285 тм-т1
Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35 - 1150 кВ

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«Проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт
по проектированию энергетических систем и электрических сетей
«ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ»

УКРУПНЕННЫЕ СТОИМОСТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ПОДСТАНЦИЙ
НАПРЯЖЕНИЕМ 35 - 1150 кВ

285 тм-т1

Москва 2007

СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация

1.1 Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35 - 1150 кВ разработаны с целью оценки необходимых инвестиций в сооружение BJI и ПС при технико-экономическом сравнении вариантов и обеспечения точности технико-экономических расчетов при схемном проектировании. Указанная работа включает широкий круг стоимостных показателей элементов электрических сетей энергосистем. За базисный уровень принят уровень цен, сложившихся на 01.01.2000г.

В настоящую работу включены материалы по демонтажу оборудования, а также учтены замечания ряда пользователей «Укрупненных стоимостных показателей электрических сетей (СО 00.03.03-06)». В работе справочно приводятся данные о стоимости элементов электрических сетей в зарубежных энергосистемах, относящиеся к концу 1990-х годов.

Настоящая работа выполнена Производственно-техническим департаментом ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ». В работе использованы материалы институтов «Уралэнергосетьпроект», «Севзапэнергосетьпроект» и «Тулаэнергосетьпроект», Ответственным исполнителем работы является ведущий специалист ТО ПТД Челазнова Л.А., в работе принимали участие начальник ПТД Подъячев В.Н., главные специалисты ТО ПТД Евтушенко В.А. и Кулаков А.М,.

Работа выполнена по договору № 121-07 от 28.09.07г. с ОАО «ФСК ЕЭС».

1. Общая часть

1.1. Укрупненные стоимостные показатели (УСП) электрических сетей напряжением 35 кВ и выше предназначены для:

· оценки объема инвестиций при планировании нового строительства, а в отдельных случаях, и при реконструкции электросетевых объектов;

· технико-экономических расчетов при сопоставлении вариантных решений, выбора схем электрических сетей («схемное» проектирование»);

· разработки обоснований инвестиций и бизнес-планов.

1.2. В основу определения УСП положены:

· материалы, обобщающие сметные расчеты к проектам конкретных объектов;

· требования к строительной и механической части электросетевых объектов, определяемые «Правилами устройства электроустановок» 7-го издания;

· «Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ (СО 154-34.20.122-2006)». Утверждены Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2006. № 187;

· «Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 750 кВ (СО 154-34.20.121-2006)». Утверждены Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2006. № 187;

· «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения » (278 тм-т1);

· действующие цены на оборудование и материалы заводов- поставщиков;

· отчетные данные Департамента инвестиционной политики РАО «ЕЭС России» по текущему финансированию объектов электрических сетей.

1.3. Общие требования Минстроя РФ по организации проектирования изложены в:

· «Порядке разработки, согласования, утверждения и состава обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений» (Минстрой РФ, 1995 г., СП 11-101-95):

· «Инструкции о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений» (Минстрой РФ, 1995 г., СНиП 11-01-95).

Несмотря на отмену действия СНиП 11-01-95 и СП-101-95 (Постановление Госстроя РФ от 12.07.2002 г. № 86) и отсутствие замены этих нормативных документов, Госстрой РФ своим письмом от 20 марта 2003 г. № СК-12692/3 разъясняет:

«До утверждения в установленном порядке федеральных строительных нормативных документов, регламентирующих выполнение предпроектных и проектных работ, возможно использование в практике реального проектирования ранее действовавших СНиП 11-01-95 и СП 11-101-95 в качестве рекомендуемых положений в части, не противоречащей федеральным законам и постановлениям Правительства Российской Федерации».

1.4. В соответствии с СП 11-101-95 проектная подготовка строительства состоит из трех этапов:

· 1-ый этап - определение цели инвестирования, назначения и мощности объекта строительства, номенклатуры продукции, места (района) размещения объекта с учетом принципиальных требований и условий заказчика (инвестора). На основе необходимых исследований и проработок об источниках финансирования, условиях и средствах реализации поставленной цели заказчиком проводится оценка возможностей инвестирования;

· 2-ой этап - разработка обоснований инвестиций в строительство на основании полученной информации, требований государственных органов и заинтересованных организаций, в объеме, достаточном для принятия заказчиком (инвестором) решений о целесообразности дальнейшего инвестирования, получения от соответствующего органа исполнительной власти предварительного выбора места размещения объекта, о разработке проектной документации;

· 3-ий этап - разработка, согласование, экспертиза и утверждение проектной документации, получение на ее основе решения об отводе земельного участка под строительство.

Основным проектным документом на строительство объекта является, как правило, проект строительства, частью которого является сметная документация. На основании утвержденного проекта строительства разрабатывается рабочая документация по объекту.

Настоящие УСП используются при выполнении 1-го и 2-го этапов проектной подготовки строительства. На базе использования УСП могут формироваться договорные цены на разработку проектной документации.

1.5. Определение стоимости проекта на строительство осуществляется с учетом «Справочника базовых цен на проектные работы для строительства. Объекты энергетики», утвержденного Председателем Правления РАО «ЕЭС России» А.Б. Чубайсом 10.02.03, а также «Общих указаний по применению справочников базовых цен на проектные работы для строительства», утвержденных Постановлением Госстроя РФ от 07.08.02 № 102.

