер	ШСЭВ 1-2 сш	110	40
206	Фрязино	МВ 110 кВ Т-1	110	20
206	Фрязино	МВ 110 кВ Т-3	110	20
206	Фрязино	МВ 110 кВ Трубино - Фрязино II цепь	110	20
206	Фрязино	МВ ВЛ 110 кВ Софрино - Фрязино	110	20
206	Фрязино	МВ ВЛ 110 кВ Фрязино - Гранит I	110	20
206	Фрязино	ШСМВ 1-2 сш	110	20
206	Фрязино	ШСЭВ 110 кВ (Проект)	110	40
206	Фрязино	ЭВ ВЛ 110 Трубино - Фрязино I цепь	110	40
206	Фрязино	ЭВ ВЛ 110 кВ "Фрязино - Гранит I цепь" (проект)	110	40
206	Фрязино	ЭВ ВЛ 110 кВ Фрязино - Гранит II цепь	110	40
206	Фрязино	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
206	Фрязино	ЭВ 110 кВ Т-1 (проект)	110	40
206	Фрязино	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
206	Фрязино	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
206	Фрязино	ЭВ 110 кВ Т-3 (проект)	110	40
206	Фрязино	ЭВ 110 кВ Т-4	110	40
206	Фрязино	ЭВ ВЛ 110 кВ Софрино - Фрязино	110	40
206	Фрязино	ЭВ ВЛ 110 кВ Трубино - Фрязино II цепь	110	40
381	Хващевская	Т-1	110	25
381	Хващевская	Т-2	110	25
257	Хвойная	АТ-1	110	40
257	Хвойная	АТ-2	110	40
257	Хвойная	ОЭВ	110	40
257	Хвойная	Север I цепь	110	40
257	Хвойная	Север II цепь	110	40
257	Хвойная	Сокольники - Хвойная с отп. на ПС Колонцово	110	40
257	Хвойная	Т-3	110	40
257	Хвойная	Т-4	110	40
257	Хвойная	Хвойная - Н. Подлипки I цепь	110	40
257	Хвойная	Хвойная - Н. Подлипки II цепь	110	40
257	Хвойная	Хвойная - Н. Подлипки N 3 с отп. на ПС Колонцово	110	40
257	Хвойная	ШСЭВ	110	40
156	Химки	Новобратцево - Бутаково	110	40
156	Химки	СЭВ 1-2с	110	40
156	Химки	Т-1	110	40
156	Химки	Т-2	110	40
156	Химки	Химки - Бутаково	110	40
176	Хлебниково	АТ-1	110	50
176	Хлебниково	АТ-2	110	50
176	Хлебниково	Лианозово - Хлебниково I цепь	110	50
176	Хлебниково	Лианозово - Хлебниково II цепь	110	50
176	Хлебниково	Т-3	110	50
176	Хлебниково	Т-4	110	50
176	Хлебниково	ТЭС Вешки - Хлебниково I	110	50
176	Хлебниково	ТЭС Вешки - Хлебниково II	110	50
176	Хлебниково	Хлебниково - Долгопрудная	110	50
176	Хлебниково	Хлебниково - Красные Горки	110	50
176	Хлебниково	Хлебниково - Луговая	110	50
176	Хлебниково	ШСЭВ	110	50
870	Хованская	ШСЭВ 110 кВ	110	50
870	Хованская	ЭВ 110 кВ АТ-1	110	50
870	Хованская	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	50
870	Хованская	ЭВ 110 кВ КВЛ 110 кВ Лесная - Хованская с отпайками (проект)	110	50
870	Хованская	ЭВ 110 кВ КВЛ 110 кВ Хованская - Летово I цепь (проект)	110	50
870	Хованская	ЭВ 110 кВ КВЛ 110 кВ Хованская - Летово II цепь (проект)	110	50
870	Хованская	ЭВ 110 кВ КВЛ 110 кВ Хованская - Марьино с отпайкой на ПС Десна (проект)	110	50
661	Ходынка	Очаково - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха	110	40
661	Ходынка	Т-1	110	40
661	Ходынка	Т-2	110	40
661	Ходынка	Фили - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха	110	40
661	Ходынка	Ходынка - ТЭЦ-16 I цепь	110	40
661	Ходынка	Ходынка - ТЭЦ-16 II цепь	110	40
379	Хомутово	СЭВ 110 кВ	110	40
379	Хомутово	ЭВ ВЛ 110 кВ Взлетная - Хомутово	110	40
379	Хомутово	ЭВ ВЛ 110 кВ Хомутово - Н. Домодедово	110	40
197	Хотьково	МВ ВЛ 110 кВ Ярцево - Хотьково I цепь с отпайкой на ПС Желтиково	110	20
197	Хотьково	МВ ВЛ 110 кВ Ярцево - Хотьково II цепь с отпайкой на ПС Желтиково	110	20
197	Хотьково	Новософрино - Хотьково с отп. 672	110	20
197	Хотьково	ОШСМВ	110	20
197	Хотьково	Подсосино - Хотьково	110	20
197	Хотьково	Т-1	110	20
197	Хотьково	Т-2	110	20
539	Хуторская	СЭВ 110 кВ	110	50
539	Хуторская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	50
539	Хуторская	ЭВ 110 кВ Т-2	110	50
539	Хуторская	ЭВ ВЛ 110 кВ Хуторская - Герцево	110	50
539	Хуторская	ЭВ КВЛ 110 кВ Новобратцево - Хуторская	110	50
175	ЦАГИ	АТ-1	110	42
175	ЦАГИ	АТ-2	110	42
175	ЦАГИ	АТ-6	110	40
175	ЦАГИ	Донино - ЦАГИ II с отп. 195	110	42
175	ЦАГИ	Донино - Цаги I с отп. 195	110	26,3
175	ЦАГИ	Жуковская I	110	40
175	ЦАГИ	Жуковская II	110	40
175	ЦАГИ	Т-3	110	26,3
175	ЦАГИ	Т-7	110	42
175	ЦАГИ	ЦРП I	110	40
175	ЦАГИ	ЦРП II	110	40
175	ЦАГИ	ШСМВ 1-2 сш	110	42
167	Царицыно тяговая	МВ 110 кВ Т-1	110	20
167	Царицыно тяговая	МВ 110 кВ Т-2	110	20
378	Центральная	АТ-3	110	40
378	Центральная	АТ-4	110	40
378	Центральная	Бутырки - Центральная I	110	40
378	Центральная	Бутырки - Центральная II	110	40
378	Центральная	Т-1	110	40
378	Центральная	Т-2	110	40
378	Центральная	Центральная - Маяковская I	110	40
378	Центральная	Центральная - Маяковская II	110	40
378	Центральная	ШСЭВ 1-2 сш	110	40
510	Чагино	В 1101	110	63
510	Чагино	В 1102	110	63
510	Чагино	В 1111	110	63
510	Чагино	В 1122	110	63
510	Чагино	В 113	110	63
510	Чагино	В 1132	110	63
510	Чагино	В 1141	110	63
510	Чагино	В 1151	110	63
510	Чагино	В 1152	110	63
510	Чагино	В 1161	110	63
510	Чагино	В 1172	110	63
510	Чагино	В 124	110	63
510	Чагино	В 133	110	63
510	Чагино	В 134	110	63
510	Чагино	В 144	110	63
510	Чагино	В 153	110	63
510	Чагино	В 154	110	63
510	Чагино	В 164	110	63
510	Чагино	В 173	110	63
510	Чагино	В 183	110	63
510	Чагино	СВ 1-3 сек. 110 кВ	110	63
510	Чагино	СВ 2-4 сек. 110 кВ	110	63
722	Чанки	Коломна - Чанки	110	18,4
722	Чанки	СМВ 1-2с	110	18,4
722	Чанки	Чанки - Пески	110	18,4
267	Черемушки	Зюзино - Черемушки I	110	40
267	Черемушки	Зюзино - Черемушки II	110	40
267	Черемушки	СЭВ 1-2 с	110	40
267	Черемушки	Т-1	110	40
267	Черемушки	Т-2	110	40
267	Черемушки	ТЭЦ 20 - Черемушки I	110	40
267	Черемушки	ТЭЦ-20 - Черемушки II	110	40
267	Черемушки	Черемушки - Южная I отп. 630	110	40
267	Черемушки	Черемушки - Южная II отп. 630	110	40
179	Черкизово	МВ 110 кВ Т-2	110	26,3
179	Черкизово	МВ 110 кВТ-1, Т-4	110	26,3
179	Черкизово	МВ 110 кВТ-3	110	26,3
179	Черкизово	МВ КЛ 110 кВ Восточная - Черкизово I цепь	110	18,4
179	Черкизово	МВ КЛ 110 кВ Восточная - Черкизово II цепь	110	18,4
179	Черкизово	МВ КЛ 110 кВ Электрозаводская - Черкизово N 1	110	26,3
179	Черкизово	МВ КЛ 110 кВ Электрозаводская - Черкизово N 2	110	26,3
179	Черкизово	ШСМВ 110 кВ	110	26,3
179	Черкизово	ШСЭВ 110 кВ (Проект)	110	50
179	Черкизово	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	50
179	Черкизово	ЭВ 110 кВ Т-2 (Проект)	110	50
179	Черкизово	ЭВ 110 кВ Т-3 (Проект)	110	50
179	Черкизово	ЭВ 110 кВ Т-4 (Проект)	110	50
179	Черкизово	ЭВ КЛ 110 кВ Восточная - Черкизово N 1 (Проект)	110	50
179	Черкизово	ЭВ КЛ 110 кВ Восточная - Черкизово N 2 (Проект)	110	50
179	Черкизово	ЭВ КЛ 110 кВ Электрозаводская - Черкизово N 1 (Проект)	110	50
179	Черкизово	ЭВ КЛ 110 кВ Электрозаводская - Черкизово N 2 (Проект)	110	50
579	Черноголовка	Ногинск - Черноголовка отп. 84	110	26,3
579	Черноголовка	Т-1	110	26,3
579	Черноголовка	Т-2	110	26,3
579	Черноголовка	Черноголовка - Дальняя I отп. 650, 271	110	26,3
579	Черноголовка	Черноголовка - Дальняя II отп. 650, 271	110	26,3
579	Черноголовка	ШОМВ	110	26,3
579	Черноголовка	Шерна - Черноголовка	110	26,3
370	Чертаново	Т-3	110	40
370	Чертаново	Т-4	110	40
370	Чертаново	ШСОМВ	110	40
370	Чертаново	ШСЭВ 110 кВ (проект)	110	63
370	Чертаново	ЭВ 110 кВ АТ-1	110	63
370	Чертаново	ЭВ 110 кВ АТ-2	110	63
370	Чертаново	ЭВ КЛ 110 кВ Бирюлево - Чертаново 1	110	63
370	Чертаново	ЭВ КЛ 110 кВ Бирюлево - Чертаново II	110	63
370	Чертаново	ЭВ КЛ 110 кВ Кожухово - Чертаново с отп.	110	63
370	Чертаново	ЭВ КЛ 110 кВ Чертаново - Сумская 1	110	63
370	Чертаново	ЭВ КЛ 110 кВ Чертаново - Сумская 2	110	63
370	Чертаново	ЭВ КЛ 110 кВ Чертаново - Царицыно	110	63
452	Черусти тяговая	Кривандино - Черусти	110	18,4
452	Черусти тяговая	Т-1	110	18,4
452	Черусти тяговая	Т-2	110	18,4
452	Черусти тяговая	Черусти - Новомезиново с отп. на Ильичев	110	18,4
452	Черусти тяговая	ШСМВ Гл. сш. - Об. сш	110	18,4
552	Чеховская	Луч - Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская	110	20
709	Чирково	СЭВ 110 кВ	110	40
709	Чирково	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
709	Чирково	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
709	Чирково	ЭВ ВЛ 110 кВ Вихрево - Чирково	110	40
709	Чирково	ЭВ ВЛ 110 кВ Чирково - Загорск	110	40
424	Чисмена	Волоколамск - Чисмена	110	18,4
424	Чисмена	ОМВ Раб. сш. - Об. сш.	110	18,4
424	Чисмена	Румянцево - Чисмена с отпайкой на ПС Давыдково	110	18,4
424	Чисмена	Т-1	110	18,4
424	Чисмена	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
335	Чистая	Т-1	110	40
335	Чистая	ШСЭВ 110 кВ	110	40
335	Чистая	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
335	Чистая	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
335	Чистая	ЭВ 110 кВ Т-3 (Проект)	110	40
335	Чистая	ЭВ 110 кВ Т-4 (Проект)	110	40
335	Чистая	ЭВ ВЛ 110 кВ Некрасовка - Чистая I	110	40
335	Чистая	ЭВ ВЛ 110 кВ Некрасовка - Чистая II	110	40
335	Чистая	ЭВ ВЛ 110 кВ Чистая - Красково I с отпайкой на ПС Томилино	110	40
335	Чистая	ЭВ ВЛ 110 кВ Чистая - Красково II с отпайкой на ПС Томилино	110	40
554	Чоботы	АТ-1	110	40
554	Чоботы	АТ-2	110	40
554	Чоботы	ГТЭС Терешково - Чоботы N 1	110	50
554	Чоботы	ГТЭС Терешково - Чоботы N 2	110	50
554	Чоботы	ОМВ	110	40
554	Чоботы	Чоботы - Передельцы I цепь	110	40
554	Чоботы	Чоботы - Передельцы II цепь	110	40
554	Чоботы	Чоботы - Полет N 1	110	40
554	Чоботы	Чоботы - Полет N 2	110	40
554	Чоботы	Чоботы - Солнцево N 1	110	40
554	Чоботы	Чоботы - Солнцево N 2	110	40
554	Чоботы	ШСМВ 1-2 сш	110	40
372	Чухлинка	Т-1	110	40
372	Чухлинка	Т-2	110	40
372	Чухлинка	Чагино - Чухлинка I	110	40
372	Чухлинка	Чагино - Чухлинка II	110	40
372	Чухлинка	Чухлинка - Карачарово I	110	40
372	Чухлинка	Чухлинка - Карачарово II	110	40
566	Шарово	Демихово - Шарово	110	20
566	Шарово	Орехово - Шарово отп. 609	110	20
566	Шарово	Т-1	110	20
566	Шарово	Т-2	110	20
566	Шарово	ШСМВ 1-2 сш	110	20
566	Шарово	Шарово - Ликино I	110	20
566	Шарово	Шарово - Ликино II	110	20
С05	Шатурская ГРЭС	1АТ	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	3АТ	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	Рошаль Восточная с отп.	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	Рошаль Западная с отп.	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	СЭВ-112	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	Т-4	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	Т-5	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	ШСЭВ-110	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	ШСЭВ-120	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Бруски	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Гребчиха	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Дулево с отп.	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Кривандино	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Спортивная Северная	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Спортивная Южная	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	Шатура - Экситон с отп.	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	ЭВ 110 кВ 1ТР	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	ЭВ 110 кВ 2ТР	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	ЭВ 110 кВ 3ТР	110	40
С05	Шатурская ГРЭС	ЭВ 2АТ 110 кВ	110	40
406	Шаховская	Т-1	110	20
406	Шаховская	Т-2	110	20
249	Шевардино	СМВ 1-2с	110	18,4
606	Шелепиха	ЭВ КВЛ 110 кВ Очаково - Ходынка с отпайкой на ПС Шелепиха	110	40
468	Шелковка	Можайск - Шелковка	110	40
468	Шелковка	СЭВ 110 кВ	110	40
468	Шелковка	Сухарево - Шелковка	110	40
468	Шелковка	Т-1	110	40
468	Шелковка	Т-2	110	40
429	Шереметьево	ШСЭВ 110 кВ	110	63
429	Шереметьево	ЭВ ВЛ 110 кВ Луговая - Шереметьево	110	63
429	Шереметьево	ЭВ ВЛ 110 кВ Шереметьево - Б. Раст	110	63
429	Шереметьево	ЭВ 110 кВ Т-1	110	63
429	Шереметьево	ЭВ 110 кВ Т-2	110	63
429	Шереметьево	ЭВ КВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово с отп. на ПС Аксаково	110	63
660	Шерна	Ногинск - Шерна отп. 380	110	20
660	Шерна	Шерна - Черноголовка	110	20
666	Шибаново	АТ-1	110	40
666	Шибаново	АТ-2	110	40
666	Шибаново	ОМВ 6 Об. сш.	110	40
666	Шибаново	ОМВ 7 Об. сш.	110	40
666	Шибаново	СМВ 2-3 сш	110	40
666	Шибаново	СМВ 4-5 сш	110	40
666	Шибаново	ШСМВ 2-4 сш	110	40
666	Шибаново	ШСМВ 3-5 сш	110	40
666	Шибаново	Шибаново - Афанасово	110	40
666	Шибаново	Шибаново - Дружба	110	40
666	Шибаново	Шибаново - Дуговая I	110	40
666	Шибаново	Шибаново - Дуговая II	110	40
666	Шибаново	Шибаново - Лента I	110	40
666	Шибаново	Шибаново - Лента II	110	40
666	Шибаново	Шибаново - Павлово I	110	40
666	Шибаново	Шибаново - Павлово II	110	40
666	Шибаново	Шибаново - ТЭЦ 29 II	110	40
666	Шибаново	Шибаново - ТЭЦ-29 I	110	40
666	Шибаново	Шибаново - Электросталь I	110	40
666	Шибаново	Шибаново - Электросталь II	110	40
863	Шипиловская	Борисово - Шипиловская N 1	110	40
863	Шипиловская	Борисово - Шипиловская N 2	110	40
863	Шипиловская	Т-1	110	40
863	Шипиловская	Т-2	110	40
863	Шипиловская	ШСЭВ	110	40
102	Шиферная	Федино - Шиферная I	110	40
102	Шиферная	Федино - Шиферная II	110	40
102	Шиферная	Шиферная I отп. 113	110	40
102	Шиферная	Шиферная II отп. 113	110	40
652	Шульгино	Булгаково - Шульгино	110	40
652	Шульгино	Кудиново - Шульгино	110	40
652	Шульгино	Ногинск - Шульгино	110	40
652	Шульгино	СМВ 1-2с	110	40
652	Шульгино	Т-1	110	40
652	Шульгино	Т-2	110	40
652	Шульгино	Шульгино - Дроздово	110	25
706	Щапово	СЭВ 110 кВ	110	40
706	Щапово	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
706	Щапово	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
706	Щапово	ЭВ ВЛ 110 кВ Лесная - Щапово	110	40
706	Щапово	ЭВ КВЛ 110 кВ Фетищево - Щапово	110	40
047	Щелково	ЭВ ВЛ 110 кВ Гребнево - Щелково	110	40
047	Щелково	ЭВ ВЛ 110 кВ Трубино - Щелково	110	40
152	Экран	Орево - Экран	110	20
152	Экран	СМВ 1-2 с	110	20
152	Экран	Темпы - Экран	110	20
152	Экран	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
152	Экран	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
626	Экситон	Ликино - Экситон	110	40
626	Экситон	Шатура - Экситон отп. 216	110	40
626	Экситон	Экситон - Афанасово	110	40
626	Экситон	Экситон - Дружба	110	50
080	Электрозаводская	Т-1	110	40
080	Электрозаводская	Т-2	110	40
130	Электросталь	Краматорская I	110	26,3
130	Электросталь	Краматорская II	110	26,3
130	Электросталь	МВ 110 кВТ-1	110	26,3
130	Электросталь	МВ 110 кВТ-2	110	26,3
130	Электросталь	МВ 110 кВТ-4	110	26,3
130	Электросталь	МВ110 кВ Т-3	110	26,3
130	Электросталь	ШСМВ 1-2 сш	110	26,3
130	Электросталь	Шибаново - Электросталь I	110	26,3
130	Электросталь	Шибаново - Электросталь II	110	26,3
644	Электроугли	СМВ 1-2 с	110	20
644	Электроугли	ЭВ Т1-110 кВ	110	40
644	Электроугли	ЭВ Т2-110 кВ	110	40
686	Эра	МВ 110 кВТ-1	110	42
686	Эра	МВ 110 кВТ-2	110	42
686	Эра	МВ ВЛ 110 кВ Менделеево - Эра с отпайкой на ПС Время	110	42
686	Эра	МВ ВЛ 110 кВ Омега - Эра II цепь	110	42
686	Эра	ОЭВ 110 кВ	110	40
686	Эра	Сигма - Эра отп. 829	110	40
686	Эра	ШСМВ 110 кВ	110	42
686	Эра	ШСЭВ 110 кВ (Проект)	110	40
686	Эра	ЭВ 110 кВ Т-1 (Проект)	110	40
686	Эра	ЭВ 110 кВ Т-2 (Проект)	110	40
686	Эра	ЭВ ВЛ 110 кВ Менделеево - Эра с отп.	110	40
686	Эра	ЭВ ВЛ 110 кВ Октябрьская - Эра	110	40
686	Эра	ЭВ ВЛ 110 кВ Омега - Эра I цепь	110	40
686	Эра	ЭВ ВЛ 110 кВ Омега - Эра II цепь (Проект)	110	40
686	Эра	ЭВ ВЛ 110 кВ Сигма - Эра (Проект)	110	40
686	Эра	ЭВ КЛ 110 кВ Новомалино - Эра N 1 (проект)	110	40
686	Эра	ЭВ КЛ 110 кВ Новомалино - Эра N 2 (проект)	110	40
776	Юбилейная	СЭВ 1-2с	110	40
776	Юбилейная	Т-1	110	40
776	Юбилейная	Т-2	110	40
776	Юбилейная	Чагино - Юбилейная	110	40
776	Юбилейная	Юбилейная - Красково с отп. 069	110	40
650	Юдино	СЭВ 110 кВ	110	40
650	Юдино	ЭВ ВЛ 110 кВ Черноголовка - Дальняя I цепь с отпайками	110	40
650	Юдино	ЭВ ВЛ 110 кВ Черноголовка - Дальняя II цепь с отпайками	110	40
213	Южная	ШСЭВ 1 сек 110 кВ	110	40
213	Южная	ШСЭВ 2 сек 110 кВ	110	40
213	Южная	ЭВ I СШ 110 кВ АТ-1	110	40
213	Южная	ЭВ I СШ 110 кВ АТ-2	110	40
213	Южная	ЭВ I СШ 110 кВ Т-3	110	40
213	Южная	ЭВ II СШ 110 кВ АТ-1	110	40
213	Южная	ЭВ II СШ 110 кВ АТ-2	110	40
213	Южная	ЭВ II СШ 110 кВ Т-3	110	40
213	Южная	ЭВ ВЛ 110 кВ Южная - Сабурово с отпайкой на ПС Беляево	110	40
213	Южная	ЭВ ВЛ 110 кВ Южная 301	110	40
213	Южная	ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная II цепь	110	40
213	Южная	ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная III	110	40
213	Южная	ЭВ КВЛ 110 кВ Автозаводская - Южная N 1	110	40
213	Южная	ЭВ КВЛ 110 кВ Кожухово - Южная	110	40
213	Южная	ЭВ КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная I с отпайкой	110	40
213	Южная	ЭВ КВЛ 110 кВ Черемушки - Южная II с отпайкой	110	40
824	Юрьево	БСК-1	110	40
824	Юрьево	БСК-2	110	40
824	Юрьево	БСК-3	110	40
824	Юрьево	Константиново - Юрьево I цепь	110	18,4
824	Юрьево	Константиново - Юрьево II цепь	110	18,4
824	Юрьево	ОМВ	110	18,4
824	Юрьево	Т-1	110	18,4
824	Юрьево	Т-2	110	18,4
824	Юрьево	ШСМВ 1-2 сш	110	18,4
824	Юрьево	Юрьево - Темпы I цепь с отпайками	110	18,4
824	Юрьево	Юрьево - Темпы II цепь с отпайками	110	18,4
580	Яганово	ММВ 1-2 с	110	20
580	Яганово	Т-1	110	20
580	Яганово	Т-2	110	20
580	Яганово	Т-2 (проект)	110	31,5
683	Ядрошино	МВ перемычки 110 кВ	110	25
683	Ядрошино	Т-2	110	20
683	Ядрошино	ШСЭВ 110 кВ	110	40
683	Ядрошино	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
683	Ядрошино	ЭВ 110 кВ Т-2 (Проект)	110	40
683	Ядрошино	ЭВ ВЛ 110 кВ Румянцево - Ядрошино	110	40
683	Ядрошино	ЭВ ВЛ 110 кВ Ядрошино - Пернатово (Проект)	110	40
425	Яковлево	Пахра - Яковлево	110	31,5
425	Яковлево	СЭВ 1-2с	110	31,5
425	Яковлево	Т-1	110	31,5
425	Яковлево	Т-2	110	31,5
425	Яковлево	Яковлево - Тураево с отп. 755, 23	110	31,5
759	Ямуга	ОЭВ	110	40
759	Ямуга	Радищево - Ямуга I	110	20
759	Ямуга	Радищево - Ямуга II	110	20
759	Ямуга	Т-1	110	40
759	Ямуга	Т-2	110	40
759	Ямуга	ШСМВ 1-2 сш	110	20
759	Ямуга	Ямуга - Решетниково I с отп. 778	110	40
759	Ямуга	Ямуга - Решетниково II с отп. 778	110	40
209	Ярославская	СЭВ 110 кВ	110	40
209	Ярославская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
209	Ярославская	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
209	Ярославская	ЭВ ВЛ 110 кВ Бужаниново - Ярославская	110	40
209	Ярославская	ЭВ ВЛ 110 кВ Ярцево - Ярославская	110	40
760	Ясенево	АТ-1	110	50
760	Ясенево	АТ-2	110	50
760	Ясенево	Битца - Ясенево с отпайкой на ПС Профсоюзная	110	50
760	Ясенево	ОМВ	110	50
760	Ясенево	ШСМВ 1-2 сш	110	50
760	Ясенево	Ясенево - Гавриково I цепь	110	40
760	Ясенево	Ясенево - Гавриково II цепь	110	40
760	Ясенево	Ясенево - Профсоюзная	110	50
760	Ясенево	Ясенево - Теплый Стан	110	50
396	Яузская	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
396	Яузская	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
127	Яхрома	ШСЭВ 110 кВ	110	40
127	Яхрома	ЭВ 110 кВ Т-1	110	40
127	Яхрома	ЭВ 110 кВ Т-2	110	40
127	Яхрома	ЭВ ВЛ 110 кВ Новософрино - Яхрома I цепь с отп.	110	40
127	Яхрома	ЭВ ВЛ 110 кВ Новософрино - Яхрома II цепь с отп.	110	40
127	Яхрома	ЭВ ВЛ 110 кВ Яхрома - Дмитров	110	40
127	Яхрома	ЭВ ВЛ 110 кВ Яхрома - Ишка II цепь	110	40
127	Яхрома	ЭВ ВЛ 110 кВ Яхрома - Комсомольская	110	40
127	Яхрома	ЭВ ВЛ 110 кВ Яхрома - Перемилово	110	40

Таблица 3

Результаты расчетов токов к.з. на шинах энергообъектов восточных электрических сетей на 01.01.2021

Номер ПС	Наименование энергообъекта	U, кВ	Номер сек. (с.ш.)	I.откл. выключателя, кА	Ток к.з. на 01.01.2021
					I.(3), кА	I.(1), кА
005	ПС 110 кВ Балашиха	110	1	31,5; 40	17,2	14,3
			2		16,7	13,8
016	ПС 110 кВ Дятлово	110	1	25	7,9	6,0
			2		7,9	6,0
021	ПС 110 кВ Афанасово тяг.	110	1	18,4; 40	20,9	20,2
			2		20,9	20,2
022	ПС 110 кВ Кучино	110	1	31,5	17,8	13,6
			2		17,8	13,6
026	ПС 110 кВ Монино	110	1	18,3; 20; 26; 26,3; 40	11,9	11,0
			2		11,9	11,0
029	ПС 110 кВ Тепловозная	110	1	-	15,1	14,4
			2		15,1	14,4
038	ПС 110 кВ Бережки	110	1	25	7,3	6,9
			2		7,3	6,9
043	ПС 110 кВ Истомкино	110	1	25; 31,5	10,7	10,9
			2		10,8	11,2
047	ПС 110 кВ Щелково	110	1	40	9,7	8,0
			2		13,6	11,8
051	ПС 110 кВ Егорьевск	110	1	40	10,5	11,5
			2		10,5	11,5
052	ПС 110 кВ Двойня	110	1	20	5,5	4,8
			2		5,5	4,8
062	ПС 110 кВ Зарайск	110	1	18,4; 40	13,3	11,3
			2		13,3	11,3
073	ПС 110 кВ Озеры	110	1	18,4; 20; 26,3	8,9	7,7
			2		8,9	7,7
074	ПС 110 кВ Непецино	110	1	40	9,0	7,5
			2		9,0	7,5
075	ПС 110 кВ Коломна	110	1	26,3; 31,5; 40	16,8	16,6
			2		16,8	16,6
079	ПС 110 кВ Ловцы	110	1	25; 40	3,9	2,9
			2		3,9	2,9
083	ПС 110 кВ Райки	110	1	20	11,5	9,9
			2		11,5	9,9
084	ПС 110 кВ Глухово	110	1	40	7,1	6,5
			2		9,6	7,6
085	ПС 110 кВ Куровская	110	1	20	8,1	6,5
			2		8,0	6,3
086	ПС 110 кВ Рошаль	110	1	20; 40	11,8	7,9
			2		11,8	7,9
088	ПС 110 кВ Крутое	110	1	40	15,2	14,2
			2		15,1	14,1
089	ПС 110 кВ Авсюнино	110	1	20	7,7	6,4
			2		7,7	6,4
100	ПС 110 кВ Купавна	110	1	25	13,8	10,2
			2		13,8	10,2
102	ПС 110 кВ Шиферная	110	1	40	16,7	14,4
			2		16,8	14,4
113	ПС 110 кВ Колыберово	110	1	40	17,7	14,9
			2		17,7	14,9
130	ПС 110 кВ Электросталь	110	1	26,3	11,0	8,2
			2		11,5	10,8
153	ПС 110 кВ Рубин	110	1	40	8,9	7,5
			2		8,9	7,5
154	ПС 110 кВ Суворово	110	1	26,3; 31,5; 40	22,3	20,3
			2		22,3	20,3
155	ПС 110 кВ Радовицы	110	1	20	4,8	4,1
			2		4,8	4,1
157	ПС 220 кВ Горенки	220	1	50	27,9	26,1
			2		27,9	26,1
		110	1	50	31,6	34,6
			2		31,6	34,6
168	ПС 110 кВ Фаустово	110	1	-	7,9	6,9
			2		8,2	7,1
172	ПС 110 кВ Тимохово	110	1	20	13,2	10,1
			2		12,3	9,7
177	ПС 110 кВ Орехово	110	1	25; 26,3; 40	18,6	18,3
			2		18,6	18,3
194	ПС 110 кВ Кислородная	110	1	25; 40	21,1	19,6
			2		17,3	16,5
201	ПС 110 кВ Серная	110	1	50	5,1	4,9
			2		6,8	6,5
206	ПС 110 кВ Фрязино	110	1	40	21,8	19,4
			2		21,8	19,4
212	ПС 220 кВ Восточная	220	1	40	26,8	24,5
			3		34,8	36,7
		110	1	26,3	28,1	27,6
			2		17,6	16,5
			3		5,8	7,0
216	ПС 110 кВ Губино	110	1	-	6,5	4,6
			2		8,1	5,6
242	ПС 110 кВ Булгаково	110	1	20; 40	14,8	11,8
			2		12,5	10,2
251	ПС 110 кВ Водовод	110	1	50	16,0	14,2
			2		16,0	14,2
258	ПС 110 кВ Демихово	110	1	40	12,7	11,5
			2		13,6	11,5
270	ПС 110 кВ Дулево	110	1	42	9,8	7,6
			2		9,8	7,6
297	ПС 110 кВ Затишье	110	1	31,5; 40	12,8	10,1
			2		12,8	10,0
306	ПС 110 кВ Дроздово	110	1	20	16,9	13,8
			2		13,3	11,6
317	ПС 110 кВ Мисцево	110	1	-	7,7	6,2
			2		7,7	6,2
333	ПС 110 кВ Ельня	110	1	31,5; 40	9,2	7,7
			2		8,8	7,7
340	ПС 110 кВ Дуговая	110	1	40; 42	13,0	11,6
			2		11,3	10,8
356	ПС 110 кВ Павлово	110	1	26,3	17,7	15,8
			2		17,7	15,8
360	ПС 110 кВ Белоомут	110	1	25	4,0	3,3
			2		4,0	3,3
375	ПС 220 кВ Стачка	220	1	25	13,5	11,4
			2		13,5	11,4
		110	1	31,5	20,5	21,6
			2		20,5	21,6
380	ПС 110 кВ Захарово	110	1	40	6,3	6,1
			2		11,8	10,2
401	ПС 220 кВ Голутвин	220	1	40; 50	16,2	14,9
			2		16,2	14,9
		110	1	40	21,4	24,3
			2		21,4	24,3
403	ПС 110 кВ Воскресенск тяговая	110	1	20	9,3	7,6
			2		6,8	6,0
404	ПС 110 кВ Луховицы тяговая	110	1	40	9,8	7,3
			2		9,8	7,3
413	ПС 110 кВ Алпатьево тяговая	110	1	20	11,7	9,0
			2		11,7	9,0
414	ПС 110 кВ Кудиново	110	1	26,3	19,8	17,1
			2		19,8	17,1
415	ПС 110 кВ Ликино	110	1		14,1	12,1
			2		14,1	12,1
419	ПС 110 кВ Минеральная	110	1	40	21,1	17,4
			2		21,1	17,4
430	ПС 110 кВ Лопатино	110	1	20; 40	13,3	12,5
			2		13,3	12,5
450	ПС 220 кВ Пески	220	1	25	18,8	15,5
			2		18,8	15,5
		110	1	40; 42; 50	23,0	23,8
			2		23,0	23,8
451	ПС 110 кВ Кривандино	110	1	18,4	10,4	8,0
			2		10,4	8,0
452	ПС 110 кВ Черусти тяг.	110	1	18,4	6,2	4,8
			2		6,2	4,8
453	ПС 110 кВ Запутная	110	1	18,4	9,4	8,0
			2		9,4	8,0
456	ПС 110 кВ Маслово	110	1	18,4; 20	7,0	5,7
			2		7,0	5,7
469	ПС 110 кВ Кукшево	110	1	-	9,0	9,5
			2		9,0	9,5
477	ПС 110 кВ Бруски	110	1	40	9,3	8,1
			2		9,3	8,1
486	ПС 110 кВ Макеево тяговая	110	1	20	5,4	4,4
			2		5,4	4,4
488	ПС 110 кВ Ткач	110	1	-	8,2	8,7
			2		8,2	8,7
490	ПС 110 кВ Ясная	110	1	-	26,0	25,6
			2		27,3	26,6
495	ПС 110 кВ Щурово	110	1	-	12,0	10,5
			2		12,0	10,6
504	ПС 500 кВ Ногинск	500	1	63	25,9	21,7
		220	1	63	16,5	15,3
			2		20,0	17,2
		110	1	63	15,8	11,6
			2		17,7	22,0
			3		13,5	15,5
			4		13,1	15,6
530	ПС 110 кВ Фосфоритная	110	1	40	8,6	6,6
			2		8,6	6,6
535	ПС 110 кВ Азотная	110	1	40	14,2	13,3
			2		7,1	6,9
537	ПС 110 кВ Виноградово тяговая	110	1	20; 40	7,7	6,9
			2		7,7	6,9
565	ПС 110 кВ Берендино тяговая	110	1	20	8,9	7,6
			2		8,9	7,6
566	ПС 110 кВ Шарово тяг.	110	1	20	14,8	12,7
			2		14,8	12,7
570	ПС 110 кВ Сетовка тяговая	110	1	20	7,1	6,4
			2		7,1	6,4
571	ПС 110 кВ Клишино	110	1	40	9,1	6,4
			2		9,1	6,4
579	ПС 110 кВ Черноголовка	110	1	26,3	9,1	7,3
			2		9,1	7,3
588	ПС 110 кВ Ива	110	1	18,4	9,9	7,6
			2		9,9	7,6
590	ПС 220 кВ Федино	220	1	25; 26,3	17,8	15,3
			2		17,8	15,3
		110	1	26,3; 42	20,8	21,5
			2		20,8	21,5
601	ПС 110 кВ Дружба	110	1	20	13,8	11,4
			2		13,8	11,4
602	ПС 110 кВ Боровое	110	1	40	10,3	8,7
			2		9,2	8,1
608	ПС 110 кВ Карьер	110	1	20; 40	17,6	15,1
			2		17,6	15,1
609	ПС 110 кВ Карболит	110	1	-	16,5	15,1
			2		17,1	16,0
611	ПС 110 кВ Городна	110	1	40	8,6	6,4
			2		8,6	6,4
626	ПС 110 кВ Экситон	110	1	40; 50	10,5	8,4
			2		7,4	6,4
640	ПС 110 кВ Агат	110	1	40	15,5	11,9
			2		15,1	11,7
641	ПС 110 кВ Гранит	110	1	40	6,2	5,2
			2		6,2	5,2
644	ПС 110 кВ Электроугли тяг.	110	1	20; 40	17,9	14,8
			2		17,9	14,8
650	ПС 110 кВ Юдино	110	1	40	7,3	6,1
			2		7,4	6,4
652	ПС 110 кВ Шульгино	110	1	25; 40	20,0	16,6
			2		20,0	16,6
656	ПС 110 кВ Митяево	110	1	20; 25	11,3	9,9
			2		11,3	9,9
659	ПС 110 кВ Бочманово	110	1	-	13,4	12,8
			2		13,4	12,6
660	ПС 110 кВ Шерна	110	1	20	7,1	5,2
			2		7,1	5,2
666	ПС 220 кВ Шибаново	220	1	35,5	21,9	18,3
			2		21,9	18,3
		110	1	40	25,8	29,0
			2		25,8	29,0
674	ПС 110 кВ Кашино тяг.	110	1	18,4; 40	9,3	8,8
			2		9,3	8,8
678	ПС 110 кВ Ларино	110	1	25; 40	14,2	10,5
			2		14,2	10,5
681	ПС 110 кВ Алмазово	110	1	40	13,9	12,3
			2		13,9	12,3
693	ПС 110 кВ Мох	110	1	40	3,9	3,1
			2		3,9	3,1
696	ПС 110 кВ Прогресс	110	1	18,4	18,9	15,5
			2		18,9	15,5
703	ПС 110 кВ Туменская	110	1	18,4	6,5	5,3
			2		6,5	5,3
705	ПС 110 кВ Жегалово	110	1	20; 25; 26,3; 50	16,3	13,7
			2		8,2	7,6
712	ПС 220 кВ Осетр	220	1	25; 40	11,4	9,0
			2		11,4	9,0
		110	1	20; 25	16,7	16,0
			2		16,7	16,0
715	ПС 110 кВ Старт	110	1	42	8,1	7,5
			2		8,1	7,5
722	ПС 110 кВ Чанки	110	1	18,4	13,8	11,5
			2		13,8	11,5
726	ПС 110 кВ Комплекс	110	1	-	10,9	9,7
			2		10,9	9,7
730	ПС 110 кВ Гребнево	110	1	26,3; 31,5; 40	14,6	12,9
			2		14,6	12,9
734	ПС 110 кВ Сирена	110	1	34; 40	9,7	10,6
			2		9,7	10,6
735	ПС 110 кВ Сосны	110	1	40	10,4	9,6
			2		10,4	10,3
736	ПС 110 кВ Бакунино	110	1	25	13,4	9,8
			2		13,4	9,8
737	ПС 110 кВ Неверово	110	1	40	10,9	10,1
			2		7,8	7,8
740	ПС 110 кВ Анциферово тяг.	110	1	20	12,1	9,1
			2		12,1	9,1
742	ПС 110 кВ Орбита	110	1	40	12,4	10,6
			2		12,4	10,6
753	ПС 110 кВ Прокат	110	1	-	13,0	11,5
			2		12,2	11,0
763	ПС 110 кВ Фабричная	110	1	18,4	10,0	8,5
			2		10,0	8,5
767	ПС 110 кВ Зуево	110	1	-	10,7	10,4
			2		10,7	10,4
768	ПС 110 кВ Гавриловская	110	1	18,4	9,7	8,0
			2		9,7	8,0
797	ПС 110 кВ Дизель	110	1	-	10,5	9,2
			2		10,5	9,1
808	ПС 110 кВ Вокзальная тяг.	110	1	20	7,3	5,5
			2		7,3	5,5
812	ПС 110 кВ Бисерово	110	1	-	8,5	6,9
			2		8,5	6,9
817	ПС 110 кВ Спортивная	110	1	40	22,6	22,1
			2		22,5	22,1
818	ПС 110 кВ Ботино	110	1	40	17,0	13,6
			2		17,0	13,6
819	ПС 110 кВ Мишеронь	110	1	20; 40	8,1	5,0
			2		8,1	5,0
821	ПС 110 кВ Гребчиха	110	1	40	8,8	6,5
			2		8,8	6,5
822	ПС 110 кВ Гуслица	110	1	20	8,8	6,9
			2		8,8	6,9
827	ПС 110 кВ Городок	110	1	40	8,8	7,4
			2		8,8	7,4
831	ПС 220 кВ Крона	220	1	40	10,9	9,5
			2		10,9	9,5
871	ПС 220 кВ Кроношпан	220	1	63	12,5	12,2
			2		12,5	12,2
-	ГРЭС-3	220	1	25	14,3	14,3
			2		14,8	14,6
		110	1	18,4; 20; 50	13,3	12,8
-	Шатурская ГРЭС	220	1	40; 50	31,5	35,9
			2		31,5	35,9
			3		31,5	35,9
			4		31,5	35,9
		110	1	40	31,0	36,7
			2		31,0	36,7
			3		31,0	36,7
-	ТЭЦ-29	110	1	25; 40	21,3	20,3
			2		21,3	20,3

Таблица 4

Результаты расчетов токов к.з. на шинах энергообъектов западных электрических сетей на 01.01.2021

Номер ПС	Наименование энергообъекта	U, кВ	Номер сек. (с.ш.)	I.откл. выключателя, кА	Ток к.з. на 01.01.2021
					I.(3), кА	I.(1), кА
011	ПС 110 кВ Соловьево	110	1	-	15,3	13,5
			2		16,4	14,0
025	ПС 220 кВ Встреча	220	1	40; 50	26,1	21,2
			2		26,1	21,2
		110	1	40	26,1	26,9
			2		26,1	26,9
064	ПС 110 кВ Барвиха	110	1	31,5	20,3	18,5
			2		20,3	18,5
067	ПС 110 кВ Усово	110	1	25	9,3	9,3
			2		11,7	11,5
107	ПС 220 кВ Кедрово	220	1	26,3; 31,5; 40; 50	25,1	21,2
			1		25,1	21,2
		110	1	26,3; 35,5; 40	25,8	25,5
			2		25,8	25,5
117	ПС 110 кВ Голицыно	110	1	40	24,5	18,7
			2		24,5	18,7
118	ПС 110 кВ Кубинка	110	1	40	23,2	15,9
			2		23,2	15,9
151	ПС 220 кВ Шмелево	220	3	26,3; 40; 50	15,4	11,8
			4		15,4	11,8
158	ПС 110 кВ Мишуково	110	1	20; 40	14,4	10,9
			2		14,4	10,9
171	ПС 110 кВ Сычи	110	1	20	7,2	5,8
			2		7,2	5,8
178	ПС 110 кВ Вяземы	110	1	25	19,8	15,6
			2		19,8	15,6
188	ПС 110 кВ Одинцово	110	1	40; 50	24,2	24,2
			2		24,2	24,2
			3		24,2	24,2
			4		24,2	24,2
189	ПС 110 кВ Успенская	110	2	20	10,6	8,7
218	ПС 110 кВ Газовая	110	1	-	11,3	11,1
			2		11,3	11,1
249	ПС 110 кВ Шевардино	110	1	18,4	6,2	4,9
			2		6,2	4,9
260	ПС 110 кВ Дедово	110	1	40	14,4	12,4
			2		14,4	12,4
302	ПС 110 кВ Анино	110	1	-	8,0	6,5
308	ПС 110 кВ Наро-Фоминск	110	1	18,4; 31,5; 40; 50	20,1	15,3
			2		20,1	15,3
316	ПС 110 кВ Дарьино	110	1	31,5	17,7	17,6
			2		17,7	17,6
331	ПС 110 кВ Бородино	110	1	18,4; 31,5	6,3	4,9
			2		6,3	4,9
355	ПС 110 кВ Можайск	110	1	18,4; 31,5; 40	9,1	8,3
			2		9,1	8,3
381	ПС 110 кВ Хващевская	110	1	25	6,8	5,2
			2		6,8	5,3
390	ПС 110 кВ Тучково	110	1	20	6,6	5,0
			2		6,7	5,1
392	ПС 110 кВ Верея	110	1	25; 40	4,1	3,6
			2		4,1	3,6
395	ПС 110 кВ Панфиловская	110	1	40	10,7	9,4
			2		10,7	9,4
405	ПС 110 кВ Волоколамск	110	1	18,4; 40	13,3	13,0
			2		13,3	13,0
406	ПС 110 кВ Шаховская	110	1	20	4,8	4,0
			2		5,0	4,1
409	ПС 110 кВ Лотошино	110	1	-	4,0	3,2
			2		4,0	3,2
418	ПС 110 кВ Руза	110	1	31,5; 40	6,6	5,1
			2		6,6	5,1
422	ПС 110 кВ Манихино	110	1	20; 40	12,9	11,1
			2		12,9	11,1
423	ПС 110 кВ Румянцево	110	1	20	6,6	6,5
			2		6,6	6,5
424	ПС 110 кВ Чисмена	110	1	18,4; 40	6,8	6,2
			2		6,8	6,2
435	ПС 110 кВ Полянка	110	1	40	12,2	11,2
			2		12,2	11,2
441	ПС 110 кВ Железнодорожная	110	1	20	24,5	24,1
			2		24,5	24,1
468	ПС 110 кВ Шелковка	110	1	40	6,5	5,5
			2		6,5	5,5
475	ПС 220 кВ Луч	220	1	25; 50	11,1	8,7
			2		11,1	8,7
		110	1	18,4; 20; 31,5; 40	13,1	13,7
			2		13,1	13,7
483	ПС 110 кВ Ивановская	110	1	40	12,2	9,8
			2		12,2	9,8
515	ПС 500 кВ Дорохово	500	1	40	8,4	7,4
		220	1	40	19,9	18,0
			2	40	19,9	18,0
521	ПС 110 кВ Кольцевая	110	1	18,4	17,9	12,5
			2		17,9	12,5
526	ПС 110 кВ Акулово	110	1	-	10,6	7,1
			2		10,6	7,1
534	ПС 750 кВ Грибово	750	1	40	7,5	6,4
		500	1	40	10,3	9,5
		220	1	40	16,6	16,4
			2		16,6	16,4
		110	1	40	15,7	18,5
			2		15,7	18,5
544	ПС 110 кВ Дюдьково	110	1	20	9,0	6,0
			2		9,0	6,0
550	ПС 110 кВ Каринская	110	1	-	9,7	6,3
			2		9,7	6,3
551	ПС 110 кВ Пернатово	110	1	20	8,4	8,5
			2		8,4	8,5
552	ПС 110 кВ Чеховская	110	1	20	13,0	13,9
556	ПС 110 кВ Кукарино	110	1	25; 40	6,7	5,5
			2		6,7	5,5
575	ПС 110 кВ Селятино	110	1	18,4; 40	14,2	13,1
			2		14,2	13,1
582	ПС 220 кВ Котово	220	1	40	15,2	13,5
			2		15,2	13,5
584	ПС 110 кВ Звенигород	110	1	25	5,5	4,5
			2		5,2	4,4
595	ПС 110 кВ Лидино	110	1	40; 50	7,2	5,8
			2		7,2	5,8
645	ПС 110 кВ Сушкинская	110	1	-	16,2	11,1
			2		16,2	11,1
683	ПС 110 кВ Ядрошино	110	1	20; 25; 40	7,4	8,3
			2		7,4	8,3
700	ПС 220 кВ Дровнино	220	1	25; 40	9,1	7,7
			2		9,1	7,7
		110	1	20; 31,5; 50	11,8	12,6
			2		11,8	12,6
701	ПС 110 кВ Сухарево	110	1	31,5; 40	7,7	6,1
			2		7,7	6,1
704	ПС 110 кВ Макарово	110	1	18,4; 40	7,6	6,8
			2		7,6	6,8
714	ПС 110 кВ Давыдково	110	1	-	6,2	5,4
			2		6,2	5,4
732	ПС 110 кВ Мухино	110	1	20; 25	8,4	6,7
			2		8,4	6,7
757	ПС 110 кВ Медведевская	110	1	40	22,4	22,5
			2		22,4	22,5
772	ПС 220 кВ Латышская	220	1	40	16,8	14,6
			2		16,8	14,6
782	ПС 110 кВ Мамоново	110	1	40	19,8	19,1
			2		20,3	19,9
783	ПС 110 кВ Отрадное	110	1	40	21,8	21,6
			2		21,8	21,6
789	ПС 110 кВ Наро-Осаново	110	1	-	15,3	11,1
			2		15,3	11,1
802	ПС 110 кВ Духанино	110	1	20	9,7	6,3
			2		9,7	6,3
836	ПС 220 кВ Слобода	220	1	50	30,8	25,5
			2		30,8	25,5
		110	1	50	25,5	27,3
			2		25,5	27,3
842	ПС 220 кВ Подушкино	220	1	50	24,6	24,3
			2		24,6	24,3

Таблица 5

Результаты расчетов токов к.з. на шинах энергообъектов северных электрических сетей на 01.01.2021

Номер ПС	Наименование энергообъекта	U, кВ	Номер сек. (с.ш.)	I.откл. выключателя, кА	Ток к.з. на 01.01.2021
					I.(3), кА	I.(1), кА
009	ПС 110 кВ Подлипки	110	1	-	21,2	19,3
			2		18,1	17,5
015	ПС 110 кВ Роса	110	1	40	18,7	15,4
			2		18,7	15,4
020	ПС 110 кВ Алабушево	110	1	40	29,8	28,2
			2		29,8	28,2
028	ПС 110 кВ Ангелово	110	1	40	34,7	28,9
			2		34,7	28,9
035	ПС 110 кВ Октябрьская	110	1	40	39,2	32,1
			2		39,2	32,1
071	ПС 110 кВ Поварово	110	1	40	19,1	15,1
			2		19,1	15,1
082	ПС 110 кВ Павшино	110	1	40; 50	16,3	13,6
			2		6,9	7,6
094	ПС 110 кВ Загорск	110	1	20; 40	14,5	13,4
			2		14,5	13,4
103	ПС 110 кВ Полевая	110	1	-	5,2	4,6
			2		8,6	7,8
105	ПС 110 кВ Смена	110	1	18,4	16,3	14,6
			2		16,3	14,6
106	ПС 110 кВ Колонцово	110	1	25	24,4	22,5
			2		21,3	20,3
114	ПС 110 кВ Софрино	110	1	40	25,8	22,3
			2		25,8	22,3
116	ПС 110 кВ Солнечногорск	110	1	40	26,5	21,0
			2		26,5	21,0
127	ПС 110 кВ Яхрома	110	1	40	23,0	19,6
			2		23,0	19,6
129	ПС 110 кВ Талдом I	110	1	20; 26,3	9,0	7,7
			2		9,0	7,7
134	ПС 110 кВ Дубна	110	1	13,2	6,1	5,3
			2		5,9	5,2
140	ПС 220 кВ Радищево	220	1	25; 31,5; 50	29,8	23,6
			2		29,8	23,6
			3		29,8	23,6
			4		29,8	23,6
		110	1	26,3; 40	28,0	27,4
			2		28,0	27,4
145	ПС 110 кВ Нахабино	110	1	40	19,3	15,6
			2		19,3	15,6
150	ПС 110 кВ Смолино	110	1	40	8,7	8,1
			2		8,7	8,1
152	ПС 110 кВ Экран	110	1	20; 40	9,6	8,4
			2		9,6	8,4
156	ПС 110 кВ Химки	110	1	40	25,5	21,9
			2		25,5	21,9
159	ПС 110 кВ Бужаниново	110	1	18,4	12,1	9,9
			2		12,1	9,9
160	ПС 110 кВ Перемилово	110	1	40	19,4	16,5
			2		19,4	16,5
161	ПС 110 кВ Вашутино	110	1	-	-	-
			2		-	-
163	ПС 110 кВ Басово	110	1	40	25,3	21,2
166	ПС 110 кВ Жостово	110	1	50	13,3	11,3
			2		13,3	11,3
169	ПС 110 кВ Константиново	110	1	40	11,4	10,4
			2		11,4	10,3
181	ПС 110 кВ Клин	110	1	31,5; 40	13,1	10,6
			2		13,1	10,6
186	ПС 110 кВ Реммаш	110	1	40	6,3	5,4
			2		6,3	5,4
197	ПС 110 кВ Хотьково	110	1	20	17,7	14,3
			2		17,7	14,3
198	ПС 110 кВ Новые Подлипки	110	1	40; 50	20,4	20,6
			2		26,0	25,9
209	ПС 110 кВ Ярославская	110	1	40	9,4	7,5
			2		9,4	7,5
211	ПС 110 кВ Пионерская	110	1	-	16,3	14,6
			2		19,7	17,0
215	ПС 220 кВ Новософрино	220	1	26,3; 31,5; 50	26,6	20,3
			2		26,6	20,3
		110	1	40	27,5	25,8
			2		27,5	25,8
220	ПС 110 кВ Ельдигино	110	1	-	-	-
			2		-	-
228	ПС 110 кВ Зеленоградская	110	1	20; 40	15,3	12,5
			2		15,3	12,5
229	ПС 220 кВ Темпы	220	1	25; 26,3; 40; 50	21,8	16,7
			2		21,8	16,7
		110	1	31,5	20,4	21,8
			2		20,4	21,8
230	ПС 110 кВ Комсомольская	110	1	20; 40	16,8	12,8
			2		16,8	12,8
231	ПС 110 кВ Икша I	110	1	40	26,4	19,9
			2		26,4	19,9
232	ПС 110 кВ Икша II	110	1	20	20,4	15,0
			2		20,4	15,0
239	ПС 110 кВ Пушкино	110	1	40; 50	17,7	16,2
			2		17,7	16,2
255	ПС 110 кВ Костино	110	1	20; 40; 42	11,4	10,0
			2		11,4	10,0
257	ПС 220 кВ Хвойная	220	1	50	30,8	23,5
			2		30,8	23,5
		110	1	40	28,7	31,7
264	ПС 110 кВ Мцыри	110	1	26,3	17,9	12,3
			2		17,9	12,3
311	ПС 220 кВ Шуколово	220	1	40	10,8	8,9
			2		10,8	8,9
325	ПС 110 кВ Луговая	110	1	26,3; 40	20,9	16,5
			2		20,9	16,5
328	ПС 110 кВ Ожогино	110	1	-	-	-
			2		-	-
329	ПС 110 кВ Осиновка	110	1	-	10,0	8,7
			2		10,0	8,7
336	ПС 110 кВ Клязьма	110	1	50	23,9	22,7
			2		23,9	22,7
367	ПС 110 кВ Талдом II	110	1	20; 26,3; 40	9,0	7,7
			2		9,0	7,7
387	ПС 110 кВ Подрезково	110	1	40	23,6	18,1
			2		23,6	18,1
391	ПС 110 кВ Подсосино	110	1	40	11,2	8,8
			2		11,2	8,8
420	ПС 110 кВ Долгопрудная	110	1	40; 50	31,1	25,2
			2		31,1	25,2
429	ПС 110 кВ Шереметьево	110	1	63	16,8	13,5
			2		16,8	13,5
444	ПС 110 кВ Бутаково	110	1	40	35,0	31,5
			2		35,0	31,5
455	ПС 110 кВ Лобаново	110	1	-	18,4	14,5
			2		24,3	20,5
485	ПС 220 кВ Радуга	220	1	25	11,0	9,6
			2		11,0	9,6
511	ПС 750 кВ Белый Раст	750	1	40	15,0	13,6
		500	1	40	34,4	30,6
		110	1	40	35,5	36,9
			2		35,5	36,9
514	ПС 500 кВ Трубино	500	1	63	32,0	26,5
		220	1	63	29,7	24,9
			2		21,0	18,3
		110	1	63	27,4	28,3
			2		19,1	20,6
517	ПС 500 кВ Западная	500	1	63	32,7	27,8
		220	1	63	42,3	41,6
			3		42,3	41,6
533	ПС 110 кВ Вихрево	110	1	40	13,1	11,7
			2		13,1	11,7
540	ПС 220 кВ Ярцево	220	1	50	26,0	20,6
			2		26,0	20,6
			3		26,0	20,6
			4		26,0	20,6
		110	1	50	23,8	25,6
			2		23,8	25,6
541	ПС 110 кВ Речная	110	1	40	19,2	16,6
			2		19,2	16,6
547	ПС 110 кВ Желтиково	110	1	-	16,9	14,1
			2		16,9	14,0
555	ПС 110 кВ Игнатово	110	1	40	15,0	13,5
			2		15,0	13,5
585	ПС 110 кВ Дмитров	110	1	18,4; 20; 31,5; 40	18,1	17,8
			2		18,1	17,8
587	ПС 110 кВ Решетниково	110	1	40	11,8	9,1
			2		11,8	9,1
600	ПС 110 кВ Трудовая	110	1	-	20,8	13,6
			2		20,8	13,6
610	ПС 110 кВ Орево	110	1	20	9,1	8,2
			2		9,1	8,2
612	ПС 110 кВ Круг	110	1	40	3,1	2,3
			2		3,1	2,3
620	ПС 110 кВ Сестра	110	1	18,4	6,1	5,3
			2		5,9	5,2
625	ПС 110 кВ Залесье 1	110	1	-	9,2	7,3
			2		9,2	7,3
629	ПС 110 кВ Бурцево	110	1	-	18,1	14,8
			2		31,7	28,7
664	ПС 110 кВ Аксаково	110	1	40	11,4	7,6
			2		7,7	5,4
668	ПС 110 кВ Флагман	110	1	40	14,5	12,4
			2		14,5	12,4
669	ПС 110 кВ Рогачево	110	1	-	7,2	6,0
			2		7,0	5,9
670	ПС 110 кВ Вербилки	110	1	40	5,8	4,4
			2		5,8	4,4
671	ПС 220 кВ Старбеево	220	1	31,5; 40	28,5	25,4
			2		28,4	25,5
		110	1	50	42,2	43,9
			2		42,2	43,9
672	ПС 110 кВ Лешково	110	1	-	-	-
			2		-	-
675	ПС 110 кВ Голубая	110	1	-	12,4	9,2
			2		12,4	9,2
676	ПС 220 кВ Уча	220	1	40; 50	26,7	21,6
			2		26,7	21,6
		110	1	40; 50	30,9	32,4
			2		30,9	32,4
685	ПС 110 кВ Мамонтовская	110	1	18,4; 40	16,7	13,9
			2		16,7	13,9
688	ПС 110 кВ Планерная	110	1	40; 50	39,1	36,4
			2		39,1	36,4
709	ПС 110 кВ Чирково	110	1	40	14,0	13,0
			2		14,0	13,0
711	ПС 110 кВ Тополь	110	1	40; 50	23,5	20,5
			2		23,5	20,5
720	ПС 220 кВ Заря	220	1	25	17,1	13,7
			2		17,1	13,7
		110	1	40	13,4	15,1
			2		13,4	15,1
759	ПС 110 кВ Ямуга	110	1	20; 40	11,4	9,8
			2		11,4	9,8
765	ПС 110 кВ Сенеж	110	1	40	25,4	21,5
			2		25,4	21,5
769	ПС 110 кВ Алферово	110	1	25	10,6	8,1
			2		10,6	8,1
777	ПС 110 кВ Север	110	1	-	27,3	29,0
			2		27,3	29,0
778	ПС 110 кВ Зеркальная	110	1	40	9,3	6,7
			2		9,3	6,7
787	ПС 110 кВ Раменье	110	1	40	6,5	4,7
			2		6,5	4,6
794	ПС 110 кВ Верхняя	110	1	-	-	-
			2		-	-
800	ПС 110 кВ Аэропорт	110	1	50	31,7	25,6
			2		31,7	25,6
803	ПС 110 кВ Юркино	110	1	-	7,6	5,8
			2		7,5	5,6
823	ПС 110 кВ Кунья	110	1	20	9,4	7,7
			2		9,4	7,7
824	ПС 110 кВ Юрьево	110	1	18,4; 40	11,0	8,3
			2		11,0	8,3
826	ПС 110 кВ Гальцово	110	1	-	-	-
			2		-	-
829	ПС 110 кВ Время	110	1	40	13,3	9,5
			2		15,0	10,4
830	ПС 220 кВ Красногорская	220	1	50	27,6	26,1
			2		30,9	27,3
		110	1	40	22,3	23,0
			2		8,9	10,7
837	ПС 220 кВ Куркино	220	1	40	37,2	33,8
			2		38,2	34,5
840	ПС 220 кВ Омега	220	1	40	26,6	23,8
			2		26,6	23,8
		110	1	40	38,4	39,6
			2		38,4	39,6
860	ПС 220 кВ Ильинская	220	1	50	31,5	28,7
			2		34,0	30,3
877	ПС 110 кВ Мичурино	110	1	40	35,9	28,5
			2		35,7	28,3
-	Загорская ГАЭС	500	1	40	16,7	18,4
-	ТЭЦ-27	220	1	50	43,8	40,9
			2		43,8	40,9
			3		34,1	33,3
			4		43,8	40,9

