Укрупненные стоимостные показатели (УСП) электрических сетей применяются при выполнении проектных работ по развитию энергосистем и электрических сетей напряжением 35—1150 кВ.

В настоящем разделе приводятся также справочные данные по стоимости элементов электрических сетей в зарубежных энергосистемах, относящиеся к середине 1990-х гг.

 

7.1. Общая часть

Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей напряжением 35 кВ и выше предназначены для выполнения:

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

разработки обоснований инвестиций и бизнес-планов;

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

Общие требования по организации проектирования отражены в «Положении о составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию» (утв. постановлением Правительства РФ от 16 февраля 2008 г. № 87). Проектная документация на линейные объекты капитального строительства состоит из 10 разделов, требования, к содержанию которых установлены пунктами 34–42 указанного Положения.

Основным проектным документом на строительство объекта является, как правило, проект строительства. На основании утвержденного проекта строительства разрабатывается рабочая документация по объекту. На базе использования УСП могут формироваться договорные цены на разработку проектной документации.

При определении стоимости строительства за счет средств федерального бюджета перечень документов, рекомендуемых для определения стоимости проектных и инженерно-изыскательских работ, определен приказом Росстроя от 20.04.2007 г. № 110 «О перечне документов в области сметного нормирования и ценообразования, рекомендуемых для определения стоимости проектных и инженерных изыскательских работ» (в редакции Росстроя от 30.04.2008 г. № 143).

В основу определения УСП положены:

материалы, обобщающие сметные расчеты к проектам и ТЭО 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 г. № 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 г. № 187;

«Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35—750 кВ. Типовые решения» (ОАО «ФСК ЕЭС» 56947007—29.240.30.010—2008);

действующие цены на оборудование и материалы заводов-поставщиков.

УСП приведены в базисном уровне цен и не включают НДС. В соответствии с постановлением Госстроя России от 08.04.02 № 16 «О мерах по завершению перехода на новую сметно-нормативную базу ценообразования в строительстве» за новый базисный уровень принят уровень цен, сложившихся на 01.01.2000 г. 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 Федерального Агентства по строительству и ЖКХ»;

в Межрегиональном информационно-аналитическом бюллетене «Индексы цен в строительстве».

Индексы цен по капитальным вложениям и элементам их технологической структуры по отрасли «Электроэнергетика» приведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Определение стоимости строительства по УСП в текущем (прогнозном) уровне цен осуществляется с применением индексов на капитальные вложения.

Базисные УСП учитывают стоимостные показатели на 1 км воздушных и кабельных линий, а также на ПС 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 рекомендуется применять повышающие зональные коэффициенты к базисной стоимости электросетевых объектов (табл. 7.2).

Таблица 7.2

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

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

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

Стоимость отчуждаемых земельных участков — постоянный отвод земель — для линий электропередачи и ПС 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 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 положениями, утвержденными соответствующей территориальной администрацией субъектов РФ. Средства на оплату за землю при изъятии земельного участка для строительства ПС и ВЛ определяются исходя из нормативной цены земли в соответствии с постановлением Правительства РФ от 15.03.1997 г. № 319 «О порядке определения нормативной цены земли» нормативная цена земли ежегодно определяется органами исполнительной власти субъектов РФ для земель различного целевого назначения по оценочным зонам, административным районам и поселениям в табл. 7.3 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 освоения стоимости 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 г. № 77 (с изменениями от 07.05.2003 г.) «Об утверждении положения о порядке возмещения убытков собственникам земли, землевладельцам, землепользователям, арендаторам и потерь сельскохозяйственного производства».

Таблица 7.3

 

7.2. Воздушные линии

Укрупненные стоимостные показатели составлены для ВЛ 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 магистральных ВЛ учтена подвеска волоконно-оптического кабеля связи.

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

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

Базисные показатели стоимости ВЛ переменного тока напряжением 35-1150 кВ приведены в табл. 7.4, а постоянного тока — в табл. 7.5. Эти показатели учитывают все затраты производственного назначения, а также затраты, сопутствующие строительству, которые составляют:

2.5–3,0 % — временные здания и сооружения;

5.0–6,0 % — прочие работы и затраты;

1.5–2,0 % — содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль;

10.0-11,0 % — проектно-изыскательские работы и авторский надзор.

Большие значения затрат относятся к ВЛ напряжением 500 кВ и выше.