1.6. УСП приведены в базисном уровне цен и не включают НДС. В соответствии с Постановлением Госстроя РФ от 08.04.2002 № 16 «О мерах по завершению перехода на новую сметно-нормативную базу ценообразования в строительстве» за базисный уровень принят уровень цен, сложившихся на 01.01.2000г. Определение стоимости строительства в текущем (прогнозном) уровне цен осуществляется с применением индексов пересчета стоимости в текущий (прогнозный) уровень цен. Индексы представляют собой отношение стоимости продукции, работ или ресурсов в текущем уровне цен к стоимости в базисном уровне цен.

Индексы цен публикуются в:

· Вестнике Управления ценообразования и сметного нормирования Госстроя России (Государственного Комитета Российской Федерации по строительству и жилищно-коммунальному комплексу);

· Межрегиональном информационно-аналитическом бюллетене «Индексы цен в строительстве», издаваемом «КО-ИНВЕСТ».

С использованием индексов цен могут быть выполнены:

· оценка объема капитальных вложений в текущем уровне цен при выполнении макроэкономических, плановых и статистических расчетов;

· расчет стоимости строительства в составе обоснований инвестиций и бизнес-планов.

Определение стоимости строительства по УСП в текущем (прогнозном) уровне цен осуществляется с применением индексов на капитальные вложения, приводимых в Межрегиональном информационно- аналитическом бюллетене «Индексы цен в строительстве», издаваемом «КО- ИНВЕСТ».

Индексы цен по капитальным вложениям и элементам их технологической структуры по отрасли «Электроэнергетика» РФ (с I квартала 2005 года - по видам экономической деятельности) приведены в табл. 1. Указанные индексы не включают НДС,

1.7. Базисные УСП учитывают стоимостные показатели на 1 км воздушных и кабельных линий, а также на подстанции в целом и по их основным элементам для нормальных условий строительства в европейской части страны. Для определения стоимости строительства электрических сетей в других районах централизованного электроснабжения страны применяются повышающие территориальные коэффициенты к базисной стоимости электросетевых объектов (табл. 2).

Для районов Крайнего Севера и приравненных к ним местностей ориентировочная стоимость строительства линий электропередачи может быть определена применением повышающих коэффициентов 2,0 - 2,7. К стоимости строительства подстанций в этих районах применяется повышающий коэффициент 1,5 - 2,0 (в отдельных случаях, для мощных подстанций со сложной схемой доставки оборудования и тяжелыми условиями строительства - до 3,0).

Таблица 1

Индексы цен по капитальным вложениям и элементам их технологической структуры по отрасли «Электроэнергетика» (с I кв. 2005 г. - по видам экономической деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии, газа, пара и горячей воды)

1.8. УСП учитывают все затраты в сооружение BJI и ПС по объектам производственного назначения (базисные показатели стоимости). Затраты, связанные со строительством РПБ, жилстроительством, использованием вертолетов, производством специальных строительных работ (плывуны, скальные грунты и др.), устройством больших переходов через водные преграды базисными показателями стоимости BЛ и ПС не учтены.

Затраты, не включенные в базисные показатели, определяются индивидуальным расчетом, или по проекту-аналогу.

Таблица 2

Территориальные повышающие коэффициенты к базисной стоимости электросетевых объектов

1.9. Стоимость отчуждаемых земельных участков - постоянный отвод земель - для линий электропередачи и подстанций принимается с учетом «Правил определения размеров земельных участков для размещения воздушных линий электропередачи и опор линий связи, обслуживающих электрические сети», утвержденных Правительством РФ и «Норм отвода земель для электрических сетей напряжением 0,38 - 750 кВ», утвержденных Минтопэнерго РФ и РАО «ЕЭС России»

Затраты на отвод земельного участка (изъятие, предоставление и передача его в собственность или аренду, а также затраты по аренде земельного участка в период строительства) определяются в соответствии с земельным законодательством РФ, а также положений, утвержденных соответствующей территориальной администрацией субъекта Российской Федерации.

Средства, необходимые на оплату за землю при изъятии земельного участка для строительства ПС и ВЛ, определяются исходя из нормативной цены земли.

Нормативная цена земли в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 15.03.97 № 319 «О порядке определения нормативной цены земли» ежегодно определяется органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации для земель различного целевого назначения по оценочным зонам, административным районам и поселениям.

В табл. 3 приведены некоторые нормативные значения цены земли для отдельных регионов страны (максимальные и минимальные значения) в соответствии с государственной кадастровой оценкой земель.

Средства на возмещение потерь сельскохозяйственного производства, вызванных изъятием (или временным занятием) земельных участков, определяются в размере стоимости освоения равновеликой площади новых земель. Размер стоимости освоения новых земель принимается на основе «Нормативов стоимости освоения новых земель взамен изымаемых сельскохозяйственных угодий для несельскохозяйственных нужд», утвержденных Постановлением Правительства РФ от 28.01.1993 № 77 (ред. от 15.05.1999, с изм. от 07.05.2003) «Об утверждении положения о порядке возмещения убытков собственникам земли, землевладельцам, землепользователям, арендаторам и потерь сельскохозяйственного производства».

Таблица 3

Нормативная цена земли в субъектах Российской Федерации на начало 2000 г.

2. Воздушные линии

2.1. Укрупненные стоимостные показатели (УСП) составлены для В Л 35-500 кВ на унифицированных стальных и железобетонных опорах, 750 кВ - на типовых стальных опорах и 1150 кВ - на стальных опорах индивидуального проектирования. В стоимостных показателях ВЛ учтена подвеска оптического кабеля связи магистральных ВОЛС - ВЛ.