Таблица 6

Результаты расчетов токов к.з. на шинах энергообъектов южных электрических сетей на 01.01.2021

Номер ПС	Наименование энергообъекта	U, кВ	Номер сек. (с.ш.)	I.откл. выключателя, кА	Ток к.з. на 01.01.2021
					I.(3), кА	I.(1), кА
002	ПС 110 кВ Красково	110	1	40	30,0	28,1
			2		30,9	28,7
014	ПС 110 кВ Апаренки	110	1	40	16,9	14,8
			2		16,9	14,8
023	ПС 110 кВ Кварц	110	1	20; 50	13,8	9,6
			2		12,8	9,2
044	ПС 110 кВ Серпухов	110	1	26,3; 31,5	11,4	10,4
			2		11,4	10,4
061	ПС 110 кВ Подольск	110	1	40	31,3	30,1
			2		31,3	30,1
065	ПС 110 кВ Транспортная	110	1	25	8,5	6,5
			2		3,0	3,0
069	ПС 110 кВ Котельники	110	1	-	23,6	21,6
			2		23,6	21,6
104	ПС 110 кВ Климовская	110	1	-	12,4	10,1
			2		12,4	10,1
173	ПС 110 кВ Цементная	110	1	31,5; 40	13,4	10,4
			2		13,3	9,2
174	ПС 110 кВ Лыткарино	110	1	31,5	18,5	17,3
			2		25,3	24,4
175	ПС 220 кВ ЦАГИ	220	1	25	8,9	8,2
			2		7,5	6,8
			3		14,8	12,7
		110	1	26,3; 40; 42	19,8	24,0
			2		19,8	24,0
182	ПС 220 кВ Гулево	220	1	35,5; 40	19,4	16,2
			2		20,3	16,8
		110	1	40	32,2	35,6
			2		32,2	35,6
187	ПС 110 кВ Лопасня	110	1	26,3; 31,5	11,5	10,7
			2		11,5	10,7
191	ПС 110 кВ Алеево	110	1	18,4	10,8	11,4
			2		5,1	5,0
217	ПС 110 кВ Компрессорная	110	1	-	5,8	4,8
219	ПС 220 кВ Стекольная	220	1	40	15,3	11,4
			2		15,3	11,4
227	ПС 110 кВ ЦРП	110	1	-	15,4	16,4
			2		15,4	15,8
243	ПС 110 кВ Нащекино	110	1	25; 40	6,6	5,5
			2		6,7	5,9
244	ПС 110 кВ Глубокое	110	1	-	7,2	5,5
			2		7,1	5,5
245	ПС 110 кВ Пятницкая	110	1	25	7,9	6,4
			2		7,9	6,4
246	ПС 110 кВ Ляхово	110	1	40	5,0	4,4
			2		5,0	4,4
263	ПС 220 кВ Нежино	220	1	25; 26,3; 35,5	22,1	18,0
			2		22,1	18,0
		110	1	26,3; 31,5	16,3	17,5
			2		16,3	17,5
266	ПС 110 кВ Бор	110	1	40	16,4	14,0
			2		16,4	14,0
300	ПС 110 кВ Дворики	110	1	40	8,2	7,5
			2		8,3	7,4
309	ПС 110 кВ Болятино	110	1	40; 42; 50	30,0	25,5
			2		30,0	25,5
318	ПС 110 кВ Тураево	110	1	40	26,2	24,7
			2		26,2	24,7
319	ПС 110 кВ Лаговская	110	1	20; 26,3; 40	11,8	9,4
			2		11,8	9,4
320	ПС 110 кВ Новодомодедово	110	1	26,3; 31,5; 50	14,7	15,1
			2		10,6	10,3
322	ПС 110 кВ Барыбино	110	1	18,4; 20	10,6	8,6
			2		10,6	8,6
323	ПС 110 кВ Жилево	110	1	18,4; 20; 40	5,6	4,9
			2		5,6	4,9
339	ПС 110 кВ Ожерелье	110	1	18,4; 20	14,7	13,1
			2		14,7	13,1
341	ПС 220 кВ Мячково	220	1	25	17,3	14,9
			2		17,3	14,9
		110	1	26,3; 40	26,0	26,4
			2		23,4	23,7
352	ПС 110 кВ Гжель	110	1	18,4; 31,5	11,6	10,4
			2		11,6	10,4
354	ПС 110 кВ Никоново	110	1	31,5; 40	10,4	8,9
			2		10,4	8,9
362	ПС 110 кВ Таруса	110	1	20	3,8	3,2
			2		3,8	3,0
364	ПС 110 кВ Богатищево	110	1	40	7,1	6,2
			2		7,1	6,2
366	ПС 110 кВ Донино	110	1	40	14,9	13,5
			2		14,9	13,5
379	ПС 110 кВ Хомутово	110	1	40	8,1	7,8
			2		8,1	7,8
382	ПС 110 кВ Венюково	110	1	-	10,3	8,7
			2		10,4	8,8
383	ПС 110 кВ Бронницы тяговая	110	1	20	9,9	8,7
			2		9,9	8,7
399	ПС 110 кВ Добрыниха	110	1	50	6,4	5,8
			2		7,7	6,7
400	ПС 220 кВ Ока	220	1	25; 63	20,9	17,8
			2		20,9	17,8
		110	1	31,5	17,4	19,5
			2		17,4	19,5
410	ПС 110 кВ Коксогаз	110	1	-	15,0	12,8
			2		16,3	13,4
425	ПС 110 кВ Яковлево	110	1	31,5	9,0	7,4
			2		9,0	7,4
432	ПС 110 кВ Пурлово	110	1	40	12,9	9,2
			2		12,9	9,2
433	ПС 110 кВ Узуново	110	1	20	6,4	5,9
			2		6,4	5,9
434	ПС 110 кВ Малаховка	110	1	31,5	14,2	11,2
			2		15,1	12,0
436	ПС 110 кВ Степная	110	1	-	6,1	4,6
447	ПС 110 кВ Пущино	110	1	26,3; 31,5; 40	6,8	6,2
			2		6,8	6,2
448	ПС 110 кВ Овражки	110	1	20	13,3	10,6
			2		14,9	11,9
454	ПС 110 кВ Расторгуево	110	1	25	13,0	9,4
			2		13,0	9,4
459	ПС 110 кВ Калиново	110	1	-	8,2	6,9
470	ПС 110 кВ Томилино	110	1	40	27,7	23,6
			2		27,7	23,6
478	ПС 110 кВ Талеж	110	1	25	5,8	4,8
			2		5,8	4,8
480	ПС 110 кВ Северово	110	1	-	9,1	8,2
			2		9,1	8,3
491	ПС 110 кВ Прудная	110	1	-	8,4	6,1
			2		8,2	6,2
497	ПС 110 кВ Протвино	110	1	-	6,0	6,6
			2		6,0	6,6
509	ПС 500 кВ Пахра	500	1	50	34,1	29,2
		220	1	63	31,4	27,5
			2		31,4	27,5
		110	1	50	22,0	20,0
			2		36,3	34,5
			3		16,3	17,7
			4		16,6	14,7
522	ПС 110 кВ Повадино	110	1	-	7,6	6,1
			2		6,0	5,1
525	ПС 110 кВ Сорокино	110	1	-	9,9	7,9
			2		11,8	9,5
529	ПС 110 кВ Сидорово	110	1	25; 40; 42	11,4	9,4
			2		11,4	9,4
531	ПС 110 кВ Ваулово	110	1	50	8,2	6,7
			2		12,8	11,0
546	ПС 110 кВ Фетищево	110	1	50	8,5	8,1
			2		8,5	8,1
567	ПС 110 кВ Полиграф	110	1	20	8,5	7,8
			2		8,5	7,8
569	ПС 110 кВ Лужники	110	1	20	13,3	14,4
			2		13,3	14,4
572	ПС 110 кВ Стрелецкая	110	1	20	11,4	10,3
			2		11,4	10,3
573	ПС 110 кВ Новоселки	110	1	40	13,5	12,1
580	ПС 110 кВ Яганово	110	1	20; 31,5	7,0	6,8
			2		7,0	6,8
591	ПС 110 кВ Топканово	110	1	-	7,5	6,1
			2		7,3	6,4
596	ПС 110 кВ Красногорка	110	1	40	10,3	8,8
			2		12,6	10,1
605	ПС 110 кВ Бронницы	110	1	20; 40	6,4	6,1
			2		6,4	6,1
607	ПС 110 кВ Рыболово	110	1	20	6,8	5,0
			2		6,8	5,0
613	ПС 110 кВ Пролетарий	110	1	20	7,9	6,3
			2		7,9	6,3
615	ПС 220 кВ Бугры	220	1	31,5; 35,5; 40	26,9	21,1
			2		26,9	21,1
		110	1	40	17,8	18,7
			2		17,8	18,7
621	ПС 110 кВ Ступино	220	1	40	8,5	7,3
			2		8,5	7,3
624	ПС 110 кВ Столбовая	110	1	20	11,0	9,1
			2		11,0	9,1
634	ПС 110 кВ Сафоново	110	1	-	9,4	8,2
			2		9,4	8,2
658	ПС 110 кВ Заповедник	110	1	18,4	8,4	7,0
			2		8,4	7,0
663	ПС 110 кВ Взлетная	110	1	40	6,6	6,3
			2		2,8	3,1
684	ПС 110 кВ Видное	110	1	20	18,0	14,5
			2		13,8	12,2
695	ПС 110 кВ Крутыши	110	1	20	11,1	11,4
			2		11,1	11,4
702	ПС 110 кВ Гришенки	110	1	18,4; 20	9,1	7,5
			2		9,1	7,5
708	ПС 110 кВ Санаторная	110	1	50	10,0	7,6
			2		6,4	5,7
721	ПС 110 кВ Ям	110	1	-	19,4	15,0
			2		15,7	12,6
741	ПС 110 кВ Жуковская	110	1	-	16,4	17,9
			2		16,5	17,9
747	ПС 110 кВ Весенняя	110	1	40; 50	17,8	15,8
			2		17,8	15,8
748	ПС 110 кВ Лазарево	110	1	20	6,6	6,0
			2		6,6	6,0
755	ПС 110 кВ Молоково	110	1	-	9,0	6,0
			2		7,9	5,6
756	ПС 110 кВ Головлинка	110	1	-	7,9	6,5
			2		7,9	6,5
764	ПС 110 кВ Загорново	110	1	-	8,5	6,8
			2		8,5	6,8
771	ПС 110 кВ Малино	110	1	25; 40	8,1	7,2
			2		8,1	7,2
776	ПС 110 кВ Юбилейная	110	1	40	23,4	21,4
			2		23,4	21,4
799	ПС 110 кВ Рощинская	110	1	-	5,2	5,0
			2		23,9	22,8
807	ПС 110 кВ Калугино	110	1	40	12,4	9,2
			2		12,4	9,2
846	ПС 220 кВ Образцово	220	1	40	9,9	8,0
			2		9,9	8,0
853	ПС 110 кВ Садовая	110	1	40	20,6	18,5
			2		32,6	29,9
874	ПС 220 кВ Сельская	220	1	40	11,7	10,8
			2		15,2	13,3
-	Каширская ГРЭС	500	1	50	17,6	14,3
		220	1	31,5; 35,5; 40	21,6	21,5
			2		14,3	14,3
			3		21,6	21,5
			4		14,3	14,3
		110	1	40	13,2	13,8
			2		13,2	13,8
			3		18,7	20,1
			4		18,7	20,1
-	ТЭЦ-17	110	1	26,3; 40; 50	13,8	16,0
			2		13,8	16,0

Приложение 4
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Таблица 1

Данные по загрузке трансформаторного оборудования питающих центров 35 - 220 кв, расположенных на территории ВЭС, в зимний максимум 2020 года, и срокам его эксплуатации по состоянию на 01.01.2021

Городской округ	Эксплуатирующая организация	Наименование ЦП	Т/АТ	Трансформатор			Фактическая загрузка в зимний максимум 2020 года				Заявленная мощность по ТП, МВт
				Марка трансформатора	SномМВА	Год ввода	Норм. схема	Норм схема	Ав. схема	Ав. схема
							А	%	А	%
Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Горенки	АТ-3	АТДЦТН-200000/220/110-У1	200,0	2008	147,0	29,0	0,0	0,0	7,9
			АТ-4	АТДЦТН-200000/220/110-У1	200,0	2008	240,0	48,0	0,0	0,0	7,9
			АТ-5	АТДЦТН-200000/220/110-У1	200,0	2008	242,0	48,0	0,0	0,0	7,9
			Т-1	ТДТН-63000/110	63,0	2000	119,0	38,0	228,0	72,0	7,9
			Т-2	ТДТН-63000/110	63,0	1973	109,0	34,0	228,0	72,0	7,9
Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Алмазово	Т-1	ТРДН-63000/110-У-1	63,0	2017	70,0	22,0	152,0	48,0	13,6
			Т-2	ТРДН-63000/110-У-1	63,0	2017	82,0	26,0	152,0	48,0	13,6
Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Балашиха	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1987	35,0	28,0	88,0	70,0	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1987	53,0	42,0	88,0	70,0	0,0
Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Дроздово	Т-1	ТДТН-25000/110-67У	25,0	1984	45,0	36,0	100,0	80,0	0,1
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1983	56,0	44,0	100,0	80,0	0,1
Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Кислородная	Т-1	ТДТН-63000/110	63,0	1994	95,0	30,0	232,0	73,0	0,0
			Т-2	ТДТН-63000/110	63,0	1994	137,0	43,0	232,0	73,0	0,0
Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Кучино	Т-1	ТДТНГ-20000/110	20,0	1960	73,0	73,0	171,0	162*	3,5
			Т-2	ТДТНГ-20000/110	20,0	1963	98,0	96,0	171,0	162*	3,5
Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Минеральная	Т-1	ТДТН-63000/110	63,0	1992	151,0	47,0	366,0	114*	6,1
			Т-2	ТДТН-63000/110	63,0	1993	215,0	65,0	366,0	114*	6,1
			Т-3	ТДЦТН-25000/110	25,0	1976	94,0	75,0	94,0	75,0	6,1
Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Прогресс	Т-1	ТРДМ-25000/110	25,0	1999	95,0	73,0	156,0	120,0	0,1
			Т-2	ТРДМ-25000/110	25,0	1999	62,0	47,0	156,0	120,0	0,1
Балашиха	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Черное	Т-1	ТДНС-10000/35	10,0	2011	55,0	35,0	131,0	84,0	0,2
			Т-2	ТДНС-10000/35	10,0	2005	76,0	49,0	131,0	84,0	0,2
			Т-3	ТДНС-10000/35	10,0	2005	118,0	75,0	118,0	75,0	0,2
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Карьер	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1987	3,0	4,0	4,0	5,0	0,0
			Т-2	ТДН-16000/110	16,0	1977	1,0	1,0	4,0	5,0	0,0
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Колыберово	Т-1	ТДНГ-20000/110	20,0	1969	11,0	11,0	22,0	21,0	0,0
			Т-2	ТДНГ-20000/110	20,0	1963	11,0	11,0	22,0	21,0	0,0
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Лопатино	Т-1	ТДТНГ-20000/110	20,0	1964	49,0	44,0	86,0	78,0	0,0
			Т-2	ТДТНГ-20000/110	20,0	1964	37,0	34,0	86,0	78,0	0,0
			Т-3	ТДТНГ-20000/110	20,0	1960	0,0	0,0	18,0	17,0	0,0
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Суворово	Т-1	ТДТНГ-31500/110	31,5	1959	42,0	25,0	42,0	25,0	0,0
			Т-2	ТДТН-31500/110	31,5	1965	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
			Т-3	ТДТГ-20000/110	20,0	1949	10,0	9,0	51,0	49,0	0,0
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Фабричная	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1978	7,0	13,0	14,0	27,0	0,0
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1977	7,0	14,0	14,0	27,0	0,0
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Фосфоритная	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1989	9,0	7,0	17,0	14,0	0,1
			Т-2	ТДТНГУ-20000/110	20,0	1964	9,0	8,0	17,0	17,0	0,1
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Фаустово	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1961	15,0	12,0	25,0	20,0	0,6
			Т-2	ТДН-16000/110	16,0	1961	10,0	12,0	25,0	31,0	0,6
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Шиферная	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1983	6,0	5,0	16,0	12,0	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1987	9,0	7,0	16,0	12,0	0,0
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Жаворонки	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1965	0,0	0,0	5,0	26,0	0,4
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1965	5,0	26,0	5,0	26,0	0,4
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Жерновка	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1964	0,0	0,0	4,0	24,0	0,0
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1956	4,0	24,0	4,0	24,0	0,0
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Фетровая	Т-1	ТМ-4000/35	4,0	1975	45,0	65,0	70,0	101,0	0,0
			Т-2	ТМ-4000/35	4,0	1975	25,0	36,0	70,0	101,0	0,0
Воскресенск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Цюрупа	Т-1	ТМ-6300/35	6,3	1973	47,0	43,0	77,0	70,0	0,2
			Т-2	ТМ-6300/35	6,3	1973	30,0	28,0	77,0	70,0	0,2
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Бережки	Т-1	ТДНГУ-20000/110	20,0	1966	68,0	64,0	112,0	109,0	0,4
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1977	44,0	35,0	112,0	87,0	0,4
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Бруски	Т-1	ТДТГ-10000/110	10,0	1956	18,0	33,0	34,0	64,0	0,2
			Т-2	ТМ-6300/110	6,3	1970	16,0	49,0	34,0	102,0	0,2
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Двойня	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	2016	23,0	18,0	57,0	46,0	2,3
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	2016	35,0	28,0	57,0	46,0	2,3
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Егорьевск	Т-1	ТДТН-40000/110-87У1	40,0	1979	61,0	30,0	130,0	65,0	0,0
			Т-2	ТДТНГ-40500/110	40,5	1952	70,0	33,0	130,0	61,0	0,0
			Т-3	ТМН-6300/35	6,3	1975	63,0	60,0	124,0	119,0	0,0
			Т-4	ТМ-6300/35	6,3	1977	62,0	59,0	124,0	119,0	0,0
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Радовицы	Т-1	ТДТН-10000/110	10,0	1979	39,0	74,0	39,0	74,0	0,0
			Т-2	ТДТНГ-10000/110	10,0	1957	0,0	0,0	39,0	74,0	0,0
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Сирена	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1975	67,0	84,0	67,0	84,0	0,1
			Т-2	ТДТГ-20000/110	20,0	1953	0,0	0,0	67,0	67,0	0,1
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Гридино	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	1974	13,0	32,0	21,0	51,0	0,0
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1974	8,0	15,0	21,0	40,0	0,0
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Михали	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	1972	19,0	18,0	61,0	58,0	0,1
			Т-2	ТМН-6300/35	6,3	1973	42,0	40,0	61,0	58,0	0,1
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Полбино	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1953	31,0	56,0	51,0	93,0	0,1
			Т-2	ТМ-2500/35	2,5	1976	20,0	47,0	51,0	119,0	0,1
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Починки	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	1981	13,0	32,0	33,0	80,0	0,0
			Т-2	ТМН-2500/35	2,5	1981	20,0	48,0	33,0	80,0	0,0
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Тепличная	Т-1	ТМ-2500/35/64/У1	2,5	1980	20,0	50,0	43,0	103,0	0,1
			Т-2	ТМ-2500/35/64/У1	2,5	1979	22,0	54,0	43,0	103,0	0,1
Егорьевск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Трофимово	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	1983	20,0	49,0	47,0	113,0	0,1
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1957	27,0	51,0	47,0	89,0	0,1
Зарайск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Дятлово	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1973	13,0	26,0	24,0	48,0	2,4
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1973	11,0	21,0	24,0	48,0	2,4
Зарайск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Зарайск	Т-1	ТДТН-16000/110	16,0	1968	32,0	39,0	61,0	76,0	0,1
			Т-2	ТДТН-16000/110	16,0	1969	29,0	36,0	61,0	76,0	0,1
Зарайск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Маслово	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1976	10,0	19,0	17,0	34,0	0,2
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1988	7,0	15,0	17,0	34,0	0,2
Зарайск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Третьяково	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1952	27,0	52,0	42,0	79,0	0,1
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1952	14,0	27,0	42,0	79,0	0,1
Звездный городок	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Орбита	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	1974	41,0	20,0	94,0	47,0	1,1
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	1974	53,0	27,0	94,0	47,0	1,1
			Т-3	ТДТН-40000/110	40,0	1974	0,0	0,0	0,0	0,0	1,1
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Бочманово	Т-1	ТРДН-40000/110	40,0	1973	34,0	17,0	76,0	38,0	0,0
			Т-2	ТРДН-25000/110	25,0	1973	43,0	34,0	76,0	61,0	0,0
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Бакунино	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1975	17,0	35,0	38,0	76,0	0,1
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1988	21,0	41,0	38,0	76,0	0,1
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Дизель	Т-1	ТРДН-40000/110	40,0	1985	40,0	20,0	62,0	31,0	0,0
			Т-2	ТРДН-25000/110	25,0	1975	22,0	17,0	62,0	49,0	0,0
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Коломна	Т-1	ТДТНГ-31500/110	31,5	1961	20,0	12,0	68,0	40,0	0,0
			Т-2	ТДНГ-20000/110	20,0	1963	48,0	46,0	48,0	46,0	0,0
			Т-3	ТДГ-20000/110	20,0	1953	51,0	49,0	71,0	68,0	0,0
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Митяево	Т-1	ТРДН-25000/110	25,0	1978	21,0	17,0	38,0	31,0	0,0
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1971	16,0	32,0	38,0	75,0	0,0
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Непецино	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1984	24,0	30,0	57,0	71,0	6,1
			Т-2	ТДН-16000/110	16,0	1985	33,0	41,0	57,0	71,0	6,1
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Сосны	Т-1	ТРДН-40000/110-У1	40,0	2010	50,0	24,0	139,0	67,0	0,0
			Т-2	ТРДН-40000/110-У1	40,0	2010	89,0	43,0	139,0	67,0	0,0
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Тепловозная	Т-1	ТДНГ-20000/110	20,0	1962	41,0	40,0	80,0	77,0	0,0
			Т-2	ТДНГ-20000/110	20,0	1955	39,0	37,0	80,0	77,0	0,0
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Туменская	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1969	21,0	41,0	47,0	92,0	0,4
			Т-2	ТМН-6300/110	6,3	1983	26,0	79,0	47,0	142,0	0,4
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Щурово	Т-1	ТДГ-20000/110	20,0	1941	33,0	32,0	78,0	74,0	2,2
			Т-2	ТДНГУ-20000/110	20,0	1968	44,0	42,0	78,0	74,0	2,2
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Чанки	Т-1	ТДН-10000/110-У1	10,0	1989	25,0	49,0	56,0	112,0	0,4
			Т-2	ТДН-10000/110-У1	10,0	1976	32,0	63,0	56,0	112,0	0,4
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Сельниково	Т-1	ТМ-4000/35	4,0	1971	17,0	26,0	47,0	71,0	0,2
			Т-2	ТМ-4000/35	4,0	1971	30,0	45,0	47,0	71,0	0,2
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Гранит	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	1973	115,0	52,0	191,0	87,0	1,3
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	1973	76,0	34,0	191,0	87,0	1,3
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Краф	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1946	36,0	61,0	46,0	79,0	0,6
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1963	21,0	36,0	46,0	79,0	0,6
			Т-3	ТМ-3200/35	3,2	1959	39,0	66,0	46,0	79,0	0,6
			Т-4	ТМ-5000/35	5,0	1951	43,0	47,0	61,0	66,0	0,6
Лосино-Петровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Монино	Т-1А	ТДТНГ-20000/110	20,0	1957	26,0	24,0	87,0	79,0	1,6
			Т-1Б	ТДТНГ-20000/110	20,0	1957	26,0	24,0	87,0	79,0	1,6
			Т-2	ТДТН-31500/110	31,5	1959	124,0	79,0	173,0	110,0	1,6
			Т-3	ТДТН-25000/110	25,0	1978	31,0	25,0	48,0	38,0	1,6
			Т-4	ТДТН-25000/110	25,0	1979	17,0	13,0	48,0	38,0	1,6
Луховицы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Белоомут	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1988	12,0	24,0	20,0	39,0	0,1
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1980	7,0	15,0	20,0	39,0	0,1
Луховицы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Гавриловская	Т-1	ТРДН-25000/110-79У1	25,0	1982	6,0	5,0	30,0	24,0	0,2
			Т-2	ТРДН-25000/110	25,0	1980	24,0	19,0	30,0	24,0	0,2
Луховицы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Городна	Т-1	ТМН-6300/110-80У1	6,3	1983	7,0	23,0	19,0	62,0	0,1
			Т-2	ТМН-6300/110-80У1	6,3	1985	12,0	38,0	19,0	62,0	0,1
Луховицы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ива	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1981	13,0	16,0	27,0	34,0	5,6
			Т-2	ТДН-16000/110	16,0	1981	14,0	17,0	27,0	34,0	5,6
Луховицы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ларино	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1973	37,0	46,0	86,0	107,0	6,3
			Т-2	ТДН-16000/110	16,0	1973	5,0	7,0	17,0	22,0	6,3
			Т-3	ТРДН-40000/110	40,0	2008	60,0	29,0	96,0	46,0	6,3
Луховицы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ловцы	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	1993	5,0	17,0	8,0	24,0	0,0
			Т-2	ТМН-6300/110	6,3	1993	2,0	7,0	8,0	24,0	0,0
Луховицы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Дединово	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	1974	15,0	35,0	27,0	67,0	0,0
			Т-2	ТМ-2500/35	2,5	1986	13,0	31,0	27,0	67,0	0,0
Луховицы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Луховицы	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	1982	40,0	40,0	115,0	114,0	0,2
			Т-2	ТМ-6300/35	6,3	1970	75,0	70,0	115,0	108,0	0,2
Луховицы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Новиково	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	1975	16,0	39,0	16,0	39,0	0,1
Луховицы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Пойма	Т-1	ТМН-6300/35-У1	6,3	2013	62,0	60,0	92,0	88,0	0,2
			Т-2	ТМН-6300/35-У1	6,3	2013	30,0	28,0	92,0	88,0	0,2
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Агат	Т-1	ТДНГУ-20000/110	20,0	1966	45,0	43,0	90,0	86,0	1,2
			Т-2	ТРДН-25000/110	25,0	1974	45,0	36,0	90,0	72,0	1,2
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Аленино	Т-1	ТМТГ-7500/110	7,5	1950	9,0	23,0	15,0	39,0	0,0
			Т-2	ТДТНГ-10000/110	10,0	1963	6,0	11,0	15,0	28,0	0,0
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Боровое	Т-1	ТДТН-25000/110-79У1	25,0	1981	45,0	36,0	85,0	68,0	0,4
			Т-2	ТДТН-25000/110-79У1	25,0	1987	40,0	32,0	85,0	68,0	0,4
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Булгаково	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1993	10,0	12,0	21,0	26,0	11,7
			Т-2	ТДН-16000/110-79У1	16,0	1993	11,0	14,0	21,0	26,0	11,7
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Глухово	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	1971	102,0	51,0	170,0	85,0	2,3
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	1979	68,0	34,0	170,0	85,0	2,3
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Дружба	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1981	12,0	9,0	27,0	21,0	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1981	15,0	12,0	27,0	21,0	0,0
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ельня	Т-3	ТДТН-20000/110	20,0	1963	42,7	36,5	63,1	54,0	0,2
			Т-4	ТДТНГ-20000/110	20,0	1958	20,5	18,6	63,1	57,4	0,2
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Захарово	Т-1	ТДТН-40000/110У1	40,0	1975	133,0	63,0	223,0	105,0	0,6
			Т-2	ТДН-40500/110	40,5	1967	90,0	46,0	223,0	116,0	0,6
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Истомкино	Т-1	ТРДН-40000/110 У1	40,0	2018	54,0	26,0	109,0	53*	6,2
			Т-2	ТРДН-40000/110 У1	40,0	2017	55,0	26,0	109,0	53*	6,2
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Кудиново	Т-1	ТДТНГ-20000/110	20,0	1959	95,0	93,0	95,0	91*	0,7
			Т-2	ТДТНГУ-20000/110	20,0	1964	0,0	0,0	95,0	91*	0,7
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Купавна	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1968	47,0	46,0	137,0	133,0	0,1
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1966	90,0	88,0	137,0	133,0	0,1
			Т-3	ТДТН-16000/110	16,0	1990	50,0	62,0	66,0	82,0	0,1
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Тимохово	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1985	21,0	26,0	52,0	64,0	0,0
			Т-2	ТДН-16000/110	16,0	1982	30,0	38,0	52,0	64,0	0,0
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Шерна	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1984	8,0	7,0	8,0	7,0	0,0
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Шульгино	Т-1	ТДТН-40000/110У1	40,0	1995	47,0	23,0	118,0	59,0	0,0
			Т-2	ТДТН-40000/110У1	40,0	1995	71,0	35,0	118,0	59,0	0,0
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Акрихин	Т-1	ТМ-7500/35	7,5	1960	58,0	42,0	101,0	74,0	0,4
			Т-2	ТМ-7500/35	7,5	1953	32,0	23,0	101,0	74,0	0,4
			Т-3	ТМ-5600/35	5,6	1938	49,0	48,0	76,0	74,0	0,4
			Т-4	ТМ-5600/35	5,6	1952	38,0	37,0	76,0	74,0	0,4
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Буньково	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1933	48,0	47,0	78,0	76,0	0,0
			Т-2	ТМ-5800/35	5,8	1969	30,0	29,0	78,0	75,0	0,0
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Глебово	Т-1	ТМН-5600/35	5,6	1963	42,0	41,0	103,0	101,0	0,3
			Т-2	ТМН-5600/35	5,6	1963	61,0	60,0	103,0	101,0	0,3
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Голубино	Т-1	ТМН-3200/35	3,2	2001	55,0	94,0	59,0	101,0	0,2
			Т-2	ТМН-3200/35	3,2	1955	4,0	8,0	59,0	101,0	0,2
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Сосниха	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1953	34,0	61,0	64,0	115,0	0,5
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1953	30,0	53,0	64,0	115,0	0,5
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Головино	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1966	9,0	49,0	9,0	49,0	0,0
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1956	0,0	0,0	9,0	49,0	0,0
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Мележи	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1957	0,0	0,0	14,0	78,0	0,0
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1957	14,0	24,0	14,0	24,0	0,0
Богородский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Храпуново	Т-1	ТМН-3200/35	3,2	1967	45,0	77,0	72,0	124,0	0,4
			Т-2	ТМН-3200/35	3,2	1967	27,0	47,0	72,0	124,0	0,4
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Клишино	Т-1	ТДТН-10000/110	10,0	1967	16,0	30,0	27,0	52,0	0,2
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1966	12,0	23,0	27,0	54,0	0,2
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Озеры	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1973	32,0	40,0	65,0	81,0	0,2
			Т-2	ТДН-16000/110	16,0	1973	33,0	41,0	65,0	81,0	0,2
Коломна	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Рубин	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1985	23,0	19,0	34,0	27,0	0,2
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1985	11,0	8,0	34,0	27,0	0,2
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Водовод	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	1986	9,0	27,0	14,0	44,0	0,0
			Т-2	ТМН-6300/110	6,3	1986	5,0	17,0	14,0	44,0	0,0
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Демихово	Т-1	ТРДН-25000/110-79У1	25,0	1987	18,0	14,0	50,0	40,0	0,1
			Т-2	ТРДН-25000/110-79У1	25,0	1987	32,0	25,0	50,0	40,0	0,1
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Зуево	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	1979	30,0	15,0	80,0	40,0	2,5
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	1979	49,0	25,0	80,0	40,0	2,5
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Карболит	Т-1	ТДН-15000/110	15,0	1969	30,0	40,0	52,0	69,0	0,0
			Т-2	ТДН-15000/110	15,0	1969	22,0	29,0	52,0	69,0	0,0
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Крутое	Т-1	ТДТНГ-20000/110	20,0	1956	55,0	52,0	96,0	91,0	0,0
			Т-2	ТДТНГ-20000/110	20,0	1957	41,0	39,0	96,0	91,0	0,0
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Орехово	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1974	52,0	41,0	96,0	76,0	0,1
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	1979	44,0	22,0	96,0	48,0	0,1
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Авсюнино	Т-1	ТДТНГ-10000/110	10,0	1964	10,0	17,0	10,0	17,0	0,1
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Гребчиха	Т-1	ТДН-10000/110/70У1	10,0	1981	5,0	9,0	10,0	20,0	0,1
			Т-2	ТДН-10000/110/70У1	10,0	1981	5,0	11,0	10,0	20,0	0,1
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Губино	Т-1	ТМ-5600/110	5,6	1992	20,0	68,0	30,0	102,0	0,1
			Т-2	ТМ-5600/110	5,6	1962	10,0	34,0	30,0	102,0	0,1
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Гуслица	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1980	40,0	32,0	71,0	56,0	0,1
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1980	31,0	24,0	71,0	56,0	0,1
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Дулево	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1974	28,0	55,0	43,0	85,0	0,1
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1974	15,0	30,0	43,0	85,0	0,1
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Куровская	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1988	47,0	38,0	89,0	71,0	7,5
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1985	41,0	33,0	89,0	71,0	7,5
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ликино	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	1971	85,0	40,0	177,0	84,0	0,2
			Т-2	ТДТНГ-40500/110	40,5	1972	92,0	44,0	177,0	85,0	0,2
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Добрая	Т-1	ТМ-1000/35	1,0	1952	0,0	0,0	7,0	37,0	0,1
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1957	7,0	37,0	7,0	37,0	0,1
			Т-3	ТМ-3200/35	3,2	1953	0,0	0,0	48,0	82,0	0,1
			Т-4	ТМ-3200/35	3,2	1953	48,0	82,0	48,0	82,0	0,1
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Дрезна	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1959	55,0	53,0	100,0	98,0	0,0
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1952	46,0	45,0	100,0	98,0	0,0
			Т-4	ТМ-5600/35	5,6	1935	0,0	0,0	100,0	98,0	0,0
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Дубровка	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1964	0,0	0,0	12,0	67,0	0,1
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1957	12,0	67,0	12,0	67,0	0,1
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Жуковка	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1952	2,0	4,0	37,0	63,0	0,1
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1948	35,0	59,0	37,0	63,0	0,1
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Пичурино	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1951	44,0	74,0	81,0	131*	0,1
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1951	37,0	64,0	81,0	131*	0,1
Орехово-Зуевский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Торфяная	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1952	22,0	38,0	45,0	77,0	0,1
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1955	23,0	39,0	45,0	77,0	0,1
Павловский Посад	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Городок	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1980	32,0	25,0	58,0	47,0	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1982	27,0	21,0	58,0	47,0	0,0
Павловский Посад	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Павлово	Т-1	ТДТНГУ-40500/110	40,5	1966	102,0	48,0	178,0	86*	0,2
			Т-2	ТДТНГ-40500/110	40,5	1970	76,0	36,0	178,0	86*	0,2
Павловский Посад	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Большой Двор	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	2007	53,0	46,0	63,0	54,0	0,4
			Т-2Б	ТМ-1800/35	1,8	1933	0,0	0,0	0,0	0,0	0,4
			Т-3	ТМ-5600/35	5,6	1963	10,0	10,0	63,0	61,0	0,4
Павловский Посад	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Васютино	Т-1	ТМН-6300/35 УХЛ1	6,3	2014	23,0	20,0	73,0	63,0	0,5
			Т-2	ТМН-6300/35 УХЛ1	6,3	2015	50,0	43,0	73,0	63,0	0,5
			Т-3	ТМ-5600/35	5,6	1950	3,0	3,0	32,0	31,0	0,5
			Т-4	ТМН-6300/35	6,3	1978	32,0	31,0	0,0	31,0	0,5
Павловский Посад	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Дубки	Т-1	ТМН-1800/35	1,8	1952	18,0	57,0	37,0	116,0	1,0
			Т-2	ТМН-1800/35	1,8	1950	19,0	59,0	37,0	116,0	1,0
			Т-3	ТМ-3200/35	3,2	1953	9,0	16,0	9,0	16,0	1,0
Реутов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Восточная	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	2018	287,0	91,0	0,0	0,0	9,9
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	1993	137,0	44,0	0,0	0,0	9,9
			АТ-3	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	1977	96,0	31,0	0,0	0,0	9,9
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Рошаль	Т-1	ТДТНГУ-20000/110	20,0	1965	59,0	57,0	86,0	82,0	3,4
			Т-2	ТДТГ-20000/110	20,0	1954	27,0	26,0	86,0	82,0	3,4
Фрязино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Фрязино	Т-1	ТРДН-40000/110	40,0	1971	0,0	0,0	129,0	65,0	10,5
			Т-2	ТРДН-40000/110	40,0	1991	0,0	0,0	184,0	92,0	10,5
			Т-3	ТДТН-40000/110/35	40,0	1975	175,0	88,0	175,0	88,0	10,5
			Т-4	ТДТН-40000/110/35-У1	40,0	2014	187,0	96,0	224,0	111*	10,5
Черноголовка	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Черноголовка	Т-1	ТДТН-20000/110	20,0	1966	31,0	30,0	99,0	94,0	2,3
			Т-2	ТДТН-20000/110	20,0	1967	68,0	65,0	99,0	94,0	2,3
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ботино	Т-1	ТДТН-25000/110/35/10	25,0	1975	79,0	63,0	109,0	87,0	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110/35/10	25,0	1984	31,0	24,0	109,0	87,0	0,0
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Мишеронь	Т-1	ТДТН-10000/110	10,0	1976	3,0	6,0	13,0	27,0	0,1
			Т-2	ТДТН-10000/110	10,0	1976	11,0	21,0	13,0	27,0	0,1
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Мох	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	1973	6,0	17,0	8,0	25,0	0,0
			Т-2	ТМН-6300/110	6,3	1973	2,0	7,0	8,0	25,0	0,0
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Спортивная	Т-1	ТДТН-25000/110/67/У1	25,0	1980	44,0	35,0	68,0	54,0	0,0
			Т-2	ТДТН-40000/110У1	40,0	1987	24,0	12,0	68,0	34,0	0,0
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Бакшеево	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	1971	11,0	26,0	15,0	37,0	0,0
			Т-2	ТМ-2500/35	2,5	1971	4,0	11,0	15,0	37,0	0,0
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 Демино	Т-1	ТДН-10000/35	10,0	1965	7,0	4,0	11,0	7,0	0,0
			Т-2	ТДН-10000/35	10,0	1965	4,0	2,0	11,0	7,0	0,0
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Долгуша	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	1939	0,0	0,0	7,0	22,0	0,0
			Т-2	ТМ-1800/35	1,8	1939	7,0	29,0	7,0	22,0	0,0
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Керва	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	1951	17,0	52,0	20,0	61,0	0,0
			Т-2	ТМ-1800/35	1,8	1951	3,0	9,0	20,0	61,0	0,0
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Коробово	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1958	30,0	29,0	54,0	55,0	0,1
			Т-2	ТМ-4000/35	4,0	1979	24,0	36,0	54,0	77,0	0,1
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Крушина	Т-1	ТМН-4000/35-У1	4,0	1989	17,0	26,0	24,0	36,0	0,1
			Т-2	ТМН-4000/35-У1	4,0	1987	7,0	10,0	24,0	36,0	0,1
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Поля - насосная	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1952	39,0	67,0	39,0	67,0	0,0
			Т-2	ТМН-4000/35	4,0	1980	0,0	0,0	39,0	56,0	0,0
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Поселок	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1934	23,0	39,0	51,0	86,0	0,2
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1953	28,0	48,0	51,0	86,0	0,2
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Пышлицы	Т-1	ОНАН-4000/35 ЭМ	4,0	1978	21,0	31,0	38,0	54,0	0,0
			Т-2	ТМН-3200/35	3,2	1960	17,0	30,0	38,0	71,0	0,0
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Спартак	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	1955	9,0	27,0	21,0	65,0	0,1
			Т-2	ТМ-1800/35	1,8	1955	13,0	38,0	21,0	65,0	0,1
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Туголес	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	1939	22,0	68,0	24,0	68,0	0,2
			Т-2	ТМ-1800/35	1,8	1939	2,0	0,0	24,0	68,0	0,2
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Черусти	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	1956	1,0	0,0	43,0	127,0	0,0
			Т-2	ТМН-3200/35	3,2	1958	42,0	72,0	43,0	72,0	0,0
Шатура	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Шатура - город	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1957	16,0	16,0	30,0	29,0	0,0
			Т-2	ТМ-6300/35	6,3	1973	14,0	12,0	30,0	27,0	0,0
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Гребнево	Т-1	ТДТН-40000/110-67	40,0	1974	129,0	67,0	217,0	112,0	0,1
			Т-2	ТДТН-40000/110-67	40,0	1975	88,0	45,0	217,0	112,0	0,1
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Жегалово	Т-1	ТДЦТН-31500/110	31,5	1973	87,0	55,0	123,0	78,0	2,7
			Т-2	ТДЦТН-31500/110	31,5	1973	36,0	23,0	123,0	78,0	2,7
			Т-3	ТРДН-40000/110	40,0	2007	105,0	52,0	197,0	98,0	2,7
			Т-4	ТРДН-40000/110	40,0	2007	92,0	46,0	197,0	98,0	2,7
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Райки	Т-1	ТРДН-25000/110	25,0	1974	42,0	33,0	98,0	78,0	3,6
			Т-2	ТРДН-25000/110	25,0	1974	56,0	45,0	98,0	78,0	3,6
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Щелково	Т-1	ТДТНГ-20000/110	20,0	1960	94,0	92,0	116,0	107*	0,0
			Т-2	ТДТНГ-20000/110	20,0	1966	23,0	22,0	118,0	107*	0,0
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Юдино	Т-1	ТДТН-20000/110	20,0	1970	21,0	21,0	95,0	95,0	0,2
			Т-2	ТДТН-20000/110	20,0	1970	74,0	74,0	95,0	95,0	0,2
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Горелово	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1962	13,0	71,0	13,0	71,0	0,9
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1962	0,0	0,0	13,0	71,0	0,9
			Т-3	ТМН-6300/35	6,3	2012	81,0	70,0	81,0	70,0	0,9
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Городищи	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	1977	69,0	63,0	110,0	101,0	0,2
			Т-2	ТМН-5600/35	5,6	1967	42,0	43,0	110,0	117,0	0,2
			Т-3	ТМ-1000/35	1,0	1958	0,0	0,0	0,0	0,0	0,2
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Дивная	Т-1	ТДН-10000/35	10,0	1965	27,0	16,0	51,0	31,0	0,0
			Т-2	ТДН-10000/35	10,0	1962	24,0	15,0	51,0	31,0	0,0
			Т-3	ТДНС-10000/35	10,0	1981	0,0	0,0	27,0	15,0	0,0
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Огуднево	Т-1	ТДНС-10000/35/10	10,0	2006	48,0	31,0	124,0	79,0	0,4
			Т-2	ТДНС-10000/35/10	10,0	2012	76,0	48,0	124,0	79,0	0,4
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Соколовская	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1952	66,0	64,0	94,0	92,0	0,0
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1964	70,0	69,0	94,0	92,0	0,0
			Т-3	ТМ-6300/35	6,3	1974	52,0	45,0	100,0	86,0	0,0
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Фряново	Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1955	15,0	15,0	35,0	34,0	0,2
			Т-3	ТМ-5600/35	5,6	1952	19,0	19,0	35,0	34,0	0,2
			Т-4	ТМ-3200/35	3,2	1953	46,0	82,0	46,0	82,0	0,2
Щелково	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Чкалово	Т-1	ТМ-3200/35	5,6	1954	54,0	52,0	68,0	66,0	0,0
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1958	14,0	13,0	68,0	66,0	0,0
Электросталь	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Дуговая	Т-1	ТДТНГ-40500/110	40,5	1964	2,0	1,0	3,0	1,0	0,0
			Т-2	ТДТНГУ-40500/110	40,5	1967	1,0	1,0	3,0	1,0	0,0
			Т-3	ТДНГУ-63000/110	63,0	1966	60,0	19,0	117,0	37,0	0,0
			Т-4	ТДТН-63000/110	63,0	1973	56,0	18,0	117,0	37,0	0,0
Электросталь	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Затишье	Т-1	ТДГ-20000/110	20,0	1953	29,0	28,0	65,0	62,0	0,0
			Т-2	ТДГ-20000/110	20,0	1953	36,0	34,0	65,0	62,0	0,0
			Т-3	ТРДН-40000/110-67	40,0	1973	59,0	34,0	127,0	73,0	0,0
			Т-4	ТРДН-40000/110-67	40,0	1973	68,0	40,0	127,0	74,0	0,0
Электросталь	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Электросталь	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	1975	96,0	48,0	160,0	80,0	0,0
			Т-2	ТДТН-40000/110-У1	45,0	2015	64,0	27,0	160,0	68,0	0,0
			Т-3	ТДТН-40000/110	40,0	1991	66,0	33,0	0,0	33,0	0,0
			Т-4	ТДТН-40000/110-У1	40,0	2014	0,0	0,0	66,0	33,0	0,0
Электросталь	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Красный Угол	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	1950	32,0	96,0	52,0	157*	0,1
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1956	20,0	34,0	52,0	88,0	0,1
			Т-3	ТМ-3200/35	3,2	1957	27,0	46,0	27,0	46,0	0,1
Воскресенск	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Федино	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110	125	2018	110,1	35,0	-	-	0,8
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110	125	1970	155,1	49,4	-	-	0,8
Воскресенск	Абонент	ПС 110 кВ Азотная	Т-1	ТРДЦН-63000/110	63	1982	36,0	11,0	87,0	27,0	0,0
			Т-2	ТРДЦН-63000/110	63	1982	50,0	16,0	87,0	27,0	0,0
Воскресенск	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Берендино	Т-1	ТДТН-16000/110/10	15,5	1960	0,0	0,0	64,0	80,0	0,2
			Т-2	ТДН-16000/110/6	15,5	2009	89,0	80,0	64,0	80,0	0,2
Воскресенск	Абонент	ПС 110 кВ Бисерово	Т-1	ТДН-10000/110	10	1980	13,0	26,0	16,0	32,0	0,0
			Т-2	ТДН-10000/110	10	1980	3,0	6,0	16,0	32,0	0,0
Воскресенск	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Виноградово	Т-1	ТДТН - 16000/110	16	1980	35,0	43,0	70,0	87,0	0,3
			Т-2	ТДТН - 15000/110	15	1966	35,0	44,0	70,0	89,0	0,3
Воскресенск	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Воскресенск	Т-1	ТДТН - 25000/110	25	2013	88,0	70,0	88,0	70,0	0,0
			Т-2	ТДТН - 25000/110	25	1976	0,0	0,0	88,0	70,0	0,0
Воскресенск	Абонент	ПС 110 кВ Неверово	Т-1	ТРДЦН-63000/110	63	1975	58,0	18,0	119,0	38,0	0,0
			Т-2	ТРДЦН-63000/110	63	1975	61,0	19,0	119,0	38,0	0,0
Воскресенск	Абонент	ПС 110 кВ Серная	Т-1	ТРДН-40000/110	40	1982	19,0	10,0	60,0	30,0	0,0
			Т-2	ТРДН-40000/110	40	1982	40,0	20,0	60,0	30,0	0,0
Воскресенск	АО "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева"	ПС 110 кВ Старт	Т-1	ТДТН-25000/110	25	1973	9,0	7,0	14,0	10,0	0,1
			Т-2	ТДН-10000/110	10	1970	5,0	10,0	14,0	41,0	0,1
Воскресенск	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Салтыковская	Т-р	ТДТН - 16000/35	16	2008	159,0	60,0	0,0	0,0	0,0
			Т-р	ТДТН - 16000/35	16	2008	148,0	56,0	0,0	0,0	0,0
			Т-р	ТДТН - 16000/35	16	2008	1,0	0,0	0,0	0,0	0,0
			Т-р	ТМ-2500/35/10	2,5	2008	129,0	49,0	0,0	0,0	0,0
Воскресенск	АО "Мособлэнерго"	ПС 35 кВ Семиславка	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	1975	-	-	-	-	0,0
Воскресенск	АО "Мособлэнерго"	ПС 35 кВ Песочная	Т-1	ТМ-4000/35	4	1977	-	-	-	-	0,0
			Т-2	ТМ-4000/35	4	1977	-	-	-	-	0,0
Воскресенск	АО "Мособлэнерго"	ПС 35 кВ Кулига	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	1981	3,8	9,3	3,8	9,3	0,0
Егорьевск	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Кроношпан	Т-1	АТДЦТН-63000/220/110	63	2017	15,4	9,7	26,1	16,5	0,0
			Т-2	АТДЦТН-63000/220/110	63	2017	10,7	6,8	26,1	16,5	0,0
Егорьевск	Абонент	ПС 220 кВ Крона	Т-1	ТРДЦН-63000/220	63	1980	-	-	-	-	0,0
			Т-2	ТРДЦН-63000/220	63	1980	-	-	-	-	0,0
Егорьевск	ООО "Сен Гобен"	ПС 110 кВ Кукшево	Т-1	ТДН-10000/110	10	2003	19,0	38,0	43,0	86,0	0,0
			Т-2	ТДН-10000/110	10	2003	24,0	48,0	43,0	86,0	0,0
Егорьевск	АО "Мособлэнерго"	ПС 110 кВ Ткач	Т-1	ТРДН-40000/110	40	1988	18,0	9,0	37,0	18,0	0,0
			Т-2	ТРДН-40000/110	40	1988	19,0	9,0	37,0	18,0	0,0
Зарайск	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Осетр	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110	125	1988	82,2	26,2	-	-	1,6
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110	125	1989	82,3	26,2	-	-	1,6
Зарайск	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Макеево	Т-1	ТДТНЖ-25000/115/27,5/11	25	1986	0,0	0,0	20,0	16,0	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/115/38,5/11	25	1986	20,0	16,0	20,0	16,0	0,0
Коломна	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Голутвин	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110	90	1964	115,0	50,9	-	-	15,8
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110	90	1959	95,0	40,3	-	-	15,8
			АТ-3	АТДЦТН-200000/220/110	200	1979	247,0	49,1	-	-	15,8
Коломна	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Пески	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110	125	1982	233,1	74,5	-	-	0,1
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110	125	1980	234,4	74,9	-	-	0,1
Коломна	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Сетовка	Т-1	ТДН-20000/110	20	1965	37,0	35,0	101,0	96,0	0,0
			Т-2	ТДН-20000/110	20	1968	64,0	63,0	101,0	100,0	0,0
Луховицы	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Алпатьево	Т-1	ТДТНГ-15000/110	25	1958	0,0	0,0	25,0	32,0	0,0
			Т-2	ТДТНГ - 25000/110	25	1958	25,0	20,0	25,0	20,0	0,0
Луховицы	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Луховицы	Т-1	ТДТНГ - 25000/110	25	2002	40,0	40,0	115,0	114,0	0,2
			Т-2	ТДТН - 25000/110	25	2002	75,0	70,0	115,0	108,0	0,2
Богородский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 500 кВ Ногинск	Т-3	ТДГ-60000/220/110/10	180	1955	260,8	55,3	397,8	84,3	0,0
			Т-4	ТДГ-60000/220/110/10	180	1955	137,0	29,0	397,8	84,3	0,0
			АТ-3	АТДЦТН-250000/220/110	250	2016	0,0	0,0	-	-	0,0
			АТ-6	АТДЦТН-250000/220/110	250	2016	0,0	0,0	-	-	0,0
Богородский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Шибаново	АТ-1	АТДЦТН-200000/220/110	200	1977	183,5	36,6	-	-	10,0
			АТ-2	АТДЦТН-200000/220/110	200	1982	180,8	36,0	-	-	10,0
Богородский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Афанасово	Т-1	ТДТН-25000	25	1970	51,0	41,0	91,0	73,0	0,0
			Т-2	ТДТН-25000	25	1970	40,0	32,0	91,0	73,0	0,0
Богородский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Кашино	Т-1	ТДНГ-20000	20	1971	34,0	32,0	51,0	49,0	0,0
			Т-2	ТДНГ-20000	20	1971	17,0	16,0	51,0	49,0	0,0
Богородский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Электроугли	Т-1	ТДНЦН-25000/110/10 УХЛ1	25	1989	0,0	0,0	70,0	64,0	0,0
			Т-2	ТДН-25000/110/10 УХЛ1	25	2011	70,0	56,0	70,0	56,0	0,0
Орехово-Зуевский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Стачка	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110	125	1986	0,0	0,0	-	-	0,0
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110	125	1987	0,0	0,0	-	-	0,0
Орехово-Зуевский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Анциферово	Т-1	ТДН-10000/110/10	10	1971	31,0	274,0	31,0	61,0	0,2
			Т-2	ТДН-10000/110/10	10	1971	0,0	0,0	31,0	61,0	0,2
Орехово-Зуевский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Вокзальная	Т-1	ТДНЖ-25000/110	25	1971	32,0	25,0	61,0	48,0	0,0
			Т-2	ТДНЖ-25000/110	25	1971	29,0	23,0	61,0	48,0	0,0
Орехово-Зуевский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Запутная	Т-1	ТДНГ-15000/110/10	15	1960	23,0	29,0	46,0	60,0	0,0
			Т-2	ТДН-16000/110/10	16	1960	23,0	29,0	46,0	56,0	0,0
Орехово-Зуевский	Абонент	ПС 110 кВ Мисцево	Т-1	ТДН-10000/110/10	10	1962	8,0	16,0	8,0	16,0	0,0
Орехово-Зуевский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Шарово	Т-1	ТДН-25000/10У1	25	2003	0,0	0,0	60,0	57,0	0,0
			Т-2	ТДН-25000/10У1	25	2003	60,0	57,0	60,0	57,0	0,0
Павловский Посад	Абонент	ПС 110 кВ Экситон	Т-1	ТДН-25000/10У1	25	1985	74,0	59,0	135,0	108,0	1,3
			Т-2	ТДН-25000/10У1	25	1985	61,0	49,0	135,0	108,0	1,3
14. Реутов	Абонент	ПС 110 кВ Ясная	Т-1	ТРДЦН-63000/110	63	1961	0,0	0,0	107,0	35,0	0,0
			Т-2	ТРДЦН-63000/110	63	1961	107,0	34,0	107,0	34,0	0,0
Шатура	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Кривандино	Т-1	ТДТНГ-15000/110/10	16	1960	0,0	0,0	41,0	54,0	0,0
			Т-2	ТДТН-16000/110/10	15	1960	41,0	51,0	41,0	51,0	0,0
Шатура	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Черусти	Т-1	ТДТН-25000/110/10	25	1987	1,0	0,0	43,0	127,0	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110/10	25	1987	42,0	72,0	43,0	72,0	0,0
Щелково	Абонент	ПС 35 кВ Щелково	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	1931	2,0	9,0	0,0	0,0	0,0
			Т-2	ТМ-1600/35	1,6	1931	11,0	43,0	0,0	0,0	0,0
			Т-3	ТМРУ-6300/35	6,2	1965	57,0	56,0	0,0	0,0	0,0
			Т-4	ТРДП-16000/35	16	1994	98,0	37,0	0,0	0,0	0,0
Электросталь	ООО "Энерго Пром Сервис"	ПС 110 кВ Прокат	Т-1	ТРДЦН-63000/110	63	1975	25,0	8,0	47,0	15,0	0,0
			Т-2	ТРДЦН-63000/110	63	1975	22,0	7,0	47,0	15,0	0,0

