Укрупненные показатели стоимости элементов электрических сетей.
Укрупнённые стоимостные показатели (УСП) электрических сетей применяются при выполнении проектных работ по развитию электрических сетей напряжением 0,4-220 кВ (включая дипломное и курсовое проектирование студентов вузов). При определении УСП использованы базовые показатели стоимости в ценах 1991 г., утверждённые РАО «ЕЭС России»[ ], а также индексы перехода от базовых цен к текущим ценам 2010 года, рассчитанные с учётом повышающего районного коэффициента для Сибири (Табл. П.2).
Приведенные в Приложении укрупнённые стоимостные показатели могут быть использованы в качестве базовых при технико-экономических расчётах в текущих ценах последующих лет с учётом реальной инфляции.
1. Воздушные линии электропередачи.
Укрупнённые стоимостные показатели (УСП) строительства воздушных линий электропередачи составлены с учётом использования сталеалюминиевых проводов марки АС и унифицированных стальных и железобетонных опор. УСП учитывают все затраты производственного назначения и соответствуют средним условиям строительства и расчётному напору ветра до 0,6 кПа. Значения стоимостных показателей для ВЛ-35-220 кВ в ценах 2007 года приведены в табл. П.3 – П.7.
Отдельные усложняющие условия строительства ВЛ учитываются независимо друг от друга дополнительно.
Для участков ВЛ, проходящих по лесу, стоимости вырубки просеки и устройства лежневых дорог могут быть приняты по данным табл. П.8.
Дополнительные затраты, учитывающие усложнённые условия строительства, могут быть учтены для соответствующих участков трассы с помощью использования повышающих коэффициентов по отношению к принятым средним условиям, приведенным в табл. П.9.
Стоимость двухцепной ВЛ с временной подвеской одной цепи может быть определена как стоимость двухцепной ВЛ за вычетом затрат, приведенных в Примечании к табл. П.7.
2. Кабельные линии
Укрупнённые стоимостные показатели (УСП) кабельных линий 6 – 110 кВ должны учитывать затраты на кабель, оборудование, строительно-монтажные работы, специальные переходы (железнодорожные узлы, магистральные автодороги и т.п.), разборку и восстановление асфальтобетонных покрытий, а при подводной прокладке – размыв траншеи и пригрузку кабельной линии мешками с песком (См. табл. П.10 – П.13).
3. Подстанции
Стоимостные показатели подстанций в большой мере зависят от принятых на них схем электрических соединений в распределительных устройствах подстанции. Схема должна:
– обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учётом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;
– обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;
– быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;
– допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;
– число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырёх при повреждении трансформатора.
Одним из важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надёжности и экономичности, является унификация конструктивных решений по подстанциям. При этом наибольший эффект может быть достигнут при унификации наиболее массовых подстанций распределительных сетей энергосистем. Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений, определяющих технические решения при проектировании и сооружении подстанций.
На рис. 1 приведены типовые схемы РУ – 35-220 кВ, а в табл. 1 дан перечень схем и области их применения.
Блочные схемы 1 и 3 являются, как правило, первым этапом двухтрансформаторной подстанции с конечной схемой «сдвоенный блок без перемычки».
Схема 1 применяется в условиях загрязнённой атмосферы, где целесообразна установка минимума коммутационной аппаратуры. Сдвоенная схема 3 применяется вместо схемы 4 в условиях стеснённой площадки. Для напряжения 35 кВ в схеме 3 при наличии обоснований допускается применение выключателя вместо отделителя (с возможностью создания видимого разрыва путём снятия ошиновки).
 |
|
| ||||||||||||||||||||
|
|
| |||||||||||||||||||
|
| ||||||||||||||||||||
|
| ||||||||||||||||||||
| |||||||||||||||||||||
| |||||||||||||||||||||
Мостиковая схема 5 находит широкое применение в сетях 110 – 220 кВ. На первом этапе, при одном трансформаторе, выключатель устанавливается при условии необходимости секционирования ВЛ в этот период.
На напряжении 35 кВ ремонтная перемычка не предусматривается; вместо отделителей применяются предохранители или выключатели.
Схема четырёхугольников. Схема 7 применяется на напряжении 220 кВ при невозможности использования схемы 5. Схема 8 может применяться для узловых подстанций (при 3 – 4-х ВЛ).