УСП ВЛ составлены с учетом гололедных и ветровых нагрузок, соответствующих требованиям ПУЭ 7-го издания.

2.2. УСП воздушных линий составлены с учетом использования сталеалюминиевых проводов марки АС по ГОСТ 839-80 с учетом последующих дополнений.

2.3. Базисные показатели стоимости ВЛ (без учета НДС) переменного тока напряжением 35 - 1150 кВ приведены в табл. 4, а постоянного тока - в табл. 5. Базисные показатели учитывают все затраты производственного назначения, предусмотренные «Нормами технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 750 кВ» (СО 154-34.20.121-2006), которые утверждены Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2006. № 187 и соответствуют средним условиям строительства и нормативному ветровому давления до 0,6 кПа. Условия строительства ВЛ, учтенные в базисных показателях стоимости, приведены в табл. 6. При прохождении ВЛ в более сложных условиях, чем приведены в табл. 6, затраты на сооружение ВЛ увеличиваются (табл. 9). При этом отдельные усложняющие условия строительства учитываются независимо друг от друга.

В случаях, когда отсутствует подробная информация об условиях прохождения ВЛ, базисные показатели могут быть использованы без корректировки. К базисным показателям стоимости добавляется стоимость постоянного отвода земли (п. 1.9.), а при необходимости - стоимость вырубки просеки и устройства лежневых дорог.

Таблица 4

Базисные показатели стоимости ВЛ 35-1150 кВ переменного тока на стальных и железобетонных опорах без учета НДС

(цены 2000 г.)

Таблица 5

Укрупненные показатели стоимости BJI постоянного тока без учета НДС
(по проектным материалам)

(цены 2000 г.)

Для получения полной стоимости ВЛ к показателям табл. 4 и 5 добавляют затраты на благоустройство, временные здания и сооружения, проектно-изыскательские работы и авторский надзор, прочие работы и затраты. Средние значения указанных затрат от базисной стоимости ВЛ составляют:

2,5 - 3,0 % - благоустройство и временные здания и сооружения;

7,0 - 8,0 % - проектно-изыскательские работы и авторский надзор;

3,0 - 3,5 % - прочие работы и затраты. Большие значения относят к В Л напряжением 500 кВ и выше.

Стоимость постоянного отвода земли принимается с учетом площади отвода под опоры ВЛ и стоимости земли. Площади постоянного отвода земли под опоры ВЛ зависят от типа и материала опор, использования расчетного пролета и др. При использовании типовых опор и сооружения ВЛ в нормальных условиях площадь постоянного отвода земли может быть принята по данным табл. 7. Для опор на оттяжках площадь соответственно увеличивается. Стоимость остальной части коридора В Л принимается с учетом п. 1.9.

Таблица 6

Условия строительства ВЛ, учтенные в базисных показателях стоимости

Таблица 7

Площадь постоянного отвода земли для типовых свободностоящих опор BJI

№ пп.	Напряжение ВЛ, кВ	Характеристика промежуточной опоры	Размер постоянного отвода земли на 1 км ВЛ, м2
			Стальные опоры	Железобетонные опоры
1	35 - 110	Одностоечная	65 - 70	35 - 40
2	220 - 330	Свободностоящая	80 - 115	35- 90
3	500 - 750	Железобетонная свободностоящая, стальная на оттяжках	520 - 1215	170
4	1150	Стальная на оттяжках	4000	-

2.4. Для участков BJI, проходящих по лесу, стоимость вырубки просеки определена для леса средней крупности, густоты и твердости пород древесины с учетом корчевки пней под дороги и площадки опор. Затраты на вырубку и подготовку просеки и устройство лежневых дорог по болотистым участкам трассы, при отсутствии более подробных данных, могут быть приняты по данным табл. 8,

Таблица 8

Затраты на вырубку и подготовку просеки и устройство лежневых дорог

(цены 2000 г.)

2.5. Дополнительные затраты, учитывающие усложненные условия строительства, могут быть приняты для соответствующих участков трассы с использованием повышающих коэффициентов по отношению к базисным показателям стоимости (табл. 9).

Таблица 9

Коэффициенты для учета усложняющих условий строительства BJI

2.6. При необходимости сооружения больших переходов BЛ через судоходные реки, каналы, проливы, другие водные преграды и ущелья их стоимость определяется специальным расчетом. Для предварительной оценки стоимость перехода может быть принята с учетом данных табл. 10.

2.7. Стоимость двухцепной ВЛ с временной подвеской одной цепи может быть определена как стоимость двухцепной ВЛ за вычетом затрат, приведенных в табл. 11.

Таблица 10

Стоимость сооружения больших переходов ВЛ 110 - 750 кВ

(цены 2000 г.)

Примечание: В формуле перехода опоры обозначены: К - концевая, А -анкерная, П- промежуточная.

Таблица 11

Снижение стоимости строительства двухцепной ВЛ при прокладке первой цепи

(цены 2000 г.)

2.8. Стоимость линейных ячеек на подстанциях (электростанциях) для присоединения ВЛ рекомендуется принимать по табл. 19

3. Кабельные линии

3.1. В основу определения укрупненных стоимостных показателей кабельных линий (КЛ) 6 - 10 и 35 кВ положены «Показатели стоимости электрических городских сетей» и «Укрупненные показатели стоимости строительства» института «Гипрокоммунэнерго», пересчитанные в цены 2000 года, а также стоимостные показатели ряда конкретных проектов.