Таблица 2

Данные по загрузке трансформаторного оборудования питающих центров 35 - 220 кв, расположенных на территории ЗЭС, в зимний максимум 2020 года, и срокам его эксплуатации по состоянию на 01.01.2021

Городской округ	Эксплуатирующая организация	Наименование ЦП	Т/АТ	Трансформатор			Фактическая загрузка в зимний максимум 2020 года				Заявленная мощность по ТП, МВт
				Марка трансформатора	SномМВА	Год ввода	Норм. схема	Норм. схема	Ав. схема Зима	Ав. схема Зима
							А	%	А	%
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Анино	Т-1	ТАМН-2500/110	2,5	1966	55,8	44,5	130,2	103,8	0,3
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Волоколамск	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1990	74,4	59,3	130,2	103,8	0,3
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1976	125,6	62,5	134,9	67,2	4,4
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Панфиловская	Т-1	ТДТН-40000/110-У1	40,0	2008	9,3	4,7	134,9	67,2	4,4
			Т-2	ТДТН-40000/110-У1	40,0	2008	35,4	28,2	44,4	35,4	0,2
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Сычи	Т-1	ТДТН-25000/110-79 У1	25,0	1983	9,0	7,2	44,4	35,4	0,2
			Т-2	ТДТН-25000/110-76 У1	25,0	1981	33,8	32,5	53,4	51,3	1,1
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Лама	Т-1	ТМН-6300/35-80 У1	6,3	1982	19,5	29,6	53,4	80,9	1,1
			Т-2	ТМН-4000/35-73 У1	4,0	1983	13,1	31,9	35,7	86,5	0,1
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Судниково	Т-1	ТМ-2500/35/10,5	2,5	1981	22,5	54,7	35,7	86,5	0,1
			Т-2	ТМ-2500/35/10,5	2,5	1976	56,2	85,2	98,5	149,3	0,4
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Осташево	Т-1	ТМН-4000/35 У1	4,0	1976	42,3	80,2	98,5	186,6	0,4
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1963	42,8	64,8	42,8	64,8	0,1
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Спас	Т-1	ТМ-4000/35-У1	4,0	1989	0,0	0,0	42,8	81,1	0,1
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1956	58,1	55,9	102,9	99,1	0,3
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Теряево	Т-1	ТМН-6300/35-У1	6,3	2006	44,8	43,1	102,9	99,1	0,3
			Т-2	ТМН-6300/35-У1	6,3	2006	16,7	25,3	31,4	47,6	0,0
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Федосьино	Т-1	ТМ-4000/35	4,0	1971	14,7	27,9	31,4	59,5	0,0
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1965	32,6	31,3	109,4	105,2	0,1
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Холстниково	Т-1	ТМН-6300/35-73 У1	6,3	1978	76,8	73,9	109,4	105,3	0,1
			Т-2	ТМ-6300/35	6,3	1974	0,0	0,0	9,0	21,9	0,0
Волоколамский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Шишково	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	1972	9,0	17,1	9,0	17,1	0,0
			Т-2	ТМН-3200/35	3,2	1967	306,7	48,8	0,0	0,0	5,4
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Слобода	АТ-1	АТДЦТН-250000/220/110	250,0	2012	26,2	4,2	0,0	0,0	5,4
			АТ-2	АТДЦТН-250000/220/110	250,0	2012	78,9	49,9	0,0	0,0	5,4
			Т-3	ТДЦТН-63000/220-У1	63,0	2012	74,4	47,1	0,0	0,0	5,4
			Т-4	ТДЦТН-63000/220-У1	63,0	2012	15,4	19,1	15,4	19,1	2,1
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Давыдково	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1987	68,0	33,9	168,7	84,0	0,1
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Дедово	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	2016	97,4	48,5	168,7	84,0	0,1
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	1978	37,8	72,0	70,0	133,2	1,3
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Духанино	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1965	28,5	54,2	70,0	133,2	1,3
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1965	41,3	20,7	134,7	67,4	1,5
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ивановская	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	2005	85,3	42,7	134,7	67,4	1,5
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	2005	54,6	43,5	102,7	81,8	11,8
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Пернатово	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1985	48,1	38,3	102,7	81,8	11,8
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1981	0,0	0,0	10,8	8,6	1,4
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Полянка	Т-1	ТРДН-25000/110-У1	25,0	2012	10,9	8,7	10,8	8,6	1,4
			Т-2	ТРДН-25000/110-У1	25,0	2012	57,3	18,1	105,7	33,4	8,6
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ядрошино	Т-1	ТРДН-63000/110-У1	63,0	2018	44,7	14,1	105,7	33,4	8,6
			Т-2	ТРДН-63000/110-У1	63,0	1980	0,3	0,9	0,6	1,9	2,1
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Валуйки	Т-1	ТМН-1600/35-73	1,6	1965	0,3	1,6	0,6	3,0	2,1
			Т-2	ТМН-1000/35-73	1,0	1956	13,5	73,6	14,0	76,1	0,0
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Володино	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1955	0,5	2,5	14,0	76,1	0,0
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1961	17,3	29,5	49,5	84,2	0,1
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Выползово	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1953	32,2	54,7	49,5	84,2	0,1
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1959	58,6	56,3	76,2	73,3	0,1
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Истра	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	2014	21,7	20,9	76,2	73,3	0,1
			Т-2	ТМН-6300/35	6,3	2014	5,4	29,4	5,4	29,4	0,1
			Т-3	ТМ-1000/35	1,0	1953	0,0	0,0	5,4	29,4	0,1
			Т-4	ТМ-1000/35	1,0	1938	35,7	31,0	69,4	60,3	0,3
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Лыщево	Т-1	ТМН-6300/35-У1	6,3	2019	33,7	29,3	69,4	60,3	0,3
			Т-2	ТМН-6300/35-У1	6,3	2019	39,4	59,6	61,3	92,9	0,1
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Петровская	Т-1	ТМ-4000/35	4,0	1973	22,0	33,3	61,3	92,9	0,1
			Т-2	ТМ-4000/35	4,0	1973	7,7	26,1	7,7	26,1	0,0
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Победа	Т-1	ТМ-1800/35	1,6	1987	19,9	38,4	19,9	38,4	0,1
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Полушкино	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1956	0,0	0,0	152,4	60,6	0,0
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Снегири	Т-1	ТДНС-16000/35	16,0	2016	166,1	66,1	152,4	60,6	0,0
			Т-2	ТДНС-16000/35	16,0	2015	47,5	46,3	89,6	87,4	0,0
Истра	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Устиново	Т-1	ТМН-5600/35	5,6	1964	42,1	41,1	89,6	87,4	0,0
			Т-2	ТМН-5600/35	5,6	1964	47,6	59,3	83,3	103,7	0,2
Лотошино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Лотошино	Т-1	ТДТН-16000/110-76 У1	16,0	1980	35,7	44,5	83,3	103,7	0,2
			Т-2	ТДТН-16000/110-76 У1	16,0	1979	12,7	13,7	44,5	48,2	0,0
Лотошино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Введенская	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1959	31,8	34,4	44,5	48,2	0,0
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1959	9,8	23,9	33,4	81,1	0,0
Лотошино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Ошейкино	Т-1	ТМ-2500/35-64 У1	2,5	1981	23,6	57,3	33,4	81,1	0,0
			Т-2	ТМ-2500/35-64 У1	2,5	1980	11,6	23,1	11,6	23,1	0,0
Можайский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Бородино	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1990	0,0	0,0	11,6	23,1	0,0
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1990	9,8	7,8	9,8	7,8	0,5
Можайский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Кукарино	Т-1	ТДТН-25000/110-У1	25,0	1992	0,0	0,0	9,8	7,8	0,5
			Т-2	ТДТН-25000/110-У1	25,0	1992	43,9	35,0	87,1	69,4	0,8
Можайский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Макарово	Т-1	ТДТН-25000/110-У1	25,0	1990	43,2	34,4	87,1	69,4	0,8
			Т-2	ТДТН-25000/110-У1	25,0	1990	125,7	62,6	143,1	71,3	0,2
Можайский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Можайск	Т-1	ТДТН-40000/110-У1	40,0	1988	26,5	25,3	149,6	142,5	0,2
			Т-2	ТДТНГУ-20000/110	20,0	1964	10,6	21,1	35,9	71,6	0,2
Можайский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Хващевская	Т-1	ТДТН-10000/110-76У1	10,0	1982	25,4	50,5	35,9	71,6	0,2
			Т-2	ТДТН-10000/110-76У1	10,0	1980	58,1	55,9	84,7	81,5	0,3
Можайский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Глядковская	Т-1	ТМН-6300/35-73У1	6,3	1984	26,6	25,6	84,7	81,6	0,3
			Т-2	ТМН-6300/35/11-У1	6,3	2000	26,8	16,3	84,1	51,0	0,2
Можайский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Збышки	Т-1	TRP 10000-36/AC	10,0	2015	54,1	32,8	84,1	51,0	0,2
			Т-2	TRP 10000-36/AC	10,0	2015	13,5	32,8	13,6	33,0	0,1
Можайский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Киселево	Т-1	ТМН-2500/35-11	2,5	1970	0,0	0,0	13,6	33,0	0,1
			Т-2	ТМН-2500/35-11	2,5	1980	43,7	42,1	73,3	70,6	0,6
Можайский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Мордвиново	Т-1	ТМН-6300/35У1	6,3	2004	34,7	33,4	73,3	70,6	0,6
			Т-2	ТМН-6300/35У1	6,3	2004	53,2	80,5	55,9	84,7	0,2
Можайский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Цезарево	Т-1	ТМН-4000/35	4,0	1981	2,6	4,9	53,3	101,0	0,2
			Т-2	ТМН-4000/35 У1	3,2	2004	253,4	40,4	0,0	0,0	1,2
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Встреча	АТ-1	АТДЦТН-250000/220/110	250,0	2006	307,8	49,1	0,0	0,0	1,2
			АТ-2	АТДЦТН-250000/220/110	250,0	2006	33,7	26,9	0,0	0,0	1,2
			Т-3	ТРДН-25000/110	25,0	1990	0,0	0,0	0,0	0,0	1,2
			Т-4	ТДН-16000/110	16,0	1974	73,6	58,6	116,0	92,4	0,4
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Верея	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1970	42,4	33,8	116,0	92,4	0,4
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1969	62,7	49,9	99,2	79,0	0,1
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Мишуково	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1985	36,5	29,1	99,2	79,0	0,1
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1984	81,3	25,7	307,0	97,0	5,9
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Наро-Фоминск нов	Т-1	ТДТН-63000/110У1	63,0	2017	240,3	76,0	307,0	97,0	5,9
			Т-2	ТДТН-63000/110У1	63,0	2017	65,4	20,7	64,1	20,3	5,9
			Т-3	ТРДН-63000/110У1	63,0	2017	0,0	0,0	90,0	54,0	5,9
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Наро-Фоминск	Т-1	ТДТН-31500/110	31,5	1967	48,0	29,0	48,0	29,0	5,9
			Т-2	ТДТН-31500/110	31,5	1971	90,0	42,0	138,0	65,0	5,9
			Т-3	ТДТНГУ-40500/110	40,5	1962	120,0	37,9	174,8	55,3	3,7
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Селятино	Т-1	ТРДН-63000/110 У1	63,0	2017	61,5	19,4	174,8	55,3	3,7
			Т-2	ТРДН-63000/110 У1	63,0	2017	0,1	0,1	74,2	72,3	1,4
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Апрелевка	Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1968	74,1	72,2	74,2	72,3	1,4
			Т-3	ТМ-5600/35	5,6	1964	53,8	81,5	83,0	125,8	0,5
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Вышгород	Т-1	ТМ-4000/35	4,0	1971	29,2	44,3	83,0	125,8	0,5
			Т-2	ТМ-4000/35	4,0	1971	4,2	24,6	4,2	24,6	0,1
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Каменка	Т-1	ТМ-1000/35	1,0	1965	0,0	0,0	4,2	24,6	0,1
			Т-2	ТМ-1000/35	1,0	1958	36,3	49,6	36,3	49,6	0,1
			Т-3	ТМ-4000/35-64 У1	4,0	1979	0,0	0,0	24,3	14,7	0,0
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Карская	Т-1	ТДН-10000/35	10,0	1964	24,3	14,7	24,3	14,7	0,0
			Т-2	ТДН-10000/35	10,0	1964	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
			Т-3	ТДН-10000/35	10,0	1965	26,6	45,3	54,4	92,8	1,3
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Кленово	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1957	27,8	47,5	54,4	92,8	1,3
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1953	43,7	66,3	58,1	88,1	0,5
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Корытово	Т-1	ТМН-4000/35-У1	4,0	1989	14,4	21,8	58,1	88,1	0,5
			Т-2	ТМН-4000/35-75 У1	4,0	1983	47,7	30,4	99,3	63,3	0,1
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Первомайская	Т-1	ТДНС-10000/35У1	10,0	2010	51,6	32,9	99,3	63,3	0,1
			Т-2	ТДНС-10000/35У1	10,0	2010	32,2	48,9	52,6	79,7	0,2
Наро-Фоминский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Субботино	Т-1	ТМН-4000/35-У1	4,0	1991	20,4	30,9	52,6	79,7	0,2
			Т-2	ТМН-4000/35-У2	4,0	1991	45,8	29,0	131,9	83,5	0,0
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Подушкино	Т-1	ТРДЦН-63000/220 PN(У-1)	63,0	2010	41,0	25,9	96,6	61,1	0,0
			Т-2	ТРДЦН-63000/220 PN(У-1)	63,0	2010	31,3	19,8	86,4	54,7	0,0
			Т-3	ТРДЦН-63000/220	63,0	2010	14,6	29,2	38,6	76,9	0,0
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Акулово	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1969	23,9	47,7	38,6	76,9	0,0
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1966	89,5	28,2	231,1	72,9	0,5
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Барвиха	Т-1	ТДТН-63000/110-67	63,0	1976	118,2	37,3	231,1	72,9	0,5
			Т-2	ТДТН-63000/110-67	63,0	1976	64,4	51,3	115,0	91,7	1,4
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Вяземы	Т-1	ТРДН-25000/110	25,0	1990	50,6	40,3	115,0	91,7	1,4
			Т-2	ТРДН-25000/110	25,0	1981	95,7	87,0	160,5	145,9	0,0
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Голицыно	Т-1	ТДТНГ-20000/110/35/6	20,0	1957	55,6	53,0	77,8	74,1	0,0
			Т-2	ТДТНГУ-20000/110/35/6	20,0	1965	75,0	37,4	196,9	98,0	0,0
			Т-3	ТДТН-40000/110/10/6	40,0	1976	122,8	61,2	196,9	98,0	0,0
			Т-4	ТДТН-40000/110/10/6	40,0	1976	101,6	25,3	227,9	56,7	1,8
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Дарьино	Т-1	ТДЦТН-80000/110	80,0	2017	117,1	29,1	227,9	56,7	1,8
			Т-5	ТДЦТН-80000/110	80,0	2020	101,0	50,3	250,6	124,8	0,4
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Звенигород	Т-1	ТДТН-40000/110/35/6	40,0	2012	164,7	82,0	250,6	124,8	0,4
			Т-2	ТДТН-40000/110/35/6	40,0	2011	0,0	0,0	0,0	0,0	0,4
			Т-3	ТДТН-40000/110/35/6	25,0	1980	45,4	36,2	67,3	53,6	0,4
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Каринская	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1983	21,9	17,5	67,3	53,6	0,4
			Т-2	ТДТН-25000/110У1	25,0	1996	57,1	45,5	116,9	93,2	10,6
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Кубинка	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	2015	59,9	47,7	116,9	93,2	10,6
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	2015	13,4	10,7	62,8	50,0	10,6
			Т-3	ТРДН-25000/110	25,0	1985	49,3	39,3	62,8	50,0	10,6
			Т-4	ТРДН-25000/110	25,0	1985	111,9	55,7	236,5	117,8	2,2
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Мамоново	Т-1	ТРДН-40000/110-У1	40,0	2007	108,0	53,8	236,5	117,8	2,2
			Т-2	ТРДН-40000/110-У1	40,0	2007	25,3	50,4	29,6	58,9	0,1
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Наро-Осаново	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1980	4,3	14,5	29,6	100,5	0,1
			Т-2	ТМГ-5600/110	5,6	1950	0,0	0,0	16,6	5,2	17,9
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Одинцово	Т-1	ТРДЦН-63000/110	63,0	2014	30,7	9,7	16,6	5,2	17,9
			Т-2	ТРДЦН-63000/110	63,0	2014	14,3	3,6	311,3	77,5	17,9
			Т-3	ТДТН-80000/110	80,0	2014	128,3	31,9	311,3	77,5	17,9
			Т-4	ТДТН-80000/110	80,0	2014	0,0	0,0	231,4	57,9	4,6
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Отрадное	Т-1	ТРДН-80000/110	80,0	2007	232,6	58,2	231,4	57,9	4,6
			Т-2	ТРДН-80000/110	80,0	2006	36,1	71,9	71,3	142,0	0,4
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Соловьево	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1973	35,2	70,1	71,3	142,0	0,4
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1977	35,1	28,0	75,5	60,2	0,5
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Сушкинская	Т-1	ТДТН 25000/110-74-У1	25,0	1976	40,4	32,2	75,5	60,2	0,5
			Т-2	ТДТН 25000/110-79-У1	25,0	1985	137,3	43,4	226,7	71,7	3,7
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Усово	Т-1	ТДТН-63000/110	63,0	2009	76,4	24,2	226,7	71,7	3,7
			Т-2	ТДТН-63000/110	63,0	2009	136,8	43,6	267,6	85,2	0,3
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Успенская	Т-1+Т-3	ТМН-10000/35	20,0	1973	19,5	24,9	68,3	87,1	0,3
			Т-2	ТДТГ-15000/110	15,0	1958	43,3	55,1	89,4	113,9	0,3
			Т-4	ТДТГ-15000/110	15,0	1958	88,0	56,1	133,4	85,0	1,8
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Дачная	Т-1	ТДНС-10000/35У1	10,0	2017	60,5	38,5	133,4	85,0	1,8
			Т-2	ТДНС-10000/35У1	10,0	2017	50,5	43,7	84,2	72,9	0,1
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Каменская	Т-1	ТМ-3200/35	6,3	1949	26,7	23,1	84,2	72,9	0,1
			Т-2	ТМ-3200/35	6,3	1966	0,0	0,0	43,3	73,9	0,1
			Т-3	ТМ-3200/35	6,3	1966	8,2	14,0	39,0	66,5	0,0
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Комарово	Т-1	ТМН-3200/35	3,2	1963	30,8	52,5	39,0	66,5	0,0
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1953	30,7	52,3	61,4	104,8	0,2
Одинцовский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Крылово	Т-1	ТМН-3200/35	3,2	1972	30,8	52,5	61,4	104,8	0,2
			Т-2	ТМН-3200/35	3,2	1969	19,3	24,1	81,0	100,9	0,1
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Лидино	Т-1	ТДТН-16000/110У1	16,0	1988	60,0	74,7	81,0	100,9	0,1
			Т-2	ТДТН-16000/110У1	16,0	1988	43,1	53,7	43,4	54,1	0,1
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Мухино	Т-1	ТДН-16000/110-76 У1	16,0	1977	0,0	0,0	43,4	54,1	0,1
			Т-2	ТДН-16000/110-66	16,0	1971	86,4	68,8	135,9	108,3	0,8
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Руза	Т-1	ТДТН-25000/110У1	25,0	1986	50,3	40,1	135,9	108,3	0,8
			Т-2	ТДТН-25000/110У1	25,0	1987	54,8	43,7	114,7	91,4	0,8
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Шелковка	Т-1	ТДТН-25000/110-У1	25,0	2007	64,2	51,1	114,7	91,4	0,8
			Т-2	ТДТН-25000/110-У1	25,0	2007	71,7	89,3	120,7	150,3	0,3
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Сухарево	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1974	52,8	65,7	120,7	150,3	0,3
			Т-2	ТДН-16000/110	16,0	1976	3,8	12,8	4,0	13,6	0,0
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Веревкино	Т-1	ТМН-1600	1,6	1990	0,0	0,0	4,0	13,6	0,0
			Т-2	ТМН-1600	1,6	1990	42,2	40,6	77,1	74,1	0,2
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Дорохово	Т-1	ТМ-6300/35	6,3	1969	36,5	35,1	80,7	77,6	0,2
			Т-2	ТМН-6300/35	6,3	1984	58,8	56,6	89,5	86,1	0,9
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Карповка	Т-1	ТМ-6300/35/10	6,3	2008	30,7	29,6	89,5	86,1	0,9
			Т-2	ТМ-6300/35/10	6,3	2008	5,3	18,2	18,4	62,9	0,2
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Кирилловка	Т-1	ТМН-1600/35-73У1	1,6	1988	14,0	47,9	18,4	62,9	0,2
			Т-2	ТМН-1600/35-73У1	1,6	1989	53,6	81,1	72,2	109,4	0,2
			Т-3	ТМ-4000/35-64У1	4,0	1980	20,5	31,1	75,6	114,6	0,2
			Т-4	ТМН-4000/35-У1	4,0	1996	24,3	83,0	25,0	85,4	0,0
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Коврово	Т-1	ТМН-1600	1,6	1990	0,7	2,5	25,0	85,4	0,0
			Т-2	ТМН-1600	1,6	1990	64,2	61,8	89,7	86,3	0,4
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Кожино	Т-1	ТМ-6300/35	6,3	1968	26,7	25,7	93,9	90,3	0,4
			Т-2	ТМН-6300/35	6,3	1981	38,0	57,6	59,9	90,8	0,2
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Колодкино	Т-1	ТМН-4000/35-73У1	4,0	1980	21,6	32,8	59,9	90,8	0,2
			Т-2	ТМН-4000/35-73У1	4,0	1980	71,8	69,1	102,1	98,2	0,2
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Никольское	Т-1	ТМН-6300/35/11	6,3	1982	32,1	43,9	108,3	147,8	0,2
			Т-2	ТМ-4000/31,5/10,5	4,0	1982	12,6	8,0	32,1	20,4	0,1
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Ракитино	Т-1	ТМН-10000/35У1	0,0	2008	22,0	33,3	33,7	51,0	0,1
			Т-2	ТМ-4000/35/10,5	0,0	1976	0,0	0,0	100,2	81,1	0,1
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Северная	Т-1	ТМН-7500/35	7,5	1964	100,2	81,0	100,2	81,0	0,1
			Т-2	ТМН-7500/35	7,5	1964	0,0	0,0	54,6	82,7	0,1
Рузский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Филатово	Т-1	ТМН-4000/35/10	4,0	1979	54,6	82,7	54,6	82,7	0,1
			Т-2	ТМН-4000/35/10	4,0	1979	65,3	52,0	124,0	98,8	0,9
Шаховская	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Шаховская	Т-1	ТДТН-25000/110-67У1	25,0	1979	58,8	46,8	124,0	98,8	0,9
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1976	42,0	53,0	94,0	119,0	0,9
			Т-3	ТДТН-10000/110	10,0	1966	10,4	15,7	38,2	57,9	0,1
Шаховская	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Волочаново	Т-1	ТМН-4000/35/11-86 У1	0,0	1991	27,9	42,2	38,2	57,9	0,1
			Т-2	ТМН-4000/35/11-86 У1	0,0	1991	24,6	46,6	48,3	91,5	0,2
Шаховская	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Манеж	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1947	23,7	44,9	48,3	91,5	0,2
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1947	39,0	37,5	88,2	84,8	0,1
Шаховская	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Середа	Т-1	ТМН-6300/35-73У1	6,3	1977	49,2	53,2	88,2	95,5	0,1
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1961	258,0	51,4	-	-	0,2
Волоколамский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 750 кВ Грибово	АТ-5	АТДЦТН-200000/220/110	200,0	2012	262,4	52,3	-	-	0,2
			АТ-6	АТДЦТН-200000/220/110	200,0	2012	0,5	4,3	-	-	0,0
Волоколамский	ООО "Газпром энерго"	ПС 110 кВ Газовая	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	2007	1,6	12,8	-	-	0,0
			Т-2	ТМН-2500/110	2,5	2007	90,7	72,3	90,2	71,8	0,0
Волоколамский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Чисмена	Т-1	ТДТН-25000	25,0	1977	0,0	0,0	90,2	71,8	0,0
			Т-2	ТДТН-25000	25,0	1977	42,7	159,9	80,3	300,9	0,0
Волоколамский	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Дубосеково	Т-1	ТМН-1600/35	1,6	1959	37,7	142,7	80,3	304,4	0,0
			Т-2	ТМН-1600/35	1,6	1959	170,0	54,1	-	-	29,3
Истра	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Луч	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	1987	151,0	48,1	-	-	29,3
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	1987	22,0	20,0	-	-	29,3
			Т-3	ТДТНГ-20000/110/35/6	20,0	1964	44,2	40,2	-	-	29,3
			Т-4	ТДТНГ-20000/110/35/6	20,0	1964	71,0	64,5	114,0	103,6	0,1
Истра	Абонент	ПС 110 кВ Манихино	Т-1	ТДТН-20000/110	20,0	1959	35,3	32,1	108,8	98,9	0,1
			Т-2	ТДТН-20000/110	20,0	1959	45,2	54,5	110,4	133,0	8,8
Истра	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Румянцево	Т-1	ТДТНГ-15000/110	15,0	1959	61,2	77,7	105,4	133,7	8,8
			Т-2	ТДТНГ-15000/110	15,0	1959	18,4	22,1	18,4	22,1	0,0
Истра	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Чеховская	Т-1	ТДТНГ-15000/110/10	15,0	1964	138,0	43,9	-	-	0,0
Можайский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Дровнино	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	1975	141,0	44,9	-	-	0,0
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	1977	32,0	39,8	49,7	61,9	0,1
Можайский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Шевардино	Т-1	ТДТН-16000/110	16,0	1974	36,4	45,3	49,7	61,9	0,1
			Т-2	ТДТН-16000/110	16,0	1973	20,2	49,1	21,0	50,9	0,0
Можайский	АО "Мосводоканал"	ПС 35 кВ Колочь	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	1962	0,8	1,8	21,0	50,9	0,0
			Т-2	ТМН-2500/110	2,5	1962	0,8	2,0	0,8	2,0	0,0
Можайский	АО "Мосводоканал"	ПС 35 кВ Марфин брод	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	1997	0,0	0,0	0,8	2,0	0,0
			Т-2	ТМН-2500/110	2,5	1997	4,5	4,5	-	-	4,2
Наро-Фоминский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Кедрово	Т-1	ТДТНГ-40000/220/35/6	40,0	1964	18,7	18,7	-	-	4,2
			Т-2	ТДТНГ-40000/220/35/6	40,0	1964	0,0	0,0	-	-	4,2
			Т-3	ТДТНГ-40000/220/35/6	40,0	1969	133,0	42,3	-	-	4,2
			АТ-4	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	2006	186,3	59,3	-	-	4,2
			АТ-5	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	1968	166,8	53,1	-	-	4,2
			АТ-6	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	1967	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5
Наро-Фоминский	Абонент	ПС 220 кВ Котово	Т-1	ТДТН-40000/220	40,0	2014	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5
			Т-2	ТДТН-40000/220	40,0	2014	9,3	23,1	20,1	49,9	0,0
Наро-Фоминский	Абонент	ПС 220 кВ Латышская	Т-1	ТДТН-16000/220	16,0	2017	9,3	23,1	20,1	49,9	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/220	25,0	1998	57,0	54,8	171,0	164,4	0,0
Наро-Фоминский	Абонент	ПС 35 кВ Слюдинит	Т-1	ТМ-6300/35	6,3	1968	114,0	109,6	171,0	164,4	0,0
			Т-2	ТМ-6300/35	6,3	1968	12,3	11,8	-	-	0,2
Одинцовский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 500 кВ Дорохово	АТ-3	АТДЦТН-250000/220/110	250,0	2012	13,5	13,0	-	-	0,2
			АТ-4	АТДЦТН-250000/220/110	250,0	2012	0,0	0,0	34,6	43,1	3,7
Одинцовский	Абонент	ПС 110 кВ Дюдьково	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1967	34,6	43,1	34,6	43,1	3,7
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1967	23,6	31,7	44,9	60,3	0,0
Одинцовский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Кольцевая	Т-1	ТДТН-15000/110	15,0	1967	21,0	26,2	44,9	56,0	0,0
			Т-2	ТДТН-16000/110	16,0	1967	0,0	0,0	64,4	51,3	0,0
Одинцовский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Железнодорожная	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	2003	60,8	48,4	60,7	48,4	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	2003	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Одинцовский	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Одинцово тяговая	Т-1	ТСЗД-10000/31,5	10,0	2019	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
			Т-2	ТСЗД-10000/31,5	10,0	2019	12,1	12,1	-	-	50,1
Рузский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Шмелево	Т-1	ТДТНГ-40000/220/35/6	40,0	1970	8,8	8,8	-	-	50,1
			Т-2	ТДТНГ-40000/220/35/6	40,0	1970	-	-	-	-	50,1
			Т-3	ТДТНГ-40000/220/35/6	40,0	1970	0,0	0,0	124,5	99,2	0,3
Рузский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Тучково	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	2003	123,2	98,2	124,5	99,2	0,3
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	2003	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Рузский	АО "Мосводоканал"	ПС 35 кВ Васильевская ГЭС	Т-2	ТМН-1600/35	1,6	1967	9,2	34,8	9,5	36,1	0,0
Рузский	АО "Мосводоканал"	ПС 35 кВ Палашкинская ГЭС	Т-1	ТМН-1600/35	1,6	1966	1,6	2,4	1,6	2,4	0,0
Рузский	АО "Мосводоканал"	ПС 35 кВ Палашкинская ГЭС-34	Т-1	ТМН-4000/35	4,0	1997	1,0	1,0	-	-	0,0
Шаховская	Абонент	ПС 35 кВ Насосная	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	1977	2,0	2,0	-	-	0,0
			Т-2	ТМН-6300/35	6,3	1977	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Шаховская	Абонент	ПС 35 кВ Паново	Т-1	ТМН-4000/35	4,0	1980	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
			Т-2	ТМН-4000/35	4,0	1980	13,0	47,0	0,0	0,0	0,0
Шаховская	ООО "База Шаховская"	ПС 35 кВ Промбаза	Т-1	ТМН-1600/35	1,6	1981	13,0	20,0	0,0	0,0	0,0
Шаховская	АО "Мосводоканал"	ПС 35 кВ Перепадная	Т-2	ТМН-4000/35	4,0	1979	5,8	8,8	5,8	8,8	0,0
Шаховская	АО "Мосводоканал"	ПС 35 кВ Черленково	Т-1	ТМН-4000/35	4,0	1983	55,8	44,5	130,2	103,8	0,3

Таблица 3

Данные по загрузке трансформаторного оборудования питающих центров 35 - 220 кв, расположенных на территории СЭС, в зимний максимум 2020 года, и срокам его эксплуатации по состоянию на 01.01.2021

Городской округ	Эксплуатирующая организация	Наименование ЦП	Т/АТ	Трансформатор			Фактическая загрузка в зимний максимум 2020 года				Заявленная мощность по ТП, МВт
				Марка трансформатора	Sном., МВА	Год ввода	Норм. схема	Норм схема	Ав. схема Зима	Ав. схема Зима
							А	%	А	%
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Шуколово	Т-1	ТРДН-32000/220	32,0	2002	21,8	27,2	50,1	40,2	2,2
			Т-2	ТРДН-32000/220	32,0	2003	18,4	23,0	50,1	40,2	2,2
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Игнатово	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	2006	75,8	37,7	59,3	119,1	1,3
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	2006	140,2	72,9	149,8	300,7	1,3
			Т-3	ТДТН-40000/110	40,0	2006	90,9	45,3	110,9	222,7	1,3
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Константиново	Т-1	ТРДН-40000/110	40,0	1988	40,2	20,0	37,5	75,3	12,4
			Т-2	ТРНДЦН-40000 (25000)/110	25,0	1993	35,2	28,0	60,0	75,3	12,4
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Орево	Т-1	ТДТН-16000/110	16,0	1968	5,2	6,2	102,4	85,9	0,1
			Т-2	ТДТН-16000/110	16,0	1968	80,7	96,1	102,4	85,9	0,1
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Перемилово	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1983	44,6	35,5	69,1	86,7	0,6
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1983	42,2	33,6	69,1	86,7	0,6
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Раменье	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	1978	5,7	43,4	103,2	13,5	0,2
			Т-2	ТМН-6300/110	6,3	1985	7,8	24,8	42,8	13,5	0,2
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Рогачево	Т-1	ТДТН-20000/110/35/6	20,0	1968	61,4	58,4	103,1	108,3	0,3
			Т-2	ТДТН-20000/110/35/6	20,0	1970	46,9	44,7	103,1	108,3	0,3
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Юрьево	Т-1	ТДТН-25000/110/35/10	25,0	1978	49,1	39,1	101,0	126,7	0,8
			Т-2	ТДТН-25000/110/35/10	25,0	1978	77,6	61,8	101,0	126,7	0,8
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Базарово	Т-1	ТДНС-10000/35 У1	10,0	2014	54,1	34,5	97,3	152,8	0,7
			Т-2	ТДНС-10000/35 У1	10,0	2014	98,7	62,8	97,3	152,8	0,7
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Васильково	Т-1	ТМ-6300/35	6,3	2018	12,6	12,1	53,7	55,8	1,3
			Т-2	ТМ-6300/35	6,3	2018	43,2	41,5	53,7	55,8	1,3
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Васькино	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1965	15,8	86,1	175,5	32,2	0,1
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1960	16,4	89,4	175,5	32,2	0,1
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Вахромеево	Т-1	ТМН-4000/35-У1	4,0	1986	0,0	0,0	100,6	66,4	2,8
			Т-2	ТМН-6300/35	6,3	2006	66,4	63,9	110,2	114,7	2,8
			Т-3	ТМН-6300/35 У1	6,3	2005	48,2	41,8	99,3	114,7	2,8
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Ветрово	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1948	0,0	0,0	141,1	82,7	0,1
			Т-2	ТМН-6300/35 У1	6,3	2006	71,0	68,3	68,3	71,0	0,1
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Вязовка	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1966	0,0	0,0	97,7	17,9	0,2
			Т-2	ТМН-1600/31,5 У1	1,6	1991	17,9	61,2	61,2	17,9	0,2
			Т-3	ТМ-3200/35	3,2	1953	60,0	102,4	102,4	60,0	0,2
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Горохово	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1964	0,0	0,0	12,8	2,3	0,0
			Т-2	ТМН-1600/35	1,6	1990	2,3	8,0	8,0	2,3	0,0
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Инженерная	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	1993	40,1	97,2	97,8	40,1	0,0
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Катуар	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	1979	101,3	90,6	115,4	120,1	1,4
			Т-2	ТДНС-10000/35	10,0	2004	87,3	51,7	103,7	190,0	1,4
			Т-3	ТДНС-10000/35	10,0	2005	115,5	68,6	90,0	165,0	1,4
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Лаврово	Т-1	ТДНС-10000/35 У1	10,0	2015	62,8	40,0	62,1	97,4	0,8
			Т-2	ТДНС-10000/35 У1	10,0	2016	34,7	22,1	62,1	97,4	0,8
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Лифаново	Т-1	ТМН-4000/35	4,0	1984	58,8	89,1	136,0	89,7	0,4
			Т-2	ТМ-4000/35	4,0	1984	30,9	46,8	136,0	89,7	0,4
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Мелихово	Т-1	ТМ-4000/35	4,0	1973	47,0	72,0	145,0	96,0	0,7
			Т-2	ТМН-4000/35	4,0	1987	54,0	73,0	145,0	106,0	0,7
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Мельчевская	Т-1	ТМН-4000/35	4,0	1984	0,0	0,0	93,5	61,7	0,2
			Т-2	ТМН-4000/35	4,0	1989	61,7	93,5	93,5	61,7	0,2
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Подъячево	Т-1	ТДНС-10000/35 У1	10,0	2014	74,7	47,6	94,6	148,5	1,0
			Т-2	ТДНС-10000/35 У1	10,0	2014	73,8	47,0	94,6	148,5	1,0
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Титово	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1939	64,2	69,4	88,1	81,5	0,1
			Т-2	ТМ-6300/35	6,3	1970	17,3	16,6	78,3	81,5	0,1
Дмитровский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Якоть	Т-1	ТАМ-1800/35	1,8	1966	8,7	29,5	84,2	25,0	0,1
			Т-2	ТАМ-1800/35	1,8	1966	8,9	30,1	84,2	25,0	0,1
			Т-3	ТМ-4000/35	4,0	1986	32,3	49,1	75,9	50,0	0,1
Долгопрудный	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Долгопрудная	Т-1	ТРДН-25000/110-76У1	25,0	1984	63,7	50,8	121,1	152,0	6,7
			Т-2	ТРДН-25000/110-76У1	25,0	1984	88,3	70,4	121,1	152,0	6,7
Долгопрудный	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Водники	Т-1	ТДНС-16000/35 У1	16,0	2013	80,6	32,1	66,3	166,5	0,6
			Т-2	ТДНС-16000/35 У1	16,0	2013	85,9	34,2	66,3	166,5	0,6
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Речная	Т-1	ТДТН-25000/110-79У1	25,0	1984	91,1	72,9	173,5	216,9	0,3
			Т-2	ТДТН-25000/110-79У1	25,0	1984	125,7	100,6	173,5	216,9	0,3
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Ивантеевка	Т-2	ТМ-7500/35	7,5	1963	41,9	30,5	123,9	170,3	0,0
			Т-3	ТМ-7500/35	7,5	1954	128,5	93,4	123,9	170,3	0,0
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Клин	Т-1	ТДТН-63000/110	63,0	1995	213,2	67,4	130,1	411,7	0,6
			Т-2	ТДТН-63000/110	63,0	1995	204,0	64,5	130,1	411,7	0,6
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Круг	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	1985	4,2	13,2	16,0	5,1	0,0
			Т-2	ТМН-6300/110	6,3	1985	0,9	2,8	16,0	5,1	0,0
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Решетниково	Т-1	ТДН-16000/110-У1	16,0	1995	14,3	17,8	29,3	23,5	0,3
			Т-2	ТДН-16000/110-У1	16,0	1995	9,2	11,5	29,3	23,5	0,3
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ямуга	Т-1	ТДТН-40000/110-67	40,0	1977	63,0	31,4	66,6	133,8	0,1
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	1977	70,8	35,3	66,6	133,8	0,1
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Бабайки	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1956	88,2	86,0	154,0	157,8	0,3
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1956	69,6	67,9	154,0	157,8	0,3
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Березки	Т-1	ТДН-10000/35	10,0	1962	13,6	8,2	17,1	28,3	0,3
			Т-2	ТДН-10000/35	10,0	1962	15,6	9,5	17,1	28,3	0,3
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Борщево	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1939	43,2	74,5	115,8	67,2	0,4
			Т-2	ТМ-3200/35-64У1	3,2	1957	23,9	41,3	115,8	67,2	0,4
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Ванино	Т-1	ТМН-1000/31,5/6,6	1,0	1967	0,6	3,3	9,8	1,8	0,2
			Т-2	ТМН-1000/31,5/6,5	1,0	1962	1,2	6,5	9,8	1,8	0,2
			Т-3	ТДНС-10000/35УХЛ1	10,0	2011	45,2	28,8	28,8	45,2	0,2
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Венцы	Т-1	ТМН-1600/35	1,6	1989	13,1	44,6	91,9	27,0	0,2
			Т-2	ТМН-1600/35	1,6	1989	13,9	47,3	91,9	27,0	0,2
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Волково	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1964	9,9	53,8	109,2	20,1	0,0
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1957	10,2	55,4	109,2	20,1	0,0
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Высоково	Т-1	ТД-10000/35	10,0	1958	12,5	7,6	82,3	135,9	1,1
			Т-3	ТДНС-10000/35-У1	10,0	1995	123,4	78,6	86,5	135,9	1,1
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Елгозино	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	2004	30,8	29,7	81,3	84,4	0,3
			Т-2	ТМН-6300/35	6,3	2004	53,6	51,6	81,3	84,4	0,3
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Малеевка	Т-1	ТМН-6300/35 У1	6,3	2017	65,9	63,3	105,9	110,1	0,7
			Т-2	ТМН-6300/35 У1	6,3	2015	44,3	42,5	105,9	110,1	0,7
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Нудоль	Т-1	ТМ-4000/31,5/10,5	4,0	1973	63,6	86,8	132,5	97,1	0,6
			Т-2	ТМ-3200/31,5/11	3,2	1970	33,5	57,1	165,7	97,1	0,6
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Першутино	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	2006	57,2	55,0	138,7	144,3	1,4
			Т-2	ТМН-6300/35-73 У1	6,3	1980	87,1	83,7	138,7	144,3	1,4
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Подорки	Т-1	ТМН-4000/35	4,0	1970	31,3	47,4	47,4	31,3	0,1
			Т-2	ТМ-2500/35	2,5	1977	1,2	2,8	2,8	1,2	0,1
Клин	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Рогово	Т-1	ТДНС-10000/36,75/6,3	10,0	1966	31,8	20,3	28,1	44,1	0,0
			Т-2	ТДНС-10000/36,75/6,3	10,0	1966	12,3	7,8	28,1	44,1	5,9
Королев	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Хвойная	АТ-1	АТДЦТН-200000/220/110 У1	200,0	1994	13,2	2,6	0,0	0,0	5,9
			АТ-2	АТДЦТН-200000/220/110	200,0	1975	343,3	68,3	0,0	0,0	5,9
			Т-3	ТДН-40000/110 У1	40,0	2011	53,8	26,8	0,0	0,0	2,0
			Т-4	ТДНГУ-40500/110	40,5	1969	99,6	46,8	0,0	0,0	2,0
Королев	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Клязьма	Т-1	ТДН-63000/110 У-1	63,0	2018	100,4	31,7	60,4	191,0	3,4
			Т-2	ТДН-63000/110-У1	63,0	2016	90,6	28,6	60,4	191,0	3,4
Королев	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Костино	Т-1	ТДТН-63000/110 У1	63,0	2013	140,4	44,4	82,3	260,4	0,0
			Т-2	ТДТН-63000/110 У1	63,0	2012	120,0	37,9	82,3	260,4	0,0
Королев	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Пионерская	Т-1	ТДНГУ-20000/110	20,0	1966	9,5	0,0	17,8	18,7	0,0
			Т-2	ТДНГ-20000/110	20,0	1962	0,0	0,0	18,1	18,7	0,0
			Т-3	ТДГ-15000/110	15,0	1958	9,2	11,8	23,8	18,7	0,0
Королев	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Подлипки	Т-1	ТДТН-40000/110-67У1	40,0	1981	56,5	28,1	51,3	103,0	0,0
			Т-2	ТДТН-40000/110-67У1	40,0	1980	46,5	23,2	51,3	103,0	0,0
Красногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Ильинская	Т-1	ТДЦТН-200000/220	200,0	2011	45,9	9,1	16,1	80,7	3,0
			Т-2	ТДЦТН-200000/220	200,0	2011	34,8	6,9	16,1	80,7	3,0
Красногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Красногорская	АТ-1	АТДЦТН-200000/220/110	200,0	1981	195,9	38,9	0,0	0,0	2,2
			АТ-2	АТДЦТН-200000/220/110	200,0	1982	138,6	27,6	0,0	0,0	2,2
Красногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Куркино	Т-1	ТРДЦН-63000/220 У1	63,0	2001	61,0	38,6	73,4	115,9	0,2
			Т-2	ТРДЦН-63000/220 У1	63,0	2001	54,9	34,7	73,4	115,9	0,2
Красногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ангелово	Т-1	ТРДНЦ-63000/110	63,0	1973	122,4	38,7	76,3	241,2	0,8
			Т-2	ТДТН-63000/110	63,0	1980	118,8	37,5	76,1	241,2	0,8
Красногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Нахабино	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	2009	148,7	74,1	132,3	265,6	14,7
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	2010	116,9	58,2	132,3	265,6	14,7
			Т-3	ТРДН-25000/110-76У1	25,0	2010	22,1	17,6	41,6	52,2	14,7
			Т-4	ТРДН-25000/110-76У1	25,0	2010	30,1	24,0	41,6	52,2	14,7
Красногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Павшино	Т-1	ТДТНГ-40500/110	40,5	1972	160,9	75,7	124,4	264,4	0,7
			Т-2	ТДТНГ-40500/110	40,5	1971	103,5	48,7	124,4	264,4	0,7
Лобня	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Луговая	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	1978	80,6	40,1	70,3	141,1	8,3
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1980	60,5	48,2	112,4	141,1	8,3
			Т-3	ТДТН-40000/110	40,0	1999	189,3	94,3	159,6	320,3	8,3
			Т-4	ТДТН-40000/110-У1	40,0	1979	131,0	65,2	159,5	320,3	8,3
Лобня	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Лобня	Т-1	ТДАН-10000/35	10,0	1965	115,6	63,2	157,5	288,2	0,5
			Т-2	ТДНС-10000/35	10,0	1967	172,6	94,3	157,5	288,2	0,5
Мытищи	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Уча	АТ-1	АТДЦТН-250000/220/110 У1	250,0	2013	194,0	30,9	0,0	0,0	0,8
			АТ-2	АТДЦТН-250000/220/110 У1	250,0	2014	196,9	31,4	0,0	0,0	0,8
			Т-3	ТДН-40000/110 У1	40,0	2014	29,5	14,7	0,0	0,0	0,8
			Т-4	ТДН-40000/110 У1	40,0	2014	54,0	26,9	0,0	0,0	0,8
Мытищи	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Аксаково	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1973	71,2	88,6	110,4	88,6	7,4
			Т-2	ТДН-16000/110	16,0	1973	17,4	21,7	110,4	88,6	7,4
Мытищи	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Жостово	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	2009	24,4	19,4	34,9	43,8	1,2
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	2009	19,4	15,5	34,9	43,8	1,2
Мытищи	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Колонцово	Т-1	ТРНДЦН-40000 (25000)/110	40,0	1992	45,9	22,9	22,9	45,9	0,0
			Т-2	ТРДН-40000/110	40,0	1983	0,0	0,0	22,9	45,9	0,0
Мытищи	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Н. Подлипки	Т-1	ТДТНГ-31500/110	31,5	1963	107,9	62,4	112,3	194,3	2,6
			Т-2	ТДТНГ-20000/110	20,0	1958	98,4	93,7	93,3	97,9	2,6
			Т-3	ТДТН-40000/110-70У1	40,0	1973	86,4	43,0	145,8	292,7	2,6
Мытищи	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Роса	Т-1	ТДТН-25000/110-67У1	25,0	1982	84,0	66,9	127,0	159,4	1,1
			Т-2	ТДТН-25000/110-79У1	25,0	1982	75,4	60,1	127,0	159,4	1,1
Мытищи	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Тополь	Т-1	ТДТН-40000/110-78У1	40,0	1985	143,7	71,6	130,1	261,3	0,7
			Т-2	ТДТН-40000/110-76У1	40,0	1984	117,6	58,6	130,1	261,3	0,7
Мытищи	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Флагман	Т-1	ТДТН-40000/110У1	40,0	2016	12,0	6,0	13,3	26,6	0,0
			Т-2	ТДТН-40000/110У1	40,0	2016	14,6	7,3	13,3	26,6	0,0
Мытищи	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Парус	Т-1	ТДНС-10000/35	10,0	1967	160,6	102,3	102,3	160,6	0,9
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Новософрино	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	2008	191,6	61,0	0,0	0,0	2,9
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110	125,0	2009	191,7	61,1	0,0	0,0	2,9
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Гальцово	Т-1	ТМН-6300/110-71У1	6,3	1980	29,5	93,3	93,3	29,5	1,6
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ельдигино	Т-1	ТДН-16000/110-76 У-1	16,0	1978	47,7	59,4	94,1	75,6	2,6
			Т-2	ТДН-16000/110	16,0	1977	27,9	34,7	94,1	75,6	2,6
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Зеленоградская	Т-1	ТДТН-25000/110-67У1	25,0	1978	52,9	40,7	90,7	117,9	0,2
			Т-2	ТДТН-25000/110-67У1	25,0	1978	65,0	49,0	88,9	117,9	0,2
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Мамонтовская	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1970	101,8	81,5	145,8	182,2	1,7
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1970	80,4	64,3	145,8	182,2	1,7
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Пушкино	Т-1	ТДТНГ-40500/110-67	40,5	1970	184,9	88,6	157,9	329,7	10,4
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	1972	88,9	44,3	108,4	217,7	10,4
			Т-3	ТДТНГУ-40500/110	40,5	1963	101,5	50,5	103,2	207,2	10,4
			Т-4	ТРДН-40000/110	40,0	2008	50,9	25,3	43,1	86,5	10,4
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Софрино	ТрГр-1	ОДТГ-15000/110x3	45,0	1968	132,1	56,0	56,0	132,1	0,0
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Громово	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1962	0,0	0,0	26,0	4,7	0,1
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1957	4,7	26,0	26,0	4,7	0,1
			Т-3	ТМ-2500/35	2,5	1986	7,4	17,7	17,7	7,4	0,1
			Т-4	ТМ-1000/35	1,0	1958	2,6	15,6	15,6	2,6	0,1
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Гудово	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1952	20,6	35,2	42,2	24,7	0,0
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1957	4,1	7,0	42,2	24,7	0,0
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Правда	Т-1	ТДН-10000/35	10,0	1965	106,1	58,0	116,9	213,8	0,0
			Т-2	ТДН-9000/35	9,0	1975	107,7	65,3	129,6	213,8	0,0
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Индустриальная	Т-1	ТМН - 3200/35	16,0	2017	82,4	32,8	32,8	82,4	0,0
Пушкинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Талицы	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1963	62,9	61,4	142,9	146,4	0,3
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1954	83,5	81,5	142,9	146,4	0,3
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Бужаниново тяг.	Т-1	ТМ-1000/35	1,8	1965	13,5	41,0	86,9	28,7	0,1
			Т-1	ТМ-1000/35	1,8	1965	13,5	41,0	86,9	28,7	0,1
			Т-2	ТМ-1800/35	4,0	1956	30,3	41,3	78,2	57,3	0,1
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Вихрево	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1975	23,9	19,1	37,5	47,1	0,1
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1976	23,2	18,5	37,5	47,1	0,1
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Загорск	ТрГр-1	ОДТГ-13500/110x3	40,5	1969	42,6	20,1	86,7	183,8	0,0
			Т-2	ТДТМ-40000/110	40,0	1969	141,2	67,2	87,5	183,8	0,0
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Кунья	Т-1	ТДТН-25000/110-76У1	25,0	1977	54,3	43,2	80,4	101,0	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110-76У1	25,0	1977	46,7	37,2	80,4	101,0	0,0
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Лешково	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	1952	5,8	18,2	75,0	23,7	0,2
			Т-2	ТДГ-10000/110	10,0	1954	17,9	34,2	45,1	23,7	0,2
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Полевая	Т-1	ТДТНГ-20000/110	20,0	1960	78,3	71,2	93,5	102,9	0,0
			Т-2	ТДТНГ-20000/110	20,0	1963	24,5	22,3	93,5	102,9	0,0
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Реммаш	Т-1	ТДН-10000/110	10,0	1976	8,9	17,8	43,1	21,6	0,0
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	1976	12,7	25,3	43,1	21,6	0,0
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Смена	Т-1	ТДТН-40000/110-76У1	40,0	1979	69,9	34,8	93,9	188,5	2,4
			Т-2	ТДТН-40000/110-76У1	40,0	1979	118,6	59,1	93,9	188,5	2,4
			Т-3	ТМН-6300/35	6,3	1980	21,1	20,3	71,4	74,3	2,4
			Т-4	ТМН-6300/35	6,3	1980	53,2	51,1	71,4	74,3	2,4
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Смолино	Т-1	ТДТНГ-31500/110	31,5	1967	9,2	5,7	8,4	13,6	0,0
			Т-2	ТДТНГ-31500/110	31,5	1966	4,4	2,7	8,4	13,6	0,0
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Хотьково	Т-1	ТДТНГ-40500/110	40,5	1963	60,7	28,6	75,0	159,3	0,8
			Т-2	ТДТНГ-40500/110	40,5	1955	98,6	46,4	75,0	159,3	0,8
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Чирково	Т-1	ТДТН-25000/110-76У1	25,0	1983	55,0	43,9	68,2	85,6	0,7
			Т-2	ТДТНГ-25000/110-76У1	25,0	1985	30,6	23,1	64,6	85,6	0,7
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ярославская	Т-1	ТДТНГ-25000/110	25,0	1994	20,3	16,2	38,3	48,1	0,3
			Т-2	ТДТНГ-25000/110	25,0	1994	27,8	22,2	38,3	48,1	0,3
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Гвоздеево	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1965	0,0	0,0	26,8	4,8	0,0
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1957	4,8	26,8	26,8	4,8	0,0
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Горбуново	Т-1	ТМ-1000/35	1,0	1965	0,0	0,0	102,3	18,4	0,2
			Т-2	ТМ-1000/35	1,0	1958	18,4	102,3	102,3	18,4	0,2
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Грачево	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1973	0,0	0,0	15,4	2,8	0,0
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1964	2,8	15,4	15,4	2,8	0,0
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Горлово	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	1957	29,5	50,3	51,4	30,1	0,0
			Т-2	ТМ-3200/35	3,2	1950	0,6	1,1	51,4	30,1	0,0
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Кузьмино	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	1981	14,5	38,5	81,3	30,5	0,1
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1952	16,0	19,1	36,3	30,5	0,1
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Орлово	Т-1	ТДН-10000/35	10,0	1963	108,0	59,0	125,4	229,4	0,0
			Т-2	ТДН-10000/35	10,0	1971	121,4	66,3	125,4	229,4	0,0
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Рюмино	Т-1	ТДНС-10000/35	10,0	1967	0,0	0,0	3,9	6,2	0,0
			Т-2	ТДНС-10000/35	10,0	1967	6,2	3,9	3,9	6,2	0,1
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Сватково	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1975	21,5	21,0	46,7	47,8	0,1
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1963	26,3	25,7	46,7	47,8	0,6
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Торбеево	Т-1	ТМ-5800/35	5,8	1967	37,9	36,5	91,3	94,9	0,5
			Т-2	ТМ-5800/35	5,8	1969	57,0	54,8	91,3	94,9	0,5
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Торгашино	Т-1	ТМН-2500/35 У1	2,5	1976	28,7	69,6	97,1	40,0	0,2
			Т-2	ТМ-2500/35	2,5	1968	11,3	27,7	97,6	40,0	0,2
Сергиево-Посадский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Ченцы	Т-1	ТМ-5600/35	5,6	1981	33,1	39,4	140,7	118,2	0,4
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1981	85,1	101,8	141,4	118,2	0,4
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Омега	АТ-1	АТДЦТН-250000/220/110	250,0	2006	155,4	24,8	0,0	0,0	1,5
			АТ-2	АТДЦТН-250000/220/110	250,0	2007	163,0	26,0	0,0	0,0	1,5
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Алабушево	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1976	97,2	77,5	155,6	195,3	3,4
			Т-2	ТДТНГ-40500/110	40,5	1962	98,1	46,3	92,1	195,3	3,4
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Время	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1974	47,8	57,4	156,0	130,0	0,7
			Т-2	ТДН-16000/110-79У1	16,0	1987	82,2	98,7	156,0	130,0	0,7
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Мцыри	Т-1	ТДН-16000/110 79У1	16,0	1985	44,1	54,9	87,0	69,9	1,0
			Т-2	ТДН-16000/110 79У1	16,0	1989	25,8	32,1	87,0	69,9	1,0
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ожогино	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	1979	14,1	44,5	84,0	26,5	0,1
			Т-2	ТМН-6300/110	6,3	1976	12,5	39,5	84,0	26,5	0,1
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Осиновка	Т-1	ТРДН-40000/110 У1	40,0	2012	73,6	36,7	73,8	148,2	1,3
			Т-2	ТРДН-40000/110 У1	40,0	2011	74,5	37,1	73,8	148,2	1,3
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Поварово	Т-1	ТДТН-40000/110У1	40,0	2015	135,2	67,3	104,7	210,3	16,7
			Т-2	ТДТН-40000/110У1	40,0	2015	75,1	37,4	104,7	210,3	16,7
			Т-3	ТРДН-40000/110 У1	40,0	2019	79,2	39,4	86,4	173,7	16,7
			Т-4	ТРДН-40000/110 У1	40,0	2019	94,5	47,0	86,4	173,7	16,7
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Сенеж	Т-1	ТДН-40000/110-У1	40,0	2013	61,5	30,6	72,3	145,1	9,6
			Т-2	ТДН-40000/110-У1	40,0	2013	83,6	41,6	72,3	145,1	9,6
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Солнечногорск	Т-1	ТДТНГ-20000/110	20,0	1962	66,2	60,2	158,1	173,9	3,3
			Т-2	ТДТНГ-20000/110	20,0	1960	98,3	89,4	138,0	151,8	3,3
			Т-3	ТДТН-40000/110	40,0	1966	81,8	39,0	117,3	246,3	3,3
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Шереметьево	Т-1	ТДТН-63000/110 У1	63,0	2013	119,5	37,8	84,4	267,0	35,5
			Т-2	ТДТН-63000/110 У1	63,0	2012	147,5	46,6	84,4	267,0	35,5
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Воробьево	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1962	4,1	22,3	211,4	38,9	0,1
			Т-2	ТМН-6300/35-У1	6,3	2018	34,8	33,5	37,4	38,9	0,1
Солнечногорск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Воронино	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1962	0,0	0,0	82,6	15,2	0,0
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1957	15,2	82,6	82,6	15,2	0,0
Талдомский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Талдом 1	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1974	11,5	14,3	17,7	14,2	0,0
			Т-2	ТДН-16000/110	16,0	1973	2,7	3,4	17,7	14,2	0,0
Талдомский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Талдом 2	Т-1	ТДТНГ-15000/110	15,0	1951	21,3	27,0	27,0	21,3	0,0
Талдомский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Экран	Т-1	ТДТН-40000/110-76У1	40,0	1980	31,4	15,6	21,8	43,8	0,2
			Т-2	ТДТН-40000/110-76У1	40,0	1990	12,4	6,2	21,8	43,8	0,2
Талдомский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Юркино 2	Т-1	ТДТН-20000/110 - Б У1	20,0	1968	52,1	51,8	106,7	107,3	1,6
			Т-2	ТДТНГУ-20000/110	20,0	1967	55,2	55,0	106,8	107,3	1,6
Талдомский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Запрудня	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	1965	0,0	0,0	-	0,0	0,1
			Т-2	ТМ-4000/35	4,0	1970	19,0	28,7	57,7	38,1	0,1
			Т-3	ТМН-4000/35	4,0	1973	19,1	29,0	57,7	38,1	0,1
Талдомский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Растовцы	Т-1	ТМТН-6300/35 У1	6,3	2012	48,9	47,0	68,7	71,5	0,2
			Т-2	ТМТН-6300/35 У1	6,3	2012	22,6	21,7	68,7	71,5	0,2
Талдомский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Станки 1	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	1966	26,8	101,4	101,4	26,8	0,1
Талдомский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Станки 2	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	1974	9,3	22,6	81,7	33,8	0,1
			Т-2	ТМН-2500/35	2,5	1974	24,4	59,3	81,9	33,8	0,1
Талдомский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Фарфоровая	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	2008	56,5	54,4	102,6	106,6	0,2
			Т-2	ТМН-6300/35	6,3	2008	50,1	48,2	102,6	106,6	0,2
Талдомский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Юркино 1	Т-1	ТМН-6300/35 У1	6,3	2006	23,2	22,3	83,1	86,4	0,1
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1960	63,2	68,4	93,5	86,4	0,0
Химки	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Старбеево	АТ-1	АТДЦТН-200000/220/110	200,0	1991	134,1	26,7	0,0	0,0	0,0
			АТ-2	АТДЦТН-200000/220/110	200,0	1982	155,9	31,0	0,0	0,0	0,0
			Т-3	ТРДЦНГ-63000/220	63,0	1974	0,0	0,0	0,0	0,0	0,4
			Т-4	ТРДЦНГ-63000/220	63,0	1974	0,0	0,0	0,0	0,0	0,4
			Т-6	ТДНГ-20000/110	20,0	1969	35,7	34,6	0,0	0,0	0,4
			Т-7	ТДНГ-20000/110	20,0	1969	26,7	25,9	0,0	0,0	0,4
Химки	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Аэропорт	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1979	31,8	25,3	56,3	70,6	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1979	38,8	30,9	56,3	70,6	0,0
			Т-3	ТРДН-40000/110 У1	40,0	2008	48,3	24,1	40,6	81,6	0,0
			Т-4	ТРДН-40000/110 У1	40,0	2008	33,3	16,6	40,6	81,6	0,0
Химки	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Басово	Т-1	ТДТН-40000/110-У1	40,0	1979	0,9	0,5	0,5	0,9	0,0
Химки	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Бутаково	Т-1	ТДТНГУ-40500/110	40,5	1968	125,9	59,2	116,0	246,5	2,4
			Т-2	ТДТНГУ-40500/110	40,5	1956	88,5	41,6	86,4	183,7	2,4
			Т-3	ТДТНГУ-40500/110	40,5	1966	36,5	17,2	35,3	75,0	2,4
			Т-4	ТРДН-40000/110-67	40,0	1971	52,3	26,0	62,6	125,8	2,4
Химки	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Вашутино	Т-1	ТДН-15000/110	15,0	1966	16,8	21,3	25,0	19,7	0,0
			Т-2	ТДН-15000/110	15,0	1966	2,9	3,7	25,0	19,7	0,0
Химки	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Лобаново	Т-1	ТДГ-15000/110	15,0	1960	0,0	0,0	86,9	68,4	0,0
			Т-2	ТДГ-15000/110	15,0	1960	68,4	86,9	86,9	68,4	0,0
Химки	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Октябрьская	Т-1	ТДТН-40000/110-78	40,0	1984	29,4	14,6	60,2	120,8	0,5
			Т-2	ТДТН-25000/110-У1	25,0	1990	70,9	56,5	70,4	88,3	0,5
			Т-3	ТДТН-40000/110-78 У1	40,0	1982	121,9	60,7	104,1	209,1	0,5
Химки	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Планерная	Т-1	ТРДН-40000/110	40,0	2000	94,0	44,6	52,4	110,5	6,2
			Т-2	ТРДН-40000/110 У1	40,0	2013	16,5	8,2	55,0	110,5	6,2
			Т-3	ТРДН-40000/110 У1	40,0	2013	16,5	8,2	12,7	25,5	6,2
			Т-4	ТРДН-40000/110 У1	40,0	1972	9,0	4,5	12,7	25,5	6,2
Химки	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Подрезково	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	2007	55,5	27,6	60,2	120,8	1,0
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	2007	65,3	32,5	60,2	120,8	1,0
Химки	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Химки	Т-1	ТДТНГ-40500/110	40,5	1959	56,9	26,8	44,8	95,2	3,0
			Т-2	ТДТНГ-40500/110	40,5	1959	38,3	18,0	44,8	95,2	3,0
Дмитровский	ФГБУ "Канал имени Москвы"	ПС 110 кВ Икша I	Т-1	ТДТН-25000/110 У1	25,0	2009	58,8	46,7	118,0	149,0	0,1
			Т-2	ТДТН-25000/110 У1	25,0	2011	60,0	47,6	118,0	149,0	0,1
Дмитровский	ФГБУ "Канал имени Москвы"	ПС 110 кВ Икша II	ТрГр-1	4 х ОМ-5000/110	14,0	1936	30,6	36,9	36,9	30,6	0,0
Дмитровский	ФГБУ "Канал имени Москвы"	ПС 110 кВ Комсомольская	Т-1	ТРДН-25000/110-79У1	25,0	1981	32,1	25,7	52,0	65,0	0,0
			Т-2	ТДН-16000/110-76У1	16,0	1980	32,9	41,0	80,9	65,0	0,0
Дмитровский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Трудовая	Т-1	ТДН-15000/110/10	15,0	1968	81,5	108,6	108,6	81,5	0,1
			Т-2	ТДН-15000/115/10	15,0	1968	0,0	0,0	108,6	81,5	0,1
Дмитровский	ФГБУ "Канал имени Москвы"	ПС 110 кВ Яхрома	Т-1	ТДТН-25000/110 ВМ У1	25,0	2015	103,5	82,5	153,2	192,3	0,4
			Т-2	ТДТН-25000/110 У1	25,0	2018	88,8	84,6	183,1	192,3	0,4
Дмитровский	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Дмитров	Т-1	ТМРУ-6200/35	3,7	1963	44,9	43,2	78,9	82,0	0,1
Дмитровский	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Драчево	Т-2	ТМ-320/35	0,3	1967	2,8	4,6	10,0	6,1	0,0
Дмитровский	Абонент	ПС 35 кВ Зарамушки	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	2006	2,4	5,8	53,4	22,0	0,0
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	2012	19,6	47,6	53,4	22,0	0,0
Дмитровский	Абонент	ПС 35 кВ Тяговая	Т-1	ТМН-4000/35	4,0	1980	20,7	31,3	32,2	21,3	0,0
			Т-2	ТМН-3600/35/6	3,6	1980	0,6	1,0	36,0	21,3	0,0
Дубна	ФГБУ "Канал имени Москвы"	ПС 110 кВ Иваньковская ГЭС	Т-1	ТРДН-25000/110 У1	25,0	2011	7,9	6,0	11,9	15,7	0,0
			Т-2	ТРДН-25000/110 У1	25,0	2009	7,8	5,9	11,9	15,7	0,0
Дубна	ОИЯИ	ПС 110 кВ Дубна	Т-1	ТДТГ-20000/110	20,0	1953	0,0	0,0	67,9	67,9	2,1
			Т-2	ТДТГ-20000/110	20,0	1953	67,9	67,9	67,6	67,9	2,1
			Т-3	ТДТГ-20000/110	20,0	1953	резерв	-	-	-	2,1
Дубна	ОАО "ДМЗ им. Н.П. Федорова"	ПС 110 кВ Залесье I	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1964	17,3	32,9	61,8	32,4	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1964	15,1	28,8	61,8	32,4	0,0
Дубна	АО "Машиностроительное конструкторское бюро "Радуга" имени А.Я. Березняка	ПС 110 кВ Залесье II	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1983	26,7	33,2	33,2	26,7	0,0
Дубна	АО ОЭЗ ТВТ "Дубна"	ПС 110 кВ РЦП	Т-1	ТРДН-63000/110-У1	63,0	2010	17,3	5,5	10,9	34,6	0,0
			Т-2	ТРДН-63000/110-У1	63,0	2010	17,3	5,5	10,9	34,6	0,0
Дубна	ОИЯИ	ПС 110 кВ Сестра	Т-1	ТДН-16000/110	16,0	1987	52,6	65,8	132,7	106,2	2,1
			Т-2	ТДТН-16000/110	16,0	1991	53,6	67,0	132,7	106,2	2,1
Пушкинский	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Ивантеевка тяг.	Бл-1	ТРДП-16000/35	16,0	1951	17,8	9,5	9,6	17,9	0,0
			Бл-2	ТРДП-16000/35	16,0	1951	0,1	0,1	9,6	17,9	0,0
Клин	Абонент	ПС 110 кВ Алферово	Т-1	ТДН-10000/110у1	10,0	1999	0,0	0,0	83,0	43,0	0,0
			Т-2	ТДН-10000/110у1	10,0	1999	43,0	83,0	83,0	43,0	0,0
Клин	Абонент	ПС 110 кВ Зеркальная	Т-1	ТДТН-25000/110-У1	25,0	2004	61,1	48,7	70,1	88,0	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110-У1	25,0	2004	27,0	21,5	70,1	88,0	0,0
Красногорск	Абонент	ПС 35 кВ Опалиха	Т-1	ТСЗ-4000/35 У1	4,0	2001	228,6	111,0	140,4	289,2	0,0
			Т-2	ТСЗ-4000/35 У1	4,0	2001	60,6	29,4	140,4	289,2	0,0
Лобня	Абонент	ПС 35 кВ Красная Поляна	Т-1	ТМ-1000/35	4,0	1952	0,0	0,0	56,1	37,0	0,0
			Т-3	ТМН-4000/35-У1	4,0	1989	34,0	51,5	107,6	71,0	0,0
			Т-4	ТМН-4000/35-У1	4,0	1989	37,0	56,1	56,1	37,0	0,0
Мытищи	ФГУП ЦНИИмаш	ПС 110 кВ Север	Т-1	ТДТН-63000/110	63,0	1978	-	-	-	-	0,0
			Т-2	ТДТН-63000/110	63,0	1978	-	-	-	-	0,0
Мытищи	Абонент	ПС 35 кВ Метровагонмаш	Т-1	ТМН-3600/35/6	3,6	1980	0,0	-	-	-	0,0
			Т-2	ТМ-5600/35	5,6	1980	-	-	-	-	0,0
			Т-3	ТМ-5600/35	5,6	1980	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Мытищи	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Мытищи	Т-1	ТМН-4000/35	4,0	2003	15,3	23,2	42,5	28,1	0,0
			Т-2	ТМН-4000/35	4,0	2003	12,8	19,3	42,5	28,1	0,0
Пушкинский	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Пушкино тяг.	Блок-1	ТРДП-16000/35	16,0	1988	106,5	57,0	116,3	217,4	0,0
			Блок-2	ТРДП-16000/35	16,0	1994	110,9	59,3	116,3	217,4	0,0
			РТП-10	ТЕТ 2500/35	16,0	2009	-	-	-	-	0,0
Пушкинский	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Софрино	Блок-1	ТРДП-16000/35	16,0	1995	44,0	18,7	56,0	132,1	0,0
			Блок-2	ТРДП-16000/35	16,0	1994	44,0	18,7	56,0	132,1	0,0
			Т-1	#Н/Д	16,0	1994	44,0	18,7	56,0	132,1	0,0
Сергиево-Посадский	Абонент	ПС 110 кВ Верхняя	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	1980	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Сергиево-Посадский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Желтиково тяг.	Т-1	ТДТН-10000/110	10,0	1977	0,3	0,3	33,3	17,8	0,0
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	2011	17,5	33,0	33,3	17,8	0,0
Сергиево-Посадский	Абонент	ПС 110 кВ Подсосино	Т-1	ТДТН-25000/35/11	25,0	1994	18,7	14,9	32,5	40,8	0,2
			Т-2	ТДТН-25000/35/11	25,0	1994	22,1	17,6	32,5	40,8	0,2
Сергиево-Посадский	Абонент	ПС 35 кВ Богородское	Т-1	ТМН-4000/35	4,0	1969	13,5	20,5	57,3	37,8	0,0
			Т-2	ТМН-4000/35	4,0	1969	24,3	36,8	57,3	37,8	0,0
Сергиево-Посадский	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Загорск тяг.	Блок-1	ТДНС-16000/35	16,0	1980	-	-	-	-	0,7
			Блок-2	ТДНС-16000/35	16,0	1980	-	-	-	-	0,7
			Т-1	ТМ-2500/35	2,5	1980	-	-	-	-	0,7
Солнечногорск	Абонент	ПС 110 кВ Голубая	Т-1	ТДН-10000/110/11	10,0	1975	8,9	17,1	68,3	35,5	0,1
			Т-2	ТДН-10000/110/11	10,0	1975	26,6	51,2	68,3	35,5	0,1
Солнечногорск	Абонент	ПС 35 кВ Берсень	Т-1	ТДН-10000/110/11	10,0	1975	82,1	124,4	155,2	102,4	0,0
			Т-2	ТДН-10000/110/11	10,0	1975	20,3	30,8	155,2	102,4	0,0
Талдомский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Вербилки	Т-1	ТДТН-10000/110	10,0	1975	38,4	73,1	73,1	38,4	0,0
			Т-2	ТДН-10000/110	10,0	2002	0,0	0,0	73,1	38,4	0,0
Химки	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Мичурино	Т-1	ТДН - 25000/110-У1	25,0	2018	-	-	-	-	0,0
			Т-2	ТДН - 25000/110-У1	25,0	2018	-	-	-	-	0,0
Химки	АО "НПО Энергомаш имени академика В.П. Глушко"	ПС 110 кВ Бурцево	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	1989	1,5	0,7	1,6	3,2	0,0
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	1989	1,7	0,9	1,6	3,2	0,0
Дмитровский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Дмитров	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1982	112,0	34,2	170,7	213,4	0,2
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1987	101,4	30,9	170,7	213,4	0,2
Пушкинский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 500 кВ Трубино	АТ-3	АТДЦТН-250000/220/110/10	250,0	1980	499,7	76,2	381,3	953,3	31,7
			АТ-4	АТДЦТН-250000/220/110/10	250,0	2017	453,6	69,2	381,3	953,3	31,7
			Т-5	ТРДН-25000/110/10/10	250,0	1969	51,2	7,8	41,6	103,9	31,7
			Т-6	ТРДН-25000/110/10/10	250,0	1969	52,7	8,0	41,6	103,9	31,7
Пушкинский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Радуга	Т-1	ТРДЦН-63000/220/6/6	63,0	1984	30,6	19,4	116,2	73,2	0,0
			Т-2	ТРДЦН-63000/220/6/6	63,0	1982	41,2	26,1	113,9	71,8	0,0
			Т-3	ТРДЦН-63000/220/6/6	63,0	1984	159,6	101,0	106,2	66,9	0,0
Сергиево-Посадский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Заря	АТ-1	АТДЦТН-200000/220/110/10	200,0	1979	82,3	16,4	82,2	164,4	8,3
			АТ-2	АТДЦТН-200000/220/110/10	200,0	1978	82,1	16,4	82,2	164,4	8,3
Сергиево-Посадский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 500 кВ Ярцево	АТ-3	АТДЦТН-250000/220/110/10	250,0	2013	213,6	34,0	169,5	423,7	1,4
			АТ-4	АТДЦТН-250000/220/110/10	250,0	2013	210,1	33,5	169,5	423,7	1,4
Солнечногорск	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Радищево	АТ-3	АТДЦТНГ-125000/220/110/10	125,0	1967	214,2	68,2	56,8	71,0	57,7
			АТ-4	АТДЦТНГ-125000/220/110/10	125,0	1969	231,6	73,8	33,8	42,3	57,7
			АТ-5	АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1980	0,0	0,0	6,2	7,8	57,7
			Т-1	ТДТНГ-40000/220/35/6	40,0	1965	10,8	10,8	39,0	15,6	57,7
			Т-2	ТДТНГ-40000/220/35/6	40,0	1965	4,8	4,8	39,0	15,6	57,7
Солнечногорск	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 750 кВ Белый Раст	Т-6	ТРДН-40000/110/10/10	40,0	2006	30,4	14,5	202,9	81,2	45,5
			Т-7	ТРДН-40000/110/10/10	40,0	2007	50,8	24,2	202,9	81,2	45,5
Талдомский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Темпы	АТ-1	АТДЦТНГ-125000/220/110/6	125,0	1975	90,0	27,4	212,0	265,0	10,4
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110/6	125,0	1969	175,0	53,4	212,0	265,0	10,4