Схемы с одной или двумя системами шин. Схема РУ–35 кВ (9) используется, как правило, на стороне среднего и низкого напряжений подстанций 110 – 330 кВ.
Схема РУ–110 (10) используется на стороне ВН для узловых подстанций.
На стороне СН подстанций наибольшее применение находит схема 12; схема 14 имеет очень малую область применения, поскольку допустимое число присоединений не должно превышать 15.
Схемы РУ 10 (6) кВ приведены на рис. 2. Схема 1, с одной секционированной выключателем системой шин , применяется при двух трансформаторах с нерасщеплёнными обмотками НН; схема 2, с двумя секционированными системами шин – при двух трансформаторах с расщеплённой обмоткой НН или сдвоенных реакторах; схема 3, с тремя или четырьмя одиночными секционированными системами шин , применяется при двух трансформаторах с расщеплённой обмоткой НН и сдвоенных реакторах.
Синхронные компенсаторы присоединяются непосредственно к обмотке НН трансформатора (АТ) по блочной схеме 4 с пуском через реактор.
Батареи статических конденсаторов при их присоединении на НН подключаются обычно к секциям РУ низкого напряжения.
В Приложении приведены значения УСП для комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10 – 110 кВ (табл. П.14, 15) в целом на подстанцию, включая постоянную часть затрат и стоимость трансформаторов. УСП для открытых и закрытых подстанций даны для ПС с гибкой ошиновкой, выполненных по типовым схемам электрических соединений распредустройств (рис. 1, табл. 2-1) и ориентированных на применение оборудования отечественного производства. В Приложении приведены УСП по отдельным составляющим ПС (ОРУ и ЗРУ, ячейкам РУ, трансформаторам и АТ, установкам для компенсации реактивной мощности).
Для определения капитальных вложений в строительство подстанций следует просуммировать стоимости распределительных устройств, силовых трансформаторов, компенсирующих устройств и реакторов, а также постоянную часть затрат на сооружение подстанции.
Приведенные показатели по ЗРУ и ОРУ (табл. П.16 – П.19) учитывают стоимости выключателей, отделителей, разъединителей, короткозамыкателей, трансформаторов тока и напряжения, разрядников, аппаратуры управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также со
|
|
 |
Таблица 2.1
Типовые схемы РУ 35 – 220 кВ
| Номер типо-вой схемы по рис. | Наименование схемы | Область применения | Дополнительные условия применения | ||
| Напряжение, кВ | Сторона подстанции | Количество присоединяемых линий | |||
| 1 | Блок (линия – трансформатор) с разъединителем | 35 – 330 | ВН | 1. Тупиковые ПС, питаемые линиями без ответвлений 2. Охват трансформатора линейной защитой со стороны питающего конца или передача телеотключающего импульса | |
| 2 | Блок (линия – трансформатор) с предохранителем | ВН | 1. Тупиковые и ответвительные ПС 2. Обеспечение предохранителем надёжной защиты трансформатора 3. Селективность с защитой линий НН 4. Селективность с защитой питающей линии (при присоединении к ней более одной ПС) | ||
| 3 | Блок (линия – трансформатор) с отделителем | 35 – 220 | ВН | 1. Тупиковые и ответвительные ПС 2. Необходимость автоматического отключения повреждённого трансформатора от линии, питающей несколько ПС 3. Для 35 кВ – при несоблюдении условий для применения схемы 2 | |
| 4 | Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий | 35 – 220 | ВН | Тупиковые и ответвительные ПС | |
| 5 | Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов | 35 – 220 | ВН | 1. Проходные ПС 2. Мощность трансформаторов не более 125 МВА |
Окончание табл. 2.1
| 3. При отсутствии ОАПВ на ВЛ (для 220 кВ) | |||||
| 6 | Сдвоенный мостик с отделителями в цепях трансформаторов | ВН | 1. Отсутствие перспективы увеличения количества линий 2. Допустимость разрыва транзита при отключении средней линии или ревизии выключателя | ||
| 7 | Четырёхугольник | 220 – 750 | ВН | На напряжении 220 кВ – при невыполнении условий для применения схем 4 и 5 | |
| 8 | Расширенный четырёхугольник | 220 – 330 | ВН | 1. Отсутствие перспективы увеличения количества линий 2. Наличие двух ВЛ, не имеющих ОАПВ | |
| 9 | Одна секционированная система шин | ВН, СН, НН | – | ||
| 10 | Одна секционированная система шин с обходной с отделителями в цепях трансформаторов и совме- щённым секционным и обходным выключателями | ВН | До 4 | 1. Количество радиальных ВЛ не более одной на секцию 2. Возможность деления РУ на время ремонта любого выключателя | |
| 11 | Одна секционированная система шин с обходной с совмещённым секционным и обходным выключателями | 110 – 220 | ВН, СН | До 4 | 1. Количество радиальных ВЛ не более одной на секцию 2. Возможность деления РУ на время ремонта любого выключателя |
| 12 | Одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями | 110 – 220 | ВН, СН | 5 – 13 | Количество радиальных ВЛ не более одной на секцию |
| 13 | Две несекционированные системы шин с обходной | 110 – 220 | ВН, СН | 5 – 13 | При невыполнении условий для применения схемы 12 |
Расчётные стоимости трансформаторов и автотрансформаторов приведены в табл. П.20 – П.22.
