Приложение 3
к протоколу заседания Правления
ОАО РАО «ЕЭС России»
от 21.01.2008 № 1805пр

ОАО «ФСК ЕЭС»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

Электроэнергетические системы

УКРУПНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТОИМОСТИ СООРУЖЕНИЯ (РЕКОНСТРУКЦИИ) ПОДСТАНЦИЙ 35-750 кВ И ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ 6,10-750 кВ

СТО 56947007-29.240.014-2008

Разработан ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы».

Утвержден Советом директоров ОАО «ФСК ЕЭС» (протокол от 05.03.2008 № 56).

Введен в действие Приказом ОАО «ФСК ЕЭС от 18.04.2008 №144

Введен впервые

Содержание
Введение
1. Область применения
2. Сокращения
3. Общие положения и требования
4. Укрупненные показатели стоимости подстанций напряжением 35-750 кВ
5. Укрупненные показатели стоимости ВЛ и КЛ напряжением 6,10-750 кВ
6. Территориальные повышающие коэффициенты
7. Подтверждение соответствия стандарту

Введение

Цели настоящего стандарта определены Федеральным законом от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», Федеральным законом от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании».
Настоящий Стандарт ОАО «ФСК ЕЭС» (далее – Стандарт) устанавливает единые требования для определения стоимости строительства (реконструкции) подстанций напряжением 35-750 кВ, кабельных и воздушных линий электропередачи напряжением 6-750 кВ при расчете предварительной платы за технологическое присоединение электростанций к объектам электросетевого хозяйства.
Стандарт не предназначен для определения стоимости технического задания на разработку схемы выдачи мощности, стоимости разработки схемы выдачи мощности, а также стоимости технических условий.

1. Область применения

Стандарт предназначен для генерирующих компаний, сетевых организаций, субъектов оперативно-диспетчерского управления, а также для иных юридических и физических лиц, осуществляющих (имеющих намерения осуществить) инвестиции в строительство (реконструкцию) электростанций (далее, для данного Стандарта – инвестор). Стандарт устанавливает единые требования к укрупненным показателям стоимости нового строительства (реконструкции) подстанций напряжением 35-750 кВ и воздушных линий электропередачи напряжением 6-750 кВ при осуществлении технологического присоединения электростанций к объектам электросетевого хозяйства.
Стандарт применяется для определения предварительной стоимости нового строительства (реконструкции) подстанций напряжением 35-750 кВ и воздушных линий электропередач напряжением 6-750 кВ вне зависимости от формы собственности и типа электростанции.

2. Сокращения

ВЛ – воздушная линия электропередачи;
КЛ – кабельная линия электропередачи;
ВОЛС – волоконно-оптическая линия связи;
ЗРУ – закрытое распределительное устройство;
КТП – комплектная трансформаторная подстанция;
КРУЭ – комплектное распределительное устройство элегазовое;
ОРУ – открытое распределительное устройство;
ПС – электрическая подстанция;
НДС – налог на добавленную стоимость;
ШР – шунтирующий реактор.

3. Общие положения и требования

3.1. Укрупненные показатели стоимости подстанций и воздушных линий напряжением 6-750 кВ являются справочным материалом при выполнении:
- оценки объемов инвестиций при планировании электросетевого строительства;
- технико-экономических расчетов при сопоставлении вариантных решений в электроэнергетике.
3.2. Система показателей включает в себя:
- укрупненные показатели стоимости строительства подстанций напряжением 35-750 кВ;
- укрупненные показатели стоимости строительства ВЛ напряжением 6-750 кВ
- территориальные корректирующие коэффициенты.
3.3. Укрупненные стоимостные показатели приведены в базисном уровне цен 2000 г. и не включают НДС. В соответствии с Постановлением Госстроя России от 08.04.2002 № 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.
Для определения текущего (прогнозного) уровня цен (цены текущего года) применяются коэффициенты представленные в межрегиональном информационно-аналитическом бюллетене «Индексы цен в строительстве», издаваемом КО-ИНВЕСТ, раздел 1-капитальные вложения, а также прогноз уровня инфляции на период строительства.

4. Укрупненные показатели стоимости реконструкции подстанций напряжением 35-750 кВ

4.1. Укрупненные стоимостные показатели применяются для оценки стоимости расширения (реконструкции) ПС.
4.2. Укрупненные стоимостные показатели приведены для открытых ПС 35-750 кВ с гибкой ошиновкой и закрытых ПС 35-500 кВ, выполненных по типовым схемам электрических соединений распределительных устройств (РУ).
4.3. Укрупненные стоимостные показатели ПС 35-750 кВ приведены по отдельным основным элементам, к которым относятся:
- распределительные устройства и отдельные ячейки выключателей;
- трансформаторы (автотрансформаторы);
- шунтирующие реакторы.
4.4. Показатели стоимости ячейки трехфазного выключателя РУ (кроме КРУЭ) в ценах    2000 г. (таблица 1).