Таблица 4

Данные по загрузке трансформаторного оборудования питающих центров 35 - 220 кв, расположенных на территории ЮЭС, в зимний максимум 2020 года, и срокам его эксплуатации по состоянию на 01.01.2021

Городской округ	Эксплуатирующая организация	Наименование ЦП	Т/АТ	Трансформатор			Фактическая загрузка в зимний максимум 2020 года				Заявленная мощность по ТП, МВт
				Марка трансформатора	Sном., МВА	Год ввода	Норм. схема	Норм схема	Ав. схема Зима	Ав. схема Зима
							А	%	А	%
Бронницы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Бронницы	Т-1	ТРДН-40000/110	32,0	2002	21,8	27,2	40,2	50,1	2,2
			Т-2	ТРДН-40000/110	32,0	2003	18,4	23,0	40,2	50,1	2,2
Домодедово	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ляхово	Т-1	ТРДН-25000/110	40,0	2006	75,8	37,7	119,1	59,3	1,3
			Т-2	ТРДН-25000/110	40,0	2006	140,2	72,9	300,7	149,8	1,3
Домодедово	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Бор	Т-3	ТРДН-63000/110	40,0	2006	90,9	45,3	222,7	110,9	1,3
			Т-1	ТРДН-63000/110	40,0	1988	40,2	20,0	75,3	37,5	12,4
Домодедово	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Н. Домодедово	Т-2	ТДТГ-31500/110	25,0	1993	35,2	28,0	75,3	60,0	12,4
			Т-1	ТДТНГ-31500/110	16,0	1968	5,2	6,2	85,9	102,4	0,1
			Т-2	ТДТН-40000/110	16,0	1968	80,7	96,1	85,9	102,4	0,1
Домодедово	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Хомутово	Т-1	ТРДН-25000/110	25,0	1983	44,6	35,5	86,7	69,1	0,6
			Т-2	ТРДН-25000/110	25,0	1983	42,2	33,6	86,7	69,1	0,6
Домодедово	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Яковлево	Т-1	ТРДН-25000/110	2,5	1978	5,7	43,4	13,5	103,2	0,2
			Т-2	ТРДН-25000/110	6,3	1985	7,8	24,8	13,5	42,8	0,2
Домодедово	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Прудная	Т-1	ТДН-16000/110	20,0	1968	61,4	58,4	108,3	103,1	0,3
			Т-2	ТДН-16000/110	20,0	1970	46,9	44,7	108,3	103,1	0,3
Домодедово	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Взлетная	Т-1	ТДТН-40000/110У1	25,0	1978	49,1	39,1	126,7	101,0	0,8
			Т-2	ТДТН-40000/110У1	25,0	1978	77,6	61,8	126,7	101,0	0,8
Домодедово	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Санаторная	Т-1	ТРДН-40000/110	10,0	2014	54,1	34,5	152,8	97,3	0,7
			Т-2	ТРДН-40000/110	10,0	2014	98,7	62,8	152,8	97,3	0,7
Домодедово	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Домодедовская	Т-1	ТДАН-10000/35	6,3	2018	12,6	12,1	55,8	53,7	1,3
			Т-2	ТДТН-16000/35	6,3	2018	43,2	41,5	55,8	53,7	1,3
Домодедово	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Ершовка	Т-1	ТМН-1000/35	1,0	1965	15,8	86,1	32,2	175,5	0,1
			Т-2	ТМН-1000/35	1,0	1960	16,4	89,4	32,2	175,5	0,1
Домодедово	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Елизарово	Т-1	ТМ-3200/35	4,0	1986	0,0	0,0	66,4	100,6	2,8
			Т-2	ТМ-3200/35	6,3	2006	66,4	63,9	114,7	110,2	2,8
Дзержинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Дзержинская	Т-3	ТДНГУ	6,3	2005	48,2	41,8	114,7	99,3	2,8
			Т-1	ТДТН	3,2	1948	0,0	0,0	82,7	141,1	0,1
Дзержинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Юбилейная	Т-2	ТРДН	6,3	2006	71,0	68,3	71,0	68,3	0,1
			Т-1	ТРДН	1,0	1966	0,0	0,0	17,9	97,7	0,2
Жуковский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ ЦАГИ	Т-2	АТДЦТН-200000/220	1,6	1991	17,9	61,2	17,9	61,2	0,2
			Т-3	АТДЦТ-180000/220	3,2	1953	60,0	102,4	60,0	102,4	0,2
			Т-1	ТДТНГ-20000/110	1,0	1964	0,0	0,0	2,3	12,8	0,0
			Т-2	ТДНС-10000/35	1,6	1990	2,3	8,0	2,3	8,0	0,0
			Т-1	ТДНС-10000/35	2,5	1993	40,1	97,2	40,1	97,8	0,0
			Т-1	АТДЦТН-200000/220	6,3	1979	101,3	90,6	120,1	115,4	1,4
			Т-2	ТРДЦН-63000/110	10,0	2004	87,3	51,7	190,0	103,7	1,4
Кашира	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Пятницкая	Т-3	ТДН-16000/110	10,0	2005	115,5	68,6	165,0	90,0	1,4
			Т-1	ТДН-10000/110	10,0	2015	62,8	40,0	97,4	62,1	0,8
Кашира	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Сорокино	Т-2	ТРНДЦН-40000/110/25000/110	10,0	2016	34,7	22,1	97,4	62,1	0,8
			Т-1	ТРДН-25000/110	4,0	1984	58,8	89,1	89,7	136,0	0,4
Кашира	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Стрелецкая	Т-2	ТДТН-25000/110	4,0	1984	30,9	46,8	89,7	136,0	0,4
			Т-1	ТДТН-25000/110	4,0	1973	47,0	72,0	96,0	145,0	0,7
Кашира	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Топканово	Т-2	ТДН-10000/110	4,0	1987	54,0	73,0	106,0	145,0	0,7
			Т-1	ТДН-10000/110	4,0	1984	0,0	0,0	61,7	93,5	0,2
Кашира	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Кашира - город	Т-2	ТДНС-10000/35	4,0	1989	61,7	93,5	61,7	93,5	0,2
			Т-1	ТДНС-10000/35	10,0	2014	74,7	47,6	148,5	94,6	1,0
			Т-2	ТД-10000/35	10,0	2014	73,8	47,0	148,5	94,6	1,0
Кашира	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Металлист	Т-1	ТДНС-10000/35	5,6	1939	64,2	69,4	81,5	88,1	0,1
			Т-2	ТДНС-10000/35	6,3	1970	17,3	16,6	81,5	78,3	0,1
			Т-1	ТМ-5600/35	1,8	1966	8,7	29,5	25,0	84,2	0,1
Котельники	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Котельники	Т-2	ТДТНГУ	1,8	1966	8,9	30,1	25,0	84,2	0,1
			Т-3	ТДТН	4,0	1986	32,3	49,1	50,0	75,9	0,1
Ленинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Апаренки	Т-1	ТДТН	25,0	1984	63,7	50,8	152,0	121,1	6,7
			Т-2	ТДТН	25,0	1984	88,3	70,4	152,0	121,1	6,7
Ленинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Видное	Т-1	ТДТН	16,0	2013	80,6	32,1	166,5	66,3	0,6
			Т-2	ТДТН	16,0	2013	85,9	34,2	166,5	66,3	0,6
Ленинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ям	Т-1	ТДН-16000/110	25,0	1984	91,1	72,9	216,9	173,5	0,3
			Т-2	ТДН-16000/110	25,0	1984	125,7	100,6	216,9	173,5	0,3
Ленинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Молоково	Т-2	ТДН	7,5	1963	41,9	30,5	170,3	123,9	0,0
			Т-3	ТДН	7,5	1954	128,5	93,4	170,3	123,9	0,0
Ленинский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Юсупово	Т-1	ТМН-6300/35	63,0	1995	213,2	67,4	411,7	130,1	0,6
			Т-2	ТМ-6300/35	63,0	1995	204,0	64,5	411,7	130,1	0,6
Люберцы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Красково	Т-1	ТДТНГ	6,3	1985	4,2	13,2	5,1	16,0	0,0
			Т-2	ТДТН	6,3	1985	0,9	2,8	5,1	16,0	0,0
			Т-1	ТДТН	16,0	1995	14,3	17,8	23,5	29,3	0,3
			Т-2	ТДТНГУ	16,0	1995	9,2	11,5	23,5	29,3	0,3
Люберцы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Болятино	Т-1	ТДТН-63000	40,0	1977	63,0	31,4	133,8	66,6	0,1
			Т-2	ТДТН-63000	40,0	1977	70,8	35,3	133,8	66,6	0,1
Люберцы	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Малаховка	Т-1	ТДН-16000/110	5,6	1956	88,2	86,0	157,8	154,0	0,3
			Т-2	ТДН-16000/110	5,6	1956	69,6	67,9	157,8	154,0	0,3
Лыткарино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Лыткарино	Т-1	ТДТН-40000/110	10,0	1962	13,6	8,2	28,3	17,1	0,3
			Т-2	ТДТН-40000/110	10,0	1962	15,6	9,5	28,3	17,1	0,3
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 220 кВ Гулево	Т-1	АТДЦТН-250000/220/110/11	3,2	1939	43,2	74,5	67,2	115,8	0,4
			Т-2	АТДЦТН-250000/220/110/11	3,2	1957	23,9	41,3	67,2	115,8	0,4
			Т-1	ТДТН-40000/110/10/6,6	1,0	1967	0,6	3,3	1,8	9,8	0,2
			Т-2	ТДТН-31500/110/11/6,6	1,0	1962	1,2	6,5	1,8	9,8	0,2
			Т-3	ТДТНГ-31500/110/35/6,6	10,0	2011	45,2	28,8	45,2	28,8	0,2
			Т-1	ТДТН-40000/110/10/6,6	1,6	1989	13,1	44,6	27,0	91,9	0,2
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Климовская	Т-2	ТДТНГУ-20000/110/35/6,6	1,6	1989	13,9	47,3	27,0	91,9	0,2
			Т-1	ТДТГ-20000/110/35/6,6	1,0	1964	9,9	53,8	20,1	109,2	0,0
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Весенняя	Т-2	ТРДН-40000/110-У1	1,0	1957	10,2	55,4	20,1	109,2	0,0
			Т-1	ТРДН-40000/110-У1	10,0	1958	12,5	7,6	135,9	82,3	1,1
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Лаговская	Т-3	ТДТН-25000/110/35/6,6	10,0	1995	123,4	78,6	135,9	86,5	1,1
			Т-1	ТДТН-25000/110/35/6,6	6,3	2004	30,8	29,7	84,4	81,3	0,3
			Т-2	ТРДН-25000/110/10,5/10,5	6,3	2004	53,6	51,6	84,4	81,3	0,3
			Т-1	ТРДН-25000/110/10,5/10,5	6,3	2017	65,9	63,3	110,1	105,9	0,7
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Подольск	Т-2	ТРДН-32000/110/6,3/6,3	6,3	2015	44,3	42,5	110,1	105,9	0,7
			Т-1	ТРДН-32000/110/6,3/6,3	4,0	1973	63,6	86,8	97,1	132,5	0,6
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Н. Цементная	Т-2	ТДТН-40000/110/11,0/6,6	3,2	1970	33,5	57,1	97,1	165,7	0,6
			Т-1	ТДТН-40000/110/11,0/6,6	6,3	2006	57,2	55,0	144,3	138,7	1,4
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Северово	Т-2	ТДТН-40000/110/11/6,3	6,3	1980	87,1	83,7	144,3	138,7	1,4
			Т-1	ТДТН-40000/110/11,0/6,3	4,0	1970	31,3	47,4	31,3	47,4	0,1
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Фетищево	Т-2	ТРДН-63000/110/10/10	2,5	1977	1,2	2,8	1,2	2,8	0,1
			Т-1	ТРДН-63000/110/10/10	10,0	1966	31,8	20,3	44,1	28,1	0,0
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Красногорка	Т-2	ТДТН-40000/110-УХЛ1	10,0	1966	12,3	7,8	44,1	28,1	5,9
			АТ-1	ТДТН-40000/110-УХЛ1	200,0	1994	13,2	2,6	0,0	0,0	5,9
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Шепчинки	АТ-2	ТДТН-40000/110/11/6,6	200,0	1975	343,3	68,3	0,0	0,0	5,9
			Т-3	ТДТН-40000/110/11/6,6	40,0	2011	53,8	26,8	0,0	0,0	2,0
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Епифановка	Т-4	ТМН-1000/35	40,5	1969	99,6	46,8	0,0	0,0	2,0
			Т-1	ТМН-1000/35	63,0	2018	100,4	31,7	191,0	60,4	3,4
Подольск	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Ежовка	Т-2	ТМН-3200/35/6,6	63,0	2016	90,6	28,6	191,0	60,4	3,4
			Т-1	ТМ-3200/35	63,0	2013	140,4	44,4	260,4	82,3	0,0
Протвино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Калиново	Т-2	ТДН-10000/110	63,0	2012	120,0	37,9	260,4	82,3	0,0
			Т-1	ТДН-10000/110	20,0	1966	9,5	0,0	18,7	17,8	0,0
Пущино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Пущино	Т-2	ТДТН-20000/110/35/11	20,0	1962	0,0	0,0	18,7	18,1	0,0
			Т-3	ТДНГ-20000/110/10,5	15,0	1958	9,2	11,8	18,7	23,8	0,0
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Кварц	Т-1	ТДТН-40000/110	40,0	1981	56,5	28,1	103,0	51,3	0,0
			Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	1980	46,5	23,2	103,0	51,3	0,0
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Раменская	Т-1	ТРДНФ-25000/110	200,0	2011	45,9	9,1	80,7	16,1	3,0
			Т-2	ТРДНФ-25000/110	200,0	2011	34,8	6,9	80,7	16,1	3,0
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Нащекино	АТ-1	ТДН-16000/110	200,0	1981	195,9	38,9	0,0	0,0	2,2
			АТ-2	ТДН-16000/110	200,0	1982	138,6	27,6	0,0	0,0	2,2
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Гжель	Т-1	ТДТН-25000/110/35/6,6	63,0	2001	61,0	38,6	115,9	73,4	0,2
			Т-2	ТДТН-25000/110/35/6,6	63,0	2001	54,9	34,7	115,9	73,4	0,2
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Донино	Т-1	ТРДН-40000/110	63,0	1973	122,4	38,7	241,2	76,3	0,8
			Т-2	ТРДН-40000/110	63,0	1980	118,8	37,5	241,2	76,1	0,8
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Рыболово	Т-1	ТДН-16000	40,0	2009	148,7	74,1	265,6	132,3	14,7
			Т-2	ТДН-16000	40,0	2010	116,9	58,2	265,6	132,3	14,7
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Загорново	Т-3	ТДН-16000/110	25,0	2010	22,1	17,6	52,2	41,6	14,7
			Т-4	ТДН-16000/110	25,0	2010	30,1	24,0	52,2	41,6	14,7
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Андреево	Т-1	ТМ-2500/35-73У1	40,5	1972	160,9	75,7	264,4	124,4	0,7
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Алешино	Т-2	ТМН-1000/35	40,5	1971	103,5	48,7	264,4	124,4	0,7
			Т-1	ТМ-3200/35	40,0	1978	80,6	40,1	141,1	70,3	8,3
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Асаново	Т-2	ТМН-2500/35	25,0	1980	60,5	48,2	141,1	112,4	8,3
			Т-3	ТМН-2500/35	40,0	1999	189,3	94,3	320,3	159,6	8,3
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Барсуки	Т-4	ТДНС-16000/35/6,3	40,0	1979	131,0	65,2	320,3	159,5	8,3
			Т-1	ТДНС-16000/35/6,3	10,0	1965	115,6	63,2	288,2	157,5	0,5
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Лосево	Т-2	ТДНС-16000/35/6,3	10,0	1967	172,6	94,3	288,2	157,5	0,5
			АТ-1	ТДНС-16000/35/6,3	250,0	2013	194,0	30,9	0,0	0,0	0,8
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Наливная	АТ-2	ТДНС-10000/35	250,0	2014	196,9	31,4	0,0	0,0	0,8
			Т-3	ТДНС-10000/35	40,0	2014	29,5	14,7	0,0	0,0	0,8
Раменский	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Степановская	Т-4	ТДНС-16000/35	40,0	2014	54,0	26,9	0,0	0,0	0,8
			Т-1	ТДНС-16000/35	16,0	1973	71,2	88,6	88,6	110,4	7,4
Серебряные Пруды	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Глубокое	Т-2	ТДН-10000/110/11	16,0	1973	17,4	21,7	88,6	110,4	7,4
			Т-1	ТДН-10000/110/11	25,0	2009	24,4	19,4	43,8	34,9	1,2
Серебряные Пруды	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Пурлово	Т-2	ТДТН-25000/110-79 У-1	25,0	2009	19,4	15,5	43,8	34,9	1,2
			Т-1	ТДТН-25000/110-79 У-1	40,0	1992	45,9	22,9	45,9	22,9	0,0
Серебряные Пруды	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Якимовская	Т-2	ТМГ-5600/110	40,0	1983	0,0	0,0	45,9	22,9	0,0
			Т-1	ТМН-4000/35	31,5	1963	107,9	62,4	194,3	112,3	2,6
Серебряные Пруды	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Сер. Пруды	Т-2	ТМ-6300/35	20,0	1958	98,4	93,7	97,9	93,3	2,6
			Т-3	ТМ-6300/35	40,0	1973	86,4	43,0	292,7	145,8	2,6
Серпухов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Пролетарий	Т-1	ТДН-10000/110/11	25,0	1982	84,0	66,9	159,4	127,0	1,1
			Т-2	ТДН-10000/110/11-82У	25,0	1982	75,4	60,1	159,4	127,0	1,1
Серпухов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Заповедник	Т-1	ТМН-6300/110-71	40,0	1985	143,7	71,6	261,3	130,1	0,7
			Т-2	ТМН-6300/110-71	40,0	1984	117,6	58,6	261,3	130,1	0,7
Серпухов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Лазарево	Т-1	ТДТН-25000/110/11/6,6	40,0	2016	12,0	6,0	26,6	13,3	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110/11/6,6	40,0	2016	14,6	7,3	26,6	13,3	0,0
Серпухов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Калугино	Т-1	ТДТН-25000/110-74У1	10,0	1967	160,6	102,3	160,6	102,3	0,9
			АТ-1	ТДТН-25000/110-67У1	125,0	2008	191,6	61,0	0,0	0,0	2,9
Серпухов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Серпухов	АТ-2	ТДТНГ-31500/110/35/6,6	125,0	2009	191,7	61,1	0,0	0,0	2,9
			Т-1	ТДТГ-20000/110/35/6,6	6,3	1980	29,5	93,3	29,5	93,3	1,6
			Т-1	ТДТН-40000/110/11/6,6	16,0	1978	47,7	59,4	75,6	94,1	2,6
			Т-2	ТДТН-40000/110/11/6,6	16,0	1977	27,9	34,7	75,6	94,1	2,6
Серпухов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Дворики	Т-1	ТРДН-25000/110-79У1	25,0	1978	52,9	40,7	117,9	90,7	0,2
			Т-2	ТРДН-25000/110-79У1	25,0	1978	65,0	49,0	117,9	88,9	0,2
Серпухов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Евдокимово	Т-1	ТМН-1000/35	25,0	1970	101,8	81,5	182,2	145,8	1,7
			Т-2	ТМН-1000/35	25,0	1970	80,4	64,3	182,2	145,8	1,7
Серпухов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Егоровка	Т-1	ТМ-3200/35	40,5	1970	184,9	88,6	329,7	157,9	10,4
			Т-2	ТМ-3200/35	40,0	1972	88,9	44,3	217,7	108,4	10,4
Серпухов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Река	Т-3	ТМ-5600/35/6,6	40,5	1963	101,5	50,5	207,2	103,2	10,4
			Т-4	ТМ-5600/35/6,6	40,0	2008	50,9	25,3	86,5	43,1	10,4
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Сидорово	ТрГр-1	ТРДН-40000/110	45,0	1968	132,1	56,0	132,1	56,0	0,0
			Т-1	ТДН-31500/110	1,0	1962	0,0	0,0	4,7	26,0	0,1
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Лужники	Т-2	ТРДН-40000/110	1,0	1957	4,7	26,0	4,7	26,0	0,1
			Т-3	ТРДН-40000/110	2,5	1986	7,4	17,7	7,4	17,7	0,1
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ситня	Т-4	ТРДН-25000/110	1,0	1958	2,6	15,6	2,6	15,6	0,1
			Т-1	ТРДН-25000/110	3,2	1952	20,6	35,2	24,7	42,2	0,0
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Головлинка	Т-2	ТМН-6300/10	3,2	1957	4,1	7,0	24,7	42,2	0,0
			Т-1	ТМН-6300/10	10,0	1965	106,1	58,0	213,8	116,9	0,0
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Малино	Т-2	ТДТН-25000/110	9,0	1975	107,7	65,3	213,8	129,6	0,0
			Т-1	ТДТН-25000/110	16,0	2017	82,4	32,8	82,4	32,8	0,0
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Мартыново	Т-1	ТМН-4000/35У-1	5,6	1963	62,9	61,4	146,4	142,9	0,3
			Т-2	ТМН-4000/35	5,6	1954	83,5	81,5	146,4	142,9	0,3
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Елкино	Т-1	ТМН-1000/35	1,8	1965	13,5	41,0	28,7	86,9	0,1
			Т-1	ТМН-1000/35	1,8	1965	13,5	41,0	28,7	86,9	0,1
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Егудино	Т-2	ТМН-1000/35	4,0	1956	30,3	41,3	57,3	78,2	0,1
			Т-1	ТМН-1000/35	25,0	1975	23,9	19,1	47,1	37,5	0,1
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Жерехово	Т-2	ТМН-1000/35	25,0	1976	23,2	18,5	47,1	37,5	0,1
			ТрГр-1	ТМН-1000/35	40,5	1969	42,6	20,1	183,8	86,7	0,0
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Жадино	Т-2	ТМ-1000/35	40,0	1969	141,2	67,2	183,8	87,5	0,0
			Т-1	ТМН-1000/35	25,0	1977	54,3	43,2	101,0	80,4	0,0
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Поповка	Т-2	ТМ-5600/35	25,0	1977	46,7	37,2	101,0	80,4	0,0
			Т-1	ТМ-5600/35	6,3	1952	5,8	18,2	23,7	75,0	0,2
			Т-2	ТМН-5000/35	10,0	1954	17,9	34,2	23,7	45,1	0,2
			Т-1	ТМН-6300/35	20,0	1960	78,3	71,2	102,9	93,5	0,0
Ступино	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Ялфимово	Т-2	ТМН-6300/35	20,0	1963	24,5	22,3	102,9	93,5	0,0
			Т-1	ТМН-6300/35	10,0	1976	8,9	17,8	21,6	43,1	0,0
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Лопасня	Т-2	ТДТН-40000/110/35/6,6	10,0	1976	12,7	25,3	21,6	43,1	0,0
			Т-1	ТДТНГ-31500/110/35/6,6	40,0	1979	69,9	34,8	188,5	93,9	2,4
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Венюково	Т-2	ТРДН-25000/110/6,3/6,3	40,0	1979	118,6	59,1	188,5	93,9	2,4
			Т-3	ТРДН-25000/110/6,3/6,3	6,3	1980	21,1	20,3	74,3	71,4	2,4
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Добрыниха	Т-4	ТРДН-25000/110/6,3/6,3	6,3	1980	53,2	51,1	74,3	71,4	2,4
			Т-1	ТРДН-25000/110/6,3/6,3	31,5	1967	9,2	5,7	13,6	8,4	0,0
			Т-2	ТРДН-25000/110/6,3/6,3	31,5	1966	4,4	2,7	13,6	8,4	0,0
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Талеж	Т-1	ТДТН-25000/35/11	40,5	1963	60,7	28,6	159,3	75,0	0,8
			Т-2	ТДТН-25000/35/11	40,5	1955	98,6	46,4	159,3	75,0	0,8
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Ваулово	Т-1	ТДН-16000/110/6,6	25,0	1983	55,0	43,9	85,6	68,2	0,7
			Т-2	ТДН-16000/110/6,6	25,0	1985	30,6	23,1	85,6	64,6	0,7
			Т-1	ТДН-16000/110/6,6	25,0	1994	20,3	16,2	48,1	38,3	0,3
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Полиграф	Т-2	ТДТН-25000/110/11/6,6	25,0	1994	27,8	22,2	48,1	38,3	0,3
			Т-1	ТДТН-25000/110/11/6,6	1,0	1965	0,0	0,0	4,8	26,8	0,0
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 110 кВ Гришенки	Т-2	ТДН-16000/110/10	1,0	1957	4,8	26,8	4,8	26,8	0,0
			Т-1	ТДН-16000/110/11	1,0	1965	0,0	0,0	18,4	102,3	0,2
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Сандарово	Т-2	ТДНС-10000/35	1,0	1958	18,4	102,3	18,4	102,3	0,2
			Т-1	ТДНС-10000/35	1,0	1973	0,0	0,0	2,8	15,4	0,0
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Елохово	Т-2	ТМН-6300/35/6,6	1,0	1964	2,8	15,4	2,8	15,4	0,0
			Т-1	ТМН-6300/35/6,6	3,2	1957	29,5	50,3	30,1	51,4	0,0
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Ерино	Т-2	ТДНС-10000/35	3,2	1950	0,6	1,1	30,1	51,4	0,0
			Т-1	ТДНС-10000/35	2,5	1981	14,5	38,5	30,5	81,3	0,1
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Елисеево	Т-2	ТМН-5600/35/6,6	5,6	1952	16,0	19,1	30,5	36,3	0,1
			Т-1	ТМН-6300/35/6,6	10,0	1963	108,0	59,0	229,4	125,4	0,0
			Т-2	ТМ-3200/35/6,6	10,0	1971	121,4	66,3	229,4	125,4	0,0
Чехов	ПАО "Россети Московский регион"	ПС 35 кВ Ефремово	Т-1	ТМН-5600/35/6,6	10,0	1967	0,0	0,0	6,2	3,9	0,0
			Т-2	ТМН-5600/35/6,6	10,0	1967	6,2	3,9	6,2	3,9	0,1
			Т-1	ТМН-3200/35/6,6	5,6	1975	21,5	21,0	47,8	46,7	0,1
Домодедово	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Транспортная	Т-2	ТДТНЖ-25000/110 УХЛ1	5,6	1963	26,3	25,7	47,8	46,7	0,6
			Т-1	ТДТНЖ-25000/110 УХЛ1	5,8	1967	37,9	36,5	94,9	91,3	0,5
Домодедово	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Барыбино	Т-2	ТДТН-25000/110	5,8	1969	57,0	54,8	94,9	91,3	0,5
			Т-1	ТДТН-25000/110	2,5	1976	28,7	69,6	40,0	97,1	0,2
Домодедово	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Повадино	Т-2	ТДТН-10000/110	2,5	1968	11,3	27,7	40,0	97,6	0,2
			Т-1	ТДТН-10000/110	5,6	1981	33,1	39,4	118,2	140,7	0,4
Домодедово	Абонент	ПС 110 кВ Садовая	Т-2	ТРДЦН-63000/110	5,6	1981	85,1	101,8	118,2	141,4	0,4
			АТ-1	ТРДЦН-63000/110	250,0	2006	155,4	24,8	0,0	0,0	1,5
Жуковский	Абонент	ПС 110 кВ Жуковская	АТ-2	ТДТН-80000/110	250,0	2007	163,0	26,0	0,0	0,0	1,5
			Т-1	ТДТН-80000/110	25,0	1976	97,2	77,5	195,3	155,6	3,4
			Т-2	ТРДН-40000/110	40,5	1962	98,1	46,3	195,3	92,1	3,4
			Т-1	ТРДН-40000/110	16,0	1974	47,8	57,4	130,0	156,0	0,7
Жуковский	Абонент	ПС 110 кВ ЦРП	Т-2	ТДТН-80000/110	16,0	1987	82,2	98,7	130,0	156,0	0,7
			Т-1	ТДТН-80000/110	16,0	1985	44,1	54,9	69,9	87,0	1,0
			Т-2	ТДТНГ-31500/110	16,0	1989	25,8	32,1	69,9	87,0	1,0
Кашира	Абонент	ПС 220 кВ Сельская	Т-1	ТДЦТН-80000/110	6,3	1979	14,1	44,5	26,5	84,0	0,1
			Т-2	ТДЦТН-80000/110	6,3	1976	12,5	39,5	26,5	84,0	0,1
Кашира	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Ожерелье	Т-1	ТДТН-25000/110/35/6 У1	40,0	2012	73,6	36,7	148,2	73,8	1,3
			Т-2	ТДТН-25000/110/35/6 У1	40,0	2011	74,5	37,1	148,2	73,8	1,3
Кашира	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Богатищево	Т-1	ТДТН-25000/110/38,5/11	40,0	2015	135,2	67,3	210,3	104,7	16,7
			Т-2	ТДТНЖ-25000/110/38,5/11	40,0	2015	75,1	37,4	210,3	104,7	16,7
Кашира	ООО "Агрокультура Групп"	ПС 110 кВ Новоселки	Т-3	ТДТН-40000/110У1	40,0	2019	79,2	39,4	173,7	86,4	16,7
Ленинский	Абонент	ПС 110 кВ Коксогаз	Т-4	#Н/Д	40,0	2019	94,5	47,0	173,7	86,4	16,7
			Т-1	#Н/Д	40,0	2013	61,5	30,6	145,1	72,3	9,6
Ленинский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Расторгуево	Т-2	ТДН-40000/110-УХЛ1	40,0	2013	83,6	41,6	145,1	72,3	9,6
			Т-1	ТДН-40000/110-УХЛ1	20,0	1962	66,2	60,2	173,9	158,1	3,3
Ленинский	Абонент	ПС 35 кВ МКГЗ	Т-2	ТМ-5600/35	20,0	1960	98,3	89,4	151,8	138,0	3,3
			Т-3	ТМН-6300/35-73 У1	40,0	1966	81,8	39,0	246,3	117,3	3,3
			Т-1	ТМН-6300/35-73 У1	63,0	2013	119,5	37,8	267,0	84,4	35,5
Люберцы	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Овражки	Т-2	ТДТН-25000/110/10	63,0	2012	147,5	46,6	267,0	84,4	35,5
			Т-1	ТРДН-25000/110	1,0	1962	4,1	22,3	38,9	211,4	0,1
Люберцы	Абонент	ПС 110 кВ Томилино	Т-2	ТДТН-20000/110/35/6	6,3	2018	34,8	33,5	38,9	37,4	0,1
			Т-1	ТДТН-20000/110/35/6	1,0	1962	0,0	0,0	15,2	82,6	0,0
Люберцы	ООО "Любэнергоснаб"	ПС 110 кВ Ухтомская	Т-2	ТРДЦН-63000/110	1,0	1957	15,2	82,6	15,2	82,6	0,0
			Т-1	ТРДЦН-63000/110	16,0	1974	11,5	14,3	14,2	17,7	0,0
Люберцы	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Панки	Т-2	ТМ-2500/35	16,0	1973	2,7	3,4	14,2	17,7	0,0
			Т-1	ТМ-1600/35	15,0	1951	21,3	27,0	21,3	27,0	0,0
			Т-1	ТМ-1600/35	40,0	1980	31,4	15,6	43,8	21,8	0,2
Лыткарино	НИЦ ЦИАМ - филиал ФГУП "ЦИАМ им. П.И. Баранова"	ПС 220 кВ Мячково	Т-2	ТДТНГ-31500/110	40,0	1990	12,4	6,2	43,8	21,8	0,2
			Т-1	ТДТНГ-31500/110	20,0	1968	52,1	51,8	107,3	106,7	1,6
			Т-2	ТДТНГУ-40500/110	20,0	1967	55,2	55,0	107,3	106,8	1,6
			Т-1	АТДЦТН-125000/220/110	1,8	1965	0,0	0,0	0,0	-	0,1
			Т-2	АТДЦТН-125000/220/110	4,0	1970	19,0	28,7	38,1	57,7	0,1
			Т-3	АТДЦТН-125000/220/110	4,0	1973	19,1	29,0	38,1	57,7	0,1
			Т-1	АТДЦТН-125000/220/110	6,3	2012	48,9	47,0	71,5	68,7	0,2
Лыткарино	НИЦ ЦИАМ - филиал ФГУП "ЦИАМ им. П.И. Баранова"	ПС 110 кВ Тураево	Т-2	ТДТН-40000/110У1	6,3	2012	22,6	21,7	71,5	68,7	0,2
			Т-1	ТДТН-40000/110У1	1,6	1966	26,8	101,4	26,8	101,4	0,1
			Т-1	ТДТН-40000/110У1	2,5	1974	9,3	22,6	33,8	81,7	0,1
			Т-2	ТДТН-40000/110У1	2,5	1974	24,4	59,3	33,8	81,9	0,1
Подольск	Абонент	ПС 110 кВ Никоново	Т-1	ТДТН-16000/35	6,3	2008	56,5	54,4	106,6	102,6	0,2
			Т-2	ТДТН-16000/35	6,3	2008	50,1	48,2	106,6	102,6	0,2
Подольск	Абонент	ПС 110 кВ Рощинская	Т-1	ТДТН-40000/110-67У1	6,3	2006	23,2	22,3	86,4	83,1	0,1
			Т-2	ТДТН-40000/110-67У1	5,6	1960	63,2	68,4	86,4	93,5	0,0
Протвино	Абонент	ПС 220 кВ Протон	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110	200,0	1991	134,1	26,7	0,0	0,0	0,0
			АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110	200,0	1982	155,9	31,0	0,0	0,0	0,0
Протвино	Абонент	ПС 110 кВ Протвино	Т-3	ТДТНГ-31500/110	63,0	1974	0,0	0,0	0,0	0,0	0,4
			Т-4	ТДТНГ-31500/110	63,0	1974	0,0	0,0	0,0	0,0	0,4
			Т-6	ТДН-31500/110	20,0	1969	35,7	34,6	0,0	0,0	0,4
			Т-7	ТДТНГ-31500/110	20,0	1969	26,7	25,9	0,0	0,0	0,4
Раменский	Абонент	ПС 220 кВ Стекольная	Т-1	ТДТН-25000/110	25,0	1979	31,8	25,3	70,6	56,3	0,0
			Т-2	ТДТН-25000/110	25,0	1979	38,8	30,9	70,6	56,3	0,0
Раменский	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Бронницы тяг.	Т-3	ТДТН - 25000/110	40,0	2008	48,3	24,1	81,6	40,6	0,0
			Т-4	ТДТН - 25000/110	40,0	2008	33,3	16,6	81,6	40,6	2,3
Раменский	ООО "Энерго Пром Сервис"	ПС 110 кВ Сафоново	Т-1	ТДНГ-20000/110	40,0	1979	0,9	0,5	0,9	0,5	0,3
			Т-1	ТДНГ-20000/110	40,5	1968	125,9	59,2	246,5	116,0	0,3
Раменский	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Отдых	Т-2	ТМ-1000/6/10	40,5	1956	88,5	41,6	183,7	86,4	0,0
			Т-3	ТМ-1000/35/10	40,5	1966	36,5	17,2	75,0	35,3	0,0
Раменский	ОАО "РЖД"	ПС 35 кВ Речицы	Т-4	ТДН-16000	40,0	1971	52,3	26,0	125,8	62,6	0,0
			Т-1	ТДН-16000	15,0	1966	16,8	21,3	19,7	25,0	0,0
			Т-2	ТДН-16000	15,0	1966	2,9	3,7	19,7	25,0	0,0
Серебряные Пруды	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Степная	Т-1	ТДТН-25000/110/38,5/11	15,0	1960	0,0	0,0	68,4	86,9	0,0
Серебряные Пруды	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Узуново	Т-2	ТДТНЖ-25000/110/27,5/10	15,0	1960	68,4	86,9	68,4	86,9	0,0
			Т-1	ТДТНЖ-25000/110/27,5/10	40,0	1984	29,4	14,6	120,8	60,2	0,0
Серпухов	ООО "Газпром энерго"	ПС 110 кВ Компрессорная	Т-2	ТДТНГ-31500/110	25,0	1990	70,9	56,5	88,3	70,4	0,1
			Т-3	ТДТНГ-31500/110	40,0	1982	121,9	60,7	209,1	104,1	0,1
Ступино	Абонент	ПС 220 кВ Образцово	Т-1	ТРДН-32000/220	40,0	2000	94,0	44,6	110,5	52,4	0,0
Ступино	АО "Ступинская металлургическая компания"	ПС 110 кВ Алеево	Т-2	ТДТН-40000/110	40,0	2013	16,5	8,2	110,5	55,0	0,0
			Т-3	ТДТН-40000/110	40,0	2013	16,5	8,2	25,5	12,7	0,0
			Т-4	ТДН-16000/110	40,0	1972	9,0	4,5	25,5	12,7	0,0
			Т-1	ТДН-16000/110	40,0	2007	55,5	27,6	120,8	60,2	0,0
Ступино	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Жилево	Т-2	ТДТН-20000/110	40,0	2007	65,3	32,5	120,8	60,2	0,1
			Т-1	ТДТН-20000/110	40,5	1959	56,9	26,8	95,2	44,8	0,1
Ступино	ООО "ИСРАТЭК С"	ПС 110 кВ Тишково	Т-2	ТДН-16000	40,5	1959	38,3	18,0	95,2	44,8	0,0
			Т-1	ТДН-16000	25,0	2009	58,8	46,7	149,0	118,0	0,0
Ступино	ООО "Марс"	ПС 110 кВ Марс	Т-2	ТДН-16000	25,0	2011	60,0	47,6	149,0	118,0	0,0
			ТрГр-1	ТДН-16000	14,0	1936	30,6	36,9	30,6	36,9	0,0
Ступино	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Яганово	Т-1	ТДТН-20000/110	25,0	1981	32,1	25,7	65,0	52,0	0,0
			Т-2	ТДТН-20000/110	16,0	1980	32,9	41,0	65,0	80,9	0,0
Ступино	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Крутыши	Т-1	ТДНГ-20000/112/11	15,0	1968	81,5	108,6	81,5	108,6	9,6
			Т-2	ТДНГ-20000/112/11	15,0	1968	0,0	0,0	81,5	108,6	9,6
Чехов	ОАО "РЖД"	ПС 110 кВ Столбовая	Т-1	ТДТН-20000/110 110/35/10	25,0	2015	103,5	82,5	192,3	153,2	0,5
			Т-2	ТДТН-20000/110 110/35/11	25,0	2018	88,8	84,6	192,3	183,1	0,5
Чехов	АО "Мособлэнерго"	ПС 35 кВ Любучаны	Т-1	ТМ-3200/35	3,7	1963	44,9	43,2	82,0	78,9	0,1
Чехов	Абонент	ПС 35 кВ Вентилятор	Т-2	ТМ-4000/35	0,3	1967	2,8	4,6	6,1	10,0	0,2
			Т-1	ТМ-4000/35	1,0	2006	2,4	5,8	22,0	53,4	0,2
Раменский	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Нежино	Т-2	АТДЦТГ-90000/220/110/10	1,0	2012	19,6	47,6	22,0	53,4	0,0
			Т-1	АТДЦТГ-90000/220/110/6	4,0	1980	20,7	31,3	21,3	32,2	0,0
Серпухов	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Ока	Т-2	АТДЦТГ-90000/220/110/6	3,6	1980	0,6	1,0	21,3	36,0	3,7
			Т-1	АТДТН-125000/220/110/10	25,0	2011	7,9	6,0	15,7	11,9	3,7
			Т-2	АТДЦТН-200000/220/110/10	25,0	2009	7,8	5,9	15,7	11,9	3,7
			Т-1	ТРДН-63000/220/10/10	20,0	1953	0,0	0,0	67,9	67,9	3,7
			Т-2	ТРДН-63000/220/10/10	20,0	1953	67,9	67,9	67,9	67,6	3,7
Ступино	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Ступино	Т-3	ТДЦТН-100000/220/20/10	20,0	1953	резерв	-	-	-	0,0
			Т-1	ТДЦТН-100000/220/20/10	25,0	1964	17,3	32,9	32,4	61,8	0,0
Чехов	ПАО "ФСК ЕЭС"	ПС 220 кВ Бугры	Т-2	ТДТНГ-40000/220/35/6	25,0	1964	15,1	28,8	32,4	61,8	0,9
			Т-1	ТДТНГ-40000/220/35/6	16,0	1983	26,7	33,2	26,7	33,2	0,9
			Т-1	ТДТН-40000/220/35/6	63,0	2010	17,3	5,5	34,6	10,9	0,9
			Т-2	АТДЦТН-125000/220/110/10	63,0	2010	17,3	5,5	34,6	10,9	0,9
			Т-1	АТДЦТН-125000/220/110/10	16,0	1987	52,6	65,8	106,2	132,7	0,9