Укрупненные стоимостные показатели по КЛ 110 и 220 кВ приняты на основании смет к рабочей документации конкретных объектов ОАО «Институт «Энергосетьпроект», «Севзапэнергосетьпроект», а по КЛ 330 - 500 кВ - по выполненным оценочным расчетам.

3.2. Стоимостные показатели КЛ весьма зависимы от принятой трассы, характера и числа пересекаемых инженерных коммуникаций, числа и конструкций переходных пунктов и концевых устройств, сопутствующих затрат, а также способа прокладки КЛ. При небольших длинах КЛ это определяет существенный разброс удельных значений УСП. В наибольшей степени это относится к КЛ напряжением 110 кВ и выше при их прокладке в туннеле. Приведенные в табл. 12 и 13 значения УСП КЛ учитывают затраты на кабель, подготовку трассы, включая ее проектирование и юридическое оформление, строительно-монтажные работы, специальные переходы (железнодорожные узлы, магистральные дороги и центральные площади и т.п.), разборку и восстановление асфальтобетонных покрытий, вывоз - завоз грунта для обратной засыпки при прокладке КЛ 110 кВ и выше в траншеях, а также в туннелях. При подводной прокладке КЛ затраты учитывают размыв траншеи и пригрузку КЛ мешками с песком.

При оценке стоимости КЛ в центральной части крупнейших городов следует учитывать стоимость сооружения коллектора (туннеля). Рекомендации по укрупненным показателям стоимости коллекторов приведены в соответствии с «Базовыми удельными показателями стоимости проектных и изыскательских работ для инженерных сетей и сооружений» (МРР-3.1.03-93) 1993 года с учетом удорожающих коэффициентов. Стоимость сооружения коллекторов приведена в табл. 14.

Таблица 12

Стоимостные показатели KJI 10 кВ (соответствуют прокладкам в траншее)

(цены 2000 г.)

Таблица 13

Стоимость кабельных линий 110 - 500 кВ (три фазы)

(цены 2000 г.)

Таблица 14

Стоимость сооружения коллекторов, сооружаемых щитовым способом

(цены 2000 г.)

4. Подстанции

4.1. Укрупненные стоимостные показатели распространяются на вновь сооружаемые, а также расширяемые и реконструируемые подстанции (ПС).

4.2. Укрупненные стоимостные показатели приведены для открытых ПС 35 кВ и выше и закрытых ПС 110 - 220 кВ с гибкой ошиновкой, выполненных по типовым схемам электрических соединений распределительных устройств (РУ) и ориентированных на применение оборудования отечественного производства.

4.3. Укрупненные стоимостные показатели ПС 35 кВ и выше приведены по подстанциям в целом и по отдельным основным элементам, к которым относятся;

· распределительные устройства и отдельные ячейки выключателей;

· трансформаторы (автотрансформаторы);

· компенсирующие и регулирующие устройства;

· постоянная часть затрат;

· противоаварийная автоматика.

В показатели стоимости ПС включены также стационарные устройства для ревизии трансформаторов (500 кВ и выше) и затраты на внешние инженерные сети (дороги, водопровод и др.) в объемах, предусмотренных в «Нормах технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ» (СО 154-34.20.122-2006). Утверждены Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2006. № 187.

4.4. Базисные показатели стоимости ПС соответствуют нормальным условиям строительства, учитывают все затраты производственного назначения и, для наиболее распространенных типов ПС с использованием элегазового оборудования, приведены без учета НДС в табл. 15 и 16.

Таблица 15

Базисные показатели стоимости открытых ПС 35 - 1150 кВ без учета НДС

(цены 2000г.)

Примечания:

1. Номер схемы РУ соответствует типовым схемам РУ 6 - 750 кВ подстанций (работа Энергосетьпроекта № 278тм-Т1).

2. В показателях стоимости ПС 500 и 750 кВ учтена стоимость установки шунтирующих реакторов: 500 кВ-2´(З´60 Мвар), 750/500 кВ-2´(3´П0 Мвар) и 2´(3´60 Мвар), 750/330- 2´(3´110 Мвар), 1150/500кв-4´(3´300мвар) и 2´(З´60Мвар).

При составе основного оборудования и количестве отходящих BJI_} отличающихся от указанных в табл. 15 и 16, а также при расширении и реконструкции ПС, оценку стоимости сооружения подстанции рекомендуется корректировать с учетом конкретных данных, а при их отсутствии, по данным табл. 18 - 28.

Таблица 16

Показатели стоимости ПС 35- 220 кВ с закрытой компоновкой РУ и открытой установкой трансформаторов без учета НДС

(цены 2000 г.)

Примечание:

Стоимость подстанций приведена с учетом затрат на строительство здания ЗРУ.

Для получения полной стоимости ПС добавляют затраты на благоустройство и временные здания и сооружения, проектно- изыскательские работы и авторский надзор, прочие работы и затраты. Средние значения указанных затрат от базисной стоимости ПС составляют:

1,0 - 1,5 % - благоустройство и временные здания и сооружения;

10,0 - 11,0 % - проектно-изыскательские работы и авторский надзор;

4,5 - 5,0 % - прочие работы и затраты.

Большие значения относят к ПС напряжением 500 кВ и выше.

4.5. Стоимость комплектных трансформаторных ПС блочного типа 35 - 220 кВ (КТПБ) рекомендуется принимать с коэффициентам 0,9 к базисным показателям стоимости, соответственно, для ПС 110/35/10, 220/35/10, 220/110/10 кВ и с коэффициентом 0,7 - ПС 35/10, 110/10 и 220/10 кВ.