Напряжение, кВ	Стоимость, тыс. руб.	
10	800	
35	2100	
110	6300	
220	12800	
330	18700	
500	23400	
750	69200	

4.5. Показатели стоимости ячейки трехфазного выключателя КРУЭ в ценах 2000 г.   (Таблица 2).

Напряжение, кВ	Стоимость, тыс. руб.	
35	4800	
110	9700	
220	17800	
330	29800	
500	38800	

В стоимость ячейки выключателя КРУЭ не входит стоимость материалов и строительных конструкций для ввода токопровода в ячейку КРУЭ: элегазовый токопровод или кабельные строения и конструкции, включая концевую кабельную муфту. Данные затраты рассчитываются в разделе КЛ.
Стоимость ячеек КРУЭ представлена для широко распространенных условий эксплуатации. При особых условиях эксплуатации применяются повышающие коэффициенты (К): при токах короткого замыкания (ТКЗ) свыше 50 кА К = 1,3; при температуре окружающего воздуха ниже  -50 °C К = 1,1; при наличии требований или технических решений по применению специальных строительных конструкций К = 1,1.
Показатели стоимости ячейки трехфазного выключателя КРУЭ используются в расчете стоимости реконструкции в случае размещении подстанции в условиях городской и/или промышленной застройки, а также в особо загрязненных районах.
4.6. Показатели стоимости ячейки шунтирующих реакторов, в ценах 2000 г. (Таблица 3).

Напряжение, кВ	Мощность, Мвар	Стоимость ячейки реактора	
Управляемый ШР	
110	25	19800	
220	100	42600	
330/500	180	86700	
Неуправляемый ШР	
500	60*	18900	
750	110*	29900	
_______________
*Стоимость дана для реактора в однофазном исполнении. При расчетах необходимо учитывать как минимум 3 фазы.

4.7. Показатели стоимости ячейки (авто) трансформаторного оборудования, в ценах 2000 г. (Таблица 4).

Напряжение, кВ	Мощность, МВА	Стоимость ячейки трансформатора	
35	10	3900	
	16	4700	
	25	6700	
110	25	7030	
	40	9900	
	63	14200	
	80	16970	
220	40	11200	
	63	16300	
	80	19020	
	125	25970	
	200	39500	
	250	48700	
	400	76000	
330	200	42800	
	250	51250	
	400	78070	
500/110	250	54700	
	400	82450	
	135*	29030	
500/220	167*	31800	
	267*	48700	
	500	99300	
750	333*	82060	
	417*	101010	
______________
*Стоимость дана для автотрансформатора в однофазном исполнении. При расчетах необходимо учитывать как минимум 3 фазы.