Приложение 5
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Таблица 1

Электрические нагрузки подстанций 110 (35) кВ и выше и электростанций Московской области с учетом перспективного развития

Место присоединения нагрузки	Расчетная нагрузка, МВт
	зимний максимум 2022	зимний максимум 2023	зимний максимум 2024	зимний максимум 2025	зимний максимум 2026
ПС 110 кВ Аксеново 1 СШ 110 кВ	2,8	2,8	2,8	2,8	2,8
ПС 110 кВ Борилово 1 СШ 110 кВ	6,9	6,9	6,9	6,9	6,9
ПС 110 кВ Долино 1 СШ 110 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 110 кВ Долино 2 СШ 110 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 110 кВ Авсюнино 1 СШ 110 кВ	2	2	2	2	2
ПС 110 кВ Агат 1 СШ 110 кВ	6,4	6,3	6,4	6,5	6,5
ПС 110 кВ Агат 2 СШ 110 кВ	8,1	8,1	8,2	8,3	8,3
ПС 110 кВ Азотная 1 СШ 110 кВ	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
ПС 110 кВ Азотная 2 СШ 110 кВ	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
ПС 110 кВ Аксаково 1 СШ 110 кВ	7,2	7,2	7,3	7,3	7,4
ПС 110 кВ Аксаково 2 СШ 110 кВ	7,4	7,3	7,4	7,5	7,5
ПС 110 кВ Акулово 1 СШ 110 кВ	4,1	4,1	4,1	4,2	4,2
ПС 110 кВ Акулово 2 СШ 110 кВ	2,4	2,4	2,4	2,5	2,5
ПС 110 кВ Алабушево 1 СШ 110 кВ	18,2	18,1	18,3	18,5	18,6
ПС 110 кВ Алабушево 2 СШ 110 кВ	16,1	16,1	16,2	16,4	16,5
ПС 110 кВ Алеево 1 СШ 110 кВ	12,3	12,3	12,4	12,5	12,6
ПС 110 кВ Алеево 2 СШ 110 кВ	11,7	11,7	11,8	11,9	12
ПС 110 кВ Аленино 1 СШ 110 кВ	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
ПС 110 кВ Аленино 1 СШ 6 кВ	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
ПС 110 кВ Алмазово 1 СШ 110 кВ	20,8	20,7	20,9	21,1	21,3
ПС 110 кВ Алмазово 2 СШ 110 кВ	8,2	8,2	8,3	8,3	8,4
ПС 110 кВ Алпатьево 1 СШ 110 кВ	2,2	2,2	2,2	2,3	2,3
ПС 110 кВ Алферово 1 СШ 110 кВ	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
ПС 110 кВ Ангелово 1 СШ 110 кВ	21,8	21,8	21,9	22,2	22,3
ПС 110 кВ Ангелово 2 СШ 110 кВ	22,7	22,7	22,8	23,1	23,3
ПС 110 кВ Анино 1 СШ 110 кВ	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
ПС 110 кВ Анциферово 1 СШ 110 кВ	5	5	5	5,1	5,1
ПС 110 кВ Апаренки 1 СШ 110 кВ	15,6	15,6	15,7	15,8	16
ПС 110 кВ Апаренки 2 СШ 110 кВ	13,8	13,7	13,9	14	14,1
ПС 110 кВ Афанасово 1 СШ 110 кВ	12,7	12,7	12,8	12,9	13
ПС 110 кВ Аэропорт 1 СШ 110 кВ	13,1	13,1	13,2	13,3	13,4
ПС 110 кВ Аэропорт 2 СШ 110 кВ	16,3	16,3	16,4	16,6	16,7
ПС 110 кВ Бакунино 1 СШ 110 кВ	3,5	3,5	3,5	3,5	3,6
ПС 110 кВ Бакунино 2 СШ 110 кВ	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6
ПС 110 кВ Балашиха 1 СШ 110 кВ	7,7	7,7	7,8	7,9	7,9
ПС 110 кВ Балашиха 2 СШ 110 кВ	6	6	6,1	6,1	6,2
ПС 110 кВ Барвиха 1 СШ 110 кВ	18,2	18,2	18,3	18,5	18,7
ПС 110 кВ Барвиха 2 СШ 110 кВ	22,6	22,6	22,8	23	23,2
ПС 110 кВ Барыбино 1 СШ 110 кВ	3,7	3,7	3,7	3,7	3,8
ПС 110 кВ Белоомут 1 СШ 110 кВ	2,7	2,7	2,7	2,7	2,8
ПС 110 кВ Белоомут 2 СШ 110 кВ	1,1	1,1	1,1	1,1	1,2
ПС 110 кВ Бережки 1 СШ 110 кВ	12,7	12,6	12,8	12,9	13
ПС 110 кВ Бережки 2 СШ 110 кВ	9	9	9,1	9,2	9,2
ПС 110 кВ Берендино 1 СШ 110 кВ	7,8	7,8	7,8	7,9	8
ПС 110 кВ Бисерово 1 СШ 110 кВ	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7
ПС 110 кВ Бисерово 2 СШ 110 кВ	1,2	1,2	1,2	1,2	1,3
ПС 110 кВ Богатищево 1 СШ 110 кВ	4,3	4,3	4,3	4,3	4,4
ПС 110 кВ Богатищево 2 СШ 110 кВ	1,1	1,1	1,1	1,1	1
ПС 110 кВ Болятино 1 СШ 110 кВ	24,9	24,9	25,1	25,4	25,6
ПС 110 кВ Болятино 2 СШ 110 кВ	28,6	28,6	28,8	29,1	29,4
ПС 110 кВ Бор 1 СШ 110 кВ	33,5	33,5	33,6	33,8	33,8
ПС 110 кВ Бор 2 СШ 110 кВ	29,2	29,2	29,3	29,4	29,4
ПС 110 кВ Боровое 1 СШ 110 кВ	6,1	6,1	6,1	6,2	6,3
ПС 110 кВ Боровое 2 СШ 110 кВ	8,1	8,1	8,1	8,2	8,3
ПС 110 кВ Бородино 1 СШ 110 кВ	2,1	2,1	2,1	2,1	2,2
ПС 110 кВ Ботино 1 СШ 110 кВ	10,6	10,6	10,7	10,8	10,9
ПС 110 кВ Ботино 2 СШ 110 кВ	4,6	4,6	4,7	4,7	4,8
ПС 110 кВ Бочманово 1 СШ 110 кВ	6,9	6,9	7	7,1	7,1
ПС 110 кВ Бочманово 2 СШ 110 кВ	10,5	10,5	10,5	10,7	10,7
ПС 110 кВ Бронницы 1 СШ 110 кВ	19,4	19,4	19,6	19,8	19,9
ПС 110 кВ Бронницы 2 СШ 110 кВ	18,3	18,2	18,4	18,6	18,7
ПС 110 кВ Бронницы тяговая 1 СШ 110 кВ	16,1	16,1	16,3	16,4	16,6
ПС 110 кВ Бруски 1 СШ 110 кВ	2,4	2,4	2,5	2,5	2,5
ПС 110 кВ Бруски 2 СШ 110 кВ	3	3	3	3,1	3,1
ПС 110 кВ Бужаниново 1 СШ 110 кВ	10,4	10,4	10,4	10,6	10,6
ПС 110 кВ Булгаково 1 СШ 110 кВ	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
ПС 110 кВ Булгаково 2 СШ 110 кВ	3,4	3,3	3,4	3,4	3,4
ПС 110 кВ Бурцево 1 СШ 110 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 110 кВ Бутаково 1 СШ 110 кВ	29,4	29,4	29,6	29,9	30,1
ПС 110 кВ Бутаково 2 СШ 110 кВ	28,2	28,2	28,4	28,7	28,8
ПС 110 кВ Ваулово 1 СШ 110 кВ	2,9	2,9	2,9	3	3
ПС 110 кВ Ваулово 2 СШ 110 кВ	2,8	2,8	2,8	2,9	2,9
ПС 110 кВ Вашутино 1 СШ 110 кВ	3	3	3	3	3,1
ПС 110 кВ Венюково 1 СШ 110 кВ	17,4	17,4	17,5	17,7	17,9
ПС 110 кВ Венюково 2 СШ 110 кВ	8	8	8,1	8,2	8,2
ПС 110 кВ Вербилки 1 СШ 110 кВ	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
ПС 110 кВ Верея 1 СШ 110 кВ	7,4	7,4	7,4	7,5	7,6
ПС 110 кВ Верея 2 СШ 110 кВ	10,4	10,4	10,5	10,6	10,7
ПС 110 кВ Весенняя 1 СШ 110 кВ	13,2	13,2	13,3	13,4	13,5
ПС 110 кВ Весенняя 2 СШ 110 кВ	18,7	18,7	18,8	19	19,2
ПС 110 кВ Взлетная 1 СШ 110 кВ	18	18	18,1	18,3	18,4
ПС 110 кВ Взлетная 2 СШ 110 кВ	14,5	14,5	14,6	14,8	14,9
ПС 110 кВ Видное 1 СШ 110 кВ	17,7	17,7	17,8	18	18,1
ПС 110 кВ Видное 2 СШ 110 кВ	16,8	16,8	16,9	17,1	17,2
ПС 110 кВ Виноградово 1 СШ 110 кВ	8,6	8,6	8,7	8,8	8,9
ПС 110 кВ Вихрево 1 СШ 110 кВ	5,4	5,4	5,4	5,5	5,5
ПС 110 кВ Вихрево 2 СШ 110 кВ	2,1	2,1	2,1	2,1	2,1
ПС 110 кВ Водовод 1 СШ 110 кВ	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
ПС 110 кВ Водовод 2 СШ 110 кВ	1,5	1,5	1,5	1,6	1,6
ПС 110 кВ Вокзальная 1 СШ 110 кВ	5,4	5,4	5,4	5,5	5,5
ПС 110 кВ Вокзальная 2 СШ 110 кВ	5,2	5,2	5,2	5,3	5,3
ПС 110 кВ Волоколамск 1 СШ 110 кВ	2,3	2,3	2,3	2,3	2,3
ПС 110 кВ Волоколамск 2 СШ 110 кВ	18,8	18,8	19	19,2	19,3
ПС 110 кВ Воскресенск тяговая 1 СШ 110 кВ	13,3	13,3	13,4	13,5	13,7
ПС 110 кВ Время 1 СШ 110 кВ	8,3	8,3	8,4	8,5	8,5
ПС 110 кВ Время 2 СШ 110 кВ	14,1	14,1	14,2	14,3	14,4
ПС 110 кВ Вяземы 1 СШ 110 кВ	11,2	11,2	11,3	11,4	11,5
ПС 110 кВ Вяземы 2 СШ 110 кВ	9,8	9,8	9,9	10	10,1
ПС 110 кВ Гавриловская 1 СШ 110 кВ	3,5	3,5	3,5	3,6	3,6
ПС 110 кВ Гавриловская 2 СШ 110 кВ	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
ПС 110 кВ Газовая 1 СШ 110 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 110 кВ Газовая 2 СШ 110 кВ	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
ПС 110 кВ Гальцово 1 СШ 110 кВ	3,9	3,9	3,9	3,9	4
ПС 110 кВ Гжель 1 СШ 110 кВ	19,5	19,4	19,6	19,8	20
ПС 110 кВ Гжель 2 СШ 110 кВ	13,7	13,7	13,8	13,9	14
ПС 110 кВ Глубокое 1 СШ 110 кВ	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
ПС 110 кВ Глубокое 2 СШ 110 кВ	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
ПС 110 кВ Глухово 1 СШ 110 кВ	16,6	16,5	16,7	16,8	17
ПС 110 кВ Глухово 2 СШ 110 кВ	12,9	12,9	13	13,2	13,3
ПС 110 кВ Голицыно 1 СШ 110 кВ	20,7	20,7	20,8	21,1	21,2
ПС 110 кВ Голицыно 2 СШ 110 кВ	28,2	28,2	28,4	28,7	28,9
ПС 110 кВ Головлинка 1 СШ 110 кВ	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3
ПС 110 кВ Головлинка 2 СШ 110 кВ	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6
ПС 110 кВ Голубая 1 СШ 110 кВ	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3
ПС 110 кВ Голубая 2 СШ 110 кВ	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3
ПС 110 кВ Городна 1 СШ 110 кВ	1	1	1	1	1
ПС 110 кВ Городна 2 СШ 110 кВ	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
ПС 110 кВ Городок 1 СШ 110 кВ	7	7	7	7	7
ПС 110 кВ Городок 2 СШ 110 кВ	11,2	11,2	11,3	11,4	11,4
ПС 110 кВ Гранит 1 СШ 110 кВ	17,9	17,9	18,1	18,3	18,4
ПС 110 кВ Гранит 2 СШ 110 кВ	10,7	10,7	10,8	10,9	11
ПС 110 кВ Гребнево 1 СШ 110 кВ	18,8	18,8	18,9	19,1	19,3
ПС 110 кВ Гребнево 2 СШ 110 кВ	21,2	21,2	21,4	21,6	21,8
ПС 110 кВ Гребчиха 1 СШ 110 кВ	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8
ПС 110 кВ Гришенки 1 СШ 110 кВ	5,9	5,9	5,9	6	6
ПС 110 кВ Гришенки 2 СШ 110 кВ	8	8	8	8,1	8,2
ПС 110 кВ Губино 1 СШ 110 кВ	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
ПС 110 кВ Губино 2 СШ 110 кВ	3,5	3,5	3,5	3,5	3,6
ПС 110 кВ Гуслица 1 СШ 110 кВ	4,8	4,8	4,8	4,9	4,9
ПС 110 кВ Гуслица 2 СШ 110 кВ	6,9	6,9	6,9	7	7
ПС 110 кВ Давыдково 1 СШ 110 кВ	2,1	2,1	2,1	2,1	2,2
ПС 110 кВ Дарьино 1 СШ 110 кВ	28,6	28,6	28,8	29,1	29,4
ПС 110 кВ Дарьино 2 СШ 110 кВ	6	6	6,1	6,1	6,2
ПС 110 кВ Двойня 1 СШ 110 кВ	7,1	7,1	7,2	7,2	7,3
ПС 110 кВ Двойня 2 СШ 110 кВ	5,1	5,1	5,2	5,2	5,2
ПС 110 кВ Дворики 1 СШ 110 кВ	5,7	5,7	5,7	5,8	5,9
ПС 110 кВ Дворики 2 СШ 110 кВ	8,4	8,4	8,4	8,5	8,6
ПС 110 кВ Дедово 1 СШ 110 кВ	15,5	15,5	15,7	15,8	15,9
ПС 110 кВ Дедово 2 СШ 110 кВ	14,2	14,2	14,3	14,5	14,6
ПС 110 кВ Демихово 1 СШ 110 кВ	4,8	4,8	4,9	4,9	5
ПС 110 кВ Демихово 2 СШ 110 кВ	4,1	4,1	4,2	4,2	4,2
ПС 110 кВ Дзержинская 1 СШ 110 кВ	10,7	10,6	10,7	10,8	10,9
ПС 110 кВ Дзержинская 2 СШ 110 кВ	14,3	14,2	14,4	14,5	14,6
ПС 110 кВ Дизель 1 СШ 110 кВ	8,8	8,8	8,9	8,9	9
ПС 110 кВ Дизель 2 СШ 110 кВ	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5
ПС 110 кВ Добрыниха 1 СШ 110 кВ	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
ПС 110 кВ Добрыниха 2 СШ 110 кВ	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
ПС 110 кВ Долгопрудная 1 СШ 110 кВ	15,4	15,4	15,5	15,7	15,7
ПС 110 кВ Долгопрудная 2 СШ 110 кВ	16,6	16,6	16,7	16,8	16,9
ПС 110 кВ Донино 1 СШ 110 кВ	16,6	16,6	16,7	16,9	17
ПС 110 кВ Донино 2 СШ 110 кВ	12,1	12,1	12,2	12,3	12,4
ПС 110 кВ Дроздово 1 СШ 110 кВ	8,9	8,9	9	9	9,1
ПС 110 кВ Дроздово 2 СШ 110 кВ	7	7	7,1	7,2	7,2
ПС 110 кВ Дружба 1 СШ 110 кВ	4,3	4,3	4,3	4,4	4,4
ПС 110 кВ Дружба 2 СШ 110 кВ	0,8	0,8	0,8	0,8	0,9
ПС 110 кВ Дубна 1 СШ 110 кВ	11,4	11,4	11,5	11,6	11,7
ПС 110 кВ Дуговая 1 СШ 110 кВ	11,9	11,9	12	12,1	12,2
ПС 110 кВ Дуговая 2 СШ 110 кВ	12	12	12,1	12,2	12,3
ПС 110 кВ Дулево 1 СШ 110 кВ	3,7	3,7	3,7	3,7	3,8
ПС 110 кВ Дулево 2 СШ 110 кВ	4,4	4,4	4,4	4,4	4,5
ПС 110 кВ Духанино 1 СШ 110 кВ	8,2	8,2	8,2	8,3	8,3
ПС 110 кВ Духанино 2 СШ 110 кВ	4,9	4,9	4,9	4,9	4,9
ПС 110 кВ Дюдьково 1 СШ 110 кВ	2,6	2,6	2,6	2,6	2,7
ПС 110 кВ Дюдьково 2 СШ 110 кВ	2,6	2,6	2,6	2,6	2,7
ПС 110 кВ Дятлово 1 СШ 110 кВ	2,4	2,4	2,4	2,5	2,5
ПС 110 кВ Дятлово 2 СШ 110 кВ	1,8	1,8	1,8	1,8	1,9
ПС 110 кВ Егорьевск 1 СШ 110 кВ	13,5	13,4	13,5	13,7	13,8
ПС 110 кВ Егорьевск 2 СШ 110 кВ	12,1	12,1	12,2	12,3	12,4
ПС 110 кВ Ельдигино 1 СШ 110 кВ	7,4	7,4	7,4	7,5	7,6
ПС 110 кВ Ельдигино 2 СШ 110 кВ	4,9	4,9	4,9	5	5
ПС 110 кВ Ельня 1 СШ 110 кВ	3,7	3,7	3,7	3,8	3,8
ПС 110 кВ Ельня 2 СШ 110 кВ	6,6	6,6	6,6	6,7	6,8
ПС 110 кВ Жегалово 1 СШ 110 кВ	15,7	15,6	15,8	15,9	16,1
ПС 110 кВ Жегалово 2 СШ 110 кВ	7,3	7,3	7,4	7,4	7,5
ПС 110 кВ Железнодорожная 1 СШ 110 кВ	12,9	12,8	12,9	13,1	13,2
ПС 110 кВ Жилево 1 СШ 110 кВ	4,1	4,1	4,1	4,2	4,2
ПС 110 кВ Жостово 1 СШ 110 кВ	7,4	7,4	7,4	7,5	7,4
ПС 110 кВ Жостово 2 СШ 110 кВ	9,9	9,9	9,9	10	10
ПС 110 кВ Жуковская 1 СШ 110 кВ	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3
ПС 110 кВ Жуковская 2 СШ 110 кВ	1	1	1	1	1,1
ПС 110 кВ Загорново 1 СШ 110 кВ	13,5	13,4	13,5	13,7	13,8
ПС 110 кВ Загорск 1 СШ 110 кВ	27,7	27,6	27,9	28,1	28,4
ПС 110 кВ Загорск 2 СШ 110 кВ	4,9	4,9	4,9	5	5
ПС 110 кВ Залесье I 1 СШ 110 кВ	2,1	2,1	2,1	2,1	2,1
ПС 110 кВ Залесье I 2 СШ 110 кВ	3,1	3,1	3,1	3,2	3,2
ПС 110 кВ Залесье II 1 СШ 110 кВ	7	7	7,1	7,2	7,2
ПС 110 кВ Заповедник 1 СШ 110 кВ	2,4	2,4	2,4	2,4	2,5
ПС 110 кВ Заповедник 2 СШ 110 кВ	4	4	4	4,1	4,1
ПС 110 кВ Запутная 1 СШ 110 кВ	7,1	7,1	7,2	7,2	7,3
ПС 110 кВ Зарайск 1 СШ 110 кВ	6,7	6,7	6,7	6,8	6,9
ПС 110 кВ Зарайск 2 СШ 110 кВ	5,4	5,4	5,4	5,5	5,5
ПС 110 кВ Затишье 1 СШ 110 кВ	17,5	17,4	17,6	17,8	17,9
ПС 110 кВ Затишье 2 СШ 110 кВ	21,9	21,9	22,1	22,3	22,5
ПС 110 кВ Захарово 1 СШ 110 кВ	22,9	22,9	23,1	23,3	23,5
ПС 110 кВ Захарово 2 СШ 110 кВ	17,6	17,6	17,7	17,9	18
ПС 110 кВ Звенигород 1 СШ 110 кВ	23,2	23,2	23,4	23,6	23,8
ПС 110 кВ Звенигород 2 СШ 110 кВ	17	17	17,1	17,3	17,5
ПС 110 кВ Зеленоградская 1 СШ 110 кВ	11,4	11,4	11,5	11,6	11,7
ПС 110 кВ Зеленоградская 2 СШ 110 кВ	8,1	8,1	8,2	8,3	8,3
ПС 110 кВ Зеркальная 1 СШ 110 кВ	6,1	6,1	6,2	6,2	6,3
ПС 110 кВ Зеркальная 2 СШ 110 кВ	7,5	7,5	7,6	7,6	7,7
ПС 110 кВ Зуево 1 СШ 110 кВ	2	2	2	2,1	2,1
ПС 110 кВ Зуево 2 СШ 110 кВ	1,1	1,1	1,2	1,2	1,2
ПС 110 кВ Ива 1 СШ 110 кВ	3,5	3,5	3,6	3,6	3,6
ПС 110 кВ Ива 2 СШ 110 кВ	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8
ПС 110 кВ Ивановская 1 СШ 110 кВ	14,3	14,2	14,3	14,5	14,5
ПС 110 кВ Ивановская 2 СШ 110 кВ	11,1	11,1	11,2	11,2	11,3
ПС 110 кВ Игнатово 1 СШ 110 кВ	24,2	24,2	24,4	24,6	24,8
ПС 110 кВ Игнатово 2 СШ 110 кВ	28,1	28,1	28,3	28,6	28,8
ПС 110 кВ Икша I 1 СШ 110 кВ	15	14,9	15,1	15,2	15,3
ПС 110 кВ Икша I 2 СШ 110 кВ	15	15	15,2	15,3	15,4
ПС 110 кВ Икша II 1 СШ 110 кВ	7,5	7,5	7,6	7,6	7,7
ПС 110 кВ Истомкино 1 СШ 110 кВ	11,2	11,2	11,3	11,4	11,5
ПС 110 кВ Истомкино 2 СШ 110 кВ	18,7	18,6	18,7	18,8	18,8
ПС 110 кВ Калиново 1 СШ 110 кВ	1	1	1	1	1
ПС 110 кВ Карболит 1 СШ 110 кВ	6,7	6,7	6,7	6,8	6,8
ПС 110 кВ Карболит 2 СШ 110 кВ	5,8	5,8	5,8	5,9	5,9
ПС 110 кВ Каринская 1 СШ 110 кВ	6,8	6,8	6,9	6,9	7
ПС 110 кВ Каринская 2 СШ 110 кВ	3,7	3,7	3,8	3,8	3,8
ПС 110 кВ Карьер 1 СШ 110 кВ	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
ПС 110 кВ Карьер 2 СШ 110 кВ	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
ПС 110 кВ Кашино 1 СШ 110 кВ	7,1	7,1	7,2	7,3	7,3
ПС 110 кВ Каширская 1 СШ 110 кВ	12	12	12,1	12,2	12,3
ПС 110 кВ Каширская 2 СШ 110 кВ	15,2	15,1	15,3	15,4	15,5
ПС 110 кВ Кварц 1 СШ 110 кВ	19,8	19,8	20	20,2	20,3
ПС 110 кВ Кварц 2 СШ 110 кВ	19,4	19,4	19,6	19,8	19,9
ПС 110 кВ Кислородная 1 СШ 110 кВ	23	23	23,2	23,4	23,6
ПС 110 кВ Кислородная 2 СШ 110 кВ	20	19,9	20,1	20,3	20,5
ПС 110 кВ Климовская 1 СШ 110 кВ	14,4	14,4	14,5	14,7	14,8
ПС 110 кВ Климовская 2 СШ 110 кВ	12,5	12,5	12,6	12,7	12,8
ПС 110 кВ Клин 1 СШ 110 кВ	38,4	38,4	38,7	39,1	39,4
ПС 110 кВ Клин 2 СШ 110 кВ	35,7	35,7	36	36,3	36,6
ПС 110 кВ Клишино 1 СШ 110 кВ	3	3	3	3	3,1
ПС 110 кВ Клишино 2 СШ 110 кВ	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7
ПС 110 кВ Клязьма 1 СШ 110 кВ	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
ПС 110 кВ Клязьма 2 СШ 110 кВ	61,6	61,5	62	62,6	63,1
ПС 110 кВ Коксогаз 1 СШ 110 кВ	9,5	9,5	9,6	9,7	9,8
ПС 110 кВ Коломна 1 СШ 110 кВ	14,8	14,8	14,9	15,1	15,2
ПС 110 кВ Коломна 2 СШ 110 кВ	3,6	3,6	3,7	3,7	3,7
ПС 110 кВ Колонцово 1 СШ 110 кВ	10,3	10,3	10,4	10,5	10,5
ПС 110 кВ Колыберево 1 СШ 110 кВ	2,2	2,2	2,3	2,3	2,3
ПС 110 кВ Колыберево 2 СШ 110 кВ	2,2	2,2	2,3	2,3	2,3
ПС 110 кВ Кольцевая 1 СШ 110 кВ	9,1	9,1	9,2	9,3	9,3
ПС 110 кВ Компрессорная 1 СШ 110 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 110 кВ Компрессорная 2 СШ 110 кВ	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7
ПС 110 кВ Комсомольская 1 СШ 110 кВ	6,3	6,2	6,3	6,4	6,4
ПС 110 кВ Комсомольская 2 СШ 110 кВ	3,8	3,8	3,8	3,8	3,9
ПС 110 кВ Константиново 1 СШ 110 кВ	12,6	12,5	12,6	12,7	12,7
ПС 110 кВ Константиново 2 СШ 110 кВ	12,3	12,3	12,3	12,4	12,4
ПС 110 кВ Костино 1 СШ 110 кВ	25,2	25,1	25,4	25,6	25,8
ПС 110 кВ Костино 2 СШ 110 кВ	22,1	22,1	22,3	22,5	22,7
ПС 110 кВ Котельники 1 СШ 110 кВ	20,1	20,1	20,2	20,4	20,5
ПС 110 кВ Котельники 2 СШ 110 кВ	28,1	28,1	28,3	28,5	28,7
ПС 110 кВ Красково 1 СШ 110 кВ	33,8	33,8	34	34,4	34,7
ПС 110 кВ Красково 2 СШ 110 кВ	48,3	48,2	48,6	49,1	49,5
ПС 110 кВ Красногорка 1 СШ 110 кВ	13,5	13,5	13,6	13,8	13,9
ПС 110 кВ Красногорка 2 СШ 110 кВ	12,5	12,5	12,6	12,7	12,8
ПС 110 кВ Красные Горки 1 СШ 110 кВ	20,3	20,3	20,4	20,6	20,8
ПС 110 кВ Кривандино 1 СШ 110 кВ	6,5	6,5	6,5	6,6	6,6
ПС 110 кВ Круг 1 СШ 110 кВ	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
ПС 110 кВ Круг 2 СШ 110 кВ	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6
ПС 110 кВ Крутое 1 СШ 6 кВ	3,7	3,7	3,7	3,7	3,8
ПС 110 кВ Крутое 2 СШ 6 кВ	5,3	5,3	5,3	5,4	5,4
ПС 110 кВ Крутыши 1 СШ 110 кВ	6,8	6,8	6,8	6,9	7
ПС 110 кВ Крутыши 2 СШ 110 кВ	6,7	6,7	6,7	6,7	6,6
ПС 110 кВ Кубинка 1 СШ 110 кВ	16	16	16,1	16,2	16,3
ПС 110 кВ Кубинка 2 СШ 110 кВ	19,5	19,4	19,6	19,7	19,8
ПС 110 кВ Кудиново 1 СШ 110 кВ	11,6	11,6	11,7	11,8	11,9
ПС 110 кВ Кудиново 2 СШ 110 кВ	9	9	9	9,1	9,2
ПС 110 кВ Кукарино 1 СШ 110 кВ	7,4	7,4	7,5	7,6	7,6
ПС 110 кВ Кукарино 2 СШ 110 кВ	2,4	2,4	2,4	2,4	2,4
ПС 110 кВ Кукшево 1 СШ 110 кВ	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
ПС 110 кВ Кукшево 2 СШ 110 кВ	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7
ПС 110 кВ Купавна 1 СШ 110 кВ	4	4	4	4,1	4,1
ПС 110 кВ Куровская 1 СШ 110 кВ	6,8	6,8	6,8	6,9	6,9
ПС 110 кВ Куровская 2 СШ 110 кВ	14,8	14,8	14,9	15	15,1
ПС 110 кВ Кучино 1 СШ 110 кВ	21,3	21,2	21,4	21,6	21,8
ПС 110 кВ Лаговская 1 СШ 110 кВ	21,2	21,2	21,4	21,6	21,8
ПС 110 кВ Лаговская 2 СШ 110 кВ	26	25,9	26,1	26,4	26,6
ПС 110 кВ Лазарево 1 СШ 110 кВ	11	11	11,1	11,2	11,3
ПС 110 кВ Лазарево 2 СШ 110 кВ	10,4	10,4	10,5	10,6	10,7
ПС 110 кВ Ларино 1 СШ 110 кВ	8,1	8,1	8,2	8,3	8,4
ПС 110 кВ Ларино 2 СШ 110 кВ	13,2	13,2	13,3	13,4	13,5
ПС 110 кВ Лешково 1 СШ 110 кВ	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
ПС 110 кВ Лешково 2 СШ 110 кВ	2,4	2,4	2,5	2,5	2,5
ПС 110 кВ Лианозово 1 СШ 110 кВ	29,4	29,3	29,6	29,9	30,1
ПС 110 кВ Лианозово 2 СШ 110 кВ	25,9	25,8	26,1	26,3	26,5
ПС 110 кВ Лидино 1 СШ 110 кВ	3,2	3,2	3,2	3,2	3,3
ПС 110 кВ Лидино 2 СШ 110 кВ	9,2	9,2	9,2	9,3	9,4
ПС 110 кВ Ликино 1 СШ 110 кВ	10,4	10,4	10,5	10,6	10,7
ПС 110 кВ Ликино 2 СШ 110 кВ	17,4	17,4	17,5	17,7	17,9
ПС 110 кВ Лобаново 1 СШ 110 кВ	10,8	10,8	10,9	11	11,1
ПС 110 кВ Ловцы 1 СШ 110 кВ	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
ПС 110 кВ Ловцы 2 СШ 110 кВ	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7
ПС 110 кВ Лопасня 1 СШ 110 кВ	19,6	19,5	19,7	19,9	20,1
ПС 110 кВ Лопасня 2 СШ 110 кВ	31,2	31,1	31,4	31,7	31,9
ПС 110 кВ Лопатино 1 СШ 110 кВ	7,5	7,5	7,6	7,6	7,7
ПС 110 кВ Лопатино 2 СШ 110 кВ	5,2	5,2	5,3	5,3	5,3
ПС 110 кВ Лотошино 1 СШ 110 кВ	4,4	4,4	4,4	4,5	4,5
ПС 110 кВ Лотошино 2 СШ 110 кВ	8	8	8	8,1	8,2
ПС 110 кВ Луговая 1 СШ 110 кВ	38,3	38,2	38,5	38,9	39,2
ПС 110 кВ Луговая 2 СШ 110 кВ	45,1	45	45,4	45,8	46,2
ПС 110 кВ Лужники 1 СШ 110 кВ	5,1	5,1	5,1	5,2	5,2
ПС 110 кВ Лужники 2 СШ 110 кВ	17,5	17,5	17,6	17,8	17,9
ПС 110 кВ Луховицы тяговая 1 СШ 110 кВ	23,1	23	23,2	23,5	23,6
ПС 110 кВ Лыткарино 1 СШ 110 кВ	11,6	11,6	11,7	11,8	11,9
ПС 110 кВ Лыткарино 2 СШ 110 кВ	9,8	9,8	9,8	9,9	10
ПС 110 кВ Ляхово 1 СШ 110 кВ	7,1	7,1	7,2	7,3	7,3
ПС 110 кВ Ляхово 2 СШ 110 кВ	7,2	7,2	7,3	7,3	7,4
ПС 110 кВ Макарово 1 СШ 110 кВ	7,3	7,3	7,4	7,4	7,5
ПС 110 кВ Макарово 2 СШ 110 кВ	8,6	8,6	8,7	8,8	8,9
ПС 110 кВ Макеево 1 СШ 110 кВ	2,2	2,2	2,2	2,2	2,3
ПС 110 кВ Малаховка 1 СШ 110 кВ	11,8	11,8	11,9	12	12,1
ПС 110 кВ Малаховка 2 СШ 110 кВ	5,4	5,4	5,5	5,5	5,6
ПС 110 кВ Малино 1 СШ 110 кВ	11,6	11,6	11,7	11,8	11,9
ПС 110 кВ Малино 2 СШ 110 кВ	10,8	10,8	10,9	11	11,1
ПС 110 кВ Мамоново 1 СШ 110 кВ	20,7	20,6	20,8	20,9	21
ПС 110 кВ Мамоново 2 СШ 110 кВ	27,1	27	27,2	27,4	27,6
ПС 110 кВ Мамонтовская 1 СШ 110 кВ	16	16	16,1	16,3	16,4
ПС 110 кВ Мамонтовская 2 СШ 110 кВ	18,1	18,1	18,2	18,4	18,6
ПС 110 кВ Манихино 1 СШ 110 кВ	17	17	17,2	17,3	17,5
ПС 110 кВ Марс 1 СШ 110 кВ	3,4	3,4	3,5	3,5	3,5
ПС 110 кВ Марс 2 СШ 110 кВ	2,4	2,4	2,4	2,5	2,5
ПС 110 кВ Маслово 1 СШ 110 кВ	1,7	1,7	1,7	1,8	1,8
ПС 110 кВ Маслово 2 СШ 110 кВ	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
ПС 110 кВ Минеральная 1 СШ 110 кВ	53,4	54,5	54,9	55,5	55,9
ПС 110 кВ Минеральная 2 СШ 110 кВ	30,4	31,5	31,8	32,1	32,4
ПС 110 кВ Мисцево 1 СШ 110 кВ	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
ПС 110 кВ Митяево 1 СШ 110 кВ	4,5	4,5	4,5	4,5	4,6
ПС 110 кВ Митяево 2 СШ 110 кВ	3	3	3	3,1	3,1
ПС 110 кВ Мичурино 1 СШ 110 кВ	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6
ПС 110 кВ Мишеронь 1 СШ 110 кВ	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
ПС 110 кВ Мишеронь 2 СШ 110 кВ	1,7	1,6	1,7	1,7	1,7
ПС 110 кВ Мишуково 1 СШ 110 кВ	6,5	6,5	6,6	6,7	6,7
ПС 110 кВ Мишуково 2 СШ 110 кВ	9,3	9,3	9,3	9,4	9,5
ПС 110 кВ Можайск 1 СШ 110 кВ	24,7	24,6	24,8	25,1	25,3
ПС 110 кВ Можайск 2 СШ 110 кВ	4,4	4,4	4,4	4,4	4,5
ПС 110 кВ Молоково 1 СШ 110 кВ	10,8	10,8	10,9	11	11,1
ПС 110 кВ Молоково 2 СШ 110 кВ	10,8	10,8	10,9	11	11,1
ПС 110 кВ Монино 1 СШ 110 кВ	21,3	21,2	21,4	21,6	21,8
ПС 110 кВ Монино 2 СШ 110 кВ	17,2	17,1	17,3	17,5	17,6
ПС 110 кВ Мох 1 СШ 110 кВ	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
ПС 110 кВ Мох 2 СШ 110 кВ	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
ПС 110 кВ Мухино 1 СШ 110 кВ	7	7	7,1	7,2	7,2
ПС 110 кВ Мцыри 1 СШ 110 кВ	4,6	4,5	4,6	4,6	4,7
ПС 110 кВ Мцыри 2 СШ 110 кВ	7,6	7,5	7,6	7,7	7,7
ПС 110 кВ Наро-Осаново 1 СШ 110 кВ	3,3	3,3	3,3	3,3	3,4
ПС 110 кВ Наро-Осаново 2 СШ 110 кВ	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
ПС 110 кВ Наро-Фоминск 1 СШ 110 кВ	43,6	43,5	43,9	44,3	44,7
ПС 110 кВ Наро-Фоминск 2 СШ 110 кВ	19	18,9	19,1	19,3	19,4
ПС 110 кВ Нахабино 1 СШ 110 кВ	30,3	30,3	30,5	30,8	31
ПС 110 кВ Нахабино 2 СШ 110 кВ	19,8	19,8	19,9	20,1	20,3
ПС 110 кВ Нащекино 1 СШ 110 кВ	9,7	9,7	9,8	9,9	10
ПС 110 кВ Нащекино 2 СШ 110 кВ	6,6	6,6	6,6	6,7	6,8
ПС 110 кВ Неверово 1 СШ 110 кВ	10	9,9	10	10,1	10,2
ПС 110 кВ Неверово 2 СШ 110 кВ	12,5	12,5	12,6	12,7	12,8
ПС 110 кВ Непецино 1 СШ 110 кВ	5,3	5,3	5,4	5,4	5,5
ПС 110 кВ Непецино 2 СШ 110 кВ	3,8	3,8	3,8	3,9	3,9
ПС 110 кВ Никоново 1 СШ 110 кВ	6,8	6,8	6,8	6,9	7
ПС 110 кВ Новодомодедово 1 СШ 110 кВ	40,5	40,4	40,8	41,1	41,4
ПС 110 кВ Новодомодедово 2 СШ 110 кВ	10,1	10,1	10,2	10,3	10,3
ПС 110 кВ Новоцементная 1 СШ 110 кВ	18,8	18,8	18,9	19,1	19,3
ПС 110 кВ Новоцементная 2 СШ 110 кВ	14,5	14,5	14,6	14,7	14,9
ПС 110 кВ Новые Подлипки 1 СШ 110 кВ	16,8	16,8	17	17,1	17,3
ПС 110 кВ Новые Подлипки 2 СШ 110 кВ	33,1	33	33,3	33,6	33,9
ПС 110 кВ Овражки 1 СШ 110 кВ	5,6	5,5	5,6	5,6	5,7
ПС 110 кВ Овражки 2 СШ 110 кВ	6,6	6,6	6,7	6,8	6,8
ПС 110 кВ Одинцово 1 СШ 110 кВ	32,3	32,3	32,5	32,9	33,1
ПС 110 кВ Одинцово 2 СШ 110 кВ	33,7	33,6	33,9	34,3	34,5
ПС 110 кВ Ожерелье 1 СШ 110 кВ	15,7	19,9	20	20,1	20,1
ПС 110 кВ Ожогино 1 СШ 110 кВ	2,4	2,4	2,4	2,4	2,5
ПС 110 кВ Ожогино 2 СШ 110 кВ	2	2	2	2	2
ПС 110 кВ Озеры 1 СШ 110 кВ	6,5	6,4	6,5	6,6	6,6
ПС 110 кВ Озеры 2 СШ 110 кВ	5,9	5,8	5,9	6	6
ПС 110 кВ Октябрьская 1 СШ 110 кВ	17,8	17,8	18	18,1	18,3
ПС 110 кВ Октябрьская 2 СШ 110 кВ	11,1	11	11,1	11,3	11,3
ПС 110 кВ Орбита 1 СШ 110 кВ	6	6	6	6,1	6,1
ПС 110 кВ Орбита 2 СШ 110 кВ	9,9	9,8	9,9	10	10,1
ПС 110 кВ Орево 1 СШ 110 кВ	12,3	12,3	12,4	12,5	12,6
ПС 110 кВ Орево 2 СШ 110 кВ	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
ПС 110 кВ Орехово 1 СШ 110 кВ	9,8	9,8	9,8	9,9	10
ПС 110 кВ Орехово 2 СШ 110 кВ	10,9	10,8	10,9	11	11,1
ПС 110 кВ Осиновка 1 СШ 110 кВ	14,8	14,8	14,9	15	15,2
ПС 110 кВ Осиновка 2 СШ 110 кВ	12,6	12,6	12,7	12,8	12,9
ПС 110 кВ Отрадное 1 СШ 110 кВ	31,1	31	31,2	31,5	31,6
ПС 110 кВ Отрадное 2 СШ 110 кВ	26	26	26,2	26,4	26,5
ПС 110 кВ Павлово 1 СШ 6 кВ	12,7	12,7	12,8	12,9	13
ПС 110 кВ Павлово 2 СШ 6 кВ	9,3	9,3	9,4	9,5	9,5
ПС 110 кВ Павшино 1 СШ 110 кВ	21,5	21,5	21,7	21,9	22,1
ПС 110 кВ Павшино 2 СШ 110 кВ	27,2	27,2	27,4	27,7	27,9
ПС 110 кВ Панфиловская 1 СШ 110 кВ	2,1	2,1	2,1	2,1	2,2
ПС 110 кВ Панфиловская 2 СШ 110 кВ	18,7	18,6	18,8	19	19,1
ПС 110 кВ Перемилово 1 СШ 110 кВ	8,5	8,5	8,6	8,6	8,7
ПС 110 кВ Перемилово 2 СШ 110 кВ	8,1	8	8,1	8,2	8,3
ПС 110 кВ Пернатово 1 СШ 110 кВ	12,4	12,3	12,4	12,5	12,6
ПС 110 кВ Пернатово 2 СШ 110 кВ	12,1	12,1	12,2	12,3	12,3
ПС 110 кВ Пионерская 1 СШ 110 кВ	2,1	2,1	2,1	2,1	2,1
ПС 110 кВ Пионерская 2 СШ 110 кВ	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
ПС 110 кВ Планерная 1 СШ 110 кВ	20,8	20,8	20,9	21,1	21,2
ПС 110 кВ Планерная 2 СШ 110 кВ	27,4	27,3	27,5	27,8	27,9
ПС 110 кВ Повадино 1 СШ 110 кВ	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6
ПС 110 кВ Повадино 2 СШ 110 кВ	1,7	1,7	1,7	1,8	1,8
ПС 110 кВ Поварово 1 СШ 110 кВ	39,6	39,6	39,9	40,3	40,7
ПС 110 кВ Поварово 2 СШ 110 кВ	26,8	26,7	27	27,2	27,5
ПС 110 кВ Подлипки 1 СШ 110 кВ	4,8	4,8	4,8	4,9	4,9
ПС 110 кВ Подлипки 2 СШ 110 кВ	7,2	7,2	7,3	7,3	7,4
ПС 110 кВ Подольск 1 СШ 110 кВ	5	5,4	5,5	5,5	5,6
ПС 110 кВ Подольск 2 СШ 110 кВ	15,7	16,2	16,3	16,5	16,6
ПС 110 кВ Подрезково 1 СШ 110 кВ	12	12	12,1	12,2	12,3
ПС 110 кВ Подрезково 2 СШ 110 кВ	8,8	8,8	8,9	9	9,1
ПС 110 кВ Подсосино 1 СШ 110 кВ	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
ПС 110 кВ Подсосино 2 СШ 110 кВ	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
ПС 110 кВ Полевая 1 СШ 110 кВ	3,2	3,2	3,3	3,3	3,3
ПС 110 кВ Полиграф 1 СШ 110 кВ	11,1	11,1	11,2	11,3	11,4
ПС 110 кВ Полиграф 2 СШ 110 кВ	11,6	11,6	11,7	11,8	11,9
ПС 110 кВ Полянка 1 СШ 110 кВ	8,4	8,4	8,4	8,4	8,4
ПС 110 кВ Полянка 2 СШ 110 кВ	6,4	6,4	6,4	6,4	6,4
ПС 110 кВ Прогресс 1 СШ 110 кВ	10,1	11,2	11,3	11,4	11,5
ПС 110 кВ Прогресс 2 СШ 110 кВ	12	13,1	13,2	13,4	13,5
ПС 110 кВ Прокат 1 СШ 110 кВ	3,3	3,3	3,3	3,4	3,4
ПС 110 кВ Прокат 2 СШ 110 кВ	8,4	8,4	8,4	8,5	8,6
ПС 110 кВ Пролетарий 1 СШ 110 кВ	9	9	9	9,1	9,2
ПС 110 кВ Прудная 1 СШ 110 кВ	13,4	13,4	13,5	13,7	13,8
ПС 110 кВ Прудная 2 СШ 110 кВ	9,5	9,5	9,6	9,7	9,7
ПС 110 кВ Пурлово 1 СШ 110 кВ	6,1	6,1	6,1	6,2	6,2
ПС 110 кВ Пурлово 2 СШ 110 кВ	2,4	2,4	2,4	2,4	2,4
ПС 110 кВ Пушкино 1 СШ 110 кВ	31,2	31,1	31,4	31,7	32
ПС 110 кВ Пушкино 2 СШ 110 кВ	40,7	40,6	41	41,4	41,7
ПС 110 кВ Пущино 1 СШ 110 кВ	13,6	13,6	13,7	13,8	13,9
ПС 110 кВ Пущино 2 СШ 110 кВ	16,1	16,1	16,2	16,3	16,4
ПС 110 кВ Пятницкая 1 СШ 110 кВ	4,2	4,2	4,3	4,3	4,3
ПС 110 кВ Пятницкая 2 СШ 110 кВ	4,5	4,5	4,5	4,5	4,6
ПС 110 кВ Радовицы 1 СШ 110 кВ	5,6	5,6	5,7	5,7	5,8
ПС 110 кВ Райки 1 СШ 110 кВ	9,3	9,2	9,3	9,4	9,5
ПС 110 кВ Райки 2 СШ 110 кВ	9,1	9	9,1	9,2	9,3
ПС 110 кВ Раменская 1 СШ 110 кВ	18,5	18,5	18,7	18,9	19
ПС 110 кВ Раменская 2 СШ 110 кВ	12,9	12,8	12,9	13,1	13,2
ПС 110 кВ Раменье 1 СШ 110 кВ	1	1	1	1,1	1,1
ПС 110 кВ Раменье 2 СШ 110 кВ	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7
ПС 110 кВ Расторгуево 1 СШ 110 кВ	11,9	11,9	12	12,1	12,2
ПС 110 кВ Речная 1 СШ 110 кВ	16,3	16,3	16,4	16,6	16,7
ПС 110 кВ Речная 2 СШ 110 кВ	19,2	19,2	19,3	19,5	19,7
ПС 110 кВ Решетниково 1 СШ 110 кВ	5,3	5,3	5,3	5,4	5,4
ПС 110 кВ Решетниково 2 СШ 110 кВ	5,6	5,6	5,6	5,6	5,6
ПС 110 кВ Рогачево 1 СШ 110 кВ	6,5	6,4	6,5	6,6	6,6
ПС 110 кВ Рогачево 2 СШ 110 кВ	9,3	9,3	9,4	9,5	9,5
ПС 110 кВ Роса 1 СШ 110 кВ	15	15	15,1	15,2	15,4
ПС 110 кВ Роса 2 СШ 110 кВ	12,2	12,2	12,3	12,4	12,5
ПС 110 кВ Рошаль 1 СШ 110 кВ	7,1	7,1	7,1	7,2	7,2
ПС 110 кВ Рошаль 2 СШ 110 кВ	7,6	7,6	7,7	7,8	7,8
ПС 110 кВ Рощинская 1 СШ 110 кВ	3,6	3,6	3,6	3,6	3,7
ПС 110 кВ Рощинская 2 СШ 110 кВ	9,4	9,4	9,5	9,6	9,7
ПС 110 кВ Рубин 1 СШ 110 кВ	4	4	4	4,1	4,1
ПС 110 кВ Рубин 2 СШ 110 кВ	1,9	1,9	1,9	2	2
ПС 110 кВ Руза 1 СШ 110 кВ	7,5	7,5	7,6	7,7	7,7
ПС 110 кВ Руза 2 СШ 110 кВ	14,7	14,7	14,8	15	15,1
ПС 110 кВ Румянцево 1 СШ 110 кВ	29,3	29,3	29,5	29,7	29,8
ПС 110 кВ Рыболово 1 СШ 110 кВ	6,6	6,6	6,7	6,7	6,8
ПС 110 кВ Рыболово 2 СШ 110 кВ	5,3	5,3	5,4	5,4	5,5
ПС 110 кВ Садовая 1 СШ 110 кВ	8,9	8,9	9	9,1	9,1
ПС 110 кВ Садовая 2 СШ 110 кВ	20,9	20,8	21	21,2	21,4
ПС 110 кВ Санаторная 1 СШ 110 кВ	11,4	11,4	11,5	11,6	11,7
ПС 110 кВ Санаторная 2 СШ 110 кВ	8,4	8,4	8,5	8,6	8,6
ПС 110 кВ Сафоново 1 СШ 110 кВ	15,1	15,1	15,2	15,4	15,5
ПС 110 кВ Сафоново 2 СШ 110 кВ	15,1	15,1	15,2	15,4	15,5
ПС 110 кВ Северово 1 СШ 110 кВ	16,4	16,3	16,5	16,7	16,8
ПС 110 кВ Северово 2 СШ 110 кВ	19,4	19,3	19,5	19,7	19,9
ПС 110 кВ Селятино 1 СШ 110 кВ	20	20	20,1	20,3	20,5
ПС 110 кВ Селятино 2 СШ 110 кВ	12,9	12,9	13	13,1	13,2
ПС 110 кВ Сенеж 1 СШ 110 кВ	15,3	15,3	15,4	15,6	15,7
ПС 110 кВ Сенеж 2 СШ 110 кВ	11,7	11,7	11,8	11,9	12
ПС 110 кВ Серная 1 СШ 110 кВ	4,9	4,9	5	5	5
ПС 110 кВ Серная 2 СШ 110 кВ	4,3	4,3	4,3	4,4	4,4
ПС 110 кВ Серпухов 1 СШ 110 кВ	29,9	29,8	30,1	30,4	30,6
ПС 110 кВ Серпухов 2 СШ 110 кВ	18,3	18,3	18,4	18,6	18,8
ПС 110 кВ Сестра 1 СШ 110 кВ	11	11	11,1	11,2	11,3
ПС 110 кВ Сестра 2 СШ 110 кВ	10,2	10,2	10,3	10,4	10,5
ПС 110 кВ Сетовка 1 СШ 110 кВ	17,9	17,9	18	18,2	18,4
ПС 110 кВ Сидорово 1 СШ 110 кВ	14,9	14,9	15	15,2	15,3
ПС 110 кВ Сидорово 2 СШ 110 кВ	13,1	13,1	13,2	13,3	13,4
ПС 110 кВ Сирена 1 СШ 110 кВ	13,2	13,2	13,3	13,5	13,6
ПС 110 кВ Сирена 2 СШ 110 кВ	13,4	13,4	13,4	13,3	13,2
ПС 110 кВ Ситня 1 СШ 110 кВ	10,9	10,9	11	11,1	11,2
ПС 110 кВ Ситня 2 СШ 110 кВ	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
ПС 110 кВ Смена 1 СШ 110 кВ	15,7	15,7	15,8	16	16,1
ПС 110 кВ Смена 2 СШ 110 кВ	23,5	23,4	23,6	23,9	24,1
ПС 110 кВ Смолино 1 СШ 110 кВ	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
ПС 110 кВ Солнечногорск 1 СШ 110 кВ	26,7	26,7	26,9	27,2	27,4
ПС 110 кВ Солнечногорск 2 СШ 110 кВ	14,3	18,1	18,3	18,4	18,5
ПС 110 кВ Соловьево 1 СШ 110 кВ	4,6	4,6	4,6	4,7	4,7
ПС 110 кВ Соловьево 2 СШ 110 кВ	2,5	2,5	2,6	2,6	2,6
ПС 110 кВ Сорокино 1 СШ 110 кВ	8,5	8,5	8,6	8,6	8,7
ПС 110 кВ Сорокино 2 СШ 110 кВ	4,8	4,8	4,8	4,9	4,9
ПС 110 кВ Сосны 1 СШ 110 кВ	10,6	10,6	10,7	10,8	10,9
ПС 110 кВ Сосны 2 СШ 110 кВ	19,5	19,4	19,6	19,8	19,9
ПС 110 кВ Софрино 1 СШ 110 кВ	18,5	18,5	18,6	18,8	19
ПС 110 кВ Спортивная 1 СШ 110 кВ	7,1	7,1	7,1	7,2	7,3
ПС 110 кВ Спортивная 2 СШ 110 кВ	5,2	5,2	5,2	5,2	5,3
ПС 110 кВ Старт 1 СШ 110 кВ	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
ПС 110 кВ Старт 2 СШ 110 кВ	3,7	3,7	3,8	3,8	3,8
ПС 110 кВ Степная 1 СШ 110 кВ	1,4	1,4	1,4	1,5	1,5
ПС 110 кВ Столбовая 1 СШ 110 кВ	16,7	16,7	16,8	17	17,1
ПС 110 кВ Стрелецкая 1 СШ 110 кВ	10,9	10,9	11	11,1	11,2
ПС 110 кВ Стрелецкая 2 СШ 110 кВ	19	19	19,2	19,4	19,5
ПС 110 кВ Суворово 1 СШ 110 кВ	7,6	7,6	7,6	7,7	7,8
ПС 110 кВ Сухарево 1 СШ 110 кВ	11,2	11,1	11,2	11,3	11,4
ПС 110 кВ Сухарево 2 СШ 110 кВ	3,3	3,3	3,3	3,4	3,4
ПС 110 кВ Сушкинская 1 СШ 110 кВ	7,3	7,3	7,4	7,5	7,5
ПС 110 кВ Сушкинская 2 СШ 110 кВ	5,5	5,5	5,5	5,6	5,6
ПС 110 кВ Сычи 1 СШ 110 кВ	1,7	1,7	1,7	1,7	1,8
ПС 110 кВ Сычи 2 СШ 110 кВ	3,9	3,9	3,9	4	4
ПС 110 кВ Талдом I 1 СШ 110 кВ	2,6	2,6	2,6	2,6	2,7
ПС 110 кВ Талдом II 1 СШ 110 кВ	3,8	3,8	3,8	3,9	3,9
ПС 110 кВ Талеж 1 СШ 110 кВ	5,8	5,8	5,9	5,9	6
ПС 110 кВ Талеж 2 СШ 110 кВ	14,5	14,5	14,6	14,7	14,9
ПС 110 кВ Тепловозная 1 СШ 110 кВ	3,3	3,3	3,4	3,4	3,4
ПС 110 кВ Тепловозная 2 СШ 110 кВ	9,6	9,6	9,6	9,7	9,8
ПС 110 кВ Тимохово 1 СШ 110 кВ	3,9	3,9	3,9	3,9	4
ПС 110 кВ Тимохово 2 СШ 110 кВ	4,7	4,7	4,7	4,7	4,8
ПС 110 кВ Тишково 1 СШ 110 кВ	1,9	1,9	1,9	2	2
ПС 110 кВ Тишково 2 СШ 110 кВ	1,2	1,1	1,2	1,2	1,2
ПС 110 кВ Ткач 1 СШ 110 кВ	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1
ПС 110 кВ Томилино 1 СШ 110 кВ	11,3	11,3	11,4	11,5	11,6
ПС 110 кВ Топканово 1 СШ 110 кВ	4,9	4,9	5	5	5,1
ПС 110 кВ Топканово 2 СШ 110 кВ	3,3	3,3	3,3	3,4	3,4
ПС 110 кВ Тополь 1 СШ 110 кВ	28,6	28,6	28,8	29,1	29,3
ПС 110 кВ Тополь 2 СШ 110 кВ	27,5	27,4	27,6	27,9	28
ПС 110 кВ Транспортная 1 СШ 110 кВ	3,2	3,2	3,2	3,3	3,3
ПС 110 кВ Транспортная 2 СШ 110 кВ	5,6	5,6	5,6	5,7	5,7
ПС 110 кВ Трудовая 1 СШ 110 кВ	12,7	12,7	12,8	13	13,1
ПС 110 кВ Туменская 1 СШ 110 кВ	3,2	3,2	3,2	3,3	3,3
ПС 110 кВ Туменская 2 СШ 110 кВ	3,7	3,7	3,8	3,8	3,8
ПС 110 кВ Тураево 1 СШ 110 кВ	6,4	6,4	6,5	6,5	6,6
ПС 110 кВ Тучково 1 СШ 110 кВ	16,4	16,4	16,6	16,7	16,9
ПС 110 кВ Узуново 1 СШ 110 кВ	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8
ПС 110 кВ Усово 1 СШ 110 кВ	18	17,9	18,1	18,3	18,4
ПС 110 кВ Усово 2 СШ 110 кВ	23	22,9	23,1	23,4	23,6
ПС 110 кВ Успенская 1 СШ 110 кВ	9,7	9,7	9,7	9,8	9,9
ПС 110 кВ Ухтомская 1 СШ 110 кВ	10,7	10,6	10,7	10,8	10,9
ПС 110 кВ Ухтомская 2 СШ 110 кВ	13,6	13,5	13,7	13,8	13,9
ПС 110 кВ Фабричная 1 СШ 110 кВ	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6
ПС 110 кВ Фаустово 1 СШ 110 кВ	5,9	5,9	6	6	6,1
ПС 110 кВ Фаустово 2 СШ 110 кВ	5	5	5	5	5,1
ПС 110 кВ Флагман 1 СШ 110 кВ	3,6	3,5	3,6	3,6	3,6
ПС 110 кВ Фосфоритная 1 СШ 110 кВ	2,7	2,7	2,8	2,8	2,8
ПС 110 кВ Фрязино 1 СШ 110 кВ	31,9	31,8	32,1	32,4	32,7
ПС 110 кВ Фрязино 2 СШ 110 кВ	33	33	33,2	33,6	33,8
ПС 110 кВ Хващевская 1 СШ 110 кВ	2,1	2,1	2,2	2,2	2,2
ПС 110 кВ Хващевская 2 СШ 110 кВ	4,5	4,4	4,5	4,5	4,6
ПС 110 кВ Химки 1 СШ 110 кВ	15	15	15	15,2	15,2
ПС 110 кВ Химки 2 СШ 110 кВ	8,9	8,9	8,9	8,9	9
ПС 110 кВ Хомутово 1 СШ 110 кВ	2	2	2	2	2
ПС 110 кВ Хомутово 2 СШ 110 кВ	14,3	14,3	14,4	14,5	14,6
ПС 110 кВ Хотьково 1 СШ 110 кВ	13	13	13,1	13,2	13,3
ПС 110 кВ Хотьково 2 СШ 110 кВ	15,4	15,4	15,5	15,7	15,8
ПС 110 кВ ЦРП 1 СШ 110 кВ	2,3	2,3	2,3	2,3	2,3
ПС 110 кВ ЦРП 2 СШ 110 кВ	2,1	2,1	2,1	2,1	2,2
ПС 110 кВ Чанки 1 СШ 110 кВ	7	7	7,1	7,1	7,2
ПС 110 кВ Чанки 2 СШ 110 кВ	2,7	2,7	2,7	2,7	2,7
ПС 110 кВ Черноголовка 1 СШ 110 кВ	8,7	8,7	8,7	8,8	8,9
ПС 110 кВ Черноголовка 2 СШ 110 кВ	10,5	10,5	10,6	10,7	10,8
ПС 110 кВ Черусти тяговая 1 СШ 110 кВ	3,4	3,4	3,4	3,5	3,5
ПС 110 кВ Чеховская 1 СШ 110 кВ	2,9	2,9	2,9	2,9	3
ПС 110 кВ Чирково 1 СШ 110 кВ	4,2	4,2	4,3	4,3	4,3
ПС 110 кВ Чирково 2 СШ 110 кВ	10,5	10,4	10,5	10,6	10,7
ПС 110 кВ Чисмена 1 СШ 110 кВ	19	19	19,1	19,3	19,5
ПС 110 кВ Шарово 1 СШ 110 кВ	8,5	8,5	8,6	8,7	8,8
ПС 110 кВ Шаховская 1 СШ 110 кВ	4,4	4,4	4,4	4,5	4,5
ПС 110 кВ Шаховская 2 СШ 110 кВ	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2
ПС 110 кВ Шевардино 1 СШ 110 кВ	3,9	3,9	3,9	3,9	4
ПС 110 кВ Шевардино 2 СШ 110 кВ	5,5	5,5	5,5	5,6	5,6
ПС 110 кВ Шелковка 1 СШ 110 кВ	9,9	9,9	10	10,1	10,2
ПС 110 кВ Шелковка 2 СШ 110 кВ	11,1	11,1	11,2	11,3	11,4
ПС 110 кВ Шепчинки 1 СШ 110 кВ	11,9	11,8	11,9	12,1	12,2
ПС 110 кВ Шепчинки 2 СШ 110 кВ	8,9	8,8	8,9	9	9,1
ПС 110 кВ Шереметьево 1 СШ 110 кВ	28,5	28,4	28,7	28,9	29,2
ПС 110 кВ Шереметьево 2 СШ 110 кВ	27,9	27,8	28,1	28,3	28,5
ПС 110 кВ Шерна 1 СШ 6 кВ	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
ПС 110 кВ Шиферная 1 СШ 110 кВ	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
ПС 110 кВ Шиферная 2 СШ 110 кВ	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
ПС 110 кВ Шульгино 1 СШ 110 кВ	10,8	10,8	10,8	11	11
ПС 110 кВ Шульгино 2 СШ 110 кВ	8,6	8,5	8,6	8,7	8,8
ПС 110 кВ Щелково 1 СШ 110 кВ	10,5	10,5	10,6	10,7	10,7
ПС 110 кВ Щелково 2 СШ 110 кВ	5,2	5,2	5,2	5,3	5,3
ПС 110 кВ Щурово 1 СШ 110 кВ	6,9	6,9	7	7	7,1
ПС 110 кВ Щурово 2 СШ 110 кВ	8	8	8,1	8,1	8,2
ПС 110 кВ Экран 1 СШ 110 кВ	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
ПС 110 кВ Экран 2 СШ 110 кВ	4,8	4,8	4,8	4,9	4,9
ПС 110 кВ Экситон 1 СШ 110 кВ	11,9	11,9	12	12,1	12,2
ПС 110 кВ Экситон 2 СШ 110 кВ	14,1	14,1	14,2	14,3	14,5
ПС 110 кВ Электросталь 1 СШ 110 кВ	17	17	17,1	17,3	17,4
ПС 110 кВ Электросталь 2 СШ 110 кВ	14,6	14,6	14,7	14,8	15
ПС 110 кВ Электроугли 1 СШ 110 кВ	9,7	9,7	9,8	9,9	10
ПС 110 кВ Эра 1 СШ 110 кВ	23,8	23,7	23,9	24,2	24,4
ПС 110 кВ Эра 2 СШ 110 кВ	21,1	21,1	21,3	21,5	21,7
ПС 110 кВ Юбилейная 1 СШ 110 кВ	44,2	44,1	44,4	44,7	44,8
ПС 110 кВ Юдино 1 СШ 110 кВ	11,3	11,3	11,4	11,5	11,6
ПС 110 кВ Юдино 1 СШ 10 кВ	3,3	3,3	3,4	3,4	3,4
ПС 110 кВ Юркино II 1 СШ 110 кВ	10,6	10,6	10,7	10,8	10,9
ПС 110 кВ Юркино II 2 СШ 110 кВ	5	5	5	5,1	5,1
ПС 110 кВ Юрьево 1 СШ 110 кВ	8,1	8	8,1	8,2	8,3
ПС 110 кВ Юрьево 2 СШ 110 кВ	11,2	11,2	11,2	11,4	11,5
ПС 110 кВ Яганово 1 СШ 110 кВ	11,5	11,5	11,6	11,7	11,8
ПС 110 кВ Ядрошино 1 СШ 110 кВ	6,5	6,5	6,6	6,6	6,7
ПС 110 кВ Ядрошино 2 СШ 110 кВ	12,9	12,9	12,9	13	13
ПС 110 кВ Якимовская 1 СШ 110 кВ	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
ПС 110 кВ Яковлево 1 СШ 110 кВ	7,9	7,9	8	8,1	8,1
ПС 110 кВ Яковлево 2 СШ 110 кВ	8,7	8,7	8,7	8,8	8,8
ПС 110 кВ Ям 1 СШ 110 кВ	9	9	9	9,1	9,2
ПС 110 кВ Ям 2 СШ 110 кВ	12,9	12,8	12,9	13,1	13,2
ПС 110 кВ Ямуга 1 СШ 110 кВ	13,6	13,6	13,7	13,8	13,9
ПС 110 кВ Ямуга 2 СШ 110 кВ	14,2	14,1	14,2	14,4	14,5
ПС 110 кВ Ярославская 1 СШ 110 кВ	4,6	4,6	4,6	4,6	4,7
ПС 110 кВ Ярославская 2 СШ 110 кВ	4,4	4,4	4,4	4,5	4,5
ПС 110 кВ Ясная 1 СШ 110 кВ	18,9	18,9	19,1	19,3	19,4
ПС 110 кВ Яхрома 1 СШ 110 кВ	15,4	15,4	15,5	15,7	15,8
ПС 110 кВ Яхрома 2 СШ 110 кВ	14,7	14,7	14,8	15	15,1
ПС 220 кВ Бугры 1 СШ 220 кВ	7,6	7,6	7,7	7,7	7,8
ПС 220 кВ Бугры 1 СШ 6 кВ	6	6	6	6,1	6,1
ПС 220 кВ Бугры 1 СШ 10 кВ	3,9	3,9	3,9	3,9	3,9
ПС 220 кВ Бугры 2 СШ 10 кВ	7,4	7,4	7,4	7,5	7,5
ПС 220 кВ Бугры 2 СШ 220 кВ	9,3	9,3	9,3	9,4	9,4
ПС 220 кВ Восточная 1 СШ 10 кВ	38,1	38	38,3	38,7	39
ПС 220 кВ Восточная 2 СШ 10 кВ	46,4	46,3	46,7	47,2	47,6
ПС 220 кВ Встреча 1 СШ 110 кВ	4,5	4,5	4,5	4,6	4,6
ПС 220 кВ Встреча 2 СШ 110 кВ	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6
ПС 220 кВ Встреча 1 СШ 10 кВ	44,5	45,3	45,6	45,9	46
ПС 220 кВ Встреча 2 СШ 10 кВ	42,2	43	43,3	43,6	43,7
ПС 220 кВ Голутвин 1 СШ 10 кВ	4,8	4,8	4,8	4,9	4,9
ПС 220 кВ Голутвин 2 СШ 10 кВ	10,4	10,4	10,5	10,6	10,6
ПС 220 кВ Голутвин 3 СШ 10 кВ	25,9	25,8	26	26,3	26,5
ПС 220 кВ Горенки 1 СШ 10 кВ	20	20	20,2	20,4	20,6
ПС 220 кВ Горенки 2 СШ 10 кВ	7	7	7	7,1	7,2
ПС 220 кВ Горенки 3 СШ 10 кВ	1,9	1,9	1,9	2	2
ПС 220 кВ Горенки 1 СШ 110 кВ	26,5	26,5	26,6	26,8	27
ПС 220 кВ Горенки 2 СШ 110 кВ	26,1	26,1	26,2	26,4	26,6
ПС 220 кВ Гулево 1 СШ 110 кВ	19,4	19,9	20	20,2	20,4
ПС 220 кВ Гулево 2 СШ 110 кВ	15,7	16,2	16,3	16,5	16,6
ПС 220 кВ Гулево 1 СШ 10 кВ	14,6	14,6	14,7	14,9	15
ПС 220 кВ Гулево 2 СШ 10 кВ	19,4	19,4	19,5	19,7	19,9
ПС 220 кВ Дмитров 1 СШ 10 кВ	4,9	4,9	5	5	5,1
ПС 220 кВ Дмитров 2 СШ 10 кВ	6,7	6,7	6,8	6,8	6,9
ПС 220 кВ Дровнино 1 СШ 10 кВ	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
ПС 220 кВ Дровнино 2 СШ 10 кВ	2,5	2,5	2,5	2,5	2,6
ПС 220 кВ Заводская 1 СШ 220 кВ	2,8	2,8	2,8	2,8	2,8
ПС 220 кВ Заря 1 СШ 220 кВ	29,2	29,1	29,4	29,7	29,9
ПС 220 кВ Заря 2 СШ 220 кВ	29,3	29,3	29,5	29,8	30,1
ПС 220 кВ Ильинская 1 СШ 220 кВ	30,3	32,7	32,8	32,9	32,8
ПС 220 кВ Ильинская 2 СШ 220 кВ	34	36,4	36,6	36,7	36,6
ПС 220 кВ Кедрово 1 СШ 220 кВ	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
ПС 220 кВ Кедрово 2 СШ 220 кВ	6,9	6,8	6,9	7	7
ПС 220 кВ Кедрово 1 СШ 6 кВ	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
ПС 220 кВ Котово 1 СШ 220 кВ	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6
ПС 220 кВ Котово 2 СШ 220 кВ	1,1	1,1	1,2	1,2	1,2
ПС 220 кВ Красногорская 1 СШ 10 кВ	34,1	34,1	34,4	34,7	35
ПС 220 кВ Красногорская 2 СШ 10 кВ	36,2	36,1	36,4	36,8	37,1
ПС 220 кВ Крона 1 СШ 220 кВ	23,7	23,6	23,8	24,1	24,3
ПС 220 кВ Крона 2 СШ 220 кВ	8	7,9	8	8,1	8,2
ПС 220 кВ Кроношпан 1 СШ 220 кВ	3,8	3,8	3,8	3,8	3,9
ПС 220 кВ Кроношпан 2 СШ 220 кВ	3,8	3,8	3,8	3,8	3,9
ПС 220 кВ Куркино 1 СШ 220 кВ	21,1	21,1	21,2	21,4	21,5
ПС 220 кВ Куркино 2 СШ 220 кВ	29,3	29,3	29,5	29,8	30
ПС 220 кВ Латышская 1 СШ 220 кВ	6,8	6,8	6,9	6,9	7
ПС 220 кВ Луч 1 СШ 10 кВ	7,7	7,6	7,7	7,8	7,9
ПС 220 кВ Луч 2 СШ 10 кВ	8,1	8,1	8,1	8,2	8,3
ПС 220 кВ Луч 1 СШ 110 кВ	76,9	80	89,1	86,8	84
ПС 220 кВ Луч 2 СШ 110 кВ	4,8	4,8	4,9	4,9	5
ПС 220 кВ Мячково 1 СШ 110 кВ	8,6	8,6	8,6	8,7	8,8
ПС 220 кВ Мячково 1 СШ 220 кВ	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
ПС 220 кВ Мячково 1 СШ 10 кВ	1,3	1,3	1,3	1,4	1,4
ПС 220 кВ Мячково 2 СШ 10 кВ	2,9	2,9	2,9	3	3
ПС 220 кВ Нежино 1 СШ 10 кВ	2,9	2,9	2,9	3	3
ПС 220 кВ Нежино 2 СШ 10 кВ	2	2	2	2	2,1
ПС 220 кВ Новософрино 1 СШ 10 кВ	4,9	4,9	4,9	5	5
ПС 220 кВ Новософрино 2 СШ 10 кВ	7,9	7,9	8	8,1	8,1
ПС 220 кВ Образцово 1 СШ 220 кВ	2,9	2,9	2,9	3	3
ПС 220 кВ Образцово 2 СШ 220 кВ	2,8	2,8	2,8	2,8	2,9
ПС 220 кВ Ока 1 СШ 10 кВ	14,8	14,7	14,9	15	15,1
ПС 220 кВ Ока 1 СШ 6 кВ	14,5	14,4	14,6	14,7	14,8
ПС 220 кВ Омега 1 СШ 10 кВ	17	17	17,1	17,3	17,4
ПС 220 кВ Омега 2 СШ 10 кВ	10,5	10,5	10,5	10,6	10,7
ПС 220 кВ Осетр 1 СШ 10 кВ	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
ПС 220 кВ Осетр 2 СШ 10 кВ	5	5	5	5,1	5,1
ПС 220 кВ Пески 1 СШ 10 кВ	3,7	3,7	3,7	3,8	3,8
ПС 220 кВ Пески 2 СШ 10 кВ	3,6	3,6	3,6	3,7	3,7
ПС 220 кВ Подушкино 1 СШ 220 кВ	43	43,3	43,5	43,8	43,8
ПС 220 кВ Подушкино 2 СШ 220 кВ	35,4	35,8	35,9	36,1	36,1
ПС 220 кВ Радищево 1 СШ 220 кВ	2,2	2,2	2,2	2,3	2,3
ПС 220 кВ Радищево 2 СШ 220 кВ	1,1	1,1	1,1	1,1	1,2
ПС 220 кВ Радищево 1 СШ 10 кВ	6,9	6,9	7	7	7,1
ПС 220 кВ Радищево 2 СШ 10 кВ	15	15	15,1	15,3	15,4
ПС 220 кВ Радуга 1 СШ 220 кВ	10,5	10,5	10,6	10,6	10,7
ПС 220 кВ Радуга 2 СШ 220 кВ	15,2	15,2	15,3	15,4	15,4
ПС 220 кВ Сельская 1 СШ 220 кВ	80	84,2	87	85,8	84,3
ПС 220 кВ Сельская 2 СШ 220 кВ	77,7	80,8	83,6	82,3	80,8
ПС 220 кВ Сигма 1 СШ 10 кВ	21,7	21,7	21,7	21,7	21,5
ПС 220 кВ Сигма 2 СШ 10 кВ	24,2	24,1	24,1	24,1	24
ПС 220 кВ Сигма 1 СШ 110 кВ	13,2	13,1	13,3	13,4	13,5
ПС 220 кВ Сигма 2 СШ 110 кВ	14,1	14,1	14,2	14,4	14,5
ПС 220 кВ Слобода 1 СШ 220 кВ	29,5	29,4	29,7	30	30,2
ПС 220 кВ Слобода 2 СШ 220 кВ	26,8	26,8	27	27,3	27,5
ПС 220 кВ Слобода 1 СШ 10 кВ	6,9	6,9	7	7	7,1
ПС 220 кВ Слобода 2 СШ 10 кВ	7,7	7,7	7,7	7,8	7,8
ПС 220 кВ Старбеево 1 СШ 10 кВ	22,5	22,5	22,7	22,9	23
ПС 220 кВ Старбеево 2 СШ 10 кВ	13,8	13,8	13,9	14	14,1
ПС 220 кВ Старбеево 1 СШ 110 кВ	28,7	28,7	28,7	28,7	28,6
ПС 220 кВ Старбеево 2 СШ 110 кВ	29,9	29,9	29,9	29,9	29,8
ПС 220 кВ Стачка 1 СШ 10 кВ	2,8	2,8	2,8	2,9	2,9
ПС 220 кВ Стачка 2 СШ 10 кВ	6,9	6,8	6,9	7	7
ПС 220 кВ Стекольная 1 СШ 220 кВ	1,2	1,2	1,3	1,3	1,3
ПС 220 кВ Стекольная 2 СШ 220 кВ	1,8	1,8	1,8	1,8	1,9
ПС 220 кВ Ступино 1 СШ 220 кВ	18,2	18,2	18,2	18,2	18
ПС 220 кВ Ступино 2 СШ 220 кВ	18,6	18,5	18,6	18,5	18,4
ПС 220 кВ Темпы 1 СШ 6 кВ	5,4	5,4	5,5	5,5	5,6
ПС 220 кВ Темпы 2 СШ 6 кВ	3,8	3,8	3,8	3,9	3,9
ПС 220 кВ Темпы 1 СШ 220 кВ	26,1	26,1	26,1	26	25,8
ПС 220 кВ Темпы 2 СШ 220 кВ	26,1	26,1	26,1	26	25,8
ПС 220 кВ Тепличная 1 СШ 220 кВ	5	5	5	5	5
ПС 220 кВ Тепличная 2 СШ 220 кВ	5	5	5	5	5
ПС 220 кВ Уча 1 СШ 110 кВ	9,6	9,6	9,7	9,8	9,9
ПС 220 кВ Уча 2 СШ 110 кВ	5,6	5,6	5,7	5,7	5,8
ПС 220 кВ Федино 1 СШ 10 кВ	14,8	14,7	14,9	15	15,1
ПС 220 кВ Федино 2 СШ 10 кВ	6,5	6,5	6,6	6,6	6,7
ПС 220 кВ Хвойная 1 СШ 110 кВ	19,3	19,3	19,4	19,6	19,8
ПС 220 кВ Хвойная 2 СШ 110 кВ	13,2	13,2	13,3	13,4	13,5
ПС 220 кВ Хвойная 1 СШ 10 кВ	4,1	4,1	4,2	4,2	4,2
ПС 220 кВ Хвойная 2 СШ 10 кВ	6,7	6,7	6,8	6,8	6,9
ПС 220 кВ Хлебниково 1 СШ 110 кВ	19	19	19,2	19,4	19,5
ПС 220 кВ Хлебниково 2 СШ 110 кВ	16,5	16,5	16,6	16,8	16,9
ПС 220 кВ ЦАГИ 1 СШ 110 кВ	27,4	27,3	27,6	27,8	28,1
ПС 220 кВ ЦАГИ 1 СШ 10 кВ	21,2	21,2	21,4	21,6	21,8
ПС 220 кВ ЦАГИ 2 СШ 10 кВ	21,1	21,1	21,3	21,5	21,6
ПС 220 кВ ЦАГИ 3 СШ 10 кВ	26,1	26,1	26,3	26,5	26,8
ПС 220 кВ Шибаново 1 СШ 110 кВ	6,2	6,2	6,3	6,4	6,4
ПС 220 кВ Шибаново 1 СШ 10 кВ	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
ПС 220 кВ Шибаново 2 СШ 10 кВ	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
ПС 220 кВ Шибаново 1 СШ 220 кВ	53,5	53,5	53,5	53,4	53
ПС 220 кВ Шмелево 1 СШ 220 кВ	1,4	1,4	1,4	1,4	1,5
ПС 220 кВ Шмелево 2 СШ 220 кВ	4,3	4,3	4,4	4,4	4,4
ПС 220 кВ Шуколово 1 СШ 220 кВ	5,7	5,7	5,7	5,8	5,8
ПС 220 кВ Шуколово 2 СШ 220 кВ	2,2	2,2	2,2	2,3	2,3
ПС 500 кВ Дорохово 1 СШ 10 кВ	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
ПС 500 кВ Дорохово 2 СШ 10 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 500 кВ Западная 1 СШ 20 кВ	8,2	8,2	8,3	8,4	8,4
ПС 500 кВ Западная 2 СШ 20 кВ	11,2	11,1	11,2	11,3	11,4
ПС 500 кВ Западная 3 СШ 20 кВ	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
ПС 500 кВ Западная 4 СШ 20 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 500 кВ Западная 1 СШ 220 кВ	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
ПС 500 кВ Западная 2 СШ 220 кВ	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
ПС 500 кВ Западная 3 СШ 220 кВ	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
ПС 500 кВ Западная 4 СШ 220 кВ	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
ПС 500 кВ Ногинск 1 СШ 10 кВ	3,8	3,8	3,8	3,9	3,9
ПС 500 кВ Ногинск 2 СШ 10 кВ	10	10	10,1	10,2	10,2
ПС 500 кВ Ногинск 3 СШ 10 кВ	4,6	4,6	4,6	4,6	4,6
ПС 500 кВ Пахра 1 СШ 10 кВ	3,8	3,8	3,8	3,8	3,9
ПС 500 кВ Пахра 2 СШ 10 кВ	9,5	9,5	9,6	9,7	9,8
ПС 500 кВ Пахра 1 СШ 220 кВ	25,2	26,8	26,8	26,7	26,5
ПС 500 кВ Трубино 1 СШ 110 кВ	11,2	11,2	11,3	11,4	11,5
ПС 500 кВ Трубино 2 СШ 110 кВ	8,1	8,1	8,2	8,3	8,3
ПС 500 кВ Трубино 1 СШ 220 кВ	64,9	65,4	65,4	65,3	64,8
ПС 500 кВ Трубино 2 СШ 220 кВ	64,9	65,4	65,4	65,3	64,8
ПС 500 кВ Ярцево 1 СШ 10 кВ	3,5	3,5	3,5	3,6	3,6
ПС 500 кВ Ярцево 2 СШ 10 кВ	4,5	4,5	4,5	4,5	4,6
ПС 750 кВ Белый Раст 1 СШ 110 кВ	9,8	9,8	9,8	9,8	9,7
ПС 750 кВ Белый Раст 2 СШ 110 кВ	25	25	25,1	25,3	25,3
ПС 750 кВ Грибово 1 СШ 10 кВ	2	2	2	2	2
ПС 750 кВ Грибово 2 СШ 10 кВ	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
ПС 750 кВ Грибово 3 СШ 10 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 750 кВ Грибово 4 СШ 10 кВ	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
ПС 110 кВ Свистягино 1 СШ 110 кВ	2,8	2,8	2,8	2,8	2,8
ПС 110 кВ Тетерино 1 СШ 110 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 110 кВ Тетерино 2 СШ 110 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 110 кВ Тютчево 1 СШ 110 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 110 кВ Тютчево 2 СШ 110 кВ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ПС 110 кВ Хметьево 1 СШ 110 кВ	2,8	2,8	2,8	2,8	2,8