Затраты табл. 7.5 соответствуют средним условиям строительства и нормативному ветровому давлению до 0,6 кПа. При прохождении ВЛ в более сложных условиях, чем приведены в табл. 7.6, затраты на сооружение ВЛ увеличиваются (табл. 7.9). 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.

При учете затрат на установку выключателей по концам электропередачи добавляются затраты на противоаварийную автоматику (табл. 7.30).

Добавляя к базовым показателям стоимость постоянного отвода земельного участка под строительство, а при необходимости — стоимость вырубки просеки и устройства лежневых дорог, получаем необходимый объем капитальных вложений для строительства ВЛ.

Стоимость постоянного отвода земли принимается с учетом расчетных значений площади отвода под опоры ВЛ и стоимости земли.

Таблица 7.4

Окончание табл. 7.4

Таблица 7.5

Таблица 7.6

Стоимость постоянного отвода земли принимается с учетом расчетных значений 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 ВЛ и средних условий сооружения ВЛ площадь постоянного отвода земли может быть принята по данным табл. 7.7. Для опор на оттяжках площадь отвода земли соответственно увеличивается.

Таблица 7.7

Для участков вЛ, проходящих по лесу, стоимость вырубки просеки определена для леса со средними показателями крупности, высоты и твердости пород древесины с учетом корчевки пней под дороги и площадки опор. Затраты на вырубку просеки и устройство лежневых дорог по болотистым участкам трассы при отсутствии более подробных данных могут быть приняты по данным табл. 7.8.

Таблица 7.8

Дополнительные затраты, учитывающие усложненные условия строительства, могут быть приняты для соответствующих участков трассы с использованием повышающих коэффициентов по отношению к базисным показателям стоимости (табл. 7.9).

Таблица 7.9

При необходимости сооружения больших переходов ВЛ 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. 7.10.

Стоимость двухцепной ВЛ с временной подвеской одной цепи может быть определена как стоимость двухцепной ВЛ за вычетом затрат, приведенных в табл. 7.11.

Таблица 7.10

Окончание табл. 7.10

Таблица 7.11

Стоимость линейных ячеек на ПС (электростанциях) для присоединения ВЛ рекомендуется учитывать по табл. 7.18.

 

7.3. Кабельные линии

В основу определения УСП КЛ 6-10 и 35 кВ положены «Показатели стоимости электрических городских сетей» и «Укрупненные показатели стоимости строительства» института «Гипрокоммунэнерго», а также стоимостные показатели ряда конкретных проектов.

УСП по КЛ 110 и 220 кВ приняты на основании обобщения смет к рабочей документации конкретных объектов ОАО «Институт «Энергосетьпроект».

Стоимостные показатели КЛ существенно зависят от принятой трассы, характера и числа пересекаемых инженерных коммуникаций, сопутствующих затрат, а также от способа прокладки КЛ. При небольших длинах это определяет существенный разброс удельных значений УСП КЛ. В наибольшей степени это относится к КЛ напряжением 110 кВ и выше при их прокладке в туннеле. Приведенные в табл. 7.12 и 7.13 значения УСП 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 центральной части крупнейших городов. 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).. Стоимость сооружения коллекторов приведена в табл. 7.14.

Таблица 7.12

Таблица 7.13

Окончание табл. 7.13

Таблица 7.14

 

7.4. Подстанции

 

УСП распространяются на вновь сооружаемые, а также расширяемые и реконструируемые ПС.

УСП приведены для открытых ПС 35 кВ и выше и закрытых ПС 110–500 кВ, выполненных по типовым схемам электрических соединений РУ.

УСП ПС 35 кВ и выше приведены в ценах 2000 г. по ПС в целом и по отдельным основным элементам, к которым относятся: отдельные ячейки выключателей; трансформаторы (АТ); компенсирующие и регулирующие устройства; постоянная часть затрат; ПА.

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 «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ»

Базисные показатели стоимости ПС приведены без учета НДС, соответствуют нормальным условиям строительства и учитывают все затраты производственного назначения, а так же затраты на временные здания и сооружения, проектно-изыскательские работы, авторский надзор и прочие работы. Базисные показатели стоимости ПС приведены в табл. 7.15 и 7.16 для наиболее распространенных типов ПС с использованием элегазового оборудования.