4.6. Удельные стоимостные показатели ПС ППТ ±500 и ±750 кВ оцениваются величиной 1375 - 1900 руб./кВт, при этом меньшие значения соответствуют мощности ПС 3000 МВт, а большие - 1000 МВт. Стоимостные показатели ПС ППТ ±300 кВ рекомендуется оценивать средней величиной 2000 руб./кВт.

4.7. Для определения полной стоимости ПС к базисным показателям добавляется стоимость постоянного отвода земли. Стоимость постоянного отвода принимается с учетом площади земельного участка под ПС и рекомендаций п. 1.9. Площадь постоянного отвода земли зависит от схемы электрических соединений, исполнения и компоновки ПС. При использовании типовых схем электрических соединений и оборудования отечественного производства примерная площадь постоянного отвода земли может быть принята по данным табл. 17.

4.8. Учитывая многообразие компоновок, используемых материалов и состава основного оборудования подстанций, а также весьма значительный и различный по составу объем работ при реконструкции подстанций, их стоимость может быть определена набором отдельных основных элементов.

4.9. Показатели стоимости ОРУ 35 – 1150 кВ учитывают установленное оборудование (выключатель, разъединитель, трансформаторы тока и напряжения, разрядники); панели управления, защиты и автоматики, установленные в общеподстанционном пункте управления (ОПУ), относящиеся к ОРУ или ячейке; кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ и др., а также строительные и монтажные работы.

Стоимость ОРУ 110 - 220 кВ, выполненных по блочным и мостиковым схемам, приведены в табл. 18. Стоимость ячейки ОРУ 35 - 1150 кВ с 285 тм-т1 количеством выключателей более трех, а также закрытого РУ 10 кВ, включая строительную часть здания, может быть принята по данным табл. 19.

Таблица 17

Примерная площадь постоянного отвода земли под подстанции

Примечания:

1. Меньшие значения площади относятся к ПС с двухобмоточными, большие - с трехобмоточными трансформаторами.

2 Площадь, постоянного отвода земли под ПС 1150 кВ оценивается величиной 400 тыс.м².

3. При использовании элегазового оборудования площади ПС составляют до 40 % соответствующих ПС с оборудованием наружной установки.

4. При несоответствии схемы ПС типовой площадь отвода земли может быть оценена путем увеличения или уменьшения с учетом данных табл. 17.

Таблица 18

Стоимость ОРУ 110 - 220 кВ по блочным и мостиковым схемам без учета НДС

(цены 2000 г.)

__________________

* выключатели элегазовые

4.10. Показатели стоимости ячейки трансформатора (автотрансформатора) учитывают установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.), материалы, строительные и монтажные работы. Стоимость ячейки трансформаторов 35 - 1150 кВ приведены в табл. 20 - 23, а регулировочных - в табл. 24.

4.11. Показатели стоимости компенсирующих и регулирующих устройств учитывают оборудование в полном объеме, включая кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, но относящиеся к ячейке, а также строительные и монтажные работы. Стоимость синхронных компенсаторов (СК) и статических тиристорных компенсаторов (СТК), шунтирующих реакторов и управляемых шунтирующих реакторов (УШР), токоограничивающих реакторов, шунтовых конденсаторных батарей, вакуумно-реакторных групп (ВРГ) приведены в табл., 25 - 30.

Таблица 19

Стоимость ячейки одного комплекта выключателя без учета НДС

(цены 2000 г.)

Примечания:

1. Стоимость ячейки выключателя включает:

· оборудование (60 %);

· релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22 %);

· ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18 %).

2. Стоимость ячейки КРУЭ включает:

· оборудование (99,5 %);

· монтажные работы (0,5 %).

3. Для ячейки 10 кВ с вакуумным выключателем большее значение стоимости соответствует стоимости ячейки с выкатным элементом.

4. Стоимость строительства здания КРУЭ, ЗРУ рекомендуется принимать из расчета 2,0 тыс. руб./м³ (цены 2000г.).

5. Данные предварительные.

4.12. Показатели стоимости синхронных компенсаторов и ассинхронизированных компенсаторов (АСК), СТК, приведенные в табл. 25, учитывают:

· собственно СК, АСК, СТК, включая систему охлаждения, газовое и масляное хозяйство;

· РУ HH, силовые и контрольные кабели в пределах ячейки и до панелей в ОПУ;

· панели релейной защиты, установленные в ОПУ и относящиеся к ячейке;

· строительно-монтажные работы по сооружению здания и монтажу оборудования;

· оборудование СТК в полном объеме, а также строительные и монтажные работы.

Если для присоединения СТК к сети требуется установка отдельного трансформатора, то стоимость его установки с выключателем учитывается дополнительно.

Таблица 20

Стоимость ячейки трансформаторов 35 - 220 кВ без учета НДС, тыс. руб.

(цены 2000 г.)

_______________

* с ПБВ.

Таблица 21

Стоимость ячейки трансформаторов 330 кВ без учета НДС, тыс. руб.

(цены 2000 г.)

_______________

* с ПБВ.

Таблица 22

Стоимость ячейки трансформаторов 500 кВ, тыс. руб.

(цены 2000 г.)

_______________

* с ПБВ;

** без компенсационной обмотки.

Таблица 23

Стоимость ячейки трансформаторов 750 и 1150 кВ, тыс. руб.

(цены 2000 г.)

_______________

* с ПБВ;

Таблица 24

Стоимость линейных регулировочных трансформаторов

(цены 2000 г.)