Приложение 6
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Перечень
реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Московской области

Таблица 1

Мероприятия схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2022 - 2026 годов. Базовый вариант

N п/п	Электрические сети	Г.о.	Тип: Р - Реконструкция Н - новое. строительство	Напряжение, кВ	Наименование мероприятия	Год ввода в эксплуатацию (рекомендуемый)	Год ввода в соответствии с проектом СиПР ЕЭС, ИПР ТСО	Существующие технические характеристики объектов	Технические характеристики объектов проекта	Итоговая стоимость в базовых ценах (на 01.01.2018), млн руб. (без НДС)	Итоговая стоимость в ценах 1 кв. 2021 года, млн руб. (с НДС)	Итоговая стоимость в прогнозных ценах соответствующих лет, млн руб. (с НДС)	План финансирования в прогнозных ценах соответствующих лет, млн руб. (с НДС)					Организация, ответственная за реализацию объекта	Основание для выполнения мероприятия
													1-й год периода (2022 год)	2-й год периода (2023 год)	3-й год периода (2024 год)	4-й год периода (2025 год)	5-й год периода (2026 год)
1	Восточные	Балашиха	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 22 Кучино с заменой тр-ров на 2 x 63 МВА	2026	2026	2 x 20 МВА	2 x 63 МВА			764,06	0,00	0,00	0,00	54,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
2	Восточные	Балашиха	Р	110	Замена ТТ МВ КВЛ 35 кВ Кучино - Салтыковская 1 и II цепь на ПС 110 кВ Кучино	2026		-	замена ТТ									ПАО "Россети Московский регион"
3	Восточные	Балашиха	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 419 Минеральная с установкой трансформатора Т-4 40 МВА 110/20 кВ	2022	2022	-	40 МВА			129,77	43,30	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Главстрой-СПб специализированный застройщик)
4	Восточные	Балашиха	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 419 Минеральная. Модернизация ОРУ110 кВ. Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ - 2 шт.	2026	2026	-	замена ОДиКЗ			35,04	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
5	Восточные	Балашиха	Р	110	Реконструкция ПС 110 кВ Минеральная с заменой Т-3 25 МВА на 63 МВА с установкой дополнительной ячейки 110 кВ	2026	-	25 МВА	63 МВА	108,00	156,67	197,24				96,59	100,65	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Главстрой-СПб специализированный застройщик")
6	Восточные	Балашиха	Р	110	КВЛ 110 кВ Каскадная - Минеральная. Реконструкция с увеличением пропускной способности до величины (ДДТН/АДТН) не менее 577/692 А при ТНВ -5 °C и не менее 543/543 А при ТНВ +25 °C	2022	2023	11,99 км	11,99 км			2913,24	1534,41	767,93	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Специализированный застройщик "Юг Столицы")
7	Восточные	Балашиха	Р	110	Замена ошиновки и ВЧ-заградителя на ПС 110 кВ Минеральная для обеспечения пропускной способности КВЛ 110 кВ Каскадная - Минеральная до величины (ДДТН/АДТН) не менее 577/692 А при ТНВ -5 °C и не менее 543/543 А при ТНВ +25 °C	2022		-	замена ошиновки и ВЧЗ									ПАО "Россети Московский регион"
8	Восточные	Балашиха	Р	110	КВЛ 110 кВ Каскадная - Прогресс. Реконструкция с увеличением пропускной способности до величины (ДДТН/АДТН) не менее 659/720 А при ТНВ -5 °C и не менее 549/555 А при ТНВ +25 °C	2022		6,704 км	6,704 км									ПАО "Россети Московский регион"
9	Восточные	Балашиха	Р	110	Замена ошиновки, выключателя, трансформатора тока и ВЧ-заградителя на ПС 110 кВ Прогресс для обеспечения пропускной способности КВЛ 110 кВ Каскадная - Прогресс до величины (ДДТН/АДТН) не менее 659/720 А при ТНВ -5 °C и не менее 549/555 А при ТНВ +25 °C	2022		-	замена ошиновки, ТТ и ВЧЗ									ПАО "Россети Московский регион"
10	Восточные	Балашиха	Р	110	ПС 110/10 кВ N 696 Прогресс с установкой Т-3 1 x 40 МВА 110/20 кВ	2022	2022	-	40 МВА			137,42	66,32	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Главстрой-СПб специализированный застройщик)
11	Восточные	Балашиха	Р	110	ПС 110/10 кВ N 696 Прогресс заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	2026	2026	2 x 25 МВА	2 x 40 МВА			600,55	0,00	0,00	0,00	63,07		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Главстрой-СПб специализированный застройщик")
12	Восточные	Балашиха	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 194 Кислородная. Модернизация ОРУ 110 кВ. Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ - 4 шт.	2026	2026	-	замена ОДиКЗ и МВ			70,08	0,00	0,00	0,00	5,31		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
13	Восточные	Богородский	Н	110	ПС 110/10 кВ Машзавод с КВЛ 110 кВ Ногинск - Машзавод I, II цепь	2022	-	-	2 x 40 МВА	383,78	568,91	643,72	247,55	194,39	201,78			инвестор	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ПАО "Машиностроительный завод")
	Восточные	Богородский	Н	110			-	-	2 x 5 км	56,52	82,45	91,79	44,84	46,95
14	Восточные	Богородский	Н	110	ПС 110/10 кВ Борилово с отпайкой от ВЛ 110 кВ Истомкино - Монино	2022	-	-	16 МВА	210,59	315,64	357,15	137,35	107,85	111,95			инвестор	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Ногинский Тепловой Центр")
	Восточные	Богородский	Н	110			-	-	0,5 км	4,33	6,32	7,04	3,44	3,60
15	Восточные	Богородский	Н	110	Сооружение ПС 110/10 кВ Аксеново с установкой Т-1 мощностью 80 МВА и Т-2 мощностью 16 МВА и Т-3 10/10 кВ мощностью 16 МВА	2022	-	-	80 МВА 16 МВА 16 МВА	372,00	551,82	624,37	240,11	188,55	195,71			ООО "АГК-1"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "АГК-1")
16	Восточные	Богородский	Н	110	Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Тимохово - Булгаково II цепь на ПС 110 кВ Аксеново	2022	2021	-	2 x 2,9 км			62,29	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"
17	Восточные	Богородский	Р	500	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500/220/110/10 кВ N 504 Ногинск	2021	2021	345 + 250 МВА	2 x 500 МВА			10272,82	100,00	310,00	4674,00	0,00	0,00	ПАО "ФСК ЕЭС"	В соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
	Восточные	Богородский	Р	500		2023	2023	2 x 180 МВА 2 x 250 МВА	+2 x 250 МВА
	Восточные	Богородский	Р	500		2023		-	2 x 100 МВА
18	Восточные	Богородский	Р	110	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ N 100 Купавна с подключением обмотки 6 кВ трансформатора Т-1 110/35/6 к РУ 6 кВ	2021	2022	-	-			22,42	19,13	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
19	Восточные	Богородский	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 652 Шульгино. Модернизация ОРУ-110 кВ. Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 6 шт.	2026	2026	-	замена ОДиКЗ и МВ			105,12	0,00	0,00	0,00	6,79		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
20	Восточные	Богородский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 21 Афанасово (замена выключателя СМВ 110 кВ на выключатель с отключающей способностью не менее 25 кА)	2022	-	-	замена выключателей	3,87	5,61	6,11	6,11					ОАО "РЖД"	Замена выключателей, отключающая способность которых не соответствует расчетным значениям токов короткого замыкания
21	Восточные	Богородский	Р	35	ПС 35/10/6 кВ N 10 Красный Угол замена трансформатора Т-1 1,8 МВА на 4 МВА	2024 <*>	2025	1,8 МВА	4 МВА			51,00	0,00	0,00	38,71	10,76		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
22	Восточные	Богородский	Р	35	ПС 35/10 кВ N 120 Храпуново замена трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 3,2 МВА на 2 x 6,3 МВА	2026	-	2 x 3,2 МВА	2 x 6,3 МВА	30,08	43,64	48,58	23,73	24,85				ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ИП Иванов Юрий Витальевич)
23	Восточные	Воскресенский	Н	110	Сооружение ПС 110/10 кВ Свистягино с установкой Т-1 мощностью 80 МВА и Т-2 мощностью 16 МВА и Т-3 10/10 кВ мощностью 16 МВА	2021	-	-	80 МВА 16 МВА 16 МВА	372,00	551,82	624,37	240,11	188,55	195,71			ООО "АГК-1"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "АГК-1")
24	Восточные	Воскресенский	Н	110	Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Крутыши - Сетовка на ПС 110 кВ Свистягино	2021	2020	-	2 x 8,35 км			110,11	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"
25	Восточные	Воскресенский	Р	110	ВЛ 110 кВ Пески - Фабричная. Реконструкция без увеличения пропускной способности	2024	2025	6,1 км	6,1 км			86,72	0,00	0,00	64,49	11,40		ПАО "Россети Московский регион"	Реконструкция в связи с неудовлетворительным техническими состоянием оборудования (без увеличения пропускной способности)
26	Восточные	Егорьевск	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 155 Радовицы. Модернизация ОРУ110 кВ. Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ - 5 шт.	2026	2026	-	замена ОДиКЗ и МВ			87,07	0,00	0,00	0,00	7,04		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
27	Восточные	Егорьевск	Р	35	ПС 35/10 кВ N 365 Полбино замена трансформаторов Т-1, Т-2 3,2 + 2,5 МВА на 2 x 4 МВА	2026	-	3,2 + 2,5 МВА	2 x 4 МВА	30,08	43,64	54,93				26,90	28,03	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
28	Восточные	Коломна	Р	110	ВЛ 110 кВ Бакунино - Суворово. Реконструкция без увеличения пропускной способности	2024	2025	13,16 км	13,16 км			125,03	0,00	3,96	93,58	16,21		ПАО "Россети Московский регион"	Реконструкция в связи с неудовлетворительным техническими состоянием оборудования (без увеличения пропускной способности)
29	Восточные	Коломна	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 703 Туменская замена трансформаторов Т-1, Т-2 10 + 6,3 МВА на 2 x 4 МВА	2026		10 + 6,3 МВА	1 x 10 МВА	42,73	61,99	78,04				38,22	39,82	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
30	Восточные	Коломна	Р	35	ПС 35/10 кВ N 616 Сельниково. Замена масляного выключателя на вакуумный реклоузер 35 кВ	2025	-	-	замена МВ			7,16	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
31	Восточные	Лосино-Петровский	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 26 Монино. Модернизация ОРУ-110 кВ. Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ - 4 шт.	2026	2026	-	замена ОДиКЗ и МВ			70,08	0,00	0,00	0,00	5,31		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
32	Восточные	Луховицы	Р	110	ПС 110/10 кВ N 678 Ларино. Модернизация ОРУ-110 кВ. Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 4 шт.	2026	2026	-	замена ОДиКЗ и МВ			69,95	0,00	0,00	0,00	5,31		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
33	Восточные	Луховицы	Р	110	ПС 110/10 кВ N 360 Белоомут. Модернизация ОРУ-110 кВ. Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 2 шт.	2026	2026	-	замена ОДиКЗ и МВ			35,40	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
34	Восточные	Озеры	Р	110	ПС 110/6 кВ N 73 Озеры. Модернизация ОРУ-110. кВ Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 4 шт.	2026	2026	-	замена ОДиКЗ и МВ			70,08	0,00	0,00	0,00	5,63		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
35	Восточные	Орехово-Зуевский	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 177 Орехово. Модернизация ОРУ-110 кВ. Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 10 шт.	2026	2026	-	замена ОДиКЗ и МВ			175,20	0,00	0,00	0,00	13,27		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
36	Восточные	Орехово-Зуевский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 89 Авсюнино. Модернизация ОРУ-110 кВ. Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 3 шт.	2026	2026	-	замена ОДиКЗ и МВ			52,56	0,00	0,00	0,00	3,98		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
37	Восточные	Орехово-Зуевский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 636 Пичурино замена трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 3,2 МВА на 2 x 6,3 МВА	2026	-	2 x 3,2 МВА	2 x 6,3 МВА	31,75	46,06	57,99				28,40	29,59	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
38	Восточные	Реутов	Р	220	ПС 220/110/10 кВ N 212 Восточная. Модернизация ОРУ 110 кВ (замена 19 выключателей)	2022, 2023	2023	-	замена выключателей			2168,45	745,79	480,96	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Замена выключателей, отключающая способность которых не соответствует расчетным значениям токов короткого замыкания
39	Восточные	Фрязино	Р	35	ВЛ 35 кВ Фрязино - Глебово - Голубино - Горелово с заменой опор и провода без увеличения пропускной способности	2026	2026	40,9 км	40,9 км			1145,28	0,00	0,00	17,00	40,80		ПАО "Россети Московский регион"	Реконструкция в связи с неудовлетворительным техническими состоянием оборудования (без увеличения пропускной способности)
40	Восточные	Щелково	Р	110	ПС 110/35/10 кВ N 705 Жегалово. Модернизация ОРУ-110 кВ. Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ 1 шт.	2026	2026	-	замена ОДиКЗ и МВ			17,52	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
41	Восточные	Электросталь	Р	110	Модернизация ПС 110/35/6 N 130 Электросталь с заменой масляных выключателей РУ 110 кВ на элегазовые	2026	2026	-	замена МВ			438,40	0,00	3,82	157,81	102,71		ПАО "Россети Московский регион"	Реконструкция в связи с неудовлетворительным техническими состоянием оборудования (без увеличения пропускной способности)
42	Восточные	Павловский Посад	Р	35	ПС 35/10 кВ N 199 Дубки замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 1,8 МВА на 2 x 4 МВА	2026		2 x 1,8 МВА	2 x 4 МВА	30,08	43,64	54,93				26,90	28,03	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
43	Западные	Волоколамский	Н	110	Заходы ВЛ 110 кВ Грибово - Сычи на ПС 110 кВ Панфиловская с пропускной способностью не менее 581 А при ТНВ -5 °C	2023	2023	-	21,2 км			74,40	36,60	35,64	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Московский регион" энергопринимающих устройств Администрации Волоколамского муниципального района Московской области)
44	Западные	Волоколамский	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена с увеличением пропускной способности до величины не менее 620 А при ТНВ -5 °C	2026	2026	20,4 км	20,4 км	20,49	30,06	37,85				18,54	19,31	ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
45	Западные	Волоколамский	Р	110	Замена разъединителя, трансформатора тока и ВЧ-заградителя ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена на ПС 110 кВ Чисмена с увеличением пропускной способности до величины не менее 620 А при ТНВ -5 °C	2026		-	замена Р, ТТ и ВЧЗ	6,46	9,38	12,05					12,05	ОАО "РЖД"
46	Западные	Волоколамский	Р	35	ПС 35/10 кВ N 407 Осташево замена трансформаторов Т-1 (4 МВА) и Т-2 (3,2 МВА) на 2 x 10 МВА	2026	2026	4 + 3,2 МВА	2 x 10 МВА			8,75	0,00	0,00	0,00	5,54		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Шульгино")
47	Западные	Истра	Н	220	Строительство ПС 220 кВ Назарьево (1 этап) трансформаторной мощностью 200 МВА (2 x 100 МВА)	2021	2021	-	2 x 100 МВА			1500,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	ООО "Аква-СтройТЭК"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "АкваСтройТЭК"), а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
48	Западные	Истра	Н	220	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Радищево - Луч и ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево на ПС 220 кВ Назарьево ориентировочной протяженностью 4 км (4 x 1 км)	2021	2021	-	4 x 1 км			58,18	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	ПАО "ФСК ЕЭС"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "АкваСтройТЭК"), а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
49	Западные	Истра	Н	110	Сооружение ВЛ 110 кВ Луч - Ядрошино с пропускной способностью не менее 450 А для ТНВ +25 °C	2022	2021	-	11,884 км			82,33	55,26	23,48	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области, а также для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Развитие")
50	Западные	Истра	Н	110	Сооружение ВЛ 110 кВ Луч - Духанино с пропускной способностью не менее 450 А для ТНВ +25 °C	2026		-	5,8 км	52,14	75,64	95,22				46,63	48,59	ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
51	Западные	Истра	Р	220	ПС 220/110/10 кВ N 475 Луч замена автотрансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 125 МВА на 2 x 200 МВА, установка двух трансформаторов 220/10-10 кВ мощностью по 2 x 125 МВА, замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 20 МВА на 2 x 25 МВА	2022	2022	2 x 125	2 x 200 МВА			3535,70	473,98	640,51	0,00	0,00	0,00	ПАО "ФСК ЕЭС"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области, а также для обеспечения Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Сизонс", ОАО "РЖД", ООО "КОМПАНИЯ ПРОМСЕРВИС", ООО "Развитие"), а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
	Западные	Истра	Р	220				-	2 x 125 МВА
	Западные	Истра	Р	220				2 x 20 МВА	2 x 25 МВА
52	Западные	Истра	Р	220	Сооружение двух линейных ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Луч для присоединения ВЛ 110 кВ Луч - Ядрошино и ВЛ 110 кВ Луч - Духанино	2022	-	-	2 ячейки 110 кВ	63,17	91,63	102,02	49,84	52,18
53	Западные	Истра	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 551 Пернатово замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 63 МВА	2022	-	2 x 25 МВА	2 x 63 МВА	129,40	187,72	209,00	102,10	106,90				ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Развитие")
54	Западные	Истра	Н	110	Установка устройств АОПО ВЛ 110 кВ Полянка - Манихино на ПС 110 кВ Полянка, действующих на отключение нагрузки в районе ПС 110 кВ Румянцево и ПС 110 кВ Ядрошино в объеме 24 МВт	2021	-	-	-	1,87	2,71	2,95	2,95					ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области
55	Западные	Истра	Р	110	ПС 110/10 кВ N 802 Духанино замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА	2024	н/д	2 x 10 МВА	2 x 16 МВА	83,51	121,15	140,60		68,99	71,61			ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Истра Курорт")
56	Западные	Истра	Р	110	ПС 110/10 кВ N 802 Духанино реконструкцию ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Духанино с установкой дополнительной ячейки 110 кВ (для присоединения вновь сооружаемой ВЛ 110 кВ Луч - Духанино)	2026	н/д	-	1 ячейка 110 кВ									ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
57	Западные	Истра	Р	110	КВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода. Реконструкция с увеличением пропускной способности до величины не менее 794 А для ТНВ -5 °C	2024	2025	10,48 км	10,48 км			207,85	14,74	12,00	87,04	54,77		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
58	Северные	Истра	Р	110	Замена трансформатора тока, ошиновки КВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода на ПС 110 кВ Нахабино на трансформатор тока и ошиновку с номинальным током не менее 794 А для ТНВ -5 °C	2024	-	-	замена ошиновки и ТТ	3,28	4,76	5,63			5,63			ПАО "Россети Московский регион"
59	Западные	Истра	Р	110	ВЛ 110 кВ Румянцево - Ядрошино. Реконструкция без увеличения пропускной способности	2026	2026	8,45 км	8,45 км	5,42	7,95	10,01				4,90	5,11	ПАО "Россети Московский регион"	Реконструкция в связи с неудовлетворительным техническими состоянием оборудования (без увеличения пропускной способности)
60	Западные	Истра	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 423 Румянцево замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 15 МВА на 2 x 40 МВА	2022	-	2 x 15 МВА	2 x 40 МВА	120,61	174,97	194,81	95,17	99,64				ОАО "РЖД"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
61	Западные	Истра	Р	110	Реконструкция ПС 110 кВ Вяземы с заменой выключателей (8 шт.)	2025	2026	-	замена МВ			165,81	0,00	9,46	12,69	92,31		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
62	Западные	Можайский	Р	110	ПС 110/35/10 кВ N 355 Можайск замена трансформаторов Т-2 1 x 20 МВА на 1 x 40 МВА	2026	2026	40 + 20 МВА	1 x 40 МВА			681,59	27,00	24,00	0,00	60,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "ДорХан-Можайск")
63	Западные	Можайский	Р	110	ПС 110/6 кВ N 331 Бородино (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ - 4 шт.)	2024	2024	-	замена МВ			66,32	18,51	30,31	14,31	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
64	Западные	Можайский	Р	110	ПС 110/35/10 кВ N 556 Кукарино (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ - 5 шт.)	2025	2025	-	замена МВ			66,32	10,96	4,74	29,58	17,75		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
65	Западные	Можайский	Р	110	ПС 110/35/10 кВ N 381 Хващевская (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ - 2 шт.)	2025	2025	-	замена МВ			66,32	2,92	0,00	37,57	22,54		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
66	Западные	Наро-Фоминский	Н	220	Строительство ПС 220 кВ Заводская с установкой трансформаторов 220/10 кВ мощностью 80 МВА, 220/10 кВ мощностью 16 МВА и 10/10 кВ мощностью 16 МВА	2021	2021	-	80 МВА 16 МВА 16 МВА			1718,90	443,90	0,00	0,00	0,00	0,00	ООО "АГК-1"	Для обеспечение выдачи мощности генерирующих объектов ООО "Альтернативная генерирующая компания-1", а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
67	Западные	Наро-Фоминский	Н	220	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Котово - Бугры на ПС 220 кВ Заводская ориентировочной протяженностью 1,42 км (2 x 0,71 км)	2021	2021	-	2 x 0,71 км			40,80	40,80	0,00	0,00	0,00	0,00	ПАО "ФСК ЕЭС"
68	Западные	Наро-Фоминский	Н	110	ПС 110/6 кВ Звездочка (отпайкой на ПС 110 кВ Акулово ВЛ 110 кВ Кубинка - Кедрово I цепь с отпайками)	2022	-	-	1 x 25 МВА	223,07	333,74	377,62	145,22	114,03	118,37			ОАО "Оборонэнерго"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "Оборонэнерго")
	Западные	Наро-Фоминский	Н	110			-	-	0,1 км	0,87	1,26	1,41	0,69	0,72
69	Западные	Наро-Фоминский	Р	220	ПС 220/110 кВ N 107 Кедрово (замена выключателей - 2 шт. на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА)	2022	-	-	замена выключателей	26,09	37,85	42,14	20,59	21,55				ПАО "ФСК ЕЭС"	Замена выключателей, отключающая способность которых не соответствует расчетным значениям токов короткого замыкания
70	Западные	Наро-Фоминский	Р	110	ПС 110/35/10 кВ N 392 Верея (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ - 3 шт.)	2024	2024	-	замена МВ			66,32	18,51	30,21	14,31	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
71	Западные	Наро-Фоминский	Р	110	ПС 110/35/10 кВ N 158 Мишуково (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ - 7 шт.)	2025	2026	-	замена МВ			99,49	18,69	13,24	2,53	39,34		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
72	Западные	Наро-Фоминский	Р	35	ПС 35/10 кВ N 707 Вышгород замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 4 МВА на 2 x 6,3 МВА	2026	-	2 x 4 МВА	2 x 6,3 МВА	31,75	46,06	57,99				28,40	29,59	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
73	Западные	Наро-Фоминский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 295 Кленово замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 3,2 МВА на 2 x 6,3 МВА	2026	2025	2 x 3,2 МВА	2 x 6,3			115,13	3,39	16,33	37,20	16,20		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Глаголево-55")
74	Западные	Наро-Фоминский	Р	35	ПС 35/10 кВ N 811 "Первомайская" с заменой МВ на ВВ (РУ 35 кВ)	2022	2022	-	замена МВ			60,47	27,72	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
75	Западные	Одинцовский	Н	220	Строительство ПС 220 кВ Саввинская трансформаторной мощностью 500 МВА (2 x 250 МВА)	2023	2023	-	2 x 250 МВА			1485,74	0,00	24,33	160,00	1041,80	239,00	ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Комбинат Инновационных Технологий - Монарх", ООО "Жилстройиндустрия", ООО "Здравница", ООО "Гольф-клуб" Сколково), а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
76	Западные	Одинцовский	Н	220	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Слобода - Дорохово 1,2 на ПС 220 кВ Саввинская ориентировочной протяженностью 60 км (4 x 15 км)	2023	2023	-	4 x 15 км									ПАО "Россети Московский регион"
77	Западные	Одинцовский	Н	110	Сооружение ЛЭП 110 кВ Саввинская - Звенигород I, II цепь	2023	-	-	2 x 2 км	26,04	37,93	42,23	20,63	21,60				ПАО "Россети Московский регион"
78	Западные	Одинцовский	Н	110	Сооружение ЛЭП 110 кВ Саввинская - Успенская I, II цепь	2023	-	-	2 x 10 км	117,57	171,67	191,15	93,38	97,77				ПАО "Россети Московский регион"
79	Западные	Одинцовский	Р	110	ПС 110/35 кВ N 584 Звенигород (реконструкция ОРУ 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин" в для присоединения ЛЭП 110 кВ Саввинская - Звенигород I, II цепь)	2023	-	-	реконструкция ОРУ 110 кВ	221,09	320,72	357,10	174,45	182,65				ПАО "Россети Московский регион"
80	Западные	Одинцовский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 526 Акулово замена трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 10 на 2 x 16 МВА	2026	2026	2 x 10 МВА	2 x 16 МВА			84,85	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "Оборонэнерго"), а также для исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора
81	Западные	Одинцовский	Р	110	Реконструкция ПС 110 кВ Успенская с демонтажом Т-1 и Т-3 35/6 кВ и установкой новых Т-1 и Т-3 110/6 кВ 2 x 25 МВА	2026	2024	2 x 10 МВА	доп. 2 x 25 МВА			809,24	45,04	195,86	539,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
82	Западные	Одинцовский	Р	110	ПС 110/35 кВ N 189 Успенская (Реконструкция РУ 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин" с установкой 3 доп. ячеек.)	2023		-	установка 3 дополнительных ячейки 110 кВ									ПАО "Россети Московский регион"	Для подключения ЛЭП 110 кВ Саввинская - Успенская I, II цепь и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Комбинат Инновационных Технологий - Монарх")
83	Западные	Одинцовский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 11 Соловьево замена трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 10 на 2 x 16 МВА	2026	н/д	2 x 10 МВА	2 x 16 МВА	83,51	121,15	152,52				74,69	77,83	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (Ларионов Александр Анатольевич)
84	Западные	Одинцовский	Р	110	ПС 110/35/10 кВ N 441 Железнодорожная (замена выключателей Т-1 и Т-2 на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА)	2022	-	-	замена выключателей (2 шт.)	7,64	11,08	12,06	12,06					ОАО "РЖД"	Замена выключателей, отключающая способность которых не соответствует расчетным значениям токов короткого замыкания
85	Западные	Одинцовский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 521 Кольцевая (замена выключателей Т-1, Т-2 на выключатели с отключающей способностью не менее 25 кА)	2022	-	-	замена выключателей (2 шт.)	7,64	11,08	12,06	12,06					ОАО "РЖД"	Замена выключателей, отключающая способность которых не соответствует расчетным значениям токов короткого замыкания
86	Западные	Одинцовский	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 64 Барвиха с заменой МВ-110 кВ на ЭВ(ВВ)-110 кВ (8 шт.), реконструкция ЗРУ-10 кВ и ЗРУ-6 кВ	2025	2026	-	замена МВ			553,78	23,77	80,90	116,53	291,93		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
87	Западные	Одинцовский	Р	110	ВЛ 110 кВ Кубинка - Мухино. Реконструкция без увеличения пропускной способности	2026	2026	19,1 км	19,1 км			96,84	7,55	11,59	16,11	36,55		ПАО "Россети Московский регион"	Реконструкция в связи с неудовлетворительным техническими состоянием оборудования (без увеличения пропускной способности)
88	Западные	Одинцовский	Р	110	ВЛ 110 кВ Дарьино - Успенская. Реконструкция с заменой провода АС-150 на АС-240	2026	2025	9,774 км	9,774 км			233,14	9,00	15,00	53,47	31,19		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Комбинат Инновационных Технологий - Монарх", ООО "Здравница",)
89	Западные	Одинцовский	Р	110	ВЛ 110 кВ Голицыно - Успенская (перевод ВЛ 35 кВ Успенская - Голицыно на напряжение 110 кВ)	2023	2023	0,3 км	0,3 км			41,69	25,46	14,35	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"
90	Западные	Одинцовский	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 117 Голицыно (установка одной дополнительной ячейки для присоединения ЛЭП 110 кВ Голицыно - Успенская)	2023		-	установка одной дополнительной ячейки 110 кВ									ПАО "Россети Московский регион"
91	Западные	Одинцовский	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 117 Голицыно замена трансформатора Т-1 20 МВА на 40 МВА	2022	-	1 x 20 МВА	1 x 40 МВА	60,31	87,48	97,40	47,58	49,82				ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Комбинат Инновационных Технологий - Монарх", ООО "Здравница")
92	Западные	Рузский	Н	35	Строительство ПС 35 кВ Сливовая	2022	-	-	1 x 6,3 МВА	94,41	139,50	157,85	60,70	47,67	49,48			ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (энергопринимающие устройства Королева Юрия Евгеньевича)
93	Западные	Рузский	Н	35	Строительство воздушной отпайки от КВЛ 35 кВ Валуйки - Веревкино в сторону ПС 35 кВ Сливовая	2022	-	-	0.05	0,40	0,58	0,64	0,31	0,33				ПАО "Россети Московский регион"
94	Западные	Рузский	Р	35	Замена на ПС 35 кВ Кирилловка: - ТТ ВЛ 35 кВ Кирилловка - Коврово; - ТТ и ВЧЗ КВЛ 35 кВ Кубинка - Кирилловка с отпайкой на ПС Полушкино	2022	-	-	замена ТТ и ВЧЗ	2,55	3,70	4,02	4,02					ПАО "Россети Московский регион"
95	Западные	Рузский	Р	35	Замена на ПС 35 кВ Кубинка ТТ КВЛ 35 кВ Кубинка - Кирилловка с отпайкой на ПС Полушкино	2022	-	-	замена ТТ	1,05	1,52	1,65	1,65					ПАО "Россети Московский регион"
96	Западные	Рузский	Р	35	Замена на ПС 35 кВ Коврово ТТ ВЛ 35 кВ Кирилловка - Коврово	2022	-	-	замена ТТ	1,05	1,52	1,65	1,65					ПАО "Россети Московский регион"
97	Западные	Рузский	Р	110	ПС 110/35/10 кВ N 418 Руза (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ - 2 шт.)	2026	2026	-	замена МВ			66,32	2,92	3,31	2,25	34,53		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
98	Западные	Рузский	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 701 Сухарево замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА	2025		2 x 16 МВА	2 x 25 МВА	114,76	166,47	201,04			98,40	102,64		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
99	Западные	Рузский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 701 Сухарево замена масляных выключателей на элегазовые	2025	2026	-	2 яч.			66,32	0,00	3,78	2,58	37,96		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
100	Западные	Рузский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 732 Мухино (Замена маломасляных выключателей на элегазовые выключатели 110 кВ - 5 шт.)	2025	2025	-	замена МВ			66,32	10,96	4,74	29,58	17,75		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
101	Западные	Рузский	Р	110	ПС 110/35/10 N 422 кВ Манихино замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 20 МВА на 2 x 40 МВА	2026	-	2 x 20 МВА	2 x 40 МВА	120,61	174,97	220,29				107,88	112,41	ОАО "РЖД"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
102	Западные	Рузский	Р	35	ПС 35/10 кВ N 618 Никольское замена трансформаторов Т-1 и Т-2 6,3 + 4 МВА на 2 x 10 МВА	2026	2023	6,3+4 МВА	2 x 10 МВА			31,30	14,85	14,25	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "СП Акцепт")
103	Западные	Шаховская	Р	110	ПС 110/35/10 кВ N 406 Шаховская - реконструкция РУ 110 кВ с заменой всех масляных выключателей 110 кВ на элегазовые	2025	2026	-	замена МВ			66,32	0,00	3,78	2,58	37,96		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
104	Северные	Дмитровский	Н	220	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Ярцево - Радуга на ПС 220 кВ Дмитров ориентировочной протяженностью 26,2 км (2 x 13,1 км) с реконструкцией РУ 220 кВ ПС 220 кВ Дмитров пропускная способность не менее 1000 А при ТНВ -5 °C и 860 А при ТНВ +25 °C)	2022	2022	-	2 x 13.1 км			854,10	434,80	0,00	0,00	0,00	0	ПАО "ФСК ЕЭС"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Особая экономическая зона технико-внедренческого типа "Дубна",), а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
105	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 110/6 кВ N 232 Икша II (замена выключателя трансформатора Т-1 на выключатель с отключающей способностью не менее 25 кА)	2022	-	-	замена выключателей (1 шт.)	3,87	5,61	6,11	6,11					ФГБУ "Канал имени Москвы"	Замена выключателей, отключающая способность которых не соответствует расчетным значениям токов короткого замыкания
106	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 717 Мелихово замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА	2023	2026	2 x 4 МВА	2 x 10 МВА			294,08	0,00	0,00	0,00	0,84		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
107	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 147 Васькино замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 1 МВА на 2 x 2,5 МВА	2025	-	2 x 1 МВА	2 x 2,5 МВА	29,80	43,23	52,20			25,55	26,65		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
108	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/10 кВ N 332 Лифаново замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 4 МВА на 2 x 6,3 МВА	2026	-	2 x 4 МВА	2 x 6,3 МВА	31,75	46,06	57,99				28,40	29,59	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
109	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 184 Вахромеево замена трансформаторов Т-2 и Т-3 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА	2026	-	2 x 6,3 МВА	2 x 10 МВА	47,19	68,46	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Индустриальный парк "СЕВЕР")
110	Северные	Дмитровский	Р	35	Реконструкция ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки с увеличением пропускной способностью не менее 420 А при ТНВ -5 °C	2024	-	9,5 км	9,5 км	4,56	6,67	7,74		3,80	3,94			ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ЗАО "Рускан")
111	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 184 Вахромеево - замена трансформаторов тока ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки, трансформатора тока ВЛ 35 кВ Икша 1 - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки, ошиновки 35 кВ на ошиновку, выполненную проводом АС-150	2024	2025		замена ТТ и ошиновки			3,04	0,21	0,09	1,92	0,82		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Индустриальный парк "СЕВЕР")
112	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 207 Ветрово замена трансформатора Т-1 3,2 МВА на 6,3 МВА	2026		1 x 3,2 МВА	1 x 6,3 МВА	15,88	23,03	29,00				14,20	14,80	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
113	Северные	Долгопрудный	Р	110	ПС 110/10 кВ N 420 Долгопрудная замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	2026	2026	2 x 25 МВА	2 x 40 МВА			514,20	0,00	0,00	0,00	0,84		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей ООО "Специализированный застройщик "Гранель Инвест")
114	Северные	Дубна	Н	110	ПС 110/10 кВ Долино, строительство двух ЛЭП 110 кВ Темпы - Долино I, II	2021	-	-	2 x 63 МВА	383,78	568,91	643,72	247,55	194,39	201,78			инвестор	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОЭЗ ТВТ "Дубна")
	Северные	Дубна	Н	110			-	-	2 x 2 км	25,22	36,75	40,92	19,99	20,93				инвестор
115	Северные	Дубна	Р	110	ПС 110/10 кВ Сестра замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 16 МВА на 2 x 16 МВА и установка дополнительных 2 x 16 МВА	2022	-	2 x 16 МВА	доп. 1 x 16 МВА 2 x 16 МВА доп. 1 x 16 МВА	230,70	334,66	372,61	182,03	190,58				ММО "ОИЯИ"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ММО "Объединенный институт ядерных исследований")
116	Северные	Дубна	Р	110	ПС 110/6 кВ Дубна замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 20 МВА на 2 x 40 МВА	2021	-	2 x 20 МВА	2 x 40 МВА	129,40	187,72	209,00	102,10	106,90				ММО "ОИЯИ"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ММО "Объединенный институт ядерных исследований")
117	Северные	Пушкинский	Р	500	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500/220/110 кВ N 514 Трубино	2023	2022, 2023	2 x 3 x 167 МВА	2 x 500 МВА			8492,96	530,32	1215,19	0,00	0,00	0,00	ПАО "ФСК ЕЭС"	В соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
	Северные	Пушкинский	Р	500		2023		2 x 250 МВА	2 x 250 МВА
	Северные	Пушкинский	Р	500		2022		-	2 x 100 МВА
118	Северные	Пушкинский	Р	110	ПС 110/35/10 кВ N 541 Речная замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	2024	2026	2 x 25 МВА	2 x 40 МВА			360,79	0,00	0,00	0,00	0,84		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
119	Северные	Клин	Н	110	ПС 110 кВ Тетерино с сооружением ЛЭП 110 кВ Клин - Тетерино I, II цепь	2022	-	-	2 x 16 МВА	337,90	502,34	568,41	218,59	171,65	178,17			ОАО "РЖД"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
	Северные	Клин	Н	110		2022	-	-	2 x 4 км	47,68	69,52	77,40	37,81	39,59				ОАО "РЖД"
120	Северные	Клин	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 181 Клин замена существующих трансформаторов 2 x 63 МВА на 2 x 80 МВА	2026	-	2 x 63 МВА	2 x 80 МВА	310,19	449,97	566,50				277,42	289,08	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
121	Северные	Клин	Р	35	ПС 35/6 кВ N 443 Бабайки замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 5,6 МВА на 2 x 10 МВА	2026	-	2 x 5,6 МВА	2 x 10 МВА	47,19	68,46	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
122	Северные	Клин	Р	35	ПС 35/10 кВ N 647 Нудоль замена трансформаторов Т-1 и Т-2 4 + 3,2 МВА на 2 x 6,3 МВА	2025	2026	4 + 3,2 МВА	2 x 6,3 МВА			191,12	0,00	0,00	0,00	0,84		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ЗАО "Инвест")
123	Северные	Клин	Р	35	ПС 35/6 кВ N 776 Борщево замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 3,2 МВА на 2 x 4 МВА	2026	-	2 x 3,2 МВА	2 x 4 МВА	30,08	43,64	54,93				26,90	28,03	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
124	Северные	Клин	Р	35	ПС 35/6 кВ N 144 Першутино замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 6,3 МВА на 2 x 16 МВА	2026	-	2 x 6,3 МВА	2 x 16 МВА	51,84	75,20	94,67				46,36	48,31	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ПАО "Клинавтотранс")
125	Северные	Королев	Р	110	ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки. Реконструкция с увеличением пропускной способности до значения не менее 460 А при ТНВ - +30 °C, 536 А при ТНВ -5 °C	2025	2026	11,7 км	11,7 км			94,31	0,00	0,00	14,16	42,89		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Просперити")
126	Северные	Королев	Н	110	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки на ПС 110 кВ Клязьма, действующих на отключение нагрузки потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Подлипки, ПС 110 кВ Колонцово в объеме 56 МВт	2021	-	-	-	1,87	2,71	2,95	2,95					ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области
127	Северные	Королев	Н	110	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Сокольники - Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово на ПС 220 кВ Хвойная действующего на отключение нагрузки потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Тополь в объеме 55,8 МВт	2021	-	-	-	1,87	2,71	3,95	3,95					ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области
128	Северные	Красногорск	Р	500	Реконструкция ПС 500 кВ Западная с заменой двух трансформаторов 220/20/20 кВ мощностью 63 МВА на трансформаторы мощностью 125 МВА, установкой двух трансформаторов 220/20/20 кВ мощностью 125 МВА	2021 2025	2021 2025	2 x 63 МВА	2 x 125 МВА 2 x 125 МВА			1315,94	281,09	617,78	0,00	0,00		ПАО "ФСК ЕЭС"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "ДЖЕВОССЕТ"), а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
129	Северные	Красногорск	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 145 Нахабино замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА	2024	2025	2 x 40 МВА	2 x 63 МВА			430,28	3,06	126,26	211,72	89,24		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
130	Северные	Красногорск	Р	110	ПС 110/10 кВ N 82 Павшино замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 40,5 МВА на 2 x 63 МВА	2022	-	2 x 40,5 МВА	2 x 63 МВА	129,40	187,72	209,00	102,10	106,90				ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
131	Северные	Лобня	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 325 Луговая с заменой тр-ров Т-3, Т-4 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА	2026	2026	2 x 40 МВА	2 x 63 МВА	152,83	221,71	279,12				136,69	142,43	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
132	Северные	Лобня	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 325 Луговая с заменой Т-2 1 x 25 на 1 x 40 МВА	2024		1 x 25 МВА	1 x 40 МВА	60,31	87,48	101,53		49,82	51,71
133	Северные	Лобня	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 325 Луговая с расширением РУ 110 кВ на 1 яч. для КЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая II цепь	2026		-	установка одной дополнительной ячейки 110 кВ	31,58	45,82	57,68				28,25	29,43		Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ПАО "Аэрофлот - российские авиалинии")
134	Северные	Лобня	Н	110	ВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая (сооружение II цепи с пропускной способностью не менее 501 А при ТНВ -5 °C)	2026		14,97 км	14,97 км	130,04	190,35	233,79			90,01	70,41	73,37	ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ПАО "Аэрофлот - российские авиалинии")
135	Северные	Лобня	Р	35	ПС 35/6 кВ N 40 Лобня замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 10 на 2 x 16 МВА	2023	2023	2 x 10 МВА	2 x 16 МВА			335,09	4,20	283,11	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
136	Северные	Мытищи	Р	220	Реконструкция ВЛ 220 кВ Н. Софрино - Уча, подвеска сталеалюминевого неизолированного провода марки АС 400/51, установка металлических опор	2025	2026	29,4 км	29,4 км			429,61	0,00	0,00	0,00	208,66		ПАО "Россети Московский регион"	Реконструкция в связи с неудовлетворительным техническими состоянием оборудования (без увеличения пропускной способности)
137	Северные	Мытищи	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 711 Тополь замена трансформаторов Т-1, Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА	2026	2026	2 x 40 МВА	2 x 63 МВА			521,57	0,00	1,95	126,70	99,12		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
138	Северные	Мытищи	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 198 Новые Подлипки (замена ошиновки 35 кВ для увеличения пропускной способности ВЛ 35 кВ Мытищи тяговая Северная и ВЛ 35 кВ Мытищи тяговая Южная)	2025	2026	-	замена ошиновки			1,09	0,00	0,00	0,00	0,76		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
139	Северные	Мытищи	Р	110	ПС 110/10 кВ N 15 Роса замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	2026	-	2 x 25 МВА	2 x 40 МВА	129,4	187,72	236,34				115,74	120,60	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
140	Северные	Мытищи	Р	35	Реконструкция с увеличением пропускной способности ВЛ 35 кВ Мытищи тяговая Северная, до значений не менее пропускной способности провода марки АС-185	2024	2025	1,65 км	1,65 км			20,34	4,47	1,92	9,77	4,19		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
141	Северные	Мытищи	Р	35	Реконструкция с увеличением пропускной способности ВЛ 35 кВ Мытищи тяговая Южная, до значений не менее пропускной способности провода марки АС-185	2024		1,65 км	1,65 км									ПАО "Россети Московский регион"
142	Северные	Пушкинский	Н	220	ПС 220/110/6 кВ Тютчево (Н. Пушкино) с установкой двух автотрансформаторов 220/110 кВ 2 x 125 МВА и двух трансформаторов 110/10 кВ 2 x 25 МВА	2021	2021	-	2 x 125 МВА 2 x 25 МВА			5750,47	485,37	859,04	2809,41	927,59	352,30	ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области, а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг., а также для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Просперити")
143	Северные	Пушкинский	Н	220	Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Н. Софрино - Уча на ПС 220 кВ Тютчево	2021		-	2 x 6,1 км									ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области, а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг., а также для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Просперити")
144	Северные	Пушкинский	Н	220	Строительство ВЛ 110 кВ Тютчево - Пушкино I, II цепь	2021	2021	-	2 x 6 км	71,42	104,18	116,00	56,67	59,33				ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области, а также для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Просперити")
145	Северные	Пушкинский	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 239 Пушкино - реконструкция РУ 110 кВ с расширением на две линейные ячейки 110 кВ для присоединения КВЛ 110 кВ Тютчево - Пушкино 1, 2	2021	2021	-	установка двух дополнительных ячеек 110 кВ	63,17	91,63	102,02	49,84	52,18				ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области, а также для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Просперити")
146	Северные	Пушкинский	Р	220	Реконструкция ВЛ 220 кВ Н. Софрино - Трубино длиной 22,66 км, подвеска сталеалюминевого неизолированного провода марки АС 400/51, установка металлических опор	2026	2026	12,184 км	12,484 км			484,98	4,80	249,85	143,11	27,86		ПАО "Россети Московский регион"	Реконструкция в связи с неудовлетворительным техническими состоянием оборудования (без увеличения пропускной способности)
147	Северные	Пушкинский	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 685 Мамонтовская замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	2024	2026	2 x 25 МВА	2 x 40 МВА	129,40	187,72	217,86		106,90	110,96			ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "ПЭМЗ")
148	Северные	Пушкинский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 77 Талицы замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 5,6 МВА на 2 x 10 МВА	2026		2 x 5,6 МВА	2 x 10 МВА	47,19	68,46	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
149	Северные	Сергиево-Посадский	Р	35	ПС 35/10 кВ N 315 Ченцы замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 5,6 МВА на 2 x 10 МВА	2026		2 x 5,6 МВА	2 x 10 МВА	47,19	68,46	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
150	Северные	Сергиево-Посадский	Р	35	ПС 35/10 кВ N 545 Торгашино замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2,5 + 1,6 МВА на 2 x 4 МВА	2026	-	2,5 + 1,6 МВА	2 x 4 МВА	30,08	43,64	54,93				26,90	28,03	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "ЗеленГрад")
151	Северные	Сергиево-Посадский	Р	35	ПС 110/35/10/6 кВ Бужаниново замена трансформаторов Т-1А, Т-2 и Т-3 ПС 110 кВ Бужаниново на два трансформатора мощностью 2 x 4 МВА	2026	-	2 x 1,8 + 1 МВА	2 x 4 МВА	30,08	43,64	54,93				26,90	28,03	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
152	Северные	Сергиево-Посадский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 498 Орлово замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА	2026	2026	2 x 10 МВА	2 x 16 МВА			62,61	0,00	0,00	0,00	0,84		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
153	Северные	Солнечногорский	Н	110	Строительство ПС 110/10 кВ Хметьево с установкой трансформаторов 110/10 кВ мощностью 80 МВА, 110/10 кВ мощностью 16 МВА, 10/10 кВ мощностью 16 МВА	2022	-	-	80 МВА 16 МВА 16 МВА	372,00	551,82	624,37	240,11	188,55	195,71			ООО "АГК-1"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "АГК-1")
154	Северные	Солнечногорский	Н	110	Заходы КВЛ 110 кВ Сигма - Сенеж на ПС 110 кВ Хметьево	2022	2022	-	2 x 6,5 км			242,21	71,58	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"
155	Северные	Солнечногорский	Р	110	ПС 220/110/10 кВ N 140 Радищево (замена выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА)	2022	-	-	замена выключателей (2 выключателя 220 кВ, 7 выключателей 110 кВ)	43,94	63,74	70,97	34,67	36,30				ПАО "ФСК ЕЭС"	Замена выключателей, отключающая способность которых не соответствует расчетным значениям токов короткого замыкания
156	Северные	Солнечногорский	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 116 Солнечногорск замена Т-1 напряжением 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА на трансформатор мощностью не менее 40 МВА напряжением 110/35/6 кВ	2022	2026	1 x 20 МВА	1 x 40 МВА			663,25	0,00	0,00	0,00	0,84		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (Королева Юрия Евгеньевича)
157	Северные	Солнечногорский	Р	110	ПС 220/110/10 кВ N 840 Омега (замена выключателей ВЛ 110 кВ Омега - Эра I, II цепь на выключатели с отключающей способностью не менее 50 кА)	2022	2022	-	замена выключателей (2 шт.)			2,79	0,43	0,00	0,00			ПАО "Россети Московский регион"	Замена выключателей, отключающая способность которых не соответствует расчетным значениям токов короткого замыкания
158	Северные	Солнечногорский	Р	110	ПС 110 кВ N 829 Время замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 16 на 2 x 25 МВА	2024	-	2 x 16 МВА	2 x 25 МВА			155,89	0,00	0,00	0,00			ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
159	Северные	Солнечногорский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 20 Алабушево замена трансформатора Т-1 25 МВА на 40 МВА	2022	-	1 x 25 МВА	1 x 40 МВА	64,7	93,86	104,50	51,05	53,45				ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
160	Северные	Солнечногорский	Р	35	Замена на ПС 35 кВ Ванино ТТ ВЛ 35 кВ Солнечногорск - Ванино	2022	-	-	замена ТТ	1,05	1,52	1,65	1,65					ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (Королев Юрий Евгеньевич)
161	Северные	Солнечногорский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 185 Воробьево замена трансформатора Т-1 1 МВА на 6,3 МВА	2023	2024	1 x 1 МВА	1 x 6,3 МВА			268,59	4,20	166,58	88,73	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
162	Северные	Солнечногорский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 185 Воробьево - замена выключателей с встроенными ТТ ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки и ВЛ 35 кВ Поварово - Воробьево с отпайкой на ПС Индустриальная	2023		-	замена выключателей с встроенными ТТ									ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ЗАО "Рускан")
163	Северные	Солнечногорский	Р	35	Замена на ПС 110 кВ Поварово трансформаторов тока ВЛ 35 кВ Поварово - Воробьево с отпайкой на ПС Индустриальная	2023	2026	-	замена ТТ			6,09	0,43	0,18	3,83	1,64		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ЗАО "Рускан")
164	Северные	Талдомский	Р	220	ПС 220/110/6 кВ N 229 Темпы	2022	2022	1 x 125 МВА	1 x 200 МВА			5350,00	0,00	1075,39	0,00	0,00	0,00	ПАО "ФСК ЕЭС"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Особая экономическая зона технико-внедренческого типа "Дубна"), а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
	Северные	Талдомский	Р	220		2022		1 x 25 МВА	+1 x 25 МВА
165	Северные	Химки	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 35 Октябрьская - реконструкция РУ 110 кВ с расширением на две линейные ячейки	2025	2026	-	установка двух дополнительных ячеек 110 кВ			82,04	0,00	0,00	0,00	0,84		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ТПС "Сходня")
166	Южные	Бронницы	Р	110	ПС 110/10/10 кВ N 605 Бронницы замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА	2026	2026	2 x 40 МВА	2 x 63 МВА			1018,64	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Шанс", ООО "Пирс")
167	Южные	Домодедово	Р	500	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС N 509 500/220/110/10 кВ Пахра	2021	2021	-	2 x 500 МВА			16338,78	1046,10	0,00	5470,00	0,00	0,00	ПАО "ФСК ЕЭС"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Агрокультура Групп"), а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
	Южные	Домодедово	Р	500				-	2 x 100 МВА
168	Южные	Домодедово	Р	110	ПС 110/10 кВ N 491 Прудная замена трансформаторов 2 x 16 на 2 x 25 МВА	2026	2026	2 x 16 МВА	2 x 25 МВА			748,20	0,00	0,00	0,00	6,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (Сазанов Алексей Александрович)
169	Южные	Дзержинский	Р	110	ПС 110/6 кВ N 680 Дзержинская замена трансформатора Т-1 1 x 20 на 1 x 25 МВА	2026	2026	1 x 20 МВА	1 x 25 МВА			980,03	7,90	27,77	146,78	166,03		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "СтройСоюз")
170	Южные	Ленинский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 755 Молоково с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 16 МВА на 2 x 40 МВА	2023	2024	2 x 16 МВА	2 x 40 МВА			280,32	40,76	172,98	65,74	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Жилой комплекс "Молоково")
171	Южные	Ленинский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 721 Ям с заменой трансформаторов 2 x 16 на 2 x 25 МВА	2024	2026	2 x 16 МВА	2 x 25 МВА			259,99	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Южные Горки")
172	Южные	Люберцы	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 2 Красково - замена трансформаторов Т-1 и Т-2 31,5 и 40 МВА на 2 x 40 МВА и установка 2 x дополнительных трансформаторов 2 x 40 МВА	2026	2026	31,5+40 МВА	2 x 40 МВА + доп. 2 x 40 МВА			1078,83	0,00	0,00	0,00	1,80		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
173	Южные	Люберцы	Р	110	Замена ВЧ-заградителей на ПС 110 кВ Красково для обеспечения пропускной способности ВЛ 110 кВ Нефтезавод - Красково I, II цепь не менее 698 А	2022		-	замена ВЧЗ									ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Газпромнефть МНПЗ")
174	Южные	Люберцы	Р	110	ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отпайкой на ПС Котельники. Реконструкция с увеличением пропускной способности не менее чем до 599 А при ТНВ -5 °C	2026	-	4,91 км	4,91 км	4,87	7,09	8,93				4,37	4,56	ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО Специализированный застройщик "Котельники")
175	Южные	Люберцы	Р	110	Реконструкция ПС 110 кВ Малаховка с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 16 на 2 x 25 МВА	2026	-	2 x 16 МВА	2 x 25	108,46	157,34	198,08				97,00	101,08	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
176	Южные	Лыткарино	Р	220	ПС 220/110/10/6 кВ N 341 Мячково (замена выключателя Т-3 на выключатель с отключающей способностью не менее 40 кА.)	2022	-	-	замена выключателей (1 шт.)	3,87	5,61	6,11	6,11					НИЦ ЦИАМ - филиал ФГУП "ЦИАМ им. П.И. Баранова"	Замена выключателей, отключающая способность которых не соответствует расчетным значениям токов короткого замыкания
177	Южные	Подольск	Р	220	ПС 220/110/35/10/6 кВ N 182 Гулево (замена трансформатора тока ШСМВ 110 кВ ПС 220 кВ Гулево (не менее 1200 А); замена ВЧ-заградителя для обеспечения пропускной способности ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя); установка дополнительной линейной ячейки для подключения ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя II цепь	2022	2023	-	замена ТТ, ВЧ + установка одной дополнительной ячейки 110 кВ			385,67	15,05	18,04	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Проект-Девелопмент")
178	Южные	Подольск	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I, II цепь с увеличением пропускной способности до величин не менее 747 (I цепь), 778 А (II цепь) при ТНВ -5 °C	2026		2 x 12,1 км	2 x 12,1 км	25,53	37,21	46,84				22,94	23,90	ПАО "Россети Московский регион"
179	Южные	Подольск	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I, II цепь с отпайкой на ПС Шепчинки с увеличением пропускной способности до величин не менее 598 (I цепь), 625 А (II цепь) при ТНВ -5 °C	2026	-	2 x 1,3 км	2 x 1,3 км	2,72	3,95	4,97				2,43	2,54	ПАО "Россети Московский регион"
180	Южные	Подольск	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 104 Климовская с заменой трансформаторов 2 x 20 на 2 x 25 МВА	2024	2026	2 x 20 МВА	2 x 25 МВА			916,29	15,84	45,71	417,17	36,31		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
181	Южные	Подольск	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 319 Лаговская замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	2024	2026	2 x 25 МВА	2 x 40 МВА			1749,50	3,09	15,88	5,81	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Проект-Девелопмент")
182	Южные	Подольск	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 319 Лаговская 1 доп. ячейка 110 кВ для КВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя II цепь	2022		-	установка одной дополнительной ячейки 110 кВ									ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Проект-Девелопмент")
183	Южные	Подольск	Р	110	ПС 110/6 кВ N 747 Весенняя реконструкция РУ 110 кВ с установкой 2 линейных ячеек 110 кВ для подключения новых ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя II цепь и ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя II цепь	2022	2023	-	установка двух дополнительных ячеек 110 кВ			300,78	164,76	7,84	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"
184	Южные	Подольск	Р	110	ПС 110/6 кВ N 747 Весенняя Замена разъединителя, ВЧ-заградителя и трансформатора тока для обеспечения пропускной способности ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя до величины не менее 730 А при ТНВ -5 °C	2022	2023	-	Замена разъединителя, ВЧ-заградителя и трансформатора тока									ПАО "Россети Московский регион"
185	Южные	Подольск	Н	110	Сооружение ВЛ 110 кВ Гулево - Весенняя II цепь с пропускной способностью не менее 730 А при ТНВ -5 °C	2022	2015	-	5,9 км			206,00	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"
186	Южные	Подольск	Н	110	Сооружение ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя II цепь с пропускной способностью не менее 525 А при ТНВ -5 °C	2022	2023	10,7 км	10,7 км	86,16	126,06	140,36	68,57	71,79				ПАО "Россети Московский регион"
187	Южные	Подольск	Р	110	Реконструкция ВЛ 220 кВ ТЭЦ 26 - Гулево 1 без увеличения пропускной способности	2026	-	5,2 км	5,2 км									ПАО "Россети Московский регион"	Реконструкция в связи с неудовлетворительным техническими состоянием оборудования (без увеличения пропускной способности)
188	Южные	Подольск	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Лаговская - Никоново без увеличения пропускной способности	2026	2026	24 км	24 км			985,07	25,06	0,00	11,81	19,74		ПАО "Россети Московский регион"
189	Южные	Чехов	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Никоново - Столбовая без увеличения пропускной способности	2026		24 км	24 км									ПАО "Россети Московский регион"
190	Южные	Чехов	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Бугры - Столбовая без увеличения пропускной способности	2026		24 км	24 км									ПАО "Россети Московский регион"
191	Южные	Чехов	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Бугры - Полиграф без увеличением пропускной способности	2026		24 км	24 км									ПАО "Россети Московский регион"	Реконструкция в связи с неудовлетворительным техническими состоянием оборудования (без увеличения пропускной способности)
192	Южные	Раменский	Р	110	ПС 110/6 кВ N 195 Раменская с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 на 2 x 40 МВА	2025	2026	2 x 25 МВА	2 x 40 МВА			1164,01	29,78	252,61	298,25	134,70		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и
193	Южные	Раменский	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 352 Гжель с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 на 2 x 40 МВА	2024	2026	2 x 25 МВА	2 x 40 МВА			881,24	13,64	143,92	281,54	26,50		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
194	Южные	Раменский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 243 Нащекино с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 16 на 2 x 25 МВА	2026	-	2 x 16 МВА	2 x 25 МВА	108,46	157,34	198,08				97,00	101,08	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (Резвин Дмитрий Сергеевич)
195	Южные	Раменский	Р	110	ПС 110/10 кВ N 607 Рыболово - реконструкция РУ 110 кВ с заменой масляных выключателей на элегазовые (3 шт.)	2026	-	-	замена МВ	29,49	42,78	51,67			25,29	26,38		ПАО "Россети Московский регион"	Замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
196	Южные	Раменский	Р	110	Реконструкция ПС 110 кВ Кварц с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА	2026	2026	2 x 40 МВА	2 x 63 МВА			582,84	0,00	0,00	0,00	6,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Проект-Девелопмент")
197	Южные	Раменский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 121 Асаново с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 2,5 МВА на 6,3 МВА	2024	2025	2 x 2,5 МВА	2 x 6,3 МВА			348,08	71,83	56,96	180,30	38,16		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Раменье спорт")
198	Южные	Серпухов	Р	220	ПС 220/110/10/6 кВ N 400 Ока	2021	2021	90 + 125 + 200 МВА	2 x 200 МВА			5016,23	968,88	0,00	0,00	0,00		ПАО "ФСК ЕЭС"	В соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
	Южные	Серпухов	Р	220		2021		-	2 x 25 МВА
199	Южные	Серпухов	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий на участке от ПС 110 кВ Калугино до отпайки на ПС 110 кВ Пролетарий с заменой провода АС-150 на АС-185	2021	-	25,8 км	25,8 км	20,71	30,51	33,96	16,59	17,37				ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области
200	Южные	Серпухов	Р	110	ПС 110 кВ Калугино замена ошиновки на присоединении ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий на провод марки АС-185	2021	-	-	замена ошиновки	0,18	0,26	0,28	0,28					ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области
201	Южные	Серпухов	Р	110	Реконструкция ПС 110 кВ Пущино с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 20 МВА на 2 x 40 МВА	2026	2026	2 x 20 МВА	2 x 40 МВА			966,47	0,00	0,00	0,00	1,20		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (Администрация городского округа Пущино)
202	Южные	Серпухов	Р	110	Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Серпухов с установкой КРУЭ 110 кВ	2024	-	ОРУ 110 кВ	КРУЭ 110 кВ									ПАО "Россети Московский регион"	Реконструкция в связи с неудовлетворительным техническими состоянием оборудования и специфики конструкции существующего ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Серпухов (без увеличения трансформаторной м мощности)
203	Южные	Ступино	Р	110	ПС 110/10 кВ N 529 Сидорово с заменой трансформатора Т-2 мощностью 31,5 МВА на 40 МВА	2026	-	1 x 31,5 МВА	1 x 40 МВА	64,70	93,86	118,17				57,87	60,30	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ПАО "РЖД")
204	Южные	Ступино	Р	35	ПС 35/10 кВ N 657 Ялфимово замена 2 x 63 на 2 x 10 МВА	2026		2 x 6,3 МВА	2 x 10 МВА	47,19	68,46	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
205	Южные	Чехов	Н	110	Сооружение ЛЭП 110 кВ Лаговская - Полиграф	2022	2020	8.5 км	8.5 км	73,48	106,59	118,68	57,98	60,70				ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Проект-Девелопмент")
206	Южные	Чехов	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 187 Лопасня с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 40 + 31,5 МВА на 2 x 63 МВА	2023	2026	40+31,5 МВА	2 x 63 МВА			662,66	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
207	Южные	Чехов	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 567 Полиграф с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 на 2 x 40 МВА	2026	2026	2 x 25 МВА	2 x 40 МВА			636,45	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Проект-Девелопмент")
208	Южные	Чехов	Р	110	1 доп. ячейка 110 кВ для КВЛ 110 кВ Лаговская - Полиграф	2022		-	установка одной дополнительной ячейки 110 кВ										Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Проект-Девелопмент")
209	Южные	Чехов	Р	110	Установка устройств АОПО ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I, II цепь с отпайкой на ПС Венюково на ПС 110 кВ Лопасня, действующих на отключение нагрузки ПС 110 кВ Лопасня в объеме 23 МВт	2021	-	-	-	3,44	4,98	5,42	5,42					ПАО "Россети Московский регион"	Для исключения энергорайонов с повышенной вероятностью выхода режима за область допустимых значений в энергосистеме Московской области
210	Южные	Чехов	Р	35	ПС 35/6 кВ N 357 Елохово с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 6,3 на 2 x 16 МВА	2026		2 x 6,3 МВА	2 x 16 МВА	47,19	68,46	82,68			40,47	42,21		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
211	Южные	Чехов	Р	35	ПС 35/6 кВ N 358 Ерино с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 10 на 2 x 16 МВА	2026	-	2 x 10 МВА	2 x 16 МВА	51,84	75,20	94,67				46,36	48,31	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
212	Южные	Чехов	Р	35	ПС 35/6 кВ N 384 Елисеево с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 и Т-3 на 2 x 10 МВА	2026	-	5,6 + 6,3 + 3,2 МВА	2 x 10 МВА	47,19	68,46	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
213	Южные	Каширский	Н	220	Строительство ПС 220 кВ Тепличная с установкой трансформатора 220/10 кВ мощностью 80 МВА	2022	2022	-	80 МВА			2480,51	357,02	1482,36	641,12	0,00	0,00	ООО "Агрокультура Групп"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Агрокультура Групп"), а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг.
214	Южные	Каширский	Н	220	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Ступино на ПС 220 кВ Тепличная ориентировочной протяженностью 0,2 км и 0,14 км выполненных проводом АС-400/51	2022	2022	-	0.34 км			209,30	0,00	102,70	106,60	0,00	0,00	ПАО "ФСК ЕЭС"
215	Южные	Каширский	Р	110	Реконструкция ПС 110 кВ Стрелецкая с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	2026	-	2 x 25 МВА	2 x 40 МВА	120,61	174,97	220,29				107,88	112,41	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (Администрация городского округа Кашира)