При составе основного оборудования и количестве отходящих ВЛ, отличающихся от указанных в табл. 7.15 и 7.16, а также при расширении и реконструкции ПС оценку стоимости сооружения ПС следует корректировать с учетом конкретных данных, а при их отсутствии — по данным табл. 7.18-7.30.

Таблица 7.15

Окончание табл. 7.15

Таблица 7.16

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

Для определения полной стоимости ПС к базисным показателям добавляется стоимость постоянного отвода земли. Стоимость постоянного отвода принимается с учетом расчетных значений площади земельного участка под ПС и рекомендаций общей части. 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. 7.17.

Таблица 7.17

Учитывая многообразие компоновок, используемых материалов и состава основного оборудования ПС, а также весьма значительный и различный по составу объем работ при расширении и реконструкции ПС, их стоимость может быть определена набором отдельных основных элементов, к которым относятся:

1. отдельные ячейки выключателей;

2. трансформаторы (АТ);

3. компенсирующие и регулирующие устройства;

4. постоянная часть затрат;

5. ПА;

6. затраты на временные здания и сооружения, проектно-изыскательские работы, авторский надзор и прочие работы.

Затраты по п. 6 составляют значения, равные (в процентах от суммы затрат по пп. 1–5):

1.5–2,0 % — временные здания и сооружения;

8.5–9,0 % — прочие работы и затраты;

1.0–1,2 % — содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль;

10.0-11,0 % — проектно-изыскательские работы и авторский надзор.

Большие значения затрат относятся к ПС напряжением 500 кВ и выше.

Суммируя все затраты и добавив к полученному итогу стоимость постоянного отвода земельного участка под строительство, получаем необходимый объем капитальных вложений на строительство ПС.

 

7.4.1. Распределительные устройства

Показатели стоимости ОРУ 35-1150 кВ учитывают установленное оборудование (выключатель, разъединитель, трансформаторы тока и напряжения, разрядники); панели управления, защиты и автоматики, установленные в 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 ячейки ОРУ 35-1150 кВ с количеством выключателей более трех, а также закрытого РУ 10 кВ, включая строительную часть здания, может быть принята по данным табл. 7.18.

Таблица 7.18

Окончание табл. 7.18

 

7.4.2. Трансформаторы

Показатели стоимости ячейки трансформатора (АТ) 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. Стоимости ячейки трансформаторов 35-1150 кВ приведены в табл. 7.19-7.22, а регулировочных — в табл. 7.23.

Таблица 7.19

Окончание табл. 7.19

Таблица 7.20

Таблица 7.21

Таблица 7.22

Таблица 7.23

 

7.4.3. Компенсирующие и регулирующие устройства

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 СК, СТК, УШР приведены в табл. 7.24—7.25.

Показатели стоимости СК, асинхронизированных компенсаторов и СТК, приведенные в табл. 7.24, учитывают:

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

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

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

строительные и монтажные работы по сооружению здания и монтажу оборудования.

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

Таблица 7.24

Таблица 7.25

Окончание табл. 7.25

Таблица 7.26

Таблица 7.27

Таблица 7.28

 

7.4.4. Постоянная часть затрат

Стоимость постоянной части затрат по ПС учитывает подготовку и благоустройство территории, ОПУ, устройство СН ПС, систему оперативного постоянного тока, компрессорную, внутриплощадочные водоснабжение, канализацию и подъездные дороги, средства связи и телемеханики, наружное освещение, ограду и прочие элементы (табл. 7.29). Постоянная часть затрат принимается с учетом схемы электрических соединений и высшего напряжения ПС.

При осуществлении реконструкции (расширения) ПС постоянная часть затрат может быть принята (в % от значений, приведенных в табл. 7.29):

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

40—60 % при переустройстве ОРУ или замене РУ

Таблица 7.29

Окончание табл. 7.29

 

7.4.5. Противоаварийная автоматика

 

При определении стоимости ПС напряжением 220 кв и выше должны быть учтены затраты на организацию ПА, приведенные в табл. 7.30.

Таблица 7.30

При сооружении ПС с автоматической дозировкой управляющих воздействий района противоаварийного управления к стоимости, указанной в п. п. 7–9 табл. 7.30, добавляется стоимость ПА прилегающих объектов (ПА, устанавливаемой в РУ ПС или электростанций района) по п. п. 3–6 табл. 7.30 соответственно для каждого объекта.