4.8. Порядок расчета стоимости реконструкции ПС 35-750 кВ для включения в плату за технологическое присоединение к электрической сети:
4.8.1. В плату за технологическое присоединение, включается стоимость следующих основных элементов подстанции:
- ячейка трехфазного выключателя РУ;
- ячейка управляемого шунтирующего реактора;
- ячейка (авто) трансформаторного оборудования в трехфазном исполнении.
4.8.2. Класс напряжения и количество ячеек трехфазного выключателя РУ и ячеек управляемого шунтирующего реактора, учитываемых при расчете платы за технологическое присоединение определяется в соответствии с со Стандартом «Определение предварительных технических решений по выдаче мощности электростанций», по следующему принципу: для каждой необходимой для выдачи мощности генератора ВЛ (КЛ) на подстанции должна сооружаться одна ячейка трехфазного выключателя РУ и одна ячейка управляемого шунтирующего реактора, соответствующего класса напряжения.
4.8.3. Класс напряжения и количество ячеек (авто) трансформаторного оборудования учитываемых при расчете платы за технологическое присоединение определяется в соответствии с со Стандартом «Определение предварительных технических решений по выдаче мощности электростанций», по следующему принципу: для каждой необходимой для выдачи мощности генератора ВЛ (КЛ) на подстанции должна сооружаться одна ячейка (авто) трансформаторного оборудования соответствующего класса напряжения, мощностью не менее чем разность Номинальной мощности присоединяемых генераторов (PГном) и Свободной пропускной способностью схемы выдачи мощности электростанции (PСХсв).
4.8.4. Стоимость соответствующих элементов подстанции определяется в соответствии с таблицами 5 (6), 7 и 8 настоящего Стандарта.
4.8.5. В плату за технологическое присоединение включаются также затраты указанные в п. 4.11 настоящего Стандарта.
4.9. Для ячеек выключателей в стоимость входят: высоковольтные элегазовые выключатели, разъединители, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, оборудование релейной защиты ячейки выключателя, строительно-монтажные работы ячейки с учетом стоимости материалов.
4.10. Для ячеек трансформаторов (реакторов) в стоимость включены трансформаторы (реакторы), ограничители перенапряжения, оборудование релейной защиты трансформатора (реактора), строительно-монтажные работы ячейки с учетом стоимости материалов.
4.11. Для получения полной стоимости к сумме показателей таблиц 5 (6), 7 и 8 добавляют следующие затраты:
2 % - благоустройство, временные здания и сооружения;
11 % - проектно-изыскательские работы и авторский надзор;
8 % - затраты на общеподстанционные устройства: автоматизация, управление и связь, собственные нужды и система оперативного постоянного тока;
15 % - затраты на подготовку территории, строительство зданий, ограждения и инженерных сетей: срезка растительного слоя, подсыпка и выравнивание площадки, водоснабжение и пожаротушение, канализация, маслоуловители, ограждение, общеподстанционные здания и сооружения.
2 % - содержание Дирекции строительства;
5 % - прочие работы и затраты.

5. Укрупненные показатели стоимости ВЛ и КЛ напряжением 6,10-750 кВ

5.1. Базисные показатели стоимости ВЛ (Таблица 5).

Напряжение ВЛ, кВ	Базисные показатели стоимости одноцепной ВЛ переменного тока, тыс. руб./км	Базисные показатели стоимости двухцепной ВЛ переменного тока, тыс. руб./км	
6-10	700	950	
35	870	1400	
110	1100	1600	
220	1590	2800	
330	2450	3660	
500	4000		
750	6500		

Стоимость прокладки ВОЛС в грозотросе ВЛ учитывается в размере 360 тыс. руб./км в базисных показателях стоимости, с учетом оборудования связи на концах ВЛ.
5.2. Базисные показатели стоимости КЛ (Таблица 6).

Напряжение КЛ, кВ	Базисные показатели стоимости КЛ 1 цепь в траншее (в ценах 2000 г.), тыс. руб./км	Базисные показатели стоимости КЛ 2 цепи в траншее (в ценах 2000 г.), тыс. руб./км	
6-10	1300	2100	
35	3000	5600	
	Базисные показатели стоимости КЛ   3 фазы (1 цепь) в коллекторе (в ценах 2000 г.) тыс. руб./км	Базисные показатели стоимости КЛ   6 фаз (2 цепи) в коллекторе (в ценах 2000 г.) тыс. руб./км	
110	15300	19800	
220	28900	37600	
330	43400	56400	
500	57800	75100	

5.3. Укрупненные стоимостные показатели приведены в базисном уровне и не включают НДС.
5.4. Для получения полной стоимости ВЛ и КЛ к показателям п. 5.1., 5.2. и стоимости ВОЛС добавляют следующие затраты:
2 % - временные здания и сооружения;
11 % - проектно-изыскательские работы и авторский надзор;
2 % - содержание Дирекции строительства;
5 % - прочие работы и затраты.
5.5. Затраты на отвод земельного участка (изъятие, представление и передача его в собственность или аренду, а также по аренде земельного участка в период строительства) определяются в соответствии с земельным законодательством РФ, а также положений утвержденных соответствующей территориальной администрацией субъекта РФ.
5.6. Коэффициенты для учета усложняющих условий строительства ВЛ и КЛ, предельные значения (Таблица 7)

Условия строительства ВЛ	Коэффициент	
В условиях городской промышленной застройки	1,62	

6. Территориальные повышающие коэффициенты

6.1. Территориальные повышающие коэффициенты к базисной стоимости подстанций и линий электропередачи, предельные значения.