___________________________________

<*> Целесообразность реализации мероприятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики (ПАО "Россети московский регион").

Таблица 2

Мероприятия схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2022 - 2026 годов. Региональный вариант

N п/п	Электрические сети	Г.о.	Тип: Р - Реконструкция Н - новое. Строительство	Напряжение, кВ	Наименование мероприятия	Год ввода в эксплуатацию	Год ввода в соответствии с проектом СиПР ЕЭС, ИПР ТСО	Существующие технические характеристики объектов	Технические характеристики объектов проекта	Итоговая стоимость в базовых ценах (на 01.01.2018), млн руб. (без НДС)	Итоговая стоимость в ценах 1 кв. 2021 года, млн руб. (с НДС)	Итоговая стоимость в прогнозных ценах соответствующих лет, млн руб. (с НДС)	План финансирования в прогнозных ценах соответствующих лет, млн руб. (с НДС)					Организация, ответственная за реализацию объекта	Основание для выполнения мероприятия
													1-й год периода (2022 год)	2-й год периода (2023 год)	3-й год периода (2024 год)	4-й год периода (2025 год)	5-й год периода (2026 год)
1	Восточные	Богородский	Н	220	Строительство ПС 220 кВ Вишняково с установкой трансформаторов 220/20 кВ и мощностью 2 x 25 МВА	2024		-	2 x 25 МВА	948,76	1398,64	1582,56	608,60	477,90	496,06			ОАО "РЖД"	Для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (ОАО "РЖД")
2	Восточные	Богородский	Н	220	Сооружение ПП 220 кВ Стрелка (выполняется по схеме "четырехугольник" и присоединяется к сети 220 кВ путем сооружения заходов ВЛ 220 кВ Ногинск - Руднево.) ПС 220 кВ Вишняково присоединяется к сети 220 кВ путем сооружения двух ЛЭП 220 кВ Стрелка - Вишняково I, II цепь (2 x 0,22 км - заходы на ПП 220 кВ, 2 x 5,82 км - от ПП 220 кВ до ПС 220 кВ Вишняково)	2024	-	-	2 x 0,22 км, 2 x 5,82 км	138,96	202,27	234,76		115,19	119,57			ПАО "Россети Московский регион"
3	Восточные	Богородский	Р	110	Реконструкция ПС 110 кВ Кудиново с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 20 МВА на 2 x 40 МВА	2026	2026	2 x 20 МВА	2 x 40 МВА			1286,32	80,87	133,69	116,03	422,61		ПАО "Россети Московский регион"
4	Восточные	Егорьевск	Н	110	Строительство ПС 110/10 кВ Летняя с установкой трансформатора 110/10 кВ и мощностью 1 x 63 МВА	2024	-	-	63 МВА	262,80	391,38	442,84	170,30	133,73	138,81			ООО "МВБ Групп"	Для обеспечения технической возможности технологического присоединения новых потребителей (ООО "МВБ Групп")
5	Восточные	Егорьевск	Н	110	сооружение переключательного пункта 110 кВ по схеме "мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий" с заходами ВЛ 110 кВ Фосфоритная - Сирена для подключения ПС 110 кВ Летняя	2024	-	-	2 x 0,05 км	365,88	521,82	590,43	227,06	178,30	185,07			ПАО "Россети Московский регион"
6	Восточные	Коломна	Н	110	ПС 110/10 кВ Колычево с заходами ВЛ 110 кВ Голутвин - Городна и ВЛ 110 кВ Голутвин - Ива и строительство участка до ВЛ 110 кВ Голутвин - Рубин	2025	-	-	2 x 40 МВА 4 x 2 км 1 км	553,43	815,44	964,81		330,93	310,27	323,61		АО "Энергоцентр"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Энергоцентр")
7	Восточные	Реутов	Н	110	ПС 110/10 кВ Реутово со строительством ЛЭП 110 кВ Восточная - Реутово I, II; ЛЭП 110 кВ Каскадная - Реутово I, II	2022	-	-	2 x 40 МВА 2 x 4 км 2 x 3 км	487,51	719,98	812,46	326,44	273,56	212,46			ООО "Реут-Энерго"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Реут-Энерго")
8	Восточные	Орехово-Зуевский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 240 Сосниха замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 3,2 МВА на 2 x 6,3 МВА	2026	-	2 x 3,2 МВА	2 x 6,3 МВА	31,75	46,06	57,99				28,40	29,59	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (СНТ "Три сестры")
9	Восточные	Шатура	Р	110	ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Экситон с отпайкой на ПС Губино. Реконструкция без увеличения пропускной способности	2025	-	2 x 37 км	2 x 37 км	18,08	26,99	32,60			15,96	16,64		ПАО "Россети Московский регион"	Для снижения степени риска последствий отказа в связи с высокой оценкой последствий отказа (в связи с высоким коэффициентом износа. Замена провода с увеличением пропускной способности не требуется.
10	Восточные	Шатура	Р	110	ВЛ 110 кВ Шатурская ГРЭС - Дулево с отпайкой на ПС Губино. Реконструкция без увеличения пропускной способности	2025	-											ПАО "Россети Московский регион"
11	Западные	Истра	Н	110	ПС 35/10 кВ N 542 Петровская - перевод на напряжение 110 кВ с заходами ЛЭП 110 кВ Ядрошино - Румянцево с образованием	2025	2026	-	2 x 25 МВА			652,75	30,19	64,39	74,64	406,97		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 35 кВ
12	Западные	Истра	Н	110	Сооружение ЛЭП 110 кВ Ядрошино - Петровская	2025		-	15,1 км									ПАО "Россети Московский регион"
13	Западные	Истра	Н	110	Сооружение ЛЭП 110 кВ Петровская - Румянцево	2025		-										ПАО "Россети Московский регион"
14	Западные	Истра	Н	110	Сооружение КВЛ 110 кВ Слобода - Дедово 2 цепь	2024	-	-	11,492 км	99,51	145,60	162,12	79,20	82,92				ПАО "Россети Московский регион"	Значительное освоение капиталовложений.
15	Западные	Одинцовский	Н	110	Строительство ПС 110/10 кВ Фуньково с трансформаторами 2 x 25 МВА	2025	-	-	2 x 25 МВА	442,13	653,55	771,31		297,75	231,80	241,76		АО "Мособлэнерго"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (жилищно-коммунальное хозяйство г. Звенигород и прилегающих населенных пунктов)
16	Западные	Одинцовский	Р	110	ПС 110/35 кВ N 584 Звенигород замена трансформаторов 2 x 40 на 2 x 63 МВА	2023	-	2 x 40 МВА	2 x 63 МВА	152,83	221,71	246,85	120,59	126,26				ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Московская областная энергосетевая компания")
17	Западные	Одинцовский	Р	110	ВЛ 110 кВ Кубинка - Ивановская I, II цепь с отпайками с сооружением заходов на ПС 110 кВ Звенигород	2025	2024	-	4 км			730,59	65,00	119,41	512,60	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Повышение надежность электроснабжения в аварийных и ремонтных схемах
18	Западные	Одинцовский	Р	110	Реконструкция ПС 110 кВ Мамоново с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА	2026	2024	2 x 40 МВА	2 x 63 МВА			139,03	12,61	68,31	56,55	0,00		ПАО "Россети Московский регион"
19	Северные	Дмитровский	Н	110	ПС 35/6 кВ N 184 Вахромеево - перевод на напряжение 110 кВ со строительством заходов на ПС заходов ВЛ 110 кВ Икша - Белый Раст N 3	2026	-	-	2 x 25 МВА	305,06	442,54	543,57			209,28	163,71	170,58	ПАО "Россети Московский регион"	Повышение надежность электроснабжения в аварийных и ремонтных схемах
	Северные	Дмитровский	Н	110			-	-	2 x 5 км	58,71	85,17	107,23				52,51	54,72
20	Северные	Дмитровский	Р	110	ПС 110/35/6 кВ N 231 Икша I замена трансформаторов 2 x 25 на 2 x 40	2024	-	2 x 25 МВА	2 x 40 МВА	120,61	174,97	203,07		99,64	103,43			ФГБУ "Канал имени Москвы"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов
21	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 368 Васильково - замена ТТ на ВЛ 35 кВ Громово - Васильково	2024	-	-	замена ТТ	1,05	1,52	1,80			1,80			ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
22	Северные	Дмитровский	Н	35	Организация второго питания ПС 35/6 кВ N 717 Мелихово - строительство отпайки 35 кВ от ВЛ 35 кВ Громово - Васильково по трассе ВЛ 35 кВ Икша I - Мелихово с реконструкцией существующей ВЛ 35 кВ	2026	-	-	Протяженность определяется проектом	74,12	108,32	136,38				66,79	69,59	ПАО "Россети Московский регион"	Повышение надежность электроснабжения в аварийных и ремонтных схемах и для обеспечения возможности исполнения поданных заявок на технологическое присоединение
23	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 110/35/6 кВ N 231 Икша I - замена ТТ на ВЛ 35 кВ Базарово - Икша I, ВЛ 35 кВ Икша I - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки	2024	-	-	замена ТТ	2,26	3,27	3,87			3,87			ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
24	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 95 Базарово - замена ТТ на ВЛ 35 кВ Базарово - Катуар, ВЛ 35 кВ Базарово - Икша I	2024	-	-	замена ТТ	1,05	1,52	1,80			1,80			ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
25	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 184 Вахромеево - замена ТТ на ВЛ 35 кВ Икша I - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки, с заменой ошиновки и ТТ на ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки	2024	-	-	замена ТТ	2,42	3,51	4,15			4,15			ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
26	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 185 Воробьево - замена ТТ на ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки	2024	-	-	замена ТТ	1,05	1,52	1,80			1,80			ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
27	Северные	Дмитровский	Р	35	ВЛ 35 кВ Базарово - Икша I - реконструкция с заменой провода пропускной способностью не менее 390 А при ТНВ -5 °C	2024	-	-	Протяженность определяется проектом	1,64	2,39	2,77		1,36	1,41			ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
28	Северные	Дмитровский	Р	35	ВЛ 35 кВ Икша I - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки - реконструкция с заменой провода	2024	-	-	Протяженность определяется проектом	2,54	3,70	4,30		2,11	2,19			ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
29	Северные	Дмитровский	Р	35	ВЛ 35 кВ Софрино - Громово - реконструкция с заменой провода пропускной способностью не менее 186 А при ТНВ -5 °C	2024	-	-	Протяженность определяется проектом	-	-	-	-	-	-	-	-	ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
30	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/10 кВ N 98 Софрино - замена ТТ ВЛ 35 кВ Софрино - Гудово	2026	-	-	замена ТТ	1,05	1,52	1,95					1,95	ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
31	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/10/6 кВ N 467 Растовцы - замена ошиновки ВЛ 35 Растовцы - Юркино II с отп.	2026		-	замена ошиновки	0,17	0,25	0,32					0,32	ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
32	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/10 кВ N 465 Мельчевская - замена ТТ ВЛ 35 кВ Орево - Мельчевская	2026	-	-	замена ТТ	1,05	1,52	1,95					1,95	ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
33	Северные	Дмитровский	Р	35	ПС 35/6 кВ N 237 Гудово - замена ТТ ВЛ 35 кВ Горелово - Гудово	2026	-	-	замена ТТ	1,05	1,52	1,95					1,95	ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
34	Северные	Дубна	Н	110	ПС 110/10 кВ Наукоград с отпайками от ВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС - Темпы I, II цепь <*>	Определить проектом	-	-	2 x 25 МВА	362,84	538,53	609,34	234,33	184,01	191,00			ПАО "Россети Московский регион"	Планы органов исполнительной власти для обеспечения электроснабжения социально значимых объектов г.о. Дубна
35	Северные	Дубна	Н	110			-	-	2 x 0,52 км	6,34	9,24	10,72		5,26	5,46			ПАО "Россети Московский регион"
36	Северные	Клин	Н	35	Строительство заходов от ВЛ 35 кВ Клин - Бабайки до ПС Березки, с образованием ВЛ 35 кВ Клин - Березки и ВЛ 35 кВ Березки - Бабайки (протяженность ~ 2 x 0,8 км)	2026	-	-	2 x 0,8 км	8,28	12,07	15,19				7,44	7,75	ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
37	Северные	Клин	Р	35	ПС 35/10 кВ N 647 Нудоль замена трансформаторов Т-1 и Т-2 4 + 3,2 МВА на 2 x 10 МВА	2026	2026	4 + 3,2 МВА	2 x 10 МВА			191,12	0,00	0,00	0,00	0,84		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ЗАО "Инвест")
38	Северные	Королев	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки I, II цепь без увеличения пропускной способности. ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки N 3 с отпайкой на ПС Колонцово. ВЛ 110 кВ Хвойная - Новые Подлипки I цепь сцепляется с ВЛ 110 кВ Новые Подлипки - Тополь, при этом образуется ВЛ 110 кВ Хвойная - Тополь; Сооружение захода ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки на ПС 110 кВ Новые Подлипки, с образованием ВЛ 110 кВ новые Подлипки - Клязьма с отпайкой на ПС Подлипки и ВЛ 110 кв Новые Подлипки - Тополь	2021	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	ПАО "Россети Московский регион"	Завершение работ по изменению топологии сети в районе ПС Н. Подлипки, Клязьма и Тополь
39	Северные	Лобня	Н	110	ПС 110/10 кВ Женевская с заходом ВЛ 110 кВ Шереметьево - Луговая	2026		-	2 x 80 МВА	406,10	601,29	738,55			284,35	222,43	231,77	ОАО "Энерго-центр"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Энергоцентр")
	Северные	Лобня	Н	110			-	-	2 x 1,5 км	19,03	27,72	34,90				17,09	17,81	ПАО "Россети Московский регион"
40	Северные	Лобня	Р	110	Реконструкция ЛЭП 110 кВ Женевская - Шереметьев с увеличением пропускной способности до величины не менее 485 А при ТНВ +25 °C	2026	-	6,07 км	6,07 км									ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Энергоцентр")
41	Северные	Лобня	Р	110	Реконструкция ЛЭП 110 кВ Луговая - Женевская с увеличением пропускной способности до величины не менее 700 А при ТНВ +25 °C	2026	-	1,9 км	1,9 км									ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Энергоцентр")
42	Северные	Лобня	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Луговая - Белый Раст с отпайкой на ПС Аксаково с увеличением пропускной способности до величины не менее 633 А при ТНВ +25 °C	2026	-	-	длину определить проектом									ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Энергоцентр")
43	Северные	Мытищи	Р	110	ПС 110/10 кВ N 668 Флагман (II этап) установка двух дополнительных ячеек 110 кВ	2026	-	-	установка двух дополнительных ячеек 110 кВ	63,17	91,63	102,02	49,84	52,18				инвестор	Для обеспечения технологического присоединения потребителей
44	Северные	Мытищи	Р	110	ПС 220 кВ Уча (для обеспечения пропускной способности ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча)	2025 <*>	-	-	замена ВЧЗ	0,30	0,43	0,54				0,54		ПАО "Россети Московский регион"
45	Северные	Мытищи	Р	110	Реконструкция КВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая с увеличением пропускной способности до величины не менее 605 А при ТНВ +25 °C	2026	-	5,4 км	5,4 км									ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Энергоцентр")
46	Северные	Мытищи	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Уча - Жостово с увеличением пропускной способности до величины не менее 810 А при ТНВ +25 °C	2026	-	11,6 кс	11,6 кс									ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Энергоцентр")
47	Северные	Мытищи	Р	110	Реконструкция ЛЭП 110 кВ Шереметьево - Жостово с отпайкой на ПС 110 кВ Аксаково с увеличением пропускной способности до величины не менее 753 А при ТНВ +25 °C	2026	-	38,9 км	38,9 км									ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Энергоцентр")
48	Северные	Пушкинский	Р	110	ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча с увеличением пропускной способности до величины не менее 640 А при ТНВ +25 °C	20026	-	7,9 км	7,9 км	7,85	11,47	13,85			6,78	7,07		ПАО "Россети Московский регион"
49	Северные	Пушкинский	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 685 Мамонтовская - установка двух линейных ячеек 110 кВ	2025 <*>	2024	-	установка двух дополнительных ячеек 110 кВ			125,81	0,00	77,57	41,77	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей
50	Северные	Пушкинский	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 685 Мамонтовская - замена разъединителя, трансформатора тока и ВЧ заградителя для обеспечения пропускной способности ВЛ 110 кВ Мамонтовская - Уча	2025 <*>	2026	-	замена Р, ТТ, ВЧЗ	6,46	9,38	11,32			5,54	5,78		ПАО "Россети Московский регион"
51	Северные	Пушкинский	Р	110	ВЛ 110 кВ Новософрино - Зеленоградская с увеличением пропускной способности до величины не менее 686 А при ТНВ -5 °C	2026	-	8,9 км	8,9 км	8,78	12,74	16,05				7,86	8,19	ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей
52	Северные	Сергиево-Посадский	Н	35	Строительство ВЛ 35 кВ Полевая - Рюмино протяженностью ~ 3 км	2026	-	3 км	3 км	24,06	35,10	44,19				21,64	22,55	ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
53	Северные	Сергиево-Посадский	Н	35	ВЛ 35 кВ Рюмино - Сватково, протяженностью ~ 2 км	2026	-	2 км	2 км	17,14	24,99	31,46				15,41	16,05		Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
54	Северные	Солнечногорский	Н	110	Строительство ПС 110/10 кВ Литвиново с установкой трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА	2026	-	-	25 МВА	282,00	421,25	517,42			199,21	155,83	162,38	Инвестор	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Индустриальный парк "СЕВЕР")
55	Северные	Солнечногорский	Н	110	Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Солнечногорск - Белый Раст I, II цепь на ПС 110 кВ Литвиново		-	-	2 x 0,05 км	0,58	0,84	1,06				0,52	0,54	ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (Королев Юрий Евгеньевич)
56	Северные	Солнечногорский	Н	35	Строительство отпаек 35 кВ от ВЛ 35 кВ Солнечногорск - Ванино и ВЛ 35 кВ Валуйки - Ванино до ПС Рогово (протяженностью ~ 2 x 4 км)	2026	-	-	2 x 4 км	40,67	59,28	74,63				36,55	38,08	ПАО "Россети Московский регион"	Улучшение схемно-режимной ситуации в сети 35 кВ
57	Северные	Солнечногорский	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 429 Шереметьево (реконструкция РУ 110 кВ для обеспечения пропускной способности ВЛ 110 кВ Шереметьево - Белый Раст, КВЛ 110 кВ Шереметьево - Жостово с отпайкой на ПС Аксаково)	2026	-	-	замена ошиновки	0,49	0,72	0,92					0,92	ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Энергоцентр")
58	Северные	Солнечногорский	Р	110	Реконструкция ПС 110 кВ Аксаково с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА	2026	-	2 x 16 МВА	2 x 25 МВА	108,46	157,34	198,08				97,00	101,08	ПАО "Россети Московский регион"
59	Северные	Солнечногорский	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Шереметьево - Белый Раст с увеличением пропускной способности до величины не менее 515 А при ТНВ +25 °C	2026	-	15,2 км	15,2 км									ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Энергоцентр")
60	Южные	Кашира	Н	110	Строительство ПС 110/10 кВ Терново (Н. Металлист) с установкой трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2 x 40 МВА	2026	-	-	2 x 40 МВА	463,07	683,93	840,06			323,43	253,00	263,63	АО "Энергоцентр"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Энергоцентр")
61	Южные	Кашира	Н	110	Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Кашира - Стрелецкая I, II цепь на ПС 110 кВ Терново (Н. Металлист)			-	4 x 1 км	26,37	38,41	48,35				23,68	24,67	АО "Энергоцентр"
62	Южные	Подольск	Н	110	Строительство КЛ 110 кВ Северово - Фетищево N 1, 2	2024	2026	-	2 x 6.11			1112,87	0,00	0,00	0,00	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")
63	Южные	Подольск	Р	110	ПС 110/10/6 кВ N 480 Северово (2-е ячейки для Северово - Фетищево)	2024	2025	-	установка двух дополнительных ячеек 110 кВ	63,17	91,63	106,35		52,18	54,17			ПАО "Россети Московский регион"
64	Южные	Подольск	Н	110	Сооружение ЛЭП 110 кВ Гулево - Санаторная	2026	-	1 x 5,7 км	1 x 5,7 км	50,03	73,10	92,03				45,07	46,96	ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "ППК Косино", ООО "ММЦ Усады")
65	Южные	Подольск	Р	110	Реконструкция ВЛ 110 кВ Барыбино - Пахра с отпайкой на ПС Санаторная с образованием новой ВЛ 110 кВ Пахра - Барыбино													ПАО "Россети Московский регион"
66	Южные	Подольск	Р	110	Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Гулево с установкой одной дополнительной линейной ячейки 110 кВ для присоединения ЛЭП 110 кВ Гулево - Санаторная	2026		-	установка одной дополнительной ячейки 110 кВ	31,58	45,82	57,68				28,25	29,43	ПАО "Россети Московский регион"
67	Южные	Подольск	Р	110	ПС 110/35/10/6 кВ N 319 Лаговская замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 25 МВА на 2 x 63 МВА	2024	2026	2 x 25 МВА	2 x 63 МВА			1749,50	3,09	15,88	5,81	0,00		ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Проект-Девелопмент")
68	Южные	Серпухов	Р	110	ПС 110 кВ Котельники замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА	2026		2 x 40 МВА	2 x 63 МВА	129,40	187,72	236,34				115,74	120,60	ПАО "Россети Московский регион"	Для устранения фактической перегрузки трансформаторов и обеспечения технологического присоединения потребителей (АО "Компания Атол")
69	Южные	Серпухов	Р	35	Реконструкция ВЛ 110 кВ Ока - Серпухов 1, 2 цепь с увеличением пропускной способности до величины не менее 732 А при ТНВ -5 °C	2024	2025	12,8 км 14,5 км	12,8 км 14,5 км			285,24	0,00	0,00	189,99	81,43		ПАО "Россети Московский регион"	Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД")

___________________________________

<*> Целесообразность реализации мероприятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики (ПАО "Россети московский регион").

Приложение 7
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Таблица 1

Прогнозные показатели социально-экономического развития Московской области (базовый вариант) <1>

Показатели	прогноз по годам
	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Численность населения <2>, тыс. чел	7768,8	7827,5	7891,2	7957,2	8023,5	8087,5
индексы, % к предыдущему году	100,7	100,8	100,8	100,8	100,8	100,8
ВРП индексы в % к предыдущему году	102,0	103,0	102,8	103,1	103,1	103,3
Промышленная продукция всего, индексы в % к предыдущему году	108,0	109,7	110,1	110,2	109,8	109,1
в т.ч.:
Добыча полезных ископаемых <3>, индексы в % к предыдущему году	101,2	101,4	101,6	101,8	101,4	101,1
Обрабатывающие производства <3>, индексы в % к предыдущему году	108,5	110,3	110,7	110,9	110,5	109,8
Обеспечение электрической энергии, газом и паром; кондиционирование воздуха <3>, индексы в % к предыдущему году	101,8	102,0	102,4	102,4	102,2	101,9
Водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений <3>, индексы в % к предыдущему году	110,5	111,0	111,5	107,5	106,2	106,1
Продукция сельского хозяйства, индексы в % к предыдущему году	102,0	102,2	102,5	102,6	102,7	102,8
в т.ч. животноводства	101,5	101,6	102,4	102,5	102,6	102,7
Объем работ по ВЭД "Строительство", индексы в % к предыдущему году	100,8	103,5	108,4	102,8	103,5	103,4
Оборот розничной торговли, индексы в % к предыдущему году	102,8	104,9	105,4	105,9	105,2	104,9
Объем платных услуг населению, индексы в % к предыдущему году	100,6	99,8	100,3	101,1	100,7	100,7

___________________________________

<1> Данные на основании Постановления Правительства МО от 30.12.2020 N 1077/43 "О внесении изменений (корректировке) в прогноз социально-экономического развития Московской области на долгосрочный период до 2030 года".

<2> На конец года.

<3> Прогнозирование показателей по ОКВЭД2.

Таблица 2

Прогнозные показатели социально-экономического развития Московской области (консервативный вариант) <1>

Показатели	прогноз по годам
	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Численность населения <2>, тыс. чел	7777,2	7838,1	7897,9	7956	8012,4	8067,4
индексы, % к предыдущему году	100,8	100,8	100,8	100,7	100,7	100,7
ВРП индексы в % к предыдущему году	101,6	102,7	102,5	102,8	102,7	100,8
Промышленная продукция всего, индексы в % к предыдущему году	104,0	105,6	105,7	105,9	105,5	104,5
в т.ч.:
Добыча полезных ископаемых <3>, индексы в % к предыдущему году	100,7	100,9	101,3	101,5	101,3	101
Обрабатывающие производства <3>, индексы в % к предыдущему году	104,3	106,0	106,2	106,3	105,8	104,8
Обеспечение электрической энергии, газом и паром; кондиционирование воздуха <3>, индексы в % к предыдущему году	100,2	100,7	101,7	101,7	101,5	101,2
Водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений <3>, индексы в % к предыдущему году	105,6	106,2	106,2	106	105,1	105
Продукция сельского хозяйства, индексы в % к предыдущему году	97,4	97,6	98,1	98,2	98,5	98,6
в т.ч. животноводства	96,1	96,3	97,3	97,4	97,6	97,7
Объем работ по ВЭД "Строительство", индексы в % к предыдущему году	99,3	102,0	106,8	101,9	101,6	101,5
Оборот розничной торговли, индексы в % к предыдущему году	100,3	104,5	105,2	105,6	105,1	102,4
Объем платных услуг населению, индексы в % к предыдущему году	99,0	99,5	100,1	100,6	100,5	100,2

___________________________________

<1> Данные на основании Постановления Правительства МО от 30.12.2020 N 1077/43 "О внесении изменений (корректировке) в прогноз социально-экономического развития Московской области на долгосрочный период до 2030 года".

<2> На конец года.

<3> Прогнозирование показателей по ОКВЭД2.