При сооружении ВЛ напряжением 330 кВ и выше устройства ПА располагаются на соединяемых ПС, а стоимость ПА определяется по п. п. 3 или 7 таб. 7.30 в зависимости от функций ПА в связи с подключением к ним линии.

Составляющие стоимости строительства ЛЭП и ПС приведены в табл. 7.31.

Таблица 7.31

 

7.5. Затраты на демонтаж оборудования, конструкций и линий электропередачи

В настоящее время и ближайшие годы значительный объем капитальных вложений будет направлен на реконструкцию и техническое перевооружение ВЛ и ПС, которые были построены 30–40 лет назад. При осуществлении реконструкции и технического перевооружения возникает необходимость демонтажа оборудования ПС 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 с целью 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 характеристик оборудования, стоимости работ по его монтажу, а также от дальнейшего предназначения демонтируемого оборудования.

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

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

Коэффициенты к стоимости работ по монтажу оборудования установлены исходя из дальнейшего предназначения демонтируемого оборудования:

Стоимость демонтажа основного оборудования подстанций приведена в табл. 7.32.

Стоимость работ по демонтажу ВЛ 35-330 кВ включает в себя затраты по демонтажу опор ВЛ (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 ФЕРм-2001 № 33 «Линии электропередачи» — ФЕРм 81-02-33—2001.

Согласно перечисленным выше указаниям затраты на демонтажные работы определяются по соответствующим единичным расценкам (ФЕРм 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 применяются следующие коэффициенты:

Стоимость демонтажных работ по ВЛ 35-330 кВ приведена в табл. 7.33.

Таблица 7.32

Окончание табл. 7.32

Таблица 7.32

 

7.6. Порядок и пример расчета стоимости линий электропередачи и подстанций

 

7.6.1. Порядок расчета

Расчет стоимости строительства ВЛ ведется в следующей последовательности определяются:

1. Базисная стоимость ВЛ в ценах 2000 г. (табл. 7.4).

2. Затраты на вырубку и подготовку просеки (цены 2000 г., табл. 7.8).

3. Затраты на устройство лежневых дорог (цены 2000 г., табл. 7.8).

4. Дополнительные затраты, учитывающие усложняющие условия строительства с учетом поправочных коэффициентов к базисным показателям (цены 2000 г., табл. 7.9).

5. Базисная стоимость концевых устройств (цены 2000 г., табл. 7.18).

6. Затраты, связанные с монтажом и наладкой устройств ПА (цены 2000 г., табл. 7.30).

7. Стоимость постоянного отвода земельного участка под опоры ВЛ (табл. 3.4, табл. 7.3).

8. Затраты в текущем уровне цен суммируются.

9. К полученной сумме затрат добавляются затраты на проектно-изыскательские работы, благоустройство, временные здания и сооружения, прочие работы (см. вводную часть п. 7.2).

 

7.6.2. Пример расчета стоимости строительства ВЛ 220 кВ

ВЛ 220 кВ предназначена для усиления внешнего электроснабжения энергоузла и прокладывается между ГЭС и ПС энергоузла. Расчет выполнен в ценах на 01.01.2011 г.

1. Общая характеристика района прохождения ВЛ 220 кВ

1.1. Месторасположение ВЛ — Западная Сибирь

1.2. Длина ВЛ — 75 км, в т. ч.

залесенность трассы — 15 км

1.3. Рельеф местности — Равнинный

1.4. Обустройство лежневых дорог — 7 км

1.5. Под опоры ВЛ изымаются земли сельхозугодий.

2. Технические показатели ВЛ

2.1. Количество цепей — 1

2.2. Характеристика опор — Свободностоящие

2.3. Материал опор — Металл

2.4. Марка и сечение Al и стальной части — АС 300/32

2.5. Нормативный скоростной напор ветра — 400 Па

2.6. ПА принята для ПС с высшим напряжением 220 кв при количестве присоединений до двух

2.7. Концевые устройства предусматривают установку по одному комплекту элегазовых выключателей с каждой стороны ВЛ.

Таблица 7.34

В ценах на 01.01.2011 г. стоимость строительства ВЛ 220 кв составит: 144,511 × 5,39 = 778,9 млн руб., где 5,39 — индекс цен по капитальным вложениям по объектам электроэнергетики на начало 2011 г. по отношению к уровню цен 2000 г. (табл. 7.1). Стоимость 1 км — 10,38 млн руб.