Таблица 25

Стоимость синхронных и асинхронизированных компенсаторов и статических тиристорных компенсаторов без учета НДС

(цены 2000г.)

_____________

* Данные предварительные

Таблица 26

Стоимость управляемых шунтирующих реакторов 110 - 750 кВ без учета НДС

(цены 2000г.)

Примечание:

В стоимости шунтирующих реакторов стоимость выключателя не учтена.

Таблица 27

Стоимость шунтовых конденсаторных батарей 6 - 110 кВ без учета НДС

(цены 2000 г.)

_____________

* регулируемые ШКБ.

Таблица 28

Стоимость шунтирующих реакторов 110 - 750 кВ без учета НДС (комплект - три фазы)

(цены 2000 г.)

Таблица 29

Стоимость вакуумно-реакторных групп без учета НДС

(цены 2000 г.)

_______________

* В стоимость вакуумно-реакторной группы включены сухие реакторы типа РКОС и вакуумные выключатели.

4.13. Стоимость постоянной части затрат по ПС учитывает подготовку и благоустройство территории, общеподстанционный пункт управления, устройство собственных нужд подстанции, систему оперативного постоянного тока, внутриплощадочные водоснабжение, канализацию и подъездные дороги, средства связи и телемеханики, наружное освещение, ограду и прочие элементы (табл. 31). Постоянная часть затрат принимается с учетом схемы и высшего напряжения подстанции.

Таблица 30

Стоимость дугогасящих и токоограничивающих реакторов без учета НДС

(цены 2000г.)

4.14. При определении стоимости подстанций напряжением 220 кВ и выше учитываются затраты на организацию противоаварийной автоматики (ПА), приведенные в табл. 32. Затраты на организацию ПА подстанций напряжением 35 - 110 кВ составляют незначительную долю в стоимости строительства ПС, поэтому отдельно не учитываются.

Таблица 31

Постоянная часть затрат по ПС 35 - 1150 кВ с открытой установкой оборудования

(цены 2000 г.)

Примечания:

1. Большие значения соответствуют ПС с трехобмоточными трансформаторами.

2. Постоянная часть затрат ПС 330 - 1150 кВ с элегазовым оборудованием оценивается в размере до 60 % соответствующих показателей ПС 330 - 1150 кВ с открытой установкой оборудования.

Если осуществляется реконструкция (расширение) подстанции, то постоянная часть затрат может быть принята в зависимости от характера реконструкции (расширения) в следующих размерах ( % от значений, приведенных в табл. 31):

- 15 - 20 % - при установке второго трансформатора (выключателя), или другого вида оборудования, если оно не было предусмотрено проектом;

- 40 - 60 % - при переустройствах ОРУ (при замене распределительного устройства).

Таблица 32

Укрупненные показатели стоимости противоаварийной автоматики при строительстве электросетевых объектов

(цены 2000г.)

При сооружении подстанций с автоматической дозировкой управляющих воздействий района противоаварийного управления, к стоимости, указанной в п.п. 7 - 9 таблицы, добавляется стоимость ПА прилегающих объектов (ПА, устанавливаемой в распределительных устройствах подстанций или электростанций района) по п.п. 3-6 соответственно для каждого объекта.

При сооружении BЛ напряжением 330 кВ и выше устройства ПА располагаются на соединяемых подстанциях, а стоимость ПА определяется по п.п. 3, или 7 в зависимости от функций ПА в связи с присоединением к ним линии. В укрупненных стоимостных показателях подстанций включены затраты на связь для ПА.

5. Затраты на демонтаж оборудования и конструкций

В настоящее время и ближайшие годы значительный объем капитальных вложений будет направлен на реконструкцию ВЛ и ПС, которые были построены 30 - 40 лет назад. При осуществлении реконструкции и технического перевооружения возникает необходимость демонтажа оборудования подстанций и опор, проводов и грозозащитных тросов ВЛ.

Демонтаж оборудования ПС - разборка оборудования со снятием его с места установки и, в необходимых случаях, консервацией с целью перемещения на другое место, или замены новым оборудованием в период реконструкции, расширения, или технического перевооружения предприятий, зданий и сооружений. При этом, разборка оборудования со снятием, или без снятия с места установки для выполнения ремонта, к демонтажу оборудования не относится.

Затраты на демонтаж определяются в зависимости от характеристики оборудования, стоимости работ по его монтажу, а также от дальнейшего предназначения демонтируемого оборудования.

Стоимость демонтажа оборудования рассчитана в соответствии с порядком определения затрат на демонтаж оборудования, изложенным в «Указаниях по применению федеральных единичных расценок на монтаж оборудования (ФЕР_М-2001)» - МДС 81-37.2004. Согласно указанному порядку, затраты на демонтаж оборудования определяются применением к стоимости монтажа оборудования (учитывается сумма затрат на оплату труда и эксплуатацию машин, стоимость материальных ресурсов не учитывается) усредненных коэффициентов.

Стоимость монтажа оборудования принята в соответствии с «Федеральными единичными расценками на монтаж оборудования» ФЕР_М-2001, сборник № 8 «Электротехнические установки».

Коэффициенты к стоимости работ по монтажу оборудования, установленные исходя из предназначения демонтируемого оборудования в дальнейшем, следующие:

- оборудование подлежит дальнейшему использованию, со снятием с места установки, необходимой (частичной) разборкой и консервацией с целью длительного или кратковременного хранения - 0,7;

- оборудование подлежит дальнейшему использованию, без надобности хранения (перемещается на другое место установки и т.л.) 0,6;

- оборудование не подлежит дальнейшему использованию (предназначено в лом) с разборкой и резкой на части - 0,5;

- тоже без разборки и резки -.0,3.