Субъект Российской Федерации	Территориальный коэффициент	
Республика Адыгея (Адыгея, Майкоп)	1,3	
Республика Алтай (Горно-Алтайск)	1,6	
Республика Башкортостан (Уфа)	1,1	
Республика Бурятия (Улан-Удэ)	1,7	
Республика Дагестан (Махачкала)	1,4	
Республика Ингушетия (Назрань)	1,4	
Кабардино-Балкарская Республика (Нальчик)	1,2	
Республика Калмыкия (Элиста)	1,0	
Карачаево-Черкесская республика (Черкесск)	1,4	
Республика Карелия (Петрозаводск)	1,2	
Республика Коми (Сыктывкар)	1,4	
Республика Марий Эл (Йошкар-Ола)	1,1	
Республика Мордовия (Саранск)	1,0	
Республика Саха /Якутия/ (Якутск)	1,9	
Республика Северная Осетия - Алания (Владикавказ)	1,2	
Республика Татарстан /Татарстан/ (Казань)	1,0	
Республика Тыва (Кызыл)	1,8	
Удмуртская Республика (Ижевск)	1,1	
Республика Хакасия (Абакан)	1,7	
Чеченская Республика (Грозный)	1,4	
Чувашская Республика - Чувашия (Чебоксары)	1,0	
Алтайский край (Барнаул)	1,6	
Краснодарский край (Краснодар)	1,1	
Красноярский край (Красноярск)	1,4	
Приморский край (Владивосток)	1,5	
Ставропольский край (Ставрополь)	1,1	
Хабаровский край (Хабаровск)	1,5	
Амурская область (Благовещенск)	1,5	
Архангельская область (Архангельск)	1,3	
Астраханская область (Астрахань)	1,1	
Белгородская область (Белгород)	1,0	
Брянская область (Брянск)	1,0	
Владимирская область (Владимир)	1,0	
Волгоградская область (Волгоград)	1,1	
Вологодская область (Вологда)	1,1	
Воронежская область (Воронеж)	1,0	
Ивановская область (Иваново)	1,0	
Иркутская область (Иркутск)	1,5	
Калининградская область (Калининград)	1,2	
Калужская область (Калуга)	1,0	
Камчатская область (Петропавловск-Камчатский)	2,0	
Кемеровская область (Кемерово)	1,3	
Кировская область (Киров)	1,1	
Костромская область (Кострома)	1,1	
Курганская область (Курган)	1,1	
Курская область (Курск)	1,0	
Ленинградская область (Санкт-Петербург)	1,1	
Санкт-Петербург	1,4	
Липецкая область (Липецк)	1,0	
Магаданская область (Магадан)	2,0	
Московская область	1,1	
Москва	1,4	
Мурманская область (Мурманск)	1,3	
Нижегородская область (Нижний Новгород)	1,0	
Новгородская область (Новгород)	1,1	
Новосибирская область (Новосибирск)	1,3	
Омская область (Омск)	1,3	
Оренбургская область (Оренбург)	1,2	
Орловская область (Орел)	1,0	
Пензенская область (Пенза)	1,0	
Пермская область (Пермь)	1,2	
Псковская область (Псков)	1,1	
Ростовская область (Ростов-на-Дону)	1,0	
Рязанская область (Рязань)	1,0	
Самарская область (Самара)	1,0	
Саратовская область (Саратов)	1,0	
Сахалинская область (Южно-Сахалинск)	2,1	
Свердловская область (Екатеринбург)	1,3	
Смоленская область (Смоленск)	1,0	
Тамбовская область (Тамбов)	1,0	
Тверская область (Тверь)	1,0	
Томская область (Томск)	1,5	
Тульская область (Тула)	1,0	
Тюменская область (Тюмень)	1,5	
Ульяновская область (Ульяновск)	1,0	
Челябинская область (Челябинск)	1,3	
Читинская область (Чита)	1,8	
Ярославская область (Ярославль)	1,0	
Еврейская автономная область (Биробиджан)	1,5	
Агинский Бурятский автономный округ (пгт Агинское)	1,4	
Коми-Пермяцкий автономный округ (Кудымкар)	1,2	
Корякский автономный округ (пгт Палана)	2,0	
Ненецкий автономный округ (Нарьян-Мар)	1,6	
Таймырский (Долгано-Ненецкий) автономный округ (Дудинка)	1,7	
Усть-Ордынский Бурятский автономный округ (пгт Усть-Ордынский)	1,4	
Ханты-Мансийский автономный округ (Ханты-Мансийск)	1,5	
Чукотский автономный округ	2,1	
Эвенкийский автономный округ (пгт Тура)	1,3	
Ямало-Ненецкий автономный округ (Салехард)	1,7	

7. Подтверждение соответствия стандарту

Подтверждение соответствия Стандарту субъекты электроэнергетики осуществляют в форме добровольной сертификации в соответствии с действующим законодательством.