 

7.6.3. Пример расчета стоимости 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 показатели подстанции 220/110/10 кВ

2.1. Мощность — 250 мВ-А

2.2. Тип и количество трансформаторов:

АТДЦТН 125000/220/110/10, 2 шт.

2.3. Главная схема электрических соединений:

на стороне 220 кВ — одна рабочая секционированная выключателем система шин;

на стороне 110 кВ — одна рабочая секционированная выключателем система шин.

2.4. Количество выключателей на стороне:

ВН — КРУЭ 220 кВ, 7 ячеек с выключателями;

СН — КРУЭ 110 кВ, 7 ячеек с выключателями.

2.5. ЗРУ-10 кВ — 4-секционное, рассчитанное на установку 46 ячеек вакуумных выключателей.

2.6. Количество отходящих линий — 4 ВЛ 220 кВ и 4 ВЛ 110 кВ.

2.7. ПА принята при количестве присоединений 220 кВ более двух.

Таблица 7.35

Окончание табл. 7.35

В ценах на 01.01.2011 г. стоимость ПС 220 кВ составит: 406226 х х 5,39 = 2189558 тыс. руб. = 2190 млн руб., где 5,39 — индекс по капитальным вложениям по объектам электроэнергетики на начало 2011 г. по отношению к уровню 2000 г. без учета НДС (табл. 7.1).

 

7.7. Отдельные данные по 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. 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 по строительству ВЛ и ПС данные по стоимости электросетевых объектов, как правило, для всех участвующих в торгах не раскрываются. Это характерно и для заводов — изготовителей электротехнического оборудования.

Существующая высокая плотность электрической сети в большинстве развитых стран Европы, значительная стоимость земельных участков при невысоком росте спроса на электроэнергию определяют умеренные темпы строительства новых ВЛ и ПС. В технической литературе отсутствуют обобщенные данные по стоимостным показателям объектов электросетевого строительства.

В США темпы электросетевого строительства в последние годы также невелики и существенно уступают масштабам строительства в 70-80-е гг. В работу вводятся единичные объекты ВЛ и ПС напряжением 765 и 500 кВ. Общие объемы строительства ВЛ и ПС напряжением 230 и 345 кВ в 1,5–2,0 раза ниже, чем 10–15 лет назад.

В настоящем разделе приведены средние данные по стоимости строительства ВЛ напряжением 115, 230 и 500 кВ в США, а также ВЛ 110–400 кВ в Европе, относящиеся к концу 90-х гг.

На рис. 7.1, 7.2 и 7.3 приведены УСП ВЛ напряжением 115, 230 и 500 кВ в США, а в табл. 7.37 — затраты на освоение полосы отчуждения линий электропередачи.

Таблица 7.37

УСП ВЛ 110–400 кВ в европейских условиях по состоянию на конец 90-х гг. со стоимостью обустройства полосы отчуждения приведены в табл. 7.38.

Таблица 7.38

Усредненная структура затрат по составляющим собственно ВЛ напряжением 110 кВ и выше по энергосистемам 37 стран приведена в табл. 7.39 (данные СИГРЭ).

Структуру общих затрат при сооружении ВЛ 500 кВ отражают показатели табл. 7.40 (по данным США).

Таблица 7.39

Окончание табл. 7.39

Таблица 7.40

В настоящем разделе приведены данные о стоимости некоторых типов оборудования (трансформаторы, выключатели, конденсаторные и реакторные установки, а также постоянная часть затрат по ПС).

В последние 15–20 лет общей тенденцией в энергокомпаниях Европы и США является широкое использование оборудования с изоляцией из элегаза. Несмотря на то что стоимость этого оборудования в 1,3–1,8 раза выше традиционного, учет других влияющих на стоимость факторов (транспорт, монтаж, размеры площадки ПС и др.) приводит к предпочтительности применения КРУЭ во всем диапазоне повышенных напряжений. Ниже приведена структура затрат (%) РУ 420 кВ для традиционного оборудования и выполненного с использованием КРУЭ (по данным концерна АББ).

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 ПС приведены в табл. 7.41-7.46.

Таблица 7.41

Таблица 7.42

Таблица 7.43

Таблица 7.44

Таблица 7.45

Таблица 7.46