Стоимость демонтажа основного оборудования подстанций приведена в табл. 33.

Стоимость работ по демонтажу ВЛ 35 - 330 кВ включает в себя затраты по демонтажу опор ВП (железобетонных и стальных), а также проводов и грозозащитных тросов.

Затраты на демонтаж опор ВЛ 35 - 330 кВ рассчитаны в соответствии с порядком определения затрат на демонтаж конструкций, изложенном в «Указаниях по применению Федеральных единичных расценок на строительные и специальные строительные работы (ФЕР-2001)» - МДС 81-36.2004.

Затраты на работы по демонтажу проводов и грозозащитных тросов для ВЛ 35 - 330 кВ определены в соответствии с общими указаниями, приведенными в сборнике ФЕР-2001 № 33 «Линии электропередачи» - ФЕР 81-02-33-2001.

________________

* См. «Указания по применению федеральных единичных расценок на монтаж оборудования (ФЕР_М-2001) - МДС 81-37.2004.

Согласно вышеприведенным Указаниям, затраты на демонтажные работы были определены по соответствующим единичным расценкам (ФЕР 81-02-33-2001) на установку опор, подвеску проводов и тросов без учета стоимости материальных ресурсов. При этом, к затратам на оплату труда рабочих-строителей, эксплуатацию строительных машин и механизмов были применены следующие коэффициенты:

а) при демонтаже железобетонных опор BЛ-0,8;

б) при демонтаже стальных опор ВЛ-0,7;

в) на демонтаж трех проводов ВЛ 35-220 кВ - 0,75;

г) на демонтаж шести проводов В Л 330 кВ:

- до 1 км - 0,7;

- свыше 1 км - 0,75;

д)    на демонтаж грозозащитных тросов - 0,65.

Стоимость демонтажных работ по ВЛ 35 - 330 кВ приведена в табл. 34.

Таблица 33

Стоимость демонтажа основного оборудования подстанций без учета НДС

(цены 2000г.)

Таблица 34

Стоимость демонтажа BJI 35 - 330 кВ без учета НДС

(цены 2000г.)

6. Отдельные данные о стоимости электросетевых объектов и их элементов в зарубежных энергосистемах(справочно)

Строительство электрических сетей напряжением 110 кВ и выше ведется в зарубежных странах, как правило, специализированными организациями. Следует отметить, что участие указанных организаций в торгах по строительству электросетевых объектов не только в своих странах, но и за их пределами определяет конфиденциальный характер стоимостных показателей. Так, при проведении тендеров на строительство BJI и ПС данные о стоимости электросетевых объектов, как правило, для всех участвующих в торгах, не раскрываются. Указанное характерно и для заводов-изготовителей электротехнического оборудования.

Существующая высокая плотность электрической сети в большинстве развитых стран Европы, значительная стоимость земельных участков при достаточно невысоком росте спроса на электроэнергию определяют умеренные темпы строительства новых BЛ и ПС. В технической литературе отсутствуют данные по проведению соответствующих обобщений и выявлению установившихся значений стоимостных показателей объектов электросетевого строительства.

В США темпы электросетевого строительства в последние годы также невелики и существенно уступают масштабам строительства в 70 - 80-ые годы. Строятся единичные ВЛ и ПС напряжением 765 кВ, в работу вводится ограниченное количество объектов напряжением 500 кВ. Общие объемы строительства В Л и ПС напряжением 230 и 345 кВ в 1,5 - 2,0 раза ниже, чем соответствующие объемы 10 - 15-летней давности.

В составе настоящего раздела приведены средние данные о стоимости строительства В Л напряжением 115, 230 и 500 кВ в США, а также ВЛ 115 - 400 кВ в Европе на конец 90-ых годов. На рис. 1, 2, 3 приведены укрупненные стоимостные показатели ВЛ напряжением 115, 230 и 500 кВ, а в табл. 35 - затраты на освоение полосы отчуждения линий электропередачи.

Укрупненные показатели стоимости 1 км ВЛ 115 кВ, на конец 90-ых годов (тыс. долл. США)

(без стоимости обустройства полосы отчуждения)

Рис. 1

Укрупненные показатели стоимости 1 км ВЛ 230 кВ, на конец 90-ых годов (тыс. долл. США)

(без стоимости обустройства полосы отчуждения)

Рис. 2

Укрупненные показатели стоимости 1 км ВЛ 500 кВ, на конец 90-ых годов (тыс. долл. США)

(без стоимости обустройства полосы отчуждения)

Рис. 3

Таблица 35

Усредненные показатели стоимости обустройства 1 км полосы отчуждения ВЛ(по данным энергокомпаний США на конец 90-х годов), тыс. долл. США

Примечание: Большие значения соответствуют тяжелым условиям подготовки полосы отчуждения (вырубка просеки, корчевка пней, условия подъезда к трассе и др.).

Укрупненные стоимостные показатели ВЛ 110 - 400 кВ в европейских условиях по состоянию на конец 90-х годов со стоимостью обустройства полосы отчуждения приведены в табл. 36.

Таблица 36

Укрупненные показатели стоимости ВЛ 110-400 кВ в европейских условиях (со стоимостью обустройства полосы отчуждения)

В составе настоящего раздела приведены данные о стоимости некоторых типов оборудования (трансформаторы, выключатели, конденсаторные и реакторные установки, а также постоянная часть затрат по подстанции).