Приложение 8
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Таблица 1

Данные
по мощности перевода нагрузки по центам питания 35 - 220 кв, по данным ПАО "Россети Московской регион" (письмо от 15.02.2021 N РМР/58/15/7/КТ)

Район	Наименование ЦП	Количество и установленная мощность трансформаторов, шт. x МВА	Трансформаторы, питающие РУ	Объем разгрузки, МВА
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Подлипки	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Роса	2 x 25	Т-1 и Т-2	2,01
СЭС	ПС 110/10 кВ Алабушево	1 x 25, 1 x 40,5	Т-1 и Т-2	7,11
СЭС	ПС 110/10 кВ Ангелово	2 x 63	Т-1 и Т-2	18,90
СЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Октябрьская	2 x 40, 1 x 25	Т-1, Т-2, Т-3	0,29
СЭС	ПС 35/6 кВ Лобня	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Ивантеевка	2 x 7,5	Т-2 и Т-3	0,00
СЭС	ПС 110/35/10 кВ Поварово	4 x 40	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Талицы	2 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Павшино	2 x 40,5	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Загорск	1 x 40, 1 x 40,5	Т-1 и Т-2	0,07
СЭС	ПС 35/6 кВ Базарово	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Катуар	1 x 6,3, 2 x 10	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Водники	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Полевая	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Смена	2 x 40, 2 x 6,3	Т-1, Т-2, Т-3, Т-4	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Колонцово	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Софрино	1 x 45	Т-1	0,00
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Солнечногорск	2 x 20, 1 x 40	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
СЭС	ПС 110/6 кВ Талдом 1	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/10/6 кВ Ванино	2 x 1, 1 x 10	Т-1 и Т-2(а), Т-3(б)	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Волково	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Першутино	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	1,24
СЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Нахабино	2 x 40, 2 x 25	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,59
СЭС	ПС 35/6 кВ Венцы	2 x 1,6	Т-1 и Т-2	0,48
СЭС	ПС 35/6 кВ Васькино	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Вязовка	1 x 1, 1 x 1,6, 1 x 3,2	Т-1 и Т-2(а), Т-3(б)	0,00
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Смолино	2 x 31,5	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Экран	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Химки	2 x 40,5	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Бужаниново	2 x 1,8. 1 x 1	Т-1, Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Перемилово	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Жостово	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Константиново	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Клин	2 x 63	Т-1 и Т-2	1,50
СЭС	ПС 35/6 кВ Вахромеево	1 x 4, 2 x 6,3	Т-1 и Т-2, Т-3	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Воробьево	1 x 1, 1 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/6 кВ Реммаш	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Воронино	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Хотьково	2 x 40,5	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Н. Подлипки	1 x 31,5, 1 x 20, 1 x 40	Т-1, Т-2, Т-3	2,68
СЭС	ПС 35/6 кВ Горохово	1 x 1, 1 x 1,6	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Грачево	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Гвоздево	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Ветрово	1 x 3,2, 1 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Горбуново	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Ярославская	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/6 кВ Пионерская	2 x 20, 1 x 15	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
СЭС	ПС 220/110/10 кВ Новософрино	2 x 125 (РТ 2 x 40)	РТ-1 и РТ-2(а)	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Ельдигино	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Зеленоградская	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Гудово	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Пушкино	2 x 40, 2 x 40,5	Т-1 и Т-2, Т-3 и Т-4	0,67
СЭС	ПС 35/10 кВ Малеевка	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	1,70
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Костино	2 x 63	Т-1 и Т-2	1,33
СЭС	ПС 35/10/6 кВ Громово	3 x 1, 1 x 2,5	Т-1 и Т-2(а), Т-3(б), Т-4(в)	0,00
СЭС	ПС 220/110/10/6 кВ Хвойная	2 x 200 (РТ 2 x 40), 1 x 40, 1 x 40,5	РТ-1 и РТ-2(а), Т-3 и Т-4(б)	2,27
СЭС	ПС 110/10 кВ Мцыри	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/10 кВ Станки 2	2 x 2,5	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Горлово	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 220/10/6 кВ Шуколово	2 x 32	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,00
СЭС	ПС 35/10 кВ Ченцы	2 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Луговая	3 x 40, 1 x 25	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Ожогино	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Осиновка	2 x 40	Т-1 и Т-2	2,04
СЭС	ПС 35/10 кВ Лифаново	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Клязьма	2 x 63	Т-1 и Т-2	1,25
СЭС	ПС 35/6 кВ Инженерная	1 x 2,5	Т-1	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Высоково	2 x 10	Т-1 и Т-2	1,30
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Талдом 2	1 x 15	Т-1	0,09
СЭС	ПС 35/6 кВ Васильково	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Подрезково	2 x 40	Т-1 и Т-2	4,69
СЭС	ПС 35/10 кВ Станки 1	1 x 1,6	Т-1	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Долгопрудная	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Шереметьево	2 x 63	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Правда	1 x 9, 1 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Юркино 1	1 x 6,3, 1 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Бабайки	2 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Бутаково	1 x 40, 3 x 40,5	Т-1, Т-2, Т-3, Т-4	13,40
СЭС	ПС 35/6 кВ Запрудня	1 x 1,8, 2 x 4	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Фарфоровая	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/10 кВ Мельчевская	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/10/6 кВ Растовцы	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Парус	1 x 10	Т-1	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Рюмино	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Орлово	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Березки	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Вихрево	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/10 кВ Речная	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/10 кВ Торгашино	1 x 1,6, 1 x 2,5	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Игнатово	3 x 40	Т-1, Т-2, Т-3	0,16
СЭС	ПС 35/6 кВ Якоть	2 x 1,8, 1 x 4	Т-1, Т-2, Т-3	0,66
СЭС	ПС 35/6 кВ Подъячево	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Титово	1 x 5,6, 1 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Решетниково	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Рогово	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Орево	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Круг	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/10 кВ Елгозино	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	1,89
СЭС	ПС 35/10/6 кВ Подорки	1 x 2,5, 1 x 4	Т-1(а), Т-2(б)	1,20
СЭС	ПС 35/10 кВ Нудоль	1 x 3,2, 1 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Аксаково	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/10 кВ Кузьмино	1 x 2,5, 1 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/6 кВ Рогачево	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 220/110/10/6 кВ Старбеево	2 x 200 (РТ 2 x 40), 2 x 63, 2 x 20	РТ-1 и РТ-2(а), Т-6 и Т-7(б), Т-3 и Т-4(в)	8,92
СЭС	ПС 110/6 кВ Лешково	1 x 6,3, 1 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 220/110/6 кВ Уча	2 x 250, 2 x 40	Т-3 и Т-4	0,00
СЭС	ПС 110/6 кВ Мамонтовская	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Планерная	4 x 40	Т-1 и Т-2 (старое РУ)(а), Т-3 и Т-4 (новое РУ)(б)	6,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Лаврово	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Чирково	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Тополь	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Мелихово	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Сватково	2 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Ямуга	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,73
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Сенеж	2 x 40 (БТ 2 x 6,3)	Т-1 и Т-2	12,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Борщево	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Раменье	1 x 2,5, 1 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10/6 кВ Аэропорт	2 x 25, 2 x 40	Т-3 и Т-4 (МОЭСК)(а), Т-1 и Т-2 (Шереметьево)(б)	0,00
СЭС	ПС 110/35/10 кВ Юркино 2	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 35/6 кВ Торбеево	2 x 5,8	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/10 кВ Кунья	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/35/10 кВ Юрьево	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Гальцово	1 x 6,3	Т-1	0,00
СЭС	ПС 110/10 кВ Время	2 x 16	Т-1 и Т-2	1,93
СЭС	ПС 220/110/10 кВ Красногорская	2 x 200 (РТ 6 x 40)	РТ-1 и РТ-2(а), РТ-3 и РТ-4(б), РТ-5 и РТ-6(в)	6,13
СЭС	ПС 220/10 кВ Куркино	2 x 63	Т-1 и Т-2	18,90
СЭС	ПС 220/110/10 кВ Омега	2 x 250 (РТ 4 x 40)	РТ-1 и РТ-2(а), РТ-3 и РТ-4(б)	10,85
СЭС	ПС 220/20/10 кВ Ильинская	2 x 200 (РТ 2 x 63)	Т-1 и Т-2, СН (20 кВ), НН РТ (10 кВ)	2,46
ЮЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Красково	1 x 31,5, 2 x 40, 1 x 40,5	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Сандарово	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10/6 кВ Апаренки	2 x 63	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/35/6 кВ Кварц	2 x 40	Т-1 и Т-2	2,30
ЮЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Серпухов	1 x 31,5,1 x 20, 2 x 40	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,03
ЮЭС	ПС 110/6 кВ Подольск	2 x 32	Т-1 и Т-2	0,18
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Андреево	1 x 2,5	Т-1	0,00
ЮЭС	ПС 110/10/6 кВ Котельники	1 x 40,5, 1 x 40	Т-1 и Т-2	8,96
ЮЭС	ПС 110/35/6 кВ Климовская	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Юсупово	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Алешино	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Асаново	2 x 2,5	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Домодедовская	1 x 16, 1 x 10	Т-1 и Т-2	0,54
ЮЭС	ПС 110/10/6 кВ Н. Цементная	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10/6 кВ Лыткарино	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 220/110/35/10 кВ ЦАГИ	1 x 180, 2 x 200 (ВДТ 4 x 40), 1 x 20, 2 x 10, 1 x 63	ВДТ-1, ВДТ-2 и Т-3(а); ВДТ-61, ВДТ-62 и Т-7(б)	0,00
ЮЭС	ПС 220/110/10/6 кВ Гулево	2 x 250 (ВДТ 1 x 40, 1 x 63), 2 x 40, 2 x 31,5	Т-1 и Т-4(а), Т-2 и Т-3(б), ВДТ-1 и ВДТ-2(в)	0,21
ЮЭС	ПС 110/35/6 кВ Лопасня	1 x 40, 1 x 31,5	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/6 кВ Раменская	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Наливная	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Кашира - город	3 x 10	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ЮЭС	ПС 35/10 кВ Мартыново	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Нащекино	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Глубокое	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Пятницкая	1 x 16, 1 x 10	Т-1 и Т-2	1,72
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Ляхово	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Бор	2 x 63	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Егоровка	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,96
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Евдокимово	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Елкино	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Егудино	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Епифановка	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Ершовка	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Ежовка	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Жерехово	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Жадино	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Дворики	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10/6 кВ Болятино	2 x 63	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Елизарово	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Лаговская	4 x 25	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,28
ЮЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Н. Домодедово	2 x 31,5, 1 x 40	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	1,46
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Поповка	1 x 5,0,2 x 5,6, 1 x 6,3	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,00
ЮЭС	ПС 35/10 кВ Сер. Пруды	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/35/6 кВ Гжель	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Елохово	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	1,14
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Ерино	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Донино	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Хомутово	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/6 кВ Венюково	2 x 25	Т-1 и Т-2	2,63
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Елисеево	1 x 3,2, 1 x 5,6, 1 x 6,3	Т-1 и Т-2(а), Т-3(б)	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Ефремово	2 x 5,6, 1 x 3,2	Т-1, Т-2, Т-3	2,24
ЮЭС	ПС 110/6 кВ Добрыниха	3 x 25	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Яковлево	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,97
ЮЭС	ПС 110/35/10 кВ Пурлово	2 x 25	Т-1 и Т-2	1,09
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Малаховка	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Пущино	2 x 20	Т-1 и Т-2	2,07
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Калиново	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,62
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Река	2 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/35/10 кВ Талеж	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10/6 кВ Северово	2 x 40	Т-1 и Т-2	1,77
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Прудная	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Сорокино	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Сидорово	1 x 31,5, 1 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/6 кВ Ваулово	3 x 16	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Лосево	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10/10 кВ Фетищево	2 x 63	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/10/6 кВ Металлист	2 x 10, 1 x 5,6, 1 x 4 (БТ)	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,00
ЮЭС	ПС 110/10/6 кВ Полиграф	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Лужники	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/35/10 кВ Стрелецкая	2 x 25	Т-1 и Т-2	2,26
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Топканово	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10/6 кВ Красногорка	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Бронницы	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Рыболово	2 x 16	Т-1 и Т-2	1,19
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Пролетарий	2 x 10	Т-1 и Т-2	3,00
ЮЭС	ПС 35/10 кВ Степановская	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/10 кВ Ялфимово	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Заповедник	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	1,89
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Взлетная	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/6 кВ Дзержинская	1 x 20; 1 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10/6 кВ Видное	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,68
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Ситня	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Гришенки	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Санаторная	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/35/10 кВ Якимовская	1 x 4, 1 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Ям	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 35/6 кВ Барсуки	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/6 кВ Весенняя	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10/6 кВ Лазарево	2 x 25	Т-1 и Т-2	1,05
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Молоково	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Головлинка	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Загорново	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/35/10 кВ Малино	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10 кВ Юбилейная	2 x 63	Т-1 и Т-2	0,00
ЮЭС	ПС 110/10/6 кВ Шепчинки	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,95
ЮЭС	ПС 110/35/10 кВ Калугино	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Большой Двор	1 x 1,8, 1 x 5,6, 1 x 6,3	Т-1, Т-2 Б, Т-3	0,00
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Балашиха	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Городищи	1 x 1, 1 x 5,6, 1 x 6,3	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ВЭС	ПС 35/10/6 кВ Красный Угол	1 x 1,8, 3 x 3,2 (Т-4 расшинован)	Т-1 и Т-2(а), Т-3(б)	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Дятлово	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Краф	3 x 3,2, 1 x 5	Т-1, Т-2, Т-3, Т-4	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Кучино	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Монино	2 x 20, 1 x 31,5, 2 x 25	Т-1А и Т-1Б, Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Черное	3 x 10	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Тепловозная	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10/6 кВ Фряново	1 x 3,2, 2 x 5,6	Т-2 и Т-3(а), Т-4(б)	0,00
ВЭС	ПС 35/3 кВ Керва	2 x 1,8	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10/6 кВ Васютино	1 x 5,6, 3 x 6,3	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,40
ВЭС	ПС 35/6 кВ Дрезна	4 x 5,6	Т-1, Т-2, Т-4	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Бережки	1 x 20, 1 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Поселок	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Истомкино	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Щелково	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Егорьевск	1 x 40, 1 x 40,5, 2 x 6,3	Т-1, Т-2, (Т-3, Т-4)	0,00
ВЭС	ПС 110/35/10 кВ Двойня	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Зарайск	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,40
ВЭС	ПС 110/6 кВ Озеры	2 x 16	Т-1 и Т-2	3,25
ВЭС	ПС 110/10 кВ Непецино	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Коломна	2 x 20, 1 x 31,5	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Дивная	3 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Ловцы	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Крушина	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Райки	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Глухово	2 x 40	Т-1 и Т-2	2,75
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Куровская	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Рошаль	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,78
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Крутое	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Авсюнино	1 x 10	Т-1	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Новиково	1 x 2,5	Т-1	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Купавна	2 x 5,6, 1 x 16	Т-1, Т-2, (Т-3)	0,85
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Шиферная	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Колыберово	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Чкалово	2 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Храпуново	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Шатура - город	1 x 5,6, 1 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Электросталь	4 x 40	Т-1, Т-2, Т-3, Т-4	2,73
ВЭС	ПС 35/6 кВ Акрихин	2 x 5,6, 2 x 7,5	Т-1, Т-2, Т-3, Т-4	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Трофимово	1 x 2,5, 1 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/3 кВ Туголес	2 x 1,8	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/3 кВ Долгуша	2 x 1,8	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Рубин	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,02
ВЭС	ПС 110/6 кВ Суворово	1 x 20, 2 x 31,5	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Радовицы	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 220/110/10/6 кВ Горенки	3 x 200 (РТ 6 x 40), 2 x 63	Т-1 и Т-2(а), РТ-5, 6, 7, 8, 9, 10(б)	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Черусти	1 x 1,8, 1 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Тимохово	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Орехово	1 x 20, 1 x 25, 1 x 40	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Кислородная	2 x 63	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10/6 кВ Дубки	2 x 1,8, 1 x 3,2	Т-1 и Т-2(а), Т-3(б)	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Демино	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/10 кВ Фрязино	4 x 40	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ВЭС	ПС 220/110/10 кВ Восточная	3 x 125 (РТ 6 x 40)	РТ-1-6	13,41
ВЭС	ПС 110/6 кВ Губино	2 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Головино	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Глебово	2 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Голубино	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10/6 кВ Горелово	2 x 1, 1 x 6,3	Т-1 и Т-2(а), Т-3(б)	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Поля насосные	1 x 3,2, 1 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Починки	2 x 2,5	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Мележи	1 x 1, 1 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Сосниха	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Булгаково	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Водовод	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Демихово	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Соколовская	2 x 5,6, 1 x 6,3	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Цюрупа	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Дубровка	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Добрая	2 x 1, 2 x 3,2	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,30
ВЭС	ПС 110/6 кВ Дулево	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Аленино	1 x 7,5, 1 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Жаворонки	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Жерновка	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Жуковка	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Затишье	2 x 20, 2 x 40	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	1,76
ВЭС	ПС 35/10 кВ Третьяково	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Дроздово	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,35
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Ельня	2 x 20	Т-3 и Т-4	0,60
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Дуговая	2 x 40,5, 2 x 63	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	1,89
ВЭС	ПС 35/10 кВ Коробово	1 x 4, 1 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Павлово	2 x 40,5	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Белоомут	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Луховицы	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Полбино	1 x 2,5, 1 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Захарово	1 x 40, 1 x 40,5	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Кудиново	2 x 20	Т-1 и Т-2	1,74
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Ликино	1 x 40, 1 x 40,5	Т-1 и Т-2	0,23
ВЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Минеральная	1 x 25, 2 x 63	Т-1 и Т-2(а), Т-3(б)	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Лопатино	3 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Маслово	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Бруски	1 x 6,3, 1 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Щурово	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Фосфоритная	1 x 20, 1 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Буньково	1 x 5,6, 1 x 5,8	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Спартак	2 x 1,8	Т-1 и Т-2	0,54
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Клишино	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Черноголовка	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Ива	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/6 кВ Торфяная	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Дружба	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Боровое	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Карьер	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Карболит	2 x 15	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Городна	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Сельниково	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,16
ВЭС	ПС 35/10 кВ Пышлицы	1 x 3,2, 1 x 4	Т-1 и Т-2	0,34
ВЭС	ПС 35/6 кВ Пичурино	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Агат	1 x 20, 1 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/10 кВ Гранит	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/10 кВ Юдино	2 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Шульгино	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Митяево	1 x 10, 1 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Бочманово	1 x 25, 1 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Шерна	1 x 25	Т-1	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Ларино	2 x 16, 1 x 40	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ВЭС	ПС 110/35/10 кВ Алмазово	2 x 63	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Мох	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Дединово	2 x 2,5	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Прогресс	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Туменская	1 x 6,3, 1 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/10 кВ Жегалово	2 x 31,5, 2 x 40	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Чанки	2 x 10	Т-1 и Т-2	1,17
ВЭС	ПС 35/10 кВ Пойма	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/10 кВ Гребнево	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Гридино	1 x 2,5, 1 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Сирена	1 x 16, 1 x 20	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Сосны	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Бакунино	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/6 кВ Орбита	3 x 40	Т-1 и Т-2, (Т-3)	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Михали	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Бакшеево	2 x 2,5	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Фетровая	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Фабричная	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Зуево	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Гавриловская	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Тепличная	2 x 2,5	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/6 кВ Дизель	1 x 25, 1 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/10 кВ Спортивная	1 x 25, 1 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/35/10 кВ Ботино	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Мишеронь	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,29
ВЭС	ПС 110/10 кВ Гребчиха	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10 кВ Гуслица	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 110/10/6 кВ Городок	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ВЭС	ПС 35/10 кВ Огуднево	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10 кВ Соловьево	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Устиново	2 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 220/110/10 кВ Встреча	2 x 250 (ВДТ 4 x 40), 1 x 25, 1 x 16	ВДТ-1 и ВДТ-2(а), ВДТ-3 и ВДТ-4(б), Т-3 и Т-4(в)	0,10
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Ракитино	1 x 4, 1 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10/6 кВ Барвиха	2 x 63	Т-1 и Т-2	6,11
ЗЭС	ПС 110/10/6 кВ Усово	2 x 63	Т-1 и Т-2	11,37
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Цезарево	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Голицыно	2 x 20, 2 x 40	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,78
ЗЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Кубинка	4 x 25	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Валуйки	1 x 1, 1 x 1,6	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Мишуково	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Апрелевка	1 x 2,9, 2 x 5,6	(Т-1), Т-2 и Т-3	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Судниково	2 x 2,5	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10/6 кВ Сычи	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10 кВ Вяземы	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10/6 кВ Одинцово	2 x 63, 2 x 80	Т-6, Т-7(а), Т-4, Т-5(б)	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/6 кВ Успенская	2 x 15, 2 x 10	Т-1+Т-3, Т-2, Т-4	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Володино	2 x 1	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Выползово	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10/6 кВ Дедово	2 x 40	Т-2 и Т-3	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Корытово	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10/6 кВ Каменка	2 x 1, 1 x 4	Т-1 и Т-2(а), Т-3(б)	0,00
ЗЭС	ПС 35/10/6 кВ Кирилловка	2 x 1,6, 2 x 4	Т-1 и Т-2(а), Т-3 и Т-4(б)	0,48
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Коврово	2 x 1,6	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Веревкино	2 x 1,6	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Крылово	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Каменская	2 x 6,3	Т-1, Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Комарово	2 x 3,2	Т-1, Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Кленово	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10 кВ Анино	1 x 2,5	Т-1	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Истра	2 x 1,2 x 6,3	Т-1 и Т-2, (Т-3 и Т-4)	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Лыщево	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Наро-Фоминск	1 x 31,5 1 x 40,5, 3 x 63	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Победа	1 x 1,8	Т-1	0,00
ЗЭС	ПС 110/10/6 кВ Дарьино	1 x 40,5,1 x 80	Т-2 и Т-5, (Т-1)	4,37
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Ошейкино	2 x 2,5	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Колодкино	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/6 кВ Бородино	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Шишково	1 x 2,5, 1 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Можайск	1 x 20, 1 x 40	Т-1 и Т-2	5,50
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Хващевская	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Верея	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Панфиловская	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Волоколамск	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Шаховская	2 x 25	Т-1, Т-2, (Т-3)	1,45
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Осташево	1 x 3,2, 1 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Теряево	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Лотошино	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Руза	2 x 25	ы	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Глядковская	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10 Полянка	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Кожино	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Середа	1 x 5,6, 1 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Дорохово	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Шелковка	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Дачная	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10/6 кВ Ивановская	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Карская	3 x 10	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ЗЭС	ПС 110/6 кВ Акулово	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Манеж	2 x 3,2	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Петровская	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/6 кВ Каринская	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10/6 кВ Пернатово	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Кукарино	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Филатово	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Карповка	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10 кВ Селятино	2 x 63	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Снегири	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/6 кВ Звенигород	1 x 15, 2 x 40	Т-1, Т-2, Т-3	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Субботино	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Лидино	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Никольское	1 x 4, 1 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Введенская	2 x 5,6	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Спас	1 x 3,2, 1 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Лама	1 x 4, 1 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,39
ЗЭС	ПС 110/6 кВ Сушкинская	2 x 25	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Волочаново	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Северная	2 x 7,5	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Федосьино	1 x 3,2, 1 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10/6 кВ Ядрошино	2 x 63	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Холстниково	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10 кВ Сухарево	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/35/10 кВ Макарово	2 x 25	Т-1 и Т-2	3,13
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Вышгород	2 x 4	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10 кВ Давыдково	1 x 16	Т-1	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Мордвиново	2 x 6,3	Т-1 и Т-2	1,89
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Збышки	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,10
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Киселево	2 x 2,5	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10 кВ Мухино	2 x 16	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/6 кВ Полушкино	1 x 3,2	Т-1	0,00
ЗЭС	ПС 110/10 кВ Мамоново	2 x 40	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10 кВ Отрадное	2 x 80	Т-1 и Т-2	11,03
ЗЭС	ПС 110/10 кВ Наро-Осаново	1 x 5,6, 1 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 110/10 кВ Духанино	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 35/10 кВ Первомайская	2 x 10	Т-1 и Т-2	0,00
ЗЭС	ПС 220/110/10/6 кВ Слобода	2 x 250 (ВДТ 4 x 63), 2 x 63	ВДТ-1 и ВДТ-2(а), ВДТ-3 и ВДТ-4(б), Т-3 и Т-4(в)	0,00
ЗЭС	ПС 220/10/10 кВ Подушкино	3 x 63	Т-1, Т-2, Т-3	24,60

Таблица 2

Данные по учтенным ТУ на ТП питающих центров 35 - 220 кВ расположенных на территории ВЭС, по состоянию на 01.01.2021

ПС 110 кВ Кучино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ДКРС-Москва ОАО "РЖД"	ИА-18-349-4(112558)	23.07.2018	35	5000	0,7
ПС 110 кВ Прогресс
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 150 до 670 кВт	АО "Мособлэнерго"	В8-19-302-6387(997813)	23.07.2018	10	630	0,2
ПС 110 кВ Минеральная
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ЗАО "Электросетьэксплуатация"	ИА-17-302-482(908552)	26.10.2017	6	3811	0,4
от 670 до 5000 кВт	ООО "Элмонт Энерго"	ИА-18-302-563(155433)	29.11.2018	10	3200	0,4
от 670 до 5000 кВт	ООО "Холдинговая компания ГИС Энерджи"	ИА-18-333-1(104886)	20.04.2018	6	2106	0,4
от 670 до 5000 кВт	ЗАО "Электросетьэксплуатация"	ИА-19-302-288(953888)	13.06.2019	10	2230	0,4
от 670 до 5000 кВт	ЗАО "Электросетьэксплуатация"	ИА-19-302-368(987871)	28.10.2019	10	1200	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (249 шт.)					5176,28	0,2
ПС 110 кВ Купавна
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 150 до 670 кВт	ООО "Содружество"	В8-20-302-20425(707492)	25.12.2020	6	650	0,2
ПС 110 кВ Туменская
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (159 шт.)					1954	0,2
ПС 35 кВ Красный угол
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (39 шт.)					549	0,2
ПС 35 кВ Полбино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (33 шт.)					537,5	0,2
ПС 35 кВ Пичурино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (34 шт.)					435	0,2
ПС 35 кВ Трофимово
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (21 шт.)					447	0,2
ПС 35 кВ Сосниха
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (43 шт.)					2740	0,2
ПС 35 кВ Храпуново
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (86 шт.)					2218	0,2
ПС 35 кВ Дубки
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	АО "Мособлэнерго"	ИА-16-302-375(945373)	05.09.2016	10	2325	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (12 шт.)					2218	0,2
ПС 35 кВ Черусти
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
до 15 кВт	Рудниченко Сергей Иванович	В8-20-302-18065(156725)	28.10.2020	0,4	15	0,2

Таблица 3

Данные по учтенным ТУ на ТП питающих центров 35 - 220 кВ расположенных на территории ЗЭС, по состоянию на 01.01.2021

ПС 35 кВ Осташево
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (81 шт.)					1917	0,2
ПС 35 кВ Судниково
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (35 шт.)					638	0,2
ПС 110 кВ Духанино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ООО "Истра Курорт"	ИА-13-302-2096(925531)	31.01.2014	10	3330	0,3
от 670 до 5000 кВт	ООО "Экодизайн"	7577-409	19.04.2007	10	2250	0,4
от 670 до 5000 кВт	СНТ Лотос	З8-10-302-1164(903967)	12.07.2010	10	1831	0,4
от 670 до 5000 кВт	ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "М.П.А. МЕДИЦИНСКИЕ ПАРТНЕРЫ-КЛИНИКА"	ИА-20-302-1916(800604)	06.07.2020	10	1137	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (265 шт.)					13448	0,2
ПС 110 кВ Можайск
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (60 шт.)					1231,4	0,2
ПС 35 кВ Мордвиново
Заявители мощностью менее 670 кВт (136 шт.)					2841	0,2
ПС 35 кВ Цезарево
Заявители мощностью менее 670 кВт (44 шт.)					905	0,2
ПС 35 кВ Вышгород
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (185 шт.)					2293	0,2
ПС 35 кВ Кленово
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "М.П.А. МЕДИЦИНСКИЕ ПАРТНЕРЫ-КЛИНИКА"	ИА-20-302-1916(800604)	27.06.2016	6	3000	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (7 шт.)					303,2	0,2
ПС 110 кВ Акулово
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 5000 до 8700 кВт	Филиал "Центральный" АО "Оборонэнерго"	ИА-13-302-1959(932573)	21.03.2014	6	5887,1	0,9
от 5000 до 8700 кВт	АО "Оборонэнерго"	ИА-14-302-988(945573)	10.12.2014	6	6386,09	0,9
Заявители мощностью менее 670 кВт (1 шт.)					15	0,2
ПС 110 кВ Соловьево
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (8 шт.)					1810,5	0,2
ПС 110 кВ Мамоново
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	Акционерное общество "Московская областная энергосетевая компания"	ИА-20-307-1316(753833)	13.07.2020	10	830	0,4
от 670 до 5000 кВт	Акционерное общество "Московская областная энергосетевая компания"	ИА-21-307-4572(197407)	-	10	3250	0,4
от 670 до 5000 кВт	Акционерное общество "Объединенная энергетическая компания"	ИА-21-307-4737(201299)	-	0.4	680	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (9 шт.)					1304	0,2
ПС 35 кВ Никольское
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ООО "СП Акцепт"	ИА-15-302-338(902770)	01.07.2015	10	3000	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (51 шт.)					874,5	0,2
ПС 110 кВ Голицыно
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (4 шт.)					82	0,2
ПС 110 кВ Сухарево
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (105 шт.)					1695,76	0,2
ПС 110 кВ Румянцево
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
свыше 8700 кВт	ОАО "Российские железные дороги"	ИА-18-349-8(933630)	26.09.2018	10	12310	0,7
Заявители мощностью менее 670 кВт (33 шт.)					756,67	0,2
ПС 35 кВ Успенская
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	Войсковая часть 48405	ИА-16/20с	18.07.2016	0.4	671	0,7
Заявители мощностью менее 670 кВт (66 шт.)					1393	0,2
ПС 35 кВ Дачная
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	АО "Московская областная энергосетевая компания"	ИА-20-302-1510(774365)	01.04.2020	10	4092	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (18 шт.)					959	0,2
ПС 110 кВ Звенигород (заявки на ТП)
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	АО "Московская областная энергосетевая компания"	-	-	6	3065,5	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (55 шт.)					1245	0,2

Таблица 4

Данные по учтенным ТУ на ТП питающих центров 35 - 220 кВ расположенных на территории СЭС, по состоянию на 01.01.2021

ПС 110 кВ Рогачево
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (117 шт.)					1720	0,2
ПС 110 кВ Долгопрудная
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
свыше 8700 кВт	ООО "СЗ "Гранель Инвест"	ИА-19-302-293(953290)	01.07.2019	10	12000	0,4
от 670 до 5000 кВт	ОАО "РЖД"	ИА-19-302-359(978343)	29.11.2019	0,4	720	0,4
от 670 до 5000 кВт	АО "Мособлэнерго"	ИА-19-302-558(620134)	06.12.2019	10	3000	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (37 шт.)					1846	0,2
ПС 110 кВ Речная
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	Общество с ограниченной ответственностью "Казанская энергетическая компания" в Московской области	ИА-20-307-3021(101661)	21.12.2020	10	720	0,4
ПС 110 кВ Клин
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (140 шт.)					3106	0,2
ПС 110 кВ Нахабино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	АО "К-РАЭСК"	ИА-16-302-300(933916)	19.07.2016	10	5000	0,4
от 670 до 5000 кВт	ГлавУпДК при МИД России	ИА-17-302-603(122049)	25.01.2018	10	1300	0,4
от 5000 до 8700 кВт	ООО "Хайгейт"	ИА-19-302-38(182085)	14.06.2019	10	7720	0,4
от 670 до 5000 кВт	ОАО "РЖД"	ИА-19-302-543(607842)	28.10.2019	10	3250	0,4
свыше 8700 кВт	ОАО "РЖД"	ИА-19-302-563(984423)	22.11.2019	35	9605	0,7
от 670 до 5000 кВт	Садоводческий кооператив "Липка"	ИА-20-302-1936(803411)	22.06.2020	10	1800	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (66 шт.)					1944,49	0,2
ПС 110 кВ Луговая
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ООО "Концепт Иммо Девелопмент"	ИА-16-302-247(917891)	10.05.2016	10	2500	0,4
от 670 до 5000 кВт	АО "Лобненская электросеть"	ИА-16-302-360(945493)	25.08.2016	10	1200	0,7
свыше 8700 кВт	Открытое акционерное общество "Российские железные дороги"	ИА-20-303-1277(741729)	17.04.2020	10	12536	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (20 шт.)					7239	0,2
ПС 110 кВ Тополь
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	АО "Мособлэнерго"	ИА-16-302-262(926402)	31.08.2016	10	1656,3	0,4
ПС 110 кВ Мамонтовская
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670	АО "Мособлэнерго"	ИА-14-302-747(918775)	20.08.2014	6	4050	0,4
от 150 до 670 кВт	ОАО "ПЭМЗ"	С8-19-302-3361(941096)	25.04.2019	6	300	0,2
ПС 110 кВ Бужаниново
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (32 шт.)					694	0,2
ПС 110 кВ Время
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (158 шт.)					3324,74	0,2
ПС 110 кВ Солнечногорск
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	Общество с ограниченной ответственностью "Солнечногорское Пищевое Предприятие"	ИА-20-302-1638(777565)	18.05.2020	10	925	0,4
от 670 до 5000 кВт	Автономная некоммерческая организация "Россия - страна возможностей"	ИА-20-303-1358(755986)	23.04.2020	6	3110	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (252 шт.)					8713,8	0,2
ПС 110 кВ Павшино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ООО "Отрада Девелопмент"	ИА-19-302-289(959425)	07.06.2019	10	1700	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (10 шт.)					306	0,2
ПС 110 кВ Роса
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	АО "Мособлэнерго"	ИА-16-302-589(985976)	02.02.2017	10	2437,01	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (8 шт.)					495	0,2
ПС 110 кВ Алабушево
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 5000 до 8700 кВт	ОАО "РЖД"	ИА-18-349-18(157217)	30.04.2019	110	6240	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (164 шт.)					4641	0,2
ПС 35 кВ Мелихово
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (206 шт.)					3554	0,2
ПС 35 кВ Васькино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (21 шт.)					280	0,2
ПС 35 кВ Лифаново
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (101 шт.)					1705,6	0,2
ПС 35 кВ Бабайки
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (89 шт.)					1601	0,2
ПС 35 кВ Венцы
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (51 шт.)					1000	0,2
ПС 35 кВ Нудоль
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (139 шт.)					3240	0,2
ПС 35 кВ Борщево
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (128 шт.)					1762,5	0,2
ПС 35 кВ Першутино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ПАО "КЛИНАВТОТРАНС"	ИА-17-302-481(993313)	22.12.2017	6	3000	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (58 шт.)					897,5	0,2
ПС 35 кВ Лобня
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (109 шт.)					2518,5	0,2
ПС 35 кВ Талицы
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (63 шт.)					1673,9	0,2
ПС 35 кВ Торгашино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (64 шт.)					1200	0,2
ПС 35 кВ Орлово
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 15 до 150 кВт	Акционерное общество "Московская областная энергосетевая компания"	С8-20-302-14903(872328)	04.09.2020	6	150	0,2
ПС 35 кВ Воробьево
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (36 шт.)					553	0.2
ПС 35 кВ Парус
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (258 шт.)					4486	0,2
ПС 35 кВ Ветрово
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (36 шт.)					533,2	0,2
ПС 35 кВ Катуар
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ООО "СУХАРЕВО-ИНВЕСТ"	ИА-16-302-28(921491)	20.11.2017	10	1356	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (184 шт.)					4053,1	0,2
ПС 35 кВ Правда
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (8 шт.)					112	0,2
ПС 35 кВ Ченцы
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (119 шт.)					1750,3	0,2
ПС 35 кВ Вахромеево
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (109 шт.)					2006,99	0,2
от 670 до 5000 кВт	ООО "Проект-Девелопмент"	ИА-18-302-486(129028)	09.10.2018	6	3000	0,4
от 670 до 5000 кВт	ООО "Проект-Девелопмент"	ИА-19-302-382(977493)	29.11.2019	6	3000	0,4
ПС 35 кВ Нудоль (с учетом договор и заявок на ТП)
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (266 шт.)					5448	0,2

Таблица 5

Данные по учтенным ТУ на ТП питающих центров 35-220 кВ расположенных на территории ЮЭС, по состоянию на 01.01.2021

ПС 110 кВ Прудная
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (692 шт.)					14591,4	0,2
ПС 110 кВ Дзержинская
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ООО "Стройсоюз"	ИА-17-302-265(932090)	15.06.2017	10	3200	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (33 шт.)					1495	0,2
ПС 110 кВ Молоково
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 5000 до 8700 кВт	ООО "Специализированный застройщик "ЖК "Молоково"	ИА-15-302-135(962003)	42104	10	6400	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (295 шт.)					9888,9	0,2
ПС 110 кВ Ям
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 5000 до 8700 кВт	ООО "Южные горки"	И-15-00-959791/125	-	10	6000	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (126 шт.)					4350	0,2
ПС 110 кВ Красково
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	АО "Мособлэнерго"	ИА-19-302-349(982670)	02.09.2019	10	4500	0,4
от 670 до 5000 кВт	Общество с ограниченной ответственностью "Альтофорте"	ИА-19-303-924(727483)	29.01.2020	10	2000	0,4
от 670 до 5000 кВт	АО "Мособлэнерго"	ИА-14-302-851(940361)	20.10.2014	10	4250	0,4
от 670 до 5000 кВт	АО "МОЭГ"	ИА-18-302-555(149240)	13.11.2018	6	3500	0,4
от 670	АО "Мособлэнерго"	ИА-12-302-6950(946389)	29.12.2012	6	1062,5	0,4
от 150 до 670 кВт	ОАО "РЖД"	ИА-17-302-320(950575)	12.09.2017	35	350	0,2
свыше 8700 кВт	АО "Новый горизонт"	ИА-20-302-1473(705924)	06.07.2020	10	10240	0,4
от 670	Акционерное общество "Московская областная энергосетевая компания"	ИА-19-302-485(972687)	06.12.2019	10	1700	0,4
ПС 110 кВ Климовская
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
до 15 кВт	ООО "МВС ГРУП"	Ю8-18-302-22710(194200)	27.02.2019	0,22	1	0,2
до 15 кВт	ООО "МВС ГРУП"	Ю8-19-302-1239(916547)	20.03.2019	0,22	1	0,2
ПС 110 кВ Лаговская
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ООО "Зеленый Век"	ИА-12-302-6120(944428)	17.01.2013	10	5000	0,4
от 670 до 5000 кВт	ООО "РЕНТЭКСПОРТ"	ИА-18-302-576(990275)	23.11.2018	10	3550	0,7
от 670 до 5000 кВт	ООО "СтройИнвест"	ИА-19-302-100(919492)	21.03.2019	10	1350	0,7
от 670	ООО "ЛУКОЙЛ-Транс"	ИА-17-302-636(133041)	24.01.2018	6	1211	0,4
от 670 до 5000 кВт	ОАО "РСП"	ИА-15-302-244(905442)	21.04.2015	6	1100	0,7
от 670 до 5000 кВт	ОАО "РСП"	ИА-15-302-117(900204)	11.03.2015	10	890	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (186 шт.)					9583	0,2
ПС 35 кВ Епифановка (ПС 110 кВ Лаговская)
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (3 шт.)					39	0,2
ПС 35 кВ Ежовка (ПС 110 кВ Лаговская)
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (107 шт.)					10041	0,2
ПС 35 кВ Сандарово (ПС 110 кВ Лаговская)
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ООО "МИБ-ИНВЕСТИЦИИ"	ИА-15-302-244(905442)	03.04.2019	6	1600	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (24 шт.)					843	0,2
ПС 35 кВ Елисеево (ПС 110 кВ Лаговская)
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (73 шт.)					2718	0,2
ПС 35 кВ Ефремово (ПС 110 кВ Лаговская)
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (78 шт.)					2404	0,2
ПС 110 кВ Раменская
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670	АО "Мособлэнерго"	ИА-13-302-1115(900274)	20.05.2013	6	4000	0,4
ПС 110 кВ Гжель
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670	-	-	21.11.2017	10	5120	0,4
ПС 110 кВ Нащекино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (335 шт.)					7678,8	0,2
ПС 110 кВ Кварц
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	Филиал акционерного общества "Московская областная энергосетевая компания" Домодедовские электрические сети	ИА-16-302-179(905602)	05.05.2016	6	1000	0,4
от 670 до 5000 кВт	ООО "Проект-Девелопмент"	ИА-19-302-179(935403)	24.05.2019	6	4980	0,7
от 670 до 5000 кВт	ООО "ЕСТ"	ИА-19-302-387(994683)	13.08.2019	6	800	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (490 шт.)					13734,5	0,2
ПС 110 кВ Пущино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ООО Туровский тепличный комплекс"	ИА-17-302-393(908832)	16.10.2017	10	1000	0,4
свыше 8700 кВт	Администрация городского округа Пушкино	ИА-18-302-269(960261)	27.12.2018	10	10000	0,7
от 670 до 5000 кВт	Общество с ограниченной ответственностью "ЮГ АГРОИНВЕСТ"	ИА-20-302-2597(863901)	22.09.2020	10	950	0,7
от 670 до 5000 кВт	А	ИА-19-302-387(994683)	13.08.2019	6	800	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (308 шт.)					4400	0,2
ПС 110 кВ Сидорово
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ОАО "РЖД" при ДЦФТО Московской железной дороги - филиала ОАО "РЖД"	ИА-17-302-136(903808)	29.05.2017	10	1165	0,4
от 670 до 5000 кВт	Общество с ограниченной ответственностью "АСК-38"	ИА-20-302-3236(112724)	17.11.2020	10	884	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (316 шт.)					8661	0,2
ПС 110 кВ Лопасня
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (69 шт.)					1407	0,2
ПС 110 кВ Полиграф
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ООО "Барри Каллебаут НЛ Раша"	ИА-19-302-242(952597)	06.06.2019	10	3840	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (57 шт.)					5190	0,2
ПС 110 кВ Малаховка
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	АО "Мособлэнерго"	ИА-16-302-104(907352)	24.05.2016	10	4925,26	0,4
от 670 до 5000 кВт	МУП "Комбинат ЖКХ и благоустройства" поселка Красково	ИА-17-302-1(102535)	17.02.2017	10	4980	0,4
от 5000 до 8700 кВт	ОАО "РЖД"	ИА-17-349-4(950568)	16.08.2018	110	7130	0,7
ПС 110 кВ Стрелецкая
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	Администрация городского округа Кашира	ИА-19-302-251(946266)	25.09.2019	10	2325,8	0,4
от 670	Компьюлинк Инфраструктура Кашира	ИА-19-302-322(945066)	16.08.2019	10	1250	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (56 шт.)					4610	0,2
ПС 110 кВ Хомутово
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	АО "Мособлэнерго"	ИА-19-302-229(953401)	14.06.2019	10	1300	0,4
от 15 до 150 кВт	ТСН "Нагорье"	Ю8-18-302-12412(999513)	06.08.2018	10	150	0,2
от 15 до 150 кВт	ООО "Ирвик"	Ю8-18-302-2144(914582)	12.03.2018	10	150	0,2
ПС 110 кВ Заповедник
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (43 шт.)					909,4	0,2
ПС 110 кВ Бронницы
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
от 670 до 5000 кВт	ООО "Шале"	ИА-16-302-444(956801)	05.10.2016	10	4000	0,4
от 670 до 5000 кВт	ООО "Пирс"	ИА-18-302-108(910771)	10.04.2018	10	4000	0,7
от 670 до 5000 кВт	ГБУЗ МО "БГБ"	ИА-20-302-1578(778950)	17.04.2020	0.4	1000	0,4
Заявители мощностью менее 670 кВт (73 шт.)					35270	0,2
ПС 35 кВ Асаново
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (29 шт.)					473	0,2
ПС 35 кВ Елохово
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (200 шт.)					7350	0,2
ПС 35 кВ Ялфимово
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (90 шт.)					1443	0,2
ПС 35 кВ Ерино
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (192 шт.)					3217	0,2
ПС 35 кВ Елисеево
Категория мощности	Заявитель	N договора	Дата заключения	Напряжение, кВ	Не присоединенная мощность, кВт	Коэффициент реализации
Заявители мощностью менее 670 кВт (73 шт.)					1061	0,2

Приложение 9
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Акты
технического освидетельствования и расследования причин аварий

(не приводятся)

Приложение 10
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Таблица 7

Перечень
рекомендуемых мероприятий по базовому варианту развития электрических сетей 35 кВ и выше Московской области, реализация которых может привести к незапланированному росту НВВ

N п/п	Наименование мероприятия	Год ввода в эксплуатацию (рекомендуемый)	Технические характеристики объектов проекта	Итоговая стоимость в прогнозных ценах соответствующих лет, млн. руб. (с НДС)	План финансирования в прогнозных ценах соответствующих лет, млн. руб. (с НДС)					Организация, ответственная за реализацию объекта	Источник финансирования (ИП - инвестиционная программа; ТП - технологическое присоединение потребителя)	Стоимость в прогнозных ценах соответствующих лет для расчета влияния на НВВ, млн. руб. без НДС	Годовая амортизация для расчета влияния на НВВ, млн. руб.	Изменение количества у.е. для расчета влияния на НВВ
					1-й год периода (2022 год)	2-й год периода (2023 год)	3-й год периода (2024 год)	4-й год периода (2025 год)	5-й год периода (2026 год)
1	2	3	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	Реконструкция ПС 110 кВ Минеральная с заменой Т-3 25 МВА на 63 МВА с установкой дополнительной ячейки 110 кВ	2026	63 МВА	197,4				96,59	100,65	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	164,37	11,01	14,00
2	ПС 110/10 кВ N 21 Афанасово (замена выключателей)	2022		6,11	6,11					ОАО "РЖД"	ИП	5,09	0,34	0,00
3	ПС 35/10 кВ N 120 Храпуново	2026	2 x 6,3 МВА	48,58	23,73	24,85				ПАО "Россети Московский регион"	ИП	40,48	2,71	0,00
4	ПС 35/10 кВ N 365 Полбино	2026	2 x 4 МВА	54,93				26,90	28,03	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	45,78	3,07	0,00
5	ПС 110/35/6 кВ N 703 Туменская	2026	1 x 10 МВА	78,04				38,22	39,82	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	65,03	4,36	0,00
6	ПС 35/6 кВ N 636 Пичурино	2026	2 x 6,3 МВА	57,99				28,40	29,59	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	48,33	3,24	0,00
7	Замена разъединителя, трансформатора тока и ВЧ-заградителя ВЛ 110 кВ Панфиловская - Чисмена на ПС 110 кВ Чисмена	2026		12,05					12,05	ОАО "РЖД"	ИП	10,04	0,67	0,00
8	ВЛ 110 кВ Луч - Духанино с пропускной способностью не менее 450 А для ТНВ +25 °C	2026	5,8 км	95,22				46,63	48,59	ПАО "Россети Московский регион"	ТП		5,32	9,28
9	ПС 35/10 кВ N 199 Дубки	2026	2 x 4 МВА	54,93				26,90	28,03	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	45,78	3,07	0,00
10	ПС 110/10/6 кВ N 551 Пернатово	2022	2 x 63 МВА	209,00	102,10	106,90				ПАО "Россети Московский регион"	ТП		11,67	0,00
11	Установка устройств АОПО ВЛ 110 кВ Полянка - Манихино на ПС 110 кВ Полянка, действующих на отключение нагрузки в районе ПС 110 кВ Румянцево и ПС 110 кВ Ядрошино в объеме 24 МВт	2021		2,95	2,95					ПАО "Россети Московский регион"	ИП	2,46	0,16	0,00
12	Замена трансформатора тока, ошиновки КВЛ 110 кВ Нахабино - Слобода на ПС 110 кВ Нахабино на трансформатор тока и ошиновку с номинальным током не менее 794 А	2024		5,63			5,63			ПАО "Россети Московский регион"	ИП	4,69	0,31	0,00
13	ПС 110/35/6 кВ N 423 Румянцево	2022	2 x 40 МВА	194,81	95,17	99,64				ОАО "РЖД"	ИП	162,34	10,88	0,00
14	ПС 110/6 кВ Звездочка (отпайкой на ПС 110 кВ Акулово ВЛ 110 кВ Кубинка - Кедрово I цепь с отпайками)	2022	1 x 25 МВА	377,62	145,22	114,03	118,37			ОАО "Оборонэнерго"	ИП	314,68	21,08	105,00
15			0,1 км	1,41	0,69	0,72				ОАО "Оборонэнерго"	ИП	1,18	0,08	0,16
16	ПС 35/10 кВ N 707 Вышгород	2026	2 x 6,3 МВА	57,99				28,40	29,59	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	48,33	3,24	0,00
17	ЛЭП 110 кВ Саввинская - Звенигород I, II цепь	2023	2 x 2 км	42,23	20,63	21,60				ПАО "Россети Московский регион"	ИП	35,19	2,36	3,80
18	ЛЭП 110 кВ Саввинская - Успенская I, II цепь	2023	2 x 10 км	191,15	93,38	97,77				ПАО "Россети Московский регион"		159,29	10,67	19,00
19	ПС 110/35 кВ N 584 Звенигород (реконструкция ОРУ 110 кВ)	2023		357,10	174,45	182,65				ПАО "Россети Московский регион"	ИП	297,58	19,94	98,00
20	ПС 110/35/10 кВ N 441 Железнодорожная (замена выключателей)	2022		12,06	12,06					ОАО "РЖД"	ИП	10,05	0,67	0,00
21	ПС 110/10 кВ N 521 Кольцевая (замена выключателей)	2022		12,06	12,06					ОАО "РЖД"	ИП	10,05	0,67	0,00
22	ПС 110/35/6 кВ N 117 Голицыно замена трансформатора Т-1 20 МВА на 40 МВА	2022	1 x 40 МВА	97,40	47,58	49,82				ПАО "Россети Московский регион"	ИП	81,17	5,44	0,00
23	Строительство ПС 35 кВ Сливовая	2022	1 x 6,3 МВА	157,85	60,70	47,67	49,48			ПАО "Россети Московский регион"	ТП		8,81	75,00
24	Строительство воздушной отпайки от КВЛ 35 кВ Валуйки - Веревкино в сторону ПС 35 кВ Сливовая	2022	0,05	0,64	0,31	0,33				ПАО "Россети Московский регион"	ТП		0,04	0,07
25	Замена на ПС 35 кВ Кирилловка: - ТТ ВЛ 35 кВ Кирилловка - Коврово; - ТТ и ВЧЗ КВЛ 35 кВ Кубинка - Кирилловка с отпайкой на ПС Полушкино	2022		4,02	4,02					ПАО "Россети Московский регион"	ИП	3,35	0,22	0,00
26	Замена на ПС 35 кВ Кубинка ТТ КВЛ 35 кВ Кубинка - Кирилловка с отпайкой на ПС Полушкино	2022		1,65	1,65					ПАО "Россети Московский регион"	ИП	1,38	0,09	0,00
27	Замена на ПС 35 кВ Коврово ТТ ВЛ 35 кВ Кирилловка - Коврово	2022		1,65	1,65					ПАО "Россети Московский регион"	ИП	1,38	0,09	0,00
28	ПС 110/35/6 кВ N 701 Сухарево замена трансформаторов 2 x 16 на 2 x 25	2025	2 x 25 МВА	201,04			98,40	102,64		ПАО "Россети Московский регион"	ИП	167,53	11,22	0,00
29	ПС 110/35/10 N 422 кВ Манихино замена трансформаторов 2 x 20 на 2 x 40	2026	2 x 40 МВА	220,29				107,88	112,41	ОАО "РЖД"	ИП	183,58	12,3	0,00
30	ПС 35/6 кВ N 147 Васькино	2025	2 x 2,5 МВА	52,20			25,55	26,65		ПАО "Россети Московский регион"	ИП	43,50	2,91	0,00
31	ПС 35/10 кВ N 332 Лифаново	2026	2 x 6,3 МВА	57,99				28,40	29,59	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	48,33	3,24	0,00
32	ПС 35/6 кВ N 184 Вахромеево замена трансформаторов Т-2 и Т-3 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА	2026	2 x 10 МВА	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	71,83	4,81	0,00
33	Реконструкция ВЛ 35 кВ Воробьево - Вахромеево с отпайкой на ПС Зарамушки	2024	9,5 км	7,74		3,80	3,94			ПАО "Россети Московский регион"	ИП	6,45	0,43	0,00
34	ПС 35/6 кВ N 207 Ветрово	2026	1 x 6,3 МВА	29,00				14,20	14,80	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	24,17	1,62	0,00
35	ПС 110 кВ Тетерино с сооружением ЛЭП 110 кВ Клин - Тетерино I, II цепь	2022	2 x 16 МВА	568,41	218,59	171,65	178,17			ОАО "РЖД"	ИП	473,68	31,74	105,00
36		2022	2 x 4 км	77,40	37,81	39,59				ОАО "РЖД"	ИП	64,50	4,32	7,60
37	ПС 110/35/6 кВ N 181 Клин замена существующих трансформаторов 2 x 63 МВА на 2 x 80 МВА	2026	2 x 80 МВА	566,50				277,42	289,08	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	472,08	31,63	0,00
38	ПС 35/6 кВ N 443 Бабайки	2026	2 x 10 МВА	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	71,83	4,81	0,00
39	ПС 35/6 кВ N 776 Борщево	2026	2 x 4 МВА	54,93				26,90	28,03	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	45,78	3,07	0,00
40	ПС 35/6 кВ N 144 Першутино	2026	2 x 16 МВА	94,67				46,36	48,31	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	78,89	5,29	0,00
41	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Клязьма - Тополь с отпайкой на ПС Подлипки на ПС 110 кВ Клязьма, действующих на отключение нагрузки потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Подлипки, ПС 110 кВ Колонцово в объеме 56 МВт	2021		2,95	2,95					ПАО "Россети Московский регион"	ИП	2,46	0,16	0,00
42	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Сокольники - Хвойная с отпайкой на ПС Колонцово на ПС 220 кВ Хвойная действующего на отключение нагрузки потребителей ПС 220 кВ Хвойная, ПС 110 кВ Север, ПС 110 кВ Новые Подлипки, ПС 110 кВ Тополь в объеме 55,8 МВт	2021		3,95	3,95					ПАО "Россети Московский регион"	ИП	3,29	0,22	0,00
43	ПС 110/10 кВ N 82 Павшино	2022	2 x 63 МВА	209,00	102,10	106,90				ПАО "Россети Московский регион"	ИП	174,17	11,67	0,00
44	ВЛ 110 кВ Хлебниково - Луговая (сооружение II цепи)	2026	14,97 км	233,79			90,01	70,41	73,37	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	194,83	13,05	23,95
45	ПС 110/10 кВ N 15 Роса	2026	2 x 40 МВА	236,34				115,74	120,60	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	196,95	13,20	0,00
46	ПС 35/6 кВ N 77 Талицы	2026	2 x 10 МВА	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	71,83	4,81	0,00
47	ПС 35/10 кВ N 315 Ченцы	2026	2 x 10 МВА	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	71,83	4,81	0,00
48	ПС 35/10 кВ N 545 Торгашино	2026	2 x 4 МВА	54,93				26,90	28,03	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	45,78	3,07	0,00
49	ПС 110/35/10/6 кВ Бужаниново	2026	2 x 4 МВА	54,93				26,90	28,03	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	45,78	3,07	0,00
50	ПС 110/10 кВ N 20 Алабушево	2022	1 x 40 МВА	104,50	51,05	53,45				ПАО "Россети Московский регион"	ИП	87,08	5,83	0,00
51	Замена на ПС 35 кВ Ванино ТТ ВЛ 35 кВ Солнечногорск - Ванино	2022		1,65	1,65					ПАО "Россети Московский регион"	ИП	1,38	0,09	0,00
52	ВЛ 110 кВ Юбилейная - Красково с отпайкой на ПС Котельники	2026	4,91 км	8,93				4,37	4,56	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	7,44	0,50	0,00
53	Реконструкция ПС 110 кВ Малаховка с заменой трансформаторов	2026	2 x 25	198,08				97,00	101,08	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	165,07	11,06	0,00
54	ПС 220/110/10/6 кВ N 341 Мячково (замена выключателей)	2022	-	6,11	6,11					НИЦ ЦИАМ - филиал ФГУП "ЦИАМ им. П.И. Баранова"	ИП	5,09	0,34	0,00
55	Реконструкция ВЛ 110 кВ Пахра - Подольск I, II цель с увеличением пропускной способности	2026	2 x 12,1 км	46,84				22,94	23,9	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	39,03	2,62	0,00
56	Реконструкция ВЛ 110 кВ Гулево - Подольск I, II цепь с отпайкой на ПС Шепчинки с увеличением пропускной способности	2026	2 x 1,3 км	4,97				2,43	2,54	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	4,14	0,28	0,00
57	ВЛ 110 кВ Лаговская - Весенняя II цепь	2022	10 км	140,36	68,57	71,79				ПАО "Россети Московский регион"	ИП	116,97	7,84	16,00
58	ПС 110/10 кВ N 243 Нащекино	2026	2 x 25 МВА	198,08				97,00	101,08	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	165,07	11,06	0,00
59	ПС 110/10 кВ N 607 Рыболово - реконструкция РУ 110 кВ с заменой масляных выключателей на элегазовые	2025	-	51,67			25,29	26,38		ПАО "Россети Московский регион"	ИП	43,06	2,88	0,00
60	Реконструкция ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий на участке от ПС 110 кВ Калугино до отпайки на ПС 110 кВ Пролетарий с заменой провода АС-150 на АС-185	2021	25,8 км	33,96	16,59	17,37				ПАО "Россети Московский регион"	ИП	28,30	1,90	0,00
61	ПС 110 кВ Калугино замена ошиновки на присоединении ВЛ 110 кВ Калугино - Гришенки с отпайкой на ПС Пролетарий на провод марки АС-185	2021		0,28	0,28					ПАО "Россети Московский регион"	ИП	0,23	0,02	0,00
62	ПС 110/10 кВ N 529 Сидорово с заменой Т-2	2026	1 x 40 МВА	118,17				57,87	60,30	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	98,48	6,60	0,00
63	ПС 35/10 кВ N 657 Ялфимово	2026	2 x 10 МВА	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	71,83	4,81	0,00
64	Установка устройств АОПО ВЛ 110 кВ Бугры - Лопасня I, II цепь с отпайкой на ПС Венюково на ПС 110 кВ Лопасня, действующих на отключение нагрузки ПС 110 кВ Лопасня в объеме 23 МВт	2021		5,42	5,42					ПАО "Россети Московский регион"	ИП	4,52	0,30	0,00
65	ПС 35/6 кВ N 357 Елохово	2026	2 x 10 МВА	82,68			40,47	42,21		ПАО "Россети Московский регион"	ИП	68,90	4,62	0,00
66	ПС 35/6 кВ N 358 Ерино	2026	2 x 16 МВА	94,67				46,36	48,31	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	78,89	5,29	0,00
67	ПС 35/6 кВ N 384 Елисеево	2026	2 x 10 МВА	86,19				42,21	43,98	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	71,83	4,81	0,00
68	Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Серпухов	2024	КРУЭ 110 кВ	742,66	285,6	224,27	232,79			ПАО "Россети Московский регион	ИП	618,88	41,47	126,00
69	Реконструкция ПС 110 кВ Стрелецкая с заменой трансформаторов	2026	2 x 40 МВА	220,29				107,88	112,41	ПАО "Россети Московский регион"	ИП	183,58	12,30	0,00
	ИТОГО:			7634,99	1605,13	1434,8	868,1	1920,144	1806,66			5976,86	426,28	602,86

Приложение 11
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Результаты
расчетов электроэнергетических режимов электрических сетей 110 кВ и выше энергосистемы города Москвы и Московской области с перспективным развитием на период до 2026 года

(не приводятся)

Приложение 12
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Принципиальные электрические схемы 110 кВ и выше ВЭС, ЗЭС, СЭС и ЮЭС с перспективным развитием на период до 2026 года. Базовый вариант

(не приводятся)

Приложение 13
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Принципиальные электрические схемы 110 кВ и выше ВЭС, ЗЭС, СЭС и ЮЭС с перспективным развитием на период до 2025 года. Региональный вариант

(не приводятся)

Приложение 14
к Схеме и программе
перспективного развития
электроэнергетики
Московской области
на период 2022 - 2026 годов

Карта-схема
электрических сетей 110 (35) кВ и выше с развитием на период до 2026 года

(не приводится)