Расчётные стоимости синхронных компенсаторов (табл. П.23) кроме стоимости собственно компенсатора включают затраты на систему охлаждения, газовое и масляное хозяйства, РУ 10 – 20 кВ, силовые и контрольные кабели, а также строительно-монтажные работы по сооружению зданий, фундаментов и монтажу оборудования.
Стоимость конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности приведены в табл. П.24, а стоимости токоограничивающих и дугогасящих реакторов соответственно в табл. П.25 – П.27.
В табл. П.28 приведены данные об удельном весе строительно-монтажных работ и оборудования в общем объёме капитальных вложений в электросетевые объекты.
Показатели постоянной части затрат по подстанции (табл. П.29) учитывают полную расчётную стоимость (включая оборудование и строительно-монтажные работы), в том числе затраты по подготовке и благоустройству территории, обустройство общеподстанционного пункта управления, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутриплощадочных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общестанционных элементов.
Укрупнённые стоимостные показатели распространяются как на вновь сооружаемые, так и на расширяемые и реконструируемые подстанции.
При необходимости приближенной оценки стоимости реконструкции подстанции можно использовать приводимые укрупненные показатели стоимости со следующими коррективами:
1. Стоимость дополнительной установки (или замены) трансформаторов принимается по полной расчетной стоимости устанавливаемого трансформатора.
2. Стоимость расширения РУ с выключателями принимается по стоимости дополнительных ячеек (исходя из схемы РУ после реконструкции).
3. Стоимость расширения РУ без выключателей принимается равной разности между стоимостью РУ до и после реконструкции.
4. Стоимость сооружения дополнительного РУ учитывается как на вновь сооружаемой подстанции.
5. Кроме перечисленных выше капитальных работ, следует также учесть постоянную часть затрат в соответствии со схемой подстанции после реконструкции в следующих размерах (в процентах величин, приведенных в табл. П.26):
- при установке (или замене) трансформаторов – 30%;
- при расширении ОРУ высшего напряжения на одну-две ячейки (если общее количество выключателей после реконструкции не более пяти) или на большее число ячеек для любой схемы – 30%;
- при реконструкции ОРУ с принципиальным изменением схемы – 50%;
- при реконструкции ОРУ с переводом на более высокое номинальное напряжение – 90%;
- при сооружении ОРУ среднего напряжения на подстанции с двумя напряжениями следует учесть разность постоянной части затрат для соответствующих подстанций с тремя и двумя напряжениями;
- постоянная часть затрат не учитывается при расширении ОРУ высшего напряжения на одну-две ячейки и общем количестве выключателей после реконструкции более пяти, а также в случаях, если возможность выполняемой реконструкции предусматривалась заранее при сооружении подстанции.
При выполнении одновременно нескольких видов работ (например, расширение ОРУ и замена трансформаторов) постоянная часть затрат учитывается только 1 раз (по наибольшему значению).
6. Из общей суммы затрат на реконструкцию следует вычесть возвратную стоимость демонтируемого оборудования, которое может быть использовано на других объектах, 
:
, (2.1)
где 
- первоначальная стоимость демонтируемого оборудования; 
- норма амортизационных отчислений на реновацию, % (см. табл. П.1); 
- время эксплуатации оборудования до его демонтажа, лет.