При определении стоимости подстанций необходимо учитывать, что в укрупненные показатели стоимости концерна АББ включена стоимость земли, в связи с чем показатели стоимости ПС могут изменяться в диапазоне ±30 % в зависимости от места расположения ПС.

Показатели стоимости ячеек трансформаторов, выключателей, конденсаторных и реакторных установок, а также постоянная часть затрат по подстанциям приведены в табл. 37 - 42.

Таблица 37

Стоимость ячейки трансформаторов концерна АББ (включая ячейку выключателя на ВН)

Таблица 38

Стоимость трансформаторов США

Таблица 39

Стоимость ячейки ОРУ с одним выключателем на присоединение концерна АББ (включая устройства защиты)

Таблица 40

Стоимость конденсаторных установок концерна АББ (включая ячейку выключателя)

Таблица 41

Стоимость реакторных установок концерна АББ (включая ячейку выключателя)

Напряжение, кВ	Мощность, Мвар	Стоимость, млн. euro
750	300	3,0
400	300	2,0
220	100	1,5

Таблица 42

Постоянная часть затрат (концерн АББ, элегазовое оборудование)

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Составляющие стоимости строительства ВЛ и ПС (%)

* Прочие затраты включают: зимние удорожания; затраты, связанные с осуществлением работ вахтовым методом, с командированием рабочих, с перебазированием строительной организации; затраты по перевозке работников автотранспортом, на проведение торгов, пусконаладочных работ; затраты на проектно-изыскательские работы и др.

** Предварительные данные.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Пример расчета стоимости строительства ВЛ - 220 кВ

ВЛ 220 кВ предназначена для усиления внешнего электроснабжения энергоузла и прокладывается между ГЭС и подстанцией энергоузла. Расчет выполнен в ценах на 01.01.2007г.

1. Общая характеристика района прохождения ВЛ 220 кВ.

2. Технические показатели ВЛ.

3. Расчет затрат на строительство ВЛ - 220 кВ в базисных ценах 2000 г. (без НДС)

В ценах на 01.01. 2007 г. стоимость строительства BJI 220 кВ составит:

195,01´3,274 = 638,46 млн. руб., где

3,274 - индекс цен по капитальным вложениям по объектам электроэнергетики на июнь 2007 г. по отношению к уровню 2000 г. без учета НДС.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.

Пример расчета стоимости строительства ПС 500 кВ

1. Общая характеристика района размещения подстанции 500 кВ.

1.1. Месторасположение ПС	- Урал
1.2. Рельеф площадки ПС	- равнинный.
1.3. Грунты	- суглинки.

2. Технические показатели подстанции 500 кВ.

2.1.Мощность – 1002 МВА.

2.2 Тип и количество автотрансформаторов – АОДЦТН 167000/500/220, 6 шт.

2.3. Главная схема электрических соединений:

• на стороне .00 кВ - четырехугольник;

• на стороне 220 кВ - одна секционированная система шин с обходной.

В РУ 500 и 220 кВ к установке приняты элегазовые выключатели.

2.4. Количество выключателей на стороне:

• ВИ - 4 шт4иэ них два отнесены к транзитной ВЛ 500 кВ и не учитываются).

• СН - 12 шт.(секционный, обходной, отходящие линии и вводные).

2.5. Количество отходящих линий - 8 шт.

2.6. ПА ПС принята без дозировки управляющих воздействий противоаварийного управления при количестве присоединений 500 кВ до 2^х.

2.7. ПС 500 кВ включается в сооружаемую транзитную ВЛ 500 кВ.

3. Расчет затрат на строительство ПС 500 кВ в базисных ценах 2000 г. (без НДС)

В ценах на 01.01.2007 г. стоимость ПС 500 кВ составит:

746,156´3,274 = 2 442,91млн.руб.,

где 3,2478 - индекс по капитальным вложениям по объектам электроэнергетики на июнь 2007 г. по отношению к уровню 2000 г. без учета НДС.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4.

Пример расчета стоимости реконструкции (расширения) ПС 220 кВ

1. Общая характеристика района размещения ПС

1.1. Месторасположение ПС	- Европейская часть России
1.2. Рельеф площадки ПС	- равнинный.
1.3. Грунты	- суглинки.

2. Технические условия на реконструкцию ПС

2.1. Установить два дополнительных трансформатора мощностью 100 МВА каждый, напряжением 220 ± 8´1,5 %/11 - 11кВ.

2.2. Выполнить:

- демонтаж ОРУ-220 кВ (З ячейки);

- новое КРУЭ-220 кВ по схеме «две рабочие системы шин», рассчитанное на присоединение четырех линий, двух автотрансформаторов, двух трансформаторов и шиносоединительного выключателя, предусмотреть две резервные ячейки.

2.3. Построить дополнительно 4-х секционное ЗРУ-10 кВ, рассчитанное на установку 32 линейных однокабельных ячеек.

2.4. Постоянная часть затрат принимается с учетом схемы и высшего напряжения подстанции.

3. Расчет затрат на реконструкцию ПС 220 кВ в базисных ценах 2000 г. (без НДС)

В ценах на июнь 2007 г. стоимость ПС 220 кВ составит:

470308,8 тыс. руб.´3,274 = 1539791,0 тыс. руб. = 1539,8 млн. руб.

где 3,274 - индекс по капитальным вложениям по объектам электроэнергетики на июнь 2007 г. по отношению к уровню 2000 г. без учета